Estudio de la Estrategia Nacional de Participación de

Bolivia: National Strategy Study for the Participation of Bolivia in
the Clean Development Mechanism, 2001 (Part 1: pages 1 - 159)
REPUBLI CA DE BOLI VI A
D E S AR R O L LO S O ST E NI BL E Y P L ANI FI C ACI Ó N
M I NI ST E R I O D E
D E S P AC H O D E L V I C E M I N I S T R O D E M E D I O A M B I E N T E , R E C U R S O S N AT U R AL E S Y D E S AR R O L L O
F O R E S T AL
PROGR AMA N ACI ONAL DE CAMBI OS CLI MÁTI COS
BANCO M UNDI AL – PROGR AMA DE ESTUDI OS DE ESTR ATEGI A NACI ONAL
M DSP
PNCC
Estudio de la Estrategia Nacional de
Participación de Bolivia en el Mecanismo de
Desarrollo Limpio del Protocolo de Kioto
La Paz – Bolivia, Agosto del 2001
P R O G R A M A N A C I O N A L D E C A M B I O S C L I M Á T I C O S , V M AR N D F - M D S P
TEL: +591-2-311813, FAX: +591-2-311813
E - M A I L : [email protected]
http://www.rds.org.bo ( M e d i o Am b i e n t e - P N C C )
E E N
B o l i v i a
Prólogo
Bolivia al haber ratificado el Protocolo de Kioto de la Convención Marco de las Naciones
Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) en 1999, se adhiere a un movimiento mundial
orientado a convertir en acción el objetivo último de la CMNUCC, el cual es estabilizar las
concentraciones de gases de efecto invernadero, a un nivel que impida interferencias
antropógenas peligrosas en el sistema climático.
En ese contexto Bolivia puede ofrecer al mundo opciones de reducción y sumideros de
Carbono, como una opción costo-efectiva para reducir y prevenir emisiones de gases de efecto
invernadero, contribuyendo de esta manera a la mitigación del cambio climático y a la
conservación de la biodiversidad como objetivos entrelazados de la Conferencia de las
Naciones Unidas para el Medio Ambiente y el Desarrollo (CNUMAD) y otros acuerdos
ambientales internacionales.
El Estudio de la Estrategia Nacional de Participación en el Mecanismo de Desarrollo Limpio
del Protocolo de Kioto (EEN) presentado por el Ministerio de Desarrollo Sostenible y
Planificación y el Viceministro de Medio Ambiente, Recursos Naturales y Desarrollo Forestal,
es un esfuerzo del Gobierno de Bolivia desarrollado gracias a la cooperación del Gobierno de
Suiza, a través del Banco Mundial y apoyo del Programa de las Naciones Unidas para el
Desarrollo (PNUD), a quienes deseo expresar mi agradecimiento.
El EEN pretende constituirse en una herramienta para los decisores políticos de Bolivia y otros
países, así como para aquellos promotores de proyectos enmarcados en el Mecanismo de
Desarrollo Limpio del Protocolo de Kioto, toda vez que muestra con precisión los potenciales
existentes en el país para mitigar Gases de Efecto Invernadero (GEI) y que bien podrían
llevarse adelante a través de proyectos en diversas áreas y sectores de la economía nacional.
El documento pretende también mostrar a los diferentes países desarrollados que suscribieron
el Protocolo de Kioto y que próximamente lo ratificarán, las oportunidades que pueden
encontrar en Bolivia para reducir emisiones de GEI, con lo cual se busca nuevas alternativas
de inversión destinadas a luchar contra la pobreza, garantizar el desarrollo sostenible y lograr
un equilibrio productivo con el medio ambiente.
Lic. Ramiro Cavero Uriona
Ministro de Desarrollo Sostenible y Planificación
E E N
B o l i v i a
Presentación
El Estudio de la Estrategia Nacional de Participación en el Mecanismo de Desarrollo Limpio
(EEN) del Protocolo de Kioto, que se presenta a la opinión pública, se constituye en un nuevo
elemento del proceso que el Gobierno de Bolivia viene imprimiendo en el cumplimiento de
sus obligaciones asumidas a partir de la ratificación de la Convención de las Naciones Unidas
sobre el Cambio Climático y posteriormente del Protocolo de Kioto.
Este Estudio es el fruto de una serie de consultas y consideraciones realizadas con los sectores
involucrados en la temática del cambio climático, con especial énfasis en la sociedad civil y el
sector privado. En este marco, ha sido analizado por los miembros del Comité Impulsor
formado exclusivamente para éste efecto y el Consejo Interinstitucional del Cambio Climático
y se plantea como una interesante opción para llevar adelante proyectos que se enmarquen en
el Mecanismo del Desarrollo Limpio del Protocolo de Kioto.
El estudio no sólo analiza las potencialidades del país para proyectos MDL en el marco del
mercado internacional, sino desarrolla un análisis del diseño institucional que fortalezca el
proceso de mercadeo e información de éste tipo de iniciativas ya sean privadas o estatales, y
plantea un portafolio de potenciales proyectos en diversos sectores.
Este esfuerzo no hubiera sido posible sin la cooperación del Gobierno de Suiza y su Secretaría
de Economía (SECO), quien a través del Programa de Estudios de Estrategias Nacionales
(NSS) del Banco Mundial, prestó el soporte financiero para este trabajo ejecutado por el
Programa Nacional de Cambios Climáticos (PNCC) de Bolivia, el cual además recibió el
apoyo del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) en las actividades de
difusión del mismo.
Sin duda es de destacar al Programa Nacional de Cambios Climáticos (PNCC) y los
consultores del EEN, por el trabajo realizado y por el rol de coordinación que desempeñan con
las diferentes entidades del Estado y de la Sociedad Civil comprometidas con el proceso de la
Convención el Cambio Climático en Bolivia, así como a las autoridades que me precedieron y
que apuntalaron este Estudio.
De esta manera el Despacho a mi cargo quiere dejar establecido el cumplimiento a los
compromisos asumidos con la cooperación internacional en el marco de la transparencia y la
eficiencia y que permiten hoy presentar este importante trabajo a la opinión pública nacional e
internacional.
Lic. Hernán Cabrera Francidakiz
Viceministro de Medio Ambiente, Recursos Naturales y Desarrollo Forestal
3
E E N
B o l i v i a
Tabla de Contenido
PRÓLOGO ............................................................................................................................................................. 2
PRESENTACIÓN .................................................................................................................................................. 3
TABLA DE CONTENIDO .................................................................................................................................... 4
SIGLAS Y ABREVIACIONES........................................................................................................................... 10
RESUMEN EJECUTIVO.................................................................................................................................... 11
CAPÍTULO 1
REVISIÓN DE ESTUDIOS EXISTENTES Y PANORAMA GENERAL SOBRE LA CONVENCIÓN DE
CAMBIO CLIMÁTICO ...................................................................................................................................... 17
1. INTRODUCCIÓN............................................................................................................................................ 19
2. LA CONVENCIÓN MARCO DE LAS NACIONES UNIDAS SOBRE EL CAMBIO CLIMÁTICO .... 19
2.1. AVANCES EN EL ENTENDIMIENTO DEL CAMBIO CLIMÁTICO ........................................................................ 19
2.2. POR LOS CAMINOS DE LA CONVENCIÓN SOBRE EL CAMBIO CLIMÁTICO ...................................................... 21
2.2.1. La Experiencia de las Actividades Implementadas Conjuntamente..................................................... 25
2.3. EL PROTOCOLO DE KIOTO ............................................................................................................................ 29
2.4. LOS MECANISMOS DE FLEXIBILIDAD DEL PROTOCOLO DE KIOTO ................................................................ 31
2.4.1. El Artículo 6 del Protocolo de Kioto.................................................................................................... 32
2.4.2. El Artículo 12 del Protocolo de Kioto.................................................................................................. 32
2.4.3. El Artículo 17 del Protocolo de Kioto.................................................................................................. 33
2.4.4. Otras Consideraciones sobre el Protocolo de Kioto y sus Mecanismos .............................................. 33
2.5. LA OPERACIÓN DEL MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO Y LAS NEGOCIACIONES DE CAMBIO CLIMÁTICO
............................................................................................................................................................................ 34
2.5.1. Competitividad del Mecanismo de Desarrollo Limpio Respecto a los otros Mecanismos de
Flexibilidad .................................................................................................................................................... 34
3. ACTIVIDADES NACIONALES RELEVANTES RELACIONADAS AL CAMBIO CLIMÁTICO, A
LAS ACTIVIDADES IMPLEMENTADAS CONJUNTAMENTE Y AL MECANISMO DE
DESARROLLO LIMPIO.................................................................................................................................... 43
3.1. INVENTARIO DE EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO ............................................................... 44
3.2. ANÁLISIS DE VULNERABILIDAD Y ADAPTACIÓN AL CAMBIO CLIMÁTICO .................................................... 47
3.3. ANÁLISIS DE OPCIONES DE MITIGACIÓN DE EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO .................... 53
3.4. PLAN NACIONAL DE ACCIÓN SOBRE EL CAMBIO CLIMÁTICO ....................................................................... 59
3.5. ESTRATEGIA NACIONAL DE IMPLEMENTACIÓN DE LA CONVENCIÓN EN BOLIVIA ........................................ 61
3.6. PROYECTOS DE ACTIVIDADES IMPLEMENTADAS CONJUNTAMENTE ............................................................. 62
4. BIBLIOGRAFÍA.............................................................................................................................................. 64
E E N
B o l i v i a
CAPÍTULO 2
OPCIONES PARA REDUCIR LAS EMISIONES DE GEI EN BOLIVIA: CANTIDADES Y COSTOS .. 67
1. INTRODUCCIÓN............................................................................................................................................ 68
2. EMISIONES PASADAS EN BOLIVIA ......................................................................................................... 69
2.1. ANÁLISIS DE LAS RAZONES DE LAS EMISIONES EN BOLIVIA......................................................................... 71
2.2. DATOS PARA LAS PROYECCIONES DE LAS EMISIONES .................................................................................. 72
3. ESCENARIOS ECONÓMICOS..................................................................................................................... 72
3.1. ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DEL PRODUCTO INTERNO BRUTO SECTORIAL ................................................. 72
3.2. ESCENARIOS MACROECONÓMICOS............................................................................................................... 75
3.2.1. Escenario Tendencial Agropecuario.................................................................................................... 79
3.2.2. Escenario Optimista Agropecuario...................................................................................................... 79
3.2.3. Escenario Tendencial Energético......................................................................................................... 80
3.2.4. Escenario Optimista Energético........................................................................................................... 81
4. PROYECCIONES DE EMISIONES EN BOLIVIA ..................................................................................... 83
4.1. LÍNEA DE BASE – USO DE LA TIERRA Y CAMBIO EN EL USO DE LA TIERRA Y ACTIVIDADES FORESTALES ... 89
4.2. LÍNEA DE BASE - ENERGÍA ........................................................................................................................... 90
5. MEDIDAS PARA LA MITIGACIÓN DE EMISIONES.............................................................................. 95
5.1. SECTOR DE USO DE LA TIERRA Y CAMBIO EN EL USO DE LA TIERRA Y ACTIVIDADES FORESTALES............. 95
5.2. SECTOR AGRICULTURA Y GANADERÍA ......................................................................................................... 99
5.3. RESULTADOS GENERALES PARA LOS SECTORES LULUCF Y AGRICULTURA Y GANADERÍA ...................... 101
5.4. SECTOR ENERGÍA ....................................................................................................................................... 101
5.4.1. Sector Residencial .............................................................................................................................. 102
5.4.2. Sector Comercial................................................................................................................................ 106
5.4.3. Sector Industrial................................................................................................................................. 107
5.4.4. Sector Transporte............................................................................................................................... 108
5.4.5. Generación Eléctrica ......................................................................................................................... 109
5.5. RESULTADOS GENERALES PARA EL SECTOR ENERGÉTICO ......................................................................... 110
6. ANÁLISIS DE COSTOS ............................................................................................................................... 112
6.1. COSTOS PARA LAS OPCIONES DE MITIGACIÓN EN LOS SECTORES LULUCF, AGRICULTURA Y GANADERÍA
.......................................................................................................................................................................... 112
6.2. COSTOS MARGINALES DE MITIGACIÓN DE EMISIONES ............................................................................... 113
7. CATEGORIZACIÓN DE MEDIDAS DE MITIGACIÓN PARA GENERAR PROYECTOS .............. 118
8. POTENCIAL NACIONAL DE MITIGACIÓN DE EMISIONES ............................................................ 119
9. CONCLUSIONES.......................................................................................................................................... 124
10. IDENTIFICACIÓN DE VACÍOS Y AREAS DE INVESTIGACIÓN FUTURA .................................. 128
11. BIBLIOGRAFÍA.......................................................................................................................................... 130
5
E E N
B o l i v i a
CAPÍTULO 3
EL MERCADO INTERNACIONAL DE GASES DE EFECTO INVERNADERO, SU POTENCIALIDAD
PARA BOLIVIA Y OTRAS DETERMINANTES QUE AFECTAN A LAS DECISIONES DE
INVERSIÓN EN BOLIVIA .............................................................................................................................. 133
1. INTRODUCCIÓN.......................................................................................................................................... 134
2. DISEÑO DEL MERCADO DE GEI ............................................................................................................ 135
2.1. INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................................... 135
2.2. VISIÓN SOBRE EL COMERCIO DE GASES DE EFECTO INVERNADERO ENTRE PAÍSES ANEXO I..................... 136
2.3. DISEÑO DE OPCIONES PARA EL MDL ........................................................................................................ 139
2.3.1. El Modelo Bilateral............................................................................................................................ 139
2.3.2. El Modelo Multilateral....................................................................................................................... 139
2.3.3. El Modelo Unilateral ......................................................................................................................... 140
2.3.4. Fungibilidad (Transabilidad) de CERs .............................................................................................. 141
2.3.5. Cámara de Compensaciones para el MDL (Clearinghouse) ............................................................. 141
2.3.6. Intercambio de Proyectos MDL ......................................................................................................... 142
2.3.7. MDL y Sumideros............................................................................................................................... 142
2.4. CUMPLIMIENTO, CONTABILIDAD Y VIABILIDAD DE PERMISOS DE EMISIONES DE GASES DE EFECTO
INVERNADERO .................................................................................................................................................. 143
2.5. INTERCAMBIO RESTRINGIDO (LÍMITES)...................................................................................................... 146
3. EL ROL DE LOS ACTORES POTENCIALES EN EL MERCADO DE GASES DE EFECTO
INVERNADERO................................................................................................................................................ 147
3.1. INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................................... 147
3.2. PASOS DE LA CADENA DE VALORES DE LOS PROYECTOS MDL.................................................................. 148
3.2.1. Desarrollo del Portafolio de Proyectos ............................................................................................. 148
3.2.2. Selección del Proyecto ....................................................................................................................... 148
3.2.3. Aprobación del Proyecto.................................................................................................................... 148
3.2.4. Desarrollo del Proyecto - Estudio de Factibilidad ............................................................................ 148
3.2.5. Validación del Proyecto ..................................................................................................................... 149
3.2.6. Implementación del Proyecto ............................................................................................................. 150
3.2.7. Monitoreo........................................................................................................................................... 150
3.2.8. Verificación ........................................................................................................................................ 150
3.2.9. Certificación....................................................................................................................................... 150
3.2.10. Uso de los Créditos .......................................................................................................................... 151
3.3. REVISIÓN DEL ROL DE LOS ACTORES DEPENDIENDO DEL MODELO PARA EL MDL.................................... 151
4. PRODUCTOS FINANCIEROS................................................................................................................... 153
4.1. INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................................... 153
4.2. FONDOS DE CARBONO Y OTROS PRODUCTOS FINANCIEROS ...................................................................... 153
4.2.1. Fondos de Carbono en la Actualidad................................................................................................. 154
4.2.2. Fondo Prototipo de Carbono (Prototype Carbon Fund - PCF)......................................................... 155
4.2.3. Brokers de GEI................................................................................................................................... 156
4.2.4. Seguros............................................................................................................................................... 156
4.2.5. Futuros ............................................................................................................................................... 157
4.2.6. Opciones............................................................................................................................................. 158
4.2.7. Programas de financiamientos para proyectos de mitigación de GEI............................................... 158
5. ANÁLISIS DE MERCADO .......................................................................................................................... 159
5.1. INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................................... 159
5.2. TEORÍA SOBRE LA DEMANDA, OFERTA Y PRECIOS MUNDIALES DE LOS CREDITOS DE GEI ....................... 160
5.2.1. El Mercado de CO2 ............................................................................................................................ 160
5.2.2. Principales Resultados de los Modelos.............................................................................................. 163
6
E E N
B o l i v i a
5.2.3. Las Reglas del Mercado y los Precios de los CERs ........................................................................... 164
5.3. PRECIOS DE COMERCIO EN EL PERÍODO PREVIO AL 2008 – 2012 ............................................................... 171
5.3.1. Teoría General ................................................................................................................................... 171
5.3.2. Resultados de los Modelos ................................................................................................................. 173
5.4. TAMAÑO DEL MERCADO DE GEI, DEL MDL Y DEL MDL INCLUYENDO LULUCF .................................... 173
5.4.1. Tamaño del Mercado del MDL bajo Distintos Escenarios ................................................................ 174
5.4.2. Estimación del Mercado del MDL Incluyendo LULUCF................................................................... 179
5.4.3. Análisis de la Demanda Potencial ..................................................................................................... 180
6. ATRAYENDO LA INVERSIÓN EXTRANJERA A BOLIVIA - PRECIOS DE MERCADO,
PERCEPCIÓN DE LOS INVERSIONISTAS Y REQUERIMIENTOS, COMPETENCIA POTENCIAL
.............................................................................................................................................................................. 182
6.1. INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................................... 182
6.2. TEORÍA SOBRE LA INVERSIÓN EXTRANJERA EN PAÍSES EN DESARROLLO .................................................. 182
6.3. CUESTIONES CLAVE DE INVERSIÓN ............................................................................................................ 183
6.4. COMPETITIVIDAD INTERNACIONAL DE BOLIVIA PARA ATRAER INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA .......... 185
6.4.1. Inversión Extranjera Directa en Latinoamérica ................................................................................ 189
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................................................... 191
8. BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................................................ 192
CAPÍTULO 4
REQUISITOS DOMÉSTICOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE MEDIDAS DE MITIGACIÓN DE
GEI EN EL MARCO DEL MDL...................................................................................................................... 197
1. INTRODUCCIÓN.......................................................................................................................................... 198
2. EL CICLO DEL PROYECTO MDL ........................................................................................................... 199
2.1. DISEÑO DEL PROYECTO .............................................................................................................................. 199
2.2. LA APROBACIÓN Y VALIDACIÓN DEL PROYECTO ....................................................................................... 200
2.3. LA IMPLEMENTACIÓN DEL PROYECTO........................................................................................................ 200
2.4. EL MONITOREO DE LAS REDUCCIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO EN EL PROYECTO ................ 201
2.5. LA VERIFICACIÓN Y CERTIFICACIÓN .......................................................................................................... 201
2.6. LAS FUNCIONES DE LOS GOBIERNOS ANFITRIONES EN UN PROYECTO MDL.............................................. 201
2.7. LOS PROCEDIMIENTOS DE UN PROYECTO MDL (SÍNTESIS)........................................................................ 202
3. MARCO INSTITUCIONAL EXISTENTE EN BOLIVIA ........................................................................ 203
3.1. MARCO NORMATIVO Y REGULATORIO DEL PAÍS ........................................................................................ 203
3.2. SISTEMA DE REGULACIÓN Y SUPERINTENDENCIAS SECTORIALES .............................................................. 203
3.3. INSTITUCIONES RESPONSABLES DEL CAMBIO CLIMÁTICO EN BOLIVIA - EL PUNTO FOCAL NACIONAL DE LA
CMNUCC ........................................................................................................................................................ 204
3.3.1. El Programa Nacional de Cambios Climáticos ................................................................................. 205
3.3.2. El Consejo Interinstitucional del Cambio Climático.......................................................................... 206
3.3.3. El Programa Nacional de Implementación Conjunta (PRONIC) ...................................................... 207
3.4. ANÁLISIS DEL MARCO INSTITUCIONAL EXISTENTE EN RELACIÓN CON EL MDL........................................ 209
4. MARCO INSTITUCIONAL, REGULACIONES Y PROCEDIMIENTOS............................................. 210
4.1. ESCENARIOS DE MARCO INSTITUCIONAL, LEGAL Y REGULATORIO ........................................................... 210
4.1.1. Escenario (Realidad Palpable): Diseño Orgánico del PRONIC ....................................................... 211
4.1.2. Escenario (Ideal): Oficina Boliviana del MDL.................................................................................. 213
4.2. LA PROPUESTA DEL MARCO INSTITUCIONAL (DE LA REALIDAD PALPABLE HACIA LO IDEAL) ................... 214
7
E E N
B o l i v i a
4.2.1. Utilizar al PRONIC Como Entidad Encargada de Satisfacer los Requerimientos Legales y
Administrativos del MDL ............................................................................................................................. 214
4.2.2. Mantener la Estructura Orgánica del PRONIC................................................................................. 215
4.2.3. Modificar el Reglamento del PRONIC Para Adaptarlo a los Requerimientos del MDL ................... 216
4.2.4. Manejar la Imagen de la Institución .................................................................................................. 216
4.2.5. Procedimientos de Aprobación de Proyectos MDL ........................................................................... 217
4.2.6. Desarrollo de un Mecanismo de Promoción...................................................................................... 218
4.2.7. Las Funciones del Directorio Ejecutivo del PRONIC........................................................................ 219
5. APROBACIÓN DE PROYECTOS MDL .................................................................................................... 219
5.1. LA LEGISLACIÓN NACIONAL ...................................................................................................................... 220
5.2. REQUISITOS PARA QUE UN PROYECTO SEA APROBADO COMO PROYECTO MDL ........................................ 221
5.2.1. Análisis del Proceso de Aprobación y los Costos de Transacción..................................................... 223
6. LA FUNCIÓN DE OTRAS INSTITUCIONES EN LA PROMOCIÓN DEL DESARROLLO LIMPIO
.............................................................................................................................................................................. 223
6.1. LOS SISTEMAS DE REGULACIÓN ................................................................................................................. 223
6.2. LOS FONDOS NACIONALES ......................................................................................................................... 224
6.3. LAS CÁMARAS SECTORIALES Y LAS CÁMARAS DE INDUSTRIA Y COMERCIO .............................................. 225
6.4. LAS FUNDACIONES REGIONALES Y ONGS ................................................................................................. 225
6.5. LAS INSTITUCIONES ACADÉMICAS ............................................................................................................. 225
7. BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................................................ 225
CAPÍTULO 5
OPCIONES NACIONALES ............................................................................................................................. 228
1. INTRODUCCIÓN.......................................................................................................................................... 229
2. BENEFICIOS Y RIESGOS DE LOS PROYECTOS MDL ....................................................................... 229
3. ESCENARIOS DE PARTICIPACIÓN EN EL MERCADO ..................................................................... 231
3.1. INGRESO AL MERCADO DEL MDL.............................................................................................................. 232
3.2. REALIZACIÓN DE LAS VENTAJAS COMPARATIVAS DEL PAÍS ...................................................................... 234
3.2.1. Potencial del País............................................................................................................................... 234
3.2.2. Inclusión de Proyectos de Uso de la Tierra y Cambio en el Uso de la Tierra y Actividades Forestales
...................................................................................................................................................................... 236
3.2.3. Establecimiento de Estándares Internacionales................................................................................. 238
3.2.4. Necesidad de un Enfoque Unilateral.................................................................................................. 239
3.2.5. Adopción de un Enfoque Bilateral ..................................................................................................... 240
3.2.6. Procedimientos de Aprobación de Actividades MDL......................................................................... 241
3.3. OPTIMIZACIÓN DE BENEFICIOS ................................................................................................................... 243
3.3.1. Establecimiento de un Régimen Fiscal MDL ..................................................................................... 244
3.3.2. Empleo de Opciones de Mitigación de Bajo Costo ............................................................................ 247
4. ESCENARIO OPTIMO DE PARTICIPACIÓN DE BOLIVIA EN EL MERCADO DEL MDL.......... 250
4.1. COMPONENTES EXTERNOS DE LA ALTERNATIVA PROPUESTA .................................................................... 250
4.2. COMPONENTES INTERNOS DE LA ALTERNATIVA PROPUESTA ..................................................................... 251
5. RECOMENDACIONES PARA ESTUDIOS FUTUROS........................................................................... 252
6. BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................................................ 256
8
E E N
B o l i v i a
CAPÍTULO 6
PORTAFOLIO DE PROYECTOS................................................................................................................... 257
1. NIVEL DE DESARROLLO DE LOS PROYECTOS Y FORMATO DE PRESENTACIÓN ................ 258
1.1. PARTICIPACIÓN DE LOS ACTORES DE LA SOCIEDAD Y USO DE METODOLOGÍAS Y HERRAMIENTAS ........... 258
1.2. LOS PROYECTOS......................................................................................................................................... 259
1.2.1. Agroforesteria para la Prevención de la Deforestación de los Bosques Tropicales Húmedos de la
Región de Ixiamas ........................................................................................................................................ 261
1.2.2. Reforestación y Forestación en las Provincias Inquisivi del Departamento de La Paz y Ayopaya del
Departamento de Cochabamba.................................................................................................................... 265
1.2.3. Reducción de Emisiones Mediante la Prevención del Cambio de Uso del Suelo y el Aprovechamiento
Forestal de Bajo Impacto en La Chonta ...................................................................................................... 269
1.2.4. Implementación de Actividades Forestales Sostenibles en el Area de Amortiguamiento del Parque
Nacional y Area de Manejo Integrado Madidi............................................................................................. 272
1.2.5. Prevención de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero a Través de Sistemas Agroforestales en la
Provincia Velasco del Departamento de Santa Cruz ................................................................................... 279
1.2.6. Proyecto Forestal Sopachuy - Azurduy - Tarvita ............................................................................... 282
1.2.7. Cogeneración de Energía Eléctrica con Bagazo de Caña de Azúcar para el Sistema Interconectado
Nacional ....................................................................................................................................................... 285
1.2.8. Minicentral Hidroeléctrica de Ixiamas .............................................................................................. 289
1.2.9. Conversión de Motores de Gasolina a Gas Natural Comprimido (GNC) en Vehículos de Transporte
Público en la Ciudad de Cochabamba......................................................................................................... 292
ANEXOS ............................................................................................................................................................. 296
ANEXO 1: GUÍA INFORMATIVA PARA LA FORMULACIÓN DE PROYECTOS MDL .................... 297
ANEXO 2: FORMATO UNIFORME DE REPORTE ................................................................................... 317
ANEXO 3: PROPUESTA DEL GOBIERNO DE BOLIVIA SOBRE EL USO DE LA TIERRA, CAMBIO
EN EL USO DE LA TIERRA Y SILVICULTURA........................................................................................ 320
ANEXO 4: PLAN DE ACCIÓN........................................................................................................................ 333
ANEXO 5: DISCUSIÓN CRÍTICA SOBRE LOS SUPUESTOS DE LOS MODELOS Y LOS
RESULTADOS................................................................................................................................................... 335
ANEXO 6: EMISIONES DE GEI EN EL AÑO BASE, OBJETIVOS DE KIOTO, LÍNEAS DE BASE DE
EMISIONES PROYECTADAS, REDUCCIÓN DE EMISIONES REQUERIDAS Y EL TAMAÑO DEL
AIRE CALIENTE EN EL 2010 PARA PAÍSES DEL ANEXO I .................................................................. 337
ANEXO 7: MAXIMISING HOST COUNTRIES' BENEFITS OF CDM: FROM CDM SURPLUS
SHARING TO A CDM TAX REGIME* ......................................................................................................... 339
RECONOCIMIENTOS ..................................................................................................................................... 357
INFORMACIÓN DE CONTACTO ................................................................................................................. 358
9
E E N
B o l i v i a
Siglas y Abreviaciones
AA
AIC
ASL
CE
CER
CICC
CMNUCC
COP
COP/MOP
GEI
GEF
EEN
EIA
ENI
ERU
FNDR
FODA
FONAMA
FONABOSQUE
IC
INRA
IPCC
LULUCF
MDSP
MDL
ONG
PAA
PIB
PK
PNCC
PNUD
PRONIC
SIRESE
SIRENARE
TCO
VMARNDF
Cantidad Asignada (Assigned Amount)
Actividades Implementadas Conjuntamente
Asociación Social de Lugar
Comercio de Emisiones
Reducciones Certificadas de Emisiones (Certified Emission Reductions)
Consejo Interinstitucional del Cambio Climático
Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático
Conferencia de las Partes de la CMNUCC
Conferencia de las Partes sirviendo como Reunión de las Partes del Protocolo de Kioto
Gases de Efecto Invernadero
Fondo para el Medio Ambiente Mundial (Global Environment Facility)
Estudio de la Estrategia Nacional de Participación de Bolivia en el Mecanismo de
Desarrollo Limpio del Protocolo de Kioto
Evaluación de Impacto Ambiental
Estrategia Nacional de Implementación de la CMNUCC
Unidades de Reducción de Emisiones (Emission Reduction Units)
Fondo Nacional de Desarrollo Regional
Fortaleza, Oportunidades, Debilidades, Amenazas
Fondo Nacional del Medio Ambiente
Fondo Nacional de Desarrollo Forestal
Implementación Conjunta
Instituto Nacional de Reforma Agraria
Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático
Uso de la Tierra, Cambio en el Uso de la Tierra y Actividades Forestales (Land-use,
Land-use Change and Forestry)
Ministerio de Desarrollo Sostenible y Planificación
Mecanismo de Desarrollo Limpio
Organización No Gubernamental
Partes de la Cantidad Asignada (Parts of Assigned Amount)
Producto Interno Bruto
Protocolo de Kioto
Programa Nacional de Cambios Climáticos
Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo
Programa Nacional de Implementación Conjunta
Sistema de Regulación Sectorial
Sistema de Regulación de Recursos Naturales
Tierras Comunitarias de Origen
Viceministerio de Medio Ambiente, Recursos Naturales y Desarrollo Forestal
10
E E N
B o l i v i a
Resumen Ejecutivo
Acciones contra el calentamiento global son urgentemente necesarias. El Tercer Informe de Evaluación del Panel
Intergubernamental sobre el Cambio Climático (IPCC) publicado a principios de este año, apoya más que nunca
la conclusión de que el clima global está cambiando debido a las acciones humanas y ratifica que los costos para
enfrentar el cambio climático van a ser muy grandes. En respuesta al desafío del calentamiento global y debido a
la necesidad de que la cooperación internacional se oriente hacia este desafío, tomando en cuenta las
responsabilidades comunes pero diferenciadas entre las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas
sobre el Cambio Climático (CMNUCC), el Gobierno de Suiza en un esfuerzo conjunto con el Banco Mundial han
apoyado varios estudios que analizan las opciones y oportunidades asociadas con la implementación de proyectos
de mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en países en vías de desarrollo y países con
economías en transición. En Bolivia se ha realizado el segundo estudio en Latinoamérica financiado por Suiza
bajo el Programa de Estudios de Estrategia Nacional (EEN) del Banco Mundial.
El objetivo del estudio es suministrar a las autoridades Bolivianas relevantes un marco conceptual de referencia e
instrumentos analíticos para evaluar las opciones propuestas y mejorar el entendimiento de las cuestiones,
problemas y oportunidades presentadas por los mercados internacionales potenciales para reducciones
certificadas de emisiones (CERs) a través del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL).
El estudio ha consolidado y fortalecido los esfuerzos en curso y aquellos finalizados, que han sido dirigidos a la
temática del cambio climático y se han desarrollado en Bolivia a través del Programa Nacional de Cambios
Climáticos, incluyendo la Primera Comunicación Nacional a la CMNUCC y otras actividades relacionadas. En
este sentido, el estudio fue enfocado en mejorar los análisis de opciones de mitigación para los sectores
energético y no energético a niveles macro y sectorial, además los inventarios de GEI de 1994 y sus proyecciones
y para analizar y recomendar el diseño apropiado o rediseño de las instituciones domésticas que permitirían y
facilitarían la participación de Bolivia en los mercados de reducción de emisiones de GEI.
El estudio está dirigido a los decisores políticos de Bolivia y de otros países, como también a los promotores de
proyectos enmarcados en el MDL en el país y otros países en desarrollo, el mundo académico, la creciente
comunidad global del cambio climático y quizás de manera más importante, a los representantes del sector
privado internacional quienes están considerando aventurarse en el mercado emergente de la mitigación de los
GEI.
Los decisores políticos encontrarán sugerencias muy importantes referidas a como diseñar instituciones y reglas
para desarrollar el mercado del cambio climático, de manera que sea favorable a los intereses de la población que
vive en países en desarrollo, el medio ambiente global y también al comercio y cooperación internacionales.
El documento suministra un amplio rango de información para los promotores de proyectos y otras personas y
organizaciones en el mercado de reducción de GEI. Además el Estudio presenta una introducción de las reglas
internacionales del mercado de GEI, proporciona una guía profunda para formular proyectos MDL, como
calcular los impactos del proyecto y como presentar la información.
Los académicos interesados en los problemas del cambio climático encontrarán información primaria interesante
sobre las posibilidades de mitigación de GEI en Bolivia y un desafiante material para discutir cuestiones
políticas, económicas e institucionales.
Los representantes del sector privado de países industrializados se beneficiarán de este documento en el sentido
de que los ayudará en los procesos de toma de decisiones cuando consideren inversiones MDL en Bolivia. Por
esta misma razón, el análisis no solo proporciona una visión general sobre el alcance de las opciones de
mitigación, pero también incluye sugerencias de proyectos, información sobre los arreglos institucionales y
adicionalmente, una visión general sobre el clima para las inversiones y los riesgos para la inversión privada.
11
E E N
B o l i v i a
El estudio ha producido tres resultados principales para apoyar al nivel de toma de decisiones políticas. Primero,
las posiciones Bolivianas de negociación en a) la inclusión de los proyectos de Uso de la Tierra, Cambio en el
Uso de la Tierra y Actividades Forestales (Land-use, Land-use Change and Forestry - LULUCF) en el MDL y b)
el apoyo al modelo unilateral de financiamiento para el MDL. Segundo, los gobiernos anfitriones de proyectos
MDL son estimulados para asegurar que parte de los excedentes del MDL sea retenida de manera efectiva en sus
países. Por ello, se analiza la posibilidad de establecer un régimen de impuestos que tiene grandes ventajas tanto
para los países anfitriones, como para los inversores, como una alternativa a los convenios de distribución de
créditos. Tercero, los criterios propuestos para la aprobación de proyectos MDL son muy simples y directos y
están basados en las leyes y regulaciones existentes en Bolivia.
Como punto de partida, el documento suministra una breve, competente y actualizada introducción a la temática
del cambio climático, al Protocolo de Kioto y al emergente mercado internacional de créditos de emisión.
Adicionalmente, el primer capítulo presenta un panorama general de la información más relevante generada en
Bolivia respecto a la problemática del cambio climático.
El Estudio identifica el potencial de mitigación de GEI de Bolivia, el cual puede ser realizado bajo condiciones
competitivas a través del MDL. El Estudio presenta un panorama general sobre las cantidades y costos
potenciales de mitigación de emisiones en los diferentes sectores de la economía (Capítulo 2). Adicionalmente,
varios proyectos MDL potenciales han sido desarrollados hasta su nivel de prefactibilidad y las características
principales de estos proyectos se describen de manera general en el Capítulo 6 del estudio. Estos estudios de
prefactibilidad servirán ahora como una herramienta de mercadeo del MDL para el Gobierno de Bolivia y
permitirá a los inversores tener un perfil de los proyectos potenciales y de las amplias opciones entre los
diferentes sectores económicos.
Si los mercados internacionales de créditos de emisión logra alcanzar una magnitud significante, será crucial
para Bolivia tener un panorama sobre los precios y expectativas de precios en este mercado. La información
sobre precios permitirá al Gobierno Boliviano realizar un juicio sobre la competitividad de los proyectos
nacionales de mitigación y formular políticas nacionales que atraigan la inversión en proyectos MDL y además,
al mismo tiempo, asegurar que los excedentes generados en los proyectos MDL sean distribuidos de manera
equitativa con Bolivia. Los actores privados en el mercado podrán usar la información de mercado disponible en
Bolivia para negociar condiciones favorables de participación en las actividades MDL.
El Capítulo 3 presenta una valoración de las más recientes expectativas sobre el precio potencial de mercado de
las Reducciones Certificadas de Emisiones (Certified Emission Reductions - CERs). La participación de los
expertos bolivianos en este trabajo puede ser un buen punto de partida para un análisis de mercado más
institucionalizado a ser llevado a cabo en Bolivia. Las decisiones de inversión en el MDL están determinadas por
los costos marginales de mitigación en un país dado y los precios internacionales de los créditos de reducción de
emisiones. En este sentido, numerosos factores son relevantes para definir el clima de inversión en los países
anfitriones, dentro del cual los riesgos e incertidumbres institucionales y políticos, la infraestructura, los
regímenes impositivos y la disponibilidad de los recursos humanos son solo algunos de los ejemplos. El Capítulo
3 de este estudio incluye un análisis sobre la percepción de los inversores sobre Bolivia e indica sus ventajas
comparativas en este sentido, pero también sus desventajas y problemas (Capítulo 3).
El Capítulo 4 suministra profundas sugerencias como diseñar un marco institucional, que sea el más favorable a
la inversión internacional en el nuevo mercado en progreso del MDL y sobre como evitar estas dificultades y
problemas.
Sobre la base del trabajo descrito anteriormente, el Capítulo 5 presenta la estrategia de Bolivia que permitirá al
país maximizar los beneficios provenientes de este nuevo mercado emergente. Por esta razón, algunas de las
recomendaciones serán de interés para el Gobierno Boliviano y los actores principales en los diferentes niveles de
la sociedad, pero también para los Gobiernos de otros países de Latinoamérica y todos los países anfitriones de
proyectos MDL, y finalmente a toda la creciente "comunidad del cambio climático".
12
E E N
B o l i v i a
Principales Resultados del Estudio
Actividades Forestales y Unilateralidad: El estudio apoya fuertemente la posición negociadora de Bolivia
referida a los siguientes puntos: a) la inclusión en el MDL de los proyectos referidos al Uso de la Tierra, Cambio
en el Uso de la Tierra y Actividades Forestales (proyectos LULUCF) y b) la aceptación del financiamiento
unilateral para los proyectos MDL (ver los Capítulos 2, 5 y 6).
Distribución de los excedentes MDL: En el Estudio se presenta un enfoque innovador a la distribución de los
excedentes de proyectos MDL. Se estimula a los gobiernos anfitriones del MDL para asegurar que parte de los
excedentes generados por el MDL sea retenida en los países anfitriones. En este sentido, de manera
complementaria a los convenios de distribución de créditos, se presenta el análisis de un régimen de impuestos,
que podría ofrecer mayores ventajas tanto para los países anfitriones, como para los inversores. La propuesta está
basada en la legislación fiscal existente y puede ser fácilmente implementada (ver Capítulo 5).
Aprobación de actividades MDL: Se delinea un procedimiento directo para la aprobación de los proyectos
MDL, el cual está basado en la legislación existente, aspecto que grandemente facilita la rápida implementación
de las sugerencias de este estudio (ver Capítulos 4 y 5).
Resultados Clave de los Capítulos
Potenciales de Mitigación en los sectores de Uso de la Tierra, Cambio en el Uso de la Tierra y Actividades
Forestales, Energía, Industria y Transporte
•
•
•
•
•
Bolivia podrá ser beneficiada con el Mecanismo de Desarrollo Limpio de manera significativa solo si los
proyectos de protección de bosques y reforestación son elegibles en el marco del MDL. Las actividades
relacionadas al cambio en el uso de la tierra y actividades forestales son responsables del 82,8 % de las
emisiones de CO2 de Bolivia (1994) y 97,7% del potencial de mitigación de CO2 de Bolivia está en este
sector, potencial que es equivalente a 903 millones de t de CO2. El estudio identifica un potencial de
mitigación en el sector LULUCF en promedio de 73,5 millones de t de CO2/año, mientras el potencial en
el sector energético en promedio es de 1,8 millones de t de CO2/año, tomando en cuenta suposiciones
conservadoras para las estimaciones.
El estudio proporciona varios ejemplos de proyectos MDL potenciales en el sector forestal (presentando
una variedad de opciones de mitigación) y cuyo efecto de mitigación de CO2 se demuestra como
mensurable y sostenible en el largo plazo. Los proyectos no solo reducirán emisiones a costos muy
competitivos, sino también producirán numerosos beneficios colaterales para el medio ambiente, las
comunidades locales y la biodiversidad.
Los ejemplos de proyectos de esta variedad son: introducción de métodos de producción agroforestal
sostenible lo cual permitirá a la población rural cambiar la tradicional agricultura de corte y quema, que es
la primera causa de la deforestación en Bolivia; introducción de aprovechamiento maderero de bajo
impacto; protección más eficiente de parques nacionales, donde las alternativas económicas tales como la
agroforestería son ofrecidas como opción a la población local; la regeneración natural de bosques; y
finalmente la reforestación y forestación.
Además del gran potencial en el sector forestal, Bolivia puede ofrecer también una variedad de opciones
de mitigación en el sector energético (sectores residencial, comercial, industrial y transporte). Aún
considerando que las plantas termoeléctricas a gas natural y la hidroenergía producen gran parte de la
electricidad en el país, existe también un potencial para la reducción de emisiones de GEI en el sector de
generación eléctrica.
También existen opciones para la mitigación en las áreas rurales y pueden ser alcanzados efectos de
reducción de emisiones. En estas áreas, la población dispersa no está conectada a la red nacional y
usualmente generadores a diesel producen la electricidad, los cuales pueden ser remplazados por pequeñas
plantas hidroeléctricas, debido a que existe un interesante potencial hidroeléctrico aún no desarrollado en
el país, o energía solar o eólica (las últimas tienen costos significativamente más altos).
13
E E N
•
B o l i v i a
Finalmente, la conversión de diesel y gasolina a gas natural comprimido es una muy interesante opción de
mitigación en el sector de transporte de Bolivia, con gran potencial de reducción de emisiones de GEI.
El Mercado Internacional de CERs
•
•
•
•
•
•
El estudio analiza los resultados de los modelos más recientes del mercado de GEI. En el caso de un
mercado internacional irrestricto de GEI, estos modelos muestran un rango de precios de CERs de 4 a 18
$US/t de CO2 en el 2010. El tamaño del mercado potencial del MDL puede alcanzar entre 1312 Mt de
CO2 hasta 2651 Mt de CO2 en el 2010.
La inclusión del “aire caliente” (hot air - reducciones generadas a costo cero, particularmente en países
con economías en transición) es uno de los determinantes del precio y del tamaño del mercado del MDL.
En el escenario que considera la exclusión del “aire caliente” con precios más altos para los CERs, la
participación de Bolivia en el mercado del MDL se incrementa.
Como importantes determinantes del precio del CO2, se analizan las restricciones en la demanda y la
oferta. Las restricciones en la demanda podrían ser causadas por un acuerdo para limitar el comercio de
GEI a un cierto porcentaje de los compromisos de reducción de emisiones de los países del Anexo I, pero
también por legislaciones nacionales en los países del Anexo I. Tales restricciones a la demanda podrían
causar una caída de los precios de los CERs a un nivel inferior a 1 $US/t de CO2.
Mucha menor atención en la literatura se ha dado a las restricciones potenciales de la oferta. Sin embargo,
no es realista sugerir que la producción de CERs podría ser deficitaria de manera significante respecto al
potencial teórico de mitigación de los países en desarrollo. En este caso los CERs podrían alcanzar precios
de 20 $US/t de CO2 y más.
El estudio identifica los productos financieros y los servicios que se esperan dentro del mercado de CERs.
Por esta razón, se sugiere que dentro de un mercado desarrollado de GEI, todos los productos financieros
mayores tales como futuros, opciones, intercambios, fondos y seguros estarán disponibles. Los productos
que ya han sido introducidos en el mercado en la actualidad, también han sido identificados.
La más importante opción de mercado en el MDL para Bolivia es la inclusión de las actividades
LULUCF; sin embargo, los proyectos del sector energético presentan una real alternativa. Si las
actividades LULUCF no vienen a ser parte de las actividades aceptadas bajo el MDL, la participación de
Bolivia y otros países no pertenecientes al Anexo I, será relativamente pequeña en el mercado global de
GEI.
Inversión Extranjera Directa y Clima de Inversión en Bolivia
•
•
•
Los proyectos MDL son inversiones extranjeras directas, por esta razón el estudio explora en detalle el
clima de inversión de Bolivia. El país ha experimentado un impresionante incremento en los flujos de
inversión extranjera directa durante la década de los 90. Mientras los flujos anuales de inversión extranjera
sumaron 53 millones de $US por año en promedio durante el periodo 1987-1992, los flujos se
incrementaron rápidamente y continuamente hasta los 872 millones de $US en 1998.
Los principales obstáculos para la inversión internacional en Bolivia son la inadecuada infraestructura, las
regulaciones impositivas deficientes y la corrupción. Los inversores nacionales encuentran que la falta de
financiamiento es el principal desincentivo a la inversión.
Por el lado positivo, el terrorismo, los controles de precios, las regulaciones a las divisas extranjeras, el
crimen y la inflación prácticamente no están presentes en Bolivia.
Instituciones para promover la inversión MDL
•
•
Un asunto clave para atraer la inversión MDL es ofrecer un procedimiento de aprobación rápido,
transparente y sencillo para los proyectos MDL.
El estudio sugiere que la legislación existente en Bolivia para las inversiones es suficiente para asegurar
que las inversiones MDL contribuyan al desarrollo sostenible, lo cual es una condición para que los
proyectos sean aprobados y aceptados como proyectos MDL. La única excepción es probablemente, la
14
E E N
•
•
B o l i v i a
"sostenibilidad social", y en este sentido los promotores de proyectos deben adecuar las metas del
proyecto en concordancia con las expectativas locales de desarrollo. En este campo, alguna guía adicional
puede ser buscada en la “Agenda 21” y "The World Bank Environmental and Social Safeguard Policies” y
específicamente en la “Operational Directive OD 4.20, Indigenous Peoples”.
El documento además resume como puede ser establecida una oficina eficiente para el MDL a nivel
nacional, basada en las instituciones existentes y tomando en cuenta la legislación existente.
El análisis sugiere que las tareas de la oficina MDL deben ser restringidas a un mínimo de actividades, las
cuales a su turno, serán determinadas por los requerimientos descritos en los actuales textos de
negociación posteriores a Kioto.
Estrategia de Bolivia para Maximizar los Beneficios del MDL
•
•
•
•
Bolivia aboga por la inclusión de las actividades forestales en el MDL. El estudio apoya las indicaciones
de que los proyectos forestales MDL son de primera importancia para Bolivia y que tales proyectos
pueden producir efectos mensurables y de largo plazo en la mitigación de GEI.
El análisis sugiere que Bolivia debe entrar lo más pronto posible al mercado de GEI, en orden de ganar
experiencia en las actividades y servicios asociados con el MDL y asegurar que Bolivia sea un destino
atractivo para la inversión MDL. Los argumentos que sugieren esperar por mejores precios de CERs son
también discutidos y refutados. Sin embargo, la proposición para la temprana entrada al mercado tiene que
ser considerada en asociación con la sugerencia de establecer un régimen impositivo MDL que permita a
Bolivia participar en la generación de excedentes (ver siguiente punto).
El estudio sugiere al Gobierno de Bolivia asegurar que parte de los excedentes generados en los proyectos
MDL se retenga en Bolivia. Al mismo tiempo, hace relativo el emprendimiento de acuerdos de
distribución de créditos de CERs caso por caso, debido a que se considera que los costos de transacción de
tales acuerdos podrían ser bastante altos y que los acuerdos en sí mismos se mostrarían desfavorables para
los inversionistas; aunque las experiencias previas de Bolivia, en materia de las Actividades
Implementadas Conjuntamente (AIC) no mostraron grandes problemas al respecto.
Se sugiere analizar a profundidad el establecimiento de un régimen impositivo MDL, que es similar al
régimen impositivo para el sector minero de Bolivia. Tal régimen sería estable en el largo plazo,
considerando que los impuestos son compatibles con los acuerdos internacionales de doble imposición y
permitiría a las firmas deducir las perdidas de los ingresos imponibles lo cual reduce el riesgo del inversor.
Proyectos
•
•
•
•
•
•
El Capítulo 6 del EEN presenta varios proyectos MDL potenciales de Bolivia. Los proyectos están
desarrollados hasta su etapa de prefactibilidad y sus datos están presentados en el Formato Uniforme de
Reporte, el cual está basado en el formato estándar internacional aceptado por la CMNUCC para presentar
proyectos de Actividades Implementadas Conjuntamente.
La información provista permitirá a los inversores tener una visión general de las oportunidades de
inversión MDL en Bolivia y suministrará una base para decidir desarrollar un proyecto y fortalecer el
propósito de finalmente invertir en uno o varios proyectos.
Usando las más recientes metodologías para la evaluación de proyectos MDL se ha realizado el cálculo de
los efectos en las emisiones de GEI de los proyectos y sus costos asociados. Los efectos en las emisiones
de GEI de los proyectos son calculados en estricta comparación entre el escenario de línea de base y el
escenario con proyecto.
Para garantizar el máximo de consistencia en los cálculos de los efectos del proyecto, una Hoja Excel
estandarizada del EEN de Bolivia ha sido usada para calcular los costos incrementales, los efectos de GEI
y los costos por tonelada de CO2 equivalente.
Una Guía para Proyectos MDL detallada ha sido producida y suministrada a los promotores de proyectos,
explicando en detalle como desarrollar una idea de proyecto MDL y como usar la Hoja Excel provista.
Los proyectos incluyen opciones de mitigación de GEI en los sectores de cambio en el uso de la tierra y
actividades forestales, energía y transporte.
15
E E N
B o l i v i a
Capítulo 1
Revisión de Estudios Existentes y Panorama General
Sobre la Convención de Cambio Climático
E E N
B o l i v i a
1. Introducción
Este capítulo tiene como objetivo proporcionar una visión general de los esfuerzos realizados en el país
en el marco del cumplimiento de los compromisos adquiridos ante la Convención Marco de las
Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y su implementación, la cual fue firmada por Bolivia en
1992 en ocasión de la Conferencia de la Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo
celebrada en Río de Janeiro y aprobada y ratificada en 1994 mediante Ley Nº 1576.
Además, este capítulo pretende mostrar la evolución del marco institucional y las políticas nacionales
dirigidas a la temática del cambio climático, especialmente en lo referido al cumplimiento del Artículo
4 de la CMNUCC, a la luz de las responsabilidades comunes pero diferenciadas y el carácter especifico
de las prioridades nacionales de desarrollo de Bolivia.
Finalmente, este capítulo pretende dar un panorama general de las bases científicas que permitieron
mejorar el entendimiento sobre la interferencia de las actividades humanas sobre el sistema climático
mundial y que dieron origen a los procesos de negociación internacional para lograr la firma de un
tratado global que trate este problema, el cual constituye el texto de la CMNUCC, y la posterior
adopción del Protocolo de Kioto, el instrumento jurídico que consigna compromisos firmes de los
países desarrollados respecto a la reducción de sus niveles de emisión de gases de efecto invernadero
en concordancia con su responsabilidad histórica.
2. La Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio
Climático
2.1. Avances en el Entendimiento del Cambio Climático
En la década de los años 80, las pruebas científicas demostraron que existe un vínculo entre las
emisiones de los gases de efecto invernadero (entre ellos el CO2, el CH4 y el N2O), debidas al hombre y
el cambio climático mundial, lo que empezó a generar inquietud pública y motivó la celebración de una
serie de conferencias y reuniones internacionales, en donde se hizo un llamamiento urgente para
establecer un tratado global con miras a abordar este problema.
En este sentido, el Grupo de Trabajo de Evaluación Científica (WGI) del Panel Intergubernamental
sobre el Cambio Climático (IPCC) fue establecido en 1998, como un esfuerzo global sistemático para
evaluar la información existente sobre la ciencia del cambio climático, en particular aquel proveniente
de las actividades humanas, las cuales están principalmente relacionadas al uso de combustibles fósiles
y los cambios en el uso de la tierra, tales como la deforestación y en menor grado algunos procesos
industriales como la producción de cemento. Se ha evidenciado que actualmente a escala mundial, el
19
E E N
B o l i v i a
sector energético es el responsable de la mayor proporción de emisiones de CO2, las cuales para 1994
se estimaban en 22655 millones de toneladas1, mientras el sector de cambio en el uso de la tierra y
actividades forestales aportaba con 6600 millones de toneladas2.
La primera Evaluación Científica realizada en 1990 concluyó que el incremento de las concentraciones
atmosféricas de los gases de efecto invernadero desde el periodo pre-industrial3 ha alterado el balance
energético entre la Tierra y la atmósfera, lo cual resultaría en un calentamiento global, siendo la
primera preocupación identificada por el IPCC la referida a que el incremento continuo esperado de las
concentraciones y cambio en las distribuciones atmosféricas de GEI y de los aerosoles como resultado
de las actividades humanas llevarán a un cambio climático significante en el siglo venidero, es decir
cambiarán el clima regional y global y los parámetros relacionados con el clima, como la temperatura,
la precipitación, la humedad del suelo y el nivel del mar.
Datos relativamente detallados sobre las concentraciones atmosféricas de CO2 indican que durante el
periodo que va del año 1000 al 1800, estas se hallaban entre 270 y 290 ppmv, mientras el nivel actual
es de 358 ppmv (1994) y el ritmo medio de aumento es de 1.5 ppmv por año (0,4 %/año).
Paralelamente, se ha determinado que desde finales del siglo XIX la temperatura superficial media
global ha aumentado entre 0,3 y 0,6 ºC y el nivel del mar ha aumentado entre 10 y 25 cm (gran parte de
esta elevación puede estar relacionada con el aumento de la temperatura media global)4.
Debido a que muchos de los gases de efecto invernadero permanecen en la atmósfera durante largo
tiempo (el CO2 tiene un tiempo de permanencia en el rango de 50 a 200 años) y sumado a que la
mayoría de los escenarios de emisiones globales, indican que a falta de políticas de mitigación o de
avances tecnológicos importantes, las emisiones seguirían aumentando el próximo siglo, se prevé que
las concentraciones de gases de efecto invernadero cambien más el clima para el año 2100. Según los
escenarios IS92 a-f elaborados por el IPCC, estos cambios se traducirían en un incremento de la
temperatura superficial media global con relación a 1990 entre 1 y 3,5 ºC y en un aumento entre 15 y
95 cm del nivel medio del mar5.
Ante tales cambios, algunas comunidades humanas resultarán más vulnerables, debido a la mayor
densidad demográfica en zonas habitadas especialmente sensibles como cuencas fluviales y costas. Por
otra parte, se han identificado cambios e impactos potencialmente graves que afectarían a muchas
regiones, como el aumento de la incidencia de fenómenos extremos de altas temperaturas, tormentas,
inundaciones y sequías, con consecuencias para incendios, brotes de plagas e incidencia de
1
Informe sobre Desarrollo Humano 1998. PNUD, 1999.
2
Organización Internacional de Maderas Tropicales, 1998.
3
El periodo pre-industrial está definido como el periodo que cubre muchos siglos anteriores a 1750.
4
Climate Change 1995 – The Science of Climate Change - Contribution of WGI to the Second Assessment
Report of the IPCC. IPCC, 1996.
5
Estabilización de los Gases Atmosféricos de Efecto Invernadero: Implicaciones Físicas, Biológicas y
Socioeconómicas – Documento Técnico III del IPCC. IPCC, 1997.
20
E E N
B o l i v i a
enfermedades, alteración del equilibrio hidrológico (disponibilidad de agua) y funcionamiento de los
ecosistemas, incluida la productividad primaria (agrícola y de alimentos). De todas maneras no es
posible integrar toda esta información para obtener una evaluación de los impactos mundiales
asociados a trayectorias de emisiones o a diferentes niveles de estabilización, debido a que las
proyecciones de cambio climático a escala regional tienen un alto margen de incertidumbre, los
conocimientos sobre muchos procesos críticos son en la actualidad inadecuados, los sistemas de
recursos naturales están sujetos a múltiples climáticas y no climáticas, y existen muy pocos estudios
que hayan abordado las respuestas dinámicas a un aumento ininterrumpido de las concentraciones
atmosféricas de GEI o las consecuencias que se derivarían de aumentos superiores a una concentración
doble de CO2 equivalente en la atmósfera.
2.2. Por los Caminos de la Convención sobre el Cambio Climático
Como respuesta a la evaluación de las pruebas científicas que demostraron los vínculos entre las
emisiones de GEI provenientes de las actividades humanas y el cambio climático, en 1990 la Asamblea
General de las Naciones Unidas creó el Comité Intergubernamental de Negociación (CIN) de una
Convención Marco sobre el Cambio Climático, siguiendo el espíritu de las disposiciones de las
resoluciones de la Asamblea General, relativas a la protección del clima mundial para las generaciones
presentes y futuras6.
El Comité Intergubernamental de Negociación redactó el texto de la Convención y lo aprobó el 9 de
Mayo de 1992 en la sede de las Naciones Unidas en Nueva York. La Convención se abrió para su
firma en ocasión de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo
(Cumbre de la Tierra) celebrada en Río de Janeiro en Junio 1992, durante la cual fue firmada por Jefes
de Estado y otros altos funcionarios provenientes de 154 países más la Unión Europea, incluyendo al
Gobierno de Bolivia, que posteriormente la aprobó y ratificó mediante Ley Nº 1576 promulgada el 25
de Julio de 1994. La Convención entró en vigencia el 21 de Marzo de 1994, 90 días después de la
recepción de la ratificación 50, contando actualmente con 184 países que la han ratificado (Mayo del
2000).
El objetivo último de esta Convención es “lograr la estabilización de las concentraciones de gases de
efecto invernadero en la atmósfera a un nivel que impida interferencias antropógenas peligrosas en
el sistema climático. Ese nivel debería lograrse en un plazo suficiente para permitir que los
ecosistemas se adapten naturalmente al cambio climático, asegurar que la producción de alimentos
no se vea amenazada y permitir que el desarrollo económico prosiga de manera sostenible.”
