PRODUCTOS ANALÍTICOS PARA APOYAR LA TOMA DE DECISIONES SOBRE ACCIONES DE MITIGACIÓN A NIVEL SECTORIAL: CURVAS DE ABATIMIENTO PARA COLOMBIA

DOCUMENTO GENERAL (Resumen Ejecutivo)

Preparado para Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo en Colombia Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible

Director Eduardo Behrentz

Co-Investigadores Ángela Cadena, Ricardo Delgado, Mónica Espinosa, Mario Hernández, Mario Londoño, Juan C. Márquez, Katherine Ovalle, Ramón Rosales

Investigadores Armando Corredor, Melisa de la Ossa, Lina Henao, Sebastián Joya, Luz C. Montoya, Catalina Peña, Juan F. Pérez, Andrea Prada, Eliana Y. Ortiz, Ana M. Rojas, Laura V. Saavedra, Marcela Zambrano

Grupo de Estudios en Sostenibilidad Urbana y Regional Universidad de los Andes Bogotá, Colombia Abril 2014

Tabla de contenido Aspectos generales .............................................................................................................................. 1 Agradecimientos ................................................................................................................................. 2 1.

Introducción ................................................................................................................................ 4

2.

Metodología ................................................................................................................................ 5 2.1. 2.2. 2.3.

3.

Resultados ................................................................................................................................... 9 3.1. 3.2.

4.

Línea base de emisiones ...................................................................................................... 9 Opciones de mitigación y análisis de costo efectividad..................................................... 14

Interacción sectorial .................................................................................................................. 31 4.1. 4.2. 4.3. 4.4. 4.5. 4.6.

5.

Línea base de emisiones ...................................................................................................... 6 Opciones de mitigación para el contexto nacional .............................................................. 7 Análisis de costo efectividad y curvas de abatimiento ........................................................ 7

Sector agropecuario y otros sectores.................................................................................. 33 Residuos y otros sectores ................................................................................................... 33 Transporte y otros sectores ................................................................................................ 35 Industria y otros sectores ................................................................................................... 35 Sector residencial y otros sectores ..................................................................................... 36 Petróleo, gas, carbón y otros sectores ............................................................................... 36

Conclusiones y recomendaciones.............................................................................................. 37

Referencias ........................................................................................................................................ 39

Aspectos generales

En este documento se presenta el resumen de los resultados generales del estudio “Productos analíticos sectoriales para apoyar la toma de decisiones sobre acciones de mitigación a nivel sectorial”. Dicho trabajo se enmarca en el contrato de servicios profesionales número 0000018768 de 2013, celebrado entre el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo en Colombia (PNUD) y la Universidad de los Andes, con supervisión del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible (MADS). Los resultados aquí reportados son producto, en parte, de un proceso de consulta a expertos sectoriales, en donde se reflejan las opiniones de los mismos en lo que se refiere a las medidas y estrategias encaminadas a la mitigación de emisiones de gases causantes de cambio climático. Se resalta que los resultados son altamente sensibles a los supuestos y suposiciones de los modelos utilizados y que resulta esencial mantener un esfuerzo continuo para su actualización en donde se incorpore la mejor información disponible a medida que ésta se vaya generando. Este estudio corresponde a la segunda etapa del proyecto “Estudio de curvas de abatimiento y potenciales de mitigación en los sectores agropecuario, transporte, residuos, minería y energía.” realizado bajo el contrato número 2112394 de 2011 entre el Fondo Financiero de Proyectos de Desarrollo (FONADE) y la Universidad de los Andes. Los resultados de esta etapa del estudio actualizan y reemplazan por completo los publicados en la fase previa. Los análisis sectoriales y los anexos técnicos complementarios a este documento se encuentran documentados en las secciones 1 a 5 del informe final del estudio. En la Sección 1, se presenta la metodología y los resultados del análisis del sector agropecuario, la Sección 2 es sobre el sector residuos, la Sección 3 comprende los análisis del sector transporte, en la Sección 4 se expone la metodología y resultados de los sectores que conforman la oferta de energía (generación eléctrica en el sistema inteconectado nacional, generación eléctrica en zonas no interconectadas, petróleo, gas y carbón) y la Sección 5 comprende los análisis desarrollados para los sectores industrial y residencial. En un documento adicional se presenta la recopilación de las relatorías de los eventos de participación de expertos sectoriales, así como un análisis de dicho proceso de participación.

1

Agradecimientos

El desarrollo de este estudio fue posible gracias al apoyo de la Dirección de Cambio Climático del MADS, al Departamento Nacional de Planeación (DNP) y la labor de coordinación realizada por el PNUD. Se reconoce la tarea ejercida por los consultores sectoriales de la Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional (USAID por sus siglas en inglés) quienes desde los ministerios facilitaron la interacción con el equipo técnico de la Universidad. De manera muy especial se agradece la participación de los expertos de las diversas instituciones quienes activamente participaron en los talleres realizados a lo largo del estudio: Acerías Paz del Río S. A., Asociación Colombiana de Gas Natural (NATURGAS), Asociación Colombiana de Fabricantes de Autopartes (ACOLFA), Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Asociación Colombiana de Ingeniería Sanitaria y Ambiental (ACODAL), Asociación Colombiana de Gas Natural, Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (ACOLGEN), Asociación Colombiana de Industrias Plásticas (ACOPLÁSTICOS), Alpina Productos Alimenticios S. A., Biotech Ambiental S.A.S., Asociación Nacional de Productores de Leche (ANALAC), Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG), Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (ANDESCO), Asociación Nacional de Empresarios de Colombia (ANDI), Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Apiros S.A.S., Cementos ARGOS, Asociación de Cultivadores de Caña de Azúcar de Colombia (ASOCAÑA), Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica (ASOCODIS), Asociación Colombiana de Productores de Concreto (ASOCRETO), Banco de Desarrollo Empresarial y Comercio Exterior de Colombia (BANCOLDEX), Bavaria S. A., Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Biogás Doña Juana en Gas Natural, Embajada Británica, Center for Clean Air Policy (CCAP), Centro Andino para la Economía en el Medio Ambiente (CAEMA), Corporación Andina de Fomento (CAF), CAIA Ingeniería Ltda., Calderas Continental, Cámara Colombiana de la Construcción (CAMACOL), Carbon Decisions International, Cátedra UNESCO de Sostenibilidad, Cámara de Comercio de Bogotá (CCB), Consejo Empresarial Colombiano para el Desarrollo Sostenible (CECODES), CELSIA S.A. E.S.P., CEMEX COLOMBIA S.A., Centro de Estudios de la Construcción y Desarrollo Urbano y Regional (CENAC), Centro Nacional de Investigaciones de Café (CENICAFÉ), Centro Interdisciplinario de Estudios Agrarios (CIEA), Centro Internacional de Agricultura Tropical (CIAT), Centro para la Investigación en Sistemas Sostenibles de Producción Agropecuaria (CIPAV), CODENSA S.A. E.S.P., Empresa Generadora y Comercializadora de Energía (EMGESA), Compañía Colombia de Inversiones S. A. E.S.P. (COLINVERSIONES), Compañía Nacional de Chocolates, Consejo Colombiano de Construcción Sostenible (CCCS), Consejo Colombiano de Eficiencia Energética (CCEE), Constructora Bolívar, Conservación Internacional Colombia, Corporación Colombiana de Investigación Agropecuaria (CORPOICA), Corporación Ambiental Empresarial de la Cámara de Comercio de Bogotá, Corporación Andina de Fomento (CAF), Corporación para la Energía y el Medio Ambiente (CORPOEMA), Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), Daimler Colombia S.A., Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE), Departamento Nacional de Planeación (DNP), Empresa de Acueducto y Alcantarillado de Bogotá (EAAB), Econcept S.A.S, ECOPETROL S. A., ECOTHERMIA, Corporación ECOVERSA, ECOPULPA S.A, Embajada del Reino de los Países Bajos, Embajada de la República Federal de Alemania, EMBARQ, Econometría Consultores, ENDESA COLOMBIA, Environmental Business and Technologies Ltd., Empresas Públicas de Medellín (EPM), Empresa de Energía del Pacífico 2

