Emiratos Árabes Unidos. Cambio de Política Petrolera

 Por: Nelson Hernández

Emiratos Árabes Unidos (EAU), presenta  una de las trayectorias de crecimiento de capacidad de producción  más agresivas en la industria petrolera reciente.

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1. Capacidad de producción actual

EAU, a través de la empresa nacional ADNOC, ha incrementado significativamente su capacidad instalada. Al día de hoy (abril de 2026), su capacidad de producción se sitúa en aproximadamente 4.85 MBD. El país está muy cerca de alcanzar su meta de 5 MBD para 2027, un objetivo que adelantaron (originalmente la meta era para el 2030) debido a sus intensas inversiones en infraestructura y tecnología de recuperación mejorada.

2. Producción "cerrada" y cumplimiento OPEP

Hasta este momento, EAU ha mantenido una cantidad considerable de producción cerrada para cumplir con los acuerdos de la OPEP+.

·         Cuota vs. Capacidad: Mientras que su capacidad ronda los 4.85 MBD, su cuota de producción dentro de la OPEP+ ha estado limitada a aproximadamente 3.2 – 3.4 MBD.

·         Volumen cerrado: Esto significa que el país tiene hoy entre 1.4 y 1.6 MBD de capacidad ociosa (spare capacity) que no puede colocar en el mercado debido a las restricciones del cartel.

3. Contexto crítico de última hora

Es importante destacar un evento histórico ocurrido hace apenas unas horas (28 de abril de 2026): EAU ha anunciado formalmente su salida de la OPEP, efectiva a partir del 1 de mayo de 2026.

Esta decisión responde precisamente a la tensión indicada: el país ya no está dispuesto a mantener esa producción cerrada tras haber invertido miles de millones de dólares en ampliar su capacidad. Al salir de la organización, buscan tener libertad total para monetizar sus reservas y utilizar esos 1.5 MBD que tienen restringidos.

Limitaciones logísticas actuales

Aunque la salida de la OPEP les otorga libertad regulatoria, enfrentan un cuello de botella físico: el Estrecho de Ormuz ha visto interrupciones severas desde febrero de 2026. Aunque cuentan con el oleoducto ADCOP hacia el puerto de Fujairah (capacidad de 1.8 MBD), gran parte de su potencial de exportación adicional depende de la reapertura o normalización del tránsito marítimo en el Golfo.

MUNDO. Adición de Barril de petróleo por Barril Producido (Índice RRR)

 Por: Nelson Hernández

El Índice RRR en petróleo significa Tasa de Reemplazo de Reservas (Reserve Replacement Ratio), una métrica crucial que indica cuántas nuevas reservas probadas de petróleo y gas se añaden en relación con lo que extrae en un período. Un RRR de 1 o 100% o más significa que se repone lo que se produce, siendo vital para evaluar su sostenibilidad y desempeño ante inversores, y un RRR superior a 1.0 (o 100%) es deseable.

La grafica a continuación muestra el RRR de los últimos 65 años para la OPEP, NO OPEP y MUNDO, tabulado por décadas.

Motivos de las subidas y bajadas

• Subidas del RRR:
• Descubrimientos masivos (por ejemplo: Mar del Norte, Cantarell, offshore Brasil).
• Inversiones fuertes en exploración en épocas de precios altos.
• Expansión tecnológica (sísmica 3D, perforación en aguas profundas).
• Bajadas del RRR:
• Crisis económicas o geopolíticas (1973, 1979, 2008, 2020).
• Producción acelerada que supera las adiciones de reservas.
• Menor inversión en exploración por transición energética y presión ambiental.

El RRR mundial (lado derecho del grafico) muestra una fuerte volatilidad a lo largo de las décadas: los picos y caídas reflejan tanto descubrimientos de grandes reservas como crisis económicas y geopolíticas que afectaron la inversión en exploración. En general, el RRR tiende a bajar cuando la producción supera las adiciones de reservas y a subir en momentos de auge exploratorio o descubrimientos significativos.

Inferencias principales del gráfico RRR mundial

La variabilidad del RRR mundial, está influenciado por el RRR de los países productores de petróleo No OPEP, ya que el correspondiente al de los de OPEP, se mantiene en 1.