(Artículo 2 de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático).
6
Resoluciones de la Asamblea General de las NN.UU. 43/53 del 6/12/88, 44/207 del 22/12/89, 44/228 del
22/12/89 y 45/212 del 21/12/90.
21
E E N
B o l i v i a
Entre los elementos clave que la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático
(CMNUCC) destaca, está el reconocimiento de que históricamente y en la actualidad, la mayor parte de
las emisiones globales de GEI, han tenido su origen en los países desarrollados y que las emisiones per
cápita en los países en desarrollo son todavía relativamente reducidas, siendo que la proporción del
total de emisiones originada en estos países aumentará para permitirles satisfacer sus necesidades
sociales y de desarrollo. Además se reconoce que la naturaleza mundial del cambio climático requiere
la cooperación más amplia posible de todos los países y su participación en una respuesta internacional
efectiva y apropiada, de conformidad con sus responsabilidades comunes pero diferenciadas, sus
respectivas capacidades y sus condiciones sociales y económicas.
Otro de los elementos clave de la CMNUCC es el establecimiento de compromisos voluntarios de los
países desarrollados listados en el Anexo I de la Convención, para estabilizar las emisiones de GEI el
año 2000 a los niveles de 1990, adoptando políticas nacionales y tomando las medidas
correspondientes de mitigación del cambio climático, limitando sus emisiones antropógenas de GEI y
protegiendo y mejorando sus sumideros y reservorios de GEI. En este sentido, las Partes que
pertenecen al Anexo I de la Convención podrán aplicar las políticas y medidas mencionadas,
conjuntamente con otras Partes y podrán ayudar a otras Partes a contribuir al objetivo de la Convención
y en particular a cumplir con los compromisos de reducción de emisiones.
Finalmente, las Partes que son países desarrollados se comprometen a proporcionar recursos
financieros nuevos y adicionales para cubrir la totalidad de los gastos convenidos que efectúen las
Partes que son países en desarrollo para cumplir con sus obligaciones en virtud de la Convención,
como también para hacer frente a los costos que signifique la adaptación a los efectos adversos del
cambio climático en países particularmente vulnerables, además los países desarrollados promoverán,
facilitarán y financiarán la transferencia de tecnologías y conocimientos prácticos ambientalmente
sanos, a fin de que los países en desarrollo puedan aplicar las disposiciones de la CMNUCC.
Varios de estos compromisos y principalmente el referido a limitar las emisiones de GEI a los niveles
de 1990, se han convertido en no más que buenos deseos para muchos de los países pertenecientes al
Anexo I de la Convención. Hasta 1995 los países más industrializados habían producido un incremento
en sus emisiones de GEI y solo Suiza, el Reino Unido y Alemania fueron capaces de cumplir sus
compromisos de emisiones de CO2 durante este periodo7.
La primera reunión de la Conferencia de las Partes de la CMNUCC (COP-1) celebrada en Berlín en
1995, permitió alcanzar un acuerdo, el “Mandato de Berlín” para establecer limitaciones de emisiones
vinculantes para los países del Anexo I de la Convención hasta el año 2000. Con este propósito, fue
establecido el Grupo Ad Hoc sobre el Mandato de Berlín (AGBM) para iniciar el proceso dirigido a
realizar acciones adecuadas para el periodo que se extendería hasta el año 2000, incluyendo el
7
Study on Uzbek National Strategy for GHG Reduction. The World Bank, 1999.
22
E E N
B o l i v i a
fortalecimiento de los compromisos de las Partes del Anexo I a través de la adopción de un protocolo u
otro instrumento legal.
Durante las primeras sesiones del AGBM, los delegados enfocaron su trabajo en el análisis y
evaluación de las posibles políticas y medidas para fortalecer los compromisos de las Partes del Anexo
I, además como estos países podrían distribuir o compartir nuevos compromisos y si los compromisos
debiesen ser tomados en forma de una enmienda a la Convención o de un protocolo. Durante la cuarta
sesión del AGBM, la cual coincidió con la Segunda Conferencia de las Partes (COP-2) en Ginebra en
Julio de 1996, se completó el análisis profundo de los probables elementos de un protocolo y los
estados participantes estuvieron listos para preparar un texto de negociación y durante la quinta sesión
del AGBM (Diciembre de 1996), los delegados reconocieron la necesidad de una decisión sobre
permitir o no la existencia de mecanismos que suministren a las Partes del Anexo I flexibilidad para
cumplir sus objetivos cuantificados de reducción y limitación de emisiones (QELROs).
El proyecto de protocolo fue desarrollado durante la sexta y séptima sesiones del AGBM en Marzo y
Agosto de 1997, creando un texto de negociación entre las miles de propuestas presentadas, aunque la
discusión estuvo centrada en la propuesta de la Unión Europea referida a un corte del 15% en la
“canasta” de emisiones de tres GEI (CO2, CH4 y N2O) en el 2010 respecto a los niveles de 1990. En
Octubre de 1997, al iniciarse la octava sesión del AGBM, el presidente de los Estados Unidos realizó
un llamado a una “participación significativa” de los países en desarrollo en la posición negociada, lo
que originó uno de los mayores debates posteriores al acuerdo alcanzado en 1995, debido a que el nivel
de compromiso del G77/China8 fue una vez más vinculado al nivel de compromisos aceptable por
Estados Unidos. Como respuesta, el G77/China se distanció de cualquier posición que podría ser
interpretada como nuevos compromisos para los países en desarrollo.
La Tercera Conferencia de las Partes (COP-3) de la CMNUCC fue realizada del 1 al 11 de Diciembre
de 1997 en Kioto, Japón. Después de una semana y media de intensas negociaciones formales e
informales, las Partes de la Convención adoptaron el protocolo de Kioto el 11 de Diciembre, el cual fue
abierto para firmas el 16 de Marzo de 1998 en la sede de las Naciones Unidas en Nueva York.
El Protocolo de Kioto es sujeto de ratificación, aceptación, aprobación o adhesión por las Partes de la
Convención y entrará en vigencia el nonagésimo día después de la fecha en la cual no menos de 55
Partes de la Convención, incluyendo Partes del Anexo I que en total representen al menos el 55% del
total de emisiones de CO2 de 1990 de este grupo, hayan depositado sus instrumentos de ratificación,
aceptación, aprobación o adhesión. Hasta el 12 de Septiembre del 2000, 84 países han firmado el
Protocolo de Kioto y solo 29 lo han ratificado, entre ellos Bolivia que lo firmó el 9 de Julio de 1998 y
lo ratificó mediante Ley Nº 1988 promulgada el 22 de Julio de 1999, la cual fue depositada en las
naciones Unidas el 30 de Noviembre de 1999.
8
El G-77 fue originalmente un grupo de 77 países en desarrollo, que ahora se refiere a una coalición virtualmente
de todos los países no pertenecientes al Anexo I de la Convención, excepto China, la cual se une a éstos
apoyando posiciones de negociación en muchos temas.
23
E E N
B o l i v i a
La Cuarta Conferencia de las Partes (COP-4) de la CMNUCC se reunió en Buenos Aires del 2 al 13 de
Noviembre de 1998 y concluyó con la adopción del Plan de Acción de Buenos Aires, el cual estableció
un periodo de dos años9 para fortalecer la implementación de la CMNUCC, finalizar el trabajo sobre
los Mecanismos de Kioto (implementación conjunta, mecanismo de desarrollo limpio y comercio de
emisiones), los problemas relacionados al cumplimiento y las políticas y medidas y prepararse para la
futura entrada en vigencia del Protocolo de Kioto.
En la Quinta Conferencia de las Partes (COP-5) reunida en Bonn del 25 de Octubre al 5 de Noviembre
de 1999, se hizo un llamado a la intensificación del trabajo preparatorio a través de sus Organos
Subsidiarios, para tomar decisiones concretas en la COP-6 sobre las tareas planteadas en el Plan de
Acción de Buenos Aires, incluyendo un texto de negociación consolidado sobre los principios,
modalidades, reglas y guías de los mecanismos de flexibilidad, con prioridad en el Mecanismo de
Desarrollo Limpio y a la intensificación del proceso de negociación para lograr la entrada en vigor del
Protocolo de Kioto lo más pronto posible. También se decidió aprobar un plan de trabajo y elementos
para un marco de decisión dirigido a las conclusiones sobre Uso de la Tierra y Cambio en el Uso de la
Tierra y Actividades Forestales adoptadas en la onceava sesión del Cuerpo Subsidiario para
Asesoramiento Científico y Técnico (SBSTA) de la Convención, para ser aprobados en la primera
sesión de las Reunión de las Partes del Protocolo de Kioto.
Las reuniones de los Organos Subsidiarios de la Convención (Cuerpo Subsidiario para Asesoramiento
Científico y Técnico – SBSTA y Cuerpo Subsidiario para Implementación - SBI) posteriores a la
adopción del Protocolo de Kioto, en especial en la consideración conjunta y en los extensos debates de
los grupos de contacto sobre los mecanismos de flexibilidad, han logrado acordar inicialmente la
compilación de un documento con las propuestas del G-77/China, la Unión Europea y los Estados
Unidos sobre las cuestiones para discusión y negociación y los marcos para la implementación.
Posteriormente, en las recientes reuniones de estos órganos (SB-12, Junio del 2000 y SB-13,
Septiembre del 2000), los delegados se concentraron en el marco del Protocolo de Kioto, en una
variedad de cuestiones técnicas y políticas dirigidas a crear los fundamentos de las negociaciones sobre
un acuerdo a ser completado en la COP-6, en lo referido a políticas y medidas, uso de la tierra, cambio
en el uso de la tierra y actividades forestales, problemas metodológicos, comunicación y revisión de la
información, transferencia de tecnología y mecanismos. A la finalización de estas reuniones, los
delegados expresaron una sensación general de satisfacción al haber alcanzado su objetivo, limitado
pero esencial, en el desarrollo del texto de negociación sobre las cuestiones clave del Protocolo de
Kioto que allanaron la vía hacia el punto critico de las negociaciones aún por venir.
9
La Sexta Conferencia de las Partes (COP-6), está programada para celebrarse del 13 al 24 de Noviembre del
2000, en La Haya, Países Bajos y marcará la culminación de este proceso de dos años.
24
E E N
B o l i v i a
2.2.1. La Experiencia de las Actividades Implementadas Conjuntamente
El concepto de Implementación Conjunta (Joint Implementation - JI), fue introducido en las
negociaciones de la CMNUCC por primera vez por Noruega en 1992 y está basado en el Artículo 4,
Párrafo 2(a) de la Convención: “Las Partes que son países desarrollados y las demás Partes incluidas
en el Anexo I se comprometen a… …adoptar políticas nacionales y tomar las medidas
correspondientes de mitigación del cambio climático, limitando sus emisiones antropógenas de gases
de efecto invernadero y protegiendo y mejorando sus sumideros y reservorios de gases de efecto
invernadero… …conjuntamente con otras Partes y podrán ayudar a otras partes a contribuir al
objetivo de la Convención…”.
La costo-efectividad de políticas y medidas especificas de mitigación de emisiones difiere
significativamente entre regiones y países, la medida o combinación de medidas de menor costo en una
región o país no necesariamente tendrá menor costo en otro, lo cual se origina en las diferencias
sustanciales técnico-económicas entre países pertenecientes y no pertenecientes al Anexo I de la
Convención, tales como la estructura y patrón de la demanda de energía, las matrices tecnológica y de
combustibles, la edad de las existencias de capital y su tasa de renovación y los balances de
importación y exportación.
Desde un punto de vista económico, la Implementación Conjunta (IC) está basada en la diferencia de
los costos de mitigación, los cuales son marcadamente más altos en los países industrializados y más
eficientes en el uso de la energía que en países en desarrollo y en países con economías en transición.
En este sentido, la Implementación Conjunta está definida como la cooperación entre dos países, un
país inversor, donde los costos de mitigación son más altos y un país anfitrión, en el cual el primero
invierte en un proyecto de mitigación de emisiones de GEI. Subsecuentemente, el país inversor recibe
créditos, en total o en parte, por las reducciones de emisión en su contabilidad nacional de emisiones de
GEI.
El intercambio de beneficios potenciales (transferencia de tecnología y beneficios económicos locales
incluyendo flujo de inversión extranjera, capacitación, infraestructura nueva o mejorada, mejora en los
servicios energéticos, impactos positivos ambientales y en la salud humana) entre el país inversor y el
anfitrión suministra incentivos reales para las actividades de IC, por esta razón este tipo de cooperación
internacional será más costo-efectiva en comparación al escenario en que todas las Partes de la
Convención cumplirían completamente sus compromisos a través de medidas independientes de
mitigación dentro de sus fronteras.
En preparación para la COP-1, los países en desarrollo (el G-77 y China) objetaron los elementos de la
Implementación Conjunta, debido a que se veía como un medio para que las Partes del Anexo I eviten
las acciones domésticas de mitigación para cumplir con sus obligaciones bajo la CMNUCC.
Específicamente, muchos cuestionamientos surgieron durante las negociaciones:
25
E E N
B o l i v i a
•
La IC transferiría las obligaciones de reducción de emisiones de los países desarrollados a los
países en desarrollo;
•
La IC limitaría el desarrollo económico como también la soberanía política de los países pobres (lo
que representaría una forma de eco-imperialismo);
•
La IC agotaría la existencia de reducciones de bajo costo disponibles en los países anfitriones
(incrementando de esta manera los costos de mitigación futuros en los países anfitriones).
Todas estas objeciones fueron adicionales a los debates respecto a la costo-efectividad, altos costos de
transacción y riesgos a la inversión.
Por otra parte, varias organizaciones ambientales también hicieron una llamada hacia los principios que
dieron forma al desarrollo de la CMNUCC y los cuales formarían la base de un mecanismo
políticamente aceptable para la IC, como por ejemplo:
•
Adicionalidad. La IC debería ser adicional a las obligaciones de las Partes del Anexo II de la
Convención de transferir capital y tecnología a los países en desarrollo y cubrir todos los costos
incrementales de las medidas dirigidas a la mitigación del cambio climático y además deben ser
adicionales a los proyectos que hubieran sido llevados a cabo de otra forma;
•
Equidad. Los proyectos de IC deben ser socialmente aceptados y contribuir al desarrollo socioeconómico local y en la formación de capacidades;
•
Transparencia. El desarrollo de proyectos de IC debe involucrar a las comunidades locales, ONGs
y partes interesadas para asegurar que el rango completo de costos y beneficios sociales,
económicos y ambientales locales puedan ser considerados.
Debido a la confusión generada alrededor de la IC, la resistencia política a la acreditación de
reducciones de emisiones y la ausencia de criterios operacionales y metodologías comunes, la COP-1
decidió establecer una fase piloto de IC denominada Actividades Implementadas Conjuntamente (AIC)
entre Partes pertenecientes al Anexo I y sobre la base de decisiones voluntarias, con Partes no
pertenecientes al Anexo I y decide que durante la misma no se acreditará a ninguna parte las
reducciones de emisiones o el secuestro de GEI resultante de las AIC10. En base de los informes de
síntesis sobre los adelantos logrados en esta fase piloto, la COP en sus sesiones anuales adoptará
decisiones apropiadas y deberá tener en cuenta la necesidad de una revisión detallada de esta etapa a
más tardar al finalizar la presente década, con miras a adoptar una decisión definitiva que se realizará
antes del año 200011.
Las AIC nacen del concepto de Implementación Conjunta, la cual aunque no explícitamente definida,
introduce la idea de la cooperación internacional entre las Partes de la Convención dirigida a la
estabilización de las concentraciones atmosféricas de GEI. Mientras el propósito primario de las AIC
10
COP-1, Decisión 5/CP.1
11
Ibid.
26
E E N
B o l i v i a
es reducir las emisiones de GEI y aumentar los sumideros de carbono, las AIC tienen el potencial de
traer financiamiento nuevo y adicional de países desarrollados hacia países en desarrollo y ayudar al
crecimiento económico de estos últimos, además como instrumento político las AIC puede estimular
nuevas inversiones consistentes con los objetivos locales de desarrollo de los países anfitriones.
De acuerdo a la decisión de la COP-1, los proyectos enmarcados en las AIC deben:
1. Ser compatibles con el medio ambiente nacional y con las prioridades y estrategias nacionales de
desarrollo y favorecerlos;
2. Ser aceptadas, aprobadas o confirmadas previamente por los gobiernos de las Partes que participan;
3. Producir beneficios ambientales efectivos, mensurables y duraderos en relación con la mitigación
del cambio climático que no se producirían en ausencia de dichas actividades (adicionalidad
ambiental);
4. Que la financiación de las actividades realizadas conjuntamente será adicional a las obligaciones
financieras que incumben a las Partes incluidas en el anexo II de la Convención en el marco del
mecanismo financiero, así como a las actuales corrientes de asistencia oficial para el desarrollo
(adicionalidad financiera).
El número y tamaño de los proyectos enmarcados en las AIC hasta la fecha fueron relativamente
pequeños, ya que en el mundo se aceptaron o aprobaron 144 proyectos por las autoridades nacionales
designadas para las AIC de las Partes participantes (hasta el 18 de Septiembre del 200012) de los cuales
17 pertenecen a actividades de forestación, agricultura y preservación de bosques (14 en países en
desarrollo y 3 en países con economías en transición) y 127 a eficiencia energética, conversión de
combustibles, captura de emisiones fugitivas y energía renovable (46 en países en desarrollo y 81 en
países con economías en transición). Muchos de estos proyectos no han sido implementados hasta la
fecha y tan sólo 20 proyectos diferentes a sumideros fueron implementados a Enero del 2000 en países
en desarrollo13. Algunas de las razones para que se hayan producido estos resultados son:
•
No existió la posibilidad de generar derechos negociables de emisión por las reducciones obtenidas
en los proyectos. Las inversiones habrían sido mucho mayores en varios casos, pero los
inversionistas de países del Anexo I no habrían podido obtener derechos para contabilizarlos en
favor del cumplimiento de sus compromisos futuros de reducción de emisiones.
§
El proceso se manejó bilateralmente, es decir proyecto por proyecto. Como este proceso requiere
dos socios de diferentes países para desarrollar los proyectos, el mismo estuvo sometido a una serie
de costos de transacción asociados: costos de búsqueda de socios, legales, negociación, viajes,
comunicaciones, de seguros y de aprobación de los dos países.
§
Para muchas empresas o instituciones de países del Anexo I acostumbradas a invertir en su propio
país, se manifiesta el problema del riesgo de inversión en países en desarrollo. Los mayores
12
Activities Implemented Jointly (AIJ). UNFCCC-CC:INFO/AIJ – List of AIJ Projects, 2000.
13
Evaluation of (non-sink) AIJ-Projects in Developing Countries (ENSADEC). Wuppertal Institute for Climate,
Environment and Energy, 2000.
27
E E N
B o l i v i a
emisores del Anexo I son las empresas de generación termoeléctrica, uno de los sectores más
conservadores respecto al riesgo y en las AIC típicamente se manifiestan todos los riesgos de la
inversión extranjera tradicional: riesgo país, riesgo financiero, riesgo cambiario, riesgo
institucional, riesgo de fracaso de proyecto, y en algunos países, riesgo de seguridad.
§
Incertidumbre en el marco regulatorio. Las reglas de inversión y calificación de proyectos se
manejaron dentro de un marco regulatorio muy amplio, tanto en el ámbito internacional como al
nivel de la reglamentación de las Partes participantes. Aunque esto permitió cierta flexibilidad,
algunos inversionistas prefieren y buscan reglas claras antes de realizar la inversión, evitando la
posibilidad de invertir en proyectos que podrían ser descalificados en el futuro por una nueva
reglamentación o modificación inesperada.
Al no existir formalmente la posibilidad de obtener derechos de emisión fruto de las inversiones en
proyectos AIC, los inversionistas del Anexo I generalmente no han estado dispuestos invertir sumas
importantes en un contexto de altos costos de transacción, riesgos e incertidumbre regulatoria,
condiciones que también aplican para el Mecanismo de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kioto, con
la diferencia de que el inversionista en este caso si podrá obtener derechos de emisión (Reducciones
Certificadas de Emisiones - CERs) generadas por su inversión.
Por otro lado, se debe hacer notar que las AIC produjeron experiencias útiles para el proceso de
desarrollo de los Mecanismos de Flexibilidad del Protocolo de Kioto. Se ejecutaron algunos proyectos
de importancia con grandes beneficios ambientales y sociales que han servido de demostración y
aprendizaje para los países y actores interesados14. La inclusión de sumideros en los proyectos ha
permitido desarrollar experiencias y técnicas valiosas apoyadas en conocimiento científico nuevo para
la medición y monitoreo de emisiones, como también para el manejo de áreas forestales y la
participación comunitaria, mostrando la real posibilidad para la inclusión de actividades relacionadas a
los sumideros en el Mecanismo de Desarrollo Limpio.
Una de las experiencias importantes fue el desarrollo de un modelo unilateral de formulación de
proyectos realizado por algunos países, lo cual representa una alternativa importante para reducir
costos bilaterales de transacción y el riesgo al inversionista extranjero. El modelo unilateral de
formulación de proyectos permite a un país en desarrollo formular un proyecto de reducción o captura
de emisiones con base en las reglas establecidas internacionalmente, conseguir el financiamiento por su
propia cuenta, ejecutar el proyecto, medir y monitorear las emisiones y las reducciones, contratar los
servicios de certificación de las reducciones de emisiones aceptados por la CMNUCC y obtener todos
los derechos negociables de emisión que produzca el proyecto. El operador del proyecto entonces está
en libertad de exportar los derechos a través del mercado internacional de emisiones y recibir el valor
de los derechos comercializados. Este modelo libera a los países en desarrollo de la dependencia de
14
Por ejemplo, el Proyecto de Acción Climática Noel Kempf en desarrollo actual en Bolivia está manejando
sosteniblemente 632 mil hectáreas de bosques y ecosistemas naturales muy valiosos (área de expansión del
Parque Nacional Noel Kempff Mercado) que habrían sido de otra manera sujetos a la presión antrópica y
deforestados, generando la emisión de millones de toneladas de CO2.
28
E E N
B o l i v i a
esperar la iniciativa de inversionistas provenientes de Partes del Anexo I para poder participar en el
mercado de reducción de emisiones de GEI.
En resumen, las experiencias acumuladas durante la fase piloto de Implementación Conjunta, sin duda
ofrecen lecciones útiles para el diseño y operación del Mecanismo de Desarrollo Limpio:
•
Se tiene que mantener el incentivo económico asociado al mecanismo para promover la inversión
en proyectos que reduzcan emisiones y deben mantenerse las ganancias del intercambio. Si no se
admite el incentivo económico al intercambio, como en las AIC, habrá poca motivación para la
inversión extranjera en proyectos en países en vía de desarrollo.
•
El gobierno de los países anfitriones debe limitar su intervención en los procesos a lo estrictamente
necesario para minimizar los costos de transacción, ya que estos pueden acumularse y llegar a ser
mayores que los beneficios y eliminar el incentivo económico de la transacción.
•
Los países anfitriones deben establecer y mantener reglamentaciones claras desde el comienzo y
buscar su estabilidad en el tiempo, ya que la incertidumbre del marco regulatorio puede impedir la
atracción de los inversionistas extranjeros y motivarlos a invertir en países con regulaciones más
estables y claras.
•
Debe manejarse adecuadamente el riesgo, ya que muchos de los sectores industriales y energéticos
de países pertenecientes al Anexo I no están acostumbrados a invertir a largo plazo en países en
desarrollo, y probablemente buscaran países con el menor riesgo posible.
2.3. El Protocolo de Kioto
Las grandes diferencias en las posiciones iniciales de negociación, respecto a un documento entre las
Partes de la Convención legalmente vinculante que fortaleciera significativamente los compromisos de
las Partes del Anexo I, sugerían que las probabilidades de alcanzar un acuerdo eran pequeñas, sin
embargo las partes fueron capaces de alcanzar un acuerdo sobre un grupo de medidas que gobernarán
las reducciones de las emisiones de GEI de los países desarrollados a través del Protocolo de Kioto.
Por esta razón, la más prominente característica del Protocolo de Kioto está centrada en los
compromisos de limitación y reducción de emisiones definidos para un periodo de cumplimiento y
establecidos en su Artículo 3. Treinta y nueve Partes incluidas en el Anexo B del Protocolo15,
aceptaron este tipo de compromisos, que establecen que las emisiones equivalentes de dióxido de
carbono de la canasta de seis GEI16 de las Partes del Anexo I en el periodo de compromiso del 2008 al
15
Las Partes del Anexo B del Protocolo varían un poco de las contenidas en el Anexo I de la Convención, debido
a que Bielorusia y Turquía no forman parte del Anexo B, pero pertenecen al Anexo I.
16
El Protocolo de Kioto está referido a una canasta de 6 gases listados en su Anexo A: CO2, CH4 y N2O, con año
base 1990 (con algunas excepciones), y perfluorocarbonados (PFCs), hidrofluorocarbonados (HFCs) y
hexafluoruro de azufre (SF6), con año base 1995 o 1990. Todos estos gases pueden ser comparados usando los
coeficientes de Potencial de Calentamiento Global (GWP) desarrollados por el IPCC, los cuales permiten la
agregación de los seis gases en un solo valor basado en el equivalente de CO2. Si bien las reducciones de los otros
GEI pueden ser significantes para alcanzar los objetivos del protocolo de Kioto, las reducciones de las emisiones
de CO2 van a ser las más significantes.
29
E E N
B o l i v i a
2012 alcancen por lo menos aproximadamente 5% por debajo de su nivel en 1990. Además, cada Parte
del Anexo I debe haber hecho un progreso demostrable sobre el cumplimiento de sus compromisos el
año 2005. A diferencia de otros instrumentos globales, como el Protocolo de Montreal que establece
sanciones por incumplimiento de obligaciones y compromisos, el Protocolo de Kioto no establece tales
penalidades.
Los compromisos de limitación y reducción de emisiones establecidos en el Anexo B del Protocolo de
Kioto se pueden observar en la Tabla 1.1.
Tabla 1.1. Compromisos cuantificados de limitación o reducción de emisiones.
Compromisos cuantificados de limitación o
reducción de emisiones
(porcentaje del año base o periodo)
110
108
101
100
95
94
93
92
Parte
Islandia
Australia
Noruega
Nueva Zelandia, Federación Rusa, Ucrania
Croacia
Canadá, Hungría, Japón, Polonia
Estados Unidos de Norte América
Alemania,
Austria,
Bélgica,
Bulgaria,
Dinamarca, Eslovaquia, Eslovenia, España,
Estonia, Finlandia, Francia, Grecia, Irlanda,
Italia,
Letonia,
Liechtenstein,
Lituania,
Luxemburgo, Mónaco, Países Bajos, Portugal,
Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del
Norte, República Checa, Rumania, Suecia, Suiza
Fuente: The Kyoto Protocol to the Convention on Climate Change. Climate Change Secretariat, 1998.
Otra característica importante del Protocolo de Kioto es el tratamiento de las emisiones de GEI
provenientes del cambio en el uso de la tierra y las actividades forestales. Un complicado conjunto de
reglas fue desarrollado en relación de los asuntos políticos y científicos, describiendo como las partes
computarán sus emisiones en el año base, respecto a las cuales todas la futura mitigación será medida.
Para Bolivia, una característica muy importante de las disposiciones del Protocolo de Kioto está
referida a que éstas son factibles y corresponden a sus intereses económicos, políticos y ambientales a
largo plazo. En adición a la ausencia de compromisos de reducción de emisiones de GEI el Protocolo
suministra una oportunidad para participar en uno de los mecanismos de flexibilidad, que fortalecería
un desarrollo racional en el sector energético con la introducción de tecnologías avanzadas,
modernizando las existencias de capital para la producción y el consumo de energía, como también
permitiendo el mejoramiento de procesos de aprovechamiento, manejo sostenible y conservación de
bosques en el sector de uso de la tierra y actividades forestales y la transferencia tecnológica a
30
E E N
B o l i v i a
diferentes sectores de importancia económica, además de generar formas adicionales de flujos
financieros para el país.
2.4. Los Mecanismos de Flexibilidad del Protocolo de Kioto
Las políticas ambientales establecidas en medidas prohibitivas e inflexibles y penalidades,
generalmente han probado ser ineficaces. Por esta razón, los mecanismos de protección ambiental
basados en el mercado tanto a escala nacional como internacional, han ido reemplazando a otros
medios de comando y control, debido a que frecuentemente las herramientas económicas flexibles
permiten alcanzar los resultados deseados con costos reducidos, aún en actividades no comerciales
tales como la protección del medio ambiente.
Uno de los principios de la CMNUCC es que “las políticas y medidas para hacer frente al cambio
climático deberían ser eficaces en función de los costos a fin de asegurar beneficios mundiales al
menor costo posible” (Artículo 3 de la CMNUCC), además se debe considerar que una vez que los GEI
son emitidos estos se distribuyen uniformemente en la atmósfera y que la localización geográfica de las
medidas de mitigación de emisiones de GEI no influye, desde el punto de vista de la atmósfera, en
términos de su impacto al calentamiento global. Es decir que las medidas más efectivas desde el punto
de vista del costo y que sean consistentes con otros principios de la CMNUCC y las leyes
internacionales deben ser tomadas sin importar su localización geográfica.
Por otra parte, la implementación de las metas del Protocolo de Kioto esta relacionada con costos muy
grandes para las Partes con compromisos, los cuales serán relativamente más altos en países
desarrollados con alta eficiencia energética y economías tecnológicamente avanzadas, siendo que el
potencial para reducir emisiones de GEI en estos países es mucho menor que en países en desarrollo y
con economías en transición, por ejemplo para Estados Unidos, el costo incremental llegaría a 76 $US
por la última tonelada de CO2 reducida y en Japón se tendrían costos domésticos de implementación de
239 $US17.
Las emisiones de CO2 por unidad de producción son muy altas en los países en desarrollo, lo que
sugiere que las reducciones de emisiones de GEI en los mismos deberían tener menor costo y ser más
costo-efectivas que en los países desarrollados, además que las tendencias de crecimiento de sus
emisiones son altas y en la actualidad constituyen aproximadamente cerca de la mitad de las emisiones
mundiales, siendo que su porcentaje de contribución seguirá creciendo.
Las diferencias entre estos grupos de países ha creado las bases para nuevos mecanismos de
cooperación internacional, incluyendo el concepto de flexibilidad para el cumplimiento de los
compromisos establecidos por el Protocolo de Kioto. Estos principios para el comercio internacional de
emisiones han sido establecidos en el Protocolo a través de tres artículos y son conocidos como los
17
Estudio de Estrategia Nacional para la Implementación del MDL en Colombia. The World Bank, 2000.
31
E E N
B o l i v i a
Mecanismos de Flexibilidad del Protocolo de Kioto, aunque se debe indicar que varias cuestiones
importantes referidos a ellos y su funcionamiento aún no están resueltos y se han dejado para su
consideración futura.
2.4.1. El Artículo 6 del Protocolo de Kioto
Con el propósito de cumplir con los compromisos bajo el Artículo 3, cualquier Parte incluida en el
Anexo I de la CMNUCC puede transferir o adquirir de otra Parte del Anexo I unidades de reducción
de emisiones (emission reduction units – ERUs) resultantes de proyectos dirigidos a reducir emisiones
antropogénicas por fuentes o a aumentar las remociones por sumideros de GEI en cualquier sector de
la economía. Esta transferencia es esencialmente Implementación Conjunta (IC) con acreditación,
aunque el término “implementación conjunta” no es usado explícitamente. De acuerdo con este
Artículo, la Implementación Conjunta con acreditación (transferencia o adquisición de ERUs) es
permitida solo para partes pertenecientes al Anexo I, definiéndose cuatro condiciones para la misma: a)
el proyecto debe ser aprobado por las Partes; b) debe existir adicionalidad ambiental; c) debe cumplirse
con las modalidades para los inventarios y reportes; y d) la adquisición de ERUs debe ser
suplementaria a las acciones domesticas.
Aunque estas reglas son suficientes para conducir las transferencias y adquisiciones establecidas en
este Artículo, se deberán elaborar guías adicionales, en varios temas importantes como los límites en el
uso de ERUs adquiridos para el cumplimiento de compromisos o la participación de intermediarios que
deben ser autorizados por las Partes para generar o conducir transferencias.
2.4.2. El Artículo 12 del Protocolo de Kioto
Este Artículo define el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) cuyo propósito es asistir a las Partes
no incluidas en el Anexo I de la CMNUCC a alcanzar el desarrollo sostenible y contribuir al objetivo
último de la Convención, y para asistir a las Partes incluidas en el Anexo I a cumplir con parte de sus
compromisos cuantificados de limitación y reducción de emisiones establecidos por el Artículo 3. Bajo
el MDL las Partes incluidas en el Anexo I podrán usar reducciones certificadas de emisiones (certified
emission reductions – CERs) procedentes de actividades de proyectos que tengan como resultado
CERs, para cumplir con parte de sus compromisos individuales, mientras las Partes no incluidas en el
Anexo I serán beneficiadas de tales actividades de proyectos.
El MDL es esencialmente un fondo para la implementación conjunta (en una amplia definición), en el
cual las reducciones de emisiones deberán ser certificadas por entidades operacionales designadas por
la Conferencia de las Partes sirviendo como la Reunión de las Partes del Protocolo (COP/MOP) sobre
la base de tres criterios: a) participación voluntaria; b) deben alcanzarse beneficios reales, mensurables
y de largo plazo relacionados a la mitigación del cambio climático; y c) debe existir adicionalidad
ambiental, es decir las reducciones de emisiones deben ser adicionales a cualesquiera que ocurrirían en
ausencia de la actividad certificada de proyecto.
32
E E N
B o l i v i a
Institucionalmente, el MDL estará sujeto a la autoridad y guía de la COP/MOP y será supervisado por
una Junta Ejecutiva, debiendo la COP/MOP elaborar las modalidades y procedimientos para el MDL
en su primera sesión, las cuales asegurarán la transparencia, eficiencia y contabilidad de las actividades
de los proyectos a través de auditorias y verificación independientes. No obstante, los CERs obtenidos
en el periodo desde el año 2000 hasta el inicio del primer periodo de compromiso pueden ser usados
para asistir a las Partes incluidas en el Anexo I a cumplir con sus compromisos en este primer
periodo18.
Una parte de los ingresos de las actividades de proyectos enmarcados en el MDL, deberá ser usada
para financiar los costos administrativos y para asistir a las Partes que son países en desarrollo
particularmente vulnerables a los efectos adversos del cambio climático a cubrir costos de adaptación.
Finalmente, la participación bajo el MDL, incluyendo las actividades de proyectos mencionadas
anteriormente y la adquisición de CERs, puede involucrar a entidades privadas y/o públicas y estará
bajo la guía de la Junta Ejecutiva del MDL.
2.4.3. El Artículo 17 del Protocolo de Kioto
Este Artículo define la posibilidad de que las Partes incluidas en el Anexo B del Protocolo de Kioto
participen en el comercio de emisiones (CE) con el propósito de cumplir sus compromisos bajo el
Artículo 3, debiendo este comercio ser adicional a las acciones domesticas emprendidas para cumplir
estos compromisos. La COP deberá definir los principios, modalidades, reglas y guías relevantes, en
particular para la verificación, reporte y contabilidad del comercio de emisiones.
2.4.4. Otras Consideraciones sobre el Protocolo de Kioto y sus Mecanismos
El Artículo 4 del Protocolo de Kioto suministra la posibilidad para las Partes pertenecientes al Anexo I
de la CMNUCC la posibilidad de conformar burbujas, en el sentido de que un grupo de países pueden
alcanzar un acuerdo que tiene el propósito de cumplir sus compromisos contraídos en virtud del
Artículo 3 de manera conjunta. La Unión Europea ha conformado tal acuerdo, por el cual, algunos
países dentro de la Unión Europea han acordado reducir sus emisiones más allá de sus compromisos
establecidos en el Protocolo, mientras otros estarán permitidos de emitir más de lo que deberían emitir
de acuerdo a su compromiso individual de acuerdo al Protocolo de Kioto.
Existe la posibilidad de que en la búsqueda del cumplimiento de los compromisos establecidos en el
Artículo 3, las partes del Anexo I busquen y apliquen una combinación de varios mecanismos, lo cual
requiere la existencia de sistemas de contabilidad tanto nacionales como internacionales, que deben
asegurar que el objetivo general del Protocolo de Kioto sea alcanzado (5,2% de reducción de emisiones
de las Partes del Anexo I comparadas con el nivel de 1990). De este modo, si alguna Parte
18
Artículo 12, Párrafo 10 del Protocolo de Kioto.
33
E E N
B o l i v i a
perteneciente al Anexo I adquiere sumas adicionales de emisiones (sean partes de las cantidades
asignadas vía comercio de emisiones por el Artículo 17, o vía Artículo 4 (burbuja) o ERUs vía
Implementación Conjunta por el Artículo 6, necesariamente esta cantidad deberá ser deducida de la
contabilización de otra Parte del Anexo I.
2.5. La Operación del Mecanismo de Desarrollo Limpio y las Negociaciones
de Cambio Climático
El modelo de operación del MDL está siendo determinado en las negociaciones de las Partes de la
Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático a través de sus diferentes
instancias, y se espera arribar a un acuerdo, por lo menos en las definiciones más importantes (diseño y
reglamentación) durante las sesiones de la COP-6. El análisis de la evolución del MDL en las
negociaciones de la COP, sus características fundamentales, y una ruta crítica de los pasos de un
proyecto MDL en la práctica, además del análisis de sus desventajas y ventajas frente a las demás
opciones de cumplimiento que tendrán las Partes del Anexo I, permitirá que los negociadores
nacionales en el marco de las Conferencias de las Partes y otras reuniones, como las autoridades que
desarrollan políticas nacionales, procedan para asimilar nuevos conceptos, minimizar desventajas y
obtener en el futuro los beneficios esperados del MDL.
Como se dijo anteriormente, si el Protocolo de Kioto fuese ratificado por las Partes, los proyectos
MDL establecidos a partir de Enero del año 2000 podrían calificar como tales. Esta posibilidad ha
llevado a muchos inversionistas a empezar a preparar proyectos MDL con el objetivo de generar CERs
que puedan las Partes del Anexo I utilizar eventualmente para reducir sus costos de cumplimiento
durante el periodo 2008-2012.
Sin embargo, subsisten incertidumbres sobre el mecanismo en sí y varios de sus procesos. Inicialmente,
los beneficios del MDL sólo podrán ser una realidad si las Partes de la Convención ratifican el
Protocolo de Kioto. En este sentido, los países y sectores que perciben que el Protocolo afectaría su
bienestar económico y sus intereses se han opuesto fuertemente en las negociaciones, lo cual se ha
manifestado en legislaturas y posiciones de países estratégicos. Por otro lado, los beneficios potenciales
de los Mecanismos de Flexibilidad son cuantiosos, en especial del MDL, de modo que sería un error no
prepararse adecuadamente para su implementación, además de que, como lo demuestra el análisis de
mercados, si el Protocolo es aprobado, los primeros proyectos calificados gozarían de un precio por
CERs relativamente alto y los países que inicien posteriormente su participación en el MDL obtendrían
precios más bajos.
2.5.1. Competitividad del Mecanismo de Desarrollo Limpio Respecto a los otros
Mecanismos de Flexibilidad
Las Partes incluidas en el Anexo I de la Convención tienen una cantidad asignada (assigned amount –
AA) calculada de acuerdo a sus compromisos cuantificados de limitación y reducción de emisiones
inscritos en el Anexo B del Protocolo de Kioto. Cada país distribuirá de acuerdo a criterios internos
34
E E N
B o l i v i a
nacionales estas cantidades a sus fuentes de emisión, que tendrán la responsabilidad final de generar la
reducción de emisiones y de las concentraciones de GEI en la atmósfera. En este sentido, cada fuente
individual debe desarrollar un análisis de opciones de reducción y su plan de cumplimiento, y
seleccionar las opciones más costo-efectivas, entre las cuales podemos citar:
Esperar hasta el último momento para minimizar el riesgo de acciones tempranas, y permitir que
nuevas opciones tecnológicas se desarrollen y bajen de precio tanto las opciones presentes como las
futuras.
Reducir emisiones domésticamente, optimizando los procesos productivos.
Comprar derechos de emisión en mercados domésticos19.
Comprar derechos en el mercado internacional de emisiones establecido por el Artículo 17 del
Protocolo.
Adquirir derechos de emisión (ERUs) provenientes de la participación en proyectos de reducción
enmarcados en el mecanismo de Implementación Conjunta, establecido por el Artículo 6 del Protocolo.
Adquirir derechos de emisión (CERs) provenientes de la participación en proyectos en países en
desarrollo a través del Mecanismo de Desarrollo Limpio. Dentro el MDL, deberá elegir entre miles de
proyectos en decenas de países del mundo en desarrollo.
Cada fuente de Partes del Anexo I tomará el conjunto de opciones más costo-efectivas para su propio
caso, con una preferencia inicial por proyectos domésticos para evitar los altos costos de transacción,
riesgos e incertidumbre del marco regulatorio presentes en las opciones externas. Cada fuente ejecutará
las opciones más costo-efectivas dentro del territorio nacional, pasando luego a las opciones externas
cuando el costo incremental doméstico esté por encima del precio ofertado por éstas, ajustado por los
costos de transacción, riesgo e incertidumbre del marco regulatorio de cada Mecanismo de
Flexibilidad.
Los tres Mecanismos de Flexibilidad tienen características y formas de operación diferentes que
afectarán su atractivo económico como opción de cumplimiento.
1) Comercio de Emisiones
Como se dijo anteriormente, el Artículo 17 del Protocolo de Kioto establece esta opción de
transacciones de derechos de emisión sólo entre países del Anexo B20. Este sistema se asemeja al
modelo teórico clásico de Dales (1968) y al Sistema de Derechos Negociables para Control de la
Lluvia Ácida desarrollado en Estados Unidos (1990)21, por esta razón este mecanismo probablemente
tendrá características de un mercado fluido, sencillo y eficiente para el intercambio de derechos entre
oferentes y demandantes.
19
Australia está formando un programa nacional para un mercado de derechos negociables interno y Estados
Unidos lo conformará si hay ratificación del Protocolo de Kioto. Varios países europeos están estudiando también
esta opción.
20
Los países en desarrollo no pueden participar en el Comercio de Emisiones, a menos que adopten un
compromiso voluntario nacional de reducción y sean formalmente incluidos por la COP en el Anexo B del
Protocolo de Kioto.
21
Estudio de Estrategia Nacional para la Implementación del MDL en Colombia. The World Bank, 2000.
35
E E N
B o l i v i a
Bajo este mecanismo, los proyectos de reducción no requieren aprobación ni participación ex ante de
otra parte. Cada fuente reportará sus emisiones anualmente, y las empresas que han emitido menos que
su cuota fijada de derechos de emisiones pueden vender sus derechos excedentes en el mercado sin
intervención o aprobación de las autoridades ambientales. El nivel de riesgo y la incertidumbre del
marco regulatorio se consideran relativamente bajos. Para los diferentes actores, esta opción de
cumplimiento es atractiva por su sencillez, por los costos de transacción bajos y el mínimo de riesgo.
2) Implementación Conjunta
El mecanismo de transferencia o adquisición de ERUs de entre Partes del Anexo I conocido como
Implementación Conjunta y establecido en el Articulo 6 del Protocolo, se desarrollará bajo la
modalidad de proyecto por proyecto, los cuales deben ser aprobados por los dos países involucrados y
demostrar que las reducciones son adicionales a las que se habrían dado en ausencia del proyecto.
Estas condiciones de aprobación y adicionalidad incrementan los costos de transacción asociados a esta
opción, lo cual indica que este Mecanismo tendrá relativamente menor uso, debido a que las mismas
reducciones de emisiones a través de los mismos proyectos se podrán generar con menores costos de
transacción e intervención regulatoria mediante el Comercio de Emisiones establecido por el Artículo
17.
3) Mecanismo de Desarrollo Limpio
El Artículo 12 del Protocolo establece el MDL con dos objetivos principales, el primero asistir a las
Partes no incluidas en el Anexo I a alcanzar el desarrollo sostenible y contribuir al objetivo último de la
Convención y segundo a asistir a las Partes incluidas en el Anexo I a cumplir con parte de sus
compromisos cuantificados de limitación y reducción de emisiones. En otras palabras, las Partes del
Anexo I podrán obtener CERs provenientes de proyectos realizados en países en desarrollo y los CERs
podrán ser usados para contribuir al cumplimiento de parte de sus compromisos de reducción de GEI.
Operación del MDL
Las instituciones privadas o públicas de un país anfitrión interesadas en desarrollar un proyecto que
califique bajo el MDL deberían planificar sus acciones basándose en los posibles siguientes criterios y
la necesidad de realizar las siguientes actividades, las cuales se discuten con mayor detalle y se definen
para el país en los Capítulos 3 y 4:
1. Estimar el costo por tonelada de CO2 equivalente reducida como la relación entre el valor presente
neto de los flujos de caja atribuibles al proyecto y el total de toneladas reducidas.
2. Buscar un inversionista de un país del Anexo I que esté dispuesto a financiar el proyecto para
obtener CERs.
3. Negociar y contratar los elementos básicos del contrato de inversión, incluyendo el aporte de
capital, tecnología y conocimiento del inversionista y la distribución de los beneficios del proyecto.
4. Desarrollar el estudio de la Línea de Base, es decir determinar el escenario de emisiones de GEI en
ausencia del proyecto MDL durante el periodo de vida útil del proyecto.
5. Comprobar que los objetivos del proyecto están en concordancia con los criterios nacionales de
desarrollo sostenible.
36
E E N
B o l i v i a
6. Comprobar la adicionalidad del proyecto MDL, es decir estimar las reducciones de GEI causadas
por el proyecto y comprobar que esas reducciones no hubieran ocurrido en su ausencia22.
7. Validar el estudio de la Línea de Base y la Adicionalidad con Entidades Operacionales, las cuales
son entidades independientes autorizadas por la COP/MOP para hacer auditorías a los proyectos.
8. Demostrar que no existirán fugas, es decir que la reducción de emisiones resultantes del proyecto
no causará la transferencia de actividades generadoras de GEI a otros lugares o entidades en el país
y eventualmente fuera de él.
9. Evaluar la trayectoria de generación anual de CERs durante la vida útil del proyecto.
10. Evaluar las proyecciones de precios de CERs durante la vida útil del proyecto y determinar el
periodo más oportuno para ejecutar el proyecto.
11. Realizar el proceso de registro y aprobación nacional del proyecto.
12. Realizar el proceso de registro y aprobación del país Anexo I de donde proviene el inversionista.
13. Realizar el proceso de aprobación del proyecto por parte de la Junta Ejecutiva del MDL.
14. Medir y/o monitorear anualmente o por periodos establecidos las emisiones y cuantificar las
reducciones respecto a la Línea de Base.
15. Verificar los cálculos de las reducciones anuales de emisiones resultantes de las actividades
mencionadas en el punto anterior y certificar las mismas a través de las Entidades Operacionales
ante la Junta Ejecutiva del MDL.
16. En concordancia con lo anterior, la Junta Ejecutiva emitirá los Certificados de Reducción de
Emisiones a los ejecutores del proyecto.
Desventajas del Mecanismo de Desarrollo Limpio frente a los otros Mecanismos de Flexibilidad
El modelo de operación del MDL definido en el Artículo 12 del Protocolo de Kioto se asemeja a los
experimentos iniciales en el uso de mercados de derechos negociables de emisiones iniciados en la
década de los setenta en áreas de alta contaminación de los Estados Unidos y a la fase piloto de
Actividades Implementadas Conjuntamente23. En este sentido, si los requisitos y procesos de
transacción fueron demasiado costosos en programas locales, a escala internacional se prevé que serían
mucho más costosos todavía. Aunque los negociadores ante la Convención podrán minimizar las
deficiencias del modelo en la formulación de la reglamentación y procedimientos del MDL en la COP6, en la práctica el modelo implica numerosos costos de transacción, riesgos e incertidumbres que
podrían anular la competitividad del MDL frente a otras opciones de reducción de emisiones que tienen
las Partes del Anexo I.
Costos de Transacción Internacionales. El MDL contempla un desarrollo bilateral de proyectos, con
un socio de una Parte Anexo I y un socio de un país en desarrollo, lo cual implica una serie de costos,
referidos a la búsqueda internacional de socios, negociación, viajes, manejo legal, comunicación,
administración conjunta del proyecto, etc. Además, los proyectos tendrán que asumir los costos que
22
La integridad ambiental del Protocolo de Kioto depende de la generación de reducciones reales, verificables y
de largo plazo de emisiones. La adquisición de CERs permite a las Partes del Anexo I de la Convención cumplir
con parte de sus compromisos de reducción, y así no tener que efectuar un determinado número de actividades
para reducir emisiones domésticamente. Si el CER fue generado con base en una reducción de emisiones que
habría pasado de todas maneras en el país en desarrollo, entonces no existirían ni reducción en el país del Anexo I
ni reducción en el país en desarrollo, con el resultado de que las concentraciones de GEI en la atmósfera
permanecerían invariables y en oposición a los objetivos de la Convención.
23
Estudio de Estrategia Nacional para la Implementación del MDL en Colombia. The World Bank, 2000.
37
E E N
B o l i v i a
implica seguir procesos internacionales de registro y aprobación, en los cuales participarían terceras
partes, lo cual podría incrementar notablemente el tiempo y costo de aprobación. Los costos de
cuantificación del escenario de línea de base de emisiones y la validación de la misma y de la
adicionalidad de las reducciones de cada proyecto pueden llegar a ser significativos. Las Entidades
Operacionales que deben la validar la línea de base y la adicionalidad y verificar los cálculos de
reducciones de emisiones buscarán una retribución correspondiente por sus servicios (en relación con
el tamaño del mercado), considerando que se deben realizar procesos de medición rigurosa de
emisiones (que pueden ser costosos, especialmente en el caso de proyectos de uso de la tierra y cambio
en el uso de la tierra y actividades forestales) y que debe hacerse periódicamente la certificación
independiente de las reducciones. Por otra parte, la Junta Ejecutiva recibirá un porcentaje de cada
proyecto MDL aprobado para financiar sus gastos administrativos y los de la estructura burocrática que
se desarrolle para manejar este mecanismo y para constituir un fondo que ayude a las Partes que son
países en desarrollo particularmente vulnerables a los efectos adversos del cambio climático a cubrir
costos de adaptación24. Las transacciones en el Comercio de Emisiones y en la Implementación
Conjunta no están sujetas a estos costos.
Costos de Transacción Nacionales. Cada país en desarrollo deberá constituir instituciones,
procedimientos y requisitos para la aprobación y operación de proyectos MDL, lo cual implica la
generación de costos de transacción nacionales, que se sumarán a los costos de transacción
internacionales. Una parte de los costos de transacción totales será transferida al inversionista de la
Parte del Anexo I, incrementando el costo total de los CERs percibidos por este último, mientras la otra
parte será asumida por el socio nacional, reduciendo el flujo neto de ingresos proveniente de la
transacción. La distribución de los costos de transacción dependerá del poder de negociación de los dos
socios, considerando que la reducción de ingresos a la empresa nacional disminuirá la capacidad de
inversión, generación de empleo y los demás beneficios asociados al proyecto que se espera obtener.
Complejidad en la Preparación de Proyectos. Los criterios, reglas y metodología requeridos para el
diseño, ejecución y aprobación de proyectos aplicables al MDL son complejos, particularmente en la
formulación de líneas de base y los análisis de adicionalidad. Los oferentes potenciales de proyectos en
países en desarrollo aún no conocen estas metodologías y se visualiza que para que el MDL sea
realmente efectivo se requieren programas extensos y claros para capacitar a los sectores con potencial
de desarrollo de proyectos.
Riesgos. La inversión extranjera en proyectos MDL en países en desarrollo está sujeta a varios riesgos
que, sumados a los costos de transacción, podrían disuadir a los demandantes de CERs. En este
contexto, los inversionistas deberían asumir riesgos como por ejemplo “de país”, financieros, de
cambio de moneda, institucionales, de proyecto y en algunos casos inclusive de seguridad personal.
Esto cobra singular importancia cuando se tiene en cuenta que el sector que concentraría la mayor
24
Artículo 12, Parrafo 8 del Protocolo de Kioto.
38
E E N
B o l i v i a
demanda de CERs por parte de países del Anexo I sería el sector de generación termoeléctrica, el cual
se constituye en uno de los más conservadores respecto al riesgo.
Incertidumbre del Marco Regulatorio. En la práctica el capital de inversión a mediano y largo plazo
siempre busca certidumbre al marco de acción de sus actividades. Es decir el riesgo de tener que
cumplir, en los procesos nacionales del MDL de algunos países en desarrollo, con trámites largos,
costosos e inestables asociados a licencias y aprobaciones, incluso relacionadas a las regulaciones
ambientales, podría disuadir a los inversionistas del Anexo I de invertir sus capitales y producir que
éstos busquen los contextos regulatorios más claros y estables en otros países o regiones.
Exclusión de los Sumideros. Algunos países pertenecientes a la Unión Europea y numerosas
organizaciones no gubernamentales se han opuesto a la inclusión de proyectos relacionados al Uso de
la Tierra, Cambio en el Uso de la Tierra y Actividades Forestales (Land Use, Land-Use Change, and
Forestry - LULUCF) en el MDL, argumentando que no se hace referencia explícita, en el Artículo 12
del Protocolo de Kioto que establece el MDL, a los sumideros de GEI como objeto de actividades de
proyectos elegibles para este mecanismo, paralelamente han desarrollado varios argumentos contra la
eficacia ambiental y el beneficio económico de los proyectos de sumideros:
•
Las reducciones de emisiones en proyectos forestales probablemente no son reales y adicionales y
la acreditación de las mismas conduciría al incremento de las emisiones globales. Este argumento
esta basado en la aseveración de que algunos países reclamarían acreditación por los actuales
bosques en pie, además de que en la actualidad no se dispone de métodos reales para medir las
reducciones de emisiones originando la certificación de reducciones no verificables y finalmente
que realmente no existe la posibilidad de proteger los bosques, simplemente se pueden desplazar
los procesos de deforestación a otras partes.
•
Los proyectos forestales no suministran beneficios climáticos a largo plazo, porque el carbono
secuestrado esta siempre en riesgo de ser emitido por causas intencionales o accidentales (por esta
razón CERs obtenidos en proyectos forestales tendrían menor valor que CERs obtenidos en
proyectos del sector energético), además que el calentamiento global de todas maneras va a causar
impactos en los bosques provocando la emisión de cantidades significantes de carbono,
invalidando los CERs anteriormente obtenidos por reducciones o secuestro de emisiones.
•
La aceptación de los proyectos forestales va a ocasionar que el valor del carbono sea muy bajo y
que los precios de los CERs sean bajos, permitiendo a los países industrializados reducir sus
esfuerzos en relación con su responsabilidad histórica, reduciendo el incentivo para la innovación
tecnológica en la reducción de emisiones del sector energético, disminuyendo la transferencia
tecnológica necesaria (que los proyectos forestales no suministrarían) y perjudicando a los países
en desarrollo.
•
Permitir la obtención de CERs por la deforestación evitada crea un riesgo moral o incentivos
perversos, debido a que algunos países (o ejecutores de proyectos dentro de los países) podrían
reducir los esfuerzos de protección de los bosques o incluso incrementar las actividades que
originan la deforestación.
39
E E N
B o l i v i a
•
Permitir la obtención de CERs por los proyectos de plantaciones forestales puede ocasionar daños
ambientales o sociales, por la creación de incentivos para remplazar bosques nativos por
plantaciones y ocasionar impactos en la biodiversidad, los suelos y los recursos hídricos.
•
Los proyectos forestales violan la soberanía nacional al requerir compromisos perpetuos para el
mantenimiento del bosque.
•
Basándose en consideraciones estratégicas se piensa que si se acreditan en el presente CERs por
prevención de la deforestación, los países en desarrollo en un futuro, tendrían que utilizar opciones
mucho más caras para cumplir con compromisos de reducción en caso de aceptar un acuerdo en
este tema, además que tales metas estarían basadas en el escenario con proyectos MDL y no en el
escenario de línea de base actual.
Muchos de estos argumentos son fácilmente debatibles debido a su inconsistencia, mientras que
algunos otros tienen un sustento más firme que debe ser analizado a profundidad y que el Gobierno de
Bolivia ha realizado y expuesto en su posición ante la CMNUCC respecto a la inclusión de los
sumideros en el MDL, logrando de esta manera argumentar sólidamente esta posición.
Por otra parte, el Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático ha estado trabajando y
evaluando estos y otros argumentos y las conclusiones iniciales presentadas en la COP-5 en cierta
medida son favorables a la inclusión de sumideros en el MDL, aunque en su Informe Especial sobre
Uso de la Tierra, Cambio en el Uso de la Tierra y Actividades Forestales25 recientemente publicado,
esta posición se hace más neutral, aunque no expresa una conclusión que descarte a los sumideros del
MDL, y más bien suministra un amplio examen de las implicaciones científicas y técnicas del
secuestro de carbono y el ciclo global del carbono, que se ha visto afectado por actividades de uso de la
tierra, cambio en el uso de la tierra y actividades forestales, y sobre como las existencias de carbono
cambian en respuesta a las actividades de forestación, reforestación y deforestación y otras actividades
de cambio en el uso de la tierra. Además este informe también examina los problemas ambientales y
socio-económicos, y temas como la conservación, el manejo sostenible de los recursos y problemas de
desarrollo relacionados con el secuestro de carbono.
En este sentido, el informe manifiesta que los proyectos de sumideros y los del sector energético
enfrentan problemas paralelos y comparables en la medición y en asegurar los beneficios sociales y
ambientales y que no es posible asegurar que los proyectos del sector energético son superiores a los
proyectos de uso de la tierra, cambio en el uso de la tierra y actividades forestales en estos aspectos.
