Evaluación de la Sostenibilidad del Modelo Energético Mundial

Autorizada la entrega del proyecto al alumno:
David Guasch Rodríguez
LOS DIRECTORES DEL PROYECTO
José Ignacio Pérez Arriaga
Ignacio Hierro Ausín
Fdo:
Fdo:
Fecha:
Fecha:
Vº Bº del Coordinador de Proyectos
Claudia Meseguer Velasco
Fdo:
Fecha:
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INGENIERO INDUSTRIAL
PROYECTO FIN DE CARRERA
Evaluación de la Sostenibilidad del Modelo
Energético Mundial
AUTOR: David Guasch Rodríguez
MADRID, Junio 2006
A mi madre y a mi padre,
porque su respaldo y complicidad
han sido la fuerza que me ha
inspirado a superarme cada día.
Prefacio
El presente documento presenta los resultados de diez meses de arduo trabajo
durante los cuales se ha desarrollado el proyecto titulado Evaluación de la
Sostenibilidad del Modelo Energético Mundial. Este ambicioso proyecto forma parte
de un amplio plan de trabajo de la Cátedra BP de Desarrollo Sostenible sobre el
análisis del actual modelo energético, tanto español como mundial. El presente
estudio no podría haberse acometido sin los consejos y apoyo incondicional de sus
dos directores de proyecto, José Ignacio Pérez Arriaga e Ignacio Hierro Ausín.
El punto de partida del proyecto es el análisis de la situación político
económica actual, así como el diagnóstico de los diferentes elementos que componen
el modelo energético que rige el mundo tal y como es conocido. El minucioso
examen de la situación y perspectivas de los combustibles fósiles y de la energía
nuclear, unido al potencial de las energías renovables y medidas de ahorro y
eficiencia energética, conforman el origen sobre el que se ha desarrollado el modelo
de análisis. Dicho modelo pretende evaluar la evolución del sistema energético
global durante el próximo siglo siguiendo las tendencias ‘business-as-usual’
actuales. El análisis cubre el periodo comprendido entre los años 2005 y 2100. Más
que una predicción minuciosa del eventual curso del sistema energético mundial, el
estudio pretende identificar los desafíos y barreras, tanto a nivel social y económico
como a nivel medioambiental, que distancian al modelo energético global del camino
hacia la sostenibilidad.
Prefacio
i
Preface
This report presents the results of ten months of intensive work, which have
culminated with the composition of the project entitled Evaluation of the World’s
Energy System Sustainability was conducted. This ambitious project is a part of a
wide programme work proposed by the Cátedra BP of Sustainable Development,
which consists in analysing the current energy model, as much for the Spanish model
as for the World model. The project hereof could not have been achieved without the
advices and the unconditional support from both project’s directors, José Ignacio
Pérez Arriaga e Ignacio Hierro Ausín.
The starting point for the study derives from the analysis of the current politic
and economic context, as well as the diagnosis of the different elements which
compose the energy model that rules the World as it is know nowadays. The
meticulous exam of the fossil fuels and nuclear energy’s situation and its future
perspectives, in addition to the renewable energy’s potential as well as a more
efficient use of the natural resources, constitute the origin from which the analysis
model has been developed. The abovementioned model pretends to evaluate the
global energy system’s evolution during the next century following a ‘business as
usual’ scenario. The analysis covers the period extended form 2005 through 2100.
Instead of a thorough forecast of the possible course of the World energy system, the
project aims to identify the challenges and barriers related to the three dimensions of
sustainability: social equity, economic equality and the environmental impact; which
moves away the global energy model from the path towards sustainability.
Preface
ii
Índice
Prefacio ......................................................................................... i
Preface ......................................................................................... ii
Índice de Gráficos ..................................................................... vii
Índice de Tablas .......................................................................... x
Capítulo I:
Introducción......................................................... 11
1.
Energía y desarrollo sostenible...................................................................... 11
2.
Situación y modelo energético actual ........................................................... 14
2.1.
El factor económico ............................................................................... 15
2.2.
El factor social ....................................................................................... 19
2.3.
El impacto medioambiental ................................................................... 22
3.
Conclusiones.................................................................................................. 25
4.
Objetivos del proyecto ................................................................................... 26
Capítulo II:
1.
Índice
Combustibles fósiles ....................................... 28
El petróleo...................................................................................................... 28
1.1.
Historia y origen del petróleo ................................................................ 29
1.2.
Constitución y caracterización del petróleo........................................... 31
1.3.
Localización geográfica del petróleo..................................................... 34
iii
1.3.1.
Recursos y reservas........................................................................ 34
1.3.2.
Producción de petróleo .................................................................. 41
1.3.3.
Consumo de petróleo ..................................................................... 46
1.4.
2.
1.4.1.
El debate del petróleo .................................................................... 63
1.4.2.
Petróleo no convencional............................................................... 70
1.4.3.
Conclusiones.................................................................................. 73
El gas natural ................................................................................................. 78
2.1.
Historia y origen del gas natural............................................................ 78
2.2
Constitución y caracterización del gas natural ...................................... 80
2.3.
Localización geográfica del gas natural ................................................ 82
2.3.1
Reservas de gas natural.................................................................. 82
2.3.2.
Producción de gas natural .............................................................. 86
2.3.3.
Consumo de gas natural................................................................. 89
2.4.
3.
Perspectivas ........................................................................................... 54
Perspectivas ........................................................................................... 93
2.4.1.
Recursos convencionales y no convencionales de gas natural ...... 96
2.4.2.
Conclusiones................................................................................ 100
El carbón ...................................................................................................... 102
3.1.
Historia y origen del carbón ................................................................ 102
3.2.
Constitución y caracterización del carbón........................................... 105
3.3.
Localización geográfica del carbón ..................................................... 107
3.3.1.
Reservas de carbón ...................................................................... 107
3.3.2.
Producción de carbón................................................................... 110
3.3.3.
Consumo de carbón ..................................................................... 113
3.4.
Perspectivas ......................................................................................... 119
3.4.1.
El desafío medioambiental........................................................... 120
3.4.2.
Conclusiones................................................................................ 123
Capítulo III:
La energía nuclear.......................................... 125
1.
Historia y origen de la energía nuclear ........................................................ 127
2.
Trasfondo de la energía nuclear................................................................... 130
3.
El ciclo del combustible nuclear.................................................................. 132
Índice
iv
3.1.
El ciclo de combustible abierto............................................................ 133
3.2.
Ciclo de combustible cerrado: reactor térmico breeder....................... 135
3.3.
Ciclo de combustible cerrado: reactor rápido breeder......................... 136
4.
Emisiones de CO2 asociadas a la energía nuclear ....................................... 140
5.
Localización geográfica de los recursos nucleares...................................... 144
5.1.
Reservas de uranio ............................................................................... 145
5.2.
Producción de uranio ........................................................................... 150
7.
Perspectivas ................................................................................................. 154
8.
Conclusiones sobre la viabilidad de la energía nuclear ............................... 157
Capítulo IV:
1.
2.
3.
El impacto medioambiental ........................... 159
Tipos de contaminantes y sus consecuencias medioambientales ................ 161
1.1.
Las partículas ....................................................................................... 161
1.2.
Los óxidos de azufre ............................................................................ 162
1.3.
Los óxidos de nitrógeno....................................................................... 164
1.4.
El monóxido de carbono ...................................................................... 165
1.5.
Los hidrocarburos ................................................................................ 165
1.6.
El dióxido de carbono (CO2) ............................................................... 165
Los efectos del impacto medioambiental..................................................... 169
2.1.
La destrucción de la capa de ozono ..................................................... 169
2.2.
El smog fotoquímico............................................................................ 174
2.3.
La lluvia ácida...................................................................................... 176
2.4.
El efecto invernadero ........................................................................... 179
Conclusiones................................................................................................ 186
Capítulo V:
Otros componentes del modelo.................... 187
1.
El crecimiento de la población .................................................................... 188
2.
El crecimiento de la economía..................................................................... 191
3.
La intensidad energética .............................................................................. 195
4.
Las energías renovables ............................................................................... 199
4.1.
Trasfondo de las renovables ................................................................ 199
4.2.
Potencial de las energías renovables.................................................... 202
4.2.1.
Índice
La energía eólica.......................................................................... 203
v
5.
4.2.2.
La energía hidráulica ................................................................... 204
4.2.3.
La energía solar............................................................................ 205
4.2.4.
Las otras renovables .................................................................... 205
Eficiencia y ahorro energético ..................................................................... 206
Capítulo VI:
El modelo mundial.......................................... 210
1.
El modelo mundial....................................................................................... 210
2.
El modelo de demanda................................................................................. 212
3.
4.
2.1.
La demanda por sectores...................................................................... 213
2.2.
La demanda por forma de energía final ............................................... 216
El modelo de reservas .................................................................................. 218
3.1.
Las reservas de petróleo....................................................................... 220
3.2.
Las otras reservas................................................................................. 222
El modelo de suministro .............................................................................. 224
4.1.
El modelo de generación eléctrica ....................................................... 224
4.2.
El modelo de emisiones ....................................................................... 232
Capítulo VII:
Conclusiones finales...................................... 235
Los combustibles fósiles...................................................................................... 235
La energía nuclear................................................................................................ 236
Las energías renovables ....................................................................................... 237
El impacto medioambiental ................................................................................. 238
Eficiencia y ahorro energético ............................................................................. 238
Bibliografía .............................................................................. 240
Índice
vi
Índice de Gráficos
Figura 1.2.1: Demanda mundial de energía primaria en 2002 ............................................... 16
Figura 1.2.2: Emisiones de CO2 derivadas del uso de combustibles en 2002........................ 23
Figura 2.1.1: Sistema de clasificación de recursos de McKelvey .......................................... 35
Figura 2.1.2: Evolución de las reservas probadas de petróleo ............................................... 37
Figura 2.1.3: Reservas probadas de petróleo por región geográfica en 2004 ........................ 41
Figura 2.1.4: Producción anual de petróleo a nivel mundial de 1965 a 2004 ........................ 42
Figura 2.1.5: Consumo mundial de petróleo de 1965 a 2004 ................................................ 47
Figura 2.1.6: Consumo mundial de petróleo por región de 1965 a 2004............................... 51
Figura 2.1.7: Consumo mundial de gasolinas por región de 1965 a 2004 ............................. 52
Figura 2.1.8: Consumo mundial de destilados medios por región de 1965 a 2004................ 53
Figura 2.1.9: Consumo mundial de fuelóleos por región de 1965 a 2004 ............................. 53
Figura 2.2.10: Consumo mundial de otros derivados del petróleo por región de 1965 a 2004
................................................................................................................................................ 54
Figura 2.1.11: Evolución de la demanda del petróleo y el PIB.............................................. 55
Figura 2.1.12: Consumo de petróleo por sectores.................................................................. 62
Figura 2.1.13: Curva de Hubbert de la producción mundial de petróleo ............................... 64
Figura 2.1.14: Previsión de producción anual de petróleo de varias regiones de Campbell y
Laherrère ................................................................................................................................ 66
Figura 2.1.15: Escenario de agotamiento de reservas de petróleo de Campbell .................... 66
Figura 2.1.16: Reservas/Producción frente a la demanda mundial de crudo ......................... 68
Figura 2.1.17: Evolución global del ratio R/P del petróleo de 1945 a 2000 .......................... 69
Figura 2.1.18: Capacidad de refino frente a la demanda mundial de petróleo....................... 74
Figura 2.1.19: Influencia de la aplicación del EOR a la producción de petróleo................... 75
Figura 2.1.20: Estimación de reservas del petróleo global de1930 al 2050........................... 76
Figura 2.1.21: Consumo de las reservas de petróleo en función del precio ........................... 77
Figura 2.2.1: Consumo mundial de gas natural por sector en 2003 ....................................... 82
Figura 2.2.2: Reservas probadas de gas natural a finales de 2004 por región........................ 86
Figura 2.2.3: Producción anual de gas natural a nivel mundial de 1970 a 2004.................... 87
Figura 2.2.4: Consumo mundial de gas natural de 1965 a 2004 ............................................ 90
Figura 2.2.5: Evolución del precio del gas de los distintos mercados regionales de 1984 al
2004........................................................................................................................................ 94
Figura 2.2.6: Consumo de gas natural por sectores................................................................ 95
Figura 2.2.7: Comparación de las reservas mundiales de gas natural según fuentes políticas o
técnicas................................................................................................................................... 97
Figura 2.2.8: Evaluación de la producción global de gas convencional y no convencional .. 98
Índice
vii
Figura 2.2.9: Geografía de las reservas de hidratos de metano............................................ 100
Figura 2.3.1: Consumo de carbón por sectores en el 2002 .................................................. 106
Figura 2.3.2: Reservas probadas de carbón por región ........................................................ 110
Figura 2.3.4: Evolución de la producción mundial de carbón de 1965 al 2004................... 111
Figura 2.3.5: Evolución de la demanda mundial de carbón de 1965 al 2004 ...................... 114
Figura 2.3.6: Evolución de los precios del carbón en ambos mercados regionales ............. 118
Figura 2.3.7: Consumo mundial de carbón por sectores ...................................................... 120
Figura 3.1.1: Procesos de fisión y fusión ............................................................................. 126
Figura 3.3.1: Ciclo de combustible abierto .......................................................................... 134
Figura 3.3.2: Ciclo de combustible cerrado con reutilización de plutonio o MOX ............. 135
Figura 3.3.3: Ciclo de combustible cerrado con reactor dedicado de reutilización de actínidos
.............................................................................................................................................. 137
Figura 3.4.1: Comparación entre emisiones acumuladas de CO2 de una central nuclear y una
central térmica de gas natural para minerales blandos ......................................................... 142
Figura 3.4.2: Comparación entre emisiones acumuladas de CO2 de una central nuclear y una
central térmica de gas natural para minerales duros............................................................. 142
Figura 3.4.3: Comparación entre emisiones acumuladas de CO2 de una central nuclear al
final de su vida útil (24 años de carga completa) y una central térmica de gas natural ....... 143
Figura 3 4.1: Distribución de las reservas de uranio en t cuyo coste de extracción es menor
de 80$/kgU........................................................................................................................... 147
Figura 3 4.2: Distribución de las reservas de uranio cuyo coste de extracción es menor de
130$/kgU.............................................................................................................................. 148
Figura 3 4.3: Distribución de los recursos razonablemente asegurados por países.............. 149
Figura 4.1.1: Emisiones globales de óxidos de azufre durante el siglo XX......................... 163
Figura 4.1.2: Emisiones globales de óxidos de nitrógeno durante el siglo XX ................... 164
Figura 4.1.3: Emisiones globales de dióxido de carbono durante el siglo XX .................... 166
Figura 4.1.4: Emisiones de CO2 por sector en el 2002 ........................................................ 168
Figura 4.2.1: Disminución de la capa de ozono causada por la generación de electricidad 173
Figura 4.2.2: Acidificación causada por la generación de electricidad................................ 177
Figura 4.2.3: Impactos asociados a la estabilización de emisiones o a la estabilización de la
concentración de CO2 en la atmósfera, 2000-2300 .............................................................. 181
Figura 5.1.1: Evolución de la población mundial desde 1700 hasta el 2000 ....................... 189
Figura 5.1.2: Evolución de la población mundial desde el 2000 hasta el 2100 ................... 191
Figura 5.2.1: Evolución histórica del consumo de energía primaria y el PIB a nivel mundial
desde 1970 hasta 1998 ......................................................................................................... 192
Figura 5.2.2: Correlación entre el consumo energético y el PIB, ambos valores expresados
como media per cápita del año 2000.................................................................................... 193
Figura 5.2.3: Evolución económica y previsión de las distintas regiones desde 1970 hasta el
2015...................................................................................................................................... 194
Índice
viii
Figura 5.2.4: Evolución del PIB per cápita de las distintas regiones desde el 2000 hasta el
2100...................................................................................................................................... 195
Figura 5.3.1: Curvas de evolución de cada sector de un país hipotético.............................. 198
Figura 6.1.1: Esquema general del modelo mundial............................................................ 211
Figura 6.2.1: Esquema del modelo de demanda tomando como ejemplo los países ricos de la
OCDE................................................................................................................................... 213
Figura 6.2.2: Evolución de la demanda energética per cápita de los países ricos de la OCDE
.............................................................................................................................................. 214
Figura 6.2.3: Evolución de la demanda energética per cápita de las Economías en Transición
.............................................................................................................................................. 214
Figura 6.2.4: Evolución de la demanda energética per cápita de los Países en Vías de
Desarrollo............................................................................................................................. 215
Figura 6.2.5: Evolución de la demanda de energía en las diferentes regiones del modelo
durante el horizonte de estudio ............................................................................................ 215
Figura 6.3.1: Modelo de reservas basado en el modelo POLES .......................................... 219
Figura 6.3.2: Diagrama del modelo de reservas................................................................... 219
Figura 6.3.3: Evolución de los precios del barril del petróleo dentro del periodo de estudio
.............................................................................................................................................. 221
Figura 6.3.4: Evolución de las reservas globales del petróleo ............................................. 222
Figura 6.3.5: Evolución de las reservas globales del gas natural ......................................... 223
Figura 6.4.1: Ejemplo de curva monótona de carga............................................................. 225
Figura 6.4.2: Uso de las curvas de coste para determinar la combinación óptima de
tecnologías de producción eléctrica ..................................................................................... 227
Figura 6.4.3: Curvas de coste de las distintas tecnologías de generación eléctrica.............. 229
Figura 6.4.4: Curva monótona de carga del año 2005 que muestra como se reparten la
producción eléctrica las diferentes tecnologías.................................................................... 230
Figura 6.4.5: Curva monótona de carga del año 2050 que muestra como se reparten la
producción eléctrica las diferentes tecnologías.................................................................... 230
Figura 6.4.6: Curva monótona de carga del año 2100 que muestra como se reparten la
producción eléctrica las diferentes tecnologías.................................................................... 231
Figura 6.4.7: Evolución de la concentración de CO2 atmosférico durante el horizonte de
estudio .................................................................................................................................. 233
Figura 6.4.8: Incremento de la temperatura global dentro del horizonte de estudio ............ 234
Índice
ix
Índice de Tablas
Tabla 1.2.1: Mayores consumidores de energía en 2003 ....................................................... 20
Tabla 2.1.1: Reservas probadas de petróleo de los primeros 20 países en 2004.................... 39
Tabla 2.1.2: Reservas probadas de petróleo por región geográfica en 2004.......................... 40
Tabla 2.1.3: Principales productores de petróleo. Cifras en miles de barriles diarios ........... 43
Tabla 2.1.4: Producción de crudo de la OPEP ....................................................................... 45
Tabla 2.1.5: Los 20 mayores consumidores de crudo ............................................................ 49
Tabla 2.1.6: Consumo de petróleo por regiones .................................................................... 50
Tabla 2.1.7: Previsiones del crecimiento energético por franjas............................................ 60
Tabla 2.1.8: Previsiones de crecimiento de la economía ....................................................... 60
Tabla 2.1.9: Evolución de las distintas energías primarias .................................................... 61
Tabla 2.2.1: Reservas probadas de gas natural: los 20 primeros países................................. 84
Tabla 2.2.2: Reservas de petróleo y gas natural por región ................................................... 85
Tabla 2.2.3: Los 20 principales productores de gas natural. Unidades en Gm3 ..................... 88
Tabla 2.2.4: Los 20 principales consumidores de gas natural................................................ 91
Tabla 2.2.5: Consumo de gas natural por regiones ................................................................ 92
Tabla 2.3.1: Clasificación de los carbones según materiales volátiles................................. 105
Tabla 2.3.2: Los 20 países con mayores reservas probadas de carbón a finales del 2004 ... 108
Tabla 2.3.3: Reservas probadas de carbón por región a finales del 2004 ............................ 109
Tabla 2.3.4: Principales productores de carbón en 2004 ..................................................... 112
Tabla 2.3.5: Principales consumidores de carbón en 2004 .................................................. 116
Tabla 2.3.6: Principales consumidores de carbón en 2004 .................................................. 117
Tabla 3.3.1: Comparativa de los ciclos de combustible ....................................................... 139
Tabla 3.4.1: Reservas conocidas de Uranio desglosadas en costes de extracción ............... 146
Tabla 3.4.2: Años de disponibilidad de recursos de uranio para varias tecnologías............ 152
Tabla 3.5.1: Escenario de desarrollo de 1000 reactores de 1000 MWe de potencia............ 155
Tabla 4.2.1: Gases de efecto invernadero ............................................................................ 180
Tabla 4.2.2: Evolución de la concentración de gases de efecto invernadero ....................... 180
Tabla 5.3.1: Coeficientes a largo plazo del modelo de demanda por sector de consumo .... 197
Índice
x
Capítulo I:
Introducción
1. Energía y desarrollo sostenible
Hoy en día no supone un hecho insólito el oír hablar de la problemática
energética. Se trata de una noción de rabiosa actualidad, conocida por propios y
extraños, cuyos efectos dramáticos han ido ganando fuerza a medida que se
manifiestan con mayor frecuencia: subida de los precios del crudo, restricciones
del suministro energético, disputas por el control de los recursos que han
desembocado en conflictos bélicos, emisión descontrolada de contaminantes,
residuos sin tratar olvidados en el entorno, el debate nuclear, el cambio climático
y sus efectos nocivos sobre la biosfera… Sin embargo no se trata de un nuevo
dilema.