Décadas de alta volatilidad (1960s–1980s)

• 1960s: El RRR mundial es muy alto (superior a 4 en promedio). Esto se relaciona con grandes descubrimientos de reservas en Medio Oriente y África, en un contexto de expansión petrolera global.
• 1970s: Caída abrupta del RRR. La crisis del petróleo de 1973 y 1979 generó incertidumbre y cambios en la producción, mientras que los descubrimientos no compensaron el ritmo de extracción.
• 1980s: Repunte del RRR (cercano a 3). Se asocia con descubrimientos en el Mar del Norte y México (Cantarell), además de mejoras en exploración offshore.

Estabilización relativa (1990s–2000s)

• 1990s: El RRR vuelve a subir (≈2.1). Esto coincide con la apertura de nuevas áreas en la ex URSS y Brasil, junto con inversiones en exploración tras la caída de la URSS.
• 2000s: El índice baja a ≈1.9. Aunque hubo descubrimientos en aguas profundas (Brasil, África Occidental), la producción global creció más rápido que las reservas añadidas.

Tendencia descendente reciente (2010s–2020s)

• 2010s: El RRR se mantiene en torno a 1.6 – 1.7. La producción se sostiene, pero los grandes descubrimientos son menos frecuentes.
• 2020s: El RRR mundial cae a ≈1.1. Esto refleja:
• Menor inversión exploratoria por transición energética y precios bajos del crudo en 2014–2020.
• Mayor explotación de reservas existentes (shale oil en EE. UU.) sin descubrimientos equivalentes.
• Pandemia 2020, que redujo inversiones y afectó balances de reservas.

Caso Venezuela

Venezuela presenta un caso sui generis. En su historia petrolera presenta dos incrementos sustanciales de reservas de petróleo:

• El ocurrido en el periodo 1981 – 1986, producto de alcanzar una mayor cuota de producción de petróleo, una vez que la OPEP establece el sistema de cuotas. Este incremento no obedece a programas exploratorios
• El del periodo 2006 – 2011, asociado al proyecto Magna Reservas cuyo objetivo fue contabilizar las reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), lo cual convierte a Venezuela en el país con las mayores reservas de petróleo. Expertos cuestionan los volúmenes la FPO por utilizar un factor de recobro muy superior al que presentan este tipo de crudo extrapesado. ()

Conclusión

Se evidencia que el RRR mundial ha pasado de valores muy altos en los 60s – 80s a una tendencia descendente en los 2000s – 2020s, reflejando el agotamiento de grandes descubrimientos y el cambio estructural hacia energías renovables. Hoy, un RRR cercano a 1 indica que la reposición de reservas apenas compensa la producción, lo que plantea dudas sobre la sostenibilidad del modelo petrolero a largo plazo.

 

 

 

 

VIDEO

 

La Era del Petróleo: Una Cuestión de Voluntad, no de Reservas

Por: Nelson Hernández

TOP15. Los videos mas vistos en canal YouTube VideoNelson (2025)

Prospectiva de los Hidrocarburos en los Sectores Transporte y Petroquímico

 Por: Nelson Hernández

Los productos de la Industria Petroquímica y Química (IPQ) son utilizados en las necesidades humanas fundamentales como la salud, la vivienda, la higiene y la alimentación. Se puede considerar que todo comienza con las fuentes energéticas fósiles, sobre todo petróleo y gas natural, los cuales participan como insumos de materia prima per se y como fuente de energía para sus procesos de transformación. 

Sin embargo, con todo lo que esta industria proporciona, siendo la segunda en importancia después de la del acero y hierro, está siendo cuestionada por la problemática de la disposición de sus desechos sólidos y por la contaminación de productos utilizados en las actividades agrícolas. (Ver: Una Visión Global de los Hidrocarburos en la Industria Química y Petroquímica).

Por otro lado, el mundo está inmerso en una transición energética cuyo objetivo es la descarbonización de la matriz energética global, especialmente en petróleo y carbón. Esto conlleva a una disminución del uso del petróleo. Muchos indican que no debe haber preocupación, ya que el volumen dejado de consumir en otros sectores (principalmente en el del transporte), será absorbido por el crecimiento IPQ. Nada más alejado de la realidad, y eso es lo que se dilucida en el desarrollo a continuación.

 

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La grafica anterior muestra el consumo real y prospectiva de petróleo  para el sector transporte, y de petróleo y gas para el sector IPQ.