Por otra parte, solo se identifica una diferencia significante entre los proyectos de estos dos sectores
relacionada a la permanencia o duración, la cual está asociada solo a algunos tipos de proyectos
LULUCF y que podría ser manejada adecuadamente a través de un apropiado diseño de los proyectos.
Se debe remarcar que este análisis exhaustivo puede ser la base científica necesaria para concluir que
los proyectos de sumideros, sujetos a rigurosidad técnica y científica, a transparencia en toda su
25
Land Use, Land-Use Change, and Forestry – A Special Report of the IPCC. Intergovernmental Panel on
Climate Change, 2000.
40
E E N
B o l i v i a
formulación y ejecución, con sistemas de manejo basado en buenas prácticas, diversificación de
actividades y fuentes de financiamiento, seguros y reservas, auditorias externas, reservas regionales de
carbono, etc., pueden definitivamente ser incluidos como actividades de proyectos elegibles para el
MDL, además que evidentemente para muchos países en desarrollo, en los cuales la principal fuente de
emisiones se constituye este sector, la ejecución de estos proyectos realmente contribuirían a alcanzar
metas de desarrollo sostenible y al objetivo último de la Convención, de acuerdo a lo establecido como
propósito del MDL en el Artículo 12 del Protocolo de Kioto.
Suplementariedad. Algunos países Partes de la Convención promueven dentro de sus posiciones de
negociación, mayores restricciones al uso del MDL que pueden afectar severamente su desarrollo,
incluyendo restricciones a su uso argumentando que todas las actividades de proyectos MDL deben ser
suplementarias, es decir que los países que contribuyen y contribuyeron históricamente al aumento de
la concentración de los GEI en la atmósfera, intensificando de esta manera el efecto invernadero
(Partes del Anexo I), deberán tomar todas las medidas domésticas necesarias para reducir las emisiones
dentro de su territorio y no tratar de cumplir el total o una gran parte de sus compromisos establecidos
por el Protocolo de Kioto, a través de la adquisición de CERs de otros países que no han contribuido y
no contribuyen significativamente al aumento de la concentración de los GEI en la atmósfera.
Fungibilidad y Transferibilidad. Finalmente, algunos países plantean que los CERs generados en el
MDL, no tienen el mismo valor y significado que los créditos generados en los otros mecanismos de
flexibilidad (1 CER = 1 tonelada de CO2 equivalente) especialmente para los proyectos LULUCF, en
este sentido se plantea que debe impedirse a los países en vías de desarrollo intercambiar CERs en
bolsas o mercados secundarios, o que estos puedan ser agrupados (si provienen de diferentes
proyectos) y transferidos hacia los otros mecanismos.
Por todas las razones expuestas anteriormente, el MDL presenta varias características que lo ponen en
desventaja frente al Comercio de Emisiones y la Implementación Conjunta.
Ventajas del Mecanismo de Desarrollo Limpio ante los otros Mecanismos de Flexibilidad
El MDL como mecanismo de flexibilidad del Protocolo de Kioto, ofrecerá algunas ventajas frente las
demás opciones de cumplimiento, en caso de que se logre minimizar las desventajas enumeradas
anteriormente, a través de las negociaciones sobre la reglamentación y procedimientos de este
mecanismo en el seno de la CMNUCC.
Una de las ventajas del MDL reside en que el incentivo económico está claramente establecido en el
mecanismo, a diferencia de la fase piloto de las AIC. Si los países del Anexo I imponen programas
domésticos de control de emisiones26 que generen una demanda y precio significativos por las
reducciones de emisiones, el incentivo económico del MDL será claro y suficiente para que una gran
26
La regulación interna de países Anexo I podría surgir de la ratificación del Protocolo de Kioto, de la
imposición de programas regulatorios independientes o de incentivos a la acción temprana.
41
E E N
B o l i v i a
variedad de actores económicos promueva una amplia oferta de opciones costo-efectivas, basada en
bajos costos de reducción de emisiones y captura de carbono y las ventajas comparativas naturales de
los países en desarrollo. Esto representa una ventaja porque la oferta y el precio de las reducciones de
emisiones bajo el Comercio de Emisiones y en la Implementación Conjunta estarán restringidos por
altos costos, típicos de los países industrializados, siendo que las opciones de reducción y captura en
países en desarrollo son sensiblemente menores. Algunos estudios estiman que el precio de las
reducciones de emisiones en el mecanismo de Comercio de Emisiones sin incluir la oferta de CERs,
estaría alrededor de 52 $US en el mercado internacional e incluyendo la oferta de CERs el precio se
reduciría hasta aproximadamente los 9,5 $US27.
Otra de las ventajas del MDL está referida a que será el primer mecanismo en entrar en vigencia,
debido a que los proyectos aprobados del MDL podrán generar CERs a partir de Enero del 2000 y los
diferentes actores de Partes del Anexo I podrían empezar a acumular CERs costo-efectivos para
utilizarlos en el futuro cumplimiento de sus compromisos. Los demás mecanismos solo entrarán en
vigor a partir del 2008, es decir al iniciarse el primer periodo de compromiso y las empresas oferentes
de CERs tendrán una ventana de oportunidad de ocho años para producirlos antes de que entren en
vigencia el Comercio de Emisiones y la Implementación Conjunta.
Finalmente, existe una ventaja para el MDL basada en ciertos vacíos del mecanismo de Comercio de
Emisiones, en cuyo marco una cantidad muy apreciable de fuentes podría participar, incluyendo
fuentes pequeñas de emisiones difíciles de medir, como son la pequeña industria y el sector transporte.
En este sentido, al no poder realizar una medición real de las emisiones y de las reducciones
registradas, existe un gran potencial para el fraude, debido a que los oferentes tendrán el incentivo a
exagerar sus reducciones para vender más derechos de emisión. Sin medición efectiva, se podrían
generar grandes cantidades de derechos que no representan reducciones reales, lo cual pondría en duda
la efectividad ambiental del Protocolo de Kioto y reduciría los precios en el mercado. Además,
introduce un nuevo riesgo al comprador de estos derechos, referido a las posibles consecuencias,
sanciones y pérdidas si estos derechos resultan estar basados en reducciones ficticias. En contraste, la
medición obligatoria y la validación independiente a esa medición en todos los proyectos MDL están
claramente definidos y las reducciones serán certificadas, lo que proporciona al comprador de CERs
seguridad ante este riesgo.
Conclusiones
En conclusión podemos mencionar que los proyectos MDL tendrán que competir contra otras
opciones de cumplimiento por los recursos financieros y tecnológicos de los países Partes del Anexo I.
Los altos costos de transacción, cargos administrativos, complejidad de proyectos, riesgos de todo tipo
e incertidumbre en los marcos regulatorios de los países en desarrollo son diferencias importantes entre
el MDL y los otros mecanismos de flexibilidad. Una de las mayores desventajas que afectaría al MDL
27
Estudio de Estrategia Nacional para la Implementación del MDL en Colombia. The World Bank, 2000.
42
E E N
B o l i v i a
es la posible exclusión de proyectos de sumideros, lo que es preocupante para muchos países en
desarrollo y en especial para Latinoamérica. Por otra parte, aunque el MDL ofrece algunas ventajas
interesantes, los análisis indican que tiene varias desventajas que actuarían en su contra en la captura
del mercado de reducciones de emisiones, por esta razón los negociadores que representan a los países
en desarrollo en las Conferencias de las Partes de la CMNUCC y en otras reuniones relevantes y las
autoridades que desarrollan políticas nacionales relacionadas al cambio climático y la implementación
de la Convención, deben obrar de manera muy cuidadosa y adecuada para minimizar estas desventajas
si se desea obtener los beneficios esperados del MDL.
3. Actividades Nacionales Relevantes Relacionadas al Cambio
Climático, a las Actividades Implementadas Conjuntamente y al
Mecanismo de Desarrollo Limpio
Bolivia, en los últimos años ha logrado avances en los distintos sectores de la economía y en la
modernización institucional del Estado, además de haber logrado consolidar su proceso de
democratización. En este contexto y con el objetivo de fortalecer la gestión ambiental y consolidar el
modelo de desarrollo sostenible, institucionalmente el país cuenta con el Ministerio de Desarrollo
Sostenible y Planificación (punto focal de la CMNUCC en Bolivia) y un marco legislativo que en el
área ambiental está representado principalmente por la Ley del Medio Ambiente Nº 1333 y sus
Reglamentos, complementados con otras leyes y la adhesión y ratificación a diversas convenciones
internacionales en materia ambiental.
En este sentido y como se dijo anteriormente, Bolivia es Parte de la Convención Marco de las Naciones
Unidas sobre el Cambio Climático desde 1994, así como Parte del Protocolo de Kioto desde 1999, y
cumpliendo con sus compromisos ante la CMNUCC ha desarrollado varios trabajos técnicos y de
desarrollo de estrategias y políticas, que buscan fundamentalmente fomentar y fortalecer las políticas
nacionales y contribuir favorablemente a la toma de decisiones, respecto a la implementación de la
Convención en Bolivia, lo que podría representar en algunas esferas de acción impactos positivos para
la economía y el desarrollo del país y además contribuir a lograr el objetivo último de la CMNUCC.
Estos trabajos constituyen el insumo fundamental y condensan toda la información de la Primera
Comunicación Nacional de Bolivia a la CMNUCC y se han desarrollado en correspondencia a los
Compromisos del Artículo 4 y a la Transmisión de Información Relacionada con la Aplicación de la
Convención establecida en el Artículo 12, a través del Programa Nacional de Cambios Climáticos
(PNCC) que depende del Viceministerio de Medio Ambiente, Recursos Naturales y Desarrollo Forestal
del Ministerio de Desarrollo Sostenible y Planificación. El objetivo de estos artículos establece que todas
las Partes de la Convención deben elaborar, actualizar, publicar y facilitar a la Conferencia de las Partes a
través de la Comunicación Nacional, la información referida a la inventariación de emisiones por fuentes y
absorción por sumideros de los gases de efecto invernadero de origen antropogénico no controlados por el
43
E E N
B o l i v i a
Protocolo de Montreal, la descripción general de las políticas y medidas que ha adoptado o prevé adoptar
para la aplicación de la Convención y cualquier otra información pertinente sobre la temática del Cambio
Climático y destinada a lograr el objetivo último de la misma, con inclusión de datos pertinentes para el
cálculo de las tendencias de las emisiones mundiales.
Mediante el Decreto Supremo Nº 25030 del 27 de Abril de 1998, se reconoce al Programa Nacional de
Cambios Climáticos como el ente competente operativo encargado de cumplir los compromisos técnicos
de Bolivia ante la CMNUCC, el cual ha desarrollado varios estudios y actividades, entre los cuales
destacan:
•
Inventarios de Emisiones por fuentes y Absorción por sumideros de Gases de Efecto Invernadero de
Origen Antropogénico de Bolivia, para los sectores de Energía, Agricultura, Cambio en el Uso de la
Tierra y Actividades Forestales y Residuos, siguiendo las metodologías revisadas propuestas por el
Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático.
•
Estudios de Evaluación de Vulnerabilidad y Adaptación de los sectores Agricultura, Ganadería,
Bosques, Recursos Hídricos y Salud Humana al Cambio Climático.
•
Análisis de opciones y estrategias de Mitigación de las emisiones de GEI en los principales sectores
económicos de la nación.
•
Comunicación Inicial de Bolivia a la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio
Climático.
•
Plan Nacional de Acción sobre el Cambio Climático para los principales sectores económicos de la
nación.
•
Estrategia Nacional de Implementación de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el
Cambio Climático en Bolivia.
•
Monitoreo, Verificación y Certificación de reducción de emisiones de GEI, conservación y secuestro
de carbono u otros gases en el marco de las Actividades Implementadas Conjuntamente.
•
Capacitación y Difusión de la temática del Cambio Climático a otras instituciones y sectores de la
sociedad (sectores involucrados, universidades, ONGs y otros).
3.1. Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero
Como un primer esfuerzo, Bolivia durante 1995 y 1996 llevó a cabo el primer Inventario de Emisiones
de Gases de Efecto Invernadero de Origen Antropogénico para el año 1990, el cual fue desarrollado
por el Programa Nacional de Cambios Climáticos con la cooperación técnica y financiera del Programa
de Estudios de País de los Estados Unidos (U.S. Country Studies Program) de la U.S. EPA. En este
trabajo se utilizaron las Guías del IPCC para los Inventarios Nacionales de Gases de Efecto
Invernadero (IPCC, 1995).
44
E E N
B o l i v i a
Los resultados alcanzados con este trabajo, muestran que la fuente de mayor contribución a las
emisiones netas de Dióxido de Carbono (CO2) es el referido al Cambio del Uso de la Tierra y
Actividades Forestales (89%), en su subsector de Conversión de Bosques y Praderas con el 88,35% de
las emisiones totales nacionales, seguido por el Sector Energético con el 10,54% de las emisiones y el
sector de Procesos Industriales 0,46%28. Las estimaciones de las emisiones de todos los gases de efecto
invernadero realizadas en este trabajo, se pueden apreciar en la tabla siguiente.
Tabla 1.2. Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de Bolivia, 1990.
FUENTES
EMISIONES NACIONALES
SECTOR ENERGIA
COMBUSTION (*)
Fuentes Estacionarias
Fuentes Móviles
FUGITIVAS (*)
Petróleo y Gas Natural
PROCESOS INDUSTRIALES
AGRICULTURA
Ganado Doméstico
Producción de Arroz
Quema de Sabanas
Quema de Desechos Agrícolas
CAMBIO EN EL USO DE LA TIERRA Y
ACTIVIDADES FORESTALES
Cambios en Bosques y Otra Biomasa Leñosa
Conversión de Bosques y Praderas
Quema in-situ de Bosques
Abandono de Tierras Cultivadas
RESIDUOS
CO2
56190,14
5922,96
5143,27
2903,59
2239,68
779,69
779,69
260,46
CH4
597,99
14,85
0,918
0,158
0,76
13,93
13,93
50006,72
EMISIONES (Gg)
N2O
NOX
1,047
54,44
23,92
0,2
23,9197
0,2
5,3197
0,15
18,6
0,05
CO
1282,34
193,65
193,653
11,463
182,19
457,80
428,57
25,85
2,932
0,452
114,54
0,057
2,058
86,451
0,036
0,021
0,79
1,311
0,747
28,46
76,965
9,486
1002,24
114,54
0,79
28,46
1002,24
COVNM
24,52
24,52
24,52
24,52
456,06
49645,49
-94,83
10,80
* Estimación basada en la metodología bottom-up.
Fuente: Inventariación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero Bolivia – 1990. MDSMA –
SNRNMA – SMA - Programa Nacional de Cambios Climáticos, 1997.
En términos de emisiones equivalentes de CO2 (aplicando los coeficientes de Potencial de
Calentamiento Global y la metodología top-down para el sector energético), el 79,14% de las
emisiones nacionales son aportadas por el CO2, el 20,48% por el CH4 y el 0,38% por el N2O29.
Finalmente, se concluye que las emisiones de CO2 del sector energético de Bolivia representan el
0,027% de las emisiones mundiales y que las emisiones de CO2 del sector cambio en el uso de la tierra
y actividades forestales de Bolivia representan el 0,85% de las emisiones mundiales30.
Entre 1998 y 1999 el Programa Nacional de Cambios Climáticos desarrolló el segundo Inventario de
Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de Origen Antropogénico de Bolivia para el año 1994, con
28
Inventariación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero Bolivia – 1990. MDSMA – SNRNMA – SMA Programa Nacional de Cambios Climáticos, 1997.
29
Inventariación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero Bolivia – 1990. MDSMA – SNRNMA – SMA Programa Nacional de Cambios Climáticos, 1997.
30
Ibid.
45
E E N
B o l i v i a
la contribución de varios Institutos de Investigaciones de la Universidad Mayor de San Andrés
(UMSA) de La Paz y la cooperación financiera del Gobierno de Los Países Bajos, a través del
Programa Holandés de Asistencia a los Estudios de Cambio Climático y la Universidad Libre de
Amsterdam. En este trabajo se utilizaron las Guías Revisadas del IPCC para los Inventarios Nacionales
de Gases de Efecto Invernadero (IPCC, 1996).
Los resultados de este estudio, ratifican nuevamente que la primera fuente de emisiones de CO2 en
Bolivia es el Cambio en el Uso de la Tierra y Actividades Forestales, debido principalmente a la
conversión de bosques y praderas a suelos agrícolas y la colonización espontánea, que representa el
82,77% de las emisiones totales, seguida por el sector Energético que aporta con el 16,38% de las
emisiones nacionales y el sector de Procesos Industriales con el 0,84%31. El resumen de la totalidad de
las emisiones de los distintos gases de efecto invernadero por fuentes se muestra a continuación.
Tabla 1.3. Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de Bolivia, 1994.
R esum en General del Inventario de Em isiones de Gases de Efecto Invernadero - 1994
Gg
CATEGORIAS DE FUENTES Y SUM IDEROS
Em isiones
Remociones
D E GASES D E EFECTO INVERN AD ERO
de CO 2
de CO 2
Total de Em isiones y R em ociones N acionales
1 Energía
A Actividades de Combustión
46,657.21
7,646.20
7,646.20
Método de Referencia
8,385.74
M étodo por Categorias Fuente
7,646.20
1,374.75
823.15
2,269.88
16.00
695.76
106.75
30.87
86.93
2,242.11
1
Industrias de la Energía
2
Industrias M anufactureras y Construcción
3
Transporte
4
Comercial / Institucional
5
Residencial
6
Agricultura / Silvicultura / Pesca
7
M inería / M etalurgia
8
Otros Sectores
9
Quema de G as Natural en Campos
4,537.42
10 Utilización de Biomasa
B Emisiones Fugitivas
1
Petróleo y G as Natural
2
Precursores del Ozono y SO 2 Provenientes
CH 4
N 2O
NO x
CO
COVNM
SO 2
653.48
89.05
7.86
2.53
0.20
0.20
107.95
37.64
37.55
857.98
322.43
322.30
58.15
54.09
46.11
5.46
5.19
3.85*
7.86
0.03
0.06
0.43
0.00
0.06
0.01
0.00
0.03
0.20
0.00
0.00
0.03
0.02
0.00
0.00
0.00
0.00
37.55
4.14
2.54
24.00
0.02
0.59
1.93
0.09
0.79
322.30
0.52
0.36
154.68
0.01
0.54
1.61
0.01
10.25
46.11
0.13
0.08
29.26
0.00
0.06
0.32
0.00
1.92
7.24
81.19
81.19
0.14
0.00
3.44
0.09
154.34
0.13
14.34
7.98
1.34
0.09
0.13
7.98
1.34
0.00
0.00
0.00
0.01
0.00
0.01
3.95
0.75
3.19
0.11
0.11
0.27
0.23
0.04
56.75
57.04
0.24
0.24
0.06
0.06
H CFs
P
0.01
PFCs
SF 6
NO
NO
IOP
IOP
IOP
IOP
IOP
IOP
IOP
IOP
IOP
de la Refinación del Petróleo
393.90
393.90
NO
2 Procesos Indu striales
A Productos M inerales No M etálicos
B Otros Procesos
0.00
NO
0.00
NO
3 U so de Solventes y O tros Productos
A Productos Q uímicos
489.27
462.54
19.51
5.04
4 Agricultura
A Ferm entación Entérica
B M anejo de Estiércol
C Cultivos de Arroz
1.73
F Quema de Residuos Agrícolas en Campo
5 Cam bio en el U so de la Tierra y Silvicultura
A Cambios en la Existencia de Biom asa en Bosques y
Otra Vegetación Leñosa
B Conversión de Bosques y Praderas
38,617.11
5,629.38
4,537.42
32,987.73
C Abandono de Tierras Cultivadas
D Emisiones o Absorciones de CO 2 en los Suelos
NE
6 Residuos
A Disposicion de Residuos Sólidos en Tierra
B M anejo de Aguas Residuales
C Emisiones de N 2 O Provenientes del Excremento
NO
NO
NO
NO
0.01
2.16
0.02
54.67
0.14
0.03
1.54
0.38
0.97
55.78
13.56
56.67
0.37
478.51
54.67
0.38
13.56
478.51
20.49
20.14
0.35
0.22
0.87
0.87
0.39
0.39
D Suelos Agrícolas
E Quema Prescrita de Sabanas
0.01
0.01
4,537.42
NE
0.22
Humano
Partidas Inform ativas:
Búnkers In ternacion ales
173.57
0.00
0.01
Aviación
173.57
0.00
0.01
Em isiones de CO 2 Provenientes del U so de
3,112.38
Biom asa
* Las emisiones de SO 2 provenientes por actividades de combustión en los diferentes sectores no han sido discriminadas.
P
= Em isiones potenciales basadas en el método de Grado I
NE
= Emisiones no estim adas
IO P = Emisiones estimadas e incluídas en otra parte
NO = Emisiones que no ocurren en el país
Fuente: Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de Origen Antropogénico de Bolivia,
Año 1994. MDSP – VMARNDF – Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000.
31
Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de Origen Antropogénico de Bolivia, Año 1994.
MDSP – VMARNDF – Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000.
46
E E N
B o l i v i a
El aporte de las emisiones nacionales a los búnkers internacionales de la aviación es de 173,57 Gg de
CO2, siendo que las emisiones de los otros GEI son mucho menores y las emisiones de CO2
provenientes del uso de biomasa con propósitos energéticos alcanzarían el 6,67% del total nacional32.
El cálculo del efecto acumulativo de las emisiones en términos de emisiones equivalentes de CO2
(aplicando los coeficientes de Potencial de Calentamiento Global con horizonte de 100 años), muestra
que el 76,28% de las emisiones nacionales es aportado por el CO2, el 22,44% por el CH4 y el 1,28%
por el N2O33. Como conclusión se puede indicar que las emisiones de CO2 del sector energético de
Bolivia representan el 0,033% de las emisiones mundiales y que las emisiones de CO2 del sector
cambio en el uso de la tierra y actividades forestales de Bolivia representan el 0,58% de las emisiones
mundiales34.
3.2. Análisis de Vulnerabilidad y Adaptación al Cambio Climático
En los últimos años, a escala mundial, regional y local se ha venido percibiendo una serie de cambios
en temperaturas y patrones de precipitación, provocando alteraciones en diferentes ecosistemas, entre
los cuales algunos están en proceso de adecuarse a estas modificaciones, mientras en otros la
adaptación no es posible. Ante estos hechos plausibles el Gobierno Boliviano emprendió una segunda
tarea referida al análisis de vulnerabilidad y adaptación de los ecosistemas, sectores y recursos más
importantes, entre ellos el Agrícola, el Ganadero, el Forestal y los Recursos Hídricos, los cuales
además de ser afectados por las elevadas concentraciones de GEI en la atmósfera que intensifican el
efecto invernadero natural, resultado de un amplio rango de actividades antropogénicas, son
amenazados también por la fuerte presión que ejercen sobre ellos las actividades humanas a través del
aprovechamiento no sostenible del suelo, el agua, la flora y la fauna.
Los trabajos realizados en este campo por el Programa Nacional de Cambios Climáticos han sido
desarrollados en dos periodos. El primero, enfocado a estudios piloto35 se realizó con el apoyo del
Programa de Estudios de País de los Estados Unidos de la U.S. EPA y el segundo, enfocado a estudios
más profundos36, con el apoyo del Programa Holandés de Asistencia a los Estudios de Cambio
Climático y la Universidad Libre de Amsterdam y la participación de varios Institutos de Investigación
de la UMSA y el Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología (SENAMHI), y para el sector de
32
Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de Origen Antropogénico de Bolivia, Año 1994.
MDSP – VMARNDF – Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000.
33
Ibid.
34
Ibid.
35
Vulnerabilidad y Adaptación de los Ecosistemas al Posible Cambio Climático y Análisis de Mitigación de
Gases de Efecto Invernadero. MDSMA – SNRNMA – SMA - Programa Nacional de Cambios Climáticos, 1997.
36
Escenarios Climáticos, Estudio de Impactos y Opciones de Adaptación al Cambio Climático. MDSP –
VMARNDF – Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000.
47
E E N
B o l i v i a
salud humana37 con el apoyo del Fondo para el Medio Ambiente Mundial (Global Environment
Facility – GEF) a través del PNUD.
Escenarios Climáticos
Los escenarios de cambio climático en Bolivia generados para el periodo 2000 – 2100 a partir de
modelos internacionales de circulación general38 y escenarios globales de emisiones y tendencias
macroeconómicas39 son fundamentales para evaluar los impactos potenciales producidos por el cambio
climático en los diferentes análisis realizados para los ecosistemas, sectores y recursos más
importantes.
Los escenarios generados muestran tendencias de aumento de temperatura tanto en los meses húmedos
como en los secos, con mayores aumentos en latitudes menores (norte del país) y en cuanto a las
precipitaciones, se observan aumentos en términos absolutos en los meses húmedos y pequeños
aumentos en términos absolutos en los meses secos, siendo el aumento de precipitación mayor a
latitudes menores (región amazónica y norte del altiplano). Algunos de los modelos de circulación
general muestran tendencias preocupantes de disminución de precipitaciones en los meses de inicio de
la época húmeda, fenómeno que ya se ha estado observando en algunas regiones del país. En contraste
con estos resultados, algunos modelos generan resultados negativos en la tendencia de las
precipitaciones, especialmente en los meses secos para las llanuras amazónica y subtropical del país.
Sector Agrícola
Las implicancias de cuan vulnerable es el sector agrícola ante las alteraciones del clima, también están
asociadas a otros determinantes de la sostenibilidad regional y el manejo de recursos. Los resultados de
los estudios muestran cambios en los rendimientos de los diferentes cultivos, así como variaciones de
las áreas cultivadas. En este sentido, la papa muestra que mejora sus rendimientos con los incrementos
de temperatura (especialmente con incrementos de la temperatura mínima), mientras que los
incrementos de precipitación no producen cambios significativos en los rendimientos y el aumento de
la concentración de CO2 puede traer aumentos en el rendimiento de los cultivos, con mayor magnitud
en el altiplano que en los valles. En el caso de la soya, la precipitación ejerce mayor influencia positiva
en el rendimiento para la campaña de invierno, mientras que la temperatura es el factor predominante
en la campana de verano, existiendo pequeños incrementos cuando se reduce ésta y finalmente el
incremento de CO2 evidencia un notorio incremento en los rendimientos en ambas campañas. Entre las
37
Estudio de la Vulnerabilidad y Adaptación de la Salud Humana ante los Efectos del Cambio Climático en
Bolivia. MDSP – VMARNDF – Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000.
38
Hadley Centre Unified Model 2 Transient Ensemble-mean (HADCM2), UK Meteorological Office High
Resolution (UKHI-EQ) y Goddard Institute for Space Studies Transient Experiment 1998 (GISSEQ)
incorporados en el Global and Regional Climate Scenario Generator (SCENGEN) v. 2.1a, 1997.
39
Escenarios IPCC: IS92a, IS92c e IS92e incorporados en el Model for the Assesment of GHG Induced Climate
Change (MAGICC) v. 2.3, 1997.
48
E E N
B o l i v i a
opciones o medidas más convenientes y que coadyuven a la adaptación de los cultivos se han
identificado al manejo de aguas y suelos (cambios en fechas de siembra y riego adicional), la
utilización de variedades mejor adaptadas (adecuación de genotipos), la educación, la investigación y
la transferencia de tecnología.
Sector Ganadería y Pasturas
El análisis efectuado en el sector ganadero y de pasturas como producto de las perturbaciones
climáticas, revelan que el ganado pierde peso con incrementos de las concentraciones de CO2 y que la
interacción con el aumento de temperatura muestra mayores perdidas en el peso final de los animales.
En este sentido, el consumo de forraje por los animales no se ve afectado por los incrementos de la
concentración de CO2 atmosférico y se observa que la producción forrajera se incrementa a medida que
aumentan la precipitación y la temperatura. El ganado sería favorecido incrementando el peso de los
animales, solamente con ciertas condiciones especiales de cambios (incrementos o decrementos) en los
patrones climáticos y dependiendo de la región analizada. En respuesta a estas circunstancias se han
planteado medidas específicas de adaptación orientadas a minimizar los impactos negativos, como
incrementar la palatabilidad de forrajes, con la introducción de pasturas nativas y nuevas especies
forrajeras, dieta suplementaria, modificación de las estaciones de pastoreo e introducción de otro tipo
de ganado.
Recursos Forestales
Los resultados de la utilización de modelos40 para el análisis de vulnerabilidad de los recursos
forestales al cambio climático, han originado muchas controversias y dudas sobre la validez de algunos
resultados los cuales han tenido que ser contrastados con la realidad biogeográfica conocida. De
manera general, se observa que los bosques en el país se hallan parcialmente fragmentados por grandes
sabanas, pampas, humedales y actividades agrícolas y pecuarias concentradas, lo cual genera áreas de
bosque rodeadas de otros tipos de usos de suelo que difícilmente pueden migrar y/o adaptarse
rápidamente a nuevas condiciones climáticas.
Los resultados de los análisis de los impactos a los recursos forestales a partir de un cambio de clima
por una parte, y por otra, debidos a las actividades antropogénicas que se vienen ejerciendo sobre los
mismos, muestran con alta certidumbre que los bosques estarán sujetos a presión por los cambios en el
régimen térmico e hidrológico tanto en el norte (bosque húmedo) como en la parte meridional del
oriente del país (bosque seco) y que la disminución de la humedad en el suelo puede reducir las áreas
de bosque con tendencia al aumento de sabanas. Los resultados muestran que el bosque húmedo
subtropical cedería una parte considerable de su territorio al bosque seco tropical (aunque actualmente
entre ellos se interponen grandes áreas de sabanas naturales), además se observa una clara tendencia de
aumento del bosque húmedo tropical en la parte más septentrional del territorio.
40
Modelo de Zonas de Vida de Holdridge y Claros Forestales - GAP.
49
E E N
B o l i v i a
Figura 1.1. Zonas de Vida Actuales (Generadas con datos de isolíneas sobre la base de información
meteorológica nacional y aplicación del Modelo de Holdridge).
Fuente: Escenarios Climáticos, Estudio de Impactos y Opciones de Adaptación al Cambio Climático.
MDSP – VMARNDF – Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000.
En las sabanas, los impactos están relacionados con cambios en los patrones de precipitación y el
incremento en la frecuencia e intensidad de los incendios, afectando la composición de especies,
favoreciendo la incursión de pastos y arbustos de mayor tamaño e inclusive especies no palatables. En
la región chaqueña del sur del país, los bajos incrementos de precipitación y el aumento considerable
de las temperaturas medias y consiguiente aumento de evapotranspiración, podrían sobrecargar al
ecosistema y aumentar las tendencias de desertificación existentes, ocasionando el aumento del bosque
muy seco tropical en detrimento del bosque seco subtropical (deciduo) y afectando a los humedales de
la región que contienen la mayor diversidad de reptiles del país. El estudio muestra una tendencia al
avance del bosque seco tropical en detrimento de ecosistemas como la estepa espinosa (ecosistema
altiplánico) y otros ecosistemas de valles interandinos, resultado de una notoria tendencia a hacer más
seco el clima de los valles. Los ecosistemas de bosque húmedo templado y bosque seco templado que
inicialmente aparecen con mayor frecuencia, posteriormente se convierten en ecosistemas marginales
con claras tendencias a la desertificación.
En cuanto al altiplano boliviano, este presenta en su integridad un déficit en su balance hidrológico,
exceptuando su región norte. Estos cambios en el régimen hidrológico traerían consigo variaciones en
50
E E N
B o l i v i a
los niveles de erosión hídrica y en algunas regiones mayores niveles de salinización y aridez de suelos,
aumentando consiguientemente los niveles de erosión eólica.
Figura 1.2. Zonas de Vida de Holdridge para el año 2050 (Escenario IS92a).
Fuente: Escenarios Climáticos, Estudio de Impactos y Opciones de Adaptación al Cambio Climático.
MDSP – VMARNDF – Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000.
Para minimizar los impactos negativos sobre estos ecosistemas y recursos, se han planteado medidas de
adaptación destinadas a la conservación de la biodiversidad, el aprovechamiento racional y sostenible,
el desarrollo económico local, el aumento de la eficiencia de la productividad de madera, la
conservación de áreas protegidas. Entre estas opciones se pueden citar además, la identificación de
especies tolerantes al cambio climático, la reducción de la fragmentación del hábitat, el manejo
efectivo y sostenible de los recursos, la reforestación y la aplicación de técnicas de bajo impacto para la
tala o cosecha.
Recursos Hídricos
Los recursos hídricos que posee Bolivia son muy importantes económica y socialmente, ya que de ellos
dependen en gran medida la generación de energía eléctrica, los sistemas de riegos, la cría de animales,
el abastecimiento de agua en centros urbanos y rurales, etc. Dada esta importancia se han desarrollado
análisis de aproximación de las implicancias del cambio climático en este sector y como tendencia
general, se observa que el aumento de la precipitación durante todo el año traería aumentos en el
escurrimiento (excepto en algunos meses de la época húmeda que presentan ligera tendencia a la
51
E E N
B o l i v i a
disminución), lo que ayudaría a disminuir la vulnerabilidad en términos de oferta – demanda del
recurso. En el caso de que se dieran escenarios incrementales de cambio climático, donde
simultáneamente se incrementa la temperatura y disminuye la precipitación, se observa en general
reducciones en la producción y disminución de los caudales en las diferentes cuencas estudiadas.
Finalmente, un punto importante que se debe analizar más profundamente, es el relacionado a los
efectos de los incrementos de temperatura y precipitación que indican los modelos de circulación
general, los cuales probablemente ocasionarían un aumento en la frecuencia de eventos extremos,
como las precipitaciones de alta intensidad, que requerirían medidas de control de uso de tierras
marginales, prevención de la erosión y otros sistemas de prevención.
En función de la cuenca hidrográfica así como de los usos de los recursos, se han planteado medidas de
adaptación, las cuales se desprenden de las diferentes políticas regionales existentes en el país y entre
las cuales se pueden mencionar el uso planificado y coordinado de la cuenca, el control de la
contaminación, la construcción de reservorios y represas, la elaboración de planes de contingencia para
la sequía y la construcción de sistemas de irrigación controlada.
Salud Humana
El análisis preliminar de vulnerabilidad de la salud humana al cambio climático, desarrollado para las
regiones del país comprendidas por los departamentos de Pando, Beni y el norte de La Paz, donde se
eligió la Malaria como enfermedad tipo de transmisión vectorial, para investigar los efectos del cambio
climático, ha mostrado que esta enfermedad es sensible a las variaciones y cambios en las tendencias
del clima. Estos elementos se ven además, complementados por los altos índices de migración que
reciben las ciudades intermedias de la región de estudio (principalmente Guayaramerin y Riberalta que
tienen los índices parasitarios anuales (I.P.A.) más altos de Bolivia), constituyendo un importante
factor de riesgo para incrementar la incidencia de casos de Malaria y probablemente para diseminar la
enfermedad al resto del país, mediante los migrantes temporales.
La colonización de áreas tropicales por habitantes provenientes principalmente del altiplano (occidente
del país), es otro factor de riesgo, ya que las personas que llegan a estas regiones están adaptadas a otro
ambiente y condiciones de vida, por lo tanto a otro perfil epidemiológico donde no se hallan las
enfermedades transmitidas por vectores. El probable desplazamiento del bosque húmedo tropical y del
bosque húmedo subtropical a expensas del bosque seco tropical, proveerá de hábitat adecuados a los
vectores transmisores de la Malaria, para incrementar su expansión geográfica hacia áreas periféricas
diferentes a las tradicionales donde no estaban presentes previamente.
El ascenso de las temperaturas y de las precipitaciones pluviales (humedad principalmente) en la
región de estudio, provocará un incremento de los sitios de anidación y por ende del número de
vectores, además incrementará la extensión geográfica de su hábitat, tanto a nivel altitudinal como en
torno de las habituales áreas endémicas, e incrementará en términos absolutos los casos de Malaria,
tanto en las zonas tradicionales, como en las nuevas áreas de ocupación vectorial, donde la elevación
52
E E N
B o l i v i a
de la incidencia será particularmente importante debido a la escasa inmunidad desarrollada por los
habitantes, generalmente recién llegados.
3.3. Análisis de Opciones de Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto
Invernadero
Los estudios y análisis de la estimación del potencial de mitigación de emisión de GEI en el país, se
han desarrollado para los sectores más importantes de la economía nacional. En el primer estudio
realizado por el Programa Nacional de Cambios Climáticos, con el apoyo del Programa de Estudios de
País de los Estados Unidos de la U.S. EPA se realizó un análisis solo para el sector energético41 y en el
segundo, enfocado a un análisis más profundo y elaborado42 que se realizó con el apoyo del Programa
Holandés de Asistencia a los Estudios de Cambio Climático y la Universidad Libre de Amsterdam y
fue desarrollado por el Programa Nacional de Cambios Climáticos y el Instituto de Investigaciones
Agropecuarias de la UMSA con análisis para el sector energético y los sectores forestal y agrícola.
El análisis realizado para el sector energético, se ha basado en la generación de dos escenarios base de
desarrollo socio-económico del país (moderado y alto), que han permitido estimar a largo plazo (para
el periodo 1990-2030) la producción, transformación y demanda de energía y las emisiones de GEI
asociadas a estas actividades. En estos escenarios se asume que el sistema energético del país se
desarrolla a un ritmo estable, con reducidas medidas de conservación y de eficiencia energética,
haciendo uso de energías renovables para la electrificación rural, con cierto incremento de la
utilización del gas natural en el uso residencial y transporte terrestre y la exportación de gas natural y
energía eléctrica al Brasil.
Los escenarios de mitigación (moderado y alto de manera correspondiente a los escenarios base), han
permitido determinar el potencial de reducción de emisiones de GEI del país para el periodo de
análisis, considerando la introducción de tecnologías eficientes y de fuentes de energía con menor
emisión de carbono (esencialmente gas natural) en sustitución de otras, la mejora en la administración
de la energía y en la tecnología (procesos de combustión y de suministro de energía eléctrica),
especialmente en los sectores residencial, comercial, industrial y de transportes, el uso de fuentes de
energías renovables y la disminución de la intensidad de uso energético de algunos combustibles. En
los procesos de transformación de energía se proponen la disminución acelerada de la quema de gas
natural en los campos de explotación, logrando que estos volúmenes se incorporen a las corrientes de
exportación y se incremente la recuperación de licuables destinados al mercado nacional o
internacional y se consideran nuevas opciones de expansión del sistema de generación de energía
41
Vulnerabilidad y Adaptación de los Ecosistemas al Posible Cambio Climático y Análisis de Mitigación de
Gases de Efecto Invernadero. MDSMA – SNRNMA – SMA - Programa Nacional de Cambios Climáticos, 1997.
42
Análisis de Opciones de Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero. MDSP – VMARNDF –
Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000.
53
E E N
B o l i v i a
eléctrica, que se verían complementadas con la incorporación de generación a través de recursos
renovables como la energía geotérmica, hidroeléctrica y eólica.
Como resultado del análisis de los escenarios base (moderado y alto) para el periodo 1990 – 2030 se
observa que el dióxido de carbono (CO2) de origen no biogénico y biogénico43 es el GEI más
importante, el cual alcanzará el año 2030 una emisión de 29356 millones de toneladas en el escenario
moderado y de 39404 millones de toneladas en el escenario alto. Entre todas las actividades de
demanda y transformación de energía del país, el 2030 según el escenario moderado (y de manera
correspondiente en el escenario alto), el sector Industrial es el que más contribuirá en la emisión de
CO2 (no biogénico y biogénico) con 12485 millones de toneladas (42,53% del total), seguido por el
sector Transporte, el sector Residencial y la Generación Eléctrica.
Figura 1.3. Emisiones de Dióxido de Carbono, Escenarios Base (Gg), 1990 – 2030.
30,000
25,000
Gg
20,000
DIOXIDO DE CARBONO
NO BIOGENICO
ESCENARIO ALTO
15,000
DIOXIDO DE CARBONO
NO BIOGENICO
ESCENARIO M ODERADO
DIOXIDO DE CARBONO
BIOGENICO
ESCENARIO ALTO
10,000
5,000
DIOXIDO DE CARBONO
BIOGENICO
ESCENARIO M ODERADO
0
Fuente: Análisis de Opciones de Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero. MDSP –
VMARNDF – Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000.
Los escenarios de mitigación (moderado y alto), se han construido sobre la base de la aplicación de
varias medidas que se introducen con diferentes tasas de penetración y a diferentes objetivos
(subsectores, aparatos, usos finales o intensidad de energía) a partir del año 2000 y durante el periodo
de análisis. Las medidas consideradas en el análisis son las siguientes: eficiencia en la iluminación y
refrigeración de los sectores residencial y comercial; eficiencia en el uso residencial y comercial de
biomasa; uso de energía solar para calentamiento de agua en el sector residencial, uso de energías
renovables en la electrificación rural, conservación de energía térmica y eléctrica en la industria y usos
comerciales; incremento del uso de gas natural en los sectores residencial y de transportes; reducción
de la quema de gas natural en campos de explotación; redistribución de las opciones de expansión de
43
Emisiones no biogénicas son las provenientes del uso de combustibles fósiles y las biogénicas las provenientes
de fuentes de energía biomásicas.
54
E E N
B o l i v i a
generación eléctrica. El resultado de la aplicación de estas medidas muestra que es posible reducir la
demanda global de energía hasta en un 6,93% para el año 2030 en el escenario moderado y en un
7,05% para el 2030 en el escenario alto.
Por otra parte, a través de éste análisis se ha podido establecer que las emisiones totales de CO2 tanto
no biogénico como biogénico a lo largo de un periodo de 30 años (2000 – 2030), se reducirían en el
escenario moderado en 5,41% en el año 2005 y alcanzar el 12,60% para el año 2030 respecto al
escenario base; en el escenario alto las reducciones respecto al escenario base podrían alcanzar al
5,63% y 13,84% en esto mismos años. Paralelamente, en ambos escenarios se registran reducciones en
las emisiones de los otros GEI analizados, excepto el CH4 y el N2O que registran aumentos no
significativos en sus emisiones.
Tabla 1.4. Reducción de las emisiones de GEI a la atmósfera, Escenarios de Mitigación respecto a
Escenarios Base (Gg), 2001 -2030.
Escenario Moderado
EMISION / AÑO
2005
2010
2020
2030
1,854.36
414.22
-1.05
-0.06
154.35
661.92
0.07
0.07
3,076.40
622.59
-2.76
-0.08
247.94
23.34
0.12
0.11
2020
2030
2,649.50
559.17
-2.22
-0.07
204.66
666.76
0.08
0.08
4,595.15
858.15
-4.44
-0.11
330.97
32.45
0.13
0.12
TOTAL
2001 - 2030
DIOXIDO DE CARBONO, NO BIOGENICO
DIOXIDO DE CARBONO, BIOGENICO
METANO
OXIDO NITROSO
MONOXIDO DE CARBONO
OXIDOS DE NITROGENO
HIDROCARBUROS VOLATILES
DIOXIDO DE AZUFRE
604.99
102.93
6.38
-0.02
30.39
28.95
0.01
0.02
632.31
205.86
0.67
-0.03
60.77
57.90
0.03
0.03
44,386.28
9,625.09
35.43
-1.34
3,514.85
12,918.19
1.69
1.61
% de
Reducción
2001 - 2030
11.25
5.19
5.06
-41.14
19.70
517.33
0.68
11.97
Escenario Alto
EMISION / AÑO
2005
2010
TOTAL
2001 - 2030
DIOXIDO DE CARBONO, NO BIOGENICO
DIOXIDO DE CARBONO, BIOGENICO
METANO
OXIDO NITROSO
MONOXIDO DE CARBONO
OXIDOS DE NITROGENO
HIDROCARBUROS VOLATILES
DIOXIDO DE AZUFRE
640.75
130.10
6.05
-0.02
39.18
29.71
0.02
0.02
703.84
260.20
0.01
-0.04
78.35
59.41
0.04
0.04
61,406.12
12,913.62
7.98
-1.74
4,650.46
13,027.48
1.91
1.83
% de
Reducción
2001 - 2030
13.35
5.75
1.03
-41.63
22.89
430.42
0.75
13.55
Fuente: Análisis de Opciones de Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero. MDSP –
VMARNDF – Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000.
Los resultados obtenidos en el Análisis de Costo - Beneficio de los escenarios de mitigación, están
basados en un análisis social global e integrado de costo - beneficio del sistema energía - medio
ambiente del país y nos muestran que siete de las opciones de mitigación analizadas tienen costos de
reducción de CO2 negativos y con gran prioridad para su implementación, tres opciones tienen costos
positivos con buen potencial para su implementación y tres tienen altos costos, entre las cuales una
registra poco potencial de reducción de GEI.
55
E E N
B o l i v i a
Tabla 1.5. Costos Nivelados de Reducción de Emisiones de Dióxido de Carbono, Escenario Moderado.
MEDIDA DE
MITIGACION
Incremento del Uso Incremento del Uso Electrificación Rural
Eficiencia en
Eficiencia en
Eficiencia en
Iluminación del
Cocinas que
Refrigeración del
Residencial de Gas
Sector Residencial
Utilizan Biomasa
Sector Residencial
Natural
Costo Nivelado
de Reducción
$US (1990) /
t CO2
Escenario
Moderado
de Energía Solar en
en base de
el Calentamiento de
Energías
Agua
Renovables
Eficiencia en
Eficiencia en el Uso
Conservación de
Conservación de
Incremento del Uso
Iluminación del
Comercial de
Energía Eléctrica en
Energía en la
de Gas Natural en
Sector Comercial
Biomasa
Usos Comerciales
Industria
el Transporte
-5.52*
150.00
100.00
20.00
Quema de Gas
Natural en Campos
de Explotación
-1.00
-6.48*
-70.00
5.17
-9.48
110.00*
-3.18*
190.00*
Redistribución de
las Opciones de
Expansión de
Generación de
Energía Eléctrica
-10.00
-1.90
70.00
5.09
Reducción de la
Fuente: Análisis de Opciones de Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto
Invernadero. MDSP – VMARNDF – Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000.
* CO2 biogénico.
Figura 1.4. Curva de Costos de Reducción y Potencial de Reducción de CO2 de las Opciones de
Mitigación - Escenario Moderado, 1990 - 2030.
$US de 1990/t de CO2
250
225
200
175
150
125
100
75
A - Eficiencia de iluminación en el sector residencial
B - Eficiencia en cocinas que utilizan biomasa
C - Eficiencia en la refrigeración del sector residencial
D - Incremento del uso residencial del gas natural
E - Incremento del uso de energía solar en el calentamiento de agua
F - Electrificación rural
G - Eficiencia de iluminación en el sector comercial
H - Eficiencia del uso comercial de biomasa
I - Conservación de energía eléctrica en usos comerciales
J - Conservación de energía en la industria
K - Incremento del uso del gas natural en el sector transporte
L - Reducción de la quema de gas natural en campos de explotación
M - Redistribución de las opciones de expansión de generación eléctrica
C
F
E
50
D
25
A
I
0
-25
M
H
L
J
B
G
-50
-75
K
-100
0
11,000
22,000
33,000
44,000
55,000
Reducción total de CO2 , Gg
Fuente: Análisis de Opciones de Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero. MDSP –
VMARNDF – Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000.
El segundo estudio realizado está referido a los sectores Forestal y Agrícola del país (sector no
energético), los cuales se encuentran entre los pilares principales de la economía nacional y que
presentan un interesante potencial de reducción de emisiones de GEI. La importancia de este análisis se
debe remarcar, considerando que actualmente Bolivia se encuentra afectada por una serie de cambios
en su escenario climático habitual, incidencia que se percibe sobre la capacidad productiva de sus
ecosistemas naturales y cultivados, ecosistemas que además se ven amenazados por la ampliación no
56
E E N
B o l i v i a
planificada de la frontera agrícola debido al cambio de uso de la tierra en regiones boscosas,
provocando una creciente deforestación.
Los sistemas agropecuarios que prevalecen en regiones tropicales de Bolivia, se agrupan en tres
categorías: agricultura migratoria, ganadería extensiva y sistemas de producción intensiva de cultivos
anuales. En lo concerniente a los recursos forestales estos cubren alrededor del 48% del territorio
nacional44, con una combinación de bosques cerrados en grandes extensiones y bosques abiertos en
pequeñas extensiones, con un potencial estimado de producción del orden de 11 a 14 m3/ha por año.
El escenario de línea de base fue construido para tres regiones de bosques en el territorio nacional
(Amazónica, Chiquitana y Chaqueña), en las cuales se estimaron las superficies de cobertura forestal,
tasas de deforestación y porcentajes de áreas deforestadas destinadas a la agricultura, pasturas, cortes y
aclareos, cortes selectivos, incendio de bosques y otros usos de la tierra. El Escenario de línea de base
utilizando el modelo de simulación COPATH345, muestra que debido al proceso de deforestación y
cambios en el uso de la tierra, para el año base 1994 la cantidad total de CO2 liberado por el sector
forestal asciende a 44075 millones de toneladas, de los cuales 41136 millones corresponden a la
liberación inmediata y 2939 millones a la liberación producto de la descomposición vegetal. Las
proyecciones futuras de emisiones y absorciones, indican que para el año 2030, la emisión neta de CO2
alcanzaría a 64285 millones de toneladas, con un incremento del 46% respecto al año base, mientras la
emisión total alcanzaría a 99935 millones de toneladas.
Los escenarios de mitigación de emisiones de dióxido de carbono, se han construido sobre la base de
medidas que permiten la reducción y fijación de GEI a lo largo de un periodo de 30 años (incremento
del área de secuestro y almacenamiento de carbono y evitando emisiones a través de diferentes
opciones). Las medidas consideradas en el análisis son: forestación y reforestación; aprovechamiento
eficiente de la madera; regeneración natural de bosques; mejoramiento en el control de áreas
protegidas; alternativas a la agricultura migratoria, así como la introducción de sistemas agroforestales,
las cuales implementadas en conjunto, beneficiarían respecto a la línea base con la reducción del
16,03% de las emisiones en el año 2000 y del 49,22% en el año 2030. Las medidas de mitigación
vinculadas al sector agrícola están dirigidas a la prevención y control de la degradación de tierras
mediante la implementación de sistemas agroforestales.
44
534441,82 km2 (Mapa Forestal de Bolivia, MDSMA – SNRNMA – SRN, 1995).
45
Makundi et al., 1994.
57
E E N
B o l i v i a
Tabla 1.6. Reducción total de la emisión de Dióxido de Carbono, resultante del Escenario de
Mitigación y su comparación respecto al Escenario de Línea de Base.
AÑOS
MEDIDAS DE MITIGACIÓN PARA LOS
SUB SECTORES AGRICOLA FORESTAL
2000
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Dioxido de Carbono
Forestación y Reforestación
1,443.39
2,779.98
4,371.25
6,217.20
8,317.82
Aprovechamiento Maderero Eficiente
2,576.71
3,288.60
4,197.18
5,356.79
6,836.77
8,725.64
11,136.37
650.28
1,940.51
3,488.79
5,295.12
7,359.50
9,681.92
12,262.39
6,828.66
Regeneración Natural de Bosques
Mejorar el control de las áreas protegidas
10,673.11 13,283.08
3,769.90
4,162.28
4,595.49
5,073.79
5,601.88
6,184.93
Alternativas a la Agricultura Migratoria
107.44
119.82
132.19
144.57
156.94
169.32
181.69
Implementación de sistemas Agroforestales
81.92
283.04
606.94
1,128.58
1,968.69
3,321.69
5,500.72
TOTAL (Gg) ESCENARIO A
UTILIZANDO MEDIDAS DE MITIGACION
8,629.64
12,574.23 17,391.84 23,216.05 30,241.60 38,756.61 49,192.91
TOTAL (Gg) ESCENARIO B
SIN MEDIDAS DE MITIGACION
53,828.43 55,533.42 57,719.34 61,444.61 67,814.21 79,068.47 99,935.20
PORCENTAJE DE REDUCCIÓN
16.03%
22.64%
30.13%
37.78%
44.59%
49.02%
49.22%
Fuente: Análisis de Opciones de Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero. MDSP –
VMARNDF – Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000.
Figura 1.5. Reducción de Dióxido de Carbono con las diferentes Medidas de Mitigación.
14000
12000
Gg de CO 2
10000
8000
6000
4000
2000
Medidas de Mitigación
Sector No energético
0
2000
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Mejorar el control de las áreas protegidas
3769.9
4162.28
4595.49
5073.79
5601.88
6184.93
6828.66
Aprovechamiento Maderero Eficiente
2576.71
3288.6
4197.18
5356.79
6836.77
8725.64
11136.37
Forestación y Reforestación
1443.39
2779.98
4371.25
6217.2
8317.82
10673.11
13283.08
Regeneración Natural de Bosques
650.28
1940.51
3488.79
5295.12
7359.5
9681.92
12262.39
Alternativas a la Agricultura Migratoria
107.44
119.82
132.19
144.57
156.94
169.32
181.69
Implementacion de Sistemas Agroforestales
81.92
283.04
606.94
1128.58
1968.69
3321.69
5500.72
AÑOS
Fuente: Análisis de Opciones de Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero. MDSP –
VMARNDF – Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000.
58
E E N
B o l i v i a
El cálculo de costos para las medidas de mitigación de emisiones de CO2 en este sector ha sido
realizado sin utilizar una tasa de descuento para actualizar los flujos de caja del mismo ni las emisiones
o reducciones resultantes de la aplicación de las mismas. Los resultados nos muestran que las medidas
de Alternativas a la Agricultura Migratoria, Sistemas Agroforestales y Forestación – Reforestación son
las que tienen mayor costo para su implementación, mientras que las con menor costo son el
Aprovechamiento Maderero Eficiente, el Mejoramiento del Control de Areas Protegidas y la
Regeneración Natural de Bosques. En algunas medidas el costo se va reduciendo en el tiempo, debido
a que el área de fijación de CO2 es acumulativa para un periodo que varía entre 30 a 50 años. Se debe
mencionar que la medida de Alternativas a la Agricultura Migratoria presenta el costo mas alto, debido
a que en el análisis no se ha incluido la cantidad de carbono conservado por la superficie potencial de
tierra salvada de la deforestación usando este tipo de sistemas alternativos de uso de la tierra, la cual se
estima entre 5 a 10 ha/año (Sanchez et al., 1990), factor que si hubiera sido incluido disminuiría
considerablemente el valor de costo de reducción.
Tabla 1.7. Costos de Reducción de emisiones de CO2 para el Sector Agrícola - Forestal.
MEDIDAS DE MITIGACION
SECTOR AGRICOLA-FORESTAL
2000
2010
2020
2030
COSTO
COSTO
COSTO
COSTO
$US/t
$US/t
$US/t
$US/t
Aprovechamiento
Maderero Eficiente
Forestación y Reforestación
1.35
1.35
1.35
1.35
12.61
5.95
4.07
3.14
Regeneración Natural de bosques
6.77
1.83
1.14
0.84
Mejoramiento del control de las
áreas protegidas
Alternativas a la Agricultura
Migratoria
Implementación de Sistemas
Agroforestales
1.53
1.53
1.53
1.53
104.87
104.87
104.87
104.87
29.51
10.33
8.26
7.67
Fuente: Análisis de Opciones de Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero. MDSP –
VMARNDF – Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000.
3.4. Plan Nacional de Acción sobre el Cambio Climático
El Plan Nacional de Acción sobre el Cambio Climático46, como parte de los compromisos de Bolivia
ante la CMNUCC es el documento que integra todas las medidas concernientes al cambio climático y
la planificación de planes, programas y proyectos tendientes a lograr metas específicas de mitigación
de emisiones de GEI y de adaptación tanto en los sectores Agrícola, Ganadero y Forestal como en el
Sector Energético. Así mismo, el Plan se convierte en la base fundamental para la formulación de la
Estrategia Nacional de Implementación de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el
46
Plan Nacional de Acción sobre el Cambio Climático. MDSP – VMARNDF – Programa Nacional de Cambios
Climáticos, 1999. Financiado por el Programa de Estudios de País de los Estados Unidos de la U.S. EPA.
59
E E N
B o l i v i a
Cambio Climático en Bolivia y al mismo tiempo se constituye una de las fuentes principales para la
elaboración de la Primera Comunicación Nacional del país ante la CMNUCC.
En el Plan Nacional de Acción se han incorporado y analizado las opciones de mitigación y adaptación
referidas al cambio climático, que han sido identificadas en estudios anteriores, buscando
fundamentalmente fomentar y fortalecer las políticas energéticas, agropecuarias y forestales del país,
que contribuyan favorablemente a la adaptación de los sectores vulnerables al potencial cambio
climático y a la reducción de las emisiones de GEI y que por otra parte signifiquen un impacto positivo
para la economía y el desarrollo de la nación.
Las opciones identificadas previamente para cada uno de los sectores, han sido discutidas y
consensuadas sectorialmente sobre la base de consultas y reuniones de análisis técnico, estableciéndose
que las principales medidas en el sector energético, estarán dirigidas al incremento de la eficiencia
energética y conservación de la energía en los sectores residencial, comercial e industrial; incremento
del uso de gas natural en el sector residencial y en el transporte; y expansión del uso de energías
renovables especialmente en el área rural del país. En el sector forestal y del cambio en el uso de la
tierra se pretende incrementar la capacidad de los bosques como sumideros de carbono, impulsando
prácticas de manejo sostenible, apoyar la implementación de leyes y regulaciones que reduzcan la
deforestación e implementar programas de adaptación de los bosques al posible cambio climático, y
finalmente, se han planteado y analizado algunas medidas y políticas de adaptación en los sectores
agrícola y ganadero.
Entre los objetivos específicos alcanzados por este trabajo, se encuentran:
•
•
•
•
•
La evaluación de la capacidad de respuesta de las medidas de mitigación de emisiones de GEI
identificadas.
Formulación de estrategias de implementación de las medidas de mitigación identificadas
Consenso de los niveles gubernamentales de decisión, así como de las distintas instituciones
públicas, privadas, organizaciones no gubernamentales y académicas para fomentar y fortalecer las
políticas vinculadas con las opciones de mitigación.