Ya a principios de los sesenta, Rachel Carson, científica y fundadora del
movimiento ecologista contemporáneo, pone de manifiesto en su obra Primavera
Silenciosa los problemas derivados del uso de pesticidas y otros productos
químicos en la industria agrícola. En 1972 Dennis Meadows et al., en el libro
Capítulo I: Introducción
11
Límites al Crecimiento, hablan por primera vez del agotamiento de los recursos
naturales al observar el crecimiento exponencial del consumo y de la población.
Dicho informe es editado y difundido por el Club de Roma, conformado por
personalidades de ámbitos académicos, científicos y políticos célebres de ámbito
internacional. Este influyente grupo se ha encargado en las últimas décadas de
analizar y proponer soluciones sobre la crisis que amenaza al medio ambiente, y
en última instancia al porvenir del hombre. En un tono pesimista han advertido
en varias ocasiones sobre el colapso del modelo energético actual que podría
acaecer durante este siglo. En 2004 se ha publicado una versión actualizada del
libro original.
La problemática energética supone un enorme reto que la humanidad ha de
afrontar en pos de garantizar un porvenir alentador para las futuras generaciones.
Dicha amenaza consta de tres dimensiones. Por un lado existe un consumo
descontrolado de recursos basado en su mayor parte en los combustibles fósiles,
cuyas escasas reservas podrían agotarse en los próximos años y para los cuales
no se dispone de sustitutos a precio razonable. Por otro lado, se hace patente el
gran desequilibrio entre regiones que experimentan situaciones político
económicas muy dispares. Por último el impacto medioambiental en sus
múltiples formas de manifestarse, supone un serio peligro a la existencia de la
flora y la fauna terrestres.
Para responder a tal crisis energética nace en 1987, en un informe presentado
por la Comisión de Medio Ambiente y Desarrollo de las Naciones Unidas
(informe Brundtland), el concepto de “desarrollo sostenible” definido como “el
desarrollo que satisface las necesidades del presente sin comprometer la
capacidad de las futuras generaciones para satisfacer sus propias necesidades”.
Dicho concepto reposa sobre la necesidad de adoptar un sistema de desarrollo
soportable por el medio ambiente que perdure en el tiempo de forma ilimitada.
Esta sostenibilidad tiene que abarcar tres dimensiones para ser completa:
económica, social y ambiental. Se trata pues de un proyecto ambicioso que
requiere de la colaboración de todas las naciones y ciudadanos para poder
hacerlo realidad. Por ello en la Declaración de Río, propuesta en el seno de la
Capítulo I: Introducción
12
Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo en
1992, se calificó al desarrollo sostenible como elemento indispensable y se le
otorgó el rol fundamental de marco conceptual de referencia sobre el impulso de
políticas y estrategias para el adecuado progreso mundial. Diez años después
dicha declaración fue ratificada en la Cumbre de Johannesburgo. Por ello el
desarrollo sostenible supone en la actualidad una serie de normas y limitaciones
que se incorporan progresivamente en la legislación de los diferentes países de
forma algo dispar.
Desde el punto de vista ingenieril, surge la necesidad de analizar el desarrollo
sostenible desde la perspectiva energética. Existe una íntima relación ente la
energía y las tres dimensiones del desarrollo sostenible, por ello se define la
“sostenibilidad energética” como la producción y consumo energéticos capaz de
soportar el desarrollo del ser humano, tanto en lo que se refiere a las dimensiones
económica, social y ambiental; como a la dimensión temporal del mismo. La
energía permite satisfacer una serie de necesidades básicas empleadas a diario: el
suministro de agua potable, la iluminación, el calentamiento térmico, el
transporte, la producción y procesamiento de alimentos, el uso de
telecomunicaciones… Por ello el uso de la energía supone un derecho inalienable
de todo ser humano. A nivel económico, el precio de la energía y la seguridad del
abastecimiento energético suponen uno de los pilares básicos sobre los que se
sustenta toda sociedad moderna. Por último, y especialmente en los últimos años,
se ha hecho patente el efecto perjudicial de la producción y consumo energético
sobre el medio ambiente, que amenazan la existencia de multitud de especies
animales y vegetales.
Capítulo I: Introducción
13
2. Situación y modelo energético actual
1
Existen varias organizaciones de renombre encabezadas por figuras expertas
en campos tan extensos como la economía, las matemáticas y la energía; que han
abordado el análisis del modelo energético actual planteando una serie de
estudios de prospectiva con un horizonte temporal comprendido entre veinte y
treinta años. Es por ejemplo el caso del World Energy Outlook 2004 de la
Agencia Internacional de la Energía (IEA); el World Energy, Technology and
Climate Policy Outlook 2030 de la Unión Europea; o el Internacional Energy
Outlook 2004 del Departamento de Energía Norteamericano (DOE). Estas
publicaciones, que son textos de referencia en lo que se refiere a visión global de
la energía, junto con el Informe mundial de la energía, publicado conjuntamente
por el Consejo Mundial de la Energía, el Programa para el Desarrollo de las
Naciones Unidas y el Departamento de Asuntos Económicos y Sociales de las
Naciones Unidas, llegan a la misma rotunda conclusión, que dice textualmente:
“Aunque no parece haber límites físicos en el suministro mundial de energía
durante al menos los próximos cincuenta años, el sistema energético actual es
insostenible por consideraciones de equidad así como por problemas
medioambientales, económicos y geopolíticos que tienen implicaciones a muy
largo plazo”.
Dichos informes advierten sobre la insostenibilidad del modelo energético
actual y los posibles riesgos que acarrearía a nivel de las tres dimensiones citadas
anteriormente. Las causas que desequilibran la balanza a favor de la crisis son:
1
Falta de disponibilidad de recursos que garanticen la creciente
demanda energética. Cabe destacar que ya en la actualidad, la
electricidad y otras formas de energía avanzadas no son
universalmente accesibles a toda la población lo cual compromete el
crecimiento económico de casi dos tercios de la población mundial.
1
Esta sección está basada en el discurso Energía y Desarrollo Sostenible pronunciado por José Ignacio Pérez
Arriaga con motivo de su elección como Académico de la Real Academia de Ingeniería (2003).
Capítulo I: Introducción
14
2
La gran dependencia energética de recursos escasos que corren el
riesgo de agotarse durante este siglo, sumado al hecho de no contar
con sustitutos disponibles a un precio razonable, provocan un
ambiente de crispación entre las diferentes naciones y amenazan la
seguridad del abastecimiento energético.
3
Los enormes impactos medioambientales, tanto a nivel local como
global, generados por la producción, transformación, transporte y
consumo de energía ponen en peligro el bienestar de las futuras
generaciones.
Estos tres efectos se corresponden directamente con las tres dimensiones de
la sostenibilidad: el factor económico o agotamiento de recursos que impiden
satisfacer la demanda energética; el factor social o falta de equidad al acceso de
dichos recursos por parte de la población; y el impacto medioambiental derivado
del uso de las mismas. A continuación se analiza brevemente cada uno de ellos.
2.1. El factor económico
Tomando una radiografía actual de la demanda mundial de energía primaria,
se pone de manifiesto el consumo descontrolado de los recursos naturales que el
hombre emplea para satisfacer sus necesidades básicas. Prácticamente un 80% de
la demanda es cubierta por combustibles fósiles, donde el petróleo supone el 35%
de la demanda global, el carbón el 23% y el gas natural el 21%. El porcentaje
restante se reparte entre la energía nuclear que proporciona un 7%; la gran
hidráulica que supone apenas un 2%; las energías renovables avanzadas (eólica,
solar, mini hidráulica, geotérmica, mareomotriz, biomasa…) suman un escaso
1%; y finalmente el uso tradicional de la biomasa, principal fuente de energía del
tercio más pobre de la población mundial, supone el 11% restante.
Capítulo I: Introducción
15
Demanda mundial de energía primaria (2002)
Hidráulica
2%
Nuclear
7%
Otras
renovables
1%
Biomasa
11%
Gas Natural
21%
Carbón
23%
Petróleo
35%
Demanda total
10.345 Mtep
Figura 1.2.1: Demanda mundial de energía primaria en 2002
Fuente: WEO 2004
El dato más preocupante es la enorme dependencia de los combustibles
fósiles. Además del impacto medioambiental derivado del uso de los mismos, el
hecho de que se trate de recursos limitados que en el mejor de los casos perduren
hasta final de siglo, produce una gran incertidumbre en lo referente a la seguridad
del futuro abastecimiento energético y el precio de los combustibles. Así como
en la actualidad para ciertos sectores, en concreto el industrial, el de generación
eléctrica o el residencial; resulta rentable el uso de otras formas de energía,
notablemente las renovables y la nuclear; para el sector transporte donde el uso
del petróleo asciende al 95% de la demanda global, resulta impensable el uso de
un sustituto razonable con la tecnología actual. Es por ello que la seguridad del
abastecimiento energético, entendido como la disponibilidad de toda la energía
necesaria a un precio asequible y durante un largo período de tiempo, resulta ser
un factor crítico.
Capítulo I: Introducción
16
Algunos de los estudios de prospectiva mencionados en el primer apartado,
como el WEO 2004 y el WETO 2030, predicen la situación energética en un
horizonte cercano de treinta años. Para ello definen una serie de escenarios
basados en diferentes políticas energéticas que conducen a situaciones muy
dispares. Ambos estudios tomando un escenario de ‘business as usual’ donde se
prolonga la actual política energética, llegan a la misma conclusión. Se trataría de
un futuro dominado por los combustibles fósiles, donde el consumo de energía se
dispara de forma descontrolada. Los países pobres aumentarían su consumo hasta
niveles próximos al de sus homólogos ricos. Este uso indiscriminado agravaría el
impacto medioambiental y reduciría considerablemente las reservas de
combustibles fósiles. Sin embargo a partir del año 2030, surgirían serias dudas
sobre la seguridad del suministro de energía. El declive de las reservas
convencionales de combustibles fósiles junto con la gran inversión en
infraestructuras necesarias para la extracción de combustibles no convencionales,
producirán un importante aumento de los precios del crudo y derivados que
acentuarán aún más las diferencias y falta de equidad entre regiones.
Existe otro escenario alternativo donde, tras un consenso entre todas las
naciones, se implementarían medidas y políticas respetuosas con el medio
ambiente. Se crearía un mercado de emisiones de CO2 que obligaría a todos los
países firmantes del acuerdo a llevar un control exhaustivo del contenido de sus
gases emitidos, sancionando económicamente el incumplimiento del mismo. Se
aplicarían restricciones medioambientales y se fomentaría el uso de energías
limpias. Como consecuencia se reduciría la dependencia de los combustibles
fósiles, sin llegar a desaparecer, pues para rentabilizar la gran inversión realizada
se requiere de la utilización de las instalaciones durante algunas décadas más.
Además con la tecnología actual, no existe ningún sustituto viable capaz de
desplazar al petróleo de la noche a la mañana. El abandono progresivo de los
combustibles fósiles permitirá una importante reducción de las emisiones, que
aún siendo insuficiente para cumplir el protocolo de Kyoto, supondrá una gran
diferencia respecto al escenario anterior. A pesar de no alcanzar el límite de
sostenibilidad, este caso permite entrever un futuro alentador, alcanzable
Capítulo I: Introducción
17
endureciendo las restricciones medioambientales y aportando nuevas iniciativas
que fomenten la equidad y el empleo de energías limpias.
Cabe mencionar el papel preponderante que jugará la nuclear en el día de
mañana. Se trata una energía atractiva para la generación eléctrica por sus
escasas emisiones. También resulta interesante su uso para la obtención de
hidrógeno con el que elaborar una alternativa frente a los combustibles fósiles.
Sin embargo, el uso de la nuclear no está exento de problemas. Al inconveniente
del tratamiento de los residuos radiactivos, hay que añadir los riesgos de
seguridad y proliferación, así como la gran inversión necesaria para la
construcción de las plantas. Si bien existen actualmente soluciones técnicas más
o menos aceptables para estos problemas, el mayor obstáculo que ha de afrontar
este tipo de energía es el debate político que suscita y romper los estereotipos que
la sociedad se ha formado al respecto. Por ello el porvenir de esta fuente
energética es muy incierto.
Así y todo, dada la atadura respecto a los combustibles fósiles, parece que el
primer factor que se debe considerar para asegurar el abastecimiento energético
son sus reservas, entendidas como aquellas cantidades, estimadas con una certeza
razonable, que pueden recuperarse con la tecnología y costes actuales. Dichas
reservas no son más que una fracción de los recursos, que además incluyen lo
que se estima se podría descubrir. En los capítulos 2 y 3 se analizan someramente
los recursos fósiles y nucleares para determinar su perspectiva de futuro.
A pesar de que son numerosos los estudios que concluyen que la
disponibilidad de recursos energéticos no va a limitar la sostenibilidad del
modelo mundial en el presente siglo, el impacto ambiental producido por los
procesos actuales de generación de energía supondrá el factor crítico que
determine si se toma el camino hacia la insostenibilidad, o por el contrario hacia
un futuro esperanzador.
Capítulo I: Introducción
18
2.2. El factor social
Esta dimensión tiene que ver con el hecho que un tercio de la población
mundial, esto es aproximadamente 2000 millones de personas, no tienen acceso a
formas avanzadas de energía, es decir, electricidad que proporcione los servicios
de iluminación, preparación de alimentos, uso de agua potable, calefacción y
refrigeración… En definitiva servicios diarios que permiten la adaptación del ser
humano a su entorno. Como consecuencia, un tercio de la población hace un uso
indiscriminado de la combustión de biomasa, combustible tradicional, que
además del problema de emisiones asociado, promueve un consumo de dichos
recursos naturales mayor que su capacidad de regeneración. Como resultado se
produce la deforestación y degradación del entorno. A esto cabe añadir que según
la Organización Mundial de la Salud (OMS), la combustión incompleta de
biomasa en recintos cerrados es la causa que 1500 millones de personas se
encuentren expuestas a una atmósfera insalubre y puedan contraer graves
enfermedades respiratorias, a las que la OMS atribuye 2,5 millones de muertes
prematuras de mujeres y niños cada año. El uso de propano o gas natural
reduciría este valor en cien veces. Por otra parte, sin acceso a formas avanzadas
de energía para la subsistencia, esta gente tiene que emplear mucho tiempo y
esfuerzo en tareas básicas como la recogida de leña y extracción de agua. Ello les
limita el acceso a la educación y a otros trabajos que deberían ser su medio de
vida.
Analizando los patrones de consumo de diferentes regiones, se hacen patentes
las escandalosas desigualdades existentes entre ellas. Mientras que los mil
millones de habitantes más pobres tienen un consumo energético de apenas 0,2
toneladas equivalentes de petróleo (tep) por persona y por año, sus homólogos
ricos consumen 25 veces más. Existen incluso importantes diferencias en el
consumo por capita de los veinte países que más gastan.
Capítulo I: Introducción
19
Energía primaria
(2003)
Mtep
% del total
Población (2004)
(M. hab.)
% del
total
Ratio
tep/hab.
291,4
3,00%
31,9
0,50%
9,1
2.297,8
23,60%
293,6
4,60%
7,8
3. Australia
115,6
1,20%
20,1
0,30%
5,8
4. Arabia Saudita
121,9
1,30%
25,1
0,40%
4,9
5. Federación Rusa
670,8
6,90%
144,1
2,30%
4,7
212
2,20%
48,2
0,80%
4,4
7. Francia
260,6
2,70%
60,0
0,90%
4,3
8. Japón
504,8
5,20%
127,6
2,00%
4,0
9. Alemania
332,2
3,40%
82,6
1,30%
4,0
10. Reino Unido
223,2
2,30%
59,7
0,90%
3,7
11. España
141,5
1,50%
42,5
0,70%
3,3
12. Italia
181,9
1,90%
57,8
0,90%
3,1
13. Ucrania
133,3
1,40%
47,4
0,70%
2,8
14. Sudáfrica
116,9
1,20%
46,9
0,70%
2,5
15. Irán
129,1
1,30%
67,9
1,10%
1,9
16. México
138,1
1,40%
106,2
1,70%
1,3
17. Brasil
181,4
1,90%
179,1
2,80%
1,0
18. China
1.178,3
12,10%
1.300,1
20,40%
0,9
19. Indonesia
107,0
1,10%
218,7
3,40%
0,5
20. India
345,3
3,50%
1.086,6
17,00%
0,3
Los 20 primeros
7.683,1
78,9%
4.046,1
63,4%
1,9
Resto del mundo
2.058,0
21,1%
2.339,9
36,6%
0,9
TOTAL MUNDIAL
9.741,1
100,0%
6.386,0
100,0%
1,5
1. Canadá
2. EEUU
6. Corea del Sur
Tabla 1.2.1: Mayores consumidores de energía en 2003
Fuente: BP 2004; Population Reference Bureau, 2004
Capítulo I: Introducción
20
Resulta una ardua tarea el estimar la magnitud del esfuerzo técnico y
económico necesario para proporcionar el acceso básico a formas modernas de
energía al tercio de la humanidad que carece de ellas. Dicho proceso deberá ser
gradual, siendo necesario el uso tradicional de la biomasa aún por mucho tiempo,
aunque dicho sea, con el empleo de tecnologías de ahorro y eficiencia energética
se podrían reducir los efectos negativos. Como primera aproximación, podría
estimarse que la demanda básica de energía a suministrar por persona sería
aproximadamente de unos 500 kWh anuales, lo cual supondría unos 1000 TWh
para el tercio de la población restante. Esta cifra no representa más que el 0,9%
de la demanda energética mundial del año 2000 y apenas un 7% de la generación
eléctrica. Dicho suministro no supondría un coste mayor del 0,2% del PIB de los
países ricos de la OCDE.