A nivel global, la IPQ representa en el consumo mundial de petróleo entre 8  al 10 %, y en consumo de gas entre 6 al 8 % del total mundial. En otras palabras, para el 2025, las cifras rondan un consumo de 10 MBD (millones de barriles diarios) para cada hidrocarburo, para un total global de un 12 %  del consumo de petróleo y gas (165 MBD).

Dentro de las inferencias que se pueden obtener del grafico, se muestran en las dos grafica a continuación.

 

Transporte

Con tendencia progresiva de declinación del consumo a partir del 2020, producto de la electrificación de la movilidad, aumento de la eficiencia energética y de cambio modal urbano (ciudades inteligentes). La demanda presenta una disminución de 5 MBD, al comparar los años 2020 y 2035.

Petroquímica

·         Petróleo: La demanda se mantiene casi plana, con un crecimiento marginal de 7.5 MBD en 2000 a 9.7 MBD en 2035. Es decir, un incremento de 2.2 MBD.

·         Gas natural: Crece de manera sostenida, pasando de 6.0 MBDPE en 2000 a 12.5 MBDPE en 2035. A partir del 2025, el consumo de gas supera al del petróleo, consolidación como insumo principal

En resumen:

·         El gas natural se convierte en el insumo principal de la petroquímica con crecimientos sostenido en fertilizantes, metanol y químicos básicos. Los plásticos están siendo cuestionados por su alto impacto contaminante del ambiente.

·         El petróleo crece modestamente como insumo petroquímico, y sus insumos líquidos como la nafta es sustituido por derivados del gas como el etanol y el metano.

·         En el sector transporte, su principal insumo son los derivados combustibles. Estos entran en una tendencia de disminución, principalmente, por la electrificación de la movilidad perdiendo unos 5 MBD en el periodo 2020- 2035.

·         La petroquímica no puede absorber la disminución prospectiva de petróleo en el sector transporte. Mientras la petroquímica presenta un aumento de 2 MBD, el sector transporte muestra una disminución de 5 MBD. Es decir, un desbalance de 3 MBD. Mas bien, el gas y eventualmente el hidrógeno verde (H2V) son los que sostendrán la industria IPQ.

La petroquímica no podrá absorber el vacío que deja el transporte; su crecimiento es marginal frente al declive del petróleo. El futuro se sostiene en el gas y el hidrógeno verde, símbolos de una transición que ya no admite nostalgias, sino decisiones firmes hacia una nueva era energética.

Anatomia de una Cuota: OPEP, Venezuela y el Mercado Global

 

Los Fosiles en el Contexto de la Transicion Energetica

TOP 10. MIX en Generación Eléctrica (2024)

Por: Nelson Hernández

La grafica a continuación muestra el mix energético del TOP 10 de los países en generación de electricidad para el 2024.

A continuación los aspectos resaltantes de la grafica:

Distribución Global: Generación Eléctrica en 2024

• Generación mundial total: 31.2 PWH
• Generación del TOP 10 países: 22 PWH, 70.5 % del total global
• Generación con petróleo: 0.0916 PWH, 0.3 % del total global
• Generación  no emisión de CO2 del TOP 10: 13.2 PWH, 59.5 % de su total

Esto confirma que el petróleo ha sido prácticamente desplazado como fuente para generar electricidad, pero sigue siendo relevante en transporte y calor industrial.

Por otra parte, destaca el uso de las fuentes energéticas no generadoras de CO2 con un 59.5 % del total  generados por el TOP 10.

Es importante señalar el uso del carbón en China donde el 57.4 %  de su generación proviene de esta fuente energética. China presenta en su mix una paradoja: es el mayor emisor de CO2, pero a la vez es el de mayor uso de renovables con el 20.8 % del total, que representa el 50 % de todas las renovables

 

Las graficas a continuación muestran las razones de uso de las  fuentes energéticas en la generación de electricidad del TOP 10 y el perfil energético de cada país.

Como corolario:

• China y USA concentran más del 67% de la generación del TOP 10.
• Las nuevas renovables ya superan al gas y se acercan al carbón en algunos países europeos.
• El petróleo ha sido prácticamente eliminado del mix eléctrico global, lo que marca un hito en la transición energética.
• La nuclear sigue siendo clave en países con alta densidad poblacional y baja disponibilidad de renovables (Japón, Corea, Francia).