Planteamientos necesarios para desarrollar capacidades en Bolivia, que permitan la conducción de
evaluaciones de tecnología para el cambio climático y lineamientos para programas de desarrollo
con iniciativas tecnológicas.
Establecimiento de mecanismos de difusión y educación sobre la temática del cambio climático.
La implementación de las medidas seleccionadas en el Plan Nacional de Acción se basa
necesariamente en la cooperación económica internacional, puesto que Bolivia no cuenta con recursos
para implementar acciones concretas destinadas a mitigar gases de efecto invernadero y ampliar
sumideros de carbono y elaborar programas de adaptación, siendo actualmente su objetivo primordial
el poder luchar contra la pobreza y generar desarrollo económico que garantice mejores índices de
salud, educación y empleo. Por esta razón, la estructura financiera de este Plan está basada en la
cooperación internacional y fundamentalmente en los países que conforman el Anexo I de la
Convención, en los organismos financieros internacionales y en la iniciativa privada que puede captar
60
E E N
B o l i v i a
recursos a través de los mecanismos establecidos en el Protocolo de Kioto y los adoptados en las
Conferencias de las Partes de la Convención.
Por lo anteriormente expresado, se debe afirmar que existe una amplia variedad de
oportunidades para la cooperación internacional en sentido de apoyar la implementación del
Plan Nacional de Acción, las cuales también podrían estar dirigidas a prestar cooperación para
desarrollar actividades de normalización, a la elaboración y realización de programas y
proyectos, al diseño de políticas y programas sectoriales que tomen en cuenta el cambio
climático, a la elaboración de marcos regulatorios y tarifarios, a la construcción de capacidad
institucional y programas de educación en toda la gama de temas referidos al cambio
climático, al auspicio y coordinación de seminarios, exhibiciones, cursos de entrenamiento,
edición e impresión de publicaciones y materiales de información, etc.
3.5. Estrategia Nacional de Implementación de la Convención en Bolivia
En noviembre de 1996 el Gobierno de Bolivia a través del Ministerio de Desarrollo Sostenible y
Planificación firmó el Acuerdo de Entendimiento con el Instituto de las Naciones Unidas para la
Formación Profesional y la Investigación (UNITAR) y el Programa de las Naciones Unidas para el
Desarrollo (PNUD), para llevar a cabo el Proyecto CC:Train en Bolivia. Con esta valiosa cooperación,
se logró, en primer lugar la conformación del Consejo Interinstitucional del Cambio Climático (CICC)
el cual fue constituido mediante Decreto Supremo Nº 25558 de fecha 22/10/99, como una instancia
consultiva conformada por representantes de varias Instituciones Gubernamentales, representantes de
la Confederación de Empresarios Privados, representantes de la Sociedad Civil, Academia de Ciencias
y otros, que permite contar con un enfoque de análisis multisectorial tanto de estudios como de
propuestas y políticas nacionales sobre el cambio climático. Al mismo tiempo, los esfuerzos
cooperativos de las instituciones involucradas, facilitan la canalización de las diferentes propuestas
enmarcadas en esta temática hacia las esferas gubernamentales de toma de decisiones.
En segundo lugar, como fruto de la cooperación mencionada anteriormente, se desarrolló la Estrategia
Nacional de Implementación de la CMNUCC47 en Bolivia, documento que refleja el marco para
integrar la problemática del Cambio Climático en la planificación del desarrollo nacional y local y que
además facilite la implementación de los compromisos de Bolivia ante la CMNUCC y el Protocolo de
Kioto. Este documento, considera cuatro líneas estratégicas para generar capacidades de adaptación de
la sociedad al cambio climático: la primera referida al Potenciamiento y Transformación Productiva en
el entendido de incluir elementos de cambio tecnológico y desarrollo limpio; la segunda línea está
referida a la Seguridad Humana fundamentalmente orientada a la lucha contra la pobreza, la cual será
capaz de generar la suficiente confluencia social para aumentar la competitividad de Bolivia y generar
riqueza, a ser reinvertida en desarrollo humano, considerando adicionalmente aspectos como la
47
Estrategia Nacional de Implementación de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio
Climático - ENI. MDSP – VMARNDF – Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000.
61
E E N
B o l i v i a
adaptación del sistema de salud humana, seguridad alimentaria y manejo de riesgos-contingencias. La
tercera línea estratégica es la Educación – Comunicación con sus componentes de formación de
capacidades científicas, educación formal y no formal, y capacitación de decisores; finalmente la cuarta
línea se refiere a las Alianzas Estratégicas, la misma que pretende inducir a la concepción de nuevas
formas de organización de la sociedad hacia una sociedad más abierta y solidaria, es decir encontrar
diferentes niveles de integración e interrelación entre las instituciones ya sean locales, nacionales y/o
internacionales.
3.6. Proyectos de Actividades Implementadas Conjuntamente
En conformidad con la decisión adoptada por la Primera Conferencia de las Partes (COP-1) para
establecer la fase piloto de IC denominada Actividades Implementadas Conjuntamente y para impulsar
la puesta en marcha de proyectos piloto, Bolivia crea mediante Decreto Supremo Nº 25030 del
27/04/98 el Programa Nacional de Implementación Conjunta (PRONIC) como ente competente para la
promoción y evaluación de proyectos enmarcados en las AIC, dependiente del Ministerio de Desarrollo
Sostenible y Planificación (autoridad nacional competente en la materia) y constituye su directorio,
encargado de aprobar proyectos enmarcados en las Actividades Implementadas Conjuntamente y de
comunicar a la Convención, a través de las instancias pertinentes sobre esta aprobación. Este directorio
se encuentra conformado por 6 representantes (3 representantes de entidades públicas, 1 representante
del sector privado, 1 representante del sector académico y 1 representante de organizaciones no
gubernamentales) y la adición de instituciones gubernamentales sectoriales de acuerdo a los proyectos
en análisis.
Hasta el presente, se han aprobado cinco proyectos enmarcados en las Actividades Implementadas
Conjunta por Bolivia. El primero de ellos y el único dedicado a la preservación de bosques, es el
Proyecto de Acción Climática Noel Kempff Mercado que está manejando sosteniblemente 632 mil
hectáreas de bosques y ecosistemas naturales muy valiosos (área de expansión del Parque Nacional
Noel Kempff Mercado), con el cual se pretende dar beneficios ambientales locales y globales,
reduciendo las emisiones de carbono48 a través de varias actividades como la indemnización a
empresas explotadoras de madera que estaban situadas en el área del proyecto, ejecutando programas
de manejo del parque y de desarrollo comunitario, investigación científica, monitoreo ambiental,
ecoturismo, así como la conservación de la biodiversidad y el mejoramiento de las condiciones de vida
de la población nativa del lugar. Este proyecto es llevado a cabo y financiado por la Fundación Amigos
de la Naturaleza (FAN), The Nature Conservancy (TNC), American Electric Power Service
Corporation (AEP), PacifiCorp y British Petroleum America Inc. (actualmente BP Amoco).
48
Inicialmente
Actualmente se
carbono en 30
Climática Noel
Mayo del 2000.
el proyecto estimaba una reducción de 18 millones de toneladas de carbono en 30 años.
estima que se alcanzará una reducción de emisiones entre 5,6 y 7,1 millones de toneladas de
años de acuerdo al “Informe de Créditos de Carbono de 1999 para el Proyecto de Acción
Kempff, Bolivia” preparado por Winrock International – Carbon Monitoring Program, 20 de
62
E E N
B o l i v i a
En el sector Energético, el primer proyecto aprobado fue el de Electrificación Solar Rural en Bolivia –
Fase Piloto, cuyo objetivo era la instalación de 400 paneles fotovoltaicos de 48 - 55 W cada uno, para
iluminación de tres comunidades del departamento de Oruro y tres del departamento de Chuquisaca
desplazando el uso del diesel oil y que contaría con la participación de GPU International Inc. (GPUI),
el Centro para el Desarrollo Sostenible en las Américas (CSDA), la Empresa Eléctrica Guaracachi S.A.
(EGSA) afiliada a GPUI, la Asociación Cooperativa Nacional de Electrificación Rural Internacional
Ltda. (NRECA) y las Prefecturas de los Departamentos de Oruro y Chuquisaca. El proyecto que tenia
como objetivo evitar la emisión de 1497,6 toneladas de CO2 en veinte años, no fue ejecutado debido a
que GPU International Inc. a través de EGSA no concretó el financiamiento del 50% de la inversión
comprometida, mientras que el restante 50% tenía que ser financiado por las Prefecturas de Oruro y
Chuquisaca.
Un segundo proyecto de AIC es el Proyecto de Implementación Conjunta de Electrificación Rural de
San Ramón, cuyo propósito es el de beneficiar a cinco provincias en el área de San Ramón del
departamento de Santa Cruz (Chiquitos, Velasco, Germán Busch, Cordillera y Ñuflo de Chavez), con
una planta generadora de energía eléctrica a gas natural (2868 MW de potencia instalada) en reemplazo
de los existentes generadores a diesel oil, la cual en 20 años de duración del proyecto evitarían la
emisión de 21031 toneladas de CO2. En este proyecto participan la Cooperativa Rural de
Electrificación Ltda. (CRE), el Programa Holandés de Implementación Conjunta (PPP-JI) y el Centro
de Registro de Implementación Conjunta (JIRC). El tercer proyecto esta referido al Estudio,
Formulación e Implementación de Proyectos de Implementación Conjunta en el Sector Energético de
Bolivia, con la participación de las distribuidoras de energía eléctrica nacionales SETAR, CESSA,
SEPSA y COSERELEC y la empresa Holandesa COGAS. El propósito del proyecto es realizar
estudios de factibilidad de mejora de eficiencia energética y la implementación por medio de
inversiones comunes en las opciones identificadas, las cuales en conjunto serán consideradas como un
proyecto integrado de AIC. Estos dos proyectos han sido desarrollados con la cooperación financiera
del Ministro para la Cooperación al Desarrollo de los Países Bajos a través el Programa Holandés de
Implementación Conjunta (Joint Implementation Pilot Projects Programme).
El último proyecto aprobado es el Proyecto de Aprovechamiento Hidroeléctrico del Río Taquesi, cuyo
objetivo es la instalación y operación de dos centrales hidroeléctricas dispuestas en cascada con una
potencia instalada de aproximadamente 85 MW y cuya energía será inyectada al Sistema
Interconectado Nacional (SIN), desplazando la electricidad generada en turbinas a gas natural y
evitando la emisión de 10020432 toneladas de CO2 en 35 años de vida del proyecto. En este proyecto
participan Hidroeléctrica Boliviana S.A., Tenaska International LLC. e International Utility Efficiency
Partnerships Inc.
Debido al éxito de las experiencias en Bolivia sobre Implementación Conjunta, el interés de realizar
nuevos proyectos continúa y en la actualidad se están desarrollando las negociaciones de tres
interesantes proyectos enmarcados en AIC y/o dependiendo de varios factores que podrían ser elegibles
para el MDL. Estos proyectos están referidos a una central hidroeléctrica de gran magnitud que
63
E E N
B o l i v i a
desplazaría electricidad generada en plantas termoeléctricas del SIN, un proyecto de introducción de
lamparas de bajo consumo en dos ciudades de Bolivia y la instalación de una pequeña central
hidroeléctrica que abastecería de energía a una ciudad del norte del país, desplazando la energía
generada en los existentes generadores a diesel oil.
Se debe hacer notar que el Ministerio de Desarrollo Sostenible y Planificación que es la autoridad
nacional designada para las AIC y aceptada por la CMNUCC, ha encargado la tarea de certificar el
progreso y el resultado final de los proyectos al Programa Nacional de Cambios Climáticos, el cual
desarrollará sus actividades en coordinación con las diferentes instituciones nacionales encargadas de
estas tareas en Estados Unidos y Holanda que son los países que participan en los proyectos
anteriormente mencionados.
4. Bibliografía
Chomitz K., 2000: Arguments For and Against Forest Carbon Offsets: An Analytic Note, Development
Research Group, World Bank, Washington, D.C., USA, 7 p.
Chomitz K., 2000: Evaluating Carbon Offsets from Forestry and Energy Projects: How Do They
Compare?. Policy Working Paper Nº 2357, Development Research Group, World Bank, Washington,
D.C., USA.
Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático, Organización Meteorológica
Mundial, Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente, 1992: El Cambio Climático.
Evaluación Científica del IPCC. Informe preparado para el IPCC por el Grupo de Trabajo 1. [Versión
española editada por el Instituto Nacional de Meteorología a través del centro de Publicaciones del
Ministerio de Obras Públicas y Transportes de España, basándose en la edición inglesa de J.T.
Houghton, G.J. Jenkins y J.J. Ephraums-Cambridge University Press], Madrid, España, 397 p.
Intergovernmental Panel on Climate Change, 1996: Climate Change 1995: The Science of Climate
Change. Contribution of Working Group I to the Second Assessment Report of the Intergovernmental
Panel on Climate Change [Houghton, J.T., L.G. Meira Filho, B.A.Callander, N. Harris, A. Kattenberg,
and K. Maskell (eds.)], Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY,
USA, 572 p.
Intergovernmental Panel on Climate Change, 2000: Land Use, Land-Use Change, and Forestry. A
Special Report of the IPCC [Watson, R.T., Noble, I.R., B. Bolin, N.H. Ravindranath, Verardo, D.J.,
and Dokken, D.J. (eds.)], Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom, 377 p.
64
E E N
B o l i v i a
Ministerio de Desarrollo Sostenible y Planificación, Viceministerio de Medio Ambiente, Recursos
Naturales y Desarrollo Forestal, Programa Nacional de Cambios Climáticos, 1999: Plan Nacional de
Acción sobre el Cambio Climático, La Paz, Bolivia, 240 p.
Ministerio de Desarrollo Sostenible y Planificación, Viceministerio de Medio Ambiente, Recursos
Naturales y Desarrollo Forestal, Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000: Inventario de
Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de Origen Antropogénico de Bolivia, Año 1994, La Paz,
Bolivia, 131 p.
Ministerio de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente, Secretaría Nacional de Recursos Naturales y
Medio Ambiente, Subsecretaría de Medio Ambiente, Programa Nacional de Cambios Climáticos,
1997: Vulnerabilidad y Adaptación de los Ecosistemas al Posible Cambio Climático y Análisis de
Mitigación de Gases de Efecto Invernadero, La Paz, Bolivia, 257 p.
Ministerio de Desarrollo Sostenible y Planificación, Viceministerio de Medio Ambiente, Recursos
Naturales y Desarrollo Forestal, Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000: Escenarios
Climáticos, Estudio de Impactos y Opciones de Adaptación al Cambio Climático, La Paz, Bolivia, 253
p.
Ministerio de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente, Secretaría Nacional de Recursos Naturales y
Medio Ambiente, Subsecretaría de Medio Ambiente, Programa Nacional de Cambios Climáticos,
1997: Inventariación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero Bolivia – 1990, La Paz. Bolivia, 43
p.
Ministerio de Desarrollo Sostenible y Planificación, Viceministerio de Medio Ambiente, Recursos
Naturales y Desarrollo Forestal, Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000: Análisis de
Opciones de Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero, La Paz, Bolivia, 102 p.
Ministerio de Desarrollo Sostenible y Planificación, Viceministerio de Medio Ambiente, Recursos
Naturales y Desarrollo Forestal, Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000: Estrategia Nacional
de Implementación de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático - ENI,
La Paz, Bolivia, 46 p.
Secretaría del Cambio Climático, Oficina de Información del PNUMA sobre las Convenciones, 1999:
Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, París, Francia, 30 p.
Secretaría del Cambio Climático, Oficina de Información del PNUMA sobre las Convenciones, 1998:
Protocolo de Kioto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, París,
Francia, 34 p.
65
E E N
B o l i v i a
The World Bank, National Strategy Studies, Ministerio del Medio Ambiente de Colombia, 2000:
Estudio de Estrategia Nacional para la Implementación del MDL en Colombia, Santafé de Bogotá,
Colombia, 237 p.
UNFCCC, 1999: Report of the COP on its Fifth Session, Held at Bonn from 25 October to 5 November
1999, http://cop5.unfccc.de/resource/docs/cop5/cop5decis.pdf.
Weyant J.P. and Hill J.N., 1999: The Costs of the Kyoto Protocol: A Multi- Model Evaluation.
Introduction and Overview. Special Issue of The Energy Journal, [Weyant J.P. (Guest editor) assisted
by H. Jacoby, J. Edmonds, and R. Richels], International Association for Energy Economics,
Cleveland, OH, USA, 448 p.
World Bank, Bureau of Economic Analysis, State Committee of Russian Federation on Environmental
Protection, 1999: Study on Russian National Strategy of Greenhouse Gas Emissions Reduction,
Moscow, Russian Federation, 64 p.
World Bank, Climate Change Team, Environment Department, 1998: Study on Slovak Strategy for
GHG Reduction, Bratislava, Slovakia, 185 p.
World Bank, Climate Change Team, Environment Department, 1999: Study on an Uzbek National
Strategy for GHG Reduction, Tashkent, Uzbekistan, 46 p.
66
E E N
B o l i v i a
Capítulo 2
Opciones para Reducir las Emisiones de GEI en
Bolivia: Cantidades y Costos
E E N
B o l i v i a
1. Introducción
Internacionalmente Bolivia está catalogada como uno de los países de menor desarrollo relativo e
ingreso mediano bajo, la mayoría de los indicadores socioeconómicos muestran que las condiciones de
la población son inferiores al promedio de la región, y en ciertos casos, semejantes a las de algunos
países africanos1.
Desde hace más de una década, la economía presenta una significativa estabilidad macroeconómica,
resultante de la aplicación de políticas fiscales y monetarias adecuadas y de reformas estructurales que
además buscan promover el crecimiento a través de un mayor flujo de inversión privada (nacional y
extranjera) y de un mejor funcionamiento del mercado. Los sectores económicos más importantes en
Bolivia, están relacionados a la industria manufacturera, la agropecuaria, la minería, la explotación de
hidrocarburos, transportes, comunicaciones y comercio.
Uno de los sectores de interés para el presente trabajo es el Sector Agropecuario el cual aporta el 15%
al PIB nacional, al interior del mismo se destaca la producción agrícola no industrial que representa el
44% del producto interno sectorial, caracterizado por actividades que se realizan a secano en pequeña
escala y sin mayores adelantos tecnológicos, lo que incide en su baja productividad. Sigue en orden de
importancia la producción pecuaria (26%) y la agrícola industrial (19%) constituida por cultivos
orientados al mercado externo. También se destaca la silvicultura que representa el 11% del producto
interno sectorial. La falta de infraestructura, riego, transporte y almacenamiento, limita en gran medida
un mejor desempeño del sector agropecuario, que además es vulnerable a las variaciones climáticas.
Entre las actividades económicas vinculadas al Sector de Energía se encuentran por una parte la
producción de hidrocarburos que contribuye con el 4,8% al PIB nacional y participa con el 7,3% del
total de las exportaciones. La producción de derivados del petróleo se canaliza sobre todo al mercado
interno y un porcentaje marginal de estos es destinado a la exportación. En cambio, la producción de
gas natural permite abastecer el mercado interno y genera un significativo excedente que se exporta al
Brasil. Por otro lado los subsectores de electricidad, gas y agua, representan el 2% del PIB nacional.
El sistema eléctrico está conformado por el Sistema Interconectado Nacional (SIN) que une los
principales nudos de generación y distribución e interconecta a ciudades como La Paz, Oruro,
Cochabamba, Sucre y Santa Cruz. Fuera de la cobertura del SIN, operan los sistemas aislados. Las
empresas que trabajan dentro del SIN se encuentran desagregadas verticalmente y se dividen en
empresas de generación, transmisión y distribución de electricidad, en cambio, las empresas que
operan los sistemas aislados se encuentran integradas verticalmente. La producción de electricidad en
Bolivia se basa principalmente, en centrales de generación hidroeléctricas y termoeléctricas privadas, y
una pequeña porción alrededor del 10% son auto productores (Comibol, ingenios azucareros,
cooperativas, otros).
1
World Bank Atlas (1998)
68
E E N
B o l i v i a
2. Emisiones Pasadas en Bolivia
Los estudios que se han llevado a cabo en Bolivia en materia de emisiones de Gases de Efecto
Invernadero (GEI) en el sector no-energético, compuesto por los sectores Agricultura y Uso de la
Tierra y Cambio en el Uso de la Tierra y Silvicultura (LULUCF), permiten por una parte identificar
áreas de la economía que contribuyen en gran medida a las emisiones de GEI y por otro lado entender
las causas que originan estas emisiones.
En la Tabla 2.1, se presenta el comportamiento de las emisiones de GEI del sector agricultura con sus
categorías de fuentes desde 1990 a 1994.
Tabla 2.1. Emisiones del Sector Agrícola en Bolivia, (Gg).
CATEGORÍA DE FUENTE
Emisiones
de CO2
Remoción
de CO2
1990
- Fermentación Entérica
-
Manejo de estiércol
Cultivos de Arroz
Suelos Agrícolas
Quema prescrita de sabanas
Quema de residuos agrícolas
en campo
1994
- Fermentación Entérica
-
Manejo de estiércol
Cultivos de Arroz
Suelos Agrícolas
Quema prescrita de sabanas
Quema de residuos agrícolas
en campo
Emisiones
de CO
Emisiones
de CH4
Emisiones
de NOx
Emisiones
de N2O
80.4
399.56
372.13
15.31
8.89
2.54
1.59
62.76
17.64
2.39
0.84
1.07
1.47
1.51
0.03
0.041
57.04
489.27
462.54
19.51
8.97
56.75
1.73
2.16
0.02
0.97
55.78
56.67
0.37
0.013
0.014
0.14
0.03
1.54
Fuente: Elaboración propia en base a documentos de Inventarios de GEI del Programa Nacional de
Cambios Climáticos.
En el Sector Agrícola la emisión más importante corresponde al metano (CH4), cuya fuente principal es
la fermentación entérica, seguida por el manejo del estiércol y los cultivos de arroz. Los otros GEI
emitidos en este sector revisten mucha menor importancia.
El sector LULUCF es la mayor fuente de emisiones de CO2 en Bolivia, especialmente por las
actividades de Conversión de Bosques y Praderas como producto de actividades antropogénicas. En la
Tabla 2.2, se presentan las emisiones de GEI para los años 1990 y 1994, dentro de las cuales la de
mayor importancia, por la cantidad está referida al dióxido de carbono, seguida en orden de
importancia por el monóxido de carbono, el metano, los óxidos de nitrógeno y el óxido nitroso, aunque
este último debido a su Potencial de Calentamiento Global se constituye en uno de los más importantes
después del metano.
69
E E N
B o l i v i a
Tabla 2.2. Emisiones del Sector Cambio en el Uso de la Tierra y Silvicultura en Bolivia, (Gg).
Emisiones
de CO2
Remoción
de CO2
Emisiones
de CO
Emisiones
de CH4
Emisiones
de NOx
Emisiones
de N2O
1990
- Cambios existencia de
37,704
1,100
65.45
799
91.39
22.71
0.63
biomasa en bosques y otra
vegetación leñosa
- Conversión de Bosques y
Praderas
- Abandono de tierras
cultivadas
36,604
799
91.39
22.71
0.63
1994
- Cambios existencia de
38,617
5,629
478
54.67
13.56
0.38
biomasa en bosques y otra
vegetación leñosa
- Conversión de Bosques y
Praderas
- Abandono de tierras
cultivadas
32,987
478
54.67
13.56
0.38
CATEGORÍA DE FUENTE
65.45
4,537
4,537
Fuente: Elaboración propia en base a documentos de Inventarios de GEI del Programa Nacional de
Cambios Climáticos.
Efectuando un análisis de estos resultados, se puede mencionar que los comportamientos de las
emisiones de CO2 de este sector muestran una tendencia a la disminución como producto de las
actividades de conversión de bosques y praderas y no así en la categoría de cambios de existencia de
biomasa y otra vegetación leñosa. Indudablemente estas tendencias arrastran ciertas incertidumbres,
principalmente por la calidad de la información que se ha utilizado para los estudios y por las
suposiciones efectuadas en el transcurso de los cálculos.
En la conversión de bosques a tierras de cultivo y pastizales, aparentemente existe una reducción de las
emisiones de dióxido de carbono en el curso de 4 años, sin embargo esto podría no ser completamente
verdadero, sino que estas diferencias serían atribuidas al uso de factores, tales como la cantidad de
biomasa después de la conversión de 10 tms/ha (1990), valor considerado demasiado bajo y que tan
sólo representa el 3% del contenido de biomasa de los bosques amazónicos (311 tms/ha). Similar
circunstancia ocurre con los gases distintos al CO2.
Los incrementos substanciales de emisiones que se presentan por cambios en la existencia de biomasa
y otra vegetación leñosa, son dados porque inicialmente en el año 1990 sólo se contabilizaron
plantaciones forestales con proyecto, no así bosques con intervención antrópica (bosques implantados
con fines de aprovechamiento para extracción) ni áreas de manejo sostenible, incidiendo y/o
subestimando las absorciones de dióxido de carbono.
En el sector energía, las emisiones de gases de efecto invernadero en los años 1990 y 1994 presentan al
sector transporte como el mayor contribuyente en las emisiones de dióxido de carbono, seguido en
orden de importancia por el sector de industrias de energía, la quema de gas natural en pozos, las
industrias manufactureras y el sector residencial. Respecto al metano, durante 1990 los sectores que
70
E E N
B o l i v i a
más han emitido son el comercial y el de transportes, en cambio en el año 1994 fueron el sector de
transportes y el sector de la industria manufacturera, tal como se puede apreciar en la tabla siguiente.
Se debe mencionar que los crecimientos en las emisiones del sector se deben principalmente al
crecimiento del sector productivo y todas las actividades del sector energético que se interrelacionan
con este y los crecimientos vegetativos del sector transportes y el residencial.
Tabla 2.3. Emisiones del Sector Energético en Bolivia, (Gg).
Año
SECTOR
Industrias
de Energía
Industrias
de
Manufactura
y Const.
Transportes
Comercial
/Institucional
Residencial
Agricultura
Minería
/
Metalurgia
Otros
Quema de
Gas Natural
en pozo
CO2
1990
N2O
CH4
NOx
CO2
1994
N2O
CH4
NOx
1,208
0.00
0.03
3.63
1,375
0.0040
0.0320
4.14
666
0.00
0.05
2.03
823
0.0041
0.061
2.54
2,075
11
0.02
0.02
0.39
1.69
20.66
0.01
2,270
16
0.0278
0.024
0.43
0.002
24.0
0.0193
579
38
87
0.07
0.00
0.00
0.05
0.00
0.00
0.51
0.33
0.26
696
107
31
0.0015
0.0009
0.0003
0.059
0.0081
0.0010
0.59
1.93
0.093
36
779
0.00
0.01
0.79
87
2,242
0.0008
0.0276
0.79
Fuente: Elaboración propia en base a documentos de Inventarios de GEI del Programa Nacional de
Cambios Climáticos.
2.1. Análisis de las Razones de las Emisiones en Bolivia
Las fuentes emisoras de mayor importancia de gases de efecto invernadero en Bolivia, son los sectores
LULUCF, agrícola y pecuario y el energético.
El más importante es el primero debido a las actividades de cambio en el uso de la tierra que generan
importantes cantidades de gases que se emiten a la atmósfera, entre las cuales destaca la práctica de la
agricultura de corte y quema, es decir que se realizan actividades de deforestación e incendios con el
objetivo de efectuar clareos para habilitar tierras para la agricultura y pastoreo, junto a otros usos de la
tierra; el segundo tiene importancia a raíz del cultivo de arroz inundado, que debido a la
descomposición de la materia orgánica bajo condiciones anaeróbicas produce emisiones de metano, la
quema de residuos agrícolas y la fertilización química y orgánica de suelos agrícolas también son
fuentes de emisiones en este sector, mientras en el subsector pecuario, como producto de la quema
prescrita de sabanas que se realiza con el fin de estimular el rebrote de la vegetación para la
alimentación del ganado, así como por el propio ganado doméstico (bovino, ovino, caprino, equino,
mulas, asnos y porcinos) que por fermentación entérica (proceso digestivo) y manejo de estiércol
71
E E N
B o l i v i a
(descomposición del estiércol en condiciones anaeróbicas) se convierten en fuentes importantes de
emisión de gases, principalmente metano.
En el sector energético, evidentemente la razón para las emisiones es la utilización de combustibles
fósiles en los diversos procesos de transformación y demanda de energía que el país realiza para
satisfacer sus necesidades energéticas. Se debe mencionar que Bolivia como actual país exportador de
gas natural, durante la década pasada en las actividades de exploración y descubrimiento de
yacimientos gasíferos tuvo que quemar y ventear grandes volúmenes de este mientras no se contaba
con las correspondientes facilidades de producción y se iniciaba la exportación, pero ahora este
panorama ha cambiado radicalmente y la quema y venteo se han reducido a los menores límites
técnicos posibles.
2.2. Datos para las Proyecciones de las Emisiones
Los datos de partida para las proyecciones de emisiones de GEI que han sido utilizados para el
presente estudio, se han basado en dos fuentes principales:
•
Los trabajos desarrollados por el Programa Nacional de Cambios Climáticos del Viceministerio de
Medio Ambiente, Recursos Naturales y Desarrollo Forestal en materia de gases de efecto
invernadero (1990 y 1994). En estos documentos se presenta la cuantificación sectorial de las
emisiones en Bolivia, encontrándose que el sector Cambio del Uso de la Tierra y Silvicultura es la
fuente de mayor contribución a las emisiones de CO2 con aproximadamente el 83% del total
nacional (1994), la cual por su importancia ha hecho imprescindible su consideración inicial.
•
Los Escenarios Económicos de desarrollo de los diferentes sectores económicos nacionales, de
manera que el comportamiento futuro de las emisiones provenientes de éstos sea de la manera más
precisa reflejada en los análisis, y poder identificar y establecer medidas de mitigación orientadas a
evitar sus incrementos.
3. Escenarios Económicos
3.1. Análisis de la Evolución del Producto Interno Bruto Sectorial
El ambiente económico e institucional vigente y la mayor apertura de la economía al resto del mundo,
son el resultado de las transformaciones que se implementaron con la aplicación de la Nueva Política
Económica (NPE), la cual ha permitido la superación de la agobiante hiperinflación de los años 80 y el
restablecimiento del equilibrio macroeconómico, mediante la liberalización de políticas contractivas de
demanda, la unificación cambiaria y la liberalización de los mercados financieros.
72
E E N
B o l i v i a
Con la aplicación de la Ley de Capitalización, se ha dado lugar a una amplia participación de
capitales extranjeros en las empresas de energía, hidrocarburos, comunicaciones y transporte, cuyo
proceso ha implicado innovaciones tecnológicas y el fortalecimiento de las empresas. Con este reinante
modelo económico, el rol de los agentes económicos se modificaron, otorgando al sector privado un
papel protagónico dentro de la actividad productiva y se reorientaron las funciones del sector público
hacia la regulación de los mercados, la provisión de servicios para el desarrollo del capital humano, la
construcción de infraestructura y la lucha contra la pobreza.
Antes de ingresar al análisis de escenarios, es necesario precisar que el sector de Cambio en el Uso de
la Tierra y Silvicultura, respecto a la clasificación estadística y económica que se maneja en Bolivia,
está enmarcado en la denominación de Sector Agropecuario, el cual está desagregado en tres
subsectores, que son la agricultura, la silvicultura y la caza y pesca. Por otra parte, es importante
mencionar que ha habido la necesidad de efectuar un análisis del comportamiento histórico del
Producto Interno Bruto (PIB) y su evolución, a objeto de tener un panorama de la economía del país y
sus posibles escenarios futuros.
El comportamiento histórico de este índice (Tabla 2.4) muestra que las diferentes políticas económicas
implantadas por los gobiernos de turno han tenido sus repercusiones dentro del sector, ocasionando
durante la década de los 80 marcadas variaciones. A partir de 1977 hasta 1981, existe un periodo de
depresión de la economía en su conjunto y del sector agropecuario con tasas de crecimiento
moderadas. De 1982 a 1985 existe una crisis general de la economía, con cierto crecimiento positivo
del sector de la agricultura por el aporte de las economías campesinas al resto de las actividades
económicas del país. Durante este periodo llama la atención el año 1983 que refleja las consecuencias
de una severa sequía en parte del territorio nacional (Altiplano y Valles) e inundaciones en el Oriente.
Por último a partir de 1986 hasta los años 90 la recuperación del sector agropecuario es moderada,
dado el efecto heterogéneo de la política de ajuste estructural.
Tabla 2.4. Variación porcentual del PIB Agropecuario y del Subsector Silvicultura (1981-1999).
Año
PIB agro.
PIB silv.
Año
PIB agro.
PIBsilv.
1981
(3,39)
(6,18)
1991
9,86
(1,26)
1982
5,61
(25,2)
1992
(4,24)
(6,79)
1983
(14,20)
(37,7)
1993
4,14
5,73
1984
13,75
11,44
1994
6,67
2,18
1985
6,73
21,65
1995
1,40
1,88
1986
(3,16)
5,95
1996
6,70
3,01
1987
2,08
16,63
1997
4,09
3,00
1988
4,12
7,19
1998
(3,49)
4,51
1989
(1,53)
(9,08)
1999
2,53
4,86
1990
4,61
21,52
Fuente: Elaboración propia en base al Dossier de Estadísticas Sociales y Económicas, Volumen 9,
UDAPE - Julio 1999.
Durante 1998 el sector agropecuario registró una caída del 3,49% con respecto a 1997, ocasionada en
gran medida por la contracción dada en la actividad agrícola (5,2%) atribuible básicamente por el
fenómeno climatológico de El Niño, que con el exceso de lluvias en el oriente y la sequía que se
registro en el occidente del país causaron pérdidas de extensas superficies sembradas y reducciones de
los niveles de rendimiento. Adicionalmente, los productos agropecuarios orientados al mercado externo
73
E E N
B o l i v i a
(soya y derivados), enfrentaron caídas importantes en las cotizaciones internacionales que implicaron
la reducción de aproximadamente del 30% en los precios pagados a los productores por las cosechas de
verano e invierno, lo que indujo a los agricultores a buscar alternativas de cambio de cultivos que les
demanden menores niveles de inversión y mayores niveles de rentabilidad.
La economía sectorial agropecuaria en la gestión 1999 se recupera, toda vez que refleja un crecimiento
del orden de 2,53 % respecto a la gestión 1998, siendo los subsectores de productos pecuarios y
silvicultura, caza y pesca, que registran tasas positivas de crecimiento en 6,60 y 4,86 %,
respectivamente, sumándose a esta tendencia el subsector de productos agrícolas no industriales que
denota una tasa de crecimiento del 6,85%.
El desenvolvimiento agrícola en la campaña 97/98 ha sido difícil habida cuenta de la presencia del
fenómeno de El Niño en el territorio nacional, provocando que la producción caiga en 3,95% respecto
a la campaña precedente. La recuperación se ha hecho presente en la campaña agrícola 98/99, cuyo
crecimiento es de 1,03% respecto a la anterior. Por otra parte, la actividad pecuaria que tiene
importancia en el sector agropecuario ha mostrado tendencias positivas. La producción bovina ha
tenido un crecimiento promedio anual durante el periodo 90-99 de aproximadamente el 2% y durante la
gestión 1999 el número de cabezas alcanzó a 6,6 millones de ganado bovino en pie, concentrándose de
ese total un 50% en los departamentos de Beni y Santa Cruz.
Acorde a la clasificación económica y estadística que se maneja en Bolivia, el sector energético esta
compuesto por varios subsectores. Entre los más importantes está el de hidrocarburos, que ha tenido
una tendencia creciente, destacándose el periodo 1997-1998 con el mayor crecimiento debido a
aumentos significativos en la producción petrolera (en promedio subió mas del 32%), así mismo la
producción de gas alcanzó a 189606 millones de pies cúbicos, donde el 53,4% se entregó a los ductos,
2,6% se destinó a los combustibles, 1,5% fue convertido a líquidos, se reinyectó un 33,2% y finalmente
se quemó un 9%. El subsector industria registró la mayor tasa de crecimiento anual con el 6,79% para
1995, mostrando una moderada mejora con respecto al año anterior (5,41%). Las ramas de actividad de
mayor crecimiento fueron el papel y productos de papel (28,6%), bebidas (15,2%) y productos
alimenticios diversos (8,6%). El subsector electricidad presenta determinados crecimientos y caídas a
lo largo de los años, es así que para el año 1998 se da una mejora con una incidencia del 0,12% en el
PIB total nacional como producto del mayor consumo que ha realizado la pequeña industria (con un
crecimiento del 14,9%). En este año se destaca la elaboración del Plan Indicativo para Sistemas
Aislados, el mismo que analiza y propone las medidas que deben llevarse a cabo para identificar obras
de expansión y así cubrir la demanda; también es importante destacar que se pone en marcha el
Programa Nacional de Electrificación Rural (PRONER) con el cual se pretende incrementar la
cobertura del 13% al 28% en los próximos 5 años. Finalmente, el subsector de transportes y
comunicaciones ha presentado en 1997 el mayor crecimiento respecto a la gestión pasada,
constituyéndose en uno de los subsectores más dinámicos de la economía. Para 1998, en este subsector
se promulga la Ley de Concesiones de Obras Públicas de Transporte, por la cual se permite la
74
E E N
B o l i v i a
participación del sector privado en un área que tradicionalmente estaba en manos públicas, lo que hace
esperar para los próximos años mayores tasas de crecimiento.
Tabla 2.5. Variación porcentual del PIB del Sector Energético por subsectores (1990-1999).
Año
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
Hidrocarburos
3,11
0,74
0,93
2,38
8,58
3,32
2,24
Industria
7,78
4,82
0,08
4,08
5,41
6,79
Electricidad
5,5
7,03
4,65
15,54
11,26
Transporte
5,4
6,55
4,63
4,4
5,97
1997
1998
1999
24,35
11,6
-9,6
4,86
2,57
3,91
3,4
8,67
3,35
2,67
6,13
5,1
5,92
6,85
8,21
7,77
9,1
Fuente: Elaboración propia en base al Dossier de Estadísticas Sociales y Económicas, Volumen 9,
UDAPE - Julio 1999.
3.2. Escenarios Macroeconómicos
Como un gran desafió para el fortalecimiento de la economía y los niveles de crecimiento necesarios
para acelerar el desarrollo de Bolivia, ha sido imperioso que en los sectores con mayor potencialidad se
tengan que implementar un conjunto consistente de políticas que permitan fortalecer sus ventajas,
superar las limitaciones y garantizar su inserción eficiente en mercados competitivos y globalizados.
En este sentido, el planteamiento de los desafíos y perspectivas de la economía permiten el diseño de
escenarios prospectivos, para ello se consideran en el presente trabajo dos escenarios que pueden
permitir apreciar la evolución de las principales variables macroeconómicas.
El primero se caracteriza por mantener las tendencias de los últimos años y, el segundo considera
perspectivas más alentadoras de la evolución de las variables. El desarrollo de estos escenarios para las
actividades agropecuarias y energéticas, se plantean a partir de la consideración de ciertos supuestos
2
macroeconómicos y sectoriales, los cuales confluyen para reflejar el PIB del rubro .
Para los escenarios tendenciales, los supuestos macroeconómicos asumen que en los próximos 10 años
se consolidarán las condiciones económicas, sociales y políticas que han caracterizado a Bolivia en los
últimos años, tal como el promover iniciativas privadas para impulsar el crecimiento económico a
través de un mayor ahorro e inversión y generando condiciones objetivas para implementar programas
sociales. Además se asume la aplicación de una política monetaria prudente y otra fiscal austera, lo
que va ha permitir mantener una tasa de inflación promedio para el periodo 2000-2010 alrededor del
2
Información extraída del documento “Bolivia: Prospectiva Económica y Social, elaborada por la Unidad de
Análisis de Políticas Sociales y Económicas 2000 (UDAPE).
75
E E N
B o l i v i a
4,5%, para que se logre la competitividad de las exportaciones. Se espera que el año 2003 el nivel de
inflación alcance el 4% y el 2010 un 3,1%.
La inversión total alcanzaría más o menos al 22,6% del PIB en promedio anual y el 6,5%
correspondería a la inversión pública en los próximos años. Esta inversión sería destinada sobre
todo a los sectores sociales, con énfasis en educación, salud, saneamiento básico y desarrollo rural. Las
acciones de política buscarán la consolidación de la participación de la inversión privada nacional, así
como la garantía de la estabilidad macroeconómica que van ha permitir mantener los flujos de
inversión extranjera para el periodo 2000-2005, estimándose que se alcanzará un promedio anual de
$US 1100 millones hasta el año 2012 (12% del PIB). Entre los años 2003 y 2005, se espera un aumento
debido a la puesta en marcha de proyectos de inversión en hidrocarburos, construcciones, electricidad,
telecomunicaciones, transporte, industria, agroindustria y minería. A partir del año 2006 se mantienen
los niveles asumidos para años previos. La inversión extranjera está programada en $US 4032 millones
para el subsector hidrocarburos, $US 1021 millones para el subsector industria, $US 954,5 millones
para el subsector electricidad y $US 37,5 millones para el subsector transporte.
En cuanto a los supuestos sectoriales, se considera que durante la próxima década, el desempeño de la
economía estará basado en las inversiones que se implementarán en los sectores agropecuario,
hidrocarburífero, minero, eléctrico, manufacturero y de transporte y comunicaciones. Considerando las
ventas de gas natural al Brasil, se prevé que la tasa de crecimiento en el valor de las exportaciones
totales logre ser del 10% a partir del 2000. Por otra parte se asume que las importaciones presentarán
una tasa de crecimiento de casi el 4% en el periodo 2000-2010. No obstante, este desempeño estaría
reflejando las nuevas importaciones de bienes intermedios y de capital, asociadas al aumento en la
inversión total.
Como producto de las suposiciones hechas para este escenario tendencial se obtienen los resultados de
que se muestran en la Tabla 2.6, en la cual las proyecciones muestran un mantenimiento del equilibrio
macroeconómico, a pesar de un crecimiento relativamente moderado de la inversión. Los niveles de
inversión extranjera directa junto a una mayor eficiencia del conjunto de capital, permitirán un mayor
crecimiento a partir del año 2000. Así, para el periodo 2000-2010 la tasa promedio anual de
crecimiento real del PIB se prevé en alrededor del 5,2%, nivel superior al promedio histórico de los
años 90 (4,3%) a pesar de los efectos negativos del fenómeno El Niño previstos para los años 2001,
2004, 2007 y 2009.
76
E E N
B o l i v i a
Tabla 2.6. Escenario Tendencial: Variables Macroeconómicas.
VARIABLES
PIB real (%)
Déficit Fiscal
PIBx106 $US
Inflación (%)
1999
2,5
4,14
PIB percapita
($US)
Tipo de
cambio
(promedio)
Población
x106 hab. (*)
Tasa de
crecimiento
poblacional
(%)
2000
4,5
3,7
2001
4,3
3,4
2002
4,7
2,6
2003
5,1
2,8
2004
5,1
2,6
2005
5,5
2,6
2006
6,0
2,4
2007
5,4
2,7
2008
6,3
2,2
2009
6,4
2,1
2010
6,6
2,4
8518
8853
9145
9471
9848
10235
10690
11229
11740
12385
13092
13874
3,0
4,5
4,2
4,1
4,0
3,8
3,7
3,6
3,4
3,3
3,2
3,1
1,047
1,063
1,075
1,089
1,109
1,128
1,153
1,187
1,217
1,259
1,305
1,356
5,84
6,15
6,48
6,83
7,18
7,55
7,92
8,29
8,66
9,02
9,38
9,74
7,57
7,75
7,92
8,09
8,27
8,45
8,63
8,80
8,97
9,15
9,33
9,52
2,35
2,35
2,17
2,17
2,17
2,17
2,17
1,97
1,97
1,97
1,97
1,97
(*) La población y la tasa de crecimiento poblacional, son las generadas por proyecciones del
Instituto Nacional de Estadísticas (INE) en base al último Censo que data de 1982 y sus proyecciones,
haciendo notar que esta tasa es quinquenal. Probablemente no existirá compatibilidad con el PIB per
cápita, la divergencia se da por el uso de datos nominales de fuentes diferentes. Fuente: Elaboración
propia en base a datos de Cuaderno de Futuro No. 10 – UDAPE; INE, 1984.
La aplicación de una política fiscal austera, permitirá contraer el gasto corriente reflejándose en la
reducción del déficit fiscal. Finalmente, según los supuestos de este escenario se observa un
incremento del PIB per cápita del orden del 27,5% en el periodo 2000-2012.
Para los escenarios optimistas, los aspectos macroeconómicos que se han supuesto están referidos a
una mayor tasa de crecimiento en todos los sectores económicos, principalmente en el sector de energía
eléctrica, debido a las inversiones planeadas para lograr las exportaciones de este servicio al Brasil. Se
asume además, que los efectos de El Niño en los años 2001, 2004 y 2007 podrán ser atenuados con la
implementación de un programa agropecuario que permitirá obtener tasas superiores de crecimiento en
el sector.
Por otra parte para alcanzar un mayor nivel de crecimiento, se estima que la inversión en términos del
PIB se incrementará en 2% respecto al escenario tendencial a partir del año 2002; la inversión privada
nacional aumentaría a partir del año 2003 en 100 millones de $US, mientras que la inversión pública
crecería a partir del año 2004. El ahorro público generado por mayores ingresos tributarios se destinará
a la inversión de infraestructura, sin afectar el déficit fiscal.
Por su parte, el flujo de inversión extranjera será mayor a partir del año 2002, debido a que se espera el
inicio del proyecto energético para la exportación de energía eléctrica al Brasil, incrementándose en
$US 300 millones respecto al escenario tendencial. En promedio, la inversión extranjera en el periodo
2000 al 2010 alcanzaría más o menos $US 1295 millones. Finalmente, tomando en cuenta las
77
E E N
B o l i v i a
exportaciones de energía eléctrica al Brasil a partir del año 2002, las exportaciones totales crecerían en
una tasa promedio anual del 10%, mientras las importaciones lo harían a un ritmo del 5% anual.
Tabla 2.7. Escenario Optimista: Variables Macroeconómicas.
VARIABLES
PIB real (%)
Déficit Fiscal
PIBx106 $US
Inflación (%)
PIB percapita
($US)
Tipo de
cambio
(promedio)
Población
x106 hab. (*)
Tasa de
crecimiento
poblacional
(%)
1999
2,5
4,1
2000
5,4
3,5
2001
5,7
3,0
2002
6,1
2,4
2003
7
2,1
2004
7,2
1,6
2005
7,9
1,2
2006
6,9
0,8
2007
7,5
0,7
2008
7,8
-0,1
2009
8,0
-0,3
2010
8,1
-0,8
8518
8932
9353
9805
10385
11007
11744
12428
13232
14136
15151
16264
3,0
1047
4,5
1072
4,3
1099
4,2
1128
4,2
1169
4,1
1213
4,1
1266
4,1
1314
4,0
1372
4,0
1437
3,9
1510
3,9
1590
5,84
6,15
6,48
6,84
7,21
7,6
8,01
8,42
8,84
9,27
9,71
10,15
7,57
7,75
7,92
8,09
8,27
8,45
8,63
8,80
8,97
9,15
9,33
9,52
2,35
2,35
2,17
2,17
2,17
2,17
2,17
1,97
1,97
1,97
1,97
1,97
(*) La población y la tasa de crecimiento poblacional, son las generadas por proyecciones del
Instituto Nacional de Estadísticas (INE) en base al último Censo que data de 1982 y sus proyecciones,
haciendo notar que esta tasa es quinquenal. Probablemente no existirá compatibilidad con el PIB per
cápita, la divergencia se da por el uso de datos nominales de fuentes diferentes. Fuente: Elaboración
propia en base a datos de Cuaderno de Futuro No. 10 – UDAPE; INE, 1984.
Este escenario muestra una tasa de crecimiento promedio anual del producto real de 6,68%, con una
aceleración importante a partir del 2000 cuando se espera un crecimiento del 5,4% y un ritmo sostenido
hasta el año 2010, en el cual se lograría un crecimiento del 8,1% como se refleja en la Tabla anterior.
Como resultado del incremento de las recaudaciones impositivas derivadas de un mayor crecimiento
económico y el mantenimiento de una política fiscal austera, se espera elevar el ahorro público
destinado a la inversión en infraestructura y en el periodo 2000-20103 se alcanzaría un promedio de
790 millones de $US, sin que esto represente presiones sobre el déficit fiscal. En efecto, durante la
mayor parte del período proyectado se presentaría una disminución progresiva del déficit fiscal con
relación al escenario tendencial. En los años 2008, 2009 y 2010 habría un superávit fiscal de 0,1%,
0,4% y 0,8% del PIB, respectivamente.
Se estima que el ahorro externo se mantendría alrededor del 7% del PIB hasta el año 2002 como
consecuencia de mayores flujos de inversión extranjera directa. A partir del 2003, estos flujos se
reducirían en forma notable para mantenerse en promedio a niveles cercanos al 3% del PIB. Esta caída
sería compensada por el ahorro privado doméstico. El PIB per cápita subiría en 48,3% en el periodo
3
En términos relativos significa mantener la inversión pública en los mismos niveles del escenario tendencial
(aproximadamente 6.6% del PIB)
78
E E N
B o l i v i a
2000-2010, lo que es un aumento de 518 $US por persona en diez años (aproximadamente 51,8 $US
por año). Las exportaciones de bienes y servicios respecto al PIB se incrementarían en más del 20% en
los años 2005 y 2006, lo que coincide con el nivel máximo de exportación de energía eléctrica al
Brasil, luego esta variable se estabilizaría en torno al 19% del PIB. Las importaciones crecerían a una
tasa promedio anual de 5% en la década 2000-2010 (6% en los primeros años y 4% en los últimos),
resultado de las mayores importaciones de bienes de capital necesarias para los proyectos sectoriales.
3.2.1. Escenario Tendencial Agropecuario
En este escenario, para el sector agrícola se tiene previsto culminar con la erradicación de los cultivos
ilegales de coca hacia el año 2002, por lo cual las tasas de crecimiento de este subsector serán
negativas hasta llegar a cifras similares correspondientes al periodo entre 1981 y 1983. En cambio, en
la producción agrícola industrial es poco probable que se repitan las elevadas tasas de crecimiento del
periodo 91-97, que respondieron a condiciones favorables en los mercados internacionales, y se espera
que el crecimiento en la producción responda sobre todo a incrementos en los rendimientos.
Se ha previsto la presencia del fenómeno de El Niño, con distinta intensidad cada tres y siete años. Para
los años 2001 y 2004 se ha considerado que este fenómeno tendrá un efecto leve para la producción
agrícola no industrial. En cambio, para el año 2007 se ha previsto efectos severos con consecuencias
negativas sobre la producción agrícola industrial y no industrial.
3.2.2. Escenario Optimista Agropecuario
Las suposiciones sectoriales establecidas, están referidas a que el Estado intervendrá en la transferencia
de tecnología, en la investigación y ejecutará acciones de prevención para afrontar la llegada del
fenómeno climático de El Niño. Se espera que a fines del año 2000, se implemente el Programa de
Servicios Agropecuarios (PSA) con el objeto de que a mediano plazo se genere un impacto positivo en
la actividad de algunos subsectores, a través del mejoramiento de los rendimientos de productos
agrícolas no industriales y productos pecuarios. Con la finalidad de reducir los impactos de El Niño, se
promoverá la dotación de infraestructura de riego y cultivos más resistentes, con lo cual se espera
aminorar el efecto negativo en el crecimiento del sector.
A continuación (Tabla 2.8) se muestran los escenarios prospectivos económicos (Tendencial y
Optimista), cuyos resultados dependen del cumplimiento de los supuestos utilizados, el primero
caracterizado por mantener las tendencias de los últimos años y el segundo considera perspectivas más
alentadoras de la evolución de las variables.
79
E E N
B o l i v i a
Tabla 2.8. Escenarios Futuros: Tasas de Crecimiento del PIB para el Periodo 2000 - 2012.
ESCENARIO
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Tendencial *
2,2
1,3
2,6
2,9
1,3
3,1
3,4
-0,1
3,1
3,4
3,6
3,15
3,26
Silvicultura
4,29
4,74
5,06
5,10
5,51
6,02
5,42
6,29
6,42
6,59
0,94
4,09
3,93
Optimista *
2,9
2,1
3,3
3,7
2,3
3,7
3,9
1,8
3,6
3,9
4,2
3,89
4,0
Silvicultura
5,72
6,05
7,05
7,23
7,85
6,88
7,47
7,75
8,03
8,14
1,08
4,93
4,70
* Referido al PIB del Sector Agropecuario. Fuente: Elaboración propia en base a datos del
Documento “Bolivia: Prospectiva Económica y Social 2000-2010” UDAPE, Cuaderno de Futuro 10,
págs. 116-118.
3.2.3. Escenario Tendencial Energético
Los supuestos para el sector Energético se encuentran definidos en función de cada uno de sus
subsectores, así para hidrocarburos se prevé un mayor dinamismo durante los próximos años, no sólo
en cuanto a prospección y explotación, sino también en el transporte y comercialización. Las
exportaciones de gas natural estarán fuertemente inclinadas con destino al mercado Brasileño. Se
estima que durante el 2000 se exportará un volumen de 9,1 millones de metros cúbicos/día, para
posteriormente incrementarse los volúmenes durante los próximos años, de manera que los mismos
podrán ser transados bajo la modalidad de “take of pay”4. Por otro lado se espera que las exportaciones
de crudo crezcan en un 5% a partir del año anteriormente citado. En cuanto a la comercialización
interna, se espera que las ventas de productos derivados de petróleo tengan una dinámica de
crecimiento del orden del 3% anual. Los combustibles líquidos procedentes del gas natural se prevén
crecerán al 2% anual y las importaciones del diesel oil al 8%.
Con relación a la industria, se espera que ésta con la incorporación de cambios tecnológicos logre un
mayor grado de desarrollo e industrialización. Sin embargo, como se requiere de maduración, se estima
que las tasas de crecimiento del sector no se modificarán substancialmente durante la próxima década,
aunque se pueden presentar cambios ligeros a nivel intrasectorial.
Las actividades del sector eléctrico, como servicios complementarios de la actividad productiva, están
ligadas a la dinámica de otros rubros. Similar situación confrontan los servicios de transporte y
comunicaciones.
4
Esta modalidad esta referida a que el país comprador esta obligado a comprar volúmenes mínimos de gas
natural los utilice o no.
80
E E N
B o l i v i a
Tabla 2.9. Escenario Tendencial para el Sector Energético (Tasas de Crecimiento del PIB por
Subsectores).
SUBSECTORES
Hidrocarburos
Industria
Electricidad
Transporte-
1999
-9,6
3,4
5,1
9,1
2000
39
3,8
6,8
7,7
2001
3,1
4,4
6,5
7,9
2002
3,2
5,1
7,0
7,5
2003
3,3
5,7
6,7
6,4
2004
3,5
5,9
6,7
6,3
2005
3,6
6,0
6,7
6,1
2006
3,8
6,2
6,7
5,5
2007
4,0
5,7
6,7
5,2
2008
4,2
6,5
6,7
4,9
2009
4,5
6,6
6,7
4,7
2010
4,8
6,6
6,7
4,7
Comunicación.
Fuente: Elaboración propia en base a datos de Cuaderno de Futuro No. 10 – UDAPE.
En este escenario, debido a la existencia de proyectos de gran escala en el sector hidrocarburos y
esencialmente por las exportaciones de gas al Brasil, se observa un fuerte crecimiento al inicio de la
década, aunque en el largo plazo el aporte al PIB nacional por este sector se prevé que no cambiará.
Al mantener la tendencia histórica de crecimiento en la Industria, no existirán cambios significativos en
su participación. No obstante, a mediano plazo se espera que la privatización de las refinerías, el
cumplimiento de la Ley de Aduanas y el desarrollo del mercado de valores repercutirán en el
crecimiento del mismo. En cuanto a los sectores de servicios, el crecimiento del sector electricidad se
ha considerado que estará dado en función de las estimaciones de crecimiento de la demanda de las
empresas, es así que este sector lograría mantener su participación en el PIB a lo largo de la década. En
el sector de transportes y comunicaciones, se presentarán tasas mayores de crecimiento en los tres
primeros años, después se espera que este sector disminuya su ritmo de crecimiento, aunque se prevé
que su participación dentro del PIB se incrementará al 12%.
3.2.4. Escenario Optimista Energético
En este escenario, se evalúa el efecto del incremento de la actividad económica sectorial a niveles
cercanos a su potencial total sobre el ritmo de crecimiento global de la economía, partiendo de la base
del comportamiento histórico de las ramas de actividad económica y el impacto de la puesta en marcha
de varios proyectos de inversión.
Las consideraciones utilizadas se presentan en función del subsector, así se tiene que para los
hidrocarburos, la comercialización interna a través de productos derivados del petróleo crecería a un
ritmo del 3% y los combustibles y líquidos del gas natural a un 2% anual. Respecto al diesel oil, se
espera cubrir todas las necesidades del mercado local con la producción de las refinerías recientemente
privatizadas, en algunos casos, lograr la sustitución de su consumo con el de gasolina. Las
exportaciones dependerán del gas natural destinado al Brasil. Para el año 2000, se prevé exportar 9,1
millones de metros cúbicos al día; a partir del 2005 este nivel se incrementaría hasta 30 millones de
metros cúbicos diarios. A partir del 2006, se espera una exportación adicional de 2,5 millones de
metros cúbicos al día a través del ducto San Miguel-San Matías-Cuiabá, que el año 2010 alcanzará a
6,5 millones. Se estima que las exportaciones de crudo crezcan a un 5% a partir del año 2000.
81
E E N
B o l i v i a
El subsector eléctrico incluye la posibilidad de exportación de electricidad al Brasil. También se prevé
un aumento de la demanda de este servicio asociada a la dinámica de otros sectores productivos. Se
espera que el subsector de industria manufacturera incremente el uso de la capacidad instalada y el
mejoramiento tecnológico, al mismo tiempo, se considera la privatización de la fundición de Vinto que
incrementaría el valor agregado de este subsector. Este escenario considera la realización de nuevas
inversiones en las refinerías recién privatizadas y a mediano plazo se espera cubrir con la provisión de
diesel oil al mercado local.