Un acceso universal e igualitario a las formas avanzadas de energía tendría
implicaciones de muy largo alcance. La energía es un instrumento esencial para
que el hombre pueda llevar una vida digna en el siglo XXI. A pesar de que el
acceso a dichos recursos energéticos no es una necesidad humana en sí, se trata
de un factor crítico que permite satisfacer necesidades básicas tales como la
nutrición, la iluminación y el cobijo. Además ofrece la posibilidad del uso de la
energía con fines productivos que permitan a estas personas escapar del ciclo de
la pobreza. Observando numerosos informes y estudios, se descubre la estrecha
relación entre la falta de energía y algunos indicadores de pobreza como la
carencia de educación escolar y la falta de asistencia sanitaria.
En recientes informes de las Naciones Unidas se considera que el acceso a la
energía comercial a precios asequibles es una condición necesaria para alcanzar
el primer Objetivo del Milenio, esto es, reducir en el año 2015 a la mitad el
número de personas que viven hoy con menos de 1$US. De hecho, el acceso a la
energía sería un prerrequisito para poder cumplir con la mayor parte de los
objetivos de la Declaración del Milenio.
Para tener en cuenta esta limitación de la sostenibilidad, el modelo, objeto
principal de este proyecto, contará con la clasificación y división por franjas de la
Capítulo I: Introducción
21
población mundial, con el objetivo de facilitar la comprensión de la magnitud del
problema.
2.3. El impacto medioambiental
Desde hace tiempo el impacto ambiental originado por la mano del hombre es
conocido. La deforestación de grandes extensiones o la contaminación asociada a
procesos industriales son buenos ejemplos. Sin embargo, pese a tratarse de casos
graves, los impactos eran a escala local. Durante el último siglo estos efectos
locales han pasado a ser amenazas globales. Hasta recientemente no se ha
reconocido de forma generalizada la relación directa entre la generación y
consumo energéticos con los problemas medioambientales globales. Dichos
efectos no sólo producen secuelas en el entorno, fauna y flora, sino que ya están
haciendo mella en la salud del hombre y su calidad de vida, amenazando el
porvenir de las generaciones futuras.
La utilización de combustibles fósiles, ya sea en pequeñas instalaciones
distribuidas o en grandes superficies, acarrea un considerable impacto ambiental.
La combustión de estos combustibles es responsable de la emisión de dióxido de
carbono (CO2) y óxidos de nitrógeno (NOx) a la atmósfera terrestre. Además la
combustión de carbón y petróleo produce óxidos de azufre (SO2) y partículas en
suspensión. Todas estas sustancias resultan seriamente perjudiciales para la salud
del hombre. Tampoco deben ignorarse los impactos que tienen lugar en los
procesos de extracción y transporte de los combustibles. Los efectos sobre el
medio ambiente se producen a escala local, regional y global, aunque el proyecto
tratará de centrarse principalmente en el impacto global más destacado de la
combustión de los combustibles fósiles: el efecto invernadero que da lugar al
cambio climático.
El cambio climático no es la única amenaza global a la sostenibilidad
medioambiental, pero la mayoría coinciden en identificarla como la más
importante. Su magnitud, complejidad y relación directa con las actividades
energéticas hacen del cambio climático el mayor reto que se debe afrontar. La
Capítulo I: Introducción
22
mayor o menor diligencia en la puesta en práctica del protocolo de Kyoto
representa un excelente indicador del compromiso de la comunidad mundial con
el desarrollo sostenible.
Una breve descripción del efecto invernadero dice que ciertos gases (gases de
efecto invernadero) absorben la energía que proviene de los rayos infrarrojos del
sol, calentando inevitablemente la atmósfera y superficie terrestres. Este
fenómeno es responsable de que la energía solar quede retenida por los gases, del
mismo modo que el calor queda atrapado tras los cristales de un invernadero, de
ahí su nombre. Sin la existencia de este fenómeno la temperatura de la superficie
de la tierra sería de unos 20 grados bajo cero, sin embargo la maximización del
mismo roza los límites de lo permitido por la vida terrestre. El gas de efecto
invernadero de origen antropogénico más significativo es el CO2, el cual es
íntegramente producido por la combustión de biomasa y combustibles fósiles.
Emisiones de CO2 derivadas del uso de combustibles fósiles
(2002)
Gas Natural
21%
Petróleo
41%
Total emisiones
23.579 Mt CO2
(millones de toneladas)
Carbón
38%
Figura 1.2.2: Emisiones de CO2 derivadas del uso de combustibles en 2002
Fuente: WEO 2004
Capítulo I: Introducción
23
El cambio climático se encuentra directamente vinculado a este fenómeno de
calentamiento. Desde el inicio de la revolución industrial hasta la actualidad, la
concentración ha pasado de 280 ppmv (partes por millón en volumen) a 360
ppmv. Se estima, con la tendencia energética actual, que a finales de siglo dicha
concentración podría llegar a ser de 750 ppmv, lo cual supondrá un aumento de
la temperatura de entre 1,5 a 6 grados centígrados, cifras que incluso parecen
demasiado optimistas. Si se pretende estabilizar la concentración de CO2 en la
atmósfera, se requerirá disminuir las emisiones a la mitad de la cifra actual, lo
cual resulta totalmente impensable teniendo en cuenta que el protocolo de Kyoto
exige una modesta reducción del 5,2% respecto al valor de 1990. Dicha
reducción tendría que llevarse a cabo en las próximas décadas y aún así, la
estabilización del CO2 no impediría el inevitable aumento de la temperatura ni la
subida del nivel del mar durante los próximos cien años.
El aumento de la temperatura no es más que una de las muchas
manifestaciones del inminente cambio climático, algunas de ellas llegando a ser
potencialmente catastróficas: aumento de precipitaciones e inclemencias
meteorológicas, formación de corrientes marinas y circulación atmosférica,
pérdida de terrenos fértiles y productividad agrícola, oportunidad de propagación
de enfermedades y grandes migraciones animales, aumento de la intensidad y
frecuencia de condiciones climáticas extremas. Nótese que un aumento en la
temperatura media de, por ejemplo, 3 ºC, puede suponer aumentos de más de tres
veces este valor en determinadas regiones de la Tierra.
Otras formas de generación eléctrica no se encuentran exentas de impactos
negativos sobre el medio ambiente, aunque de diferente gravedad. La generación
hidroeléctrica, generalmente considerada una de las formas más limpias de
producción de electricidad, supone un noble impacto ambiental y social, ya que
requiere de la completa transformación de al menos una cuenca hidrográfica y su
entrono próximo. Es comúnmente conocido el caso de la energía nuclear que,
pese a constituir una fuente de energía libre emisiones, cuenta con un amplio
rechazo en numerosos sectores de la población. Cierto es que también presenta
una serie de graves inconvenientes: no existe una solución aceptable para el
Capítulo I: Introducción
24
tratamiento de los residuos radiactivos de las centrales nucleares; la seguridad de
la instalaciones junto al riesgo de la utilización de la energía nuclear para usos
bélicos o terroristas suponen una gran preocupación de la opinión pública; los
altos costes de inversión necesarios para la construcción de las instalaciones
persuaden a muchos potenciales inversores de no hacerlo. El resto de fuentes
energéticas de origen renovable no se encuentra exento de impactos negativos: la
eólica presenta inconvenientes ambientales durante la fase de montaje, y
posteriormente su efecto estético sobre el paisaje y los posibles trastornos de las
aves locales; la biomasa puede llevar a la deforestación de grandes superficies de
bosques y selvas; y la fotovoltaica por la toxicidad de los productos empleados
en la fabricación de los componentes.
Dada la gravedad y urgencia de estos problemas, no se han destinado los
recursos suficientes para abordar la solución de los mismos. El impacto
medioambiental es a menudo olvidado en segundo plano frente a las otras dos
dimensiones de la sostenibilidad, sin embargo se trata del factor más crítico del
modelo energético actual que determinará el éxito o el fracaso de las nuevas
políticas energéticas. En el capitulo 4 se analizará más a fondo la problemática
medioambiental.
3. Conclusiones
La sostenibilidad energética representa sin lugar a dudas un enorme reto que
el conjunto de la sociedad ha de afrontar. Las líneas de actuación que permiten
abordar el problema son complejas y cuentan con múltiples niveles.
Afortunadamente a nivel de instituciones mundiales existe un consenso sobre las
líneas de actuación más apropiadas para afrontar el dilema. Más que de acciones
concretas, se trata de ideas generales que requieren de un profundo estudio para
su adecuada implantación. Estos conceptos se pueden resumir en:
•
Aprovechar el potencial de las instalaciones y equipos que incluyan
sistemas de ahorro y eficiencia energéticos. Pese al ridículo aporte
Capítulo I: Introducción
25
que en un principio parecen aportar, estas medidas pueden contribuir
de forma significativa al desarrollo sostenible.
•
Fomentar el uso de las fuentes renovables de energía. A pesar de las
limitaciones técnicas actuales, el reducido impacto ambiental y el
tratarse de fuentes inagotables hacen de estas unas fuentes muy
atractivas con un enorme margen de mejora.
•
Apuesta por el desarrollo tecnológico. Más que la falta de capacidad
tecnológica, el mayor desafío reside en determinar la prioridad de
asignación de recursos para las diferentes opciones tecnológicas de
forma coherente y razonable.
•
Adoptar las medidas económicas y reguladoras necesarias para apoyar
las nuevas políticas energéticas, así como fomentar la equidad y el uso
de tecnologías limpias.
•
Educación y concienciación. El camino hacia la sostenibilidad pasa
por la concienciación de la población de la necesidad de un cambio de
rumbo respecto al modelo actual. Mediante una educación adecuada
se pretende que los individuos, empresas e instituciones participen de
forma activa en el proceso de transición energética.
4. Objetivos del proyecto
Las aportaciones con las que el presente Proyecto pretende contribuir al estudio
de la sostenibilidad del modelo energético mundial se manifiestan a través de los
objetivos que a continuación se presentan:
•
Examinar la abundante literatura técnica y económica referente a las energías de
origen fósil y nuclear.
•
Evaluación del agotamiento de los recursos fósiles y sus perspectivas de futuro.
Capítulo I: Introducción
26
•
Análisis los problemas técnicos y medioambientales que limitan el desarrollo de
la energía nuclear, así como las ventajas y perspectivas de esta forma de energía.
•
Impacto medioambiental derivado del uso y consumo de energía, considerando
las emisiones atribuidas a cada combustible fósil por sectores, y el papel que
juegan la regulación energética y medioambiental para contrarrestar dichos
efectos.
•
Elaborar un modelo que analice la evolución del sistema energético mundial en
un horizonte que comprende desde el momento presente hasta el año 2100. A
partir de dicho modelo se pretenden determinar y evaluar las barreras tanto a
nivel económico y social como en el ámbito medioambiental, a las que tendrá
que hacer frente el hombre en su afán por evolucionar hacia un estado de mayor
bienestar y prosperidad.
Capítulo I: Introducción
27
Capítulo II:
Combustibles
fósiles1
1. El petróleo
Tras la intensa experiencia del hombre con el petróleo que se remonta a más
de un siglo, éste constituye actualmente la forma más apreciada de energía. Las
ventajas de este tipo de combustible son muchas e innegables: posee un alto
contenido energético por unidad de peso, lo cual minimiza los costes de
transporte; presenta gran facilidad para ser almacenado puesto que se trata de un
fluido; se trata de un combustible relativamente barato (tendencia que parece va a
cambiar durante los próximos años). En la actualidad representa un tercio del
consumo energético mundial y es el principal motor de la vida industrial
moderna.
1
El presente capítulo sigue idéntico esquema de desarrollo que el proyecto de Evaluación de los Recursos
Fósiles de Isabel Vinuesa. Más que limitarse duplicar el estudio, este capítulo pretende ampliarlo y actualizar las
cifras y datos que en él se presentan.
Capítulo II: Combustibles fósiles
28
No obstante, se trata de un sector cuya crisis afecta al clima, al uso del suelo
y a las estructuras sociales humanas. Cada vez son más los indicios que apuntan
hacia el agotamiento del petróleo barato y abundante. Existe un debate abierto
sobre el acercamiento al máximo de producción petrolífera. Tras el pánico
suscitado por la idea de un cenit máximo de la producción de petróleo, la
discusión se centra en prever cuando se producirá dicho cenit. Desde las posturas
más pesimistas que pronostican el fin de la sociedad moderna, tal como es
conocida hoy en día, dentro de uno o dos años, una década a lo sumo; hasta la
actitud de los optimistas que sostienen que existen reservas suficientes para
cubrir la demanda más allá del 2050. Pese al debate suscitado, la realidad es que
el petróleo es un recurso finito que no se puede extraer económicamente de la
Tierra de forma indefinida. Es innegable la necesidad de una transición
energética hacia otras alternativas viables. Dicha transición ha comenzado ya,
¿pero hacía que fuentes alternativas habrá que orientar los recursos económicos
necesarios para garantizar la conversión energética?
1.1. Historia y origen del petróleo
Ya desde la antigüedad el ser humano conocía de la existencia de depósitos
superficiales de petróleo crudo. Durante la mayor parte del tiempo el petróleo se
empleó
para
fines
limitados,
como
el
calafateado
de
barcos,
la
impermeabilización de tejidos o la fabricación de antorchas. Más adelante,
durante el Renacimiento en concreto, el crudo se destilaba para obtener
lubricantes y productos medicinales, pero la auténtica explotación del petróleo no
comenzó hasta el siglo XIX. Para entonces, la competitividad de la Revolución
Industrial había desencadenado la búsqueda de nuevos combustibles, donde los
cambios sociales propulsaban la necesidad de encontrar un aceite bueno y barato
para las lámparas. El aceite de ballena sólo se lo podían permitir los ricos, las
velas de sebo tenían un olor desagradable y el gas del alumbrado sólo llegaba a
los edificios de construcción reciente situados en zonas metropolitanas. La
búsqueda de un combustible más barato y apropiado para las lámparas se resolvió
con el uso generalizado del petróleo, que etimológicamente significa “aceite de
Capítulo II: Combustibles fósiles
29
piedra”, gracias al esfuerzo de varios científicos que desarrollaron procesos de
destilación para su uso comercial.
Como consecuencia de la creciente demanda, se hizo necesario un aumento
del suministro de crudo de petróleo. Era conocido que en los pozos perforados
para obtener agua o sal, en ocasiones se producían filtraciones de petróleo, por lo
que pronto surgió la idea de realizar perforaciones para obtenerlo. Los primeros
pozos de este tipo se perforaron en Alemania entre 1857 y 1859, pero el
yacimiento más importante fue descubierto cerca de Oil Creek, en Pennsylvania
(Estados Unidos), llevada a cabo por Edwin L. Drake. En 1859 el Coronel Drake
encontró un depósito poco profundo (21,2 m) donde el petróleo era de tipo
parafínico, muy fluido y fácil de destilar. El éxito del nuevo pozo marcó el
comienzo del rápido crecimiento de la moderna industria petrolera. La
comunidad científica no tardó en prestar atención al petróleo, desarrollando
hipótesis coherentes para explicar su formación, su movimiento ascendente y su
confinamiento en depósitos. Con la invención del automóvil y las necesidades
energéticas surgidas en la I Guerra Mundial, la industria del petróleo se convirtió
en uno de los cimientos de la sociedad industrial.
Existen varias hipótesis que pretenden explicar el origen del petróleo, la más
respaldada es la que le atribuye un origen orgánico. Según esta teoría el crudo se
formaría bajo la superficie terrestre por la descomposición de organismos
marinos. Los restos de animales marinos minúsculos, y en menor medida los de
organismos terrestres arrastrados al mar por ríos o los de plantas que afloran en
los fondos marinos, se mezclan con las finas arenas y limos que caen al fondo en
las cuencas marinas. Estos depósitos, ricos en materiales orgánicos, se convierten
en rocas productoras de crudo. El proceso que comenzó hace muchos millones de
años cuando gran cantidad de organismos vivos poblaban la Tierra, continúa
hasta el presente. Los sedimentos se van haciendo más espesos y se hunden en el
suelo marino bajo su propio peso. A medida que se van acumulando depósitos
adicionales, la presión sobre los niveles inferiores aumenta exponencialmente, y
la temperatura se incrementa en varios cientos de grados. El cieno y la arena se
endurecen convirtiéndose en esquistos y arenisca; los carbonatos precipitados y
Capítulo II: Combustibles fósiles
30
los restos de caparazones se convierten en caliza, y finalmente los tejidos blandos
de los organismos muertos se transforman en petróleo y gas natural.
Una vez formado el petróleo, éste fluye hacia arriba a través de la corteza
terrestre debido a su menor densidad frente a la de las salmueras que saturan los
intersticios de los esquistos, arenas y rocas de carbonato que constituyen dicha
corteza. El petróleo y el gas natural ascienden a través de los poros
microscópicos de los sedimentos situados en los niveles superiores. A menudo
acaban encontrando un esquisto impermeable o una capa de roca densa, por lo
que el petróleo acaba confinado formando un depósito. Sin embargo, una parte
significativa del petróleo no se topa con rocas impermeables, sino que brota a la
superficie terrestre o al fondo de los océanos, estableciendo depósitos
superficiales. Entre los depósitos superficiales también figuran los lagos
bituminosos y las filtraciones de gas natural.
1.2. Constitución y caracterización del petróleo
El petróleo se compone principalmente de hidrocarburos, desde el metano C1 según la expresión petrolera - hasta especies más complejas como el C40 y
superiores que no pueden ser destilados sin descomposición. Además también
suelen contener unos pocos compuestos de azufre y de oxígeno; el contenido de
azufre varía entre un 0,1 y un 5%. Una composición elemental típica de crudo
sería, por ejemplo: 85% carbono; 12% hidrógeno; 3% azufre; y en menor
proporción oxígeno, nitrógeno y varios elementos metálicos. Las proporciones
relativas tanto en el tipo de hidrocarburo presente como al contenido de
impurezas, varían de un yacimiento a otro.