 

OPEP. Estadísticas Producción Mensual de Petróleo (Directa y Secundarias)

 Por: Nelson Hernández

La confiabilidad de las cifras de producción petrolera de la OPEP (directa vs. secundaria) y su uso por organismos internacionales dependen de los contextos y objetivos. Aquí un análisis:

Fuente Directa (reportada por los países miembros) 

·         Origen: Los países de la OPEP reportan sus propios datos de producción. 

·         Ventaja: Teóricamente, deben ser precisos, ya que provienen de las autoridades nacionales. 

·         Limitaciones: Puede haber “sesgos políticos o estratégicos”. Por ejemplo, países podrían subestimar o sobreestimar cifras para cumplir con cuotas de producción acordadas por la OPEP, evitar sanciones o influir en los precios del petróleo. 

·         Falta de transparencia en algunos países (ej.: Venezuela, Irán). 

Fuente Secundaria (estimaciones externas) 

·         Origen: La OPEP calcula la producción utilizando datos independientes, como seguimiento de exportaciones (vía satélite, registros de barcos, informes de mercados secundarios, consultoras como Argus o S&P Global). 

·         Ventaja: Son “más objetivas”, al no depender de la autodeclaración de los países y muy útiles para detectar discrepancias (ej.: si un país excede sus cuotas). 

·         Limitaciones: Errores técnicos en mediciones (ej.: fluctuaciones en el almacenamiento o transporte) y retrasos en la actualización de datos. 

¿Cuál es más confiable? 

En general, las fuentes secundarias suelen considerarse más fiables por su independencia. Por ejemplo: 

-          La OPEP utiliza sus propias estimaciones secundarias para verificar el cumplimiento de acuerdos (como los recortes de producción). 

-          Países como Arabia Saudita suelen alinear sus informes oficiales con las cifras secundarias, lo que refuerza su credibilidad. 

¿Qué usan los organismos internacionales? 

La mayoría de instituciones (ej.: Agencia Internacional de Energía [IEA], EIA de USA, bancos de inversión y mercados prefieren las fuentes secundarias por: 

• Neutralidad: Evitan la manipulación potencial de datos por intereses nacionales. 
• Consistencia: Las metodologías son estandarizadas y comparables entre países. 
• Transparencia: Se basan en datos verificables (ej.: tráfico de buques, encuestas a compradores). 

Por ejemplo: 

·         La OPEP+ (que incluye a Rusia y otros aliados) utiliza las cifras secundarias para monitorear el cumplimiento de los recortes de producción pactados. 

·         La IEA y la EIA citan frecuentemente fuentes secundarias en sus informes (ej.: *Oil Market Report*). 

Conclusión 

• Fuente secundaria: Más confiable para análisis externos y cumplimiento de acuerdos. 
• Fuente directa: Útil, pero se contrasta con datos independientes para validarla. 

Los mercados y analistas suelen ponderar ambas, pero dan mayor peso a las estimaciones secundarias por su imparcialidad. 

MUNDO (2023). Índice Economía de la Emisión de Carbono (IEEC)

 Por: Nelson Hernández

• Ecuador es el país con el mayor IECE de 204 $/TCO2. Mientras que Uzbekistán es el de menor IEEC con 96
• El IEEC ($/TCO2) de países emblemáticos es como sigue: Suiza (184), Suecia (178), Brasil (172), A. Arabia Saudita (168), Canadá (145), EE.UU. (139), Rusia (112), India (99), China (92) y Sur África (91). Estos tres últimos países tienen en común una alta participación del carbón en la mezcla de fósiles.

La reducción de la emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI) producto de la quema de combustibles fósiles es el gran reto que tiene la humanidad, en el presente siglo, para combatir los efectos del cambio climático.

La determinación del costo unitario de las emisiones de CO2 es complicada por los diferentes factores a analizar que lo componen. Sin embargo, siempre hay una vía para simplificar los cálculos, y en este sentido, en este análisis direccional, se utilizará la relación del precio de los combustibles fósiles y las emisiones de cada uno de ellos al ser quemado para soportar las distintas actividades que realizan. . . los países en el desarrollo de la producción de bienes y servicios.

Este índice simplificado de la Economía de la Emisión de Carbono (CO2) (IEEC) es la relación entre el precio del energético fósil, dividido por la emisión de CO2 que producen esos fósil al quemarse. Esta es una forma interesante de analizar el costo ambiental de la energía fósil.