Otro hecho que se contempla en este escenario, es el efecto favorable de la aplicación de la Ley de
Aduanas que reducirá el contrabando, generando incentivos para una mayor producción de las ramas
de alimentos, bebidas, tabaco y prendas de vestir. A mediano y largo plazo, se espera que el desarrollo
del mercado de valores permita captar recursos financieros adicionales e incrementar las exportaciones
de este sector, mediante un mejor aprovechamiento de los acuerdos de integración.
En cuanto al subsector de transporte que se caracteriza por ser un servicio complementario de otros, su
comportamiento depende del gasto de consumo e inversión, por lo cual tienen una fuerte dependencia
de la demanda agregada. Se considera que la conclusión de los corredores interoceánicos va ha permitir
al sector un mayor crecimiento; para el transporte ferroviario se espera que las redes andina y oriental
lleguen a estar interconectadas lo que va ha permitir el abaratamiento de los costos de transporte. El
transporte aéreo se estima que expandirá sus servicios con la incorporación de nuevas compañías
aéreas que operarán en el país.
Tabla 2.10. Escenario Optimista para el Sector Energético (Tasas de Crecimiento del PIB por
Subsectores).
SUBSECTORES
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Hidrocarburos
-9,6
41,1
11,1
11,9
12,6
13,4
14,0
5,4
5,8
6,1
6,4
6,8
Industria
3,4
4,7
5,0
5,8
6,3
5,9
7,3
8,2
8,5
8,9
8,9
9,0
Electricidad
5,1
6,8
6,5
7,0
21,6
12,0
16,5
16,8
22,7
7,3
7,1
7,9
Transporte-
9,1
8,0
8,3
8,5
8,7
9,3
9,5
8,7
8,3
8,1
7,8
7,7
Comunicación.
Fuente: Elaboración propia en base a datos de Cuaderno de Futuro No. 10 – UDAPE.
En este escenario, se establece que el subsector de hidrocarburos presentará altas tasas de crecimiento
durante el primer quinquenio debido a las exportaciones de gas natural y al final del periodo se estima
que el sector alcanzará entre un 6 a 7 % de participación en el PIB. Como producto de las
exportaciones previstas al Brasil, la dinámica del subsector industria se favorecerá con un crecimiento
82
E E N
B o l i v i a
sostenido, el mismo que será suficiente para lograr cambios significativos en su participación dentro
del PIB. Es importante considerar que para una transformación de una economía extractiva a otra en la
que el sector secundario tenga mayor importancia, se requiere de más tiempo, un mejor conocimiento
de los mercados, condiciones favorables en el mercado externo e inversiones en innovaciones
tecnológicas y políticas que otorguen incentivos para la expansión del sector durante varios años.
Se prevé que el subsector electricidad alcanzará a tener una mayor participación en el PIB alrededor
del año 2003, como consecuencia de la ampliación de las capacidades de las diferentes compañías
generadoras, las mismas que realizarán mayores inversiones dentro del sector para cubrir la demanda.
Dentro del subsector de transporte y comunicaciones, se esperan mayores tasas de crecimiento con los
requerimientos de los otros sectores de la economía, de esta manera este sector podría lograr una mayor
participación en el PIB.
4. Proyecciones de Emisiones en Bolivia
Una de las mayores preocupaciones que tienen la comunidad nacional e internacional, es la amenaza de
los cambios climáticos sobre los ecosistemas y recursos, la cual se está agudizando en los últimos
tiempos como resultado de las actividades humanas. Frente a este hecho, se está haciendo patente que
los diversos ecosistemas y recursos son vulnerables ante la presencia de fenómenos que ponen en
riesgo importantes sectores productivos, lo que hace necesario efectuar análisis y proyecciones basadas
en datos de Inventarios Nacionales de GEI como herramientas que ayuden al conocimiento
internacional y mejoren el entendimiento de las circunstancias nacionales en esta temática.
Para el análisis del sector LULUCF, se han incorporado ciertas suposiciones en los casos de ausencia
de datos y se ha tomado como año base el año 1999, así mismo, con el uso del modelo COPATH3
como herramienta de simulación ha sido posible desarrollar las proyecciones de las emisiones de CO2
por actividades en este sector en los tres principales tipos de bosques existentes en el país.
Para mejorar las estimaciones de emisiones de GEI del subsector silvicultura, se ha partido
inicialmente de un análisis del comportamiento histórico que han tenido los procesos de deforestación
en los últimos años, procesos que han degradado los bosques y que se ha intensificado en este final de
siglo, principalmente debido a la ampliación de la frontera agrícola – ganadera, la actividad maderera
empresarial y el consumo de leña y carbón vegetal. Las causas que llevan a la deforestación en Bolivia
son bastante complejas para identificar y resultan de la agregación de varios factores, pero entre las
principales se pueden mencionar a la agricultura tradicional de pequeña escala (no sostenible),
acentuada con procesos de migración y la producción agroindustrial centralizada en las zonas de tierras
bajas del este del país, en donde se aplica de manera intensiva tecnología agrícola moderna, para la
obtención de productos de exportación rentables, como son la soya, algodón, maíz, etc. La ganadería
extensiva es otro elemento importante que contribuye a la deforestación principalmente en la región
83
E E N
B o l i v i a
oriental (Beni) donde se hace un aprovechamiento de áreas deforestadas para el pastoreo de ganado
vacuno; la recolección de leña con fines de uso energético doméstico es otro componente de
deforestación; la tumba de árboles principalmente para la exportación de productos de madera como
para el mercado interno es un otro aspecto para la deforestación; el clareo de bosques motivado por
construcción de obras de desarrollo, construcción de caminos, producción energética (gasoductos,
plantas de extracción y otros) y minería, también constituyen factores para la deforestación. Tomando
en cuenta lo señalado, es posible entender que el proceso de pérdida de bosques en Bolivia, esta ligado
básicamente a actividades económicas humanas y que en la actualidad existen mayores presiones sobre
el mismo, a medida que éstas se intensifican.
A continuación, se pueden observar las tasas de deforestación para los años anteriores al presente
estudio, a objeto de visualizar su evolución y en base a ello efectuar la proyección de los ritmos de
deforestación que se darían en el periodo 2000 - 2012 en Bolivia.
Tabla 2.11. Tasas de Deforestación en Bolivia (1978-1996).
Año
Deforestación
(ha/año)
1978
46000
1980
85000
1983
89000
1986
318153
1988
318153
1990
100000
1992
112961
1996
168000
Fuente: Elaboración propia en base a datos del Estudio “Mitigación de los Efectos Negativos
Producidos por Emisiones del Sector No Energético” Instituto de Ecología – U.M.S.A., pag. 1 sección
Inventario y pag. 3 sección Mitigación.
Como se puede observar, las tasas de los años 1986 a 1992 presentan variaciones substanciales con
respecto a los comportamientos precedentes, esto debido a que diferentes fuentes (autores) citan
valores contradictorios entre si, lo que ahonda el grado de incertidumbre. Por esto y a fin de reducir el
rango de incertidumbre en el presente estudio, se ha llevado a cabo un ajuste de dichos valores, en base
a dos consideraciones: la primera tomando en cuenta la tendencia de crecimiento y la segunda
intentando relacionar las variables económicas (escenarios descritos anteriormente) con cierta
aproximación al comportamiento del PIB del sector silvicultura, de manera que esto permita proyectar
bajo estos supuestos las tasas de deforestación con un grado de correlación que sea aceptable
(aproximadamente del orden del 50%). Se plantea este aspecto, porque se ha asumido que éste
representa de forma más real el comportamiento que tendrían las emisiones de este subsector como
producto de cierta tasa de deforestación en el futuro. Este análisis, nos permite inferir que se
mantendrán las crecientes tendencias de deforestación en la próxima década, en relación a la actividad
económica representada por el PIB del sector silvicultura, lo que se aprecia tanto en la Tabla 2.12 y en
la Figura 2.1.
84
E E N
B o l i v i a
Tabla 2.12. Proyecciones de las Tasas de Deforestación en Relación al PIB del Sector Silvicultura en
el Periodo 2000-2012 (Escenario Tendencial).
Año
PIB
silvicultura
(miles de
Bolivianos de
1990)
Deforestación
(ha/año)
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
189748
197885
207272
217768
228872
241472
256003
269869
286834
305253
325365
328439
341869
231179
239205
247231
255257
263283
271309
279336
287362
295388
303414
311440
319466
327492
Fuente: Elaboración propia en base a datos del Documento “Bolivia: Prospectiva Económica y Social
2000-2010” UDAPE, Cuaderno de Futuro 10, pag. 108 y Dossier de Estadísticas Sociales y
Económicas, Volumen 9, UDAPE - Julio 1999, pag. 22.
Al observar la Figura 2.1, se puede establecer que durante los primeros y los tres últimos años existe un
cierto grado de relacionamiento bajo el escenario tendencial entre la tasa de deforestación con el
Producto Interno Bruto del Sector Silvicultura, lo que induce a poder asumir que el comportamiento a
futuro de la tasa de deforestación evolucionaría de forma similar (paralela) a dicho PIB, por tanto este
último aspecto se puede tomar como una consideración válida para los análisis que más adelante se
desarrollan.
Figura 2.1. Proyecciones del PIB del Sector Silvicultura y de la Tasa de Deforestación en el Periodo
2000-2012 (Escenarios Tendencial y Optimista).
Escenario Optimista
50,000
2012
2010
2008
1980
0
2006
0
2012
2010
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
0
1983
0
100,000
PIB Silvicultura
50,000
2004
50,000
Fuente: Elaboración propia en base a datos del Documento “Bolivia: Prospectiva Económica y Social
2000-2010” UDAPE, Cuaderno de Futuro 10, pag. 108 y Dossier de Estadísticas Sociales y
Económicas, Volumen 9, UDAPE - Julio 1999, pag. 22.
Es importante destacar que la tasa de deforestación para el periodo 2000-2012 en el Escenario
Optimista, muestra una tendencia creciente, en coincidencia con el comportamiento del PIB del Sector
Silvicultura, pero debido a que el ritmo de crecimiento de las variables económicas que se han supuesto
para este subsector, es decir mayores inversiones para llevar a cabo proyectos alternativos que permitan
de alguna manera reducir la intensidad de presión sobre los bosques, alcanzar niveles óptimos de
rendimientos por hectáreas de cultivos y mejoramiento en el manejo de los suelos, que contribuirán al
crecimiento del subsector e indican mejoras tecnológicas en los procesos de uso de la tierra, se asume
que el ritmo de crecimiento de las tasas de deforestación tenderá a disminuir por el efecto de las
mismas a partir del año 2000 (ver Figura 2.1).
85
miles de Bs (1990)
150,000
100,000
2002
PIB Silvicultura
50,000
200,000
150,000
2000
100,000
250,000
200,000
1998
100,000
300,000
1996
150,000
250,000
1994
150,000
Deforestación
1992
200,000
350,000
300,000
1990
250,000
200,000
1980
ha
300,000
Deforestación
250,000
400,000
1988
350,000
1986
300,000
450,000
1983
400,000
400,000
174913
350,000
100115
ha
350,000
miles de Bs (1990)
Escenario Tendencial
E E N
B o l i v i a
En el sector energético, con el uso del modelo LEAP (Long-range Energy Alternatives Planning
system) como herramienta de simulación ha sido posible desarrollar proyecciones de emisiones de GEI
provenientes de todas las actividades de uso de fuentes y transformación de energía en este sector.
Pero, antes de analizar las proyecciones de emisiones de GEI, es imprescindible realizar un análisis del
suministro, la demanda y la transformación de energía en Bolivia en el año 1999 y sus tendencias
futuras, utilizando los escenarios tendencial y optimista descritos anteriormente.
Tabla 2.13. Suministro de Energía al Sistema Energético Nacional, 1999 (BEP).
Categoría /
Petróleo
Productos
Año
Crudo
de Petróleo
1999
12444640
13604670
Gas Natural
15420470
Biomasa
Electricidad
6743520
2054696
Energía
Energía
Hidroeléctrica
Solar
611666
56615
Carbón/Coque
Otros
1832
104730
Fuente: Elaboración propia en base a resultados del sistema LEAP.
Durante 1999 y en correspondencia con años anteriores, el suministro de energía a todo el sistema
energético del país, se centró fundamentalmente en el gas natural, el petróleo crudo y sus derivados,
teniendo sin embargo importancia la biomasa, la electricidad y la hidroenergía (ver tabla 2.13).
En lo que se refiere a la demanda de energía en el país, en el mismo año esta alcanzó a 25 millones de
BEP y los sectores que abarcaron el 95,63% de la misma han sido el Residencial, el Transporte y el
Industrial, los cuales prácticamente definen su estructura como se aprecia en la Tabla 2.14, la cual
principalmente está basada en fuentes como la leña, el diesel oil, la gasolina, el gas natural, el GLP y el
bagazo que prevalecen sobre las otras fuentes, entre las cuales también destacan en menor medida la
electricidad, el jet fuel y el estiércol animal.
Las fuentes de energía mencionadas anteriormente cubren el 97,52 % del total de la demanda de
energía en el país, lo que muestra que ésta se halla altamente concentrada en las fuentes tradicionales,
sean estos de origen biomásico o derivados del petróleo.
Se prevé que la demanda de energía para el periodo 2000-2012 tendrá una tasa de crecimiento anual
promedio de 3,87% en el escenario tendencial y de 5,26% en el escenario optimista. El escenario
tendencial nos muestra que entre los sectores de demanda de energía, el sector Comercial tiene una tasa
de crecimiento anual promedio de 5,36%, seguido por el industrial con 5,26%, el transporte con 3,73%,
el agropecuario con 2,35% y el residencial con 1,76%. Por otra parte, el escenario optimista nos
muestra que entre los sectores de demanda de energía, el sector industrial presentará una tasa de
crecimiento anual promedio de 7,53%, seguido por el comercial con 6,18%, el transporte con 4,88%, el
agropecuario con 4,19% y el residencial con 1,76%. En este sentido, la demanda total de energía el año
2012 en términos absolutos, será aproximadamente un 60,76% superior a la del año 1999 en el
escenario tendencial y un 87% en el escenario optimista.
86
E E N
B o l i v i a
Tabla 2.14. Demanda de Energía por Sectores y Fuentes, 1999 (BEP).
F u e n te
d e
E n e r g ía /S e c to r e s
R E S ID E N C IA L
C O M E R C IA L
IN D U S T R IA
E L E C T R IC ID A D
G A S N A T U R A L
G A S O L IN A
G A S O L IN A D E A V IA C IO N
J E T F U E L
D IE S E L /G A S O IL
F U E L O IL /R E S ID U A L
G L P
O T R O S P R O D P E T R O
P E T R O L E O C R U D O
C A R B O N B IT U M IN O S O
A N T R A C IT A
L IG N IT O
T U R B A
L E ñ A
C A R B O N V E G E T A L
E T A N O L
E S T IE R C O L A N IM A L
R E S ID U O V E G E T A L
B A G A Z O
E N E R G IA S O L A R
E H ID R O E L E C T R IC A
B IT U M E N
C O Q U E P E T R O L E O
C O Q U E L IG N IT O
P A R A F IN A
A S F A L T O S
G R A S A S
K E R O S E N E
A C E IT E S
P IL A S /B A T E R IA S
7 7 4 ,1 7 8
1 0 9 ,8 3 5
2 5 ,7 5 0
0
0
4 0 ,1 2 4
0
2 ,0 9 7 ,9 8 0
0
0
0
0
0
0
2 ,8 5 0 ,6 4 3
1 6 ,6 0 7
4 6 6
6 1 0 ,8 2 8
8 8 ,6 1 6
0
5 6 ,6 1 5
3 ,7 2 0
0
0
0
2 2 ,1 6 3
0
0
1 0 9 ,6 6 9
0
1 7 ,8 1 0
3 2 8 ,5 3 4
6 ,7 6 4
1 2 ,3 9 4
0
0
0
0
2 5 4
0
0
0
0
0
0
3 8 3 ,9 6 0
0
0
1 1 9 ,4 0 1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7 5 0 ,8 4 4
3 ,6 5 2 ,9 5 3
3 8 3 ,3 8 8
0
0
1 ,0 8 7 ,7 8 9
1 5 ,0 9 8
4 8 ,3 7 8
4 ,5 7 5
2 7 ,8 9 4
1 3 1
5 6
3
0
0
7 1 ,8 7 7
0
0
0
2 ,1 6 5 ,6 2 2
0
0
2 3 ,2 5 3
0
4 2 0
0
6 4 0
3 ,1 0 6
7 6 ,0 3 4
6 1 ,0 1 3
0
T O T A L
6 ,8 2 5 ,0 0 2
8 5 1 ,3 0 8
8 ,3 7 3 ,0 7 3
T R A N S P O R T E
4 0 3
3 ,8 1 1
3 0
1 ,0 8 0
3 ,8 7 1
0
4
7
8
8
5
9
4
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4 9 9
0
0
,4
,1
,0
,1
,8
7
4
3
4
4
7
2 2
9 ,1 9 7 ,4 5 4
A G R O P E C U A R IO
7 ,6 1
2 5 3 ,0 7
7 9
1 ,5 7
0
0
6
0
0
7
0
9
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
0
2 6 3 ,0 6 3
T O T
1
4
4
A L
,8 5
,1 7
,2 4
3
1 ,0 8
5 ,2 5
1
2 ,1 4
3
3
0
0
0
2
5
7
4
2 7
,5
,0
,2
,0
,1
,8
,1
,6
,5
,8
1
5
2
9
3
4
3
7
3
7
9
3
5
3 ,2 3 4 ,6
8 8 ,4
4
7 3 0 ,2
8 8 ,6
2 ,1 6 5 ,6
5 6 ,6
3 ,7
2 3 ,2
0
8
6
2
1
2
1
2
5
4
2 2 ,1
6
3 ,1
1 8 7 ,7
6 1 ,0
1 7 ,8
2
6
4
0
7
1
1
2 5 ,5 0 9 ,9 0 2
Fuente: Elaboración propia en base a resultados del sistema LEAP.
El sector Residencial, en 1999 desde el punto de vista de la demanda representaba el 26,75% de la
demanda total de energía y el subsector de poblaciones rurales con menos de 2000 habitantes
representaba el 52,75% de la demanda de este sector. Esta situación cambiará hacia el año 2012 y el
sector Residencial según el escenario tendencial constituirá el 20,58% de la demanda y el 17,70%
según el escenario optimista, mientras que el subsector de poblaciones urbanas con más de 10000
habitantes se constituye en el más importante, representando el 52,70% de la demanda en ambos
escenarios. El uso final más importante en este sector es la cocción de alimentos que en 1999
constituyó el 81,57% de la demanda y el 2012 se prevé que alcanzará el 76,76% tanto en el escenario
tendencial, como en el optimista. Las fuentes de energía más utilizadas en 1999 fueron la leña que
cubría el 41,77%, el GLP el 30,74%, la electricidad el 11,34% y el estiércol el 8,95%, mientras que en
el año 2012 en ambos escenarios la fuente más utilizada será el GLP con el 32%, seguida por la leña
con el 31,50%, la electricidad con el 15,38%, el gas natural con el 9,87% y el estiércol con el 6,28%.
El sector Comercial tiene menor importancia desde el punto de vista de la demanda de energía. En
1999 representaba el 3,34% de la demanda total de energía, esperándose que ésta represente en el año
2012 el 3,81% en el escenario tendencial y el 3,53% en el escenario optimista. Entre los usos
comerciales de fuentes energéticas en 1999 el 45,10% de la demanda de este sector estaba cubierta por
la leña, el 14,03% por el estiércol y el 38,59% por la electricidad, de los cuales 4,43% correspondían a
la iluminación pública. Esta composición cambia en el año 2012 en ambos escenarios y la electricidad
se constituye en la fuente de energía más importante con el 52,68%, mientras la leña cubrirá el 33,85%,
el estiércol el 9,84%, la gasolina el 2,25% y el gas natural el 1,34%, registrando este sector comercial
una tasa de crecimiento anual promedio para el periodo 2000 – 2012 del 5,36% en el escenario
tendencial y del 6,18% en el escenario optimista.
87
6
6
6
8
8
5
8
5
5
4
1
6
3
0
3
3
6
9
6
2
5
0
3
0
0
3
0
6
3
3
0
E E N
B o l i v i a
Tabla 2.15. Demanda Proyectada de Energía por Sectores para el Escenario Base Tendencial, 19992012 (BEP).
Años
RESIDENCIAL
COMERCIAL
INDUSTRIAL
TRANSPORTE
AGROPECUARIO
Total
1999
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
6,954,759 7,070,764
871,270
905,369
9,084,664 9,434,729
9,677,586 10,186,640
268,851
274,112
7,189,257
938,660
9,783,395
10,702,590
279,373
7,310,244
985,900
10,210,030
11,175,740
285,292
7,433,732
1,032,087
10,634,920
11,653,360
291,211
7,559,740
1,088,572
11,176,590
12,129,970
300,813
7,682,166
1,143,933
11,716,070
12,610,110
310,415
7,806,878
1,206,308
12,318,480
13,056,890
315,150
7,933,866
1,267,624
12,918,040
13,505,480
319,885
8,063,142
1,342,083
13,667,420
13,724,010
295,420
8,194,713
1,415,442
14,413,120
13,940,480
270,955
8,318,063 8,443,475
1,488,572 1,560,894
15,225,200 16,031,130
14,297,480 14,653,040
297,051
323,147
25,509,900 26,857,130 27,871,614
28,893,275
29,967,207
31,045,310
32,255,685
33,462,694
34,703,706
35,944,895 37,092,075
38,234,710
39,626,366 41,011,686
6,825,001
851,308
8,373,074
9,197,454
263,063
2000
2011
2012
Fuente: Elaboración propia en base a resultados del sistema LEAP.
El sector Industrial en el largo plazo es uno de los más importantes sectores desde el punto de vista de
la demanda. En 1999 representaba el 32,82% de la demanda total de energía del país y el subsector de
industria general representaba el 62,96% de la demanda de este sector (56,91% en procesos térmicos),
seguido por la industria petrolera con el 18,60%, la construcción con el 5,80% y la minería –
metalurgia con el 4,50%. En el año 2012 según el escenario tendencial el sector Industrial constituirá el
39,09% de la demanda y el 43,08% según el escenario optimista, mientras que el subsector de industria
general se constituye en el más importante del sector, representando el 68,16% de la demanda en el
escenario tendencial (61,60 % en procesos térmicos) y 65,47% en el escenario optimista (59,17% en
procesos térmicos). A este subsector le siguen la industria petrolera con 12,46%, la construcción con
7,06%, minería – metalurgia con 5,02% y 5,32% en los escenarios tendencial y optimista
respectivamente, y caminos y carreteras con 3,92% y 3,31% respectivamente. Las fuentes de energía
más utilizadas en 1999 en el sector Industrial eran el gas natural que cubría el 43,62% de la demanda,
el bagazo el 25,86%, el diesel oil el 12,99% y la electricidad el 8,96%, mientras que en el año 2012 la
fuente más utilizada será el gas natural con el 39,90% y el 43,39% de la demanda en los escenarios
tendencial y optimista respectivamente, seguido por el bagazo con 28% y 26,89% respectivamente, el
diesel oil con 15% y 13,11% respectivamente y la electricidad con el 9,67% y 9,56% respectivamente.
El sector Transporte también tiene mucha importancia, ya que en 1999 representaba el 36,05% de la
demanda de energía y se prevé que el año 2012 represente el 35,73% según el escenario tendencial y el
34,81% según el escenario optimista. El subsector más importante es el transporte terrestre, el cual en
1999 constituía el 84,87% de la demanda (29,27% el servicio particular y 53,20% el servicio público),
mientras el 2012 este constituirá el 86,70% en ambos escenarios (31,81% el servicio particular y
53,06% el servicio público), posteriormente le sigue el subsector de transporte aéreo que en 1999
5
constituía el 12,09% de la demanda y el 2012 constituirá el 10,62% en ambos escenarios . Las fuentes
de energía más utilizadas en 1999 en el sector Transporte eran el diesel oil con 42,10% de la demanda
del sector, la gasolina con el 41,44% y el jet fuel con el 11,74%, mientras que en el año 2012 en ambos
escenarios la fuente más utilizada será el diesel oil con el 44% de la demanda, la gasolina con el
33,18%, el gas natural con el 12,54% y el jet fuel con el 10,33%.
5
En la contabilización de la demanda de energía del sector de transporte aéreo, se ha tomado en cuenta la
totalidad del combustible vendido a las compañías aéreas, incluyendo el utilizado para vuelos internacionales.
88
E E N
B o l i v i a
Finalmente, el sector Agropecuario tiene mucha menor importancia desde el punto de vista de la
demanda de energía, ya que en 1999 representaba el 1,03% de la demanda total y para el año 2012 este
sector disminuirá en su participación hasta el 0,79% en el escenario tendencial y 0,88% en el escenario
optimista. Los usos de fuentes energéticas de la maquinaria agrícola en 1999 determinaron que el
96,20% de la demanda de este sector sea cubierta por el diesel oil, el 2,90% por la gasolina, el 0,60%
por el kerosene y el 0,30% por el GLP. Esta estructura permanecerá en el año 2012 en ambos
escenarios y el diesel oil se constituye en la fuente de energía más importante con el 96%, la gasolina
cubrirá el 2,90%, el kerosene el 0,60% y el GLP el 0,30%.
4.1. Línea de Base – Uso de la Tierra y Cambio en el Uso de la Tierra y
Actividades Forestales
Para la construcción de la Línea de Base se ha considerado una tasa de deforestación anual de 172578
hectáreas en el año base (1999) para habilitar tierras para cultivo, pasturas, cortes selectivos, cortes de
aclareo, otros usos de la tierra e incendios forestales. Esta tasa constituye sólo un 74% de la tasa de
deforestación calculada en el año base, la cual se considera adecuada basándose en suposiciones
conservadoras, debido a que en las diferentes regiones de Bolivia el grado o intensidad de desbosque
para diferentes fines no es homogéneo.
La superficie total de bosques habilitados para la agricultura en las tres regiones de Bolivia (Chaqueña,
Amazónica y Chiquitana), ha alcanzado aproximadamente a 61361 hectáreas anuales, calculadas sobre
la base de la evolución de la superficie cultivada y algunas imágenes satelitales LANDSAT TM a
escala 1:250000 disponibles6. Los bosques de las tres regiones de Bolivia, destinadas y/o habilitadas
para pasturas, alcanzan a una superficie anual de 42660 hectáreas. La estimación de la superficie
boscosa (en las tres regiones señaladas anteriormente) que fue destinada para actividades de aclareos
(20698 ha), cortes selectivos (25635 ha), incendios forestales y otros usos (22224 ha) en el año 1999,
asciende a 68557 ha. Esta superficie puede ser mayor, pero algunos especialistas consultados están de
acuerdo con las mencionadas cifras.
Producto de las actividades forestales que se desarrollan en las distintas regiones de Bolivia y las
proyecciones realizadas, los resultados obtenidos tanto de emisiones inmediatas como por
descomposición, y las absorciones de CO2 para los próximos años, partiendo del año base 1999 se
presentan a continuación.
6
Plan Nacional de Acción sobre el Cambio Climático. MDSP – VMARNDF – Programa Nacional de Cambios
Climáticos, 1999.
89
E E N
B o l i v i a
Tabla 2.16. Escenario de Línea de Base para el Sector de Uso de la Tierra y Cambio en el Uso de la
Tierra y Actividades Forestales.
Años
1999 (base)
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
Emisión
Inmediata CO2
(Gg)
36,473
37,778
40,411
43,031
45,656
48,283
50,899
53,523
Emisión por
Descomposición CO2
(Gg)
9,695
10,042
10,742
11,439
12,136
12,835
13,530
14,228
Emisión Total
CO2 (Gg)
Absorción CO2
(Gg)
Emisión Neta
CO2 (Gg)
46,168
47,821
51,153
54,470
57,792
61,118
64,429
67,750
0,00
845
1,749
2,714
3,738
4,822
5,965
7,169
46,168
46,976
49,403
51,756
54,054
56,296
58,463
60,582
Fuente: Elaboración propia en base al modelo COPATH3 y la incorporación de las estimaciones de
las tasas de deforestación.
De acuerdo a estos cálculos, se estima que la emisión total acumulada de CO2 en el periodo 2001 –
2012 alcanza a 654351 Gg con un promedio anual de 54529 Gg. Es importante, al momento de
observar los resultados de emisiones obtenidos con el uso del modelo de simulación COPATH3,
considerar que se han tomado en cuenta por un lado la información disponible y valores por defecto y
por otro las características de los bosques en las distintas regiones consideradas, sobre todo en los
valores de biomasa. Otro aspecto es el relacionado a las absorciones, de las que su cálculo refleja sólo
las zonas de intervención (dentro de las regiones Chaqueña, Amazónica y Chiquitana) y las diversas
actividades de aprovechamiento y la regeneración natural, la cual a medida que va transcurriendo el
tiempo, presenta una tendencia de crecimiento con incidencia en las emisiones netas del sector.
4.2. Línea de Base - Energía
Para el cálculo de la Línea de Base de este sector, se ha partido inicialmente sobre la estructura
diseñada en el Análisis de Mitigación realizado por el Programa Nacional de Cambios Climáticos
(1999). Tomando en cuenta lo indicado, los módulos que simulan el comportamiento del sector
energético en Bolivia son el de demanda y el de transformación y transporte de energía.
Para el caso de la demanda, la Tabla 2.17, permite observar el nivel de desagregación que se ha
considerado en el modulo de demanda de energía y su complejidad para la generación de escenarios.
La estructura señalada además considera varios niveles de desagregación, como sector, subsector,
aparato o tecnología, uso final e intensidad de energía en los sectores Residencial, Industrial,
Comercial / Industrial Rural, Transporte y Agropecuario. Es preciso puntualizar que el grado de
desagregación de la información existente, no permite la correcta discriminación de consumo de ciertas
fuentes de energía en un sector dado, o se asigna de manera involuntaria ciertas cantidades de energía a
un sector que en realidad pueden pertenecer a otro.
90
E E N
B o l i v i a
Tabla 2.17. Estructura de Demanda de Energía en Bolivia para la Simulación.
Sector
Residencial
Industrial
Comercial/Industrial Rural
Transporte
Subsector
Urbano > 10000 hab.
Urbano 2000-10000 hab.
Rural < 2000 hab.
Minería
Metalurgia
Industria general
Caminos
Construcción
Industrias Eléctricas
Industrias Petroleras
Comercial general
Terrestre
Aéreo
Ferroviario
Fluvial
Agropecuario
Uso de Energía
Iluminación
Cocción
Calentamiento de agua
Maquinaria
Maquinaria
Maquinaria
Maquinaria
Equipo
Generación
Perforación, proceso
Iluminación
Usos públicos
Industria rural
Automóviles
Aviones
Trenes
Botes, lanchas
Maquinaria Agrícola
Fuente: Elaboración propia en base a Análisis de Opciones de Mitigación de Emisiones de Gases de
Efecto Invernadero. MDSP – VMARNDF – Programa Nacional de Cambios Climáticos, 2000.
Por otra parte, se ha revisado y corregido el Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero del
Año 1990 elaborado por el Programa Nacional de Cambios Climáticos, de acuerdo a las Metodologías
Revisadas de 1996 del Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC). Tomando los
resultados de los inventarios 1990 y 1994, se ha realizado la comparación con las emisiones de GEI de
Bolivia generadas a partir del modelo LEAP, lo que ha permitido validar dicho modelo y realizar las
proyecciones de emisiones de GEI con sus diferentes categorías de fuentes y los diferentes tipos de
gases para el periodo comprendido entre el año 2000 al 2012.
Los indicadores principales considerados para las proyecciones de demanda de energía, son las tasas de
crecimiento del PIB sectorial bajo los escenarios tendencial y optimista mencionadas anteriormente y
la tasa de crecimiento poblacional. Por otra parte, se han considerado comportamientos particulares
expresados en tasas de penetración para los distintos subsectores o en su caso para usos finales,
aparatos o intensidades de energía. En este sentido, para el sector Residencial se han aplicado tasas de
crecimiento para cada uno de sus subsectores, reflejando de esta manera el comportamiento de
crecimiento de la población de manera consistente con los procesos de urbanización que vive Bolivia,
por otra parte para cada uno de sus tres subsectores se han reflejado los crecimientos de los porcentajes
de usos finales entre la población (iluminación, cocción, calentamiento de agua, etc.), los cambios en el
uso de aparatos considerando penetraciones de nuevas tecnologías y finalmente cambios en las
intensidades de energía. De acuerdo a estos indicadores, el número de hogares en el año 2000 es de
1,87 millones, de los cuales 1194406 pertenecen al área urbana y 679760 al área rural. Para el año 2012
se estima que el número de hogares alcanzaría a 2,38 millones, de los cuales aproximadamente el 70%
pertenecerían al área urbana y 30% al área rural.
Para el sector Industrial se han aplicado las tasas de crecimiento de los PIB sectoriales, en cada uno de
los subsectores de su estructura. En los sectores Comercial / Industrial Rural, Transporte y
Agropecuario se han proyectado sus comportamientos a través de las tasas de crecimiento definidas
91
E E N
B o l i v i a
anteriormente como PIB sectoriales y en el caso de los dos primeros sectores complementariamente se
han reflejado los cambios en la intensidad de energía de las diferentes fuentes utilizadas.
En el caso del Transporte, la tasa de crecimiento aplicada es el PIB sectorial corregido a través de su
ponderación respecto a los PIB sectoriales que afectan a la actividad transporte, para excluir las
actividades de almacenamiento y comunicaciones. Por otra parte, el subsector de transporte terrestre es
más complejo, ya que en este caso se han considerado los cambios porcentuales en la estructura de
vehículos que usan gasolina, diesel o gas natural a través de todo el período de análisis para reflejar la
conversión de vehículos hacia el uso de gas natural comprimido y finalmente se han reflejado los
cambios en la intensidad de uso de los diferentes combustibles para cada tipo de vehículo y en cada
uno de los servicios de transporte terrestre. Es necesario remarcar que para el sector Agropecuario el
PIB sectorial aplicado como tasa de crecimiento que refleja el crecimiento económico del sector, en
alguna medida subestima el consumo real de combustibles (especialmente de diesel oil) que ocurre en
el mismo, debido a que las estadísticas de ventas de combustibles para automotores y de importaciones
de diesel oil, no reflejan con exactitud el uso final de estos combustibles, y los mismos podrían estar
destinados tanto para el transporte terrestre como para la maquinaria agrícola.
Figura 2.2. Demanda de Energía por Sectores, 1999 – 2012.
45,000,000
40,000,000
BEP
35,000,000
30,000,000
Agropecuario
25,000,000
Transporte
Industrial
20,000,000
Comercial
15,000,000
Residencial
10,000,000
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
0
1999
5,000,000
Años
Fuente: Elaboración propia en base a resultados del sistema LEAP.
En la Figura 2.2 se puede apreciar, la demanda de energía proyectada por sectores, donde prevalece el
sector Transporte hasta el año 2009 y luego el sector Industrial que se convierte en el sector más
importante, habida cuenta que se estiman ampliaciones e implementación de proyectos de gran
envergadura en los sectores de electrificación e hidrocarburos y especialmente por el crecimiento de la
industria manufacturera y general.
La estructura de transformación de energía adoptada para modelar todo el proceso de abastecimiento
de energía a los sectores de demanda en Bolivia, contempla ocho módulos como se ilustra en el
esquema que se presenta a continuación.
92
E E N
B o l i v i a
Figura 2.3. Estructura de Transformación de Energía en Bolivia para la Simulación.
Producción
- Petróleo
Refinación
- Petróleo
Producción
-Lubricantes
- Otros productos
Producción
- Gas Natural
Procesamiento
y Tratamiento
- Gas Natural
Transformación
Producción y
Transporte
- Carbón Vegetal
Trasmisión y
Distribución de
Energía
Generación
- Energía Eléctrica
Fuente: Elaboración propia
Las diferentes actividades de demanda y transformación de energía del país, determinan que en el 2000
el sector transporte tenga la mayor contribución a las emisiones de CO2 (no biogénico) con 3524,25 Gg
(38,64% del total), seguido por el sector Industria con 1988,36 Gg (21,80%), la generación de energía
eléctrica con 1839,31 Gg (20,17%), el sector Residencial con 865,06 Gg (9,49%), la Producción de
Gas Natural con 684,82 Gg (7,51%), el sector Agropecuario con 104,70 Gg (1,15%) la Refinación de
petróleo con 665,88 Gg (7,84%), el sector Comercial con 480,60 Gg (5,66%), la Refinación de
Petróleo con 100,49 Gg (1,10%), la Producción de Lubricantes y Otros Productos con 7,62 Gg
(0,08%), y el sector comercial con 5,54 Gg (0,06%). En el caso del CH4 el sector que más contribuye
es la Producción de Gas Natural con el 55,84%, en el caso del N2O es el sector industria con el
72,52%, seguido del sector transporte con el 65,83%; mientras el CO es emitido principalmente por los
sectores Transporte con el 62,58% y Residencial con el 33,35%, los NOX por el Transporte con el
65,83%, los COVNM por la Producción de Carbón Vegetal con prácticamente el 100% y el SO2 por el
sector Residencial con el 100%.
Figura. 2.4. Fuentes y Niveles de Emisiones de GEI en el Sector Energético, Año 2000.
Emisiones Provenientes de la Transformación de
Energía
Sectores
Sectores
Fuente: Elaboración propia en base a resultados del sistema LEAP.
93
PROD. GAS
PROD. CRUDO
REF. PETROLEO
CO2 no Biogénico
GEN. ELECTRICA
AGROPECUARIO
TRANSPORTE
INDUSTRIA
CH4
CO
CO2 Biogénico
PROD. LUBRICANTES
N2O
S2O
COVNM
NOx
TRANSMISION
Gg
CO
CH4
NOx
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
PROD. CARBON
CO2 no Biogénico
CO2 Biogénico
COMERCIAL
4,000
3,500
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
RESIDENCIAL
Gg
Emisiones Provenientes de la Demanda de Energía
E E N
B o l i v i a
En la Tabla y Figura que se presentan a continuación, se puede apreciar la evolución de las emisiones
de GEI nacionales del sector energético que se presentarían hasta el año 2012.
Tabla 2.18. Emisiones de GEI en el Escenario Base Tendencial , 2000 – 2012 (Gg).
Años
DIOXIDO DE CARBONO, NO BIOGENICO
DIOXIDO DE CARBONO, BIOGENICO
MONOXIDO DE CARBONO, TOTAL
HYDROCARBUROS VOLATILES
METANO
OXIDO NITROSO, TOTAL
OXIDOS DE NITROGENO
DIOXIDO DE ASUFRE
2000
9,120
3,834
458
3
26
43
0.04
0.48
2001
9,132
3,887
467
3
21
45
0.04
0.48
2002
9,269
3,942
475
3
17
47
0.04
0.48
2003
9,676
4,023
482
4
18
49
0.05
0.48
2004
10,095
4,100
488
4
18
52
0.05
0.47
2005
10,521
4,197
494
4
19
54
0.05
0.47
2006
10,956
4,293
499
4
19
57
0.06
0.47
2007
11,380
4,403
503
4
20
59
0.06
0.47
2008
11,807
4,512
507
4
20
62
0.07
0.46
2009
12,191
4,647
503
5
21
64
0.07
0.46
2010
12,579
4,781
498
5
21
66
0.08
0.46
2011
13,033
4,924
507
5
22
68
0.08
0.46
2012
13,980
5,130
517
5
23
71
0.09
0.45
Fuente: Elaboración propia en base a resultados del sistema LEAP.
Figura 2.5. Emisiones de CO2 en los Escenarios Base (Tendencial y Optimista), 2000 – 2012 (Gg).
18,000
16,000
Emisiones (Gg)
14,000
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
0
Años
Dioxido de Carbono no Biogénico:Escenario Tendencial
Dioxido de Carbono, Biogénico: Escenario Tendencial
Dioxido de Carbono, no biogénico:Escenario Base Optimista
Dioxido de Carbono, Biogénico:Escenario Optimista
Fuente: Elaboración propia en base a resultados del sistema LEAP
Producto del análisis de los resultados de ambos escenarios base (tendencial y optimista) para el
periodo 2000-2012, se puede indicar que el dióxido de carbono (CO2) tanto de origen no biogénico y
biogénico es el principal GEI y alcanzará a un total acumulado de 187461 Gg en el escenario
tendencial con un promedio anual de 15622 Gg y de 198503 Gg en el escenario optimista con un
promedio anual de 16542 Gg. En el año 2012 se alcanzará una emisión total de 19110 Gg de CO2 en el
escenario tendencial y de 21676 Gg en el escenario optimista. Las tasas anuales promedio de
crecimiento de las emisiones de CO2 no biogénico en este periodo son de 3,89% en el escenario
tendencial y 5,26% en el escenario optimista, mientras que el CO2 biogénico tiene tasas de 2,69% y
3,78% respectivamente. En el período del 2000 al 2012, el metano (CH4) tendrá una tasa anual
promedio de -0,54% con el escenario tendencial (decrecimiento), en cambio con el optimista se daría
una tasa de crecimiento promedio anual del 0,50%, el óxido nitroso (N2O) tasas de 4,62% y 5,89%
respectivamente, el monóxido de carbono (CO) tasas de crecimiento de 1,18% y 2,03%
respectivamente, los óxidos de nitrógeno (NOX) tasas de 8,04% y 9,74% respectivamente, los
hidrocarburos volátiles (COVNM) tasas de 6,39% y 8,70% respectivamente y el dióxido de azufre
(SO2) tasas de –0,58% en ambos escenarios.
94
E E N
B o l i v i a
5. Medidas para la Mitigación de Emisiones
En esta sección se hace un análisis de las diferentes opciones de mitigación de emisiones de GEI que
tienen potencial de implementación en Bolivia. De acuerdo a lo expresado en la publicación Análisis
de Opciones de Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (MDSP - VMARNDF PNCC, Julio 2000), las medidas de mitigación que se han analizado y que posteriormente han sido
seleccionadas y evaluadas en sus impactos, responden a los lineamientos determinados en el Plan
General de Desarrollo Económico y Social de Bolivia 1997-2002 y varían de acuerdo a las condiciones
de cada región o sector en particular.
Adicionalmente, estas medidas están concebidas para promover el uso sostenible de los recursos
naturales, de acuerdo a su capacidad de uso y manejo. Las medidas seleccionadas aplicadas a distintos
escenarios se han comparado con los escenarios de línea de base correspondientes, como
procedimiento para cuantificar los potenciales de mitigación de emisiones de GEI.
Las medidas que cuentan con potencial de mitigación de emisiones respecto al escenario de referencia
son descritas más adelante mostrando sus efectos, y están referidas tanto al Sector LULUCF como al
Sector Energético. Entre las medidas, se pueden citar a aquellas que están referidas al secuestro de
carbono (regeneración natural, reforestación y forestación) y la evitación de emisiones (conservación
forestal, aprovechamiento de bajo impacto y prevención de la deforestación) y las referidas al uso
eficiente de la energía, la conversión a combustibles con menor contenido de carbono y el uso de
energías renovables. Todas estas medidas son bastantes atractivas para ser implementadas, las cuales
necesariamente requieren de un soporte por parte de la comunidad internacional (respectivo apoyo
técnico y económico), en conformidad al Artículo 4, Párrafo 7 de la Convención Marco de las
Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y dan un marco de acción para la generación de proyectos
que podrían ser elegibles para su aplicación al Mecanismo de Desarrollo Limpio del Protocolo de
Kioto.
5.1. Sector de Uso de la Tierra y Cambio en el Uso de la Tierra y
Actividades Forestales
1) Forestación y Reforestación.
Esta medida propone el establecimiento de plantaciones forestales con especies nativas y algunas
exóticas, principalmente en las regiones sujetas a procesos de desertificación (Altiplano, Valles
Interandinos y Llanura Chaqueña), las cuales beneficiaran al medio ambiente local y global mediante la
fijación de CO2, la disminución de la velocidad de viento, la reducción de pérdidas de humedad
producidas por la evaporación del suelo y la evapotranspiración de los vegetales, protección del suelo
contra la erosión eólica y la regulación de las aguas de escorrentía. Para esta medida se asume que la
tasa anual de crecimiento de biomasa será de 4 t ms/ha para bosques templados y 12,5 t ms/ha para
bosques tropicales y un contenido de carbono en la biomasa vegetal seca de 0,50. Así mismo la
95
E E N
B o l i v i a
cantidad de carbono fijado para las regiones consideradas en el presente estudio se establece en 2,4 t
C/ha anualmente (0,0088 Gg CO2/ha) y un incremento anual de 1160 ha para el área de acción.
2) Aprovechamiento Maderero Eficiente.
Esta medida propone utilizar técnicas de manejo sostenible de bosques que permitan un
aprovechamiento de impacto reducido, para ello es necesario efectuar la planificación del
aprovechamiento con apertura de caminos forestales que posean los mínimos de anchura para el
arrastre, operaciones de corte apropiados, preparación de mano de obra competente para el corte y
troceado de árboles, entre las varias actividades necesarias. Esta opción que esta relacionada con el
marco legal en que se desenvuelve la actividad forestal, asume un contenido de biomasa de 242,6 t/ha
que comprende el promedio de las tres regiones analizadas y un contenido de carbono de 0,50 en la
biomasa vegetal seca. Se ha asumido que el contenido de carbono conservado en el bosque es de 121,3
t C/ha anualmente (0,445 Gg CO2/ha) y un incremento anual del área de acción del 5%.
3) Regeneración Natural de Bosques.
Esta medida propone incentivar proyectos que promuevan la regeneración natural de especies arbóreas
nativas en áreas deforestadas, considerando que en muchos casos los suelos han sido deteriorados y
para su recuperación son necesarios periodos de descanso para la recomposición de los elementos
nutritivos, con la incorporación de restos vegetales y su mineralización, de forma que el suelo
nuevamente alcance su fertilidad natural. Al plantear esta medida, se han tomado en cuenta
incrementos anuales de las áreas de acción del orden de 500 ha y para la estimación del CO2 fijado se
ha utilizado una tasa de crecimiento de la vegetación de 12,5 t ms/ha, un contenido de carbono de 0,45
en la biomasa vegetal y una cantidad de carbono fijado por hectárea anualmente de 5,6 t C/ha (0,0206
Gg CO2). Es importante señalar que de acuerdo a investigaciones llevadas a cabo en los años 1994 y
1996 en Bolivia, la regeneración en determinadas zonas debe ir acompañada de árboles semilleros y sin
ser sometidas a fuego, toda vez que la regeneración se da por el rebrote de los árboles talados.
4) Alternativas a la Agricultura Migratoria.
Esta medida propone acciones de aprovechamiento (tecnología de manejo) y uso sostenible de las
tierras (uso del recurso tierra con enfoques y técnicas conservacionistas), por intermedio de la
planificación y ejecución supervisada para lograr el menor impacto posible al medio ambiente. Con
esta alternativa se lograría una producción de cultivos anuales o perennes de corto plazo, alternados
con periodos de descanso para restaurar la fertilidad del suelo, conservando al mismo tiempo la
biodiversidad existente. Para la implementación de esta medida, se debe considerar varios aspectos
relacionados con la tala y quema de bosques, los cuales se realizan anualmente con fines agrícolas y
ganaderos (expansión de la frontera agrícola) y que no están acorde con la capacidad de uso de las
diferentes tierras donde se realizan estas actividades. Esta situación se origina en las condiciones
sociales y económicas actuales de algunas regiones de Bolivia, que hacen que los procesos de
colonización espontánea vayan en aumento y avancen hacia las zonas bajas tropicales. Con estas
96
E E N
B o l i v i a
consideraciones y asumiendo que la tasa anual de deforestación en esta zona es de 0,20% (Russell,
1994 cit. en Cruz, 1997), el área inicial de acción de la medida se fijó en 21705 ha (basada en
proyectos desarrollados en las llanuras tropicales de Bolivia por el Plan de Acción Forestal PAF-BOL,
1995 que tienen un área de acción de aproximadamente 10,3 millones de ha), la cual estaría sujeta a
manejo, promoviendo un efectivo cambio de la agricultura de corte y quema tradicional a técnicas
sostenibles. Esta área de acción se incrementaría a razón de 500 hectáreas por año y se estima una
fijación de CO2 de 0,00495 Gg de CO2/ha/año, asumiendo que se implementarán sistemas
agroforestales en donde la tasa anual de incremento de la biomasa es de 3 t ms/ha y el contenido de
carbono en la biomasa vegetal seca es de 0,45. Es importante remarcar que en los cálculos efectuados
con la aplicación de esta medida, no se ha incorporado la cantidad de carbono que se conservaría en la
superficie de tierra “salvada” de los procesos de corte y quema tradicionales7.
5) Fortalecimiento de la Capacidad de Planificación, Protección y Vigilancia de las Areas
Protegidas.
El objetivo de esta medida es lograr la conservación de bosques y su biodiversidad en cuatro áreas
protegidas del país, especialmente en aquellas áreas sujetas a presión antrópica y con pendientes y
colinas adyacentes que generalmente comprenden áreas de amortiguamiento. Esta meta se alcanzará a
través de la capacitación de recursos humanos para la ejecución de acciones y promoviendo al mismo
tiempo el aprovechamiento sostenible de los recursos de la diversidad biológica. Al momento de
considerar esta medida de mitigación, es imprescindible diferenciar el carbono almacenado en bosque
“climax”, de las nuevas plantaciones forestales y los sistemas agrosilviculturales que fijan carbono
“nuevo”. Esta opción inicialmente es planteada en ser llevada a cabo en 4 áreas protegidas que abarcan
3,99 millones de hectáreas (35% del total de la superficie de áreas protegidas en Bolivia) y en las que
se llevan a cabo actividades humanas que ocasionan procesos de deforestación que anualmente
alcanzan al 0,212% de sus superficies (Russell, 1994).
Tabla 2.19. Areas Protegidas de Bolivia Consideradas para la Medida de Fortalecimiento de la
Capacidad de Planificación, Protección y Vigilancia.
AREA (ha)
AREA DEFORESTADA (ha/año)
Carrasco
Isiboro Secure
Manuripi Heath
Pilon Lajas
AREA PROTEGIDA
600000
1100000
1890000
400000
1273
2334
4012
849
TOTAL
3990000
8468
Fuente: Elaboración propia en base al Plan de Acción Forestal Nacional, MACA/FAO, 1993.
Para el cálculo del carbono conservado en el bosque como producto de la medida, se utilizó un valor
promedio de biomasa igual a 242,6 t ms/ha y un contenido de carbono en la biomasa del bosque de
7
En la Tabla 2.20 se muestra separadamente la conservación de carbono por la aplicación de la medida,
considerando que por cada hectárea convertida a sistemas agroforestales se salvan del corte y quema entre 1 a 3
hectáreas de bosque y en consecuencia se obtienen diferentes niveles de carbono almacenado en los ecosistemas.
97
E E N
B o l i v i a
50% (Guías Revisadas 1996 del IPCC), entonces la cantidad de carbono conservado alcanza a 0,445
Gg CO2/ha.
6) Sistemas Agroforestales.
La medida propone introducir la práctica permanente de estos sistemas entre los pobladores indígenas
y colonos, que permitirían el control de zonas que presentan un franco proceso de degradación de
suelos (deterioro de suelos y perdida de nutrientes), es decir que por medio de la combinación de
árboles con cultivos agrícolas y/o pastos, se lograría la reducción de estos procesos, así como el
incremento y optimización de la producción en forma sostenida e implícitamente se lograría el
aumento o conservación de los sumideros de CO2. Con la implementación de la medida, también se
reduciría la migración continua de pobladores hacia nuevas áreas boscosas y la conservación de la
diversidad biológica en estas áreas. Esta medida puede ser implementada con sistemas de producción
adecuados al medio, fortalecimiento de cultivos nativos y de valor promisorio y especialmente
considerando al bosque como parte integral de la estrategia para la recuperación de las tierras
degradadas. Con esta medida se pretende establecer proyectos piloto, empezando con un área de acción
de 5500 hectáreas en el primer año, para luego ir incrementándola en un 10% anual para los posteriores
años. La cuantificación del carbono fijado se ha basado en las ecuaciones descritas en las Guías
Revisadas 1996 del IPCC, considerando una tasa anual de incremento de la biomasa de 3 t ms/ha y un
contenido de carbono en la biomasa vegetal seca de 0,45. La cantidad de carbono fijado con este
sistema de manejo, es estimada en 0,00495 Gg CO2/ha.
Finalmente se puede indicar que las experiencias recogidas en la aplicación de este tipo de sistemas,
permiten mostrar las contribuciones al auto abastecimiento de productos para los pobladores rurales,
siendo al mismo tiempo una fuente de ingresos económicos (madera, frutos, etc.) y también para
afrontar situaciones de crisis económica, especialmente de alimentos y energía.
La tabla que a continuación se presenta, muestra en forma resumida las áreas de acción con diferentes
medidas para distintos años, la fijación y conservación de dióxido de carbono como producto de estas
medidas y los porcentajes de reducción respecto a la línea base.
Tabla 2.20. Reducción de CO2 a través de Diferentes Medidas de Mitigación en el Sector LULUCF.
Año
Area de acción (ha)
Fijación CO2
(Gg)
Porcentaje de
reducción *
1999
2000
2006
2010
2012
20000
21350
29450
34850
37550
0,38
0,77
3,22
4,95
5,85
1999
2000
2006
2010
2012
5512
5788
7756
9428
10394
176
364
1741
2896
3545
CO2 Conservado **
2453
2575
3451
4195
4625
Medida
Forestación
Reforestación
Aprovechamiento
Maderero Eficiente
98
5,31
5,48
6,38
7,18
7,63
E E N
Regeneración Natural
de Bosques
Alternativas a la
Agricultura Migratoria
Alternativas a la
Agricultura Migratoria
Fortalecimiento de
Areas Protegidas
Sistemas
Agroforestales
Sistemas
Agroforestales
B o l i v i a
1999
2000
2006
2010
2012
20534
21034
24034
26034
27034
1999
2000
2006
2010
2012
21205
21705
24705
26705
27705
1999
2000
2006
2010
2012
21205
21705
24705
26705
27705
1999
2000
2006
2010
2012
8302
8468
9536
10322
10739
1999
2000
2006
2010
2012
10505
11556
20471
29972
36266
1999
2000
2006
2010
2012
10505
11556
20471
29972
36266
423
856
3672
5756
6859
CO2 Fijado
105,06
107,54
122,40
132,31
137,26
CO2 Conservado **
9436
9659
10994
11884
12329
CO2 Conservado **
3694
3768
4244
4594
4779
CO2 Fijado
52
109
595
1112
1455
CO2 Conservado **
4675
5142
9110
13338
16138
0,92
1,82
6,79
9,85
11,32
0,22
0,23
0,22
0,22
0,23
20,44
20,56
20,34
20,33
20,35
8,07
8,02
7,85
7,86
7,89
0,11
0,23
1,10
1,90
2,40
10,13
10,95
16,85
22,81
26,64
*Porcentaje de reducción de CO2 en relación con el escenario de línea base. **Carbono conservado en
Gg de CO2.
Fuente: Elaboración propia sobre la base del documento “Análisis de opciones de mitigación de
GEI”, Julio 2000, Ministerio de Desarrollo Sostenible y Planificación - PNCC, pags. 73-85.
5.2. Sector Agricultura y Ganadería
1) Regeneración Natural de Pastizales.
La medida propone promover la regeneración natural de pastizales a través de procesos de
concienciación de ganaderos y agricultores para que se cultiven pastos permanentes nativos y algunos
exóticos, de forma que se produzcan incrementos en los recursos forrajeros para la alimentación del
ganado y al mismo tiempo incrementar los sumideros de dióxido de carbono, con beneficios
adicionales referidos al control de erosión de los suelos. Para esta medida se ha considerado la tasa
anual de crecimiento de biomasa vegetal de 2,5 t ms/ha con el 45% de contenido de carbono en la
biomasa vegetal seca. El área de acción en el año base corresponde a 16194 hectáreas, la cual se irá
99
E E N
B o l i v i a
incrementando anualmente en 10% para los posteriores años. La cantidad de carbono fijado mediante
la implementación de esta medida de mitigación es estimada en 4,12 t CO2/ha y es acumulativa durante
un periodo de 35 años.
2) Mejoramiento de las Técnicas de Producción Animal.
La medida tiene como objeto reducir las emisiones de metano como producto de la fermentación
entérica por cría de ganado, lo que se lograría a través del mejoramiento genético en los sistemas de
producción intensiva, el mejoramiento de la alimentación a través de la implantación de pastizales,
principalmente de leguminosas forrajeras y finalmente mejorando los sistemas de asistencia técnica y
transferencia tecnológica hacia el productor ganadero. Considerando que los actuales índices de
productividad del ganado bovino en Bolivia alcanzan a 290 kg/cabeza y 11kg/cabeza para el ganado
ovino (Anuario Estadístico del Sector Rural, 1995-1996, CID), la aplicación de esta medida de
mitigación propone que el rendimiento se incrementaría en un 10% respectivamente. El mejoramiento
de la productividad animal se verá reflejada en una reducción de la emisión de metano en
aproximadamente el 2,9% en promedio como producto de la fermentación entérica y manejo de
estiércol, asumiendo que la medida se aplique al 5% del ganado bovino y ovino existente en Bolivia.
Es importante tomar en cuenta que esta medida está muy ligada con la regeneración natural de
pastizales con el propósito de mejorar el régimen alimenticio nutricional del ganado.
Con las medidas descritas anteriormente y su aplicación, se lograrían reducciones de las emisiones
respecto a la línea de base tanto de dióxido de carbono como de metano, como se refleja en la tabla que
a continuación se presenta, a lo largo de diferentes tiempos.
Tabla 2.21. Reducción de CO2 a través de Diferentes Medidas de Mitigación en el Sector de
Agricultura y Ganadería.