El petróleo contiene elementos gaseosos, líquidos y sólidos. La consistencia
del petróleo varía desde un líquido tan poco viscoso como la gasolina hasta un
líquido tan espeso que apenas fluye. Por lo general, hay pequeñas cantidades de
compuestos gaseosos disueltos en el líquido; cuando las cantidades de estos
compuestos son mayores, el yacimiento de petróleo está asociado con un
depósito de gas natural.
Capítulo II: Combustibles fósiles
31
En general es difícil clasificar químicamente una fracción petrolífera ya que
su composición responde parcialmente a fracciones mixtas. Atendiendo a dichas
fracciones se pueden identificar tres grandes categorías de petróleo crudo: de tipo
parafínico, de tipo asfáltico y de base mixta.
• El petróleo parafínico está compuesto por moléculas en las que el
número de átomos de hidrógeno es siempre superior en dos unidades
al doble del número de átomos de carbono. Se caracteriza por poseer
un color claro, es fluido y de baja densidad (de 0,75 a 0,85 g/ml). En
el proceso de destilación se obtienen importantes cantidades de nafta
(líquido volátil e inflamable empleado en la industria petroquímica) y
parafinas (muy apreciadas en la industria farmacéutica y producción
de polímeros).
• Las moléculas características del petróleo asfáltico son los naftenos,
que contienen exactamente el doble de átomos de hidrógeno que de
carbono. Se trata de un crudo de color
muy oscuro, con alta
viscosidad y elevada densidad (0,95 g/ml). De su refino se obtienen
fuel óleos y naftas en menor proporción. Se produce asfalto como
residuo
• El petróleo de base mixta contiene hidrocarburos de ambos tipos.
Tienen características y rendimientos comprendidos entre las otras
dos familias de crudo.
Es de vital importancia conocer la base constitutiva del petróleo, pues el
tratamiento de refino que conviene aplicar a cada familia de petróleo depende de
su composición. Así pues, una vez extraído el crudo, se procede con el proceso
de refino. Dicho proceso consiste en la separación de la mezcla de hidrocarburos
que conforman el crudo en sus diferentes componentes o fracciones empleando
diferentes productos químicos y calor para eliminar el agua y los elementos
sólidos. Gracias al hecho que cada una de las fracciones tiene un punto de
ebullición diferente, se consigue hacer efectiva la separación. Las distintas
fracciones obtenidas son:
Capítulo II: Combustibles fósiles
32
ƒ
Gases de refinería. Se utiliza como combustible para la propia
refinería.
ƒ
Gases del petróleo. Empleados en la calefacción, cocinado de
alimentos o en procesos petroquímicos. Se trata de pequeños
alcanos, de 1 a 4 átomos e carbono por molécula, con un punto de
fusión menor de 40 ºC. A menudo se licuan bajo presión y reciben
el nombre de Gases Licuados del Petróleo (GLP).
ƒ
Gasolinas. Combustible de los motores de combustión interna.
ƒ
Naftas. Materia prima de la industria petroquímica. La fracción de
naftas no aprovechada es empleada como componente de la
gasolina.
ƒ
Querosenos. Se trata del combustible de los aviones modernos. En
algunas regiones se utilizan como medio de iluminación.
ƒ
Gasóleos. Combustible de los motores diesel de camiones y
trenes. También se emplean como combustible de calefacción
doméstica e industrial.
ƒ
Fuelóleos. Empleados para la generación eléctrica en centrales
térmicas. Además se utiliza para la producción de calor en la
industria y como combustible para barcos.
ƒ
Aceites lubricantes. Utilizados para proteger los elementos
móviles de la maquinaria sometidos a esfuerzos de fricción.
ƒ
Asfaltos. De gran aplicación en la pavimentación de carreteras y
como impermeabilizantes.
A los elementos ya citados cabe añadir lo que se denomina petróleo no
convencional que incluye: líquidos de gas natural (LNG), crudo ultrapesado,
arenas petrolíferas, pizarras bituminosas e hidratos de gas. Se trata de sustancias
de elevado contenido energético que comienzan a cobrar importancia en el
Capítulo II: Combustibles fósiles
33
contexto energético actual. El hecho que la producción de petróleo convencional
no haya sido más importante es debido a su alto coste de producción en
comparación con el petróleo convencional. De seguir la tendencia actual de los
precios del crudo ordinario todo apunta a que en un futuro próximo estos
recursos no convencionales resulten rentables.
1.3. Localización geográfica del petróleo
Bajo este apartado del capítulo se pretende analizar la oferta y demanda
actual del crudo. Para ello se pretenden estudiar sus reservas, producción y
consumo divididos según su localización geográfica.
1.3.1. Recursos y reservas
Se entiende por recurso natural de un mineral a la cantidad total de dicho
elemento presente en la corteza terrestre. En el caso del petróleo, la totalidad del
mismo contenido en las capas exteriores del la Tierra, representaría los recursos
naturales de petróleo. Esta definición y las subsiguientes abarcan todo el crudo
que existe y ha existido en el planeta. Por consiguiente, el crudo que ha sido
extraído y consumido en el pasado forma parte de los recursos totales. La porción
de dichos recursos que se estima podrá ser extraída en futuro próximo conforma
lo que denomina como últimos recursos recuperables (URR). Finalmente,
reservas son aquella fracción conocida de los recursos totales que puede ser
extraída con las técnicas actuales y a un precio razonable. Lógicamente, los
conceptos de reservas y URR no son una cantidad fija, sino que evolucionan en
el tiempo según la tecnología y precio del mercado en cada momento.
Capítulo II: Combustibles fósiles
34
Figura 2.1.1: Sistema de clasificación de recursos de McKelvey
Fuente: Energy at the crossroads, Vaclav Smil y elaboración propia
La dificultad que presenta la estimación de las reservas de un elemento
natural, y el petróleo en concreto, es que no existe un organismo internacional
responsable de la evolución de las mismas. Las reservas de petróleo se
encuentran en manos de los productores de crudo, en su mayoría empresas
privadas. Mientras algunas de estas compañías son transparentes hasta cierto
punto sobre el contenido de sus reservas (caso de BP y otras compañías
petrolíferas), otras guardan el más absoluto silencio en lo que a sus yacimientos
se refiere (tal es el caso de los países de la OPEP). Por ello no existe un consenso
general lo que dificulta enormemente el complicado recuento ya de por sí, pues
con la tecnología actual sigue siendo harto costoso el conocer con exactitud la
capacidad de cada yacimiento y de las reservas totales de petróleo. Por ello existe
siempre una incertidumbre al realizar estimaciones de las reservas. Así pues, se
definen las reservas probadas como aquellas que se pueden recuperar a un precio
económicamente razonable con un 90% de probabilidad.
Capítulo II: Combustibles fósiles
35
Según BP, fuente bastante fiable en lo que al tema ser refiere, en su informe
anual del 2005, las reservas probadas totales de petróleo a finales del año 2004
ascendían a 1188,6 Gb (miles de millones de barriles de crudo 1 ). Dichas reservas
incluyen el petróleo convencional, pizarras bituminosas, las arenas petrolíferas y
el gas natural líquido (GNL). La cifra anterior es aproximadamente 41 veces
superior a la producción anual del mismo año.
Como se ha comentado anteriormente, las reservas no son estáticas, sino que
aumentan con el nivel de prospección y disminuyen con el consumo de los
derivados del petróleo. Asimismo, el mejor conocimiento de los campos
petrolíferos y los avances en la técnica de extracción contribuyen a un aumento
de las mismas. Las reservas no representan más que la porción de los recursos
conocidos cuya extracción es viable. La referencia que se tiene en cuenta en las
estimaciones son los URR, que no representan más que la cantidad de petróleo
existente, consumido y lo que se prevé descubrir. En función de la fuente
consultada, los URR oscilan entre los 1800 y 3000 Gb.
Resulta interesante observar la evolución de las reservas probadas de petróleo
en los últimos años. A primera vista podría parecer que la variación de las
mismas es debida al descubrimiento de nuevos yacimientos y al mejor
conocimiento de las ya existentes, sin embargo se verá más adelante que existen
otras razones ocultas. Analizando la evolución histórica de las reservas de los
informes que BP pública cada año, se observa:
1
Cada barril de crudo contiene 158,9 litros de petróleo.
Capítulo II: Combustibles fósiles
36
Evolución de las reservas probadas de petróleo
1400
Reservas (miles de
millones de barrilles)
1200
1000
800
600
400
200
0
1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004
Año
Figura 2.1.2: Evolución de las reservas probadas de petróleo
Fuente: Informe anual BP 2004 y elaboración propia
Mientras algunas de las más prestigiosas consultorías de energía afirman que
en los últimos tres o cuatro años las reservas y descubrimientos apenas si han
aumentado con un importante descenso en su ritmo de crecimiento, BP estima un
crecimiento de las reservas probadas de unos 100 Gb en los dos últimos años. Si
en 1980 los últimos recursos recuperables ascendían a unos 2000 Gb,
actualmente rondan los 2500 Gb (según los analistas consultados). Este aumento
de 500 Gb en apenas veinticinco años, supone una media anual del aumento de
las reservas de 20Gb/año. Cifra que dista mucho de los 100 Gb en dos años que
augura BP. Esta gran diferencia no es explicable por los nuevos descubrimientos
y el avance de la técnica, pues son independientes de las agencias y compañías
que realizan la estimación. Dichas discrepancias son debidas a dos razones. Por
un lado existe una considerable indeterminación a la hora de estimar el tamaño
de los pozos petrolíferos, pues se realiza a partir de métodos probabilísticas que
en el mejor de los casos aseguran una probabilidad del 90%. Lo cual significa
que existe una probabilidad del 90% de encontrar más petróleo que el
Capítulo II: Combustibles fósiles
37
inicialmente estimado, por lo que no resulta extraño encontrar más petróleo del
esperado. Las compañías petroleras corrigen este defecto pero lo contabilizan en
el año de su detección, no en el del primer descubrimiento, por lo que resulta en
la falsa impresión que las reservas crecieron repentinamente.
La segunda razón no reside en un inconveniente técnico, sino en una
estrategia política. A los gobiernos de los países productores de petróleo (entre
ellos la OPEP), les interesa registrar altos inventarios para garantizar una
situación política y económica estable. Este argumento pudo motivar el drástico
aumento de las reservas de los países miembros de la OPEP entre los años 1984 y
1989. Durante dicho periodo dichas reservas crecieron más de un 100% sin que
se hubieran demostrado nuevos descubrimientos significativos.
La mayor parte del crudo producido hoy en día proviene de yacimientos
petrolíferos descubiertos antes de la primera crisis del petróleo en 1973. La
mayor tasa anual de descubrimientos tuvo lugar en 1962 cuando 40 Gb fueron
descubiertos. En 1990 la tasa fue de 10 Gb mientras que en 1997 descendió hasta
6 Gb anuales. En la actualidad se consumen cuatro barriles de petróleo por cada
barril descubierto, dato que resulta alarmante.
Para comprender la complejidad del entramado político económico de la
última mitad de siglo, es necesario analizar la ubicación geográfica de las
reservas probadas existentes. Dicha información se resume en la siguiente tabla:
Capítulo II: Combustibles fósiles
38
Países
Miles de
millones de
barriles (Gb)
Miles de
millones de
toneladas (Gt)
% del
total
Reservas/producción
( Ratio R/P)
1. Arabia Saudita *
262,7
36,1
22,1%
67,8 años
2. Irán*
132,5
18,2
11,1%
88,7 años
3. Irak*
115,0
15,5
9,7%
Sobre 100 años
4. Kuwait*
99,0
13,6
8,3%
Sobre 100 años
5. Emiratos Árabes Unidos*
97,8
13,0
8,2%
Sobre 100 años
6. Federación Rusa
72,3
9,9
6,1%
21,3 años
7. Venezuela*
77,2
11,1
6,5%
70,8 años
8. Kazajstán
39,6
5,4
3,3%
83,6 años
9. Libia*
39,1
5,1
3,3%
66,5 años
10. Nigeria*
35,3
4,8
3,0%
38,4 años
11. EE.UU.
29,4
3,6
2,5%
11,1 años
12. China
17,1
2,3
1,4%
13,4 años
13. Canadá
16,8
2,4
1,4%
14,9 años
14. Qatar*
15,2
2,0
1,3%
42,0 años
15. Méjico
14,8
2,0
1,2%
10,6 años
16. Argelia*
11,8
1,5
1,0%
16,7 años
17. Brasil
11,2
1,5
0,9%
19,9 años
18. Noruega
9,7
1,3
0,8%
8,3 años
19. Angola
8,8
1,2
0,7%
24,3 años
20. Azerbaiyán
7,0
1,0
0,6%
60,2 años
1112,3
151,5
93,4%
-
76,3
10,4
5,6%
-
890,3
121,5
74,9%
73,9 años
1188,6
161,9
100,0%
40,5 años
Los 20 con más reservas
Resto del mundo
OPEP*
TOTAL MUNDIAL
Tabla 2.1.1: Reservas probadas de petróleo de los primeros 20 países en 2004
Fuente: BP, 2005
∗
Países miembros de la OPEP incluyendo a Indonesia
Capítulo II: Combustibles fósiles
39
Fácilmente se identifican a diez de los once países de la OPEP entre los 16
países que cuentan con mayores reservas probadas de petróleo. La Organización
de Productores y Exportadores de Petróleo acapara cerca del 75% del total de las
reservas probadas. A bastante distancia con 72,3 Gb (el 6,1% del mundial) se
encuentra la Federación Rusa que ocupa la sexta plaza. Por detrás en undécimo
lugar se sitúan los Estados Unidos con un modesto 2,5% del crudo mundial (29,6
Gb). Los países con mayores reservas son Arabia Saudita con 262,7 Gb que
suponen el 22,1% del mundial, e Irán con prácticamente la mitad de su homólogo
(132,5 Gb). Entre los dos cuentan con un tercio de las reservas mundiales de
crudo.
Si se analizan por regiones, se observa que Oriente Medio cuenta más de la
mitad de las reservas mundiales (61,7%). A continuación se sitúan el conjunto
formado por Europa y Euro-Asia que disponen del 11,7%, África con el 9,4% y
América del Sur con el 8,5%. Finalmente se encuentran Norteamérica y Asia
Pacífico con el 5,1% y el 3,5% respectivamente.
Miles de
millones de
barriles (Gb)
Miles de
millones de
toneladas (Gt)
% del total
Reservas/producción
( Ratio R/P)
Oriente Medio
733,9
100,0
61,7%
81,6
Europa Y Euro Asia
139,2
19,0
11,7%
21,6
África
112,2
14,9
9,4%
33,1
América del Sur y Central
101,2
14,4
8,5%
40,9
Norteamérica
61,0
8,0
5,1%
11,8
Asia Pacífico
41,1
5,5
3,5%
14,2
1188,6
161,6
100,0%
40,5
TOTAL MUNDIAL
Tabla 2.1.2: Reservas probadas de petróleo por región geográfica en 2004
Fuente: BP, 2005
Capítulo II: Combustibles fósiles
40
Figura 2.1.3: Reservas probadas de petróleo por región geográfica en 2004
Fuente: BP, 2005
De los datos analizados se desprende la importancia de los países miembros
de la OPEP en el mercado internacional del petróleo, puesto que poseen cerca de
las tres cuartas partes (74,9%) de las reservas probadas mundiales. Asimismo
cabe destacar, que según el ritmo de extracción actual y según la fuente
consultada, sólo quedaría petróleo para 40,5 años. Resta determinar si dichas
reservas probadas son correctas o no.
1.3.2. Producción de petróleo
Desde la perforación de los primeros pozos hasta el día de hoy, la producción
de petróleo no ha hecho más que aumentar. Los informes de BP indican que
desde 1965, donde la producción mundial fue de 31.803 Kb/d, hasta la del 2004
de 80.260 Kb/d. Este aumento supone un crecimiento medio anual del 6,47%/año
frente al 7,42%/año de aumento de las reservas probadas. Sin embargo estas
cifras no son significativas dado que durante la primera crisis del petróleo en
1973 y la segunda a principios de los ochenta, la tendencia creciente de
producción se interrumpió (en 1980 el barril de petróleo alcanzó un máximo
Capítulo II: Combustibles fósiles
41
histórico de 80$ 1 ) y al mismo tiempo las reservas de los países de la OPEP
aumentaron drásticamente de forma misteriosa. Por ello se podría caer en la falsa
percepción que las reservas crecen más rápidamente que la producción, cuando
del año 2003 al 2004 los descubrimientos apenas crecieron un 0,02% y la
producción aumentó en un 4,5%, lo cual se traduce en que por cada barril
descubierto se consumen cuatro hoy en día.
90000
80000
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
20
04
20
01
19
98
19
95
19
92
19
89
19
86
19
83
19
80
19
77
19
74
19
71
19
68
0
19
65
Miles de barriles diarios (kb/d)
Producción anual de petróleo a nivel mundial (1965-2004)
Año
Figura 2.1.4: Producción anual de petróleo a nivel mundial de 1965 a 2004
Fuente: BP 2005 y elaboración propia
1
Se refiere a dólares estadounidenses de 2003.
Capítulo II: Combustibles fósiles
42
La mayor parte de la producción se reparte como se muestra a continuación:
País
1970
1980
1. Arabia Saudita*
3.851 10.270
2. Federación Rusa
n/d
3. EE.UU.
n/d
11.297 10.170
2004
Variación
2004
sobre
2003
1990
2000
7.105
9.297 10.584
3,7%
13,1%
10.405
6.536
9.285
8,9%
11,9%
8.914
7.733
7.241
-2,5%
8,5%
Cuota
en 2004
3.848
1.479
3.270
3.818
4.081
2,3%
5,2%
5. Méjico
487
2.129
2.977
3.450
3.824
1,0%
4,9%
6. China
615
2.119
2.774
3.252
3.490
2,9%
4,5%
3.754
2.228
2.244
3.321
2.980
13,8%
4,0%
582
1.717
3.343
3.188
-2,1%
3,9%
1.473
1.764
1.965
2.721
3.085
3,5%
3,8%
762
1.745
2.283
2.499
2.667
5,2%
3,3%
11. Nigeria*
1.084
2.059
1.810
2.104
2.508
10,8%
3,2%
12 .Kuwait*
3.036
1.757
964
2.105
2.424
8,7%
3,1%
13. Irak*
1.549
2.658
2.149
2.583
2.027
50,8%
2,6%
4
1.663
1.918
2.657
2.029
-10,0%
2,5%
15. Argelia*
1.053
1.139
1.347
1.578
1.933
5,0%
2,1%
16. Libia*
3.357
1.862
1.424
1.475
1.607
8,4%
2,0%
17. Brasil
167
188
650
1.268
1.542
-0,7%
2,0%
551
744
1.295
15,5%
1,6%
4. Irán*
7. Venezuela
8. Noruega
9. Canadá
10. Emiratos Árabes Unidos*
-
14. Reino Unido
18. Kazajstán
n/d
n/d
19. Indonesia*
854
1.577
1.539
1.456
1.126
-4,5%
1,4%
20. Angola
103
150
475
746
991
12,3%
1,3%
21. Qatar*
363
476
434
855
990
9,0%
1,2%
18
276
634
791
912
3,6%
1,0%
23. India
140
193
732
780
819
2,8%
1,0%
24. Omán
332
285
695
959
785
-4,4%
1,0%
25. Argentina
399
506
517
819
756
-5,9%
1,0%
26. Egipto
319
580
897
781
708
-4,9%
90,0%
Resto del mundo
-
-
-
-
7.383
9,2%
-
48.061 62.946 65.411 74.669 80.260
4,5%
100,0%
50.425
62,8%
-
Total OPEP (*)
23.809 27.249 24.569 31.090 32.927
7,7%
41,1%
Total Oriente Medio
13.904 18.882 17.540 23.163 24.571
6,4%
30,7%
22. Malasia
TOTAL MUNDO
Total 10 primeros
-
-
-
-
Tabla 2.1.3: Principales productores de petróleo. Cifras en miles de barriles diarios
Fuente: BP, 2005
Capítulo II: Combustibles fósiles
43
Pese a poseer el 22,1% de las reservas probadas de crudo, Arabia Saudita no
produjo más que 10,6 Mb/d, lo cual supone el 13,1% de la producción mundial.