Este índice proporciona básicamente un valor monetario por cada tonelada de CO2 que se libera al quemar esa energía fósil. Es decir, indica cuánto se "paga" en términos económicos por cada unidad de contaminación generada.

Un IEEC (costo) alto indica que en la matriz energética del uso de los fósiles predomina el fósil de mayor precio. Este punto de inflexión está limitado, hoy en día, por 50 % del petróleo y un IECE de 150 $/TCO2 emitido. Por otra parte, un valor bajo sugiere que se está obteniendo más energía por cada unidad de CO2 emitida, lo que podría interpretarse como una mayor eficiencia económica en términos de emisiones. Sin embargo, es importante recordar que la eficiencia económica no siempre coincide con la eficiencia ambiental.

Premisas del Análisis

Para efecto de la simplificación se tomaron las siguientes premisas:

• Se analizaron 66 países representativos, agrupados por regiones geográficas
• Los datos del mix de energías fósiles utilizadas por cada país corresponden a los valores suministrados por Energy Institute 2024 . 
• Los valores del precio de la energía son:
• Gas: Precio del gas al sector industrial en USA , 2023, de 4,52 $/kPC
• Carbón: Precio Carbón Newcastle , 2023, de 182 $/Ton
• Petróleo: Precio Cesta OPEP , 2023, de 83 $/B
• Estos precios son aplicados a cada país (no hay variación entre ellos). Con esto se elimina los efectos de los impuestos que aplican los países a los energéticos y el costo de fletes en el transporte de exportación de las energías.
• Los valores de las emisiones por tipo de fósil, expresadas en MTCO2/EJ[1], son los siguientes:
• Petróleo: 62,15
• Gasolina: 51,6
• Carbón: 100
• El IEEC, para cada país, se calcula mediante la división de la suma del gasto (factura) de ese país incurrido en la compra de los combustibles fósiles, entre la suma de las emisiones generadas por cada combustible fósil utilizado por ese país. 

Resultados

Nota: Para ver el Gráfico en mayor tamaño

Navegar en el gráfico: A) Lado izquierdo superior le permite filtrar los países por región. B) En el título del gráfico, también puede filtrar y hacer comparaciones al tocar en cada región (botones on/off). C) En version ampliada, lado superior derecho, estan los botones para divulgacion e inscrustacion en paginas WEB

De la grafica se desprende lo siguiente:

• Los países con mayor costo de emisión de CO2 son aquellos cuya participación del petróleo en el mix de energías fósiles es mayor o igual al 50 %, arrojando un IECC mayor a 150 $/TCO2 emitida.
• Así vemos que Ecuador es el país con el mayor IECE de 203,7 $/TCO2 (x = 96,6, y = 203,7). Mientras que Uzbekistán es el de menor IEEC con (10.9, 96.2). Esto indica que Ecuador debe buscar cuanto antes, reducir su consumo de petróleo de tal manera de bajar el IEEC para así tener una menor factura energética y una menor emisión de GEI que es el objetivo que se persigue a nivel mundial para mitigar el cambio climático.
• El IEEC ($/TCO2) de países emblemáticos es: Suiza (184,1), Suecia (178,1), Brasil (172,6), A. Arabia (168,2), Canadá (145,2), EE .UU. (139,3), Rusia (112,7), Sur África (90,8), India (99,0), China (92,1). Estos tres últimos países tienen en común una alta participación del carbón en la mezcla de fósiles. 
• A nivel regional, el IEEC es el siguiente: S. América (163.6), M. Oriente (145.6), Europa (142.5), A. del Norte (140.6), África (130.3) CIS (111.0), Asia&Pacifico (101.5) y MUNDO (118.0) . La participación del petróleo, expresada en %, en la mezcla de fósiles es de 65.1; 46,3; 53,1; 47,5; 45,3; 25,4; 30,7 y 39,0, respectivamente. La interpretación de estos valores indica que Sur América tiene el mayor IEEC regional por tener una alta presencia del petróleo en su mezcla de fósiles, por lo que debe establecer planes para reducir esa dependencia.   

 

• La grafica anterior compara el IEEC para los años 2022 y 2023. Se observa el impacto que tiene el precio del energético en el índice, aun cuando exista poca variación en la participación del petróleo en la mezcla de fósiles. Esta característica obliga a las regiones, y por ende a los países, a buscar una menor dependencia del energía de mayor precio que luce que seguirá siendo el petróleo. Una vía para reducir esa dependencia petrolera[2]es mediante la movilidad eléctrica. Es decir, incorporando vehículos eléctricos al parque automotor.