(EPSA), Empresa de Telecomunicaciones de Bogotá S.A. E.S.P (ETB), Escuela Colombiana de Ingeniería, Federación Nacional de Biocombustibles de Colombia (FEDEBIOCOMBUSTIBLES), Federación Colombiana de Ganaderos (FEDEGAN), Federación Colombiana de Productores de papa (FEDEPAPA), Fundación para la Educación Superior y el Desarrollo (Fedesarrollo), Federación Nacional de Arroceros (Fedearroz), Federación Nacional de Cacaoteros de Colombia (FEDECACAO), Federación Nacional de Cultivadores de Cereales y Leguminosas (FENALCE), Federación Nacional de Comerciantes (FENALCO), Fundación Clinton, Fundación Despacio, Fundación Natura, Gas Natural Fenosa, Generadora Unión S.A.S, General Motors Colmotores (GM Colmotores), Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ), Grupo SALA Soluciones Ambientales para Latinoamérica, GSD PLUS S.A.S, Industrias HACEB S. A., HOLCIM S.A., Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales de Colombia (IDEAM), International Finance Corporation (IFC), Clean Air Institute (CAI), Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA), Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE), ISAGEN, Mazda Colombia, Mejor en Bici, MGM INNOVA, Ministerio Hacienda y Crédito Público, Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, Ministerio de Agricultura, Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Ministerio de Minas y Energía, Ministerio de Transporte, Ministerio de Vivienda, Ciudad y Territorio, Optim Consult SAS, Organización de las Naciones Unidas para la Educación, la Ciencia y la Cultura (UNESCO), Organización Corona S.A., Palm Tree Consulting, Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD Colombia), Promigas S. A. E.S.P., Pontifica Universidad Javeriana, Postobón S.A, Pricewaterhousecoopers A. G. (PwC), PROEXPORT Colombia, Proyectos y Desarrollo Prodesa S.A., Servicio Nacional de aprendizaje (SENA), Sociedad de Agricultores de Colombia (SAC), Setri Sustentabilidad S. A., Siderúrgica Nacional SIDENAL S.A., SIKA Colombia S.A., Steer Davis Gleave, Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, Sustainable Energy Finance (SEF), UK Department of Energy and Climate Change (DECC), Unidad de Planeación Mineroenergética (UPME), Universidad EAN, Universidad de la Salle, Universidad de los Andes, Universidad de los Llanos, Universidad de Antioquia, Universidad de Nariño, Universidad del Valle, Universidad Jorge Tadeo Lozano, Universidad Nacional de Colombia Sede Bogotá, Universidad Nacional de Colombia Sede Medellín, U.S. Agency for International Development (USAID) y World Wide Fund for Nature (WWF). Los resultados de los talleres fueron un insumo fundamental en el desarrollo de los análisis que aquí se presentan. Se agradece el valioso apoyo del DNP en el desarrollo de los análisis macroeconómicos y demográficos, en especial a Gabriel Piraquive. Otras personas que contribuyeron en el desarrollo de este estudio fueron Javier Blanco, Sandra Garavito, Andrea García, Ana M. Loboguerrero, Jose M. Sandoval y Rodrigo Suarez. Se destaca la colaboración brindada por Ecopetrol y la UPME durante el desarrollo del proyecto.

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1. Introducción

Los escenarios de proyección de emisiones de gases efecto invernadero (GEI) a nivel global indican que si no se implementan políticas de mitigación más ambiciosas que las existentes, dichas emisiones en el año 2050 serán 50% mayores a los niveles actuales. Esto debido en gran parte a la creciente demanda de energía en países con economías emergentes (OECDE, 2011). Un aumento en tales proporciones conllevará concentraciones atmosféricas de GEI superiores al denominado punto de no retorno estimado por la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (UNFCCC por sus siglas en ingles). Colombia no tiene en la actualidad metas de reducción de emisiones GEI que sean legalmente vinculantes. Sin embargo, el Gobierno Nacional ha mantenido la doctrina de considerar prioridad responder al llamado global de mitigación de emisiones GEI, así como atender las necesidades de adaptación al cambio climático. En este sentido el Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2010-2014 hizo un llamado para contar con estrategias sectoriales de desarrollo bajo en carbono, así como para diseñar proyectos de participación en nuevos mercados de carbono. Adicionalmente, el PND reconoce la necesidad de implementar la Política Nacional de Cambio Climático a través de la formulación e implementación de cuatro programas: 1) Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático (PNACC), 2) Estrategia Nacional de Reducción de Emisiones por Deforestación y Degradación de Bosques (REDD), 3) Estrategia Colombiana de Desarrollo en Bajo Carbono (ECDBC), y 4) Estrategia de Protección Financiera ante Desastres. De manera específica, con la ECDBC el Gobierno pretende preparar a la economía nacional para un escenario mundial en donde exista prioridad por acciones de mitigación de emisiones, aprovechar las oportunidades que dicho contexto genera para lograr los objetivos del país de forma carbono eficiente, conocer el grado de contribución que podrían tener los diferentes sectores del país en la reducción de emisiones y aprovechar los recursos de cooperación internacional para la disminución de las mismas. También se ha resaltado la oportunidad para continuar trabajando en las prioridades sectoriales, reconociendo los cobeneficios que éstas puedan tener en reducción de emisiones de GEI. El objetivo del estudio aquí presentado fue identificar y evaluar, en términos de su costo efectividad, diferentes opciones de mitigación de emisiones GEI para el contexto colombiano. Esto a través de la construcción de curvas de costo marginal de abatimiento (MACC por sus siglas en inglés) para los principales sectores económicos del país.

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2. Metodología

Se analizaron las emisiones de gases efecto invernadero asociadas con cuatro sectores de la economía nacional: agropecuario, residuos, energético y transporte. Dicha clasificación corresponde a la metodología para contabilizar emisiones establecida por el Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC por sus siglas en inglés). La Figura 1 muestra un diagrama de la metodología utilizada. 1. Línea base de emisiones -

Identificación de variables determinantes de las emisiones. Consecución y validación de información histórica. Estimación de emisiones para el año 2010. Diseño de los escenarios de proyección 2010-2040 y estimación de emisiones.

2. Opciones de mitigación para el contexto nacional - Revisión de casos nacionales e internacionales para mitigación de GEI. - Validación de opciones con expertos sectoriales. - Definición de los supuestos que definen cada medida (v.g., tiempos de implementación, metas, tecnologías).

3. Análisis de costo efectividad y elaboración de curva de abatimiento - Estimación del costo incremental con la aplicación de cada medida y cálculo del cambio en emisiones. - Elaboración de curvas de abatimiento sectoriales. - Estimación de escenarios de mitigación sectoriales.

Figura 1. Metodología de análisis sectorial.

Durante el desarrollo del estudio se realizaron talleres con expertos en los cuales se discutieron las perspectivas de desarrollo económico nacional para las próximas décadas, se acordaron supuestos para la construcción de los escenarios de proyección de las actividades sectoriales y se priorizaron las alternativas de mitigación de GEI 1. La metodología de dichos talleres se basó en el enfoque de Intervenciones de Grandes Grupos e incluyó las metodologías de Tecnología de Espacio Abierto y Café del Mundo (Anexo 1). Se llevaron a cabo numerosos talleres con expertos sectoriales en donde se contó con la participación de más de 200 personas que invirtieron más de 7,000 horas-hombre en esta actividad.

1

El listado completo de entidades participantes en los talleres se presentó en la sección de agradecimientos.

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2.1. Línea base de emisiones Los análisis de emisiones en los diferentes sectores se realizaron considerando los subsectores más relevantes. En el sector agropecuario se consideró el proceso de fermentación entérica del ganado bovino, la gestión de suelos agrícolas y la oxidación anaerobia de la materia orgánica en el cultivo de arroz. En el sector residuos se estimaron las emisiones generadas por la disposición final de residuos sólidos municipales, así como las relacionadas con el tratamiento de aguas residuales municipales e industriales. En el sector transporte el análisis se enfocó en el transporte carretero, incluyendo transporte de pasajeros de carácter público y privado, así como el transporte de carga urbana e interurbana. En el sector de oferta de energía, se analizaron las emisiones asociadas con generación eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y en Zonas No Interconectadas (ZIN), así como las resultantes de la oferta de petróleo, gas y carbón. Desde la perspectiva de la demanda de energía también se consideraron los sectores industrial y residencial. Se estimaron las emisiones para el año 2010, que constituye el año base del estudio. El cálculo se realizó usando las directrices del IPCC y la información disponible más reciente sobre los sectores a nivel nacional. Se contabilizaron las emisiones según las actividades que las originan, excepto para el caso de la electricidad, en donde se asignó un factor de emisión equivalente de acuerdo con la canasta de generación. Esta aproximación difiere del análisis de ciclo de vida. Las emisiones de GEI fueron proyectadas para el periodo comprendido entre 2010 y 2040. Adicionalmente, se construyeron indicadores de eficiencia para los sectores analizados. Para el caso de industria, petróleo, gas y carbón se estimó el indicador de CO 2-eq 2 por unidad de PIB sectorial. Para el agropecuario se estimó el CO 2-eq generado por cabeza de ganado, y para transporte, residuos, sector residencial y generación eléctrica se estimó el CO 2-eq por habitante.