Se trata del mayor productor del mundo, no obstante su cuota de producción es
menor de lo que cabría esperar en función de sus reservas. Este se explica por la
política de control de precios adoptada por la OPEP mediante la restricción de la
producción, tónica que se repite en el seno de todos los países miembros de la
organización. Gracias a esto Arabia Saudita ha tenido una producción uniforme
en las dos últimas décadas.
A continuación se encuentra la Federación Rusa que a finales del año 2004
había producido 9,3 Mb/d (11,9% de la extracción mundial). Desde 1975 a 1992
la Unión Soviética fue el mayor productor de crudo, llegando a un máximo de
producción de 12,7 Mb/d en 1987, de los cuales 11,5 Mb/d provenían de la
Federación Rusa. A partir de 1992 se produjo un descenso progresivo alcanzando
el mínimo en 1996 en que la producción fue sólo de 6,1 Mb/d. Desde entonces
antiguos países de la Unión Soviética, como Azerbaiyán y Kazajstán, han
aumentado su facturación notablemente. La Federación Rusa no aumentó su
producción hasta el año 2000.
Estados Unidos ocupa la tercera plaza como productor de petróleo con una
cuota del 8,5%. Desde el descubrimiento de las grandes reservas de Alaska la
producción del país ha sufrido un fuerte retroceso. Hoy en día dicha producción
no llega a cubrir la mitad del consumo nacional por lo que experimenta una
fuerte dependencia extranjera. Ello le impulsa a sostener una agresiva política
por el control de los recursos petrolíferos (Guerra del Golfo e Irak). Estados
Unidos espera disminuir la dependencia con nuevas técnicas de exploración de
aguas profundas en el Golfo de Méjico y la apertura del ANWR de Alaska para
aumentar su cuota de producción. Sin embargo, incidentes como los huracanes
Iván y Katrina han mermado la capacidad productiva de los pozos del Golfo de
Méjico. Cabe destacar que desde la invasión de Irak, su producción ha crecido de
forma espectacular con un aumento del 50,8% en el último año.
Capítulo II: Combustibles fósiles
44
Los países miembros de la OPEP acaparan cerca de tres cuartas partes de las
reservas probadas de petróleo y controlan el 41,1% de la producción mundial.
Con su política de control de precios dominan una importante porción del
mercado del crudo, fracción que aumentará progresivamente en los próximos
años y les permitirá dominar prácticamente su totalidad.
Más que la cuota de producción de cada país, resulta más útil el conocer su
capacidad de producción máxima sostenible, esto es, la cantidad máxima que
puede ser puesta a disposición del mercado en un periodo de 30días y que es
sostenida durante al menos otros 90. La capacidad ociosa o exceso de capacidad
es la diferencia entre la producción máxima sostenible y la producción real. A
continuación se muestran los datos de producción sostenible y exceso de
capacidad de los países de la OPEP:
Objetivo
1-11-04
Producción
enero 2005
Capacidad de
producción
sostenible
Argelia
0,86
1,31
1,35
0,04
Indonesia
1,40
0,96
1,00
0,05
Irán
3,96
3,95
4,00
0,05
Kuwait
2,17
2,34
2,50
0,16
Libia
1,45
1,60
1,62
0,02
Nigeria
2,22
2,32
2,40
0,08
Qatar
0,70
0,77
0,80
0,03
Arabia Saudí
8,78
9,10
10,0 - 10,5
Emiratos Árabes Unidos
2,36
2,43
2,55
0,13
Venezuela
3,11
2,20
2,25
0,05
Subtotal
27
26,97
28,47 - 28,97
Irak
-
1,79
2,50
Total
-
28,75
30,97 - 31,47
Datos en millones de
barriles diarios
Exceso de
capacidad
enero 2005
0,90 - 1,40
1,50 - 2,00
0,72
2,22 - 2,72
Tabla 2.1.4: Producción de crudo de la OPEP
Fuente: Oil Market Report, 2005
Capítulo II: Combustibles fósiles
45
Como cabría esperar todos los países miembros poseen cierto exceso de
capacidad. Arabia Saudita con el mayor número de reservas probadas, el que
dispone de mayor capacidad ociosa. Por el otro lado los países no pertenecientes
a la OPEP suelen producir a plena capacidad, reduciéndola únicamente en
ocasiones muy puntuales.
Mientras Estados Unidos y Europa agotan sus recursos, y nuevos productores
como Azerbaiyán y Kazajstán intensifican su producción, causando la extinción
de sus reservas en un plazo de 10 a 15 años; la OPEP cuenta con recursos
suficientes para garantizar la producción en los próximos 70 años. Al tiempo que
se desvanecen las esperanzas de encontrar nuevas grandes reservas en zonas
como los mares árticos rusos y el Mar de China, unos pocos privilegiados se
aseguran su imperio económico, a menos que se encuentren sustitutos del
petróleo.
1.3.3. Consumo de petróleo
A finales del 2004 el consumo de crudo había ascendido a 80.757 kb/d, lo
que supone un crecimiento del 3,4% respecto al año anterior. La tendencia
histórica del consumo de petróleo ha sido creciente, como así lo indica la
siguiente figura. Se pueden apreciar un par de interrupciones de dicha tendencia
que coinciden con los periodos de crisis del petróleo (1975 y comienzo de los
80).
Capítulo II: Combustibles fósiles
46
Consumo mundial de crudo (1965-2004)
Miles de barriles diarios (kb/d)
90000
80000
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
20
04
20
01
19
98
19
95
19
92
19
89
19
86
19
83
19
80
19
77
19
74
19
71
19
68
19
65
0
Año
Figura 2.1.5: Consumo mundial de petróleo de 1965 a 2004
Fuente: BP 2005 y elaboración propia
El consumo por países pone de manifiesto que Estados Unidos con 20,5
Mb/d, el 24,9% del total mundial, es con diferencia el mayor consumidor. Con
apenas una producción de 7,2 Mb/d, los Estados Unidos han de satisfacer su
demanda importando 13,3 Mb/d, cantidad un 25% superior a la producción anual
de Arabia Saudita, que supone un cuarto de la producción total de todos los
países miembros de la OPEP. De ahí la enorme dependencia energética exterior
del país.
A la zaga le sigue China con un consumo de 6,7 Mb/d que representa el 8,2%
del total a nivel mundial, cifra minúscula en comparación con los Estados
Unidos, y más teniendo en cuenta que la población del país chino es 4,5 veces
superior a la de su homólogo americano. Se pone de manifiesto la desigualdad
existente en el acceso a los recursos energéticos, mientras el consumo per cápita
de los Estados Unidos es de 0,07 barriles de petróleo diarios (b/d), en China es de
0,005 b/d, un orden de magnitud inferior. Sin embargo, tras la apertura
Capítulo II: Combustibles fósiles
47
económica el gigante asiático ha experimentado un crecimiento espectacular en
el consumo de crudo: en menos de una década ha duplicado sus gastos de
petróleo y en el último año ha aumentado un 15,8%. Todo apunta a que los
próximos años China se acercará a los niveles de consumo de Estados Unidos.
En el tercer puesto se encuentra Japón con un 5,3% de consumo, un 6,4% del
mundial, que sin embargo durante los últimos años ha reducido la utilización de
crudo disminuyendo así su dependencia energética exterior. Aún así su consumo
de petróleo por habitante es de 0,04 b/d, cifra del mismo orden de magnitud que
los Estados Unidos.
La siguiente tabla refleja el gasto de los 20 mayores consumidores a nivel
mundial:
Capítulo II: Combustibles fósiles
48
Variación Consumo per
Consumo
Cuota del
2004 sobre
cápita
2004 (Mb/d) mundial 2004
2003
(b/d·hab.) *
País
1. EE.UU.
20,5
24,9%
2,8%
0,070
2. China
6,7
8,2%
15,8%
0,005
3. Japón
5,3
6,4%
-3,0%
0,041
4. Alemania
2,6
3,3%
-1,2%
0,032
5. Federación Rusa
2,6
3,2%
3,1%
0,018
6. India
2,6
3,2%
5,5%
0,002
7. Corea del Sur
2,3
2,8%
-0,8%
0,047
8. Canadá
2,2
2,6%
3,9%
0,069
9. Francia
2,0
2,5%
0,9%
0,033
10. Italia
1,9
2,4%
-2,8%
0,032
11. Méjico
1,9
2,3%
1,8%
0,018
12. Brasil
1,8
2,2%
2,7%
0,010
13. Reino Unido
1,7
2,1%
2,4%
0,029
14. Arabia Saudita
1,7
2,1%
2,4%
0,069
15. España
1,6
2,1%
2,8%
0,037
16. Irán
1,5
1,9%
5,1%
0,023
17. Indonesia
1,1
1,5%
1,4%
0,005
18. Países Bajos
1,0
1,2%
4,8%
0,060
19. Tailandia
0,9
1,2%
9,2%
0,014
20. Taiwán
0,8
1,1%
0,9%
0,039
Resto del mundo
17,4
21,7%
-
0,007
TOTAL MUNDIAL
80,1
100,0%
3,4%
0,013
Los 20 que más
consumen
62,7
78,3%
-
0,015
Tabla 2.1.5: Los 20 mayores consumidores de crudo
Fuente: BP, 2005 y Population Referente Bureau 2005
*
Se refiere únicamente al consumo de petróleo.
Capítulo II: Combustibles fósiles
49
Analizando el nivel de consumo por regiones se observa que Norteamérica,
Europa y Asia pacífico se encuentran a la cabeza. Muy por detrás se sitúan
Oriente Medio y América del Sur y Central. El último lugar lo ocupa el
continente africano que consume la misma cantidad de crudo que Alemania (2,6
Mb/d). Entre Nortamérica y Europa consumen el 55,2% del total a pesar que en
ellas habita únicamente el 20% de la población mundial y el 15,8% de las
reservas probadas de petróleo. Queda patente la gran desigualdad en el consumo
de petróleo entre regiones.
Región
Consumo
2004
(Mb/d)
Cuota del
mundial
2004
Variación
2004 sobre
2003
Población
(Millones de
habitantes)
24,6
29,8%
2,8%
329
4,7
5,9%
3,7%
520
20,0
25,4%
1,8%
730
Oriente Medio
5,3
6,7%
5,2%
252
Asia Pacífico
23,4
28,9%
5,2%
3740
2,6
3,3%
3,4%
906
80,8
100,0%
3,4%
6477
América del Norte
América del Sur y Central
Europa Y Euro Asia
África
TOTAL MUNDIAL
Tabla 2.1.6: Consumo de petróleo por regiones
Fuente: BP, 2005 y Population Referente Bureau 2005
Capítulo II: Combustibles fósiles
50
La evolución del consumo en las distintas regiones se refleja en siguiente
figura:
Consumo de petróleo por región (1965 - 2004)
Miles de barriles diarios (MB/d)
30000
Norteamérica
Sur y Centroamérica
Europa y Eurasia
Oriente Medio
África
Asia - Pacifico
25000
20000
15000
10000
5000
20
04
20
01
19
98
19
95
19
92
19
89
19
86
19
83
19
80
19
77
19
74
19
71
19
68
19
65
0
Año
Figura 2.1.6: Consumo mundial de petróleo por región de 1965 a 2004
Fuente: BP 2005 y elaboración propia
En los últimos cuarenta años, Asia ha experimentado un crecimiento
espectacular llegando a superar a Europa y acercándose al nivel de consumo de
Norteamérica. Se prevé que dicha tendencia continúe en los próximos años.
Mientras Europa ha estabilizado su consumo desde el año 19993, Norteamérica
presenta un ligero crecimiento en las últimas décadas. Sus curvas reflejan de
forma fiel el descenso de consumo producido por las crisis del petróleo. Las
zonas con menor consumo manifiestan un modesto crecimiento a pesar de contar
con la mayor parte de las reservas probadas. Se trata de las regiones más pobres
con un pequeño nivel de desarrollo que no disponen de los medios suficientes
para aumentar su consumo y nivel de vida.
Capítulo II: Combustibles fósiles
51
El consumo de las mismas regiones, clasificado según distintos productos, se
aprecia en las siguientes figuras. La clasificación de los distintos productos es:
ƒ
Gasolinas. Combustible empleado en motores de combustión,
aviación y destilados ligeros.
ƒ
Destilados medios. Se trata del combustible diesel y querosenos
empleados en la aviación y calefacción.
ƒ
Fuelóleos. Constituido por el petróleo crudo usado directamente como
combustible.
ƒ
Otros. Engloba gas de refinería, disolventes, coque, lubricantes,
bitúmen, ceras y pérdidas.
Gasolinas (Miles de barriles diarios)
30.000
25.000
Norteamérica
Europa y Eurasia
Asia - Pacífico
Sur y Centroamérica
Oriente Medio
África
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1965
1968
1971
1974
1977
1980
1983
1986
1989
1992
1995
1998
2001
2004
Figura 2.1.7: Consumo mundial de gasolinas por región de 1965 a 2004
Fuente: BP 2005 y elaboración propia
Capítulo II: Combustibles fósiles
52
Destilados medios (Miles de barriles diarios)
30.000
25.000
Norteamérica
Europa y Eurasia
Asia - Pacífico
Sur y Centroamérica
Oriente Medio
África
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1965
1968
1971
1974
1977
1980
1983
1986
1989
1992
1995
1998
2001
2004
Figura 2.1.8: Consumo mundial de destilados medios por región de 1965 a 2004
Fuente: BP 2005 y elaboración propia
Fuelóleos (Miles de barriles diarios)
16.000
14.000
12.000
Norteamérica
Europa y Eurasia
Asia - Pacífico
Sur y Centroamérica
Oriente Medio
África
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
1965
1968
1971
1974
1977
1980
1983
1986
1989
1992
1995
1998
2001
2004
Figura 2.1.9: Consumo mundial de fuelóleos por región de 1965 a 2004
Fuente: BP 2005 y elaboración propia
Capítulo II: Combustibles fósiles
53
Otros (Miles de barriles diarios)
18.000
16.000
14.000
Norteamérica
Europa y Eurasia
Asia - Pacífico
Sur y Centroamérica
Oriente Medio
África
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
1965
1968
1971
1974
1977
1980
1983
1986
1989
1992
1995
1998
2001
2004
Figura 2.2.10: Consumo mundial de otros derivados del petróleo por región de 1965 a 2004
Fuente: BP 2005 y elaboración propia
Los mayores consumos corresponden gasolinas y destilados medios. Así y
todo, los patrones de consumo de los diferentes productos difieren en las distintas
regiones. Mientras en Estados Unidos se destinan dos tercios del petróleo al
sector transporte, a nivel mundial corresponde con un 55%. Dicha diferencia se
reduce a medida que aumenta el desarrollo económico ya que, como se verá en el
capítulo 5, a medida que un país se enriquece se impulsa la expansión del sector
transporte y servicios, y se reduce el sector industrial. Se espera que en el futuro
disminuya la contribución del petróleo en el sector energético puesto que existen
otros combustibles competitivos como el gas natural, la energía eólica o la
nuclear.
1.4. Perspectivas
El futuro del petróleo depende en gran medida de sus reservas. Durante los
últimos años una nueva corriente del pensamiento advierte sobre a amenaza de
Capítulo II: Combustibles fósiles
54
un inminente pico en la producción global de crudo. Sin embargo estudios
realizados por agencias internacionales y diferentes consultoras, prevén el
aumento del consumo de crudo en las próximas décadas.
Durante el siglo pasado se ha producido un crecimiento económico sin
precedentes en la historia de la humanidad. Dicho desarrollo está relacionado con
los avances tecnológicos en los campos de la agricultura, construcción y
transporte que en última instancia se encuentran vinculados al acceso a grandes
cantidades de petróleo barato. No es de extrañar que el crecimiento económico se
halle estrechamente relacionado con el consumo de crudo como se aprecia en el
siguiente gráfico:
Variación de la Demanda de Petróleo y del PIB
10
porcentaje de variación anual
8
PIB
Demanda de petróleo
6
4
2
0
-2
-4
20
04
20
02
20
00
19
98
19
96
19
94
19
92
19
90
19
88
19
86
19
84
19
82
19
80
19
78
19
76
19
74
19
72
19
70
-6
Figura 2.1.11: Evolución de la demanda del petróleo y el PIB
Fuente: WEO 2004 y elaboración propia
Los datos apuntan hacia la existencia de una cantidad de últimos recursos
recuperables del petróleo convencional que oscila entre 1.800 y 3.000 Gb. Se
trata sin lugar a dudas de una enorme pero limitada cuantía, que si hubiera sido
considerada como algo valioso, sin duda su consumo habría sido más moderado
Capítulo II: Combustibles fósiles
55
pudiéndose hablar de un legado no renovable para las generaciones futuras. Sin
embargo, con la mentalidad capitalista que premia el consumo de materias
primas baratas omitiendo los impactos negativos generados tanto a nivel
económico, social o medioambiental; resulta prácticamente imposible la
restricción de las mismas hasta que las fuentes de suministro baratas comiencen a
agotarse. Ya sea el caso del petróleo o del agua de regadío, el mercado no
dispone de medidas reguladoras para frenar el consumo descontrolado, el cual
crece estrepitosamente hasta que las fuentes de suministro barato se agoten.
Cuando la era del petróleo convencional barato llegue a su fin, la transición hacia
otro recurso energético y otras tecnologías será costosa porque además del
desarrollo de formas de energía alternativas, será necesaria la implantación de
nuevas infraestructuras y tecnologías de eficiencia y ahorro energético que
impidan volver a caer en el mismo error de extinción de recursos limitados. Tales
inversiones serán enormes.