• La gráfica anterior, compara un escenario (no tan hipotético, al considerar el gas como el fósil de la transición energética) donde las necesidades energéticas son cubiertas solo con gas. Este escenario permite cuantificar el impacto del uso del carbón y el petróleo en la mezcla actual de los fósiles.
• La región de Sur América es el de mayor impacto con una disminución de 94 $/CO2 emitida. Recordemos que esa región es altamente dependiente del petróleo para cubrir sus necesidades de energía. El menor impacto es la región CIS, con 41 $/TCO2, por ser el uso del gas es predominante, en su mezcla de fósiles, con un 60 %. A CIS le sigue la región Asia&Pacífico con un impacto de 49 $/TCO2, donde el uso de carbón es predominante con un 55,4 % de su mezcla fósil. 
• La gráfica a continuación muestra el impacto por países.

 

Nota: Para ver el gráfico a mayor tamaño

Precio de las Energías Fósiles Ajustadas por Impacto Ambiental 

Para efectos de frenar o disminuir las emisiones de CO2 es necesario ponerle a los energéticos fósiles un impuesto por dichas emisiones. Una simplificación de este impuesto se puede estimar de la siguiente manera: 

PA _{k =} PB _k + (CE _k * IEEC) 

Dónde:

PA = Precio Ajustado, $/Unidad _k

PB = Precio Base, $/Unidad _k

CE = Coeficiente de Emisión de CO2 de k, en unidades de los precios

IECEC = Índice de Economía de Emisión de CO2, $/TCO2

k = Fósil energético (petróleo, gas, carbón)

Algunos ejemplos de ajuste de precios:

El precio ajustado esta reflejado en la gráfica anterior. Al incorporar el costo de las emisiones, se incentiva la búsqueda de alternativas energéticas más limpias y se promueve una economía más sostenible. Su aplicación tiene aspectos negativos y positivos.

Entre los positivos están: La reducción de las emisiones, la innovación tecnológica, una mejor salud pública y un crecimiento económico sostenible. 

Entre los negativos: Aumento de la factura energética, desigualdad social en su aplicación y riesgo de pérdida de competitividad en la producción de bienes y servicios.

La gráfica a continuación se refiere a la estimación de los precios ajustados por región y por energía fósil. La aplicación de precios ajustados por efecto de emisiones de CO₂ a los combustibles fósiles es una herramienta fundamental para combatir el cambio climático y promover una transición hacia una economía más sostenible. Sin embargo, es importante diseñar e implementar estas políticas de manera cuidadosa para minimizar los impactos negativos y maximizar los beneficios.

 

 Utilización del IEEC

Ya se menciona que el cálculo del IEEC, aquí   desarrollado, es una simplificación de la realidad al no considerar otros factores como: la eficiencia de los motores de combustión, las emisiones de otros GEI, o los costos ambientales y sociales asociados a la extracción y Manejo de las fuentes energéticas fósiles.

 

Sin embargo, el IECE es muy útil para diseñar políticas públicas ambientales y económicas que promuevan la transición hacia fuentes de energía más limpias. Por ejemplo, un impuesto al carbono podría basarse en este tipo de cálculos para internalizar los costos ambientales de la quema de combustibles fósiles.

 

El IEEC permite identificar cuál de estos combustibles fósiles genera más emisiones de CO2 por unidad monetaria gastada. Esto permite evaluar el impacto relativo de cada uno de ellos en el cambio climático.

 

En conclusión, el IEEC ofrece una perspectiva interesante sobre el costo ambiental de los combustibles fósiles, pero debe interpretarse en el contexto más amplio de la producción y consumo de energía. El IEEC es una valiosa herramienta para comprender mejor las implicaciones ambientales y económicas de las decisiones energéticas que tomen los países en el diseño de políticas públicas para adentrase en la transición energética y poder mitigar los efectos del cambio climático.

 

Solo por el hecho de reducir su factura energética y contribuir con las acciones climáticas: las personas, las empresas, las regiones y los países deben dar el paso hacia el uso de energías más económicas y amigables al ambiente .

 

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[1]  MTCO2: Millones de toneladas de CO2

EJ = Exa julio

[2]  El 50 % del uso del petróleo, es para producir gasolina.