Año
Area de acción (ha)
Fijación CO2 (Gg)
Porcentaje de
reducción *
1999
2000
2006
2010
2012
Año
16194
17813
31557
46203
55906
Ganado bovino y
Ovino (# cabezas)
66,72
73,39
307,47
509,91
644,87
Reducción CH4 (Gg)
0,14
0,16
0,56
0,87
1,06
Porcentaje de
reducción
1999
2000
2006
2010
2012
724867
725230
763519
801051
801848
17,59
17,83
19,26
20,21
20,68
3,81
3,13
2,98
2,90
2,95
Medida
Regeneración
natural de pastizales
Medida
Mejora de técnicas
de producción
animal
Fuente: Elaboración propia sobre la base de los documentos “Análisis de Opciones de Mitigación de
Emisiones de GEI”, Julio 2000, Ministerio de Desarrollo Sostenible y Planificación - PNCC, pag. 80
y “Plan Nacional de Acción sobre el Cambio Climático”, 1999, Ministerio de Desarrollo Sostenible y
Planificación – PNCC, pag. 183-188.
100
E E N
B o l i v i a
5.3. Resultados Generales para los Sectores LULUCF y Agricultura y
Ganadería
En el sector LULUCF para el periodo 2001-2012, como producto de la aplicación de las medidas de
mitigación mencionadas anteriormente, en el escenario tendencial se alcanzaría un total de 425,133 Gg
de reducción en las emisiones de CO2 (ver Tabla 2.22), así mismo se puede observar que
aproximadamente un 61% de la reducción de CO2 está concentrada en las medidas Sistemas
Agroforestales (30,47%) y Alternativas a la Agricultura Migratoria (30,54%), seguida de las opciones
de Fortalecimiento de Areas Protegidas (12,13%), Regeneración Natural de Bosques (11,25%),
Aprovechamiento Maderero Eficiente (10,12%) y Forestación - Reforestación (5,49%).
Tabla 2.22. Reducción de CO2 como Efecto de las Medidas de Mitigación en el Sector LULUCF, 2001
– 2012, (Gg).
Medida
Forestación y Reforestación
Regeneración Natural de Bosques
Fortalecimiento de Areas Protegidas
Aprovechamiento Maderero Eficiente
Sistemas Agroforestales
Alternativas a la Agricultura Migratoria
TOTAL
2001
2002
2003 2004
2005
2006
564
775
999
1234 1,481
1741
1,300
1754 2,218
2693 3,177
3672
3,844
3921 3,999
4079 4,160
4244
2,704
2839 2,981
3131 3,287
3451
5,829
6463 7,162
7930 8,775
9704
5108 10216 10441 10666 10891 11116
24,232 25,968 27,800 29,733 31,771 33,928
2007
2,012
4,178
4,329
3,624
10,727
11,341
36,211
2008
2295
4694
4415
3805
11852
11556
38,617
2009
2,589
5,220
4,503
3,995
13,089
11,791
41,187
2010
2896
5756
4594
4195
14450
12016
43,907
2011
3,215
6,302
4,685
4,405
15,947
12241
46,795
2012
3545
6859
4779
4625
17593
12466
49,867
TOTAL
23,346
47,823
51,552
43,042
129,521
129,849
425,133
Fuente: Elaboración Propia
En cuanto al sector de Agricultura y Ganadería, las reducciones totales de GEI que se producirían en el
periodo 2001 – 2012, como consecuencia de la aplicación de medidas de mitigación tal como la
Regeneración Natural de Pastizales (reducción de CO2) y el Mejoramiento de las Técnicas de
Producción Animal con sus componentes de Mejoramiento Genético, Mejoramiento de Alimentación y
Asistencia Técnica (reducción de CH4), son presentadas a continuación.
Tabla 2.23. Reducción de GEI como Efecto de las Medidas de Mitigación en el Sector de Agricultura y
Ganadería, 2001 – 2012, Gg.
2001
2002
2003
Regeneración Natural de Pastizales (CO2)
80.73
88.80
97.68 107.45 118.20 130.02 143.02 157.32 173.05 190.36 209.39 230.33 1,726.36
Mejoras de Técnicas de Producción Animal (CH4)
18.07
18.31
18.55
MEDIDA
2004
18.78
2005
19.02
2006
19.26
2007
19.50
2008
19.74
2009
19.97
2010
2011
20.21 20.45
2012
20.68
TOTAL
232.53
Fuente: Elaboración Propia.
5.4. Sector Energía
Los resultados del análisis efectuado con los escenarios de base (tendencial y optimista) y sus
proyecciones, permiten establecer claramente que entre los sectores de demanda de energía, los que
tienen mayor contribución en los niveles de emisiones y en especial del CO2 son los sectores Industrial,
Transporte y Residencial y dentro de los procesos de transformación de energía el más importante es la
generación de energía eléctrica. Ante estas consideraciones, se han desarrollado estimaciones para
diferentes opciones de reducción de emisiones, tanto desde el punto de vista de los sectores de
demanda, como de los procesos de transformación de energía, las cuales han sido enfocadas
principalmente al uso eficiente y conservación de diferentes fuentes de energía; a la reducción de la
101
E E N
B o l i v i a
intensidad de uso de varios combustibles (fósiles y biomásicos); a la sustitución de combustibles
líquidos por combustibles gaseosos (gas natural) en diferentes usos; y al incremento de energías
renovables en usos residenciales y para generación de energía eléctrica, especialmente en el área rural.
Tabla 2.24. Opciones de Mitigación por Sector.
Sector
Residencial
(Urbano - Rural
Comercial
Industria
Transporte
Generación
Eléctrica
Opción de Mitigación
Eficiencia en la iluminación;
Eficiencia en cocinas que
utilizan Biomasa; Incremento
de uso residencial de gas
natural; Uso de energía solar
para calentamiento de agua;
Electrificación Rural con
energías renovables
Eficiencia en iluminación;
Eficiencia en uso industrial
rural de biomasa
Conservación de Energía
Incremento de uso de gas
natural comprimido (GNC)
Redistribución de opciones de
expansión
Fuente: Elaboración propia
La selección de medidas toma en cuenta las fuentes de energía por usos finales para cada uno de los
sectores de demanda, la importancia de cada una de las fuentes de energía en la demanda global y su
contribución a la emisión de GEI, así como otras suposiciones secundarias asumidas. Además, el
criterio más importante en la selección es la consistencia con los lineamientos del Plan General de
Desarrollo Económico y Social 1997-2002 (PGDES) del gobierno de Bolivia. En general se puede
señalar que las medidas de mitigación que se detallan a continuación para cada sector no tienen tasas
de introducción agresivas ni rápidas, sino introducciones paulatinas acorde a la realidad económica,
política, social y ambiental del país.
5.4.1. Sector Residencial
1) Eficiencia en Iluminación.
La medida considera la introducción del uso de lámparas fluorescentes compactas (CFL) en reemplazo
de las lámparas de filamento incandescendente que se utilizan comúnmente en el sector Residencial,
tomando en cuenta que las lámparas fluorescentes compactas proporcionan el mismo flujo luminoso
que las lámparas incandescentes con una potencia aproximadamente 4 a 5 veces menor. Esta medida
puede ser aplicada al subsector Urbano con poblaciones mayores a 10000 habitantes, empezando su
introducción en el año 2004 a un 2% de los hogares, para el 2008 alcanzar el 10% y hacia el año 2012
se estima que el número de hogares incorporados alcanzaría al 20% bajo el escenario tendencial. Con
102
E E N
B o l i v i a
el escenario optimista se estima una introducción en el 2004 de un 3,5% de los hogares, para luego
incrementarse a un 12% el 2008, y finalmente a un 22% el 2012. Para poblaciones Urbanas entre 2,000
y 10,000 habitantes, las introducciones de CFL bajo el escenario tendencial en los hogares serían del
1% al empezar y paulatinamente se aumentarían al 6, y 16%. En cambio para el escenario optimista,
las penetraciones arrancarían con un 2,5% de los hogares y alcanzarían un 18% de los hogares el 2012.
Tabla 2.25. Introducción de la Medida de Eficiencia en la Iluminación Residencial.
SUBSECTOR
PORCENTAJE DE
HOGARES CON CFLs - ESCENARIO
HOGARES CON CFLs - ESCENARIO
HOGARES CON CFLs
ESCENARIO BASE
TENDENCIAL
OPTIMISTA
2004
2008
2012
2004
2008
2012
2000 2004 2008 2012
% % % % % Nº
% Nº
% Nº
% Nº
% Nº
% Nº
URBANO > 10,000 hab
0 1.5
8
15 2 24,518 10 137,851 20 306,600 3.5 42,907 12 165,421 22 337,260
URBANO < 10,000 hab
0 0.5
4
13 1 1,363 6 9,200 16 27,283 2.5 3,409 8 12,267 18 30,694
RURAL < 2,000 hab
0 0.5
2
5 0.5 3,402 3 20,448 9 61,644 2 13,608 5 34,080 11 75,342
Total
29,283
167,499
395,527
59,924
211,768
443,296
Reducción de la Demanda de Energía, GWh
3.12
12.93
34.59
3.31
22.77
47.39
Fuente: Elaboración propia basada en resultados del modelo LEAP.
Para el subsector Rural con poblaciones menores a 2000 habitantes (población dispersa) en el escenario
tendencial se prevé incorporar a un 0,5% de los hogares a partir del año 2004 y luego alcanzar el 3 y
9% en los próximos años señalados como en los otros subsectores; en cambio para un escenario
optimista se considera introducciones del orden del 2%, 5% y 11% respectivamente para los años
mencionados. En el escenario tendencial esta medida aplicada durante el periodo 2001-2012 permitirá
una reducción total de 87,89 Gg de CO2. Mientras con el escenario Optimista la reducción total de
emisiones alcanzará a 108,86 Gg de CO2.
2) Eficiencia en Cocinas que Utilizan Biomasa.
En las zonas rurales de Bolivia tradicionalmente se utiliza biomasa como fuente de energía, lo cual
tiene su origen en factores de tipo económico, social y cultural. La escasa provisión de fuentes
comerciales de energía y los costos de las mismas en las poblaciones rurales, llevan a un consumo
intensivo de biomasa y a una distorsión de los patrones de consumo por ser una fuente de energía que
no tiene un tratamiento comercial basado en criterios económico-financieros, generando una fuerte
presión al medio ambiente. En este sentido un manejo sostenible de la biomasa (que implica que la
intensidad de su uso no sea superior a la velocidad de reposición), desde el punto de vista energético,
podría permitir contar con una fuente de energía permanente. En este sentido se propone como medida
de mitigación aumentar la eficiencia de las cocinas tradicionales que utilizan leña, estiércol animal,
carbón vegetal y residuos vegetales (biomasa en general) y que son utilizadas principalmente para
cocción de alimentos y calentamiento de agua en los subsectores Urbano con poblaciones entre 2000 y
10000 habitantes (centros poblados) y Rural con poblaciones menores a 2000 habitantes (población
dispersa) del Sector Residencial.
103
E E N
B o l i v i a
Tabla 2.26. Introducción de la Medida Para Aumentar la Eficiencia en Cocinas Tradicionales.
SUBSECTOR
URBANO > 10,000
HABITANTES
HOGARES CON
SUMINISTRO DE GAS
NATURAL
HOGARES CON SUMINISTRO DE GAS
HOGARES CON SUMINISTRO DE GAS
NATURAL
NATURAL
ESCENARIO BASE
TENDENCIAL
2004 2008 2010 2012
%
COCCION
CALENTAMIENTO DE AGUA
CALEFACCION
%
%
%
ESCENARIO
2004
%
Nº
OPTIMISTA
2008
%
2012
Nº
ESCENARIO
%
2004
Nº
%
Nº
2012
2008
%
Nº
%
Nº
9.50 15.00 20.16 24.09 12 147,109 18 248,132 26 398,580 13 159,368 19 261,916 27 413,910
6.75 11.00 14.78 18.87
9 110,331 14 192,991 20 306,600 10 122,590 15 206,776 21 321,930
29.50 45.00 59.31 58.18 32
Total*
Reducción de la Demanda de Energía, Miles de BEP
35,306 48
92,636 65 199,290 33
40,455 49 101,320 66 212,474
292,746
533,759
904,470
322,413
570,012
948,314
-11.19
57.99
127.03
-32.29
39.57
114.51
Fuente: Elaboración propia basada en resultados del modelo LEAP.
Para esta medida, en el período 2001 - 2012 bajo el escenario tendencial se obtendría una reducción
total de 1024,74 Gg de CO2 (biogénico). Mientras que en el escenario optimista la reducción de
emisiones total sería de 1302,32 Gg de CO2 (biogénico).
3) Incremento del Gas Natural en el Uso Residencial.
La medida esta orientada a la introducción del uso masivo del gas natural en el sector residencial, con
propósitos de cocción, calentamiento de agua y calefacción de ambientes en el subsector Urbano con
más de 10,000 habitantes a partir del año 2001. Complementariamente, se considera que la medida
estará acompañada de una reducción de la intensidad de energía unitaria utilizada para cocción,
calentamiento de agua y calefacción equivalente al 2% anual.
Tabla 2.27. Introducción de la Medida para Incrementar el Uso de Gas Natural.
SUBSECTOR
URBAN O < 10,000 hab
RURAL < 2,000 hab
Total
HOGARES PARTICIPAN TES EN LA M EDID A
HOGARES PARTICIPAN TES EN LA M EDID A
SO BRE LA BASE DE CO CCIO N CO N LEÑ A
SO BR E LA BASE DE CO CCIO N CO N LEÑ A
ESCEN AR IO TEND EN CIAL
2004
2008
201 2
%
Nº
%
Nº
%
Nº
1.54
2,099 10.77
16,514 21.54
36,730
1.54
10,478 10.77
73,409 21.54 147,534
12,577
89,923
184,264
ESCEN AR IO OPTIM ISTA
2004
2008
2012
%
Nº
%
Nº
%
Nº
3.85
5,249 13.85
21,237 24.62
41,982
3.85
26,196 13.85
94,403 24.62 168,630
31,445
115,640
210,612
Reducción de la Dem anda
de Energía, m iles de BEP
26.01
145.05
257.19
65.04
201.8
318.43
Fuente: Elaboración propia basada en resultados del modelo LEAP
Esta medida de mitigación es aplicada a los usuarios residenciales del subsector Urbano con más de
10,000 habitantes y pretende que en el escenario tendencial se alcance el 12% de usuarios servidos con
gas natural el año 2004, el 18% el 2008, y el 26% el 2012. En cambio con el escenario optimista se
considera que se alcanzaría el 13% el año 2004, el 19% en el 2008 y el 27% el 2012.
Para esta medida, en el período 2001 - 2012 bajo el escenario tendencial se obtendría una reducción
total de 51,21 Gg de CO2. Mientras que en el escenario optimista la reducción de emisiones total sería
de 125,81 Gg de CO2.
104
E E N
B o l i v i a
4) Energía Solar para Calentamiento de Agua.
Desde hace algún tiempo en varias regiones de Bolivia se viene usando la energía solar como fuente de
energía térmica, especialmente en el sector residencial para el calentamiento de agua dada su
factibilidad. De esta manera, se plantea la introducción de esta medida para el calentamiento de agua
en los subsectores Urbano con poblaciones mayores a 10000 habitantes, Urbano con poblaciones entre
2000 y 10000 habitantes y Rural con poblaciones menores a 2000 habitantes.
Tabla 2.28. Introducción de la Medida de Calentamiento Solar de Agua.
SUBSECTOR
HOGARES CON EQUIPOS
SOLARES
HOGARES CON EQUIPOS SOLARES
HOGARES CON EQUIPOS SOLARES
ESCENARIO
BASE
ESCENARIO TENDENCIAL
ESCENARIO OPTIMISTA
2012
2004 2008 2010 2012
2004
2008
2012
2004
2008
%
%
%
%
%
Nº
%
Nº
%
Nº
%
Nº
%
Nº
%
Nº
URBANO > 10,000 hab
1.68 2.53 3.40 4.57 1.88 23,047
8 110,280 14 214,620 1.88 23,047 10 137,851 16 245,280
URBANO < 10,000 hab
10.64 12.86 14.20 15.69 11.64 15,872 19 29,134 25 42,630 11.64 15,872 21 32,200 27 46,041
RURAL < 2,000 hab
7.59 9.48 10.48 11.57 8.59 58,448 13.5 92,017 18.5 126,712 8.59 58,448 15.5 105,650 20.5 104,411
Total
97,367
231,431
383,962
97,367
275,701
395,732
Reducción de la Demanda de Energía, Miles de BEP
6.29
14.34
23.68
8.8
19.91
31.39
Fuente: Elaboración propia basada en resultados del modelo LEAP
Del total de hogares del sector Residencial, la medida de mitigación pretende que en el escenario
tendencial se alcance al 4,77% de hogares que utilicen energía solar para calentamiento de agua en el
año 2004, el 10% en el año 2008, y el 16% el 2012. En el escenario optimista se considera que del
4,77% en el año 2004 se alcanzaría el 12,5% el año 2008, y el 17% el 2012.
En el escenario tendencial se ha estimado una reducción de emisiones de 53,99 Gg de CO2 no
biogénico y 34,61 Gg de CO2 biogénico, haciendo un total de 88,6 Gg de CO2. Mientras que en el
escenario optimista la reducción alcanzaría a 63,56 Gg de CO2 no biogénico y 48,37 Gg de CO2
biogénico, con un total de 111,93 Gg de CO2.
5) Electrificación Rural con Energías Renovables.
Se plantea esta opción de mitigación considerando los objetivos y alcances fijados por el Programa
Nacional de Electrificación Rural – PRONER. Esta medida se orienta a incrementar el uso del
potencial microhidroeléctrico, solar fotovoltaico y el potencial eólico, para la generación de energía
eléctrica en zonas rurales aisladas, donde la demanda se halla dispersa y difícilmente puede ser
satisfecha a través de fuentes más convencionales como la extensión de la red eléctrica o la generación
de electricidad con gas natural y que en cierta medida se satisface con diesel oil.
105
E E N
B o l i v i a
Tabla 2.29. Introducción de la Medida de Electrificación Rural con Energías Renovables.
SUBSECTOR
HOGARES CON SUMINISTRO DE ENERGIA HOGARES CON SUMINISTRO DE ENERGIA
HOGARES CON
SUMINISTRO DE ENERGIA
RURAL < 2,000
RENOVABLES
RENOVABLES
ESCENARIO TENDENCIAL
ESCENARIO OPTIMISTA
FUENTES RENOVABLES
HABITANTES
ELECTRICA A TRAVES DE FUENTES
ELECTRICA A TRAVES DE FUENTES
ELECTRICA A TRAVES DE
ESCENARIO BASE
2001 2004 2008 2012
%
%
%
%
2004
%
Nº
2008
%
2004
2012
Nº
%
Nº
%
2012
2008
Nº
%
Nº
%
Nº
ILUMINACION
6.04 15.96 18.98 21.99 24.0 163,301 34.5 235,156 45.0 308,220 27.0 183,714 37.5 255,604 48.0 328,768
REFRIGERACION
3.95
RADIO -TELEVISION
5.74 15.61 18.31 21.01 22.5 119,414 33.8 179,700 45.0 240,412 25.5 135,336 36.8 195,650 48.0 256,440
BOMBEO DE AGUA
3.32
6.36
7.90
9.44 10.0
9.86 11.57 13.28 14.0
Total*
7,485 15.5
11,622 21.0
2,858 19.5
15,822 11.5
3,987 25.0
5,137 15.5
8,607 17.0
12,746 22.5
3,164 21.0
4,294 26.5
16,952
5,445
293,058
430,465
569,591
330,821
468,295
607,605
5.67
19.66
31.4
9.32
27.64
41.76
Reducción de la Demanda de Energía, GWh
Fuente: Elaboración propia basada en resultados del modelo LEAP.
Para la incorporación a esta medida se tomó en cuenta a la población del subsector Rural con menos de
2,000 habitantes del sector Residencial, cuyos usos de energía están destinados a iluminación,
refrigeración, radio-televisión y bombeo de agua. Del total de usuarios residenciales de este subsector,
en el escenario tendencial el 43% de hogares serían atendidos con este servicio el 2004, para luego ir
incrementando al 63% el 2008 y al 83% el 2012. Con el escenario optimista la cobertura el 2004 sería
del 49% de hogares y posteriormente alcanzaría al 69% el año 2008, y al 89% el 2012.
Durante el período 2001 – 2012, en el escenario tendencial se ha estimado una reducción de emisiones
total de 51,71 Gg de CO2. Mientras que en el escenario optimista la reducción total sería de 68,77 Gg
de CO2.
5.4.2. Sector Comercial
1) Eficiencia en Iluminación.
Esta medida considera la introducción del uso de lámparas más eficientes de sodio de baja presión con
balasto, en reemplazo de las lámparas de mercurio con auto-balasto que se usan actualmente en la
Iluminación Pública, subsector que se constituye en uno de los más importantes en la demanda de
energía eléctrica del Sector Comercial. Las lámparas más eficientes proporcionan el mismo flujo
luminoso que las lámparas comunes con una potencia aproximadamente 4,5 veces menor.
Tabla 2.30. Introducción de la Medida de Eficiencia en Iluminación
SUBSECTOR
LUMINARIAS
LUMINARIAS EFICENTES
Reducción de la Demanda de
EFICIENTES
ILUMINACION PUBLICA
ESCENARIO BASE
ESCENARIOS DE MITIGACION
2004 2008 2012
%
%
%
2004
%
Nº
2008
%
Nº
Energía, GWh
2012
%
2004
2008
2012
Nº
ESCENARIO TENDENCIAL
15.00 27.50 40.00 20.0
10,911 41.6
38,163 60.0
84,788
2.88
8
19.76
ESCENARIO OPTIMISTA
17.00 29.50 42.00 22.0
12,002 43.7
40,089 62.0
87,614
3.01
8.37
21.77
Fuente: Elaboración propia basada en resultados del modelo LEAP.
Para la introducción de esta opción de mitigación, se asumen tasas de penetración en el servicio de
iluminación pública del 20%, 42% y 60% para los años 2004, 2008 y 2012 con el escenario tendencial.
106
E E N
B o l i v i a
Para el escenario optimista se asumen tasas del 22%, 44% y 62% respectivamente. La aplicación de
esta medida a escala nacional durante el período 2001 - 2012 tanto en el escenario tendencial como en
el optimista permite estimar una reducción total de las emisiones de 46,2 Gg de CO2.
2) Uso Eficiente de Biomasa en el Comercio y la Industrial Rural.
En Bolivia tradicionalmente la industria rural (ladrilleras, productos de cerámica, la producción de
yeso, la producción de cal y otras actividades) utiliza diferentes tipos de biomasa como fuente de
energía para sus diferentes procesos térmicos, ocasionando una excesiva presión sobre los recursos
biomásicos, los cuales en ciertas zonas del país se han hecho muy escasos.
En este sentido, se propone disminuir la intensidad del uso de biomasa a través del incremento de la
eficiencia en diversos procesos de combustión que producen energía térmica, considerando en el uso de
la leña, una disminución en la intensidad de uso de energía respecto a las instalaciones sin mejoras
equivalente a un 42% de ahorro de combustible y en el caso del estiércol a un 54% de ahorro de
combustible.
Tabla 2.31. Introducción de la Medida de Uso Eficiente de Biomasa.
SUBSECTOR
IN D U S TR IA R U R A L
FUEN TE D E
EN E R G IA
ESC EN A R IO TEN D EN C IA L LEÑ A
ESC EN A R IO O P TIM ISTA
P O R C EN TA JE D E
U S U A R IO S E N
PROGRAM AS DE
EFIC IEN C IA
E S C E N A R IO S D E
M ITIG A C IO N
2004
2008
2012
%
%
%
R e d u c c ió n d e la
D e m a n d a d e E n e rg ía ,
M ile s d e B E P
2004
2008
2012
2 0 .0 0
3 0 .0 0
4 0 .0 0
1 4 .1 7
3 1 .8 2
4 8 .8 1
ESTIER C O L
2 0 .0 0
3 0 .0 0
4 0 .0 0
5 .5 2
1 2 .1 4
1 8 .2 4
6 7 .0 5
T o ta l
4 0 .0 0
6 0 .0 0
8 0 .0 0
1 9 .6 9
4 3 .9 6
LEÑ A
2 2 .0 0
3 2 .0 0
4 2 .0 0
1 5 .8 0
3 5 .8 3
5 7 .1 9
ESTIER C O L
2 2 .0 0
3 2 .0 0
4 2 .0 0
6 .1 9
1 3 .7 5
2 1 .4 9
T o ta l
4 4 .0 0
6 4 .0 0
8 4 .0 0
2 1 .9 9
4 9 .5 8
7 8 .6 8
Fuente: Elaboración propia basada en resultados del modelo LEAP.
La aplicación de esta medida, conforme a los porcentajes señalados en la tabla precedente, permitirá
alcanzar en el escenario tendencial reducciones de emisiones totales durante el periodo 2001-2012 de
318,67 Gg de CO2 biogénico; en cambio con el escenario optimista las reducciones totales alcanzarían
a 365,68 Gg de CO2 biogénico.
5.4.3. Sector Industrial
1) Conservación y Uso Eficiente de Energía
Diagnósticos llevados a cabo en el sector industrial, han establecido que el rendimiento en el uso final
de fuentes de energía se encuentra en el orden del 28%, por esta razón es imprescindible establecer
líneas de acción que permitan reducir los efectos negativos sobre el sector productivo en el mediano y
largo plazo y que incidan sobre las emisiones de GEI. Entre las alternativas para mejorar la eficiencia
energética en la industria están el reordenamiento interno (5% - 10% de ahorro de energía), el
107
E E N
B o l i v i a
mejoramiento en los sistemas de mantenimiento (10% -12% de ahorro de energía) y las mejoras de
procesos y tecnología (10% - 15% de ahorro de energía).
Tabla 2.32. Introducción de la Medida de Conservación y Uso Eficiente de Energía.
SUBSECTO R
PR O CESO S
IN D U S T R IA S EN
SU B SECTO R
R e d u c c ió n d e la D e m a n d a d e E n e r g ía
PROGRAM AS DE
E FIC IE N C IA
M IN ER IA / M E T A LU R G IA
E SC E N A R IO S D E
M IT IG A C IO N
E IN D U ST R IA G E N E R A L
2004
E S C E N A R IO TE N D EN C IA L
PROCESOS
E LEC T R IC O S
2012
2004
%
%
%
GW h
M IN E R IA / M ET A LU R G IA
1 5 .0 0
2008
3 0 .0 0
4 5 .0 0
3 .5 1
8 .9 1
IN D U ST R IA G E N E R A L
1 5 .0 0
3 0 .0 0
4 5 .0 0
7 .5 3
1 9 .0 8
3 6 .7 1
1 1 .0 4
2 7 .9 9
5 3 .4 5
T o ta l
PROCESOS
T E R M IC O S
2 0 .0 0
4 5 .0 0
7 0 .0 0
PROCESOS
E LEC T R IC O S
%
%
%
M IN E R IA / M ET A LU R G IA
1 6 .5 0
3 1 .5 0
4 6 .5 0
IN D U ST R IA G E N E R A L
1 6 .5 0
3 1 .5 0
4 6 .5 0
T o ta l
PROCESOS
T E R M IC O S
2 2 .0 0
4 7 .0 0
7 2 .0 0
T o ta l
GWh
M ile s d e B E P
2 4 .3 0
6 1 .5 8
2 4 .3 0
6 1 .5 8
GW h
GW h
4 .9 8
1 3 .3 0
1 6 .7 4
M ile s d e B E P
1 2 3 .4 4
1 2 3 .4 4
GWh
2 4 .8 2
8 .5 9
2 3 .5 6
4 9 .3 9
1 3 .5 7
3 6 .8 6
7 4 .2 1
M ile s d e B E P
IN D U ST R IA G E N E R A L
2012
GW h
M ile s d e B E P
IN D U ST R IA G E N E R A L
T o ta l
E S C E N A R IO O P TIM IST A
2008
M ile s d e B E P
M ile s d e B E P
2 5 .4 4
7 3 .3 0
1 6 2 .1 6
2 5 .4 4
7 3 .3 0
1 6 2 .1 6
Fuente: Elaboración propia basada en resultados del modelo LEAP.
Bajo este contexto, la medida de mitigación que se propone está referida a implementar varias acciones
de bajo costo en los subsectores de minería y metalurgia e industria en general, con el propósito de
reducir la intensidad de uso de energía en promedio en un 12% en los procesos que utilizan
electricidad. En el subsector industria en general se propone implementar medidas para reducir la
intensidad de uso de energía en promedio en un 5% en diferentes procesos térmicos.
Producto de la introducción de esta opción, en el escenario tendencial se ha estimado una reducción de
emisiones de 267,79 Gg de CO2 no biogénico y 194,33 Gg de CO2 biogénico y la reducción de
emisiones total ascendería a 462,12 Gg CO2 y en el escenario optimista se ha estimado una reducción
de emisiones de 342,60 Gg de CO2 no biogénico y 261,25 Gg de CO2 biogénico y la reducción de
emisiones total ascendería a 603,85 Gg de CO2.
5.4.4. Sector Transporte
1) Incremento del Uso del Gas Natural Comprimido.
Esta medida pretende acelerar los ritmos de conversión a gas natural comprimido (GNC) de los
vehículos que actualmente funcionan a gasolina o diesel, toda vez que los ritmos de penetración de este
combustible no han sido tan rápidos como se esperaba, abarcando sólo a un pequeño porcentaje del
parque automotor en el país (aproximadamente 3560 vehículos).
Al incorporar gradualmente esta medida, se favorecerá a la reducción de emisiones provenientes del
transporte terrestre, así mismo la incorporación de leyes y reglamentos ambientales nacionales y
regulaciones de tráfico en las ciudades coadyuvarán al uso más eficiente de los combustibles. Por otra
parte, la renovación paulatina del parque automotor, el cual estará bajo normas internacionales de
control de emisiones en vigencia en los países de origen y la aplicación de otras normas nacionales que
108
E E N
B o l i v i a
eviten la importación de automóviles obsoletos, significará que la intensidad de uso de energía por
unidad de vehículo disminuya gradualmente.
Tabla 2.33. Introducción de la Medida de Incremento del Uso del Gas Natural Comprimido.
SU BSECTOR
V E H IC U LO S A G A S N A T U R A L
TR AN SPORTE
C O M P R IM ID O
E S C E N A R IO S B A S E
E S C E N A R IO S D E M IT IG A C IO N
E S C E N A R IO T E N D E N C IA L
TERRESTRE
S E R V IC IO
V E H IC U LO S A G A S N A T U R A L C O M P R IM ID O
2004
2008
2012
%
%
%
2004
%
P A R T IC U LA R
1 0 .3 3
1 0 .3 3
1 0 .3 3
P U B LIC O
3 0 .4 5
3 0 .4 5
3 0 .4 5
4 4 .4 7
3 .0 0
5 .2 5
7 .5 0
1 0 .0 0
O FIC IA L
2 0 .3 1
T o ta l
2008
Nº
%
9 9 ,1 5 5
2 8 .4 4
8 5 ,9 0 8
5 0 .7 7
2 ,1 9 2
1 7 .5 0
1 8 7 ,2 5 5
R e d u c c ió n d e l a D e m a n d a d e E n e r g í a , M i llo n e s d e B E P
E SC E N A R IO O P T IM IS T A
S E R V IC IO
2010
2020
2030
%
%
%
P A R T IC U LA R
1 0 .3 3
1 0 .3 3
1 0 .3 3
P U B LIC O
3 0 .4 5
3 0 .4 5
3 0 .4 5
4 6 .4 6
3 .0 0
5 .2 5
7 .5 0
1 2 .0 0
O FIC IA L
T o ta l
R e d u c c ió n d e l a D e m a n d a d e E n e r g í a , M i llo n e s d e B E P
2 1 .9 4
%
1 3 8 ,8 4 6
3 6 .5 7
9 8 ,0 7 8
5 7 .0 6
3 ,8 3 7
2 5 .0 0
%
1 0 7 ,1 1 2
3 0 .0 7
8 9 ,7 5 2
5 2 .7 5
2 ,6 3 1
1 9 .5 0
1 1 0 ,2 2 9
5 ,4 8 1
2 9 4 ,2 4 7
0 .6
0 .8 8
2020
Nº
Nº
1 7 8 ,5 3 7
2 4 0 ,7 6 0
0 .2 1
2010
%
2012
Nº
2030
Nº
%
1 4 6 ,8 0 4
3 8 .1 9
1 0 1 ,9 0 3
5 9 .0 5
4 ,2 7 5
2 7 .0 0
Nº
1 8 6 ,4 4 6
1 1 4 ,0 7 3
5 ,9 1 9
1 9 9 ,4 9 5
2 5 2 ,9 8 2
3 0 6 ,4 3 9
0 .2 3
0 .7 1
1 .0 9
Fuente: Elaboración propia basada en resultados del modelo LEAP.
Del total de vehículos automotores del país, la medida de mitigación, pretende que en el escenario
tendencial se alcance al 26,62% de vehículos a gas natural comprimido el año 2004, al 34,23% el 2008
y al 41,83% el 2012. En el escenario optimista se considera que se alcanzaría al 28,36% el año 2004, al
35,97% en el 2008 y al 43,57% el 2012.
Para esta medida se ha estimado en el escenario tendencial una reducción de emisiones total de 721,53
Gg de CO2. En el escenario optimista se estima una reducción de emisiones total de 852,05 Gg de CO2.
5.4.5. Generación Eléctrica
1) Redistribución de las Opciones de Expansión del Sector de Generación Eléctrica
La medida esta orientada a una Redistribución de las Opciones de Expansión de Generación de Energía
Eléctrica, tomando en cuenta la demanda futura de energía y cubriendo la misma en función de las
capacidades requeridas y además incorporando energías renovables para la generación (hidroeléctrica,
geotérmica y eólica) y bagazo en plantas pertenecientes al SIN y en sistemas aislados, en los cuales se
ha previsto la sustitución de la generación de energía eléctrica con diesel oil por hidroenergía.
En esta propuesta (tanto en el escenario base como en el de mitigación) se incluyen las opciones de
exportación de energía eléctrica al Brasil (generación con plantas a gas natural e hidroeléctricas) como
aquellos proyectos mencionados en el Plan Referencial del Sistema Interconectado Nacional Boliviano
para el Periodo 2000-2008.
Es importante señalar que las reducciones en el uso de fuentes fósiles (gas natural y diesel oil) para
generación eléctrica que se obtendrían con la aplicación de todas las medidas propuestas para reducir la
demanda de electricidad, permitirán un desplazamiento en tiempo a la instalación de nuevas plantas
109
E E N
B o l i v i a
generadoras y disminuir la carga de algunas, por ejemplo, la planta Misicuni del 2002 se trasladará al
2004, así mismo a partir del 2012 recién habría la necesidad de que entren en funcionamiento plantas
hidroeléctricas para poder cubrir la demanda requerida que se prevé para años posteriores.
Tabla 2.34. Introducción de la Medida de Redistribución de las Opciones de Expansión del Sector de
Generación Eléctrica.
ESCENARIO
PLANTA
Potencia Instalada, kW
Carrasco
Santa Cruz
Bulo Bulo
Puerto Suarez
Miguillas
Taquesi + Plantas Hidro.
Autoproductor Bagazo
Otros Serv. Pub. T
Misicuni
Plant.Hidroeléc.+ Eólicas
Plant. Termoeléctricas.
BASE
BASE
BASE
BASE
BASE
TIPO
TEND. OPTI TEND. OPTI TEND. OPTI TEND. OPTI TEND.
OPTI
DE
2004
2012
1999
2001
2002
GENERACION
Termo
125,000 125,000
245,000
245,000
Termo
140,000 140,000
Termo
84,000
84,000
110,000 110,000
220,000
Termo
360,000 360,000
Hidro
84,600
84,600
534,600
534,600
Hidro
Termo + Diesel
Total Potencia Instalada
34,400
44,400
44,400
34,400
34,400
37,500
37,500
80,000
80,000
210,000
490,000
Hidro
Hidro + Eólica
Termo
Total Potencia Instalada
ESCENARIO
PLANTA
Potencia Instalada, kW
Carrasco
Santa Cruz
Bulo Bulo
Puerto Suarez
Miguillas
Taquesi + Plantas Hidro.
Autoproductor Bagazo
Otros Serv. Pub. T
Misicuni
Plant.Hidroeléc.+ Eólicas
Plant. Termoeléctricas.
34,400
40,000
417,800
417,800
MITIGACION
TEND.
OPTI
1999
Termo
Termo
Termo
Termo
Hidro
Hidro
Termo + Diesel
125,000
125,000
140,000
140,000
84,000
84,000
84,600
84,600
MITIGACION
TEND.
OPTI
2001
40,000
40,000
40,000
MITIGACION
TEND.
470,000
470,000 1,151,500 1,651,500
MITIGACION
OPTI
TEND.
2002
OPTI
2004
MITIGACION
TEND.
OPTI
2012
125,000
245,000
220,000
360,000
84,600
360,000
534,600
534,600
34,400
34,400
84,600
44,400
44,400
34,400
34,400
37,500
37,500
80,000
80,000
Hidro
Hidro + Eólica
Termo
40,000
40,000
180,000
210,000
417,800
417,800
84,600
84,600
0
0
400,000
490,000
400,000 1,211,500 1,651,500
Nota: Termo = Generación a Gas Natural.
Fuente: Elaboración propia basada en resultados del modelo LEAP.
Las reducciones de emisiones estimadas para el periodo 2001-2012 resultantes de esta medida en el
escenario tendencial serían de 298,74 Gg de CO2 no biogénico. Mientras que en el escenario optimista
la reducción de emisiones total alcanzaría a 744,33 Gg de CO2 no biogénico.
5.5. Resultados Generales para el Sector Energético
Los resultados en términos de emisiones de GEI de todas las medidas anteriormente mencionadas,
permiten establecer en comparación con el escenario de base, las reducciones que se podrían alcanzar
acumulativamente en el periodo 2001-2012. En el escenario tendencial la reducción alcanzaría a 76,74
110
E E N
B o l i v i a
Gg de dióxido de carbono no biogénico y de 79,20 Gg de dióxido de carbono biogénico para el año
2004 (0,76% y 1,93% de reducción respectivamente con relación al escenario base), 153,48 Gg de CO2
no biogénico y 158,39 Gg de CO2 biogénico para el año 2008 (1,30% y 3,51% de reducción), y 284,00
Gg de CO2 no biogénico y 257,76 Gg de CO2 biogénico para el año 2012 (2,03% y 5,02% de
reducción). En el escenario optimista la reducción alcanzará a 106,69 Gg de dióxido de carbono no
biogénico y de 99,42 Gg de dióxido de carbono biogénico para el año 2004 (1,03% y 2,40% de
reducción respectivamente con relación al escenario base), 213,43 Gg de CO2 no biogénico y 198,85
Gg de CO2 biogénico para el año 2008 (1,69% y 4,69% de reducción), y 499,55 Gg de CO2 no
biogénico y 325,73 Gg de CO2 biogénico para el año 2012 (3,13% y 5,68% de reducción).
Tabla 2.35. Reducción de Emisiones de GEI con la Aplicación de Medidas de Mitigación Respecto al
Escenario Base Tendencial, 2001 –2012 (Gg).
AÑOS
DIOXIDO DE CARBONO, NO BIOGENICO
DIOXIDO DE CARBONO, BIOGENICO
METANO
OXIDO NITROSO
OXIDOS DE NITROGENO
MONOXIDO DE CARBONO
HYDROCARBUROS VOLATILES
DIOXIDO DE AZUFRE
2001
19.20
19.79
-0.24
0.00
0.68
5.78
0.00
0.00
2002
38.37
39.61
-0.48
-0.01
1.36
11.56
0.01
0.01
2003
57.56
59.40
-0.73
-0.01
2.04
17.35
0.01
0.01
2004
76.74
79.20
-0.97
-0.01
2.72
23.13
0.01
0.01
2005
95.93
98.99
-1.21
-0.01
3.41
28.91
0.01
0.02
2006
115.11
118.81
-1.45
-0.02
4.09
34.69
0.02
0.02
2007
134.30
138.61
-1.68
-0.02
4.77
40.47
0.02
0.02
2008
153.48
158.39
-1.94
-0.02
5.45
46.26
0.02
0.02
2009
172.68
178.20
-2.18
-0.03
6.13
52.04
0.03
0.03
2010
191.86
198.01
-2.42
-0.03
6.81
57.82
0.03
0.03
2011
237.93
227.87
-2.63
-0.03
7.46
66.06
0.03
0.03
2012 TOTAL
284.00 1577.16
257.76 1574.64
-2.83
-18.76
-0.03
-0.23
8.10
53.02
74.31
458.38
0.04
0.24
0.04
0.24
Fuente: Elaboración propia basada en resultados del sistema LEAP.
Por lo anteriormente expuesto, las emisiones de CO2 no biogénico pueden ser reducidas en el escenario
tendencial aproximadamente en 1577,16 Gg para todo el periodo analizado (2001-2012), mientras que
las emisiones de CO2 biogénico pueden ser reducidas aproximadamente en 1574,64 Gg para el mismo
periodo, haciendo un total de 3151,80 Gg de CO2.
Tabla 2.36. Reducción de Emisiones de GEI con la Aplicación de Medidas de Mitigación Respecto al
Escenario Base Optimista, 2001 –2012 (Gg).
AÑOS
DIOXIDO DE CARBONO, NO BIOGENICO
DIOXIDO DE CARBONO, BIOGENICO
METANO
OXIDO NITROSO
OXIDOS DE NITROGENO
MONOXIDO DE CARBONO
HYDROCARBUROS VOLATILES
DIOXIDO DE AZUFRE
2001
26.61
24.85
-0.28
0.00
0.83
7.45
0.00
0.00
2002
53.31
49.71
-0.58
-0.01
1.65
14.90
0.01
0.01
2003
80.00
74.56
-0.89
-0.01
2.48
22.36
0.01
0.01
2004
106.69
99.42
-1.19
-0.01
3.31
29.81
0.02
0.02
2005
133.37
124.27
-1.49
-0.02
4.13
37.26
0.02
0.02
2006
160.07
149.13
-1.79
-0.02
4.96
44.71
0.02
0.02
2007
186.76
173.98
-2.09
-0.03
5.79
52.16
0.03
0.03
2008
213.43
198.85
-2.39
-0.03
6.61
59.62
0.03
0.03
2009
240.12
223.69
-2.68
-0.03
7.44
67.07
0.03
0.03
2010
266.83
248.54
-2.98
-0.04
8.27
74.52
0.04
0.04
2011
383.19
287.13
-3.21
-0.04
9.27
85.70
0.04
0.04
2012 TOTAL
499.55 2349.93
325.73 1979.86
-3.43
-23.00
-0.04
-0.28
10.27
65.01
96.88
592.44
0.05
0.30
0.05
0.30
Fuente: Elaboración propia basada en resultados del sistema LEAP.
En el escenario optimista, la situación varia ya que se podría reducir en el periodo 2001-2012
aproximadamente 2349,93 Gg de CO2 no biogénico con respecto al escenario base y 1979,86 Gg de
CO2 biogénico, haciendo un total de 4329,79 Gg de CO2.
Paralelamente a éstas, en ambos escenarios también se registran reducciones en las emisiones de los
otros GEI excepto el CH4 que registraría aumentos en sus emisiones.
111
E E N
B o l i v i a
Todos estos resultados deben ser tomados con mucha atención, debido a que estos son muy sensibles a
pequeñas variaciones en las hipótesis asumidas en la construcción de los diferentes escenarios de
mitigación (ej. grados de penetración y/o incorporación) y por esta misma razón se debe tener especial
cuidado en la consideración de los resultados obtenidos y en el análisis de costo-beneficio de las
opciones de mitigación examinadas.
6. Análisis de Costos
6.1. Costos para las Opciones de Mitigación en los Sectores LULUCF,
Agricultura y Ganadería
Las medidas de mitigación indicadas anteriormente tanto para el sector forestal como para el sector
agricultura y ganadería, conllevan implícitamente costos unitarios que se incurrirían para su ejecución
y que se han establecido basándose en la información obtenida en proyectos nacionales actualmente en
desarrollo relacionados con el uso de la tierra, fuentes bibliográficas nacionales consultadas y otras
consideraciones como la opinión de expertos. Estos costos se detallan a continuación:
•
Los costos de las plantaciones forestales, varían de acuerdo a las regiones ecológicas en el
territorio nacional y las especies forestales consideradas, es así que se ha tomado un costo
promedio de implementación por hectárea de 900 $US (Cálculos efectuados por el Instituto de
Ecología de la Universidad Mayor de San Andrés, 1999 y ajustados por el PNCC, 2000).
•
El costo unitario por hectárea para la fijación de CO2 a través de la medida de mitigación
relacionada a la regeneración natural de bosques, ha sido establecido en 400 $US/hectárea
(Análisis de Opciones de Mitigación de Emisiones de GEI, MDSP – PNCC, Julio 2000).
•
Los costos para la medida de fortalecimiento de la capacidad de planificación, protección y
vigilancia en áreas protegidas del país, son asumidos sobre la base de los costos de administración
y mantenimiento de áreas protegidas indicadas en el Plan de Acción Forestal Nacional,
MACA/FAO, 1993, que presentan un promedio de 680 $US por hectárea.
•
Para el aprovechamiento más eficiente de la madera, los costos estimados alcanzan a 600 $US/ha
que consideran componentes como gastos de levantamiento de inventario de maderas, operaciones
de corta, mano de obra y otros.
•
Los costos para evitar la deforestación en áreas boscosas, calculados sobre la base de proyectos de
manejo sostenible de recursos alcanzan a 840 $US/ha, monto equivalente al costo de producción de
112
E E N
B o l i v i a
una hectárea de tierras bajo sistema agroforestal. Algunos otros autores8 especifican que los costos
de sistemas agroforestales pueden encontrarse en un rango de 300 a 900 $US/hectárea.
•
Llevar a cabo actividades alternativas a la agricultura migratoria, como medida para la reducción
de emisiones, consideran costos promedios estimados en 519 $US por hectárea (Análisis de
Opciones de Mitigación de Emisiones de GEI, MDSP – PNCC, Julio 2000).
•
En lo que se refiere a los costos que se incurrirían para la implementación de la medida relacionada
a la regeneración ecológica de pastizales, estos se han estimado en 200 $US por unidad de hectárea
(Plan Nacional de Acción sobre el Cambio Climático, MDSP – PNCC, 1999).
•
Para las actividades de mejora de las técnicas de producción del ganado, que contemplan el
mejoramiento genético del ganado, la transferencia de tecnología, el equipamiento de laboratorios
y la sanidad animal, se ha calculado que los costos ascienden aproximadamente a 50 $US por kg
ganado en cada animal bovino y a 2 $US por kg ganado en cada animal ovino (cálculo propio
basado en el Plan Nacional de Acción sobre el Cambio Climático, MDSP – PNCC, 1999).
6.2. Costos Marginales de Mitigación de Emisiones
Como producto de los cálculos realizados, se han estimado los costos marginales resultantes de la
aplicación de las opciones de reducción de emisiones de GEI en Bolivia, mencionadas anteriormente.
Para el sector LULUCF se ha usado la Hoja Excel de Cálculo de Costos, herramienta desarrollada por
el Estudio de la Estrategia Nacional para el cálculo de estos costos en los proyectos MDL del
Portafolio de Proyectos (ver Capítulo 6) y para el Sector Energético se han utilizado las herramientas
del LEAP. Esta información puede constituirse en la base para la oferta de CER generados en Bolivia y
se halla reflejada en la curva de costos marginales de reducción de emisiones de GEI. Se debe
mencionar que la construcción de los escenarios de las medidas de mitigación es muy sensible y está
sujeta a varias suposiciones (que se indicaron anteriormente en su descripción), las cuales definen de
manera concreta las características y los resultados de cada uno de ellos. Por esta razón y tomando en
cuenta la sensibilidad de los diferentes escenarios a varios factores, para los cálculos y resultados que
se presentan de aquí en adelante, solo se ha tomado en cuenta el escenario tendencial de desarrollo
económico para los sectores LULUCF y Energético.
Producto de los cálculos realizados, se han determinado los cambios en las existencias de carbono para
las diferentes medidas de mitigación planteadas con respecto al escenario de línea base, así como sus
efectos netos de reducción de CO2 resultantes de ellas. Para ilustrar estos resultados y a manera de
ejemplo, se muestran en la siguiente figura los gráficos resultantes de la aplicación de la medida de
sistemas agroforestales, en los cuales se pueden observar los potenciales de reducción de GEI de esta
8
En el Estudio de Cambios Climáticos del Ecuador, en el acápite de evaluación de opciones de mitigación para el
sector forestal, el autor Ing. Basilio Toro, menciona que el costo de la opción de sistemas agroforestales
representa el 60% del costo total de reforestación, es decir 423 $US/ha.
113
E E N
B o l i v i a
medida para el periodo de análisis 2001-2012, en el marco de las suposiciones tomadas para su
aplicación.
Figura 2.6. Efecto Anual Neto y Cambio en la Existencia de Carbono Resultantes de la Medida de
Mitigación de Implementación de Sistemas Agroforestales, 2001-2012.
Existencias de C arbono
Efecto AnualN eto de C O 2 porSistem as Agroforestales
tCO 2
tC O 2
20,000,000
12,200,000,000
18,000,000
12,000,000,000
16,000,000
14,000,000
11,800,000,000
12,000,000
11,600,000,000
10,000,000
11,400,000,000
8,000,000
6,000,000
11,200,000,000
4,000,000
11,000,000,000
2,000,000
0
10,800,000,000
0
1
2
3
4
5
6
7
Linea de Base
8
9
10
11
12
13
14
15
A ños
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Años
Con M edida de M itigación
Fuente: Elaboración propia basada en el Análisis de Costos de Reducción de Emisiones de GEI.
Los costos incrementales y los efectos anuales netos de reducción de CO2 para el conjunto de todas las
medidas de mitigación en el sector LULUCF, respecto al escenario de línea de base, se resumen en la
tabla siguiente:
Tabla 2.37. Costos Incrementales y Efectos Anuales Netos de Reducción de CO2, sector LULUCF.
2001
MEDIDA / AÑOS
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
TOTAL
FORESTACION - REFORESTACION
Costos Incrementales ($US)
21,220,490
21,728,718
22,760,946
24,025,174
-6,837,598
-7,195,592
-7,577,364
-7,932,136
-8,316,908
-8,670,680
-9,057,452
-9,410,224
564,000
775,000
999,000
1,234,000
1,481,000
1,741,000
2,012,000
2,295,000
2,589,000
2,896,000
3,215,000
3,545,000
9,659,490
9,908,718
-1,137,054
-1,137,826
-1,165,598
-1,168,592
-1,195,364
-1,195,136
-1,224,908
-1,223,680
-1,255,452
-1,253,224
1,300,000
1,754,000
2,218,000
2,693,000
3,177,000
3,672,000
4,178,000
4,694,000
5,220,000
5,756,000
6,302,000
6,859,000
Costos Incrementales ($US)
1,131,864
1,182,818
1,026,084
1,073,514
1,093,909
1,139,048
1,160,369
1,208,644
1,226,888
1,276,100
1,292,264
1,342,386
Efecto Anual Neto de CO2 (toneladas)
3,844,000
3,921,000
3,999,000
4,079,000
4,160,000
4,244,000
4,329,000
4,415,000
4,503,000
4,594,000
4,685,000
4,779,000
4,518,490
4,740,718
4,944,946
5,185,174
-1,626,598
-1,720,592
-1,844,364
-1,950,136
-2,091,908
-2,212,680
-2,373,452
-2,509,224
2,704,000
2,839,000
2,981,000
3,131,000
3,287,000
3,451,000
3,624,000
3,805,000
3,995,000
4,195,000
4,405,000
4,625,000
10,752,490
11,772,718
12,091,946
8,670,414
8,192,610
8,940,008
-2,263,016
-2,565,536
-2,932,148
-3,307,920
-3,758,116
-4,220,944
5,829,000
6,463,000
7,162,000
7,930,000
8,775,000
9,704,000
10,727,000
11,852,000
13,089,000
14,450,000
15,947,000
17,593,000
Efecto Anual Neto de CO2 (toneladas)
23,346,000
REGENERACION NATURAL DE BOSQUES
Costos Incrementales ($US)
Efecto Anual Neto de CO2 (toneladas)
47,823,000
FORTALECIMIENTO DE AREAS PROTEGIDAS
51,552,000
APROVECHAMIENTO EFICIENTE DE MADERA
Costos Incrementales ($US)
Efecto Anual Neto de CO2 (toneladas)
43,042,000
SISTEMAS AGROFORESTALES
Costos Incrementales ($US)
Efecto Anual Neto de CO2 (toneladas)
129,521,000
ALTERNATIVAS A LA AGRICULTURA MIGRATORIA
Costos Incrementales ($US)
Efecto Anual Neto de CO2 (toneladas)
12,310,490
12,618,718
12,899,946
-2,106,826
-2,154,598
-2,178,592
-2,225,364
-2,246,136
-2,295,908
-2,315,680
-2,367,452
-2,386,224
5,108,000
10,216,000
10,441,000
10,666,000
10,891,000
11,116,000
11,341,000
11,556,000
11,791,000
12,016,000
12,241,000
12,466,000
TOTAL
129,849,000
425,133,000
Fuente: Elaboración propia basada en la Hoja de Cálculo de Costos del EEN.
Para el cálculo de los costos incrementales, se ha aplicado una tasa de descuento del 12% y los flujos
de caja (costos y beneficios) y los de carbono se han descontado al año 2000, lo cual ha permitido la
determinación del costo de reducción por tonelada de CO2 para cada una de las medidas (ver Tabla
2.38). Estos resultados se reflejan en la curva de costos marginales de abatimiento, en la que se pueden
apreciar los potenciales de reducción de las medidas planteadas respecto al costo de reducción por
tonelada de CO2.
114
E E N
B o l i v i a
Tabla 2.38. Costos de Reducción por Tonelada de CO2.
Medida de Mitigación
Reforestación – Forestación
Regeneración Natural de Bosques
Fortalecimiento de Areas Protegidas
Aprovechamiento Eficiente de Madera
Sistemas Agroforestales
Alternativas a la Agricultura Migratoria
Costo por
t de CO2
($US)
4,331
0,543
0,276
0,404
0,614
0,344
Fuente: Elaboración propia basada en la Hoja de Cálculo de Costos del EEN.
Figura 2.7. Curva de Costos Marginales – Sector LULUCF.
$US/t de CO2
5
Medida
4
A
B
C
D
E
F
3
Forestación y Reforestación
Aprovechamiento Maderero Eficiente
Regeneración Natural de Bosques
Alternativas a la Agricultura Migratoria
Fortalecimiento de Areas Protegidas
Sistemas Agroforestales
A
2
1
F
C
D
E
B
0
Gg
100,000
200,000
300,000
400,000
425,133
REDUCCION TOTAL DE CO2
Fuente: Elaboración propia.
Acorde a los resultados obtenidos y que son presentados en la figura precedente, se puede concluir que
la reducción de emisiones de dióxido de carbono durante el periodo de análisis, alcanzaría a 425,1
millones de toneladas en el periodo 2001 – 2012 y las medidas con interesantes potenciales de
reducción en Bolivia para el sector LULUCF, en orden de importancia son: Alternativas a la
Agricultura Migratoria, la misma que permitiría una reducción de alrededor de 129,8 millones de
toneladas con un costo de reducción de 0,34 $US/t de CO2; Implementación de Sistemas
Agroforestales que permitiría la reducción de 129,5 millones de toneladas de CO2 a un costo de 0,61
$US/t de CO2; Fortalecimiento de las Areas Protegidas, cuyo beneficio en términos de reducción
llegaría a ser de 51,5 millones de toneladas a un costo de 0,28 $ US/t de CO2; Regeneración Natural
de Bosques que permitiría la reducción de 47,8 millones de toneladas de CO2 a un costo de 0,54 $US/t
de CO2; Aprovechamiento Eficiente de Madera, con una reducción cuantificada de 43 millones de
toneladas de CO2 a un costo de 0,40 $US/t de CO2; y finalmente está la opción de Forestación y
115
E E N
B o l i v i a
Reforestación con una reducción cuantificada de 23,3 millones de toneladas de CO2 a un costo de 4,33
$US/t de CO2. Los costos totales para todas las medidas de mitigación propuestas alcanzan a 937,01
millones de $US, mientras los beneficios a 1115,68 millones de $US.
En lo que se refiere al sector de energía, los cálculos de los costos de reducción se han realizado con las
herramientas del modelo LEAP y han considerado los flujos de cálculos de emisiones en los módulos
de demanda, transformación y medio ambiente para un periodo que se extiende al 2030, los cuales
posteriormente han sido integrados en el módulo de evaluación para un análisis global e integrado de
costo-beneficio social, aunque la mayoría de los resultados solo se refieren al periodo 2001 -2012.
Entre los costos tomados en cuenta para el análisis, se encuentran los costos de ahorro de energía
nivelados, los costos de cambio de niveles de actividad en el módulo de demanda, los costos capitales,
de operación y mantenimiento dentro del módulo de transformación, así como los costos a la sociedad
(costo de oportunidad) por las actividades de mitigación realizadas en el sistema energético y que no
están referidas directamente al agente consumidor de energía.
En los cálculos efectuados se ha utilizado una tasa de inflación promedio (considerada para el periodo
1990 – 2030) ha sido del 5,56% y se ha aplicado una tasa de descuento real del 12% (tasa social de
descuento introducida por el Gobierno Nacional a través de la Resolución Ministerial No. 1484 del
14/12/98 del Ministerio de Hacienda).
Tabla 2.39. Análisis de Costo - Beneficio y Reducciones Resultantes de las Medidas de Mitigación,
Escenario Tendencial, Sector Energético.