A pesar de la amenaza del agotamiento de las reservas, el petróleo sigue
siendo el combustible más apreciado con una tendencia creciente de uso. Hoy en
día resulta impensable sustituirlo por otra fuente energética del día a la mañana,
máxime en sectores como el transporte que depende prácticamente en su
totalidad del mismo. Es un hecho comprobado la existencia de crudo suficiente
para abastecer la demanda durante los próximos 10 o 15 años. Resulta por lo
tanto primordial el adoptar como primer objetivo el establecer una política
energética racional que elimine o al menos reduzca los usos ineficientes e
innecesarios del petróleo. Asimismo se debería disminuir el uso de este recurso
fósil en sectores como el de generación eléctrica donde existen sustitutos
económicamente razonables, y reservarlo para sectores con una gran dependencia
del mismo, como es el caso del transporte. El objeto de dicha política debería ser
el asegurar que el máximo en la demanda de crudo se produjese antes que el
máximo de su producción con el fin de evitar situaciones de pánico.
Además del argumento económico, el consumo de petróleo se encuentra
condicionado por una serie de factores que limitan sus perspectivas de
continuidad en el futuro:
Capítulo II: Combustibles fósiles
56
ƒ
Factores estructurales relacionados con el número de instalaciones y
motores existentes que utilizan derivados del petróleo como
combustible. Estos factores suponen grandes inversiones que se han
de amortizar en un plazo razonable de tiempo.
ƒ
Tecnologías de ahorro y eficiencia energética que mejoran los
consumos específicos de instalaciones y vehículos.
ƒ
Factores sociales y culturales que afectan al uso de los combustibles
fósiles y a la concienciación de la población respecto al agotamiento
de recursos e impacto medioambiental.
ƒ
Crecimiento de la población y otros factores cuantitativos.
La dependencia del crudo condiciona en gran medida la vida cotidiana.
Automóviles, barcos, aviones, maquinaria agrícola, centrales térmicas, procesos
industriales, calefacciones…todos emplean los derivados de petróleo como
combustible. En algunos casos, como en el de generación eléctrica y
calefacciones, se disponen ya de alternativas económicamente viables. El sistema
de distribución de gas natural de algunas regiones se encuentra muy desarrollado
permitiendo la sustitución del petróleo en calderas y centrales térmicas sin
necesidad de grandes inversiones adicionales. En las zonas menos desarrolladas
el uso de la biomasa y del carbón puede servir de sucesor transitorio, pues el
impacto medioambiental generado dista de ser despreciable, hasta que la
evolución de sus economías permita financiar energías más limpias. En el sector
de generación eléctrica las energías renovables, como la hidráulica y la eólica, se
encuentran lo suficientemente evolucionadas para producir energía de forma
rentable. En algunos países se está apostando por este tipo de fuentes energéticas
que año tras año aumentan su cuota de mercado de producción eléctrica. A pesar
de todo su empleo sigue siendo muy modesto, quedando aún por resolver la
cuestión de garantizar el suministro eléctrico. Tomando el caso de la eólica, al
depender de elementos climatológicos, sólo se encuentra en funcionamiento
alrededor de 1.750 horas al año, lo cual no representa más que el 20% de las
horas anuales totales de producción. Sin embargo en el sector transporte existe
Capítulo II: Combustibles fósiles
57
una gran incertidumbre. Los vehículos dependen casi por completo del petróleo
como combustible. Sólo en el caso de los automóviles la inversión necesaria para
sustituir el parque automovilístico actual (aproximadamente 400 millones de
vehículos), no sólo alcanza cifras astronómicas sino que requerirá de varias
décadas para ser llevada a buen puerto. Se están desarrollando aplicaciones de
células de combustible de hidrógeno, gas natural o metanol al respecto, pero las
prestaciones obtenidas distan de ser satisfactorias o económicamente viables. Sin
ir más lejos se disponen ya en la actualidad de vehículos híbridos con baterías y
motor de combustión interna que reducen el consumo de gasolina, no obstante, el
uso del petróleo sigue siendo más barato.
El petróleo barato favorece la mayor dependencia del mismo. En estos
últimos años el precio del crudo se ha multiplicado alcanzando máximos
históricos por encima de los 74 dólares por barril. La conclusión es unánime, los
expertos previenen sobre la llegada inminente del momento en que la producción
frene su crecimiento y comience a decaer de forma inexorable. Esta situación es
conocida como cenit y supondrá un antes y después en la era del petróleo. Los
especialistas no se ponen de acuerdo sobre cuando se producirá el inminente
cenit. Existen diferentes estudios que pronostican su llegada y analizan los
efectos derivados del mismo.
La Agencia Internacional de la Energía (IEA) en su informe World Energy
Outlook 2004 (WEO 2004) describe escenarios energéticos futuros fundados
sobre el crecimiento continuo del consumo de combustibles fósiles, el petróleo en
particular. Dichos escenarios describen una situación en que se acentúan las
diferencias entre los países ricos de la OCDE y los países pobres, el consumo per
cápita se dispara en el primer grupo y permanece prácticamente estancado en el
segundo. La amenaza del cenit es poco significativa puesto que el horizonte
temporal del estudio está comprendido entre el 2002 y el 2030, periodo
demasiado corto para sentir los efectos del agotamiento de las reservas. Se
acercará el momento del máximo en la producción de crudo porque los países de
la OCDE, habiendo agotado sus escasos recursos, aumentarán sus importaciones
provenientes de Oriente Medio, Rusia y África. Los autores prevén que la
Capítulo II: Combustibles fósiles
58
producción de petróleo no decaerá durante el periodo de estudio si se realizan las
inversiones necesarias en infraestructuras para el suministro y nuevas tecnologías
que permitan aumentar la fracción de crudo extraíble de los yacimientos. Se
estima que dichas inversiones podrían ascender a 3 billones de dólares. Estas
medidas permitirían compensar el descenso de descubrimientos aumentado la
capacidad de producción necesaria para satisfacer la demanda.
Otro estudio similar realizado por la Unión Europea, el World Energy,
Technology and Climate Policy Outlook 2003 (WETO 2003) llega a conclusiones
análogas. Con un horizonte de estudio de treinta años (del 2000 al 2030),
presenta una serie de escenarios energéticos basados en hipótesis y modelos de
crecimiento económico, de crecimiento de la población, de reservas de los
distintos recursos energéticos, de futuros costes tecnológicos…
A pesar de presentar escenarios que persisten en la tendencia energética
actual (conocidos como escenarios ‘business-as-usual’) y no aplicar restricciones
de recursos ni de mitigación del impacto ambiental, aparecen diferencias notables
en las previsiones de demanda y suministro de las distintas fuentes energéticas.
Mientras el estudio de la IEA estima que desde el 2002 al 2030 el consumo
de energía a nivel mundial aumentará alrededor de un 1,7% anual, la Unión
Europea prevé que el crecimiento sea del 1,8% anual. En ambos casos el
aumento de la demanda será impulsado por el crecimiento económico y de la
población. El WEO considera que el incremento de estos será respectivamente
del 3,2%/año y del 1%/año, lo cual supone que la población mundial pasará ser
de 6.200 millones de habitantes en el 2002 a casi 8.000 millones en el 2030. El
estudio europeo apunta hacia un aumento del producto interior bruto del 3,1%
anual y también del 1%/año para la población. Asimismo predice una
disminución de la intensidad energética del 1,2%/año ligada a los efectos
combinados del progreso tecnológico, aumento de los precios de la energía y
cambios estructurales del sistema económico. Las cifras son muy similares, sin
embargo, las diferencias se acentúan al realizar el análisis por regiones:
Capítulo II: Combustibles fósiles
59
WEO 2004
(2002-2030)
WETO 2003
(2000-2030)
Países de la
OCDE
1,1%
1,1%
Economías en
transición
1,6%
1,9%
Países en vías
de desarrollo
2,3%
3,0%
Nivel Mundial
1,7%
1,8%
Región
Tabla 2.1.7: Previsiones del crecimiento energético por franjas
Fuentes: WEO 2004 y WETO 2003
WEO 2004
(2002-2030)
WETO 2003
(2000-2030)
Países de la
OCDE
2,2%
1,9%
Economías en
transición
3,7%
3,3%
Países en vías
de desarrollo
4,3%
3,8%
Nivel Mundial
3,2%
3,1%
Región
Tabla 2.1.8: Previsiones de crecimiento de la economía
Fuentes: WEO 2004 y WETO 2003
Dichas diferencias se justifican por las distintas políticas y recursos
materiales y económicos de los distintos países. Además, como cabría esperar,
cada una de las regiones velará por sus propios intereses en pos de garantizar su
hegemonía.
En lo que se refiere a las previsiones de evolución de los recursos
energéticos, ambas agencias coinciden sobre el dominio de los combustibles
fósiles en la futura demanda energética. El petróleo seguirá constituyendo la
Capítulo II: Combustibles fósiles
60
principal fuente de energía aumentando su actual cuota de mercado. En lo que se
refiere al resto de formas de energía primaria, existen similitudes y diferencias
notables que se resumen el la siguiente tabla:
Evolución (%/año)
Recurso energético
WEO 2004
WETO 2003
Petróleo
1,60
1,70
Carbón
1,50
2,35
Gas Natural
2,30
2,40
Nuclear
0,40
0,90
Hidráulica
1,80
1,70
Biomasa
1,30
-0,35
Otras renovables
5,70
5,40
Energía primaria total
1,70
1,80
Tabla 2.1.9: Evolución de las distintas energías primarias
Fuentes: WEO 2004 y WETO 2003
Fijándose en la evolución del consumo de combustibles fósiles se observa
que éste es ligeramente superior en el escenario propuesto por WETO. Como
consecuencia la emisión de gases de efecto invernadero en el modelo europeo
son mayores. En concreto se prevé que las emisiones de CO2 pasen de 23.781 Mt
en el año 2000 a 44.498 Mt a finales del 2030. En cambio para el WEO, con un
crecimiento ligeramente inferior de la demanda de recursos fósiles, el pronóstico
es más optimista, los residuos de dióxido de carbono serían de 38.214 Mt en el
2030, cifra un 15% menor que en el estudio europeo.
En el caso concreto del petróleo, la visión de ambas agencias es muy similar,
un crecimiento del 1,6% anual que sostiene el WEO y un aumento del 1,7%/año
del WETO. A pesar de la subida de precios del crudo, éste sigue siendo
relativamente barato en comparación con otros recursos energéticos. Destacan sin
embargo países como China donde la demanda de petróleo se espera crecerá a un
ritmo del 3,4% anual de promedio, alcanzándose un crecimiento máximo del
Capítulo II: Combustibles fósiles
61
12% en el año 2005. El petróleo es un elemento tan importante para el
crecimiento económico que países como el gigante asiático, la India, Brasil y
otras economías emergentes están dispuestas a pagar precios superiores a
70$/barril con tal de garantizar su desarrollo.
A nivel sectorial, según la IEA, el petróleo seguirá dominando el sector
transporte, multiplicando casi por dos su consumo para el año 2030.
Consumo de petróleo por sectores
2002
Otros
sectores*
16%
Generación
eléctrica
9%
Consumo de petróleo por sectores
2030
Otros
sectores*
15%
Generación
eléctrica
6%
Industria
19%
Transporte
56%
Industria
17%
Transporte
62%
Figura 2.1.12: Consumo de petróleo por sectores
Fuente: WEO 2004
Según los dos modelos tratados, parece ser que el petróleo jugará un papel
preponderante en el desarrollo económico durante los próximos treinta años. No
sólo mantendrá su dominio, sino que además su consumo crecerá a un ritmo
constante aumentando aún más si cabe su cuota de mercado. Los estudios
presentados no toman en consideración ningún tipo de política de uso razonable
del crudo ni estrategias de ahorro y eficiencia energética. Separándose de los
escenarios ‘business-as-usual’ se llegaría sin lugar a dudas a un futuro más
alentador, donde se reduciría la dependencia de este recurso fósil y se pospondría
la llegada del cenit. El porvenir más allá del año 2030 parece incierto y es
improbable que las reservas de crudo puedan soportar el ritmo actual más allá de
dicha fecha. El futuro del petróleo queda relegado al conocimiento de las
reservas totales a las que tiene acceso el hombre y a la determinación del pico de
producción. Esta cuestión se trata en el siguiente apartado.
Capítulo II: Combustibles fósiles
62
1.4.1. El debate del petróleo
Argumentos extremos sobre los recursos de petróleo y su futura extracción
suscitan un gran debate sobre el porvenir de la principal fuente de energía.
Cualquier revisión sobre la oleada de documentos que anuncian la llegada del
inminente pico de producción global del petróleo ha de comenzar por los trabajos
de los más prominentes autores que han contribuido a promover dicha idea.
Geólogos como Colin Campbell y Jean Laherrère son fervientes defensores de
esta tesis. Sus argumentos se basan en cuestionar la credibilidad de las reservas
probadas de petróleo publicadas anualmente por las distintas agencias y
compañías encargadas de explotarlas. Sus premisas reposan sobre la
representación de las reservas y futuros descubrimientos por medio de una curva
simétrica exhaustiva. Dicha curva fue introducida por primera vez por M. King
Hubbert hace más de cuatro décadas, como herramienta de pronóstico de la
evolución de los recursos naturales. A raíz de lo cual se popularizaron las
predicciones de Hubbert que auguraban la disminución de las extracciones de
crudo norteamericanas durante la década de los sesenta. Otros autores han
utilizado el enfoque de Hubbert para prever la llegada próxima de un pico de
producción global del crudo, concluyendo que el agotamiento del petróleo e
incluso el fin de la era industrial son inevitables. Entre dichos autores se incluye
a Ivanhoe, Duncan y Deffeyes, que han publicado estudios pesimistas al respecto.
Capítulo II: Combustibles fósiles
63
Figura 2.1.13: Curva de Hubbert de la producción mundial de petróleo
Fuente: Hubbert 1974
Los principales argumentos de los partidarios de una visión pesimista que
llevaría al final anticipado de la era del petróleo, reposan sobre los puntos
siguientes. La exploración por medio de perforaciones había descubierto ya
aproximadamente el 90% del petróleo presente en la corteza terrestre antes de
que la extracción del combustible comercial empezara durante la segunda mitad
del siglo XIX. Lo cual significa que ambos, las revisiones de algunas reservas
nacionales de crudo y las reivindicaciones de nuevos descubrimientos
espectaculares, son exagerados en el mejor de los casos o incluso fraudulentos.
Desde 1970, la producción de crudo ha ido extrayendo más petróleo cada año del
que se ha descubierto. Cuatro quintos de la producción global de crudo provienen
en la actualidad de yacimientos encontrados antes de 1973, y la mayoría de estos
han experimentado un continuo descenso de sus ratios de extracción. En adición,
ni las nuevas técnicas de exploración y extracción, ni la recuperación de petróleo
no convencional, puede evitar este declive.
Capítulo II: Combustibles fósiles
64
Este tipo de estudios ha puesto de manifiesto una serie de observaciones y
conclusiones interesantes. No existe un riguroso estándar internacional a la hora
de anunciar las reservas de crudo. Mientras países como los Estados Unidos sólo
incluyen en sus informes las reservas probadas, otros aportan una mezcla de
probadas y probables. Además, la publicación de estas cifras a menudo se
encuentra motivada por razones políticas que a todas luces no se encuentran
exentas de sospecha. En consecuencia no sólo las cifras totales publicadas por las
principales fuentes no sólo no son idénticas, sino que presentan una espectacular
tendencia de crecimiento que provoca el engaño en la apreciación de la tendencia
de las reservas de petróleo. Citando uno de los ejemplos más claros, como
anteriormente se mencionó, la razón principal que provoca discrepancias entre
las distintas publicaciones es que durante los años 1984 y 1987, las reservas de
los países miembros de la OPEP doblaron su valor sin apenas haberse hecho
ningún descubrimiento significativo durante el periodo citado.
Campbell y Laherrère apoyan esta postura. Ambos sostienen que el 92% de la
totalidad del petróleo extraíble ya ha sido descubierto. Cuestionan la opinión
general que dicta que la adición de reservas a los yacimientos ya existentes pueda
posponer de forma notable el declive de la producción. Definen un futuro
próximo con 850 Gb de reservas probadas y apenas 150 Gb de crudo por
descubrir. Su análisis predice que no se dispondrán de más de 1.000 Gb para
producir en los próximos años, cifra que escasamente supera en un 20% la
cantidad ya consumida hasta la fecha actual. Como la curva de extracción de
recursos finitos a largo plazo debería tener una forma prácticamente simétrica, la
extracción global de crudo empezará a bajar una vez la producción acumulada
sobrepase el valor medio de los últimos recursos recuperables, que según los
autores rondaría los 900 Gb. Por ello ven inevitable que el cenit se produzca
durante la primera década del siglo XXI.
Capítulo II: Combustibles fósiles
65
Figura 2.1.14: Previsión de producción anual de petróleo de varias regiones de Campbell y
Laherrère
Fuente: Campbell y Laherrère 1998
Figura 2.1.15: Escenario de agotamiento de reservas de petróleo de Campbell
Fuente: Campbell 1997
Por el otro lado, la posición optimista es defendida por aquellos que habiendo
estudiado la historia del uso de los recursos naturales, se han convertido en
creyentes fervientes de la importancia del rol de los precios en el control del
mercado, la inagotable creatividad del hombre y la capacidad de resolución de
Capítulo II: Combustibles fósiles
66
problemas del progreso tecnológico. Los fundadores de esta corriente de
pensamiento, grupo compuesto principalmente por economistas entre los que
destacan Hirsch, Simon, Goeller y Zucker, De Gregori, Milton y Skinner, y
Adelman; no creen que la presencia sobre la corteza terrestre de un recurso
natural en particular sea un factor determinante del destino de la humanidad.
Según su testimonio, el hecho obvio que la corteza de la Tierra contenga una
cantidad finita de minerales es irrelevante porque el esfuerzo para extraer estos
recursos cesará mucho antes de alcanzar su agotamiento físico. El aumento de los
costes de exploración y perforación hasta cuotas muy elevadas causará la
desaparición de la industria explotadora. La búsqueda de una cantidad
desconocida de un material localizado bajo la superficie terrestre deja de ser una
prioridad cuando sus sustitutos irrumpen en el mercado bajo precios más
competitivos. En el caso del petróleo, los costes de transformación de sus
recursos en reservas no parecen dar señales del agotamiento inminente impulsado
por la subida inexorable de precios. Lo que se traduce en un aumento progresivo
de las reservas de crudo en los años próximos.
Este grupo de economistas sostiene que el verdadero desafío es evitar la
situación en que la extracción de las reservas restantes sea tan cara que
distorsionase las estructuras económicas y sociales del momento cuando no haya
alternativas razonables en el mercado. Durante la era industrial, el hombre ha
sido capaz de evitar dicha situación repetidas veces mediante el uso más eficiente
de los combustibles, desarrollando nuevas técnicas de explotación de recursos no
convencionales, y eventualmente, arreglándoselas para tener un substituto a
punto para remplazarlo cuando éste resulte demasiado caro o produzca un
impacto inaceptable (principalmente el generado por la extracción del mineral).