2.1.1. Escenarios de proyección de emisiones Los modelos de emisiones utilizados dependen de variables macroeconómicas y demográficas. Como parte de este estudio, en colaboración con el Departamento Nacional de Planeación, se proyectó el comportamiento de dichas variables (ver Anexo 2). Según el escenario de crecimiento económico seleccionado, el PIB nacional crecerá anualmente alrededor del 4% hasta el 2040, correspondiente a una tasa de crecimiento anual del 3.1% para el PIB per cápita. En el escenario utilizado en este estudio, la población total del país inicia en 45.5 millones de habitantes en el año 2010 y alcanza 60 millones en el 2040, con el 80% de la población ubicada en zonas urbanas. Esto significa un aumento de 14 millones de habitantes urbanos. Se utilizaron dos enfoques para establecer la línea base de emisiones en cada sector. El primero tiene que ver con un escenario inercial, el cual representa las emisiones que tendría cada sector si se continuaran las mismas prácticas de gestión que se observan hoy en día (e.d., sin cambios en las tecnologías, canasta 2

El CO2-eq es una unidad que permite estimar en unidades equivalentes el aporte de las emisiones de diferentes gases de efecto invernadero (v.g., dióxido de carbono, metano y óxido nitroso). Para obtener el CO2-eq se utiliza el potencial de calentamiento global de cada especie (GWP por sus siglas en inglés).

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energética y eficiencia). Por su parte, el escenario de referencia representa el escenario más probable según los expertos sectoriales, e incluye metas y políticas en proceso de implementación o que se espera sean implementadas en el curso del periodo de análisis. Dado el enfoque sectorial de la metodología y su aplicación para el soporte durante el diseño de los denominados Planes de Acción Sectorial (PAS), la interacción entre los diferentes sectores no fue considerada de manera formal durante las modelaciones realizadas. Por esta razón la suma algebraica de las emisiones sectoriales que se reportan en este documento no puede llevarse a cabo de forma sencilla.

2.2. Opciones de mitigación para el contexto nacional Se realizó una revisión de literatura científica nacional e internacional sobre opciones de mitigación de emisiones de GEI aplicables a cada uno de los sectores analizados. Las medidas seleccionadas fueron validadas de común acuerdo con los expertos sectoriales. Del universo posible de opciones, se analizaron en detalle aquellas para las cuales se contaba con información confiable y accesible que permitiese la evaluación de costo efectividad de las mismas. Para cada opción de mitigación se diseñó un escenario de aplicación en el que se definieron características tales como año de inicio de la medida, gradualidad de implementación, magnitud de la medida (v.g., en qué regiones o categorías se aplicará), y periodo de aplicación. Mayores detalles pueden consultarse en los documentos sectoriales que hacen parte de los entregables de este proyecto.

2.3. Análisis de costo efectividad y curvas de abatimiento El impacto de las medidas de mitigación se evaluó con respecto al escenario de referencia. El análisis de costo efectividad de las opciones seleccionadas se llevó a cabo de acuerdo a la siguiente ecuación: CostoER - CostoEi Costoi = CO2-eq,i CO2-eq, ER - CO2-eq, Ei En donde Costoi es el costo incremental entre el escenario de referencia (ER) y el escenario con aplicación de la medida i (Ei); CO2-eq,i se refiere a la diferencia entre las emisiones dióxido de carbono equivalente (CO 2-eq ) del escenario de referencia y el escenario con aplicación de la medida i. De la relación Costoi /CO2-eq,i se obtiene el costo de reducir una tonelada de CO 2-eq . El costo de cada medida es el valor presente neto del flujo de caja a lo largo de la vida útil del proyecto. Se consideran costos de inversión, gastos de operación y mantenimiento, costos de salvamento y los ingresos que genere la medida. Para el caso de los combustibles se supuso que los precios relativos de los mismos se mantendrán constantes y se consideró el escenario de precios medios presentado en el World Energy Outlook (WEO) 2011 (Anexo 3). Se utilizó una tasa del 10% (en USD) para descontar el flujo de costos. Esta es la tasa que se ha utilizado en otros estudios nacionales de opciones de mitigación (Uniandes, 2010; World Bank, 2012). Todos los costos se presentan en dólares constantes del 2010.

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A partir de las opciones analizadas se construyeron curvas sectoriales de costo marginal de abatimiento y se estimó en cada sector un escenario de mitigación para el periodo 2010-2040. Este último representa la trayectoria de las emisiones con la aplicación de las medidas seleccionadas. La MACC muestra la relación entre la costo efectividad de diferentes opciones de mitigación y la cantidad total de CO 2-eq reducido durante el periodo 2010-2040. En este estudio se elaboraron las denominadas curvas incrementales. Una explicación detallada de esta metodología y las ventajas y desventajas de este tipo de análisis se puede consultar en Kesicki (2011), Kesicki & Strachan (2011) y FAO (2012). Para determinar el efecto de las opciones de mitigación, en los modelos sectoriales se tuvo en cuenta que la aplicación de cada acción modifica el escenario sobre el cual se evalúa la siguiente opción. De esta manera, el efecto de aplicar una sola medida de la MACC, no necesariamente tiene el mismo costo o potencial de mitigación, respecto al que tendría si se aplicara como parte de un conjunto de medidas. Esto mismo puede presentarse entre acciones de mitigación de diferentes sectores. Los efectos intersectoriales no fueron considerados, y por lo tanto los resultados de las MACC de los diferentes sectores no son aditivos.

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3. Resultados

3.1. Línea base de emisiones Bajo los supuestos de los escenarios de línea base establecidos para el periodo 2010-2040 (para mayor detalle consultar los documentos sectoriales y anexos técnicos) todos los sectores analizados aumentarán sus emisiones GEI en las próximas décadas (Figura 2). Respecto al año 2010, dichas emisiones se incrementarán entre 45% (generación eléctrica en ZNI) y 280% (industria).

Emisiones CO2-eq (millones toneladas/año)

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2010

2020

2030

Transporte Residuos Generación eléctrica ZNI∙10 Industria

2040

Agropecuario Generación eléctrica SIN Oferta energía- Carbón Residencial

*El nivel de emisiones GEI de la generación eléctrica en ZNI se presenta multiplicado por 10.

Figura 2. Línea base de emisiones.

En las figuras 3 a 5 se presenta el crecimiento relativo de emisiones de cada sector, respecto al nivel de GEI que generó cada uno en el año 2010. Sobresalen los sectores de industria y generación eléctrica en el SIN por tener las mayores tasas anuales de crecimiento equivalente durante el periodo de análisis (4.5%). La tasa anual de crecimiento para los sectores residuos, carbón y transporte es cercana al 3%. El crecimiento anual del resto de sectores se encuentra entre 1% y 2%. La tasa de crecimiento para petróleo, gas y carbón decrece en la segunda mitad del periodo como resultado de las proyecciones oficiales de oferta de petróleo y gas.

9

4 Crecimiento relativo de emisiones

Crecimiento relativo de emisiones

3

2

1

0 2010

2015

2020

2025

Agropecuario

2030

2035

Residuos

Crecimiento relativo de emisiones

2

1

Transporte

2015

2020

2025

Figura 4. Sectores de oferta de energía.

3

2020

1

Generación eléctrica SIN Petróleo y gas

4

2015

2

0 2010

2040

Figura 3. Sectores no energéticos.

0 2010

3

2025 Industria

2030

2035

2040

Residencial

Figura 5. Sectores de demanda de energía. 10

2030

2035

2040

Generación eléctrica ZNI Carbón

En el año base (2010) las emisiones del sector agropecuario (figuras 2 y 3) fueron de poco más de 60 millones de toneladas de CO 2-eq . Bajo el escenario de referencia dichas emisiones crecen a una tasa anual equivalente del 1.4% en el periodo 2010-2040. La fermentación entérica predomina en su aporte a las emisiones de GEI entre 2010 y 2040, representando más del 50% del total. Las emisiones de los suelos agrícolas representan el 42% de las emisiones y los cultivos de arroz el 3% restante. Las emisiones del sector se encuentran dominadas por la actividad ganadera. La fermentación entérica y las emisiones asociadas al estiércol en praderas aportan más del 90% de las emisiones totales del sector agropecuario. Las emisiones de CO 2-eq derivadas de los residuos sólidos y de las aguas residuales aumentan desde 10 millones de toneladas en el año 2010 a cerca de 30 millones de toneladas al final del periodo en el escenario de referencia (figuras 2 y 3). En el año 2010 la disposición de residuos sólidos municipales es responsable del 70% de las emisiones del sector. Esta categoría pierde participación en el tiempo debido al crecimiento de las emisiones generadas por el tratamiento de aguas residuales, las cuales superan el 50% del sector al final del horizonte de análisis. Para el caso del SIN (ver figuras 2 y 4) bajo el escenario de referencia, las emisiones de CO 2 aumentan desde 10 millones de toneladas en el año base hasta 40 millones al final del periodo. La variación climática resulta determinante en las emisiones durante el horizonte de análisis como consecuencia de la alta participación de la generación hídrica en la generación eléctrica (las fuentes hídricas tuvieron una participación superior a 65% en la generación eléctrica en el año 2012). Esto se refleja en el factor de emisión equivalente de la electricidad, el cual varía entre 85 y 290 g CO 2 /kWh entre 2010 y 2040. Las emisiones asociadas a la generación eléctrica en las ZNI inician en 270,000 toneladas de CO 2 en el año 2010 y llegan a ser 360,000 al final del periodo de análisis (figuras 2y 4). El aumento de las emisiones por encima de la tasa de crecimiento de la población tiene que ver con el incremento esperado en horas de servicio diario de electricidad. Las emisiones asociadas al petróleo y gas son de 9 millones de toneladas de CO 2-eq en el año 2010 (figuras 2 y 4). Al final del periodo de análisis llegan a 17 millones en el escenario de referencia. El máximo nivel de emisiones alcanzado en el año en el año 2028 se encuentra relacionado con el aporte de las emisiones fugitivas de recursos clasificados como no convencionales y crudos de menor calidad. En el año 2010 las emisiones fugitivas aportan el 45% de las emisiones totales. En el año 2040 son las emisiones por combustión las que predominan en el inventario (75% del total). Esta variación en el aporte es consecuencia principalmente del tipo de crudo disponible. Las emisiones asociadas a la oferta de carbón crecen desde 5 millones de toneladas de CO 2-eq en el año 2010 hasta 13 millones en el año 2040. Bajo el escenario de referencia las emisiones de CO 2 para el sector transporte aumentan desde 25 millones de toneladas de CO 2 en el año 2010 hasta 65 millones en 2040 (figuras 2 y 5). En el año base el transporte de carga (urbano e interurbano) es la categoría de mayor aporte en las emisiones con una participación del 45%, seguido por el transporte público (aporta 20%). En el año 2040, el transporte de carga continúa siendo el de mayor aporte (40%) mientras que el transporte privado se convierte en la segunda categoría (aporte del 37%).