MEDIDA
Costos
Beneficios
$US del 2000
$US del 2000
VPN
Relación Costo Nivelado
B/C
Eficiencia en la Iluminación Residencial
Eficiencia en el Uso de Biomasa en Cocinas Tradicionales
Incremento del Uso Residencial de Gas Natural
Uso de Energía Solar para Calentamiento de Agua
Electrificación Rural con Energias Renovables
Eficiencia en la Iluminación Comercial
Eficiencia en el Uso de Biomasa Comercial/Industrial Rural
Conservación de la Energía en la Industria
Incremento Uso de Gas Natural en Sector Transporte
Redistribución de las Opciones de Expansión del
9,186,300
1,420,000
28,460,000
37,950,000
47,050,000
783,780
Reducción de
Emisiones
de Reducción
2001 - 2012
$US/t CO2
Gigagramos
4,020,250
28,480,000
8,740,000
5,730,000
21,810,000
3,124,690
-5,166,060
27,050,000
-19,730,000
-32,230,000
-25,240,000
2,340,900
0.4376
20.0563
0.3071
0.1510
0.4635
3.99
10.96
-5.59
20
120
110
-4.66
88
1,025
51
89
52
46
594,300
8,107,760
7,513,460
13.64
-6.45
319
7,870,000
166,010,000
55,330,000
12,610,000
352,380,000
97,970,000
4,730,000
186,370,000
42,640,000
1.60
2.12
1.77
-2.34
-81.05
-12.06
462
722
299
354,654,380
542,972,700
Sistema de Generación Eléctrica
TOTAL
1.53
3,152
Fuente: Elaboración propia.
Los costos totales para todas las medidas de mitigación propuestas, dentro el escenario tendencial
alcanzan a 354,65 millones de $US, mientras los beneficios a 542,97 millones de $US y tienen un
costo marginal global de reducción de –18,63 $US/t de CO2 no biogénico, en cambio con el escenario
optimista los costos totales ascienden a 470,96 millones de $US y los beneficios a 740,63 millones de
$US y tienen un costo marginal global de reducción de –3,15 $US/t de CO2 no biogénico. Se debe
tomar muy en cuenta que los resultados de estos cálculos se han obtenido a través de las herramientas
metodológicas del LEAP y consideran el efecto de las medidas hasta el año 2030, por lo cual los flujos
116
E E N
B o l i v i a
de costos y beneficios pueden de alguna manera estar sobrestimados, aunque de todas maneras
muestran una clara visión de la magnitud de éstos.
En la curva de costos marginales se observa el efecto de cada una de las medidas de mitigación como
fueron planteadas anteriormente, respecto al escenario base tendencial, como también los costos
marginales de reducción de CO2 de cada una de las opciones. Este potencial de acuerdo a los presentes
cálculos, evidentemente solo se refiere al CO2, aunque la reducción o aumento en la emisión de otros
gases que también se alcanza con las medidas, por su potencial de calentamiento global, puede
contribuir a cambiar este potencial y el costo de reducción, pero no de manera sustancial. Por otra
parte, este potencial puede indicar el nivel de producción de CER que puede generar Bolivia, el cual
estaría determinado por: a) la curva de costos marginales y b) el precio internacional para los CER.
Para mayor detalle sobre este aspecto, se recomienda ver el análisis realizado en los Capítulos 3 y 5 de
este estudio.
Figura 2.8. Curva de Costos Marginales – Sector Energético, Escenario Tendencial.
$US/t de CO2
120
80
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
40
Eficiencia en Iluminación Residencial
Eficiencia de Uso de Biomasa en Cocinas Tradicionales
Incremento del Uso Residencial de Gas Natural
Uso de Energía Solar para Calentamiento de Agua
Electrificación Rural con Energias Renovables
Eficiencia en la Iluminación Comercial
Uso Eficiente de Biomasa en el Comercio / Industria Rural
Conservación de la Energía en la Industria
Incremento del Uso de Gas Natural en el Transporte
Redistribución de las Opciones de Expansión
de la Generación Eléctrica
4
5
3
1
0
3,152
10
-40
2
7
6
8
9
-80
Gg
400
800
1,200
1,600
2,000
2,400
2,800
3,200
REDUCCION TOTAL DE CO2
Fuente: Elaboración propia.
La reducción total de emisiones de CO2 en el periodo 2001 - 2012 con la incorporación de medidas de
mitigación en el escenario tendencial ascendería a 3,152 Gg (3,15 millones de toneladas) y en el
escenario optimista a 4330 Gg (4,33 millones de toneladas). En ambos escenarios de mitigación, las
medidas que sobresalen son la referida al incremento del uso de gas natural comprimido (GNC) en el
sector transporte y la medida de eficiencia en el uso de biomasa en cocinas tradicionales, desde el
punto de vista del costo marginal de reducción (negativo) y sus potenciales de reducción de dióxido de
carbono, los cuales en conjunto aproximadamente constituyen el 55,4% del total del sector. Aunque se
debe remarcar que adicionalmente otras cuatro medidas presentan también costos negativos de
reducción y tres de ellas potenciales muy atractivos de reducción de emisiones (ver Figura 2.8). Se
117
E E N
B o l i v i a
debe mencionar, que debido a que el precio fijado en Bolivia para el gas natural en el transporte y los
usos residenciales, equivale al 50% del precio de la gasolina, por el actual planteamiento de política
energética y el bajo consumo interno de tan abundante recurso natural, el costo marginal de reducción
de la medida de incremento del uso de gas natural en el transporte es negativo y muestra que los
beneficios económicos de la medida son muy superiores a los costos de implementación de la misma.
7. Categorización de Medidas de Mitigación para Generar
Proyectos
Para realizar una categorización de las opciones de mitigación identificadas (en el marco de como
fueron planteadas anteriormente) y que permita mostrar la atractividad de éstas para la generación de
proyectos MDL, se han tomado en cuenta dos aspectos: el primero referido a los costos en que se
incurren para producir una tonelada de CO2 es decir los costos marginales de mitigación y el segundo
referente al potencial de reducción de emisiones. En este entendido, las medidas se han clasificado en
orden de importancia en función de los dos aspectos señalados, lo que se puede apreciar en la tabla
siguiente:
Tabla 2.40. Categorización de las Opciones de Mitigación, Escenario Tendencial.
MEDIDA DE MITIGACION
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
Alternativas a la Agricultura
Migratoria
Sistemas Agroforestales
COSTO
( $US / t de CO2)
0,34
REDUCCION CO2
(millones de t)
129,8
0,61
129,5
0,28
51,5
0,40
43
0,54
-5,59
47,8
1,02
-81,05
0,72
-12,06
0,30
-6,45
0,32
-2,34
0,46
-4,66
0,046
4,33
10,96
23,3
0,088
Fortalecimiento de Areas
Protegidas
Aprovechamiento Eficiente de
Madera
Regeneración Natural de Bosques
Eficiencia en el Uso de Biomasa
en Cocinas Tradicionales
Incremento del Uso del GNC en el
Transporte
Redistribución de las Opciones de
Expansión en la Generación
Eléctrica
Eficiencia en el Uso de Biomasa
Comercial/Industria Rural
Conservación de la Energía en la
Industria
Eficiencia en la Iluminación
Comercial
Reforestación y Forestación
Eficiencia en la Iluminación
Residencial
Fuente: Elaboración propia.
118
E E N
B o l i v i a
8. Potencial Nacional de Mitigación de Emisiones
El potencial teórico nacional de reducción de emisiones que se podría alcanzar en el periodo 20012012 como resultado de la aplicación de las medidas de mitigación identificadas anteriormente,
asciende a 903 millones de t de CO2, de los cuales aproximadamente el 97,67% corresponden al sector
LULUCF es decir 882 millones de t de CO2 y 2,33% al sector energético es decir 21 millones de t de
CO2.
Este potencial teórico ha sido calculado considerando varios aspectos; en el caso del sector LULUCF
se ha supuesto que las medidas propuestas se introducirán en varias zonas del país alcanzando un área
de acción que representa aproximadamente el 92% de la superficie anual sujeta a procesos de
deforestación y que prácticamente estos procesos serían detenidos como producto de las actividades
propuestas.
En el caso del sector Energético, el potencial teórico de reducción de emisiones de CO2 se ha calculado
asumiendo que cada una de las medidas mencionadas se introducen en los diferentes sectores
identificados en el país con una tasa de penetración del 100%, es decir a la totalidad del universo objeto
de las actividades propuestas en cada una de las medidas. Se debe recordar que este potencial teórico
ha sido calculado basándose en el escenario tendencial de desarrollo socioeconómico del país.
En el potencial calculado, se puede apreciar la importancia del sector LULUCF, en el cual todas las
medidas son relevantes. La Implementación de Sistemas Agroforestales es la medida más importante y
permitiría lograr reducciones de emisiones de aproximadamente 362 millones de t de CO2 a un costo
de 0,72 $US/t de CO2; esta medida está seguida por el Aprovechamiento Eficiente de Madera, que
permitiría reducir alrededor de 178 millones de t de CO2 a un costo de 0,13 $US/t de CO2; y las
Alternativas a la Agricultura Migratoria que tienen un potencial de reducción de 151 millones de t de
CO2 a un costo de 0,32 $US/t de CO2. Posteriormente, las otras medidas son la Regeneración Natural
de Bosques que permitiría la reducción de 84 millones de toneladas de CO2 a un costo de 0,41 $US/t de
CO2; el Fortalecimiento de las Areas Protegidas, cuyo beneficio en términos de reducción llegaría a ser
de 73 millones de toneladas a un costo de 0,19 $ US/t de CO2; y finalmente la opción de Forestación y
Reforestación con una reducción cuantificada de 35 millones de toneladas de CO2 a un costo de 4,57
$US/t de CO2 (Figura 2.9 y Tabla 2.41).
Los costos totales para todas las medidas de mitigación propuestas alcanzan a 1815,03 millones de
$US, mientras los beneficios a 2093,74 millones de $US.
119
E E N
B o l i v i a
Figura 2.9. Curva de Costos Marginales para el Potencial Teórico de Reducción – Sector LULUCF.
$US/t de CO2
5
POTENCIAL NACIONAL DE REDUCCION
Medida
A
B
C
D
E
F
4
Forestación y Reforestación
Aprovechamiento Maderero Eficiente
Regeneración Natural de Bosques
Alternativas a la Agricultura Migratoria
Fortalecimiento de Areas Protegidas
Sistemas Agroforestales
3
A
2
1
F
C
D
E
B
0
(Gg)
200,000
400,000
600,000
800,000
882,039
REDUCCION TOTAL DE CO2
Fuente: Elaboración propia.
Tabla 2.41. Potencial Teórico de Reducción de Emisiones de CO2 - Sector LULUCF, 2001 – 2012,
(Gg).
Medida
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
TOTAL
Costo
$US/t de
CO2
Forestación y Reforestación
Regeneración Natural de
Bosques
Fortalecimiento de Areas
Protegidas
Aprovechamiento Maderero
Eficiente
Sistemas Agroforestales
Alternativas a la Agricultura
Migratoria
TOTAL
901
1,225
1,562
1,910
2,269
2,641
3,025
3,420
3,827
4,247
5,121 34,826
4.569
2,366
3,175
3,994
4,824
5,664
6,514
7,375
8,246
9,127 10,018 10,920 11,832 84,055
0.414
5,441
5,550
5,661
5,774
5,890
6,007
6,128
6,250
6,375
0.191
6,503
4,678
6,633
6,765 72,977
11,168 11,726 12,313 12,928 13,575 14,253 14,966 15,714 16,500 17,325 18,191 19,101 177,760
0.131
16,278 18,051 20,001 22,147 24,506 27,102 29,958 33,099 36,554 40,354 44,535 49,134 361,719
0.718
11,321 11,546 11,771 11,996 12,221 12,446 12,671 12,896 13,121 13,346 13,571 13,796 150,702
0.319
47,475 51,273 55,302 59,579 64,125 68,963 74,123 79,625 85,504 91,793 98,528 105,749 882,039
Fuente: Elaboración propia basada en resultados del COPATH3 y la Hoja de Cálculo del EEN.
120
E E N
B o l i v i a
Tabla 2.42. Potencial Teórico de Reducción de Emisiones de CO2 - Sector Energético, 2001 – 2012,
(Gg).
Medida
Eficiencia en Iluminación Residencial
CO2
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
180.99
2.28
203.61
2.57
226.23
2.85
230.09
3.20
233.96
3.55
Costo
$US/t de
CO2
25.91
1,708.33
22.43
TOTAL
22.62
0.29
45.25
0.57
67.87
0.86
90.49
1.14
113.12
1.43
135.74
1.71
158.36
2.00
129.77
259.54
389.30
519.07
648.84
778.61
908.37 1,038.14 1,167.91 1,297.68 1,291.92 1,286.16
9,715.31
-16.03
19.56
0.14
39.12
0.28
58.68
0.42
78.23
0.56
97.79
0.70
117.35
0.84
136.91
0.98
156.47
1.12
176.03
1.26
195.59
1.40
207.97
1.56
220.36
1.73
1,504.06
10.96
70
12.78
8.76
25.56
17.52
38.33
26.28
51.11
35.04
63.89
43.79
76.67
52.55
89.45
61.31
102.23
70.07
115.00
78.83
127.78
87.59
129.56
88.09
131.33
88.59
963.69
658.42
200
8.14
0.00
16.72
0.19
12.20
0.01
25.09
0.29
16.27
0.01
33.45
0.38
20.34
0.01
41.81
0.48
24.41
0.01
50.17
0.58
28.48
0.02
58.53
0.67
32.54
0.02
66.89
0.77
36.61
0.02
75.26
0.86
40.68
0.02
83.62
0.96
40.59
0.03
90.13
1.26
40.50
0.04
96.64
1.56
304.83
0.20
646.67
8.09
190
biogénico
4.07
0.00
8.36
0.10
biogénico
20.66
41.33
61.99
82.65
103.32
123.98
144.65
165.31
185.97
206.64
208.73
210.83
1,556.06
-11.34
no biogénico
37.25
22.41
55.87
33.62
74.50
44.83
93.12
56.03
111.75
67.24
130.37
78.44
149.00
89.65
167.62
100.86
186.24
112.06
197.00
120.94
207.76
129.81
1,429.10
867.10
-4.89
biogénico
18.62
11.21
el Transporte
Redistribución de las Opciones de
no biogénico
18.25
36.50
54.75
73.00
91.25
109.50
127.75
146.00
164.25
182.50
197.13
211.76
1,412.64
-30
Expansión de la Generación Eléctrica
no biogénico
3.18
278.36
6.35
556.74
9.53
12.70
15.88
19.05
22.23
25.41
28.58
31.76
54.36
76.96
305.99
835.08 1,113.43 1,391.79 1,670.16 1,948.51 2,226.88 2,505.24 2,783.60 2,862.56 2,941.53 21,113.88
-7.44
no biogénico
biogénico
Eficiencia de Uso de Biomasa en
biogénico
Cocinas Tradicionales
Incremento del Uso Residencial de Gas
no biogénico
Natural
biogénico
Uso de Energía Solar para
Calentamiento de Agua
no biogénico
biogénico
Electrificación Rural con Energias
Renovables
no biogénico
biogénico
Eficiencia en la Iluminación Comercial
no biogénico
-10.59
Uso Eficiente de Biomasa en el
Comercio / Industria Rural
Conservación de la Energía en la
Industria
Incremento del Uso de Gas Natural en
TOTAL
Fuente: Elaboración propia basada en resultados del modelo LEAP.
En el sector Energético el potencial teórico es mucho menor, sin embargo existen medidas que son
muy atractivas por su costo de reducción de CO2 y por su importante impacto al desarrollo sostenible
en varios sectores del país. Este potencial teórico de mitigación alcanza a 21,1 millones de toneladas de
CO2 para el periodo 2001-2012, de los cuales 12,84 millones de toneladas (60,8%) son de origen
biomásico y 8,27 millones de toneladas (39,2%) son de origen no biogénico. Las dos opciones más
importantes en este potencial son el Uso Eficiente de Biomasa en Cocinas Tradicionales, que permitiría
la reducción de 9,72 millones de toneladas de CO2 a un costo de –16,03 $US/t de CO2 y la
Conservación de la Energía en la Industria, que permitiría la reducción de 2,30 millones de toneladas
de CO2 a un costo de –4,89 $US/t de CO2, las cuales representan en conjunto el 56,9% del potencial
nacional. A estas medidas les siguen en orden de importancia el Uso Eficiente de Biomasa en el
Comercio y la Industria Rural, que permitiría la reducción de 1,56 millones de toneladas de CO2 a un
costo de –11,34 $US/t de CO2; y el Incremento del Uso del Gas Natural en el Sector Transporte, que
permitiría la reducción de 1,41 millones de toneladas de CO2 a un costo de –30 $US/t de CO2.
Posteriormente, están la medida de Eficiencia en la Iluminación Comercial, que permitiría la reducción
de 0,65 millones de toneladas de CO2 a un costo de –10,59 $US/t de CO2 y la Redistribución de
Opciones de Expansión en la Generación Eléctrica, que permitiría la reducción de 0,31 millones de
toneladas de CO2 a un costo de –7,44 $US/t de CO2. Entre las medidas con costos de reducción
positivos están la Eficiencia en la Iluminación Residencial, que permitiría la reducción de 1,73
millones de toneladas de CO2 a un costo de 25,91 $US/t de CO2; el Incremento del Uso Residencial de
Gas Natural, que permitiría la reducción de 1,51 millones de toneladas de CO2 a un costo de 70 $US/t
de CO2; la Electrificación Rural con Energías Renovables, que permitiría la reducción de 0,31 millones
de toneladas de CO2 a un costo de 190 $US/t de CO2; y el Uso de Energía Solar para Calentamiento de
121
E E N
B o l i v i a
Agua, que permitiría la reducción de 1,62 millones de toneladas de CO2 a un costo de 200 $US/t de
CO2. Los resultados de los cálculos se pueden apreciar en la Figura 2.10 y en las Tablas 2.42 y 2.43.
Figura 2.10. Curva de Costos Marginales para el Potencial Total de Reducción – Sector Energético.
$US/t de CO2
POTENCIAL NACIONAL DE REDUCCION DE GEI
200
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
160
120
80
Eficiencia en Iluminación Residencial
Eficiencia de Uso de Biomasa en Cocinas Tradicionales
Incremento del Uso Residencial de Gas Natural
Uso de Energía Solar para Calentamiento de Agua
Electrificación Rural con Energias Renovables
Eficiencia en la Iluminación Comercial
Uso Eficiente de Biomasa en el Comercio / Industria Rural
Conservación de la Energía en la Industria
Incremento del Uso de Gas Natural en el Transporte
Redistribución de las Opciones de Expansión
de la Generación Eléctrica
40
4
5
3
1
21,114
0
8
7
2
-40
10
6
9
Gg
3,000
6,000
9,000
12,000
15,000
18,000
21,000
REDUCCION DE CO2
Fuente: Elaboración Propia
Los costos totales para todas las medidas propuestas según los cálculos alcanzarían a 3419,72 millones
de $US del 2000, mientras los beneficios a 2940,42 millones de $US del 2000, aunque como se dijo
anteriormente, los resultados de estos cálculos se han obtenido a través de las herramientas
metodológicas del LEAP y los flujos de costos y beneficios pueden de alguna manera estar
sobrestimados, aunque de todas maneras estas cifras muestran claramente la magnitud de éstos.
Tabla 2.43. Reducción Teórica Potencial de Emisiones de GEI en el Sector Energético, 2001 – 2012
(Gg).
AÑOS
DIOXIDO DE CARBONO, NO BIOGENICO
DIOXIDO DE CARBONO, BIOGENICO
METANO
OXIDO NITROSO
OXIDOS DE NITROGENO
MONOXIDO DE CARBONO
HYDROCARBUROS VOLATILES
DIOXIDO DE AZUFRE
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
TOTAL
107.44 214.89 322.32 429.75 537.20 644.64 752.08 859.53 966.96 1074.40 1146.83 1219.27 8275.31
170.92 341.85 512.76 683.68 854.59 1025.52 1196.43 1367.35 1538.28 1709.20 1715.73 1722.26 12838.57
-0.46
-0.92
-1.38
-1.84
-2.30
-2.76
-3.22
-3.68
-4.14
-4.60
-4.78
-4.99
-35.07
0.00
-0.01
-0.01
-0.01
-0.01
-0.02
-0.02
-0.02
-0.03
-0.03
-0.03
-0.03
-0.23
0.73
1.46
2.19
2.92
3.65
4.38
5.10
5.83
6.56
7.29
7.93
8.57
56.61
13.67
27.34
41.01
54.68
68.35
82.01
95.68 109.35 123.02 136.69 143.33 149.97 1045.10
0.03
0.06
0.09
0.12
0.15
0.18
0.21
0.24
0.27
0.30
0.30
0.30
2.23
0.03
0.06
0.09
0.12
0.15
0.18
0.21
0.24
0.27
0.30
0.29
0.29
2.21
Fuente: Elaboración propia basada en resultados del sistema LEAP.
122
E E N
B o l i v i a
Debe destacarse que todos los cálculos de costos marginales han sido realizados tomando en cuenta
una tasa de descuento del 12%, que es la tasa de descuento social que se tiene fijada oficialmente en
Bolivia y que ha sido utilizada con el objeto de hacer estos cálculos compatibles con los resultados de
otros estudios, no obstante que esta tasa de descuento es mucho más baja que la tasa de interés
comercial en Bolivia y también mucho más baja que la tasa de retorno que esperarían inversores
extranjeros de proyectos MDL ha realizarse en Bolivia. Por tanto la producción potencial calculada de
CER (toneladas de CO2) en este trabajo, es válida solamente para la tasa de interés del 12%. En caso de
que los inversores privados decidan tomar en cuenta el riesgo de país, ellos de esta manera, aplicarían
una tasa de interés elevada e invertirían menos de lo que se ha anticipado con los presentes cálculos y
de hecho, en el Capítulo 6 se han calculado los costos de los proyectos con tasas de descuento más
altas para tomar esto en cuenta (30%).
Sin embargo, una tasa de descuento más alta generalmente resulta en costos más altos por tonelada de
CO2. Esto significará que las curvas de costos marginales van a desplazarse para arriba y a la izquierda
y la cantidad total de CERs producidos para una demanda internacional dada, se reducirá. Los
resultados de este Capítulo han sobrestimado de alguna manera la cantidad de CERs producidos en
Bolivia, la cual podría ser más pequeña si el Gobierno de Bolivia (aplicando criterios de menor
demanda de utilidades) se compromete en actividades de reducción de emisiones bajo el modelo MDL
“unilateral”, con el propósito de vender los CERs resultantes en el mercado mundial, sin embargo, la
actual falta de capital de inversión presenta una seria barrera a tales actividades unilaterales.
Por otra parte, aplicar una tasa de interés alta y realista, también significará que algunas opciones que
aparecen que no califican bajo el MDL de acuerdo a los resultados de la curva nacional de costos
marginales de abatimiento, pueden calificar muy bien después de todo. La curva nacional de costos
marginales de abatimiento muestra varias opciones sin costo que, de esta manera no son adicionales
cuando se aplica un examen de adicionalidad comercial MDL. Sin embargo, ellas de hecho serán
adicionales cuando una tasa de interés más alta sea aplicada.
Tomando por ejemplo la realización de un proyecto de una planta minihidroeléctrica. A una tasa de
interés del 12% la inversión es asociada con un Valor Presente Neto (VPN) positivo y esperaríamos
que esta inversión sea realizada por un inversor a cualquier tasa, con o sin créditos de emisiones. Sin
embargo, en realidad muchas de estas inversiones no serían emprendidas por el sector privado, por la
sencilla razón de que los inversores privados no aplican una tasa de interés del 12%, pero toman en
cuenta varios riesgos y de este modo utilizarían una tasa de descuento (ajustada al riesgo) de por lo
menos el 30%. Sin embargo, con una tasa de descuento del 30%, el mismo proyecto tiene un VPN
negativo y de esta manera la inversión no es viable, a menos que ingresos adicionales puedan ser
generados a través de la venta de CERs.
El estudio también ha asumido que los costos marginales de abatimiento son constantes dentro de cada
categoría de proyectos. El estudio no toma en cuenta que dentro la misma categoría de proyectos los
costos marginales de abatimiento se incrementan con la cantidad de mitigación de CO2. Sin embargo,
123
E E N
B o l i v i a
en realidad el incremento de los costos marginales de abatimiento es esperado dentro de cada una de
las categorías de proyectos, en particular en el sector de cambio en el uso de la tierra y actividades
forestales. De este modo, si se quisiera realizar el potencial total de mitigación de Bolivia, los costos
totales serian más altos que los presentados en el estudio.
Un ejemplo que ayudará a explicar lo que se quiere decir es el siguiente: el estudio ha calculado los
costos de reducción de los procesos de agricultura de corte y quema a través de la introducción de
actividades de agricultura sostenible y sistemas agroforestales sostenibles. Gran parte de los procesos
de agricultura de corte y quema en Bolivia probablemente podrían ser detenidos por la aplicación de
las medidas descritas y con los costos (por t de CO2) dados en el estudio. Sin embargo, una vez que
gran parte de los procesos de agricultura de corte y quema hayan sido detenidos, va a llegar a ser cada
vez más dificultoso y mucho más caro (por t de CO2) erradicar todos los procesos (restantes) de la
agricultura de corte y quema. Un efecto similar se espera en el sector energético, aunque
probablemente no tan pronunciado: las primeras pocas plantas minihidráulicas, por ejemplo, podrían
ser construidas a costos razonables y ellas podrían fácilmente convertirse en proyectos de inversión
atractivos debido a su localización y debido a la suficiente demanda en la región. Sin embargo, con el
objetivo de reemplazar cada uno de los generadores diesel del país a través de plantas minihidráulicas u
otras energías alternativas, serán necesarias significativamente más inversiones y los costos por
tonelada de CO2 crecerán sustancialmente.
Los modelos usados en el estudio no han tomado en cuenta tales incrementos en los costos marginales
de mitigación de GEI. Debe tenerse especial cuidado con este hecho, pero se debe tomar en cuenta que
dado el tiempo disponible para el estudio la estimación elegida es suficientemente precisa. Además, no
se espera que los inversores MDL tengan el propósito de realizar el potencial de mitigación total de
Bolivia en el futuro cercano, especialmente no en el sector LULUCF. Por esta razón, en el futuro
cercano los inversores no se enfrentaran con un rápido incremento de los costos marginales de
abatimiento, y podrán elegir entre una amplia variedad de proyectos dentro del rango de costos dado en
el estudio.
9. Conclusiones
El presente capítulo, permite contar con un panorama más o menos realista de lo que se podría alcanzar
en materia de reducción de GEI en Bolivia como producto de la aplicación de una amplia variedad de
medidas de mitigación en los sectores LULUCF y Energético, lo que permite estimar la cantidad de
CER que el país podría ofertar en el mercado del MDL durante el periodo 2001 – 2012. En estos
cálculos, se han tomando en consideración dos tipos de líneas de base, la primera denominada
tendencial porque se basa en el comportamiento histórico de las actividades económicas nacionales
durante la década de los noventa y varias consideraciones macroeconómicas para proyectar el
crecimiento; y la segunda denominada optimista, donde los supuestos contemplan crecimientos
124
E E N
B o l i v i a
económicos superiores a los que se dieron en la década pasada, basados principalmente en las reformas
estructurales introducidas contribuirán en general al crecimiento de la economía y que permitirían que
reine un ambiente de estabilidad de precios, se incremente la inversión tanto extranjera como nacional
y exista un gradual descenso de la inflación, lo que contribuiría a preservar el equilibrio monetario y
fiscal de la nación.
Se debe tener en cuenta que los resultados están enmarcados en las suposiciones asumidas para la
formulación de los diferentes escenarios, y que existe un grado de incertidumbre respecto a sí ocurrirán
los comportamientos proyectados en la economía nacional, lo cual implícitamente afecta a los niveles
que se han estimado tanto de emisiones de gases de efecto invernadero como de las reducciones de los
mismos, por lo que los resultados obtenidos deben ser tomados con la cautela necesaria.
Por lo indicado en párrafos anteriores, el escenario de línea de base establecido para el sector de Uso de
la Tierra y Cambio en el Uso de la Tierra y Actividades Forestales, conlleva un grado de incertidumbre
mayor que el sector Energético, debido a aspectos tales como: a) las proyecciones de las tasas de
deforestación que se han utilizado han sido asimiladas al comportamiento del PIB del sector
silvicultural; b) las suposiciones que se han tomado como base para los análisis son las desarrolladas
por UDAPE para el desenvolvimiento económico del sector en el futuro; c) se ha utilizado la
información disponible de inventarios de emisiones de GEI y los valores por defecto considerados en
ellos; d) existe mucha variabilidad en las características de los bosques en las distintas regiones del país
consideradas, sobre todo en los valores de biomasa; e) los cálculos efectuados reflejan sólo las zonas de
intervención en bosques por diversas actividades de uso de la tierra (Chaqueña, Amazónica y
Chiquitana).
En lo que respecta al sector Energético, las políticas y estimaciones realizadas para los subsectores,
especialmente hidrocarburos y electricidad, pueden cambiar o ser modificadas durante el periodo que
ha sido sujeto al análisis, lo que ocasionaría modificaciones en las simulaciones realizadas. Por
ejemplo en el sector hidrocarburos, si los precios de los combustibles (gasolina, diesel) llegan a tener
modificaciones por incidencia de los precios internacionales (como está ocurriendo en la actualidad),
se observará un efecto directo sobre la economía de la población y especialmente sobre el subsector de
transporte terrestre, los cuales como una lógica respuesta a este efecto tenderían a disminuir sus
patrones de consumo de estas fuentes de energía y posiblemente a aumentar la demanda de otras
fuentes como el gas natural, lo que a su vez ocasionaría una reducción en las emisiones de GEI
proyectadas para este subsector.
Muchas de las medidas planteadas tanto para el sector LULUCF como el Energético tienen importantes
efectos económico-sociales y todas ellas contribuirán al medio ambiente local, además de responder a
los lineamientos de desarrollo sostenible determinados en el Plan General de Desarrollo Económico y
Social de Bolivia 1997-2002 y promover el uso sostenible de los recursos naturales, de acuerdo a su
capacidad de uso y manejo. Indudablemente cada una de las medidas planteadas, presenta diferentes
grados de potencialidad, tanto en reducciones como en costos, ya sean para el sector LULUCF como
125
E E N
B o l i v i a
para el sector Energético, y su potencialidad puede ser afectada por varios factores tanto internos como
externos, tanto a nivel nacional, como por las características del mercado a nivel internacional.
Del análisis efectuado, se puede concluir que la cantidad de CERs que Bolivia podría ofrecer al
mercado del MDL en el periodo del 2001 al 2012 como producto de la aplicación de opciones de
mitigación en los sectores LULUCF y Energético, está en el rango de 428,3 a 903,2 millones de
toneladas de CO2, siendo que el sector LULUCF proporcionaría entre el 99,26% y el 97,66% de este
potencial respectivamente.
Las medidas del sector LULUCF son muy atractivas por su potencial de reducción de CO2 y sus
reducidos costos marginales (todas excepto una tienen costos inferiores a 1 $US/t de CO2), pero entre
ellas la más importante es la medida de Implementación de Sistemas Agroforestales que permitiría
lograr reducciones de emisiones en el rango de 129,5 a 362 millones de t de CO2 a un costo entre 0,61
y 0,72 $US/t de CO2. A esta medida le siguen por su importancia el Aprovechamiento Eficiente de
Madera, que permitiría reducir alrededor entre 43 y 178 millones de t de CO2 a un costo entre 0,40 y
0,13 $US/t de CO2 y las Alternativas a la Agricultura Migratoria que tienen un potencial de reducción
entre 129,8 y 151 millones de t de CO2 a un costo entre 0,34 y 0,32 $US/t de CO2. Estas tres medidas
representan el 76,42% del potencial teórico nacional.
El potencial en el sector energía para reducir GEI y ofertar CERs al mercado MDL en el periodo 2001
– 2012 está en el rango de 3,15 a 21,11 millones de toneladas de CO2. Entre las medidas que sobresalen
por su costo de reducción y fundamentalmente por su potencial interesante de mitigación de emisiones,
se encuentra en primer lugar la medida relacionada al Uso Eficiente de Biomasa en Cocinas
Tradicionales, que permitiría una reducción entre 1,02 y 9,72 millones de toneladas de CO2 a un costo
entre –5,59 y –16,03 $US/t de CO2, seguida por la Conservación de la Energía en la Industria, que
permitiría una reducción entre 0,46 y 2,30 millones de toneladas de CO2 a un costo entre –2,34 y –4,89
$US/t de CO2. A estas medidas les siguen en orden de importancia el Uso Eficiente de Biomasa en el
Comercio y la Industria Rural, que permitiría una reducción entre 0,32 y 1,56 millones de toneladas de
CO2 un costo entre –6,45 y –11,34 $US/t de CO2 y el Incremento del Uso del Gas Natural en el Sector
Transporte, que permitiría una reducción entre 0,72 y 1,41 millones de toneladas de CO2 a un costo
entre –81,05 y –30 $US/t de CO2. Todas estas medidas representan en conjunto el 1,66% del potencial
teórico nacional.
Por ejemplo, en el sector energético las medidas relacionadas al uso eficiente de biomasa, contribuirán
a disminuir el consumo de biomasa en áreas rurales, en las cuales la presión sobre este recurso es
excesivo y supera la capacidad de reposición, lo cual es provocado por la escasa provisión de fuentes
comerciales de energía y sus costos actuales. Las medidas de redistribución de las opciones de
expansión de generación de energía eléctrica y la electrificación rural con energías renovables
favorecerán ampliamente a las poblaciones rurales para satisfacer su demanda y aumentar las
posibilidades de desarrollo y mejorar las condiciones de vida. La medida referida al incremento del uso
126
E E N
B o l i v i a
de gas natural en transporte terrestre, representa un importante beneficio ambiental con grandes
impactos económicos para el sector.
Las medidas potenciales de mitigación de emisiones que se considerarán para implementar proyectos
MDL, están relacionadas con el comportamiento del mercado emergente de reducciones y en ese
contexto los precios de reducción de emisiones de CO2 juegan un rol preponderante. En este sentido,
las diferentes opciones de mitigación que tengan los costos marginales de reducción menores al precio
de mercado de los CERs y que algunos modelos teóricos establecen entre 4 $US y 18 $US por t de CO2
para un mercado irrestricto, tendrán muchas mayores posibilidades de generar proyectos MDL.
Tomando en consideración este aspecto, las opciones atractivas para generar proyectos y producir
CERs en el marco del Mecanismo de Desarrollo Limpio, son todas las opciones identificadas para el
sector LULUCF y en especial aquellas cinco que tienen costos de reducción inferiores a 1 $US/t de
CO2, mientras en el sector Energético son aquellas que tienen costos inferiores a los precios de
referencia, es decir las seis que presentan costos negativos de reducción y posiblemente la referida a la
eficiencia en la iluminación residencial cuyos costos de reducción oscilan entre 10,96 y 25,91 $US/t de
CO2, considerando que éstos son altamente sensibles a las suposiciones utilizadas para sus cálculos y
podrían cambiar. De todas maneras, de acuerdo a las directivas del GEF las opciones de mitigación
restantes también podrían ser elegibles para generar proyectos, debido a que superan los precios de
referencia. Estas opciones están referidas al incremento del uso residencial del gas natural, la
electrificación rural con energías renovables, así como también el uso de energía solar para el
calentamiento de agua.
Debe destacarse que todos los cálculos de costos marginales han sido realizados tomando en cuenta
una tasa de descuento del 12%, que es la tasa de descuento social que se tiene fijada oficialmente en
Bolivia, no obstante que esta tasa de descuento es mucho más baja que la tasa de interés comercial en
Bolivia y también mucho más baja que la tasa de retorno que esperarían inversores extranjeros de
proyectos MDL ha realizarse en Bolivia. Por tanto la producción potencial calculada de CER
(toneladas de CO2) en este trabajo, es válida solamente para la tasa de interés del 12%. Sin embargo,
una tasa de descuento más alta generalmente resulta en costos más altos por tonelada de CO2. Esto
significará que las curvas de costos marginales van a desplazarse para arriba y a la izquierda y la
cantidad total de CERs producidos para una demanda internacional dada, se reducirá. Los resultados de
este Capítulo han sobrestimado de alguna manera la cantidad de CERs producidos en Bolivia, la cual
podría ser más pequeña si el Gobierno de Bolivia se compromete en actividades de reducción de
emisiones bajo el modelo MDL “unilateral”, con el propósito de vender los CERs resultantes en el
mercado mundial.
El estudio también ha asumido que los costos marginales de abatimiento son constantes dentro de cada
categoría de proyectos. El estudio no toma en cuenta que dentro la misma categoría de proyectos los
costos marginales de abatimiento se incrementan con la cantidad de mitigación de CO2. Sin embargo,
en realidad el incremento de los costos marginales de abatimiento es esperado dentro de cada una de
las categorías de proyectos, en particular en el sector de cambio en el uso de la tierra y actividades
127
E E N
B o l i v i a
forestales. De este modo, si se quisiera realizar el potencial total de mitigación de Bolivia, los costos
totales serian más altos que los presentados en el estudio.
De todas maneras, los resultados alcanzados permiten visualizar el potencial de reducción de emisiones
que se puede alcanzar en Bolivia con la introducción del conjunto de medidas planteadas en los
sectores LULUCF y Energético, tanto con tasas conservadoras de penetración de medidas, como para
el potencial total teórico en el periodo 2001 - 2012. La tabla que se presenta a continuación, muestra en
forma resumida las reducciones totales en ambos sectores, para ambos casos.
Tabla 2.44. Potenciales Nacionales de Reducción de Emisiones de CO2, 2001 – 2012.
Potenciales de
Reducciones
Conservador
Teórico
LULUCF
(Gg)
425133
882039
Energía
(Gg)
3152
21114
Total
(Gg)
428285
903153
Fuente: Elaboración propia.
Se debe recordar que los países pertenecientes al Anexo I de la CMNUCC, que tienen compromisos de
reducción de emisiones, deben jugar un rol más activo a corto plazo en la ayuda a países en desarrollo
para superar las dificultades financieras para las inversiones en estrategias de abatimiento de emisiones
de CO2. El caso Boliviano reflejado en este estudio, ilustra bien el amplio potencial de mitigación con
atractivos costos de reducción en diversos proyectos para ambos sectores. En este sentido, la
implementación de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y la
entrada en vigencia del Protocolo de Kioto tienen una crucial importancia.
Se debe remarcar que con el presente estudio se han logrado formular escenarios de emisiones y de
reducciones de emisiones mucho más reales y elaborados en comparación a estudios anteriores, toda
vez que se han utilizado datos macroeconómicos actualizados y se han manejado cuidadosamente las
suposiciones sobre comportamientos económicos sectoriales, los cuales han permitido un
mejoramiento cualitativo y cuantitativo de los diferentes escenarios planteados. Por otra parte, se han
ajustado valores de costos de implementación de cada una de las medidas planteadas, sobre la base de
datos de proyectos reales que han ejecutado actividades relacionadas con las opciones de mitigación.
Finalmente, se puede indicar que el estudio ha permitido desarrollar una metodología en la cual se ha
integrado el uso de diversas herramientas para la cuantificación del potencial de reducciones de
emisiones de GEI, como son la Hoja de Cálculo de Costos del EEN y los modelos COPATH3 y LEAP.
10. Identificación de Vacíos y Areas de Investigación Futura
A lo largo del desarrollo del presente estudio, se han podido identificar una serie de vacíos y
dificultades que han generado incertidumbres y han impedido una mejor calidad en los análisis. Entre
128
E E N
B o l i v i a
estas dificultades, la más relevante está referida a la calidad de la información o a su ausencia,
especialmente en el caso de datos y antecedentes relevantes para los análisis en ambos sectores.
Una de las dificultades más importantes está referida a las tasas de deforestación presentes y sus
proyecciones, para las diferentes regiones y tipos de bosques de Bolivia, toda vez que existen diversos
autores que señalan para una misma región datos muy incongruentes y contradictorios en algunos
casos. Esto genera incertidumbres en su uso y en los resultados, por ello en el análisis del presente
estudio se asumieron varias suposiciones que son válidas en el contexto de este trabajo, pero existe la
necesidad de que a futuro se pueda realizar una investigación profunda, por lo menos a nivel piloto en
las diferentes regiones del país, con el objeto de comprobar, mejorar y validar la información existente,
y generar información confiable a través del uso de herramientas modernas como por ejemplo las
imágenes satelitales y los sistemas de información geográfica. Este aspecto dificulta además la
planificación y diseño de políticas para el propio sector y fundamentalmente a la toma de decisiones, lo
que hace aún más necesario llevar a cabo en el corto plazo este tipo de investigación en diversas
regiones de Bolivia, de manera que en breve tiempo se pueda disponer de información primaria con
menor grado de incertidumbre.
Por otra parte, es necesario indicar que parte de la información requerida e introducida al modelo
COPATH3, está basada en la experiencia y opinión de expertos, debido a que éste requiere un alto
grado de desagregación de los datos y la generación de los mismos en el ámbito nacional aún es
incipiente. Por esta circunstancia, existe la necesidad de desarrollar proyectos orientados a generar
información con mediciones en campo y que responda a los requerimientos y grado de detalle de los
diferentes modelos que se utilizan en este tipo de análisis.
En el sector energético existen también problemas de información, ya que no se cuenta con balances
energéticos actualizados y se tiene un alto grado de incertidumbre en el uso de ciertas fuentes de
energía, especialmente las biomásicas y renovables. Por lo que el trabajo institucional en este sector
debe ser retomado y fortalecido.
Otro elemento que se debe mencionar, es el referido a las limitaciones que tiene el modelo LEAP para
modelar todas las características del sector energético nacional y la rigidez del mismo en análisis más
complejos como el que se ha realizado en este estudio. Por esta razón se debe buscar la posibilidad de
utilizar modelos más versátiles y flexibles para futuros análisis y que respondan completamente a las
necesidades de simulación del sector energético boliviano.
También se ha podido identificar la necesidad de contar con recursos humanos que coadyuven en todas
las actividades necesarias para los análisis (relevamiento de información, cálculos, corridas de modelos
e interpretación de resultados), además de recursos económicos acorde al grado y especificidad del
trabajo; por otra parte se necesita identificar las fuentes de información existentes a nivel nacional y las
instituciones que cuentan con ella y establecer nexos de trabajo, debido a que generalmente se enfrenta
a la poca predisposición de las instituciones tanto públicas como privadas para colaborar y
129
E E N
B o l i v i a
proporcionar datos y además porque la información generada se encuentra dispersa, muchas veces con
calidad deficiente y con apreciables diferencias entre fuentes.
Finalmente, se debe mejorar la calidad y la cantidad de información de base a través de procesos de
fortalecimiento institucional, que podrían efectuarse con la cooperación internacional a través de
proyectos que tengan como objetivos estas necesidades, de manera que futuras investigaciones y
análisis no enfrenten con este tipo de problemas que constantemente se presentan.
11. Bibliografía
Arana P., J. I., 1999. Inventario de Gases de Efecto Invernadero sector no Energético. La Paz, Bolivia:
Programa Nacional de Cambios Climáticos - Facultad de Agronomía, Universidad Mayor de San
Andrés.
Centro de Información para el Desarrollo – Instituto Latinoamericano de Investigaciones Sociales
ILDIS,.Anuario Estadístico del Sector Rural, 1999. La Paz, Bolivia.
Comité Nacional de Despacho de Carga,Informe de la Programación a Mediano Plazo para el
mercado Eléctrico Mayorista periodo mayo 2000 – Abril 2004. La Paz, Bolivia.
Energy in Bolivia – Information Bulletin of the Viceministry of Energy and Hydrocarbons, Winter 1999
Year 2 Nº 2, 1999. La Paz, Bolivia: Viceministerio de Energía e Hidrocarburos – Unidad de Promoción
de Inversiones.
Intergovernmental Panel on Climate Change, 1996. Methods for Assessment of Mitigation Options.
Technical Appendix to Climate Change 1995: Impacts, Adaptations, and Mitigation of Climate
Change: Scientific-Technical Analyses. Contribution of Working Group II to the Second Assessment
Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change. New York, USA: Cambridge University
Press.
International Energy Initiative, 1995. Estudio Sobre los Usos Finales de la Energía Eléctrica en el
Sector Residencial del Departamento de La Paz - Bolivia. Sao Paulo, Brasil - La Paz, Bolivia:
International Energy Initiative. 19 p.
Ministerio de Desarrollo Económico - Viceministerio de Energía e Hidrocarburos, 1998. Estrategia de
Energía Rural. La Paz, Bolivia: Ministerio de Desarrollo Económico - Viceministerio de Energía e
Hidrocarburos. 39 p.
130
E E N
B o l i v i a
Ministerio de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente – Secretaría Nacional de Recursos Naturales y
Medio Ambiente – Subsecretaría de Recursos Naturales, 1995. Mapa Forestal de Bolivia – Memoria
Explicativa. La Paz, Bolivia: Ministerio de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente. 43 p.
Ministerio de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente - Secretaría Nacional de Recursos Naturales y
Medio Ambiente - Subsecretaría de Medio Ambiente - Programa Nacional de Cambios Climáticos,
1996. Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de Origen Antropogénico de Bolivia
para el año 1990. La Paz, Bolivia: Programa Nacional de Cambios Climáticos. 32 p.
Ministerio de Hacienda, Evaluación de la Economía Boliviana 1998, La Paz, Bolivia.
Mitigación de los Efectos Negativos Producidos por Emisiones del Sector No Energético. La Paz,
Bolivia: Instituto de Ecología – Universidad Mayor de San Andrés.
Paz, O., Romero, S., Tejada, F., Hanna, J. y otros, 1997. Inventariación de Emisiones de Gases de
Efecto Invernadero Bolivia - 1990. La Paz, Bolivia: Ministerio de Desarrollo Sostenible y Medio
Ambiente - Programa Nacional de Cambios Climáticos.
Paz, O., Romero, S., Tejada, F., García, M., Hanna, J. y otros, 1997. Vulnerabilidad y Adaptación de
los Ecosistemas al Posible Cambio Climático y Análisis de Mitigación de Gases de Efecto
Invernadero. La Paz, Bolivia: Ministerio de Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente - Programa
Nacional de Cambios Climáticos.
Presidencia de la República de Bolivia, 1998. Plan General de Desarrollo Económico y Social 1997 –
2002. La Paz, Bolivia: Ministerio de Desarrollo Sostenible y Planificación. 136 p.
Programa Nacional de Cambios Climáticos 1999, Plan Nacional de Acción sobre el Cambio Climático,
sectores Energético, Forestal, Agrícola, Ganadero, La Paz, Bolivia: Ministerio de Desarrollo
Sostenible y Planificación.
Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo. Bolivia: Prospectiva Económica y Social 20002010 - Cuaderno de Futuro 10. La Paz, Bolivia: UDAPE.
Short, W., Packey, D.J., y Holt, T., 1995. A Manual for the Economic Evaluation of Energy Efficiency
and Renewable Energy Technologies. Golden, Colorado, Estados Unidos: National Renewable Energy
Laboratory. 96 p.
Stockholm Environment Institute - Boston, 1995. Long-range Energy Alternatives Planning System User Guide for Version 95.0 - Training Exercises for Greenhouse Gas Mitigation Analysis for Version
95.0 - Overview for Version 94.0. Boston, MA, USA: Stockholm Environment Institute - Boston,
Tellus Institute.
131
E E N
B o l i v i a
UNEP Collaborating Centre on Energy and Environment - Risø National Laboratory, 1994. UNEP
Greenhouse Gas Abatement Costing Studies. Analysis of Abatement Costing Issues and Preparation of
a Methodology to Undertake national Greenhouse Gas Abatement Costing Studies. Phase Two – Part
One: Main Report, Part Two: Country Summaries. Roskilde, Denmark: UNEP Collaborating Centre
on Energy and Environment - Risø National Laboratory. 128 p., 170 p.
Unidad de Análisis de Políticas Sociales y Económicas, 1999. Dossier de Estadísticas Sociales y
Económicas, Vol. 9. La Paz, Bolivia.
Viceministerio de Energía e Hidrocarburos, 1999. Plan Referencial del Sistema Interconectado
Nacional Boliviano, periodo 2000-2008. La Paz, Bolivia.
132
E E N
B o l i v i a
Capítulo 3
El Mercado Internacional de Gases de Efecto
Invernadero, su Potencialidad para Bolivia y Otras
Determinantes Que Afectan a las Decisiones de
Inversión en Bolivia
E E N
B o l i v i a
1. Introducción
Este capítulo busca entregar una visión completa del desarrollo del mercado de gases de efecto
invernadero (GEI), del rol de los diferentes actores dentro del mismo y las oportunidades de
participación en este mercado, así como también de las condiciones reales de participación
existentes desde una perspectiva de un país no perteneciente al Anexo B del Protocolo de Kioto
(PK) como Bolivia.
El capítulo está estructurado en cinco partes. La primera parte muestra los aspectos institucionales
del mercado, la segunda, la contribución de los diferentes actores dentro de este mercado, mientras
en la tercera parte se trata sobre los productos financieros que van a facilitar el comercio de GEI. En
la cuarta parte se analiza en detalle el mercado mundial de GEI, particularmente en lo referido al
tamaño de mercado en los modelos existentes y los precios esperados de mercado y finalmente en la
quinta parte se analizan los factores determinantes de la inversión en Bolivia y se hace referencia a
la experiencia en Inversión Extranjera Directa (IED) de Bolivia, con relación a los países de la
región y su correlación con la inversión potencial a través del MDL.
Los aspectos institucionales y el rol de los actores dentro del mercado de GEI, van a depender de
manera crítica de la estructura del mercado. Por lo tanto, esta parte del capítulo comienza
analizando la construcción de este mercado con algún detalle. En una segunda parte, el rol de los
actores se discute usando el concepto de Cadena de Valor bajo la Implementación Conjunta (IC) y
el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) (Janssen y Kagi, 1998). Se presentan además los
productos financieros que van a facilitar el comercio dentro del mercado de GEI como las opciones,
los futuros, los intercambios (swaps), los fondos y seguros y se suministra además una introducción
sobre estos productos financieros, discutiendo sus principales méritos. Se cuestiona la extensión en
que estos productos van a facilitar el mercado de GEI y en particular el MDL y finalmente, se
proporciona una lista de los productos y de las firmas que ya están ofertando estos servicios y que
constituyen una demanda real por reducción de emisiones de GEI.
Los determinantes de la IED en Bolivia resultan ser un parámetro adecuado para analizar el
potencial de inversión MDL, como también los factores positivos y negativos que han determinado
el incremento de la IED en los últimos años se presentan como un parámetro de los temas que se
deben analizar para crear las condiciones necesarias para un ambiente atractivo para la inversión
MDL, asimismo se plantean factores internos específicos que pueden influir y representar un riesgo
para la inversión MDL en el país.
Para terminar, se presentan las conclusiones específicas sobre el potencial del mercado para Bolivia
y se plantean los temas a analizar en detalle sobre los factores internos de competitividad de Bolivia
para participar de este mercado.
E E N
B o l i v i a
2. Diseño del Mercado de GEI
2.1. Introducción
La estructura del mercado de GEI es compleja y responde a requerimientos legales que provienen
del Protocolo de Kioto. En este momento existen cuestiones no resueltas dentro del PK que
definirán aún la estructura final de este mercado. En este capitulo se trata de mostrar las diferentes
alternativas existentes, los escenarios que se manejan y las estimaciones provenientes de estudios o
simulaciones, que muestran las consecuencias de las diferente alternativas y escenarios.
En términos de requerimientos legales se definen dos mercados, el primero es un mercado de
comercio entre Países pertenecienetes al Anexo I de la Convención Marco de las Naciones Unidas
sobre el Cambio Climático (CMNUCC), los cuales tienen límites de emisión y que a su vez pueden
realizar dos tipos de intercambio, el primero basado en proyectos, con el mecanismo de
Implementación Conjunta (IC) y el segundo no basado en proyectos llamado Comercio de
Emisiones (CE) y con una tercera opción referida al comercio entre asociaciones de países en una
burbuja.
Existe otro mercado de comercio que se realizaría entre países Anexo I y países no pertenecientes al
Anexo I, este último grupo sin compromisos de reducción de emisiones. Este comercio se realizaría
a través de un mecanismo basado en proyectos que se denomina Mecanismo de Desarrollo Limpio
(MDL). El MDL se halla definido el Artículo 17 del PK y tiene como propósito asistir a las Partes
no incluidas en el Anexo I de la CMNUCC a alcanzar el desarrollo sostenible y contribuir al
objetivo último de la Convención, y para asistir a las Partes incluidas en el Anexo I a cumplir con
parte de sus compromisos cuantificados de limitación y reducción de emisiones establecidos por el
Artículo 3. Bajo el MDL las Partes incluidas en el Anexo I podrán usar reducciones certificadas de
emisiones (certified emission reductions – CERs) procedentes de actividades de proyectos que
tengan como resultado CERs, para cumplir con parte de sus compromisos individuales, mientras las
Partes no incluidas en el Anexo I serán beneficiadas de tales actividades de proyectos.
La relación entre estos mercados está aún en discusión. Puede que permanezcan separados o
simplemente formen un mercado común con reglas claras de comercio entre sus instrumentos de
intercambio.
Se consideran tres opciones en la cuestión de cómo incluir el MDL dentro del mercado
internacional de gases de efecto invernadero: el modelo unilateral, el modelo bilateral y el modelo
multilateral.
A continuación, se describe brevemente el mercado de gases de efecto invernadero entre los países
Anexo I, y posteriormente se discuten los modelos de organización del MDL y las opciones de
inclusión del MDL dentro del comercio internacional de emisiones.
135
E E N
B o l i v i a
2.2. Visión Sobre el Comercio de Gases de Efecto Invernadero Entre
Países Anexo I
En el PK los Artículos 17, 6 y 4 definen instrumentos y mecanismos de intercambio de GEI para los
países industrializados pertenecientes al Anexo I de la CMNUCC.
El Artículo 17. La Conferencia de las Partes determinará los principios, modalidades, normas y
directrices pertinentes, en particular para la verificación, la presentación de informes y la rendición
de cuentas en relación con el comercio de los derechos de emisión. Las Partes incluidas en el Anexo
B podrán participar en operaciones de comercio de los derechos de emisión a los efectos de cumplir
sus compromisos dimanantes del Artículo 3. Toda operación de este tipo será suplementaria a las
medidas nacionales que se adopten para cumplir los compromisos cuantificados de limitación y
reducción de las emisiones dimanantes de ese artículo.
El Artículo 17 del PK provee un fundamento para el intercambio de emisiones entre países Anexo
B, basado en las emisiones de 1990 y en sus compromisos de reducción. La cantidad de emisión
permitida se denomina Cantidad Asignada o Fracción Atribuida (Assigned Amount en inglés), para
cada uno de los países Anexo B. Partes de las Cantidades Asignadas (PAA) de cada uno de los
países pueden ser intercambiadas mediante el Artículo 17. Cuando un país Anexo B ha
sobrecumplido con los compromisos de Kioto y se encuentra emitiendo menos del compromiso
puede vender esta cantidad adicional a otro país Anexo B mediante un PAA, entonces se genera un
mercado de intercambio de permisos de emisión transables.
El Artículo 6.1. A los efectos de cumplir los compromisos contraídos en virtud del Artículo 3 del
PK, toda Parte incluida en el Anexo I podrá transferir a cualquier otra Parte de este Anexo, o
adquirir de ella, las unidades de reducción de emisiones resultantes de proyectos encaminados a
reducir las emisiones antropógenas por las fuentes o incrementar la absorción antropógena por los
sumideros de los gases de efecto invernadero en cualquier sector de la economía.
Este mecanismo basado en proyectos entre los países Anexo B, se denomina implementación
conjunta (IC). La reducción de emisiones logradas en un proyecto de implementación conjunta
resultan en unidades de reducción de emisiones (ERUs por su sigla en inglés). Además, este
Artículo en su punto 6.1,d incluye el requerimiento de suplementaridad de las reducciones al igual
que el Artículo 17.
Artículo 4.1. Se considerará que las Partes incluidas en el Anexo I que hayan llegado a un acuerdo
para cumplir conjuntamente sus compromisos dimanantes del Artículo 3 han dado cumplimiento a
esos compromisos si la suma total de sus emisiones antropógenas agregadas, expresadas términos
de dióxido de carbono equivalente, de los GEI enumerados en el Anexo A del PK, no excede las
cantidades atribuidas a estas Partes, calculadas en función de los compromisos cuantificados de
136
E E N
B o l i v i a
limitación y reducción de emisiones consignados para ellas en el Anexo B y de conformidad con lo
dispuesto en el Artículo 3.
Este Artículo provee la posibilidad para los países Anexo B, de formar burbujas (“bubbles”),
teniendo en cuenta que varios países estarían dispuestos a cumplir, en forma conjunta, sus
compromisos de reducción.
La Unión Europea (UE) ha formado una de estas burbujas. Como resultado, algunos de los países
de la Unión Europea como burbuja han acordado reducir sus emisiones mas allá del objetivo de
Kyoto, a otros países se les ha permitido emitir más de lo que hubiera estado permitido bajo el
compromiso de Kyoto.
La combinación de varios mecanismos requiere tanto de sistemas de contabilidad nacionales como
internacionales. Estos sistemas tienen que asegurar que el objetivo final del Protocolo se logre (la
reducción de 5,2% respecto a las emisiones de 1990 por parte de los países pertenecientes al Anexo
B). Además, si algún país del Anexo B logra permisos de emisión adicionales y vende dichos
permisos a otro país (sea vía PAA con el Artículo 17 o vía el Artículo 4 (burbuja) o vía ERUs con el
Artículo 6), la cantidad debe ser deducida de la cuenta de dicho país.
Al final del período de compromiso, todos los países del Anexo B necesitan demostrar que las
emisiones dentro del país no son mayores a las PAAs que tienen los gobiernos o cualquier otra
entidad dentro del país.
Adicionalmente al sistema internacional de Comercio de Emisiones, las Burbujas o la
Implementación Conjunta, puede existir un sistema de Intercambio Doméstico dentro de los países
del Anexo B.