En consecuencia, el temor al agotamiento físico de un recurso en particular
carece de sentido alguno.
Julian Simon es uno de los defensores más conocidos de la teoría anterior.
Economista moderno, empleaba la historia reciente de evolución del precio del
petróleo para demostrar la efectividad de los ajustes del mercado. Además se
Capítulo II: Combustibles fósiles
67
basaba en los ratios globales de reservas sobre producción (R/P) para ilustrar la
escasa utilidad de las reservas probadas para evaluar el suministro futuro,
poniendo de manifiesto que éstas se encuentran siempre un paso por delante de la
demanda.
100.000
40
80.000
30
60.000
Reservas/Producción a nivel mundial
20
40.000
Demanda mundial de petróleo
10
20.000
20
04
20
02
20
00
19
98
19
96
19
94
19
92
19
90
19
88
19
86
19
84
0
19
82
19
80
0
Demanda mundial de petróleo
(miles de barriles/día)
Reservas / Producción (años)
Reservas/Producción frente a la demanda mundial de crudo
50
Año
Figura 2.1.16: Reservas/Producción frente a la demanda mundial de crudo
Fuente: BP 2005 y elaboración propia
Morris Adelman, quien pasó la mayor parte de su carrera como economista
experto en recursos minerales en el MIT, ha sido el representante más elocuente
del punto de vista optimista entre los expertos de la industria petrolera. Según él,
los recursos finitos son un concepto vacío, lo que cuenta son los costes
marginales.
Los partidarios de la visión optimista no se preocupan demasiado sobre la
definición precisa de condiciones tecnológicas empleadas para catalogar los
distintos recursos naturales, ni sobre las magnitudes ni probabilidades de
estimación de recursos. Simplemente se contentan con el uso de la tendencia del
precio a largo plazo y los ratios R/P para demostrar la abundancia de suministros
Capítulo II: Combustibles fósiles
68
y garantía de las prospecciones. Es a partir de la segunda guerra mundial con la
publicación anual de las inspecciones de las reservas mundiales de crudo, cuando
se dispone de datos fiables sobre la evolución del ratio R/P. Tras doblar su valor
de 20 a 40 años en apenas una década, seguido por la caída por debajo de 30 años
entre el periodo de 1974 y 1980, el ratio ha vuelto a crecer situándose a
principios del presente siglo por encima de los 40 años, valor por encima del
resto de cifras acaecidas desde 1994 (Figura 2.1.16). Claramente, ni la evolución
de los precios ni la historia del ratio R/P revelan ninguna futura tendencia
desalentadora, y según ellos, la combinación de recursos abundantes y la
innovación continua la mantendrán así.
Ratios globales R/P del petróleo
45
R/P (años)
40
35
30
25
20
1940
1950
1960
1970
1980
1990
2000
Año
Figura 2.1.17: Evolución global del ratio R/P del petróleo de 1945 a 2000
Fuente: Vaclav Smil, Energy at the Croosroads y elaboración propia
Sin embargo, el entusiasmo creado alrededor de nuevos descubrimientos
potenciales, a menudo compartido por los directivos de la industria del crudo, es
exagerado con frecuencia. El caso de las grandes expectativas generadas por las
aguas profundas que bordean la costa Este norteamericana, y el Mar del Sur de
China, cuyo potencial ha sido tantas veces sobrestimado, son buenos ejemplos de
Capítulo II: Combustibles fósiles
69
este tipo de exageración. El caso del Mar Caspio, cuyas reservas de crudo se
habían estimado alcanzar hasta dos tercios de las de Arabia Saudita, parece ser la
última desilusión.
A pesar de todo, dichas expectativas infundadas no afectan demasiado al
argumento optimista. Incluso si las regiones mencionadas anteriormente no
resultan ser tan ricas en petróleo como se predijo, los descubrimientos
acumulativos a nivel mundial siguen añadiendo nuevas reservas que por el
momento superan al ritmo de consumo. Puede que se presente un déficit ciertos
años, pero la tendencia a largo plazo no admite lugar a dudas. Durante las tres
últimas décadas se extrajeron aproximadamente 680 Gb de petróleo, mientras los
descubrimientos durante dicho periodo ascendieron a 980 Gb, dejando el ratio
global R/P por encima de los 40 años, cinco años mayor que el valor de 1970 y
rozando el máximo histórico.
1.4.2. Petróleo no convencional
El futuro del crudo como principal fuente de energía va a depender, además
de los elementos ya citados, del papel que juegue el petróleo no convencional, el
cual ha ido cobrando importancia en el contexto energético actual. Si hasta la
fecha la producción de este recurso alternativo no ha gozado de una mayor
popularidad como firme sustituto del petróleo convencional, es por tres desafíos
tecnológicos que distan de contar con una solución aceptable por el momento. En
primer lugar, la producción de este tipo de recursos experimenta un gran salto
cuantitativo en lo que a costes se refiere si se compara con el crudo convencional.
En la coyuntura actual de subida de precios del petróleo, se espera que en menos
de una década los costes del petróleo no convencional sean competitivos al lado
de los del crudo habitual. En segundo lugar, se requiere un mayor gasto
energético para recuperar y transportar este inusual combustible. Finalmente, el
petróleo no convencional extraído de la corteza terrestre es de peor calidad por lo
que requiere mayores costes para su posterior refino. Sin embargo, todo apunta a
que, vista la infrenable tendencia creciente de precios del crudo convencional,
Capítulo II: Combustibles fósiles
70
este tipo de recursos alternativos suponga un sector económicamente atractiva
cara a futuras inversiones en los próximos años.
El petróleo no convencional conforma un grueso grupo cuyas reservas
recuperables se estiman rondar los 3000 Gb, de los cuales dos tercios
corresponden a las pizarras bituminosas, una quinta parta al crudo ultrapesado y
el resto a las arenas petrolíferas. Dentro de este conjunto de recursos minerales se
pueden distinguir:
ƒ
Las pizarras bituminosas cuyas reservas parecen ser enormes. No
obstante su extracción presenta graves inconvenientes que reduce
significativamente la fracción recuperable. Hoy en día la explotación
de las arenas bituminosas dista de ser una realidad. Recientes
innovaciones tecnológicas y una fuerte subida de precios, hacen de
este recurso una alternativa atractiva y rentable de cara a un futuro
próximo.
ƒ
El crudo ultrapesado supone otro sustituto no convencional bastante
abundante. Sus reservas se concentran principalmente en la cuenca del
Orinoco en Venezuela. Se trata de un recurso que comenzó a
explotarse hace unos años. En la actualidad Venezuela, máximo
productor de crudo ultrapesado, produce alrededor de 600.000 barriles
diarios. Se estima que sus reservas se encuentran alrededor de los
3.300 Gb, sin embargo la cantidad de crudo recuperable
económicamente apenas llega a los 600 Gb, ya que presenta grandes
dificultades de extracción.
ƒ
Las arenas petrolíferas forman el tercer grupo de recursos no
convencionales. Desde hace algunas décadas Canadá se dedica a la
explotación exhaustiva de las arenas petrolíferas. El producto se
extrae de yacimientos a cielo abierto para posteriormente ser hervido
obteniéndose crudo. De entre los diferentes derivados producidos tras
el refinamiento, cabe destacar el petróleo crudo sintético (SCO) de
alta calidad. El sistema de explotación es costoso y genera un gran
Capítulo II: Combustibles fósiles
71
impacto medioambiental ya que se desprenden importantes cantidades
de óxidos de azufre y óxidos de azufre, además de la deposición de
sales, coque y azufre. Tras las inversiones necesarias en
infraestructuras
los
costes
de
producción
se
han
reducido
notablemente. En la actualidad la producción de Canadá de arenas
petrolíferas asciende a 1 Mb/d. Sin embargo hay que mencionar que el
rendimiento de las arenas procedentes de la minería a cielo abierto es
muy limitado, apenas 0,6 barriles por tonelada de material extraído.
ƒ
A continuación se encontrarían los líquidos de gas natural (LNG)
cuyas reservas finalmente recuperables podrían ser 312 Gb. La
producción de este recurso ya está siendo explotada en la actualidad
como subproducto de las extracciones de gas natural.
ƒ
Las tecnologías gas a líquido (GTL) se basan en un proceso conocido
como Tropsch-Ficher que permite transformar el metano en cadenas
más largas de hidrocarburos. Para ello se disocian las moléculas de
metano y se les añade vapor para convertirlas en combustibles
líquidos de alta calidad. Se trata de un combustible líquido libre de
impurezas que reduce notablemente el impacto medioambiental. No
obstante, se trata de un proceso muy costoso que derrocha gran
cantidad de gas natural. Aproximadamente el 45% del gas natural se
pierde durante la conversión. Para producir un barril de GTL se
consumen 10.000 pies cúbicos de gas, lo cual supone que para la
producción de siete barriles se consume una cantidad de gas que
corresponde a la media americana de un año entero. En el momento
hay varios proyectos que tratan la producción de estos recursos, en
Sudáfrica y Malasia. Se estima que Qatar llegue a producir casi
800.000 barriles diarios en el 2011.
ƒ
Finalmente la última alternativa son los hidratos de gas. Se trata de
metano atrapado en el hielo de los fondos marinos. Las reservas se
estiman ser enormes, sin embargo, el problema no resuelto en la
Capítulo II: Combustibles fósiles
72
actualidad, es como explotarlo. Además cabe mencionar que el
metano es un gas de efecto invernadero. La liberación de las enormes
cantidades de este gas contenido en los hidratos podría agravar
seriamente el problema del calentamiento global.
1.4.3. Conclusiones
Resulta harto complicado pronosticar el futuro del petróleo. Existen
demasiadas incertidumbres al respecto que impiden realizar una previsión de
forma satisfactoria Pretender desarrollar una previsión exacta a largo plazo no
sólo es prácticamente imposible, sino que se trata de un error. No es el petróleo
quien ha de condicionar el futuro, al contrario, es el hombre quien ha de decidir
que uso se le ha de otorgar y que restricciones se le ha de imponer.
Indudablemente, el petróleo jugará un papel básico el desarrollo económico y
energético de los próximos años. Afortunadamente se conocen los factores que
van a determinar el porvenir de este combustible fósil. En orden de importancia
se pueden clasificar en dos grupos. Por un lado los factores a corto plazo, que
representan una serie de barreras que habrá que afrontar en un periodo breve,
pero no suponen un impacto significativo en un término amplio; y los factores a
largo plazo que determinarán la suerte de este recurso energético.
Factores a corto plazo:
i.
Falta de perforación
El nivel de perforación de la corteza terrestre es directamente proporcional al
número de descubrimientos. Una fuerte inversión destinada a aumentar el nivel
de exploración petrolífera producirá un aumento de las reservas probadas. Sin
embargo no conviene abusar de este tipo de iniciativa ya que los recursos totales
de crudo son finitos y llegará un momento que pese a la investigación de nuevos
pozos, no se harán descubrimientos significativos que añadir a las reservas de
petróleo. Por ello se trata de una solución transitoria al problema propuesto.
Capítulo II: Combustibles fósiles
73
ii.
Capacidad de refino
En un pequeño margen de tiempo puede ocurrir, como de hecho ya ha
ocurrido, que se extraiga más crudo del que se puede refinar con la capacidad
disponible en el momento, lo cual impediría satisfacer el total de la demanda del
momento. La capacidad de refino requiere de unas instalaciones adecuadas y de
una correcta planificación. Ésta necesita de grandes inversiones y de un amplio
margen temporal que permita su instalación. La instalación de una capacidad en
exceso puede resultar en la perdida significativa de capital. Por ello es de vital
importancia saber adaptar la capacidad de refino a la futura de demanda de crudo,
tarea nada sencilla. La demanda se encuentra íntimamente ligada a la capacidad
de refino como muestra la figura siguiente:
Capacidad de refino y demanda mundial de crudo (1965-2004)
90.000
Miles de barriles diarios (Kb/d)
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
Capacidad de refino mundial
30.000
Consumo mundial
20.000
10.000
20
04
20
01
19
98
19
95
19
92
19
89
19
86
19
83
19
80
19
77
19
74
19
71
19
68
19
65
0
Año
Figura 2.1.18: Capacidad de refino frente a la demanda mundial de petróleo
Fuente: BP 2005 y elaboración propia
Al igual que el problema de la perforación, la capacidad de refino supone un
contratiempo transitorio que no afectará la tendencia del petróleo a largo plazo.
Capítulo II: Combustibles fósiles
74
iii.
Tecnología
El desarrollo tecnológico puede permitir el aumento de la producción de
crudo aumentando así el volumen recuperable de reservas. Dentro de este campo
existen varias técnicas como la perforación horizontal, la fractura hidráulica, la
caracterización de reservas avanzadas y la inyección de gases (EOR).
EL EOR consiste en la inyección de gases a presión, tales como el dióxido de
carbono, nitrógeno o hidrocarburos ligeros en el yacimiento, para facilitar que el
crudo fluya hasta la superficie. Se trata de una técnica relativamente cara hasta el
pasado reciente. Actualmente la subida de precios y las reservas limitadas le
confieren un potencial significativo que comienza a ser viable en lo que a costes
se refiere.
Figura 2.1.19: Influencia de la aplicación del EOR a la producción de petróleo
Fuente: Hirsch ,2005
Factores a largo plazo:
i.
Reservas de petróleo
Lógicamente la cantidad de reservas probadas recuperables será un factor
decisivo a considerar en el futuro consumo de petróleo. Sin embargo por si solas
carecen de sentido ya que, como bien apuntar los partidarios de la visión
optimista, el motor que impulsa el sistema de demanda y consumo es el
componente económico. Según diversas fuentes consultadas, los últimos recursos
Capítulo II: Combustibles fósiles
75
recuperables de petróleo oscilarían entre 1.800 y 3.000 Gb. Si a esto se le añaden
las reservas de petróleo no convencional, resulta que la cantidad de crudo
recuperable es bastante mayor de lo que muchos desalentadores informes
auguraban.
Figura 2.1.20: Estimación de reservas del petróleo global de1930 al 2050
Fuente: Exxon 2004
La curva de la figura coincide cualitativamente con el escenario de
agotamiento de Hubbert. Que las reservas sean mayores de lo que cabria
esperar no implica que el futuro abastecimiento de petróleo esté asegurado.
Todo lo contrario, habrá que aplicar las mediad reguladoras necesarias para
garantizar que el consumo no crezca de forma desorbitada, véase la grave crisis
que podría acaecer si la curva de demanda llegase a superar la curva de
reservas anterior.
ii.
Precio de las reservas
Se trata probablemente del factor más determinante. La evolución de precios
del petróleo actúa de moderador frente a la demanda y el consumo. Una
importante subida de costes debido al agotamiento de reservas puede impulsar la
utilización de recursos no convencionales que hasta el momento habían
Capítulo II: Combustibles fósiles
76
mantenido costes prohibitivos, o incluso la transición hacia otras formas de
energía. Todo dependerá del precio que el consumidor esté dispuesto a pagar y de
las alternativas que ofrezca el mercado.
La figura siguiente pretende ilustrar la evolución del consumo del petróleo
con la subida de los precios que abriría el mercado a nuevas fuentes alternativas.
Figura 2.1.21: Consumo de las reservas de petróleo en función del precio
Fuente: WEO 2004
Dentro de lo precios de los diferentes recursos, se podrían incluir impuestos
que penalicen aquellas fuentes energéticas que provocan mayores impactos
medioambientales, como el caso de la tonelada de CO2 emitida, para mitigar sus
efectos nocivos.
Capítulo II: Combustibles fósiles
77
2. El gas natural
A pesar de que el gas natural ya era conocido en la antigüedad, su
explotación a escala industrial no comienza hasta bien entrado el siglo XX.
Desde que se produjeron las primeras explotaciones de petróleo, el gas natural
fue considerado como un subproducto sin ninguna aplicación práctica.
Posteriormente con el avance de la técnica se resolvió el problema de transporte
y almacenamiento que hasta entonces habían dificultado su uso. Finalmente con
la licuefacción del gas natural se alcanzaron prestaciones superiores capaces de
competir directamente con el petróleo y el carbón. No obstante, las grandes
inversiones necesarias en infraestructuras, concretamente gaseoductos, hacen que
se trate todavía de un mercado poco evolucionado que abarca niveles regionales
donde los puntos de extracción se encuentran relativamente próximos a los
centros de consumo.
En la actualidad la producción mundial de gas ha ido creciendo de forma
espectacular hasta alcanzar la cifre de 2991,6 Gm3 a finales del año 2004. El gas
natural representa una atractiva alternativa que amenaza el liderazgo del petróleo
en los sectores de generación eléctrica, industria, servicios y residencial. Sin
embargo es incapaz de competir en el sector del transporte debido a sus
limitaciones de almacenamiento. Su bajo coste y relativa combustión limpia en
comparación al resto de combustibles fósiles, hacen que muchos expertos la
señalen como la energía del futuro. Con todo, al igual que sucede con el petróleo,
existe el riesgo de agotar los recursos de gas natural antes de finales del siglo
XXI.
2.1. Historia y origen del gas natural
Se conoce de la existencia del gas natural desde la antigüedad. Los primeros
datos apuntan que hacia el año 2000 a.c. en Persia, se empleaba un pozo de gas
encendido para el culto de los adoradores del fuego. También se sabe que en la
antigua china se empleaba la combustión del gas natural para la evaporación el
Capítulo II: Combustibles fósiles
78
agua del mar, obteniéndose sal. En Norteamérica, en el año 1626, un grupo de
misioneros observó burbujas de gas natural que emanaban de arroyos poco
profundos de la región de Nueva York y Canadá. En Europa no se conoció hasta
1659, concretamente en Gran Bretaña, sin embargo no empezó a comercializarse
hasta 1790. En 1820 se perforó el primer pozo de gas natural para su producción
en Fredonia (Estados Unidos). Posteriormente con el descubrimiento del primer
pozo de petróleo de Edwin L. Drake, se encontró una bolsa de gas natural
asociada, hecho muy frecuente en la actualidad. En el transcurso del siglo XIX el
gas natural fue utilizado casi exclusivamente como fuente de luz. Su consumo
permaneció muy localizado por la falta de infraestructuras de trasporte que
impedían el traslado de grandes cantidades de gas a grandes distancias del punto
de extracción. En 1890, con la invención de las juntas a prueba de fugas en los
gaseoductos, se produjo un importante cambio. Sin embargo, la tecnología
existente no permitía que el producto viajase más allá de 160 Km., por lo que el
consumo de gas siguió siendo muy localizado. Fue en los años veinte cuando las
mejoras tecnológicas de los gaseoductos permitieron el transporte a grandes
distancias. Tras la segunda guerra mundial, con el desarrollo de las redes de
gaseoductos y sistemas de almacenamiento, se generalizó el uso del gas natural.