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Las emisiones de la industria aumentan desde 20 millones de toneladas de CO 2-eq en el año base hasta 75 millones en el año 2040 bajo el escenario de referencia (ver figuras 2 y 5). La producción de cemento es la principal fuente de emisiones durante el periodo de análisis. Ésta genera entre 35% y 45% de las emisiones del sector. Por su parte, las emisiones por producción de alimentos y bebidas aportan alrededor del 15% de las emisiones de las emisiones anuales de GEI de la industria. Otros subsectores relevantes son producción de químicos (14%), procesos productivos (13%), papel (10%) y producción de hierro y acero (9%). En el año base las emisiones por consumo de energía en las viviendas son de 12 millones de toneladas de CO 2-eq y alcanzan 25 millones en el año 2040 (figuras 2 y 5). Al inicio del periodo de análisis el aporte del subsector residencial urbano es del 50% en las emisiones totales del sector. Éste aumenta su participación hasta el 57% en el año 2040. El aumento en el consumo de energía para lograr mayores niveles de confort (temperatura e iluminación) al interior de las viviendas es el factor que más afecta la tasa de crecimiento de las emisiones. Tal y como se muestra en las figuras 6 a 9, los indicadores de eficiencia en los sectores industrial y agropecuario se mantienen constantes entre 2010 y 2040. En los otros sectores, dichos valores se incrementan durante el periodo de análisis. Los indicadores de cada sector son afectados por múltiples variables de manera simultánea, tales como: cambios en la matriz energética (v.g., generación eléctrica en el SIN), cambios en el aporte económico de los subsectores que determinan las emisiones (v.g., industria), aumento relativo de la cobertura del servicio (v.g., residuos, generación eléctrica en ZNI y transporte), cambio en la eficiencia de los servicios (v.g., transporte) y cambios en el tipo los recursos disponibles (v.g., recursos no convencionales en el sector de petróleo y gas). En petróleo, gas y carbón si bien las reservas de crudo son inferiores en el año 2040 respecto al 2010, las emisiones GEI son superiores como consecuencia de una mayor participación de crudo de menor calidad y debido al uso de las refinerías en su capacidad máxima al final del periodo. En el sector industrial, se presenta un leve cambio en el aporte de los subsectores que determinan las emisiones debido a las tasas de crecimiento económico de los mismos. En el sector transporte aumentan los viajes por habitante debido al crecimiento del PIB per cápita entre 2010 y 2040, y crece la participación del transporte privado en los viajes, con un consecuente aumento en las emisiones GEI por viaje. Por su parte en el sector residuos el incremento en el indicador entre 2010 y 2040 se debe a una mayor proporción de residuos dispuestos en rellenos sanitarios, al aumento de la carga orgánica tratada en las aguas residuales y al incremento en la proporción de aguas industriales en el total de aguas tratadas. En el sector residencial aumentan las emisiones GEI por habitante como resultado de un mayor consumo de energía per cápita asociado a mejores condiciones de habitabilidad en las viviendas. En generación eléctrica del SIN, el incremento en la participación de generación térmica hacia el final del periodo, genera el aumento en el indicador de eficiencia de CO 2 . En ZNI el incremento en el indicador durante el periodo de análisis se explica por una mayor cobertura, en cuanto a las horas de servicio diario de electricidad. Finalmente, en el sector agropecuario la reducción del indicador entre el 2010 y el 2040 se debe al incremento en productividad ganadera y al decrecimiento de los cultivos de arroz.

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1.2 CO2-eq (t) / habitante

CO2-eq (toneladas) /PIB sectorial (USD)

1.2

1.4

1.0 0.8 0.6 0.4

0.6

0.3

0.2 0.0

0.0 Petróleo, gas y carbón 2010

Transporte

Industria 2040

Residuos 2010

Figura 6. Carbono eficiencia en sectores de petróleo, gas, carbón e industria.

2040

CO2-eq (toneladas) /cabeza ganado

3.0

2.0 1.5 1.0 0.5

2.0

1.0

0.0

0.0 Generación eléctrica SIN 2010

Residencial

Figura 7. Carbono eficiencia en sectores de transporte, residuos y residencial.

2.5 CO2 (toneladas) / habitante

0.9

Agropecuario

Generación eléctrica ZNI 2040

2010

Figura 8. Carbono eficiencia en sectores de generación eléctrica.

2040

Figura 9. Carbono eficiencia en el sector agropecuario.

13

3.2. Opciones de mitigación y análisis de costo efectividad En la Tabla 1 se presentan las medidas que conforman la MACC de cada uno de los sectores analizados. En el Anexo 4 se explica en detalle dichas medidas. En las figuras 10 a 17 se muestran las MACC para los mismos sectores. Tabla 1. Resultados del análisis de costo efectividad. Medida de mitigación

Reducción CO 2-eq (millones toneladas)

Costo efectividad (USD/tonelada)

Costo total (millones USD) 3

208 55 49 15 8

-7 -8 -56 -7 -8

-1,480 -420 -2,800 -110 -70

2.9

-17

-48

1.9 1.7 1.2 0.8

-0.1 33 -38 -51

-0.24 56 -50 -40

72 69 55 53 38 0.5

0.8 2 4 7 39 -3

60 160 230 370 1,490 -1

25 20 20 20 17 13 8 8

-1 -35 33 65 -3 -4 4 43

-25 -700 670 1,260 -45 -50 30 360

6

-4

-25

0.6

13

8

Sector agropecuario Sistemas silvopastoriles intensivos Pasturas introducidas en Amazonía Plana Plantaciones de aguacate y mango Pasturas introducidas en Amazonía Ondulada Pastoreo racional Programa de extensión para mejores prácticas de fertilización y producción de papa Biodigestores para secado de café Micro-nivelación del terreno en cultivos de arroz 4 Rehabilitación de pasturas Mejores prácticas de fertilización en arroz 5 Sector residuos Compostaje Aprovechamiento energético de residuos sólidos Reciclaje Generación eléctrica con biogás de aguas residuales industriales Generación eléctrica con biogás de aguas residuales municipales Camiones de recolección híbridos Petróleo, gas y carbón Recuperación de metano en minas de carbón a cielo abierto Recuperación mejorada en pozos de crudo Gestión de la energía térmica y control de incrustaciones Captura y almacenamiento de CO 2 en refinerías Recuperación de vapor en tanques de almacenamiento de crudo Recuperación de gas anular en refinerías Fractura hidráulica en pozos de gas natural Energía solar fotovoltaica en refinerías Optimización de la recirculación de glicol e instalación de tanques separadores en producción de crudo Recuperación de metano en minas de carbón subterráneas

3

Los costos negativos representan ahorros respecto al escenario de línea base. Medidas propuestas y analizadas por el CIAT (CIAT & PNUD, 2011).