Un sistema de intercambio doméstico podría funcionar de la siguiente manera, el Gobierno asigna a
cada fuente emisora un permiso de emisión denominado PAA, la fuente debe tener las PAAs
correspondientes a su nivel de emisiones. Si emite menos, obtendrá un excedente de PAA que podrá
vender domésticamente a otra fuente que lo requiera. Si emite más, deberá adquirir de otra fuente
las PAAs necesarios para alcanzar los niveles de emisión acordados. El gobierno entonces permite
un intercambio de estos permisos dentro del mercado doméstico. Adicionalmente el gobierno puede
permitir a las entidades del sector privado el intercambio internacional, ya sea vendiendo PAAs,
comprando PAAs o intercambiando ERUs.
Existe todavía un número de cuestiones no resueltas, primero debe tenerse muy claro cuáles son las
entidades a las que se les permitirá intercambiar PAAs y ERUs. Segundo, se debe decidir si las
ERUs producidas vía proyectos de IC en países del Anexo B que hayan fallado en cumplir con sus
compromisos de Kioto, permanecen válidas (para más detalles referirse a la sección 2.4 a
continuación).
137
E E N
B o l i v i a
Otra cuestión crítica es, el período de inicio de todos los mecanismos de comercio, por ejemplo la
IC entra en vigencia el 2008, año en que se inicia el periodo de cumplimiento. En lo que se refiere
al Comercio de Emisiones bajo el Artículo 17, varias opciones se han discutido:
Un período de intercambio después del periodo de contabilización (Post budget). El intercambio es
solamente permitido después de que los inventarios del período de contabilización de reducciones
hayan finalizado y que las posiciones de sobreoferta y de déficit queden perfectamente clarificadas.
Tal sistema permitiría el intercambio en el 2014 y debiera ser ilíquido, probablemente también va a
llevar a intercambios de contratos de futuros.
Verificación posterior al comercio del excedente. (Post verification surplus trading): Los países del
Anexo B localizan sus emisiones presupuestadas anualmente (sujetas a una restricción de
variación). Solamente la diferencia entre el monto localizado y el inventario anual verificado puede
ser intercambiada o comercializada, esto significa que el intercambio podría comenzar en el 2010.
Finalmente, existe la alternativa de intercambio abierto dentro del período de contabilización.
Es importante aclarar en este punto que, debido a la naturaleza variable de las emisiones de GEIs
por parte de los países del Anexo I, se tiene una emisión estimada y una emisión real que se obtiene
después de que el periodo de medición ha concluido, entonces para los países determinar el monto
exacto de permisos de reducción que debe comprar o vender es difícil y en muchos casos se deberán
tomar decisiones en función a estimados con un nivel de incertidumbre asociado al mecanismo de
contabilidad de cada país. De esta manera, al final del periodo de compromiso se observaría un
incremento inusual de la demanda, donde el precio puede alcanzar un valor pico.
Independientemente de las reglas sobre cuándo va a comenzar oficialmente el intercambio, algunos
instrumentos financieros como contratos de futuros, opciones y otros derivados serán ampliamente
utilizados (para más detalles ver la sección 4 a continuación).
De cualquier manera, cuando el intercambio tenga lugar entre los países del Anexo B, la cantidad
total de emisiones en este grupo de países va a necesitar permanecer constante. La situación cambia
si las reducciones de emisiones son logradas a través del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL),
debido a que como los países del Anexo B tienen compromisos de reducción de emisiones, los
registros nacionales deberán contabilizar las transacciones realizadas y éstas a su vez deducirlas de
la contabilización de otro país, siendo que la cantidad de PAAs se mantiene constante y es
conocida. Al ingresar al sistema de reducciones producidas en países sin compromisos de emisión y
por lo tanto sin sistemas de contabilidad nacional obligatorios, se debe ingresar al sistema de
reducciones sin su correspondiente copia en otro país del Anexo I, situación que inscribe al sistema
en una cuestión de control.
138
E E N
B o l i v i a
2.3. Diseño de Opciones para el MDL
2.3.1. El Modelo Bilateral
El modelo bilateral es la primera idea que los “padres” de la Implementación Conjunta tenían en
mente: gobiernos e industria en países industrializados buscando reducir sus emisiones. Si esto es
costoso en su país y más barato afuera, ellos van a invertir en proyectos de reducción de emisiones
fuera de su país y recibir a cambio créditos de emisión.
Los créditos de emisión de aquellos proyectos serán entonces, en el modelo más simple, logrados
solamente para la parte inversionista, y el país en el cual se hace la inversión va a beneficiarse de
los efectos colaterales como son la creación de empleo y mejoramiento en el medio ambiente local.
De cualquier manera, dentro de este modelo bilateral también existe una congruencia entre los
procedimientos de los proyectos de Implementación Conjunta y el MDL (ver distribución del
crédito más adelante).
2.3.2. El Modelo Multilateral
El modelo multilateral es muy similar al modelo bilateral en aquellas entidades que provienen de
países del Anexo B, que invierten en países no pertenecientes al Anexo B. La diferencia radica en
que existiría un intermediario, un fondo simple similar al GEF1 financiado por países del Anexo B.
Este fondo tendría la tarea de seleccionar e implementar proyectos.
Algunos autores incluyen dentro del “modelo multilateral”, también el caso de un grupo de países
del Anexo B o entidades, que se organizarían en una entidad privada que haría una contribución
financiera a proyectos MDL, no porque están obligados a hacerlo, sino para buscar costos de
transacción más bajos y también para diversificar el riesgo. Entonces, existirían fondos MDL
financiados por diferentes entidades y implementando diferentes tipos de proyectos MDL alrededor
del mundo. Estos fondos se desarrollarían bajo los dos modelos: el modelo bilateral y el modelo
unilateral a cualquier tasa, ademas ya existe algún desarrollo en esta dirección (ver sección 4.2).
Casilla 1. Ventajas y Desventajas de un Fondo Multilateral MDL
Ventajas
Un enfoque multilateral distribuye los riesgos de los proyectos entre todos los inversionistas.
Permite la participación de un gran numero de inversionistas conservadores con muy poco capital.
Costos de transacción reducidos.
Mayor inclinación en la curva de aprendizaje.
Experiencia del BM y GEF en implementación de proyectos alrededor del mundo.
Desventajas
La relación directa entre el inversionista y el proyecto favorece la innovación tecnológica generando una identificación con el proyecto,
esto no ocurriría en un modelo multilateral.
Se concentraría el poder en el Fondo, no favoreciendo a la distribución geográfica equitativa de los proyectos.
Se favorecería a proyectos de gran escala en términos de cantidad reducida de CO2 por sus costos administrativos bajos.
Ineficiencia institucional, costos administrativos altos.
1
Global Environmental Facility – Fondo para el Medio Ambiente Mundial (FMAM).
139
E E N
B o l i v i a
2.3.3. El Modelo Unilateral
La idea principal del modelo unilateral es que los países en desarrollo pueden también financiar e
implementar proyectos por sí solos, independientemente de un inversionista extranjero. Los créditos
son logrados por la entidad del país en desarrollo y esta entidad puede, dentro del modelo unilateral,
vender internacionalmente las reducciones certificadas de emisiones (CERs). Este permiso de venta
de CERs es crucial, ya que para un país en desarrollo que no tiene un compromiso de reducción, el
CER no tiene ningún valor.
Muchos países en desarrollo han argumentado que ellos deberían poder invertir en proyectos y
poder vender los CERs resultantes a países del Anexo B (TERI, 1999). Costa Rica ha sido la
pionera en este enfoque con la creación de los “Certified Tradable Offsets” (Beaumont y
Merenson, 1999:22).
Casilla 2. El Modelo Unilateral - Una Evaluación
Por Wolfram Kägi
La aceptabilidad del modelo unilateral recae en una cuestión de contenido, se teme que los países en
desarrollo vayan a instrumentar proyectos que no son adicionales, produciendo CERs falsos. En contraste con
esta aseveración, el modelo unilateral tiene a su vez muchas ventajas significativas:
•
•
•
•
•
•
Los costos de transacción pueden ser reducidos, debido a que los actores domésticos saben como lidiar
con problemas locales mucho más eficientemente que los inversionistas extranjeros.
La evaluación de riesgo hecha por inversionistas nacionales es diferente a la de los inversionistas
internacionales. En países con problemas políticos, los inversionistas extranjeros son muy precavidos
mientras que los inversionistas nacionales permanecen confiados. Un ejemplo de esta situación es
Colombia.
Los inversionistas nacionales (en particular gobiernos) pueden tener estrategias de gestión de riesgo
preparadas.
La aceptabilidad del modelo unilateral abre una puerta a un número muy amplio y diferente de arreglos
contractuales y proyectos financiados por inversionistas nacionales e internacionales.
Si las entidades de los países en desarrollo producen CERs y los venden en el mercado mundial, reciben,
por definición, la ventaja de sobre oferta generada por el proyecto. Esto contrasta con la situación donde
el inversionista viene desde un país del Anexo B y se debe negociar el porcentaje de participación de los
CERs.
Para algunas categorías de proyecto, por ejemplo en el sector cambio en el uso de la tierra, las entidades
nacionales tienen un interés muy amplio en los proyectos y pueden ser las organizaciones que
naturalmente vayan a financiar y desarrollar los proyectos.
Necesitamos preguntarnos si las objeciones al modelo unilateral son válidas. Claramente, los países van a
tener incentivos para producir CERs falsos. De cualquier manera y en cualquier modelo, los inversionistas
MDL van a tener un incentivo para sobrevaluar las líneas de base y las emisiones, donde el hecho de que los
inversionistas sean domésticos o internacionales no hace una diferencia fundamental. A cualquier tasa, ya sea
que los proyectos sean financiados por países del Anexo B o por entidades no pertenecientes al Anexo B, las
líneas de base deben ser verificadas de manera independiente.
Finalmente, debe tenerse en mente que muchos de los países en desarrollo en este momento están pasando por
una reducción en inversión de capital. Entonces, a pesar de que el modelo unilateral sea aceptado, el uso de
esta oportunidad puede ser muy modesta y la inversión proveniente del MDL puede seguir siendo muy
importante.
140
E E N
B o l i v i a
2.3.4. Fungibilidad (Transabilidad) de CERs
Ha sido cuestionado que los CERs no puedan ser comerciables. Notablemente China ha asumido tal
posición (TERI, 1999). De acuerdo a esa posición, un inversionista MDL solamente podrá utilizar
el CER para cumplir con sus propios compromisos domésticos, pero no podría vendérselo a otra
parte. La no comerciabilidad de los CERs puede ser introducida en cualquiera de los regímenes de
MDL definidos previamente, sea este un modelo bilateral, multilateral o unilateral.
La no comerciabilidad de los CERs puede ser fácilmente eludida dentro de un sistema global de
intercambio de emisiones. Un país puede invertir en proyectos MDL y producir mayor cantidad de
CERs de los que requiere para lograr y cumplir sus propios requerimientos. El exceso de CERs en
este caso no podría ser vendido. De cualquier manera el país puede vender PAAs en el mercado
global y utilizar los CERs para cumplir sus propias metas de emisión. A través de la venta de los
PAAs, el país crea una necesidad adicional o uso adicional para los CERs, los cuales han sido
producidos por encima de la demanda nacional.
Debe notarse, sin embargo, que este “lavado de permisos de GEI” será significativamente
perjudicial en el caso de introducción de límites. En el caso de introducción de límites, los países
tendrían un porcentaje de reducción exclusivamente doméstica y un porcentaje para adquirir PAAs,
CERs y ERUs en el mercado internacional. Adicionalmente, un país del Anexo B no tiene ninguna
utilidad para los CERs que disponga sobre el límite que se le ha asignado.
Un ejemplo que puede ilustrar este caso podría ser el siguiente: asumiendo que Australia ha
cumplido sus compromisos establecidos por el PK sin necesidad de comprar CERs en el mercado
internacional, y asumiendo que a cualquier país del Anexo B se le permite comprar una cantidad de
CERs que corresponde al 3% de su cantidad total asignada. En este caso, Australia podría comprar
CERs, sin embargo, debido a que no necesita de estos para cumplir con su compromiso de
reducción de emisiones, podría vender una cantidad de PAAs que corresponde a la cantidad de
CERs comprada.
En el caso de que las reducciones certificadas de emisiones en realidad no sean transables existe la
posibilidad del desarrollo de precios distintivos para CERs y para PAAs (y también para ERUs si
estos tampoco fueran transables y si caen bajo restricciones de comercio). La magnitud de la
diferencia de precios dependerá de las funciones de oferta para los CERs, PAAs y ERUs y la
“capacidad de lavado” de CERs de los países pertenecientes al Anexo B.
2.3.5. Cámara de Compensaciones para el MDL (Clearinghouse)
Algunos autores han argumentado que el MDL debe tener una cámara de compensaciones
(clearinghouse) central, la cual podría aceptar y evaluar propuestas de proyectos e invitar a
inversionistas para los mismos, operando de la misma manera que un broker. Las invitaciones para
los inversionistas son ofrecidas de manera global y los inversores pueden presentar sus solicitudes a
141
E E N
B o l i v i a
esta. Las reducciones de emisiones son acreditadas al país solicitante exitoso (Hanisch, 1991;
Mintzer, 1994:46). Un proyecto de gran escala podría, posiblemente, ser dividido en varias partes.
Una posible ventaja puede estar referida a que comparado con el modelo bilateral, los costos de
investigación y de administración (por ejemplo para certificación) pueden ser reducidos. La entrada
al mercado por parte de empresas pequeñas puede ser mejorada. Los proyectos más pequeños,
donde los costos de administración forman una gran proporción del costo total, pueden beneficiarse
en particular. Una ventaja adicional puede ser que tal sistema puede crear cierto nivel de poder en el
productor y puede aumentar los precios de los CERs.
Las cuestiones críticas respecto a tal sistema son básicamente los costos administrativos altos,
generados por una institución centralizada. Muy problemático es el potencial rol de una cámara de
compensaciones para aceptar propuestas de proyectos. Por un lado, la evaluación puede ayudar a
aumentar la calidad de las propuestas de los proyectos. Por otro lado, la cámara de compensaciones
puede ganar un poder considerable. La decisión sobre la cual un proyecto sería desarrollado puede
que no sea tomada por el mercado, y más bien en una extensión considerable lo sería por la
administración de la cámara de compensaciones.
2.3.6. Intercambio de Proyectos MDL
Mintzer (1994) y Jepma et al. (1998) han puntualizado la posibilidad de establecer un intercambio
de proyectos donde cualquier parte interesada puede lograr información extensa y rápida, de todos
los proyectos disponibles en el momento, así como también de las oportunidades de financiamiento
de proyectos. Los proyectos podrían ser accesibles en una base de datos internacional en Internet.
2.3.7. MDL y Sumideros
Se mantiene una cuestión de discusión sobre si el aumento o preservación de los sumideros de CO2
será aceptado o no, bajo una categoría de proyectos MDL. La pregunta sobre si los sumideros van a
ser aceptados bajo el MDL afecta críticamente la oferta de CERs y el precio de mercado mundial
sobre los permisos de emisión de gases de efecto invernadero.
Bolivia ha asumido una posición a favor de la inclusión de actividades de uso del suelo, cambio de
uso del suelo y actividades forestales (LULUCF por sus siglas en inglés) en el MDL, la misma que
se ha estado negociando y presentando en las distintas reuniones internacionales de la CMNUCC.
Los argumentos son de carácter legal y también técnico. Para Bolivia y para muchos de los países
forestales no pertenecientes al Anexo I, la mayor fuente de emisión de GEI está referida a procesos
de cambio de uso de suelo, más específicamente a la deforestación. De esta manera, por reducir la
perdida de los bosques naturales en estos países a través de proyectos MDL, se obtendría un
142
E E N
B o l i v i a
beneficio importante para el planeta al disminuir aproximadamente el 25% de emisiones totales que
provienen del sector LULUCF a escala mundial (ver Anexo 3 - Posición Oficial de Bolivia).
2.4. Cumplimiento, Contabilidad y Viabilidad de Permisos de Emisiones
de Gases de Efecto Invernadero
El intercambio de los permisos de emisiones de GEI puede no resultar en una reducción de
emisiones globales en cumplimiento del objetivo del Protocolo de Kioto. Se necesita asegurar que
las emisiones globales sean reducidas y esto corresponda al 5,2% respecto a 1990 que ha sido
acordado por los países del Anexo B del PK.
Para lograr el compromiso, deben cumplirse dos condiciones:
a) Que los países del Anexo B deben tener, al final del período de compromiso, una cantidad de
permisos de emisiones de GEI, que corresponden a sus emisiones durante el período de
compromiso.
b) Los CERs de emisiones necesitan corresponder a un efecto de abatimiento de gases de efecto
invernadero real y adicional.
Para ilustrar la situación a continuación se presenta un ejemplo de incumplimiento por parte de un
país del Anexo B: un país X puede vender una gran cantidad de permisos de PAAs o ERUs en el
mercado internacional, logrando considerables retornos por sus ventas. Al final del período de
compromiso, el país encuentra que ha emitido más gases de efecto invernadero durante este
período, de los que se le permitió de acuerdo a los ERUs y PAAs que en ese momento tiene.
Entonces, posteriormente resulta que el país ha vendido una cantidad de ERUs y PAAs que hubiera
requerido para cumplir sus propios compromisos. La pregunta surge sobre quién en realidad está
fuera de cumplimiento: el país o la entidad que ha vendido mayor cantidad de ERUs o PAAs, o el
país que ha comprado las ERUs o PAAs de aquel país que ha vendido tales permisos de manera
excesiva.
Para los CERs la cuestión posiblemente es mucho más simple pero no menos problemática, ya que
un proyecto MDL en un país no perteneciente al Anexo B puede ser desarrollado y por alguna razón
resultar que los CERs comercializados no corresponden a un efecto de abatimiento de emisión
adicional. En proyectos forestales este puede ser el caso, si una plantación de carbono es
deforestada después de que los CERs hayan sido vendidos. En este caso surge la siguiente pregunta
sobre quién es responsable por los CERs emitidos sin respaldo real.
El problema necesita ser enfocado mediante la definición clara de las reglas de viabilidad. Además,
que está bajo discusión la fiabilidad del vendedor, del comprador y los modelos híbridos.
143
E E N
B o l i v i a
Para poder seguir la pista de los CERs falsos y sancionar aquellos de acuerdo con las reglas de
fiabilidad y viabilidad para el incumplimiento, todos los permisos de emisiones deben ser
registrados y contabilizados y deberán tener un número de serie. Posiblemente un organismo
internacional deberá registrar y documentar todas las transacciones, pero a pesar de que no todas las
transacciones sean documentadas, el número de serie puede permitir controlar, al final del período
de compromiso, cuáles permisos son válidos. A continuación se ilustra un ejemplo al respecto.
Situación Inicial:
País
PAAs
(Cantidad)
PAAs
(Números de Serie)
A
B
C
D
Total
120
120
140
380
1-120
120-240
240-380
1-380
Emisiones anuales
actuales
(1990)
32,5
32,5
35
10
110
Emisiones durante el
período de compromiso en
el caso Sin Comercio
120
120
140
80
460
Los países A y B deben reducir sus emisiones y las emisiones del país C deben permanecer
constantes y el país D no tiene un objetivo de reducción de emisiones. Mientras que el país D puede
emitir sin retener CERs, sus emisiones totales van a exceder la cantidad de los CERs emitidos,
alcanzando un nivel de 80.
Durante el período de compromiso, varios proyectos de IC o MDL serán implementados. El país C
desarrolla proyectos de IC y produce 40 ERUs con números de serie 381-420. El país C puede
aprobar la venta de estos créditos en el sistema internacional y como consecuencia 40 PAAs son
deducidas de su contabilidad nacional; las PAAs con serie 240-279 pierden su valor. Los
inversionistas provenientes del país A pueden desarrollar proyectos MDL en el país D y producir 20
CERs con números de serie 420-439 (de acuerdo al siguiente cuadro).
El intercambio es efectivo y descubrimos que los créditos son completamente confiables y que no
existe ninguna diferencia. Además, cualquier intercambio es posible. Solamente los créditos con los
números de serie 240-279 no son transados mientras que el registro central ha sido notificado de
que los créditos han perdido su valor.
Ahora tienen lugar las siguientes transacciones:
Permisos
(Tipo y cantidad)
20 CERs
5 PAAs
5 PAAs
7 CERs
40 ERUs
Número de
Serie
420-439
121-125
280-284
433-439
240-279
144
País de Origen
País Comprador
C
B
C
A
C
A
A
B
B
B
E E N
B o l i v i a
Al final del período de compromiso y durante el mismo se calculan las emisiones y se guardan los
permisos de emisión para el final del período de contabilización:
País
A
B
PAAs
(Canti
dad)
ERUs
(Cantidad)
CERs
(Canti
dad)
Número
de Serie
Permisos
Totales
Emisiones
actuales
durante el
período de
compromiso
13
420-432
125-240
280-284
433-439
240-279
285-380
1-380
138
138
120
7
40
C
D
Total
95
340
40
20
Emisiones
durante el
período de
compromiso
en el caso
Sin comercio
120
167
95
400
167
100
60
465
140
80
460
Para resumir los resultados: el país A ha emitido 138 y mantiene créditos por un valor de 138 y
además está en cumplimiento. El país B ha emitido 167 y mantiene créditos por un valor de 167 y
está en cumplimiento. El país C ha emitido 100 y solamente tiene créditos por 95, entonces no está
en cumplimiento. El país D ha reducido sus emisiones a 20 respecto a su línea de base. El número
de créditos totales ha aumentado en 20 por la inyección de CERs. Ahora existen 400 créditos en
circulación y las emisiones están en 465 incluyendo aquellas que provienen del país D, que puede
emitir sin necesidad de retener créditos. Aquellas 60 emisiones no tienen ningún problema. De
cualquier manera, las cinco unidades adicionales de emisión ahora son del país C que no ha
cumplido. En total, el compromiso global no ha sido logrado. Las sanciones ahora dependerán de
las reglas de fiabilidad. Con reglas estrictas para el vendedor, entonces el país C debe ser
sancionado.
Sin embargo, con reglas para el comprador, la situación se torna mucho más complicada. Para el
país C, por no haber cumplido con su compromiso de reducción, las ERUs producidas han perdido
su valor, entonces el país B que ha comprado las ERUs está fuera de cumplimiento. Por el número
de serie, se puede ver que el país B mantiene ERUs que provienen del país C. Si el país B, estando
en incumplimiento emite PAAs y los vende al país A y éstos pierden su valor, entonces el país A
tampoco está en cumplimiento. Adicionalmente, con las reglas de fiabilidad del comprador, varios
países pueden rápidamente perder sus créditos y esto generaría una reacción en cadena.
Una cuestión importante que se debe notar se refiere a que todas las cuestiones de fiabilidad pueden
ser resueltas mirando el destino final de los créditos. No todos los intercambios deben ser
registrados.
145
E E N
B o l i v i a
2.5. Intercambio Restringido (Límites)
Otras cuestiones adicionales se mantienen en discusión, por ejemplo si los países pertenecientes al
Anexo B podrán comprar la cantidad de permisos que requieran afuera de sus fronteras o si se va a
acordar un cierto porcentaje obligatorio de reducción de emisiones domésticas. En palabras del
Protocolo de Kioto, esto se expresa como: la venta o producción de créditos de emisión fuera de sus
fronteras necesita ser suplementaria a la acción doméstica. La pregunta es, sin embargo, cuánta
reducción de emisiones necesita realizarse de manera doméstica y cuánta puede ser cubierta por la
compra de CERs, ERUs o PAAs.
Existen dos argumentos que explican porqué el intercambio debe ser limitado:
1. El intercambio de permisos de emisión reduce los costos de reducción de emisiones, los cuales
reducen los incentivos para innovación tecnológica.
2. Existe el temor de que las reducciones de emisiones externas a las fronteras, no puedan ser
controladas y verificadas con la misma precisión que las reducciones de emisión domésticas.
El segundo se debe a que los países Anexo B tendrán sistemas de contabilidad internos estrictos que
les permitirán mantener un recuento de sus transacciones interna y externamente. Los países no
pertenecinetes al Anexo B no tienen este requerimiento de manera obligatoria.
De cualquier manera, limitar el intercambio trae también una cantidad de problemas administrativos
que pueden resultar ser relevantes al tener mayor cantidad de participantes, (Michaelowa/Dutschke,
1999). Por esta razón, pueden ser elegidos muchos procedimientos relacionados con las actividades
de entidades privadas:
§
El primero que llega - el primero que sale. Las compañías pueden comprar permisos hasta
lograr el límite. Después de eso los permisos pueden seguir siendo comprados, pero son
utilizados en el siguiente período de compromiso. En este sentido, los proyectos MDL pueden
ser ventajosos, puesto que los CERs ya pueden ser logrados desde el 2000. En lo que concierne
a los mecanismos de proyectos pueden surgir los siguientes problemas:
- Los créditos de un proyecto de IC o MDL pueden ser requeridos solamente antes de que el
límite sea logrado.
- Todos los créditos de proyectos de IC y MDL de un país inversor pueden perder su valor si
el límite ya ha sido logrado a través del intercambio de emisiones. Este procedimiento puede
crear una desventaja a largo plazo a los proyectos MDL/IC y a los proyectos con mayores
períodos de gestación.
§
Descuento proporcional al monto del límite excedido. Las compañías pueden comprar los
permisos hasta el final del período de compromiso. Después, el gobierno calcula el monto
146
E E N
B o l i v i a
agregado de los permisos adquiridos. Si sobrepasa el límite, cada permiso se descuenta de
acuerdo a la sobredemanda, por ejemplo, si el límite es 1 Mt de carbono y se compraron
permisos por 2 Mt, cada permiso se descuenta en un 50%. Este método puede llevar a un mayor
riesgo concerniente al precio real de los permisos adquiridos, ya que sólo es conocido después
del período de compromiso y depende de las decisiones de otras compañías. Compañías,
adversas al riesgo no invertirán en permisos. La incertidumbre puede reducirse permitiendo que
los permisos sean “bancables” (es decir, que puedan guardarse y sean válidos) hasta el siguiente
período de compromiso en vez de ser descontados. Estos permisos “bancables” serán
preferibles para cumplir el siguiente límite. En este caso, proyectos de larga duración serán
menos penalizados.
§
Localización discrecional del límite, de acuerdo a criterios tales como externalidades positivas,
nivel de innovación de los proyectos, diversificación en las fuentes de permisos. Los costos de
transacción, la falta de transparencia y las incertidumbres serán mayores en este caso.
Todos estos modos de colocación crearán desventajas para los mecanismos basados en proyectos
MDL/IC.
3. El Rol de los Actores Potenciales en el Mercado de Gases de
Efecto Invernadero
3.1. Introducción
En el mercado emergente de reducciones de GEI los gobiernos y ONGs, los negocios privados y
organizaciones internacionales, van a jugar un rol importante. Para identificar el rol de los actores
potenciales en el mercado de GEI, se analiza la cadena de valor de un proyecto potencial MDL y se
discute cuál es el rol de los diferentes actores en cada uno de los pasos. Adicionalmente, se enfoca
atención a los requerimientos que existen en el MDL.
El rol de los diferentes actores difiere de alguna manera dependiendo del modelo MDL que
finalmente será usado. Las Tablas Nº 3.1, 3.2 y 3.3 dan una visión de los roles de los diferentes
actores dependiendo de los diferentes modelos aplicados. A continuación se delinean los diferentes
pasos dentro de la cadena de valor de los proyectos MDL y van a ser puestos a consideración los
actores importantes o claves para cada paso.
Las siguientes consideraciones están enfocadas hacia el modelo bilateral y unilateral del MDL. En
el caso del modelo multilateral, una agencia desarrolla todos los proyectos y muchos de los roles
van a estar debajo de ella y serán asumidos por la misma.
147
E E N
B o l i v i a
3.2. Pasos de la Cadena de Valores de los Proyectos MDL
3.2.1. Desarrollo del Portafolio de Proyectos
En el primer paso son identificados los proyectos potenciales. Esto puede realizarse a través de
organizaciones internacionales como el Banco Mundial, gobiernos auspiciantes o inversionistas
internacionales (firmas privadas, gobiernos de países industrializados, intermediarios u ONGs). El
mercado se desarrollará de manera tal que el sector privado se moverá muy rápidamente dentro de
esta actividad.
3.2.2. Selección del Proyecto
Posteriormente, el inversionista seleccionará el proyecto que va a desarrollar y por lo tanto
financiar. De cualquier manera, dependiendo del rol que los gobiernos anfitriones quieran tomar,
seguramente van a querer formar parte del proceso de selección. El gobierno auspiciante puede
desear seleccionar cierto tipo de proyectos financiados por recursos del gobierno, de manera de
ofrecer proyectos parcialmente desarrollados a los inversionistas internacionales. También el
gobierno puede querer recomendar cierto tipo de proyectos a ser desarrollados por el sector privado
o incluso ciertos proyectos de mercado. Cuanto mayor sea el rol del gobierno de mercadeo de
proyectos (o inclusive financiamiento) más importante será definir el criterio de selección para el
proyecto MDL, el que va a decidir cuáles proyectos van a ser comercializados o promocionados o
inclusive financiados por este gobierno.
3.2.3. Aprobación del Proyecto
Los proyectos serán aprobados por el gobierno auspiciante y también por el gobierno del país
inversionista. Idealmente la aprobación del proyecto debe ser hecha en una etapa inicial, ya que los
proyectos aprobados serán mucho más atractivos para los inversionistas que los que no han sido
aprobados. Parece cuestionable si estos inversionistas financiarán una validación externa de los
proyectos si no están completamente seguros de que el proyecto es aprobado. Por otro lado, la
aprobación será muy difícil y dificultosa si el proyecto no ha sido desarrollado en un nivel de
detalle importante y tampoco ha sido validado.
Una opción es aprobar proyectos basados en ciertas condiciones. Alternativamente, un criterio de
aprobación muy claro puede ser publicado, el cual permitirá al inversionista evaluar si un proyecto
puede o no ser plausible de ser aprobado antes de entrar en costos de validación altos. Para mayores
detalles de los criterios de aprobación de proyectos por parte de los países auspiciantes se
recomienda ver el Capítulo 4.
3.2.4. Desarrollo del Proyecto - Estudio de Factibilidad
Los proyectos MDL tiene que ser planificados y diseñados en detalle y profesionalmente. Es
importante notar que estos son proyectos de inversión los cuales se desarrollarán con el objetivo de
148
E E N
B o l i v i a
producir un producto (CERs). En particular, tiene que desarrollarse un estudio de Línea de Base
cuidadoso para el caso sin proyecto, para poder ser comparado con el escenario con proyecto, de
manera de calcular la cantidad de CERs que el proyecto puede eventualmente generar de manera
adicional.
El desarrollo del proyecto y el estudio de factibilidad, probablemente tendrán que ser financiados
por el inversionista. Sin embargo, los gobiernos auspiciantes pueden también decidir desarrollar
este paso. Idealmente, el desarrollo de proyectos y el estudio de factibilidad deberá ser desarrollado
después de tener la aprobación del proyecto en su fase inicial de preparación, de manera de evitar
inversiones en actividades del proyecto, que podría no ser aprobado después.
3.2.5. Validación del Proyecto
Una validación externa de la planificación del proyecto (incluyendo el estudio de Línea de Base)
dará al inversionista una certeza adicional para decidir si continuar o no con el desarrollo del
proyecto. La validación tendrá que ser financiada por el inversionista en la mayoría de los casos, a
pesar de que algunos gobiernos auspiciantes puedan también decidir desarrollar este paso.
Existe una pregunta abierta sobre si la validación debiese o no realizarse por la firma
verificadora/certificadora. Por otro lado, se ha estado discutiendo que la validación, verificación y la
certificación deberían ser desarrolladas por diferentes firmas (Heister, 1999). Pero los costos serían
reducidos si la misma firma desarrolla los diferentes pasos.
Existe una ventaja adicional en que una firma desarrolle los diferentes pasos desde la validación
hasta la certificación. Después de la validación, la firma podría garantizar al operador del proyecto
de que va a certificar un número determinado de créditos, en caso de que el proyecto sea
implementado sin ningún tipo de vicio en el plan operativo de validación del proyecto.
Adicionalmente podría incrementar la utilidad de la validación y reducir la incertidumbre para los
inversionistas.
Si toda la validación, verificación y certificación son realizadas por diferentes firmas, la firma
verificadora y certificadora podrían utilizar estándares diferentes y llegar a un diferente resultado
después de que una firma ha validado el proyecto. Una validación, verificación y certificación
independientes, pueden también aumentar la credibilidad pero pueden también estar asociadas con
gran incertidumbre.
La reputación, la credibilidad, la experiencia y la independencia de aquellas entidades que van a
desarrollar la validación del proyecto son esenciales. Aquellas entidades en muchos casos serán
firmas internacionales, pero también pueden ser algunas entidades nacionales. Lo importante es su
independencia, transparencia y la calidad de sus servicios.
149
E E N
B o l i v i a
3.2.6. Implementación del Proyecto
El proyecto será desarrollado por el inversionista. El inversionista en muchos casos será una firma o
un gobierno de un país del Anexo B o fondos que manejen recursos financieros de varios
inversionistas MDL. En el caso de que el modelo unilateral sea aceptado por la conferencia de las
partes, también las entidades de países anfitriones podrían financiar estos proyectos, e incluso los
propios gobiernos de países no pertenecientes al Anexo I.
Los proyectos serán implementados en los países anfitriones en cooperación con firmas locales,
ONGs o también el gobierno. El sector financiero va a jugar un rol muy importante en este paso
mientras asiste en el financiamiento del proyecto.
3.2.7. Monitoreo
A fin de asegurar que finalmente el proyecto generará la cantidad de CERs previstos, el monitoreo
constante es inevitable. Por lo tanto, los datos del rendimiento o desempeño general del proyecto y
los flujos de GEI serán medidos. El monitoreo permite a la entidad que implementa el proyecto,
reaccionar de manera rápida si el rendimiento del proyecto se desvía del plan del proyecto
previamente validado.
Las mediciones de los flujos de GEI son relativamente directas en muchos de los proyectos
industriales, como también en la medición de energía. En el caso de proyectos de cambio de uso de
la tierra y actividades forestales se necesita un sistema de monitoreo más complejo que utilice
métodos de muestreo, imágenes satelitales, fotografías aéreas y posiblemente las más recientes
técnicas existentes como la videografía.
El monitoreo será desarrollado o implementado típicamente por la entidad ejecutora del proyecto.
Muy probablemente especialistas nacionales van a estar involucrados en estas tareas, pero también
es posible comprometer a firmas internacionales para poder realizar esta tarea, donde los expertos
internacionales estarán involucrados con el objetivo de crear y desarrollar la capacidad local durante
la vida del proyecto, para reducir la necesidad de expertos internacionales en el futuro.
3.2.8. Verificación
Los datos del monitoreo de gases de efecto invernadero serán verificados por una firma
independiente. Como resultado de este paso de verificación se produce un protocolo de monitoreo y
verificación de gases de efecto invernadero.
3.2.9. Certificación
El protocolo de verificación y monitoreo de gases de efecto invernadero es la base para la
certificación de los permisos de emisión de GEI. En la ausencia de un impedimento internacional
sobre el cálculo de los permisos de emisión de GEI en general y en particular de los CERs, la
150
E E N
B o l i v i a
certificación puede desarrollarse de acuerdo a los estándares del certificador. Si los créditos se
transforman finalmente en CERs, queda como un asunto con cierto nivel de incertidumbre.
Claramente la Conferencia de las Partes de la CMNUCC (COP) va tener que jugar un rol decisivo
en fijar las reglas para la certificación. Posiblemente sea suficiente con acreditar un número de
certificadores y confiar en reglas y estándares que se desarrollen en el tiempo. Es posible que deba
responsabilizarse a un organismo internacional (probablemente de Naciones Unidas) como
acreditador de las firmas certificadoras.
Dicho organismo debería fijar los requisitos y exigencias mínimas que deberán cumplir las firmas
certificadoras, fijar los procedimientos y estándares de la Certificación y asegurar la transparencia
de todo el proceso de Certificación.
3.2.10. Uso de los Créditos
Por último los créditos tendrán que ser utilizados o vendidos y el saber que actores estarían
envueltos en este paso, depende crucialmente del modelo que se use para el comercio de GEI, el
cual es discutido en la siguiente parte del capítulo. En todo caso se espera que el sector financiero
jugará un rol vital en este paso.
La forma en que se realicen los intercambios será crucial para permitir un comercio transparente de
permisos de emisión. Ellos jugarán un rol decisivo en determinar los precios y reducir los costos de
transacción.
El programa de intercambio de los Estados Unidos sobre SO2 y el existente mercado de permisos
transables de emisión ha mostrado que los “brokers” son muy importantes en el comercio de
permisos, tanto en el intercambio como también en las transacciones bilaterales. Ellos reportan las
transacciones al registro doméstico y mantienen las cuentas de los clientes. Los “brokers” son
también importantes para difundir la información2, especialmente en el estado cambiante del
mercado.
3.3. Revisión del Rol de los Actores Dependiendo del Modelo para el
MDL
La siguiente tabla nos da una visión del rol de los diferentes actores dentro del mercado del MDL,
en relación con los diferentes modelos de diseño MDL. El propósito de las siguientes tablas es el de
ilustrar de manera teórica el posible rol de los diferentes actores, así como los pasos a llevarse a
cabo en el diseño e implementación de un proyecto MDL bajo distintos modelos. Debido a que las
reglas del juego se encuentran aún en construcción esta asignación de roles y pasos es preliminar.
2
Ver: www.natsource.com
151
E E N
B o l i v i a
Tabla 3.1. Rol de los Actores en el Caso del Modelo Bilateral MDL.
Identificación /
Portafolio del
Proyecto
Gobier Inversio
no
nistas
Anfitri doméstic
ón
os
Selección
x
Aprobación
x
Firma
/ONG del
país
anfitrión
Gobier
no
Anexo
B*
Inversi
onista
Anexo
B
x
x
x
Cuerp
o
MDL
Agencia
Multilater
al / Banco
Mundial*
Firma
Sector
Indepen Financie
diente
ro
X
x
x
Validación
x
Desarrollo
x
x
Implementación
x
x
x
Monitoreo
x
x
x
Verificación
x
x
X
x
x
x
(x)
(x)
x
Certificación
X
Registro
X
x
Venta de Créditos
x
x
x
*Donde los gobiernos de los países del Anexo B y agencias multilaterales son inversionistas MDL,
ellos asumirán el rol descrito para los Inversionistas del Anexo B.
( ) Sujeto a cambios de acuerdo a reglas por acordarse para el PK.
Fuente: Elaboración propia.
Tabla 3.2. Rol de los Actores en el Caso del Modelo Unilateral MDL.
Identificación /
Pipeline del
Proyecto
Gobie Inversio Firma Gobie Inversio
rno
nistas
/ONG
rno
nista
Anfitri domésti del país Anexo Anexo
ón
cos
anfitrion
B*
B
Selección
x
Aprobación
x
X
x
X
Cuerpo
MDL
x
Agencia
Firma
Sector
Multilater Indepen Financie
al / Banco diente
ro
Mundial*
X
X
Validación
x
Desarrollo
x
X
x
Implementación
x
X
x
x
Monitoreo
x
X
x
x
Verificación
X
x
X
x
(x)
(x)
x
X
Registro
X
x
x
x
Certificación
Venta de Créditos
x
X
x
x
x
* Donde los gobiernos de los países del Anexo B y agencias multilaterales son inversionistas MDL,
ellos asumirán el rol descrito para los Inversionistas del Anexo B.
( ) Sujeto a cambios de acuerdo a reglas por acordarse para el PK.
Fuente: Elaboración propia.
152
E E N
B o l i v i a
Tabla 3.3. Rol de los Actores en el Caso del Modelo Multilateral MDL.
Identificación /
Pipeline del
Proyecto
Selección
Aprobación
Validación
Desarrollo
Implementación
Monitorieo
Verificación
Certificación
Registro
Venta de Créditos
Gobi Inversioni Firma Gobier Inversio
erno
stas
/ONG
no
nista
Anfit doméstico del país Anexo Anexo
rión
s
anfitrión
B*
B
x
x
x
x
x
x
(x)
x
x
x
x**
x**
x**
Cuerpo
MDL
X
X
X
X
X
X
X
(x)
X
Agencia Firma
Sector
Multilat Indepen Financie
eral /
diente
ro
Banco
Mundial
*
(x)
(x)
(x)
(x)
(x)
(x)
x
x
X
* Donde gobiernos de los países del Anexo B y agencias multilaterales son inversionistas MDL,
ellos asumirán el rol descrito para los Inversionistas del Anexo B.
** Inversionistas del Anexo B estarán envueltos principalmente en el financiamiento del MDL.
( ) Sujeto a cambios de acuerdo a reglas por acordarse para el PK.
Fuente: Elaboración propia.
4. Productos Financieros
4.1. Introducción
Los proyectos MDL son proyectos de inversión y como otros proyectos de inversión, los fondos de
inversión van a tener ventajas para los inversionistas relacionados a su nivel de riesgo y efectos
positivos debido al poder del mercado de los fondos. Además, los riesgos asociados con las
inversiones MDL van a estar al menos parcialmente asegurados. El mercado de carbono va a ser un
mercado muy similar a un mercado de mercancias (commodities). Los contratos de futuro y las
opciones van a jugar un rol muy importante y en este capítulo se trata de delinear los méritos de los
diferentes productos financieros dentro del contexto MDL y del mercado de carbono.
4.2. Fondos de Carbono y Otros Productos Financieros
Los resultados del modelo y de los estudios presentados en la Sección 5 de este Capítulo aplican
para un futuro relativamente distante (2010), aunque actualmente se puede encontrar una real, pero
limitada demanda de CO2. Esto incluye fondos de carbono y programas gubernamentales de compra
de CO2 crecientes y en desarrollo, como también transacciones de mercado individuales,
mayormente a través de agentes de negocios (brokers) de firmas especializadas.
153
E E N
B o l i v i a
A continuación, se presenta un resumen de las actividades en proceso para ilustrar que las
actividades de comercio y transacciones de tipo MDL y de comercio de emisiones actualmente se
están efectuando, y que ya no son estrictamente hipotéticas.
4.2.1. Fondos de Carbono en la Actualidad
Varios fondos de carbono están actualmente en desarrollo. Los ejemplos más relevantes hasta la
fecha incluyen:
§
§
§
§
El Fondo Prototipo de Carbono (Prototype Carbon Fund – PCF) del Banco Mundial
El Dexia-Fondelec Energy Efficiency, Fondo de Reducción de Emisiones (con participación del
Banco Europeo de Desarrollo y Reconstrucción, EBRD)
El Credit Lyonnais Clean Development Fund.
El UBS “Climate Value Product” (denominación a decidirse).
Entre estos fondos, el PCF es probablemente el más avanzado y más adelante se realiza una
descripción más detallada del mismo.
El fondo Dexia-Fondelec ha cerrado recientemente su primer trato y recibió compromisos por
aproximadamente 60 millones de $US, mientras los otros dos fondos están en un estado de avance
menor. Los datos que se muestran a continuación ilustran el interés de los inversionistas en la
mediación de los fondos para transacciones MDL/IC, a pesar del hecho de que tales transacciones
tienen aún un alto nivel de riesgo debido a las cuestiones por resolver a nivel de las negociaciones
internacionales sobre cambio climático (en especial reglas, modalidades, guías para los mecanismos
de flexibilidad del PK, etc.).
Tabla 3.4. Características de los Fondos de Carbono en Desarrollo.
Volumen Meta
(millones de $US)
Compromisos
(Año 2000, millones
de $US)
Enfoque de los
Proyectos
Retorno Esperado
PCF
Dexia / Fondelec
/ EBRD
Crédit
Lyonnais
UBS
150
incremento a 180
en consideración
100 – 150
400
~100
~135
~ 60
--
--
Energía
Renovable
IC Eficiencia
energética
MDL (Eficiencia
energética)
MDL+IC
Créditos
>20%
+ Créditos como
sea posible
>15%
+ Créditos como
sea posible
Financiero +
Créditos
Fuente: Brodman, 2000 ( recopilación propia)3.
3
Los datos corresponden a Septiembre del 2000 y están sujetos a frecuente revisión, ya que los fondos se
encuentran en desarrollo.
154
E E N
B o l i v i a
4.2.2. Fondo Prototipo de Carbono (Prototype Carbon Fund - PCF)
El Banco Mundial ha creado el Fondo Prototipo de Carbono (Prototype Carbon Fund) el cual se
espera que operará con proyectos correspondientes a los Art. 6 y 12 del Protocolo Kioto. El fondo
operará como un Trust Fund (Fondo de Confianza) administrado por el Banco Mundial y financiado
por participantes del sector privado y público.
Las contribuciones de los participantes se desembolsarán por el Banco Mundial para financiar la
reducción de emisiones (90% de las inversiones) que cumplan los requerimientos impuestos por la
CMNUCC y el Protocolo de Kioto. El Banco asegurará que los proyectos son certificados de
acuerdo a los criterios a ser desarrollados bajo el emergente marco regulatorio de la CMNUCC y el
Protocolo de Kioto, acuerdos internacionales de relevancia y/o leyes nacionales. Cada participante
recibirá una participación en los créditos que se generen de acuerdo a su contribución al Fondo. Los
participantes pueden utilizar los créditos que reciben para equiparar sus emisiones de GEIs o vender
los mismos. El Fondo se lanzó en Enero del 2000, con una capitalización inicial de $us 85 millones.
Los inversionistas en este fondo incluyen a cuatro países (Finlandia, Noruega, Suecia y Holanda)
como también patrocinadores privados (seis empresas eléctricas japonesas, la belga Electrabel y la
casas de comercio japonesas Mitsui y Mitsubishi).
Estrategia de Desarrollo del Portafolio
En términos generales, el PCF desarrollará un portafolio de proyectos con la intención de lograr un
balance global en el número de proyectos de países con economías en transición y en desarrollo.
Se pretende dar un énfasis en el desarrollo de proyectos en el área de energías renovables, eficiencia
energética y adicionalmente, un número pequeño de proyectos LULUCF sería identificado.
El PCF intenta gestionar fondos para quince a veinte proyectos, e identificar, preparar y aprobar
estos proyectos en los tres primeros años de operación. La experiencia muestra que la mayoría de
los proyectos deberá ser identificada dentro de los primeros doce meses de la implementación del
fondo para establecer las negociaciones antes de Junio del 2003.
En términos de costo y precio, el PCF intenta identificar proyectos donde el costo de generación de
reducciones de emisiones está en el orden de 1-3 $US t/CO2. En tales casos el PCF espera negociar
un precio ajustado por riesgo de 2-5 $US t/CO2.
El PCF hará el esfuerzo de negociar un financiamiento donde el precio de los certificados sea
pagado contra la entrega de los mismos después de que la verificación periódica se haya hecho.
En los casos donde los proyectos requieren financiamiento de capital inicial, el PCF tratará de
limitar el financiamiento inicial al costo de generación de reducciones de emisiones. Como el PCF
asume gran riesgo en este tipo de proyectos, el precio de negociación para la reducción de las
emisiones será menor.
155
E E N
B o l i v i a
El costo de las reducciones de emisiones también dependerá del periodo de tiempo de la compra de
las emisiones. Un proyecto típico de reducción de emisiones tiene un ciclo de vida mayor a veinte
años. Si las reducciones de emisiones se podrán adquirir sólo al final del primer período de
compromiso (2012), el costo de reducción de las emisiones será proporcionalmente más alto. Si el
acuerdo de reducción de emisiones o de compra con el proponente va más allá del tiempo de vida
del PCF (2012), se deberán hacer arreglos para la distribución de los activos del PCF. En los casos
en que el acuerdo de compra con el PCF expire el 2012, el precio acordado de los certificados debe
reflejar la transferencia de las reducciones de emisiones al proponente después del 2012.
Distribución Regional de los Proyectos del PCF
Se espera que el PCF tendrá de dos a cuatro proyectos en Africa, tres a cinco en Asia, dos a tres en
Latinoamérica y siete a diez en países con economías en transición. Existen actualmente proyectos
en distintos grados de desarrollo, los cuales se espera terminar para el 2001.
4.2.3. Brokers de GEI
En analogía con brokers tradicionales, los brokers de GEI buscan concretar y facilitar las
transacciones entre los compradores y vendedores de Certificados de GEI. En otras palabras, el
negocio de los brokers trata de emparejar la demanda con la oferta de GEI. Como ejemplos de
brokers se tiene a la firma americana Natsource 4, la cual ha estado involucrada en el comercio
doméstico de permisos de contaminación del aire (SO2, NOx) hace unos años atrás en los EE.UU.
Actualmente, Natsource reporta pocas transacciones de GEI al mes, reflejando el estado
embrionario del mercado global de GEI. Sin embargo, estas transacciones indican que existe alguna
demanda y oferta, como también un vívido interés por el mercado de intermediarios y brokers.
4.2.4. Seguros
El propósito del seguro es el de rembolsar a los individuos por las pérdidas en propiedad o bienes
raíces, salud, plantaciones, vida, etc. El seguro puede definirse en forma general como una
provisión frente a las catástrofes, es decir, el seguro efectivamente convierte una pérdida en una
expensa formada por un deducible y un premio por riesgo. La industria del seguro mantiene la
equidad del riesgo mediante la fijación de los premios por riesgo y el cambio climático presenta un
problema único para evaluar el riesgo en la industria de seguros.
La evaluación del riesgo ha estado basada en el supuesto de que los acontecimientos en el pasado,
pueden reflejar adecuadamente lo que va a pasar en el futuro. Los climatólogos no están
convencidos de que los resultados del cambio climático puedan predecirse con certeza y sustentan
la opinión que los cálculos sobre el cambio climático relacionado al riesgo deberían estar basados
4
Ver: www.natsource.com
156
E E N
B o l i v i a
en expectativas del futuro y no del pasado. En este sentido, es necesario buen conocimiento
científico en combinación con técnicas de ingeniería y de análisis financiero.
Los seguros deberán tomar un rol importante dentro del mercado de GEI y en la comercialización
de permisos de reducción de emisiones. Sin embargo, esto no se espera en el mediano plazo, ya que
la industria de seguros está preocupada debido a que considera que el cambio climático y sus
consecuencias poco predecibles pueden quebrar a la industria del seguro5.
La industria del seguro consiste en tres principales actores, tenedores de pólizas (los asegurados),
aseguradores primarios (compañías de seguros) y los reaseguradores (las compañías aseguradoras
que aseguran a los aseguradores primarios). El nivel del riesgo que las compañías aseguradores
enfrentan está influenciado por dos factores: la probabilidad de que el evento ocurra (ej. tornado) el
que resulta en la pérdida del tenedor de la póliza y la probabilidad de que el mismo no podrá cubrir
la pérdida asociada al evento. Si el clima en realidad está cambiando entonces supuestos sobre
eventos catastróficos no pueden ser hechos basados en experiencias pasadas, como ya se mencionó
anteriormente. Por lo tanto, las compañías aseguradas ya no pueden calcular el riesgo basados en
datos históricos sino deberán ver al futuro para calcular y mitigar el riesgo. El tamaño de la
industria del seguro es de 160000 millones de $US al año. Si la industria debiese incurrir en
pérdidas por los huracanes en el caribe e inundaciones en México en el mismo año, existe la
probabilidad de que las reservas se reduzcan y que la industria no pueda cubrir todos los reclamos y
quiebre.
4.2.5. Futuros
Un contrato de futuro es un acuerdo obligatorio entre dos partes, donde una parte acuerda vender a
la otra una cantidad estándar de un commodity o un instrumento financiero, en una fecha específica
del futuro, a un precio acordado hoy. Los inversionistas pueden utilizar futuros financieros para
transferir el riesgo de mantener posiciones de largo o de corto plazo en instrumentos de renta fija a
otros participantes (hedgers, especuladores o arbitrajes) que estarían dispuestos a asumir el riesgo.
Un contrato de futuro obliga al vendedor a vender el commodity o el instrumento financiero, a
menos que el contrato se haya vendido a otra parte antes del día acordado. Los contratos de futuro
son transados en “exchanges”, no son vendidos sobre el mostrador. El intercambio especifica el
tamaño del contrato y el día de entrega estándar, y regula los procedimientos de intercambio y
acuerdo. Como resultado de la estandarización, los contratos de futuros, se han convertido en
instrumentos líquidos en el mercado. Adicionalmente, futuros financieros han experimentado un
crecimiento tremendo en los recientes años por la creciente volatilidad de las tasas de interés. Se
espera que este instrumento sea ampliamente utilizado en el intercambio de CERs, PAAs y ERUs,
en la medida que el mercado se desarrolle y las reglas del juego estén definidas.
5
Frank Nutre, Presidente de la Asociación Americana de Reaseguros (Nutre, 1996)
157
E E N
B o l i v i a
4.2.6. Opciones
La forma más simple de un derivado es un contrato de opción. Las opciones permiten al tenedor
comprar (call) o vender (put) un activo a un precio predeterminado, conocido como el precio de
ejercicio, dentro de cierto período de tiempo. Una opción es esencialmente un supuesto entre dos
partes sobre el futuro del mercado. Por ejemplo, el tenedor de una opción de compra cree que el
valor de un CER se va a incrementar y el vendedor de una opción de venta, conocido como el
“option writer” cree que el valor del CER va a decrecer o caer. La opción de compra le cuesta 200 $
al tenedor y le otorga a él o ella el derecho de comprar cien CERs por 50 $ cada uno en cualquier
momento de los próximos tres meses. Si los CERs aumentan a 65 $ cada uno, el tenedor va a
ejercitar su opción de compra y comprará cien CERs a 50 $ cada uno. Entonces el tenedor venderá
los CERs en el mercado con una ganancia neta de 1300 $.
El “option writer“ está obligado a vender los CERs al tenedor de la opción. Por otro lado, si el valor
de mercado de los CERs permanece en $50, o cae a un valor menor, el tenedor no va a ejercitar la
opción porque puede comprar los CERs al mismo precio o a menor en el mercado. Por lo tanto, en
un escenario pesimista, si el precio del CER cae, el tenedor de la opción de compra pierde 200 $, el
premio por riesgo pagado al “option writer“. Es importante notar que una opción no representa un
derecho de propiedad sobre un activo, solamente el derecho de venderlo o comprarlo. Las opciones
son realizadas por una tercera parte, usualmente el intercambio de opciones se realiza en varios
mercados y países.
La determinación del valor de una opción de un CER será la cuestión más importante en el uso de
este producto financiero, el valor del CER en el tiempo asociado a un riesgo de reversabilidad alto
hace la diferencia con las mercancias (commodities), así como también, se tendrán diferentes
instrumentos de intercambio de CERs, PAAs y ERUs donde cada uno tendrá una característica de
riesgo diferente y por lo tanto éstas deberán traducirse para el intercambio libre entre opciones
asociadas a estos instrumentos de intercambio.
4.2.7. Programas de financiamientos para proyectos de mitigación de GEI
a) Programa Holandés ERU-PT
En la primavera del 2000, el gobierno Holandés ha inaugurado su Emissions Reduction Units
Procurement Tender (ERU-PT)6, a través del cual pretende adquirir ERUs en compras de por lo
menos 3 millones de $US. Para este programa 1 ERU corresponde a 1 tonelada de CO2 equivalente,
reducida en el período 2008-2012. No se comprarán reducciones de emisión logradas antes del
2008. El programa ERU-PT contribuirá a lograr la meta de reducción de Holanda bajo el Protocolo
de Kioto. Las transacciones del ERU-PT se basarán en el mecanismo de implementación conjunta
(IC) y adicionalmente están restringidas a actividades de reducción de emisiones o al incremento de
sumideros en países del Anexo I. El programa ofrece pago por adelantado a los ofertores de ERUs,
6
Ver: http://www.senter.nl/erupt/
158
E E N
B o l i v i a
los cuales después implementarán los proyectos de IC. Generalmente, se realizaran procedimientos
de precalificación.
De acuerdo a la planificación del programa, el Gobierno Holandés espera otorgar contratos a los
ofertantes más apropiados en la primavera del 2001. Los ofertantes entre otros criterios, serán
seleccionados basados en el precio al cual ofrecen las ERUs y en la viabilidad del proyecto.
No se aplicará ninguna limitación en precio a las ERUs. Senter International ha estimado que el
precio de mercado para 1 ERU estará en el rango de 10 NLG (4,54 EUR) a 20 NLG (9,08 EUR). El
tamaño de una oferta a ERU-PT debe ser de por lo menos 500000 ERUs.
b) Comercio de CERs en Actividades Forestales
En marzo de 1998, los Ministerios de Medio Ambiente y de Agricultura y Naturaleza de
Dinamarca, como también varias organizaciones privadas y no gubernamentales (como Face y
Greenfound National Foundation), acordaron cooperar para desarrollar un sistema de comercio de
CERs de CO2 que resulten de proyectos de secuestro en el sector forestal. El objetivo del sistema es
el de recolectar capital para proyectos de reforestación, aforestación y conservación de bosque
mediante la venta de CERs de CO2. El gobierno de Dinamarca realizó una inversión inicial de 12,5
millones de $US para plantaciones de nuevos bosques. Los CERs que resulten de estos proyectos
serán comercializados en un mercado de acciones sui generis, operado por la National Greenfund
Fundation.
Inicialmente, sólo proyectos forestales dentro de Dinamarca son elegibles para el esquema y los
CERs sólo pueden comercializarse domésticamente. Los Créditos serán aceptados como
compensaciones de mitigación de GEI bajo la política doméstica.7
5. Análisis de Mercado
5.1. Introducción
En los últimos cinco años, ha surgido una vasta literatura sobre el precio potencial de mercado de
CO2. Bolivia, como país pequeño con relación al mercado mundial de gases de efecto invernadero o
de reducciones de CO2 será un tomador del precio en este mercado y el resultado de los modelos del
mercado mundial, podrán ser aplicados a Bolivia sin tener que tomar en cuenta su oferta de
reducciones de GEI.
Este capítulo resume y discute críticamente los resultados de tales modelos. Para comenzar, se hace
una revisión de la demanda mundial, oferta y precios de los créditos, a continuación se presentan los
7
Ecosecurities, Diciembre 1999.
159