4,5

14

Tabla 1 continuación - Resultados del análisis de costo efectividad. Medida de mitigación

Reducción CO 2-eq (millones toneladas)

Costo efectividad (USD/tonelada)

Costo total (millones USD)

53 2 0.1 0.03

1 -16 98 71

166 -28 14 2

34

-96

-3,270

33

12

400

29 27 19 18 17 16 13

-40 -12 59 28 -91 -22 206

-1,170 -320 1,130 500 -1,550 -340 2,680

13

-79

-1,000

12

-44

-520

11

0.14

1.6

9 9 8

125 -38 -9

1,080 -320 -70

6

-86

-510

6

56

350

6

51

320

5

-52

-250

24 4.5 4.3 2.8 2.6

-20 -177 10 -92 -50

-485 -795 44 -263 -129

Generación eléctrica SIN alternativa UPME 4B + Renovables no convencionales Portafolio híbrido ZNI Grupo 3 Portafolio híbrido ZNI Grupo 2 Portafolio híbrido ZNI Grupo 1 Sector transporte Mejores estándares de rendimiento en transporte público y conducción verde Mejores estándares de rendimiento en transporte privado y conducción verde Flota de carga GNL Renovación de la flota de carga Vehículos eléctricos en la flota de transporte privado Flota de carga GNC Chatarrización en flota de carga Sustitución de transporte carretero por fluvial Vehículos eléctricos en la flota de transporte público Mejores estándares de rendimiento en transporte público interurbano Promoción de la bicicleta (ciudades principales) Vehículos eléctricos en la flota de transporte público (ciudades principales) Vehículos híbridos en la flota de transporte privado Vehículos híbridos en la flota de taxis Vehículos eléctricos en la flota de taxis Mejores estándares de rendimiento en transporte público (ciudades principales) Vehículos eléctricos en la flota de transporte masivo (ciudades principales) Sustitución de transporte carretero por férreo Conducción verde y mejores estándares de rendimiento en flota de taxis Residencial Mejora en eficiencia de estufas a gas natural Sustitución de bombillos incandescentes Precalentamiento de agua con energía solar Mejora en eficiencia de aires acondicionados Remplazo y chatarrización de neveras

15

Tabla 1 continuación - Resultados del análisis de costo efectividad. Reducción CO 2-eq (millones toneladas)

Medida de mitigación

Costo efectividad (USD/tonelada)

Costo total (millones USD)

Industria Aprovechamiento energético de residuos sólidos - transversal 69 Reciclaje - transversal 55 Reducción directa del mineral de hierro con tecnología Hylsa 44 Sustitución de carbón por biomasa - cemento 43 Reducción de la proporción de clínker - cemento 39 Captura de CO 2 y almacenamiento geológico - cemento 27 Mejora de eficiencia de calderas de bagazo - alimentos y bebidas 25 Cambio de producción de vía húmeda a vía seca - cemento 15 Mejora de eficiencia de calderas de petróleo - papel 5 Mejora de eficiencia de calderas de carbón y diesel oil - papel 3 Mejora de eficiencia de calderas de gas natural - papel 2 Mejora de eficiencia de calderas de gas natural - químicos 1 Mejora de eficiencia de calderas de gas natural - alimentos y 1 bebidas Mejora de eficiencia de calderas de GLP - alimentos y bebidas 1 Recuperación de hidrógeno en la producción de amoníaco 0.4 Mejora de eficiencia de calderas de diesel oil - alimentos y 0.08 bebidas Sustitución de carbón por biomasa - alimentos y bebidas 0.08 Mejora de eficiencia de calderas de petróleo - alimentos y 0.04 bebidas Sustitución de carbón por biomasa - químicos 0.03 Mejora de eficiencia de calderas de fuel oil - papel 0.02 Sustitución de carbón por biomasa - papel 0.02 Mejora de eficiencia de calderas de GLP - químicos 0.01 Mejora de eficiencia de calderas de diesel oil - químicos 0.002 Mejora de eficiencia de calderas de fuel oil - alimentos y bebidas 0.001 *Los valores en esta tabla fueron ajustados para un correcto manejo de cifras significativas.

16

2 4 -22 -0.7 -0.4 47 0.4 4 -57 -9 -13 -13

160 230 -965 -30 -15 1,260 11 60 -275 -25 -25 -18

-13

-20

-25 34

-20 13

-116

-9

-8

-0.6

-57

-2

-10 -93 -9 -25 -89 -85

-0.3 -1 -0.1 -0.3 -0.2 -0.1

Micro-nivelación del terrerno en cultivos de arroz

40

20

200

250

300

350

Biodigestores para el secado del café

-60

Plantaciones de aguacate y mango

-40

150

Pasturas introducidas en amazonía ondulada

-20

100

Sistemas silvopastoriles intensivos

50

Pasturas introducidas en amazonía plana

0

Mejores prácticas de fertilización en arroz Rehabilitación de pasturas Programa de extensiónpara mejores prácticas en cultivos de papa Pastoreo racional

USD/t CO2-eq

0

Potencial de reducción CO2-eq (millones toneladas) Figura 10. Curva de costo marginal de abatimiento del sector agropecuario. * En la MACC no se incluyeron opciones relacionadas con fermentación entérica, debido a que los resultados reportados en la literatura científica no son concluyentes. En el documento del sector agropecuario se presenta un análisis sobre este tema.

17

-10 Camiones de recolección híbridos

10

30

20

0 50 100 150

Generación eléctrica con biogás de aguas residuales industriales

Reciclaje

Aprovechamiento energético de residuos

Compostaje

USD/t CO2-eq

Generación eléctrica con biogás de aguas residuales municipales

40

0 200 250

Potencial de reducción CO2-eq (millones toneladas)

Figura 11. Curva de costo marginal de abatimiento del sector residuos.

18

300

-40

-10

-20

-30 20 40 60

Drenaje de metano en minas de carbón a cielo abierto

Recuperación de vapor en tanques de almacenamiento

Recuperación gas anular

0 Optimización de la recirculación de glicol e instalación de tanques separadores

Recuperación mejorada

USD/tCO2-eq 60

50

40

30

20

10

Figura 12. Curva de costo marginal de abatimiento de petróleo, gas y carbón.

19

80 100

Potencial de reducción CO2-eq (millones toneladas)

Captura y almacenamieto de CO2 en refinerías

Energía solar fotovoltaica en refinerías

Gestión de energía térmica y control de incrustaciones

Drenaje de metano en minas de carbón subterráneas

Fractura hidráulica en pozos de gas natural

70

0 120 140

Portafolio Grupo 2 100

USD/ t CO2-eq

80 Portafolio Grupo 1

60 40 20 0 0.0 -20

0.5

1.0

1.5

Portafolio Grupo 3 Potencial de reducción CO2 (millones toneladas)

Figura 13. Curva de costo marginal de abatimiento para zonas no interconectadas. * Portafolio Grupo 1: Conformado por los municipios que tienen población promedio de 1,200 habitantes en el 2010. Se genera electricidad con diesel (45%), energía solar (29%) y biomasa (26%). Portafolio Grupo 2: A este grupo pertenecen los municipios cuya población promedio es de 2,000 habitantes. La electricidad se genera a partir de biomasa (53%), diésel (30%), solar (16%) y eólica (2%). Portafolio Grupo 3: Constituido por municipios de población promedio de 3,000 habitantes. Se genera electricidad con biomasa (50%), diésel (28%) y energía solar (22%). No se incluyó generación hídrica en los portafolios debido a las limitaciones en información sobre la disponibilidad del recurso en cada uno de los municipios analizados. Se consideraron únicamente las emisiones de CO 2 . Las emisiones fugitivas se contabilizaron en el sector de oferta de energía.

20

USD/tCO2

100

21

150

Vehículos eléctricos en la flota de taxis

Renovación de la flota de carga

Sustitución de transporte carretero de carga por fluvial

Vehículos híbridos en la flota de taxis

50

Flota de carga GNL

Promoción de la bicicleta en ciudades principales

Conducción verde y mejores estándares de rendimiento en flota de taxis

Mejores estándares de rendimiento en transporte público en ciudades principales Mejores estándares de rendimiento en transporte público interurbano

Chatarrización de flota de carga

Conducción verde y mejores estándares de rendimiento en transporte público

200 250

Vehículos eléctricos en la flota de transporte público

Vehículos híbridos en la flota de transporte privado

Vehículos eléctricos en la flota de transporte privado

Sustitución de transporte carretero de carga por férreo Vehículos eléctricos en la flota de transporte masivo en ciudades principales

Flota de carga GNC

Mejores estándares de rendimiento y conducción verde en transporte privado

Vehículos eléctricos en la flota de transporte público en ciuddes principales

220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 -20 0 -40 -60 -80 -100 300

Potencial de reducción CO2 (millones toneladas)

Figura 14. Curva de costo marginal de abatimiento del sector de transporte carretero.

*Las emisiones fueron exclusivamente cuantificadas para CO 2 . El aporte asociado con N 2 O y CH 4 es inferior al 5% del total de emisiones expresadas como CO 2-eq . Esto en conjunto con las limitaciones en calidad de información disponible en el país acerca de las emisiones de dichos gases (ver documento sector transporte).

Precalentamiento de agua con energía solar

20 0

10

-40 -60

-100 -120 -140 -160

-200

Sustitución de bombillos incandescentes

-180

Mejora de eficiencia en equipos de aire acondicionado

-80

20

30

40

Mejora de eficiencia en estufas de gas natural

-20

Reemplazo y chatarrización de neveras

USD/tCO2

0

Potencial de reducción CO2 (millones toneladas)

Figura 15. Curva de costo marginal de abatimiento del sector residencial.

* Se consideraron únicamente las emisiones de CO 2 . Las emisiones fugitivas se contabilizaron en el sector de oferta de energía.

22

-120 -60

-80

-100 -40 600,000

-20

*AB: alimentos y bebidas; C: cemento; P: papel; Q: químicos; S: siderurgia.

23

AB-Sustitución de carbón por biomasa

400,000 Q-Mejora eficiencia calderas GLP Q-Sustitución de carbón por biomasa P-Sustitución de carbón por biomasa

200,000

AB-Mejora eficiencia calderas GLP

0

P-Mejora eficiencia calderas fuel oil AB-Mejora eficiencia calderas fuel oil Q-Mejora eficiencia calderas diesel oil AB-Mejora eficiencia calderas petróleo

AB-Mejora eficiencia calderas diesel

USD/tCO2-eq 40

Q-Recuperación de hidrígeno en producción de amoníaco

60

20

0 800,000 1,000,000 1,200,000

Potencial de reducción CO2-eq (toneladas)

Figura 16. Curva de costo marginal de abatimiento del sector industrial - Opciones con potencial inferior a un millón de toneladas de CO 2-eq. 1,400,000

-60

-40 S-Reducción directa mineral de hierro Hysla

-20 60 90

C-Reducción proporción clínker

C-Sustitución de carbón por biomasa

P-Mejora eficiencia calderas carbón y diésel

30 P-Mejora eficiencia calderas gas natural AB-Mejora eficiencia calderas gas natural

0

Q-Mejora eficiencia calderas gas natural

P-Mejora eficiencia calderas petróleo

USD/tCO2-eq 40

20

120 150

*AB: alimentos y bebidas; C: cemento; P: papel; Q: químicos; S: siderurgia.

24

180 210 240

Reciclaje

C-Captura CO2 y almacenamiento geológico

C-Cambio producción vía húmera a vía seca

Aprovechamiento energético de residuos

AB-Mejora eficiencia calderas bagazo

60

0 270

Potencial de reducción CO2-eq (millones toneladas)

Figura 17. Curva de costo marginal de abatimiento del sector industrial - Opciones con potencial superior a un millón de toneladas de CO 2-eq. 300 330

Las acciones de mitigación analizadas en el subsector de ganadería demuestran el alto potencial que tiene dicho sector como sumidero de carbono. Todas las opciones evaluadas en ganadería generan ahorros netos respecto a la situación de línea base. Por su parte, las medidas sobre mejores prácticas de fertilización conllevan beneficios económicos para los productores, aunque desde la perspectiva de mitigación su potencial es bastante limitado (Figura 10). Las acciones encaminadas hacia la gestión integral de los residuos, con las cuales se promueve su aprovechamiento debido a su potencial energético y a su valor en las cadenas productivas, son más costo efectivas que el aprovechamiento del biogás generado en el tratamiento final de los residuos sólidos y aguas residuales (Figura 11). La incorporación esperada de recursos no convencionales y de crudos de menor calidad (e.d., pesados) exige la implementación de medidas de eficiencia energética y de optimización de los procesos, con el cobeneficio de reducir emisiones GEI en las diferentes etapas de la cadena del petróleo y el gas. La mayoría de las opciones analizadas relacionadas con petróleo, gas y carbón generan ingresos por la recuperación de energéticos, reducción en consumo de energía o por incrementos en las tasas de producción (Figura 12). Se observó que las condiciones climáticas son la variable más relevante en las emisiones generadas por el sector eléctrico SIN. Las opciones para reducir el riesgo de desabastecimiento frente a la incertidumbre climática tienden a privilegiar la generación térmica como alternativa firme, independiente de los escenarios climáticos. Bajo dicho contexto cobra importancia la valoración de la complementariedad potencial entre el recurso hídrico y las fuentes no convencionales de energía, o entre diferentes zonas hídricas dentro del país, así como la valoración de otras alternativas que reduzcan la vulnerabilidad frente a variaciones hidrometeorológicas. Los sistemas híbridos (diésel-renovables) para generación de electricidad en ZNI son una opción costo efectiva. De acuerdo con la disponibilidad de recursos en los municipios analizados, es viable sustituir con fuentes renovables entre un 50% y un 70% de la generación que se hace con diesel en el escenario de línea base (Figura 13). Las medidas enfocadas a mejorar la tecnología de los vehículos de carga resultan insuficientes y deben ser complementadas con estrategias de renovación de la flota existente. Asimismo, el potencial de mitigación de las medidas de mejora de rendimiento de combustible de la flota de transporte urbano (público y privado) así como encaminadas a sustituir combustibles no alcanzan a compensar el efecto asociado con el incremento del número de viajes privados y la consecuente reducción de la participación modal del transporte público (Figura 14). Todas las opciones relacionadas con mejora de eficiencia de electrodomésticos (estufas, calentadores de agua, bombillos, aire acondicionado y calefacción) y gasodomésticos (estufas y calentadores de agua) resultaron ser costo efectivas (Figura 15). Para el caso del sector industrial (figuras 16 y 17), se destacan por su alto potencial de reducción de emisiones las medidas transversales con el sector de residuos. La sustitución de calderas en la producción 25

de químicos, papel, alimentos y bebidas, si bien muestran un potencial de reducción modesto, representan a su vez beneficios económicos para dichos segmentos. En el sector siderúrgico la reducción directa del mineral de hierro es la opción con mayor potencial de mitigación identificado. Para el sector cemento se identificaron varias opciones, dentro de las cuales se destacan la sustitución del carbón por biomasa y la reducción del contenido de clínker por su mayor costo efectividad.

Costo efectividad (USD/ tonelada CO2-eq)

78 opciones de mitigación conforman las MACC sectoriales. Más del 60% de éstas tienen costo negativo (Figura 18) y representan el 50% del potencial de mitigación identificado.

> 100 USD/t 50 ≤ USD/t < 100 30 ≤ USD/t < 50 10 ≤ USD/t < 30 5 ≤ USD/t < 10 0 ≤ USD/t < 5 -10 ≤ USD/t < 0 USD/t < -10 0%

10%

20%

30%

40%

50%

Porcentaje de medidas Figura 18. Costo efectividad de las opciones de mitigación.

3.2.1. Escenarios de mitigación sectorial El escenario de mitigación resulta de la aplicación de las medidas que conforman la MACC sobre el escenario de referencia de cada sector. Las medidas de la MACC son aquellas no excluyentes del universo evaluado, que permiten obtener la máxima reducción de emisiones GEI respecto a las emisiones acumuladas entre 2010 y 2040 en el escenario de referencia. En los documentos sectoriales y en los anexos técnicos se presentan los resultados de todas las medidas evaluadas en cada sector, incluyendo las opciones que no hacen parte de las MACC. En las figuras 19 a 27 se presenta la trayectoria que siguen las emisiones de los sectores analizados si se aplicaran las acciones de mitigación presentadas en la Tabla 1. Dichas acciones, además de afectar el nivel de emisiones en el año en que inician, afectan también su tasa de crecimiento en las siguientes décadas.

26

Emisiones CO2-eq (millones toneladas/año)

Emisiones CO2-eq (millones toneladas/año)

100

90

80

70

60 2010

2020 Referencia

2030

20 15 10 5

Mitigación

30 25 20 15 10 5

2020

2030

Referencia

Mitigación

2020

2030

Referencia

Mitigación

2040

Figura 20. Escenario de mitigación del sector residuos. Emisiones CO2-eq (millones toneladas/año)

Emisiones CO2-eq (millones toneladas/año)

25

0 2010

2040

Figura 19. Escenario de mitigación del sector agropecuario.

0 2010

30

15

12

9

6

3 2010

2040

2020 Referencia

Figura 21. Escenario de mitigación de petróleo y gas.

Figura 22. Escenario de mitigación de carbón. 27

2030 Mitigación

2040

Emisiones CO2 (millones toneladas/año)

Emisiones CO2 (millones toneladas/año)

40

30

20

10

0 2010

2020

2030

Referencia

Mitigación

Emisiones CO2 (millones toneladas/año)

Emisiones CO2 (millones toneladas/año)

50

40

30

Referencia

0.4 0.3 0.2 0.1

2020

2030

2040

Mitigación

Figura 24. Escenario de mitigación de las zonas no interconectadas.

60

2030

0.5

Referencia

70

2020

0.6

0.0 2010

2040

Figura 23. Escenario de mitigación del sistema interconectado nacional.

20 2010

0.7

25

20

15

10 2010

2040

Mitigación

2020 Referencia

Figura 25. Escenario de mitigación del sector transporte.

2030 Mitigación

Figura 26. Escenario de mitigación del sector residencial. 28

2040

Emisiones CO2-eq (millones toneladas/año)

80 70 60 50 40 30 20 10 2010

2020 Referencia

2030

2040

Mitigación

Figura 27. Escenario de mitigación de la industria.

La aplicación de las acciones que conforman la MACC del sector residuos, podría reducir el 47% de las emisiones de GEI acumuladas entre el 2010 y el 2040, para el caso del sector industrial la mitigación equivale al 26%, en transporte es el 22%, en generación eléctrica en ZNI es 21%, en petróleo, gas y carbón es 16%, en el sector agropecuario la reducción es del 12% y en los sectores residencial y generación eléctrica del SIN la reducción de emisiones equivale al 11% del total generado durante el periodo de análisis (Figura 28).

29

Agropecuario Industria Transporte Residuos Petróleo y gas Generación eléctrica SIN Residencial Carbón Generación eléctrica ZNI 0

50

100

150

200

250

300

350

Potencial de mitigación CO2-eq (millones toneladas) Figura 28. Potenciales de mitigación en el periodo 2010-2040.

*En los sectores transporte, generación eléctrica SIN y generación eléctrica ZNI la reducción de emisiones GEI se refiere a CO 2 .

30

4. Interacción sectorial

Como se ha mencionado previamente, dado el objetivo del estudio y la metodología seleccionada, los modelos de cálculo utilizados no consideraron de manera formal la interacción entre las emisiones de los diferentes sectores. Sin embargo, en un esfuerzo por proveer una visión integral a los resultados generados, se construyó la Tabla 2 en donde se resumen los casos de superposición identificados para los efectos intersectoriales.

31

Tabla 2. Superposición de emisiones entre sectores Sector

Agropecuario

Residuos

Transporte

Industria

Residencial

Petróleo, gas y carbón

− Demanda de electricidad

del sector residuos − Demanda de electricidad Generación − Demanda de electricidad − Demanda de electricidad − Demanda de electricidad de los sectores de − Demanda de electricidad − Generación eléctrica con de la industria eléctrica de vehículos eléctricos e petróleo, crudo y gas del sector agropecuario del sector residencial biogás de residuos híbridos − Cogeneración SIN − Cogeneración sólidos y aguas residuales

− Sustitución de − Demanda de energía del Petróleo, sector agropecuario crudo y gas − Producción de biogás con residuos agrícolas

energéticos por residuos

− Sustitución de

energéticos por biogás − Producción de biogás con residuos sólidos y aguas residuales

− Demanda de energía del sector transporte

− Efectos de la calidad del combustible en las tecnologías vehiculares

− Demanda de energía del sector industrial

− Demanda de energía del sector residencial

− Generación de biogás Residencial

Industria

Transporte

Residuos

No identificadas

− Demanda de biomasa como energético

− Transporte de productos agropecuarios − Biocombustibles

− Emisiones de residuos de cultivos − Compostaje

con residuos para uso doméstico − Emisiones de aguas residuales y residuos sólidos industriales − Aprovechamiento energético de residuos − Reciclaje de materiales − Compostaje de residuos industriales − Generación de biogás para uso industrial − Sustitución de camiones recolectores por vehículos híbridos Nuevas tecnologías en camiones recolectores − Generación de biogás para uso en transporte

No identificadas

No identificadas

− Uso de SAOs − Transporte de materiales

No aplica

y de productos industriales

No aplica No aplica

No aplica

No aplica

32

4.1. Sector agropecuario y otros sectores Generación eléctrica. La demanda de electricidad del sector agropecuario está incluida de manera implícita en los escenarios de demanda de energía nacional utilizados 6. Según el balance energético nacional, el sector agropecuario demandó el 1% de la electricidad consumida en el país en el año 2009. Petróleo, gas y carbón. La energía que consume el sector agropecuario está incluida de manera implícita en las proyecciones de demanda del país 7. Este sector consumió el 8% de los energéticos primarios y el 5% de los secundarios en el año 2009. En lo referente a medidas de mitigación, se estimó que con la opción relacionada sobre uso de biogás para secado del café se sustituyen cerca de 800 TJ de carbón anualmente. Industria. El uso de biomasa como energético en el sector industrial puede aumentar la demanda del sector agropecuario, y de manera consecuente las emisiones de dicho sector. Este efecto no se consideró en los modelos del sector agropecuario. Transporte. La demanda de transporte desde el sector agropecuario está incluida de manera implícita en el análisis del transporte carretero. No se cuenta con información que permita hacer dicho análisis de forma desagregada. Por otra parte, el efecto que tiene la demanda de biocombustibles desde el sector transporte sobre las emisiones del sector agropecuario, se encuentra considerado de manera implícita ya que las emisiones de los cultivos se estimaron de manera agregada para la producción nacional. Residuos. En las emisiones asociadas con cultivos agrícolas están incluidas aquellas derivadas de los residuos de los cultivos que se dejan en los suelos. Las emisiones de los residuos del sector agropecuario son adicionales a las de otros residuos en las cuales se incluyeron aquellas de origen municipal e industrial. En lo referente a medidas de mitigación, el potencial de reducción de emisiones asociadas con el compostaje no considera el efecto de su uso (únicamente el de su producción). Se resalta, sin embargo, que el uso de compost en agricultura puede generar beneficios adicionales en reducción de GEI, dada la reducción en la demanda de fertilizantes así como por el aumento del stock de carbono en los suelos.

4.2. Residuos y otros sectores Generación eléctrica SIN. La demanda de electricidad del sector residuos está incluida de manera implícita en los escenarios de demanda de energía nacional. No se cuenta con información para hacer este análisis de manera desagregada. El cambio en emisiones derivado de medidas de aprovechamiento de biogás para generación eléctrica se consideró como parte del sector residuos. 6

Se utilizaron los escenarios oficiales de proyección de demanda de electricidad. Éstos consideran la demanda de todos los subsectores que consumen electricidad en el país. 7 Los escenarios de proyección de oferta de petróleo y sus derivados, gas y carbón, son nacionales y oficiales (excepto para carbón en el que se utilizó una tasa de crecimiento según escenarios internacionales). Estos tienen en cuenta la demanda agregada de los diferentes sectores de consumo final.

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El potencial de reducción de emisiones de tales medidas podría incrementarse si se incluye en el análisis la sustitución de energéticos de mayor intensidad de carbono. El potencial de generación eléctrica a partir de biogás se presenta para cada una de las opciones analizadas en el documento del sector residuos. Petróleo, gas y carbón. El potencial de sustitución de energéticos por residuos con alto contenido calórico genera una reducción en la demanda de los recursos que se sustituyan. Este efecto no se consideró en los escenarios de oferta energética, solo se tuvo en cuenta en el análisis de las opciones de mitigación desde el sector residuos. Residencial. Una de las alternativas de uso de biogás generado a partir de residuos sólidos y aguas residuales es su uso en el sector residencial. En la estimación del cambio de emisiones de las medidas de aprovechamiento de biogás no se tuvo en cuenta su potencial de sustitución por otros energéticos. En este caso tan solo se consideraron las emisiones que se evitan en el sector residuos. Industria. Las emisiones de los residuos sólidos generados por las industrias están incluidas dentro del análisis del sector residuos. No se encontró información que permitiera diferenciar el origen de los residuos dispuestos en los rellenos sanitarios. Las emisiones de las aguas residuales industriales se estimaron de manera independiente y se contabilizaron dentro del sector residuos. Por su parte, la medida de mitigación relacionada con reciclaje fue analizada con el modelo WARM de la EPA. Dicho modelo considera el ciclo de vida de los materiales y por ello el cambio en las emisiones también incluye el ahorro energético en los procesos de producción de los materiales por producirlos a partir de fuentes recicladas. Relacionado con este mismo tema, la producción de hierro y acero a partir de materiales reciclados depende de la gestión que se haga en reciclaje. Finalmente, el uso directo de biogás es una de las opciones para reducir emisiones en el sector residuos. El potencial de esta medida puede ser aún mayor al considerar en el cambio de emisiones una posible sustitución de energéticos de mayor intensidad de carbono en industrias. Este efecto no se consideró en la modelación de la medida. Transporte. En la línea base de emisiones del transporte carretero se incluyó el consumo nacional de energía según lo reportado en el balance energético nacional. Por esta razón, el consumo de energía asociado a los vehículos de recolección de residuos sólidos municipales está incluido de manera implícita. El número de vehículos de carga a nivel nacional es poco más de 200,000 vehículos (año 2010). De éstos, menos del 1% son camiones de recolección de residuos. Una de las medidas de mitigación analizadas en el sector residuos tuvo que ver con la sustitución de los vehículos recolectores convencionales por vehículos híbridos (diesel-eléctricos). Dicha medida representa una reducción acumulada de 0.5 millones de toneladas de CO 2 . No se consideró tal efecto de la medida en el escenario de mitigación del sector transporte. Adicionalmente, el biogás generado a partir de residuos sólidos y aguas residuales podría ser utilizado como combustible en el sector transporte. Esta opción no fue considerada en los análisis realizados.

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4.3. Transporte y otros sectores Generación eléctrica SIN. El factor de emisión asignado al consumo de electricidad de los vehículos eléctricos e híbridos se estimó en función del portafolio histórico del despacho de generación eléctrica del sistema interconectado nacional de los últimos 10 años y no se utilizó el factor de emisión resultante de la línea base 2010-2040 del SIN. Aunque el promedio de los valores por ambas metodologías es similar, el resultante en este estudio presenta variaciones significativas en función de los fenómenos climáticos tipo Niño y Niña que se supusieron en los escenarios modelados. La aplicación de todas las medidas de mitigación relacionadas con vehículos eléctricos e híbridos, demandarían en el año 2040 una cantidad de electricidad equivalente al 6% de la generación nacional actual. Este efecto no se consideró en los escenarios del sector eléctrico. Petróleo, gas y carbón. El sector transporte es el de mayor demanda de combustibles líquidos. Por esta razón, la demanda del sector tiene un efecto significativo en la demanda de energéticos del país. La línea base de emisiones de los sectores de oferta de energía se realizó con base en proyecciones oficiales de demanda, de la cual el transporte hace parte esencial. Se destaca que las emisiones evaporativas ocasionadas durante el transporte de los energéticos se sumaron en el sector de oferta de energía y no en los sectores de consumo final. Dado que la calidad del los combustibles viabiliza el uso de ciertas tecnologías vehiculares, desde el sector transporte se modelaron escenarios de mejora de los combustibles disponibles así como de mejoras tecnológicas. Sin embargo, los efectos de contar con mejor calidad del combustible no fueron incluidos en los análisis del subsector petróleo. Industria. Las emisiones de las sustancias que sustituyen aquellas especies agotadoras de la capa de ozono (SAO) se contabilizaron en el sector de procesos productivos. Parte de esas emisiones se explican por su uso en la flota de transporte (neveras y aire acondicionado).

4.4. Industria y otros sectores Generación eléctrica. La demanda de electricidad del sector industrial está considerada de manera implícita dentro de la proyección nacional. El efecto de la cogeneración en las emisiones se contabilizó en el sector de generación eléctrica. Petróleo, gas y carbón. La demanda de energía del sector industrial afecta toda la cadena de producción de energéticos. Por esta razón, su proyección se consideró de manera implícita en los análisis de oferta a nivel nacional. Las emisiones evaporativas ocasionadas durante el transporte de energéticos se sumaron en el sector de producción de energía.

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4.5. Sector residencial y otros sectores Generación eléctrica. La demanda de electricidad del sector residencial está considerada de manera implícita dentro de la proyección nacional. No se tuvo en cuenta en los escenarios de generación del SIN la reducción en la demanda derivada de medidas de eficiencia energética. Petróleo, gas y carbón. La demanda de energéticos del sector residencial se consideró de manera implícita dentro de la demanda total del país. En los escenarios de modelación del gas no se consideró el efecto de la reducción del consumo por medidas de eficiencia energética aplicadas en los hogares.

4.6. Petróleo, gas, carbón y otros sectores Generación eléctrica. La demanda de electricidad de los sectores asociados con petróleo, gas y carbón se consideró de manera implícita dentro de la proyección total de electricidad del país. La reducción en el consumo de electricidad derivado de la implementación de medidas de eficiencia energética y cogeneración en los subsectores de petróleo, gas y carbón, no se consideró en los escenarios de emisiones de generación eléctrica en el SIN.

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5. Conclusiones y recomendaciones

La mayoría de las medidas analizadas en este proyecto son conservadoras en su alcance y se basan en opciones y tecnologías disponibles en el mercado. Los potenciales de mitigación en cada sector derivadas de la aplicación de las opciones evaluadas varían entre 10% y 50% de las emisiones acumuladas en el periodo 2010-2040. El 50% del potencial de mitigación analizado corresponde a acciones con costos negativos. Es importante considerar la sensibilidad de los resultados a los supuestos de la modelación. En este estudio, dado su objetivo, las medidas se evaluaron para condiciones promedio de los sectores y esto debe ser considerado en la interpretación de los resultados. No todas las medidas son apropiadas para todas las condiciones. Desde el punto de vista de mitigación de GEI, la priorización de las acciones debe considerar las opciones de reducción de mayor costo efectividad, independiente del sector considerado, y no solo enfocarse en los sectores de mayor aporte en las emisiones GEI. El aporte de los sectores en las emisiones refleja su tamaño en la economía nacional y no necesariamente su carbono eficiencia. Se resalta la necesidad de contar con información local, representativa y confiable de caracterización de los sectores. Ésta resulta fundamental en el análisis de costo efectividad de las opciones de mitigación. Durante el desarrollo del estudio se evidenciaron vacíos de información. Éstos se describen para cada sector en los documentos sectoriales y anexos técnicos. Debido a las limitaciones en la información, el análisis se priorizó para aquellos subsectores y procesos de mayor contribución en la emisión de GEI. En la medida en que se cuente con mejor información de caracterización de los sectores se podrán completar los análisis aquí presentados. Esto mismo aplica para las opciones de mitigación evaluadas en términos de costo-efectividad. Aún quedan múltiples opciones por explorar en los diferentes sectores. La generación de información deber ser considerada dentro de las estrategias y esfuerzos de mitigación y adaptación al cambio climático en el país. Los análisis de costo efectividad desarrollados en este estudio únicamente consideraron los costos de implementación (inversión, operación y mantenimiento) de las tecnologías. Los costos reales pueden cambiar al incorporar en los análisis los costos de transacción y los cobeneficios de las acciones de mitigación. Para algunas de las medidas consideradas se presentan estimaciones sobre cobeneficios en los documentos sectoriales y en los anexos técnicos. Para futuros esfuerzos se recomienda complementar los análisis con un enfoque intersectorial. Esto debido a que se evidenció un efecto de sinergia en las medidas comunes a los sectores residuos e industria, entre otros. Por otra parte, acciones que reducen las emisiones GEI en un sector específico pueden al mismo tiempo incrementar las emisiones en otro (v.g., cogeneración con biomasa). Además medidas de mitigación de un sector pueden afectar los escenarios de mitigación de otros. Adicionalmente, un enfoque intersectorial permitiría incorporar en el análisis el rol de los consumidores, teniendo en cuenta que éstos puede influir en la forma de producción y el tipo de 37

productos que se fabrican (v.g., sustitución de materiales desde el sector de construcción de vivienda). En este estudio se consideraron las emisiones de los principales GEI de acuerdo con la metodología del IPCC. Sin embargo, según la literatura internacional los contaminantes de vida corta juegan un papel importante en la mitigación regional del cambio climático (Climate and Clean Air Coalition, 2013). Además, la reducción de emisiones de algunos contaminantes de este grupo (v.g., carbono negro) logran mejoras en la calidad del aire en los centros urbanos. Estos contaminantes deben empezar a considerarse en las discusiones sobre políticas de mitigación de cambio climático en el país. Finalmente, se destaca que el uso de la tierra, el cambio en el uso de la tierra y la silvicultura no hicieron parte de los análisis de este estudio. Dado el aporte que éstos tienen en las emisiones nacionales (14% según el inventario nacional de emisiones del año 2004 (Ideam, 2010)), así como por su potencial como sumidero y por su interacción con otros sectores, estos componentes deben ser tenidos en cuenta al momento de priorizar las acciones de mitigación en el país. Todo esto sin olvidar la estrategia de Reducción de Emisiones por Deforestación y Degradación Forestal (REDD+).

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Referencias

Centro Internacional de Agricultura Tropical & Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo. (2011). Evaluación de flujos de inversión y financiamiento para acciones de mitigación y adaptación en el sector agropecuario. Climate and Clean Air Coalition. (2013). Short lived climate pollutants. Fabian Kesicki & Neil Strachan. (2011). Marginal abatement cost (MAC) curves: confronting theory and practice. Environmental Science & Police 14, 1195-1204. International Energy Agency. (2011). World Energy Outlook Intergovernmental Panel on Climate Change. (2007). Expert Meeting on Economic Analysis, Costing Methods, and Ethics - Meeting Report. Intergovernmental Panel on Climate Change. (2007). Cambio climático 2007: Informe de síntesis. Contribución de los Grupos de trabajo I, II y III al Cuarto Informe de evaluación del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático. Intergovernmental Panel on Climate Change. (2006). Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero. Intergovernmental Panel on Climate Change. (2006). Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories: Reference Manual. Kesicki, F. (2011). Marginal abatement cost curves for policy making. Expert-based vs. modelderived curves. London: UCL Energy Institute. Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura. (2012). Using Marginal Abatement Cost Curves to Realize the Economic Appraisal of Climate Smart Agriculture Policy Options. Organisation for Economic Co-operation and Development. (2011). Environmental Outlook to 2050. Universidad de los Andes. (2010). Curvas de costos de abatimiento de gases efecto invernadero y potenciales de mitigación en el sector industrial colombiano. World Bank. (2012). Climate Mitigation for Colombia, Conference edition.

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