Durante los primeros años de prospección petrolífera, el gas natural fue
considerado como un subproducto de éste, sin ningún interés, que dificultaba el
trabajo de los obreros, pues se veían obligados por motivos de seguridad a
paralizar su labor hasta que dejase de emanar gas natural. A parir de la crisis del
petróleo de los setenta, este recurso cobró mayor importancia convirtiéndose en
una de las fuentes energéticas más importantes de la actualidad. Hasta
recientemente el mercado del gas natural se ha encontrado fuertemente regulado
debido a que era considerado como un monopolio de estado. Sin embargo,
durante los últimos 30 años, con motivo de la privatización del mercado, se ha
producido un movimiento de liberalización y desregulación de los precios del
producto. Con motivo de la apertura del mercado surgió la competencia entre los
distintos productores de gas natural que dinamizó e innovó el concepto de
suministro y consumo del producto.
Capítulo II: Combustibles fósiles
79
Como ya se ha mencionado anteriormente, el gas natural se localiza en
formaciones geológicas muy similares a las del petróleo. Por ello no es de
extrañar que muchas veces aparezcan asociados en el mismo yacimiento.
También existen yacimientos no asociados o exclusivos de gas. Por lo tanto las
técnicas de exploración y explotación de éste producto son muy similares a las
del petróleo. Según la hipótesis más respaldada, el origen del gas natural es la
descomposición de restos orgánicos bajo el efecto de grandes presiones y
elevadas temperaturas.
2.2 Constitución y caracterización del gas natural
El gas natural está constituido por hidrocarburos gaseosos. Su componente
mayoritario es el metano (del 85 al 93%). Se trata de un gas altamente inflamable
que se quema casi en su totalidad durante la reacción de combustión emitiendo
pocos residuos. Acompañando al metano se pueden encontrar, en menor
proporción, otros hidrocarburos gaseosos ligeros como el etano, el propano o el
butano. Además se pueden encontrar presentes otros gases minoritarios como el
nitrógeno (hasta el 2%) y el dióxido de carbono (hasta el 2%). La composición
del gas natural variará según el yacimiento.
Se trata de producto no corrosivo ni tóxico, que en función de su contenido
en componentes pesados es considerado como gas rico (más de cinco galones de
hidrocarburos extraíbles por pie cúbico), o pobre (menos de un galón de
hidrocarburos extraíble por pie cúbico). Bajo una presión atmosférica normal y
una temperatura aproximada de -161 ºC, el gas natural se condensa bajo la forma
de un líquido que recibe el nombre de Gas Natural Liquido (GNL). El volumen
del mismo ocupa casi 600 veces menos del volumen del gas natural en estado
gaseoso, por lo que contribuye a facilitar las tareas de transporte y almacenaje.
Cuando el GNL se evapora, es quemado en concentraciones comprendidas entre
el 10 y 15% mezclado con aire. Dicho tipo de producto supone a la vez un
importante ahorro energético y una fuente segura pues el GNL no explota en
contacto con el aire libre.
Capítulo II: Combustibles fósiles
80
En comparación con el petróleo y el carbón, el gas natural es considerado un
combustible relativamente limpio debido a la menor emisión de gases y
partículas. Si bien su combustión, bajo forma comercializada, apenas si genera
dióxido de azufre (SO2) y las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx) son
netamente inferiores a las producidas por el resto de combustibles fósiles, las
emisiones de CO2 siguen siendo relativamente altas. El contenido en dióxido de
carbono de la combustión de gas natural es entre el 40 y el 50% menor que el del
carbón y entre un 25 y un 30% menor que el del petróleo. Aunque pequeñas, el
uso del gas natural puede aportar ciertas ventajas medioambientales.
Existen múltiples argumentos que explican el auge que ha ido
experimentando esta forma de energía durante las dos últimas décadas. Al igual
que los productos derivados del petróleo, el gas natural es una sustancia con un
alto contenido energético que se puede adquirir a precios relativamente bajos. Se
ha solucionado el problema de transporte y almacenamiento, máxime en el caso
del gas natural líquido, que permite remplazar al resto de energías primarias en
casi todas sus utilizaciones. Se trata de un producto no tóxico que produce una
combustión relativamente limpia sin generación de residuos que agraven el
problema medioambiental.
Supone una fuente de energía muy versátil que puede emplearse en ámbitos
muy variados. Tradicionalmente su uso estaba restringido a la generación
eléctrica y calefacción. Adicionalmente, el gas natural es empleado como materia
prima en diversos procesos químicos e industriales. En el futuro, con las barreras
de protección medioambiental adoptadas recientemente, se espera que su uso se
extienda al resto de sectores.
Capítulo II: Combustibles fósiles
81
Consumo de gas natural por sector (2003)
Industrial
36%
Transporte
7%
Generación eléctrica
22%
Comercial
12%
Residencial
23%
Demanda total
2.420 Mtep
Figura 2.2.1: Consumo mundial de gas natural por sector en 2003
Fuente: Annual Energy Outlook 2005, DOE
2.3. Localización geográfica del gas natural
2.3.1
Reservas de gas natural
Al igual que ocurría con el petróleo, las enormes pero limitadas reservas de
gas natural van a jugar un papel preponderante en el desarrollo social y
económico de las distintas naciones. Tratándose de un producto que acostumbra a
encontrarse ligado al petróleo, una gran parte de sus reservas ya ha sido
descubierta y está siendo explotada en la actualidad. Sin embargo se prevé un
mayor potencial de descubrimientos en el caso del gas ya que su uso
generalizado no se hizo efectivo hasta la segunda mitad del siglo pasado, por lo
que no se han invertido tanto capital y esfuerzo como cabría esperar. Por ello, a
medida que las nuevas técnicas de explotación y exploración incrementan de
forma significativa la fracción recuperable, se estima que aún queda por
descubrir una cantidad significativa de gas natural.
Capítulo II: Combustibles fósiles
82
En la actualidad el gas natural abastece el 21% de las necesidades energéticas
a nivel mundial siendo el tercer recurso energético más empleado, por delante y
con una diferencia mínima se encuentra el carbón con el 23% del consumo
global. Mientras el gas ha experimentado un fuerte crecimiento durante las
últimas décadas, el carbón se encuentra el declive por lo que, de seguir la
tendencia actual, el gas natural le arrebatará el segundo puesto acercándose a la
cuota del petróleo.
Desde 1980 hasta el año actual las reservas probadas de gas natural se han
duplicado pasando de 83,83 Tm3 a 179,53 Tm3 a finales del año 2004. Dicha cifra
es 67 veces mayor que la producción mundial del mismo año.
Las reservas de gas natural se encuentran algo mejor repartidas que las de
petróleo, no obstante son unos pocos países privilegiados los que cuentan que
cuentan con la parte más importante. La mayoría de las reservas se reparten entre
Rusia, las antiguas repúblicas soviéticas del Cáucaso y Asia Oriental, así como
los países de Oriente Medio. Entre la Federación Rusa, Irán y Qatar concentran el
56% del total de las reservas probadas.
En el año 2001 se fundó en Teherán el Foro de Países Exportadores de Gas
(FPEG) con la intención de coordinar la producción de los principales
productores de gas, a pesar de lo cual no se trata de un organismo tan serio como
la OPEP. Esto podría ser debido a una mayor diversidad en la localización de las
reservas y cantidad de las mismas que hacen temer por la seguridad del
suministro a corto y largo plazo.
Capítulo II: Combustibles fósiles
83
País
Billones de
metros
cúbicos
(Tm³)
Billones de
pies cúbicos
(Tcf)
% del total
Ratio R/P
(años)
1. Federación Rusa
48,00
1694,4
26,7%
81,5
2. Irán
27,50
970,8
15,3%
Sobre 100
3. Qatar
25,78
940,1
14,4%
Sobre 100
4. Arabia Saudita
6,75
238,4
3,8%
Sobre 100
5. Emiratos Árabes Unidos
6,06
213,9
3,4%
Sobre 100
6. EE.UU
5,29
186,9
2,9%
9,8
7. Nigeria
5,00
52,6
2,8%
Sobre 100
8. Argelia
4,55
160,4
2,5%
55,4
9. Venezuela
4,22
148,9
2,4%
Sobre 100
10. Irak
3,17
111,9
1,8%
Sobre 100
11. Kazajstán
3,00
105,9
1,7%
Sobre 100
12. Turkmenistán
2,90
102,4
1,6%
53,1
13. Indonesia
2,56
90,3
1,4%
34,9
14. Malasia
2,46
87,0
1,4%
45,7
15. Australia
2,46
86,9
1,4%
69,9
16. Noruega
2,39
84,2
1,3%
30,4
17. China
2,23
78,7
1,2%
54,7
18. Uzbekistán
1,86
65,7
1,0%
33,3
19. Egipto
1,85
65,5
1,0%
69,1
20. Países Bajos
1,49
52,7
0,8%
21,7
159,52
5537,6
88,9%
-
Resto del mundo
20,01
799,8
11,1%
-
TOTAL MUNDIAL
179,53
6337,4
100,0%
66,7
Los 20 con más reservas
Tabla 2.2.1: Reservas probadas de gas natural: los 20 primeros países
Fuentes: BP 2005
Capítulo II: Combustibles fósiles
84
Por regiones, Oriente Medio cuenta con la fracción más importante de
reservas con un 40%, cifra que concuerda con el 63% de las reservas mundiales
de petróleo. A continuación se encuentran Europa y los países de la antigua
Unión Soviética con un 35%, donde la Federación Rusa aporta la fracción más
importante con cerca de un 27% de las reservas mundiales. Ambas regiones
aportan el 76% de los recursos conocidos de gas natural. África y Asia Pacífico
cuentan cada una con alrededor del 7% de las reservas y finalmente el continente
americano separado en los países del norte y los del sur y central con un 4% cada
uno. La siguiente tabla muestra una visión global conjunta de los recursos
conocidos de gas y petróleo por región, que cada vez más se consideran
productos alternativos:
Petróleo
Región
Miles de
millones de
barriles (Gb)
Gas Natural
% del total
Billones de
metros
cúbicos
(Tm³)
% del
total
Ratio R/P
(años)
Oriente Medio
733,9
61,7%
72,83
40,6%
Sobre 100
Europa y Euro Asia
139,2
11,7%
64,02
35,7%
60,9
América del Sur y Central
101,2
8,5%
7,10
4,0%
55
África
112,2
9,4%
14,06
7,8%
96,9
Norteamérica
61,0
5,1%
7,32
4,1%
9,6
Asia Pacífico
41,1
3,5%
14,21
7,9%
43,9
1188,6
100,0%
179,53
100,0%
66,7
TOTAL MUNDIAL
Tabla 2.2.2: Reservas de petróleo y gas natural por región
Fuentes: BP 2005
Capítulo II: Combustibles fósiles
85
Figura 2.2.2: Reservas probadas de gas natural a finales de 2004 por región
Fuente: BP 2005
2.3.2. Producción de gas natural
Siguiendo la tendencia de los últimos años, la producción mundial de gas
natural creció un 2,8% entre el año 2003 y el 2004. Durante los últimos 25 años
se ha duplicado la cantidad producida, pasando de 1299,4 Mtep a finales de 1979
a 2422,2 Mtep en el 2004. La siguiente figura muestra la evolución de la
producción a nivel mundial de los últimos 34 años:
Capítulo II: Combustibles fósiles
86
Producción anual de gas natural a nivel mundial (1970-2004)
3
Miles de millones de metros cúbicos (Gm )
3000
2500
2000
1500
1000
500
20
04
20
02
20
00
19
98
19
96
19
94
19
92
19
90
19
88
19
86
19
84
19
82
19
80
19
78
19
76
19
74
19
72
19
70
0
Año
Figura 2.2.3: Producción anual de gas natural a nivel mundial de 1970 a 2004
Fuentes: BP 2005 y elaboración propia
La cantidad de gas producida en el año 2004 se repartió como muestra la
tabla 2.2.3. A la cabeza se encuentra la Federación Rusa cuya manufactura de gas
sumó 589,1 Gm3 durante el año 2004, lo que representa prácticamente del 22%
del total mundial. Muy cerca se encuentran los Estados Unidos ocupando el
segundo lugar. Pese a encontrarse en la sexta posición en cantidad de reservas
con unas modestas 5,29 Tm3, su enorme nivel de facturación que asciende a
542,9 Gm3 (20,2% del total) reduce la duración de sus reservas a 9,8 años.
Estimaciones indican que este país ha consumido más del 40% de sus reservas.
En tercer lugar se encuentra Canadá con un nivel de producción de 182,8
3
Gm , idéntico al del año anterior. El país del continente norteamericano produjo
el 6,8% del gas natural mundial en el año 2004. Le siguen el Reino Unido con el
3,6%, Irán con el 3,2% y Argelia con el 3%.
Capítulo II: Combustibles fósiles
87
País
Variación
2004 sobre
2003
Cuota
en 2004
1970
1980
1990
2000
2004
n/d
n/d
597,9
545,0
589,1
1,8%
21,9%
2. EE.UU
606,8
557,5
513,2
550,6
542,9
-1,2%
20,2%
3. Canadá
56,7
74,8
108,9
183,2
182,8
0,0%
6,8%
4. Reino Unido
10,5
34,8
45,5
108,4
95,9
-6,7%
3,6%
5. Irán
12,9
7,1
23,2
60,2
85,8
4,9%
3,2%
6. Argelia
2,5
14,2
49,3
84,4
82,0
-1,0%
3,0%
-
25,1
25,5
49,7
78,5
7,3%
2,9%
8. Indonesia
1,3
18,5
45,4
68,5
73,3
0,7%
2,7%
9. Países Bajos
26,6
76,6
60,6
57,3
68,8
17,9%
2,6%
10. Arabia Saudita
1,6
9,7
33,5
49,8
64,0
6,6%
2,4%
11. Uzbekistán
n/d
n/d
38,1
52,6
55,8
4,1%
2,1%
12. Turkmenistán
n/d
n/d
81,9
43,8
54,6
-0,9%
2,0%
-
-
17,8
45,3
53,9
4,0%
2,0%
14. Emiratos Árabes
Unidos
0,8
7,5
20,1
38,4
45,8
2,2%
1,7%
15. Argentina
6,0
8,4
17,8
37,4
44,9
9,4%
1,7%
16. Qatar
1,0
4,7
6,3
23,7
39,2
24,8%
1,5%
17. China
2,6
13,3
14,2
27,2
40,8
18,5%
1,5%
18. Méjico
12,6
28,6
26,7
35,8
37,1
2,0%
1,4%
19. Australia
1,7
11,1
20,7
31,2
35,2
6,2%
1,3%
20. India
0,6
1,4
12,0
26,9
29,4
-1,7%
1,1%
Total 20 primeros
744,3
893,0
1758,6
2119,4
618,5
-
23,0%
Resto del mundo
276,6
563,6
241,3
313,6
2073,1
-
77,0%
TOTAL MUNDIAL
1020,9
1456,6
1999,9
2433,0
2691,6
1. Federación Rusa
7. Noruega
13. Malasia
2,8%
100,0%
Tabla 2.2.3: Los 20 principales productores de gas natural. Unidades en Gm3
Fuente: BP 2005
Capítulo II: Combustibles fósiles
88
Los elevados costes que tradicionalmente requería el aparatoso transporte
desde las instalaciones de producción hasta los centros de consumo, son la
principal causa del elevado nivel de explotación de aquellos yacimientos aislados
que abastecen a las regiones colindantes. Es el caso de Siberia donde las
condiciones climáticas son especialmente severas o Norteamérica que debido al
pequeño tamaño de sus yacimientos provoca la subida de los costes de
producción. Gracias a la reducción de costes favorecida por el trasporte de gas
licuado en metaneros se están explotando yacimientos que hasta el momento
suponían inversiones demasiado grandes, como es el caso de las reservas de
Oriente Medio.
Al contrario que en el caso del petróleo donde los países de la OPEP
controlaban el mercado del crudo con un 41,1% de la producción mundial y unas
reservas para 79,3 años, en el caso del gas natural apenas manufacturan el 16,6%.
Mientras sus reservas de petróleo conforman el 75% del total, las de gas natural
son del 50%.
2.3.3. Consumo de gas natural
A finales del año 2004 el consumo de gas natural sumó 2.689,3 Gm3, cifra
que equivale a 2420,4 Mtep. Cabe remarcar el contraste con las 3.767,1 Mt de
petróleo producidas durante el mismo año. Del año 2003 al 2004 el consumo de
gas natural creció un 3,3%.
Desde 1965 hasta finales del 2004 la utilización del gas como fuente de
energía primaria ha experimentado un crecimiento continuo que ha provocado
que su consumo se triplique y se convierta en el tercer combustible más
empleado.
Capítulo II: Combustibles fósiles
89
Consumo anual de gas natural a nivel mundial (1965-2004)
Miles de millones de metros cúbicos (Gm3)
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
1965 1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004
Año
Figura 2.2.4: Consumo mundial de gas natural de 1965 a 2004
Fuentes: BP 2005 y elaboración propia
A nivel de países y como ya viene siendo habitual, Estados Unidos encabeza
la lista de países consumidores. En el último año su demanda fue de 646,7 Gm3
(24% del mundial). No obstante su producción durante el mismo año fue de
542,9 Gm3 por lo que tuvo que importar del exterior 103,8 Gm3, cifra que supone
un 16% del gas consumido. La totalidad de las importaciones provienen de
Canadá, Méjico y Centro América, a pesar de lo cual la situación no es tan crítica
como en el caso del petróleo donde su dependencia asciende al 65%.
El siguiente consumidor más importante es la federación rusa con 402,1 Gm3
lo que supone el 15% del total mundial. Teniendo en cuenta que su producción
durante el mismo año fue de 589,1 Gm3, la Federación Rusa se perfila como el
mayor exportador de gas natural.
En tercer lugar se encuentra el Reino Unido con el 3,6%, seguido de Canadá
con el 3,3% e Irán con el 3,2%.
Capítulo II: Combustibles fósiles
90
Consumo
(Gm³)
País
% del
mundial
Variación
2004 sobre
2003
Consumo
per cápita
(tep/hab)
1. EE.UU.
646,7
24,0%
0,2%
1,9630
2. Federación Rusa
402,1
15,0%
2,3%
2,5307
3. Reino Unido
98,0
3,6%
2,7%
1,4676
4. Canadá
89,5
3,3%
-2,9%
2,5016
5. Irán
97,1
3,2%
5,1%
1,2574
6. Alemania
85,9
3,2%
0,4%
0,9371
7. Italia
73,3
2,7%
3,8%
1,1239
8. Japón
72,2
2,7%
-5,7%
0,5088
9. Ucrania
70,7
2,6%
-0,7%
1,3510
10. Arabia Saudita
64,0
2,4%
6,6%
2,3415
11. Uzbekistán
49,3
1,8%
4,5%
1,6807
12. Méjico
48,2
1,8%
5,1%
0,4054
13. Francia
44,7
1,7%
3,1%
0,6628
14. Emiratos Árabes Unidos
39,6
1,5%
4,6%
7,7478
15. China
39,0
1,5%
19,0%
0,0269
16. Argentina
37,9
1,4%
9,5%
0,8837
17. Indonesia
33,7
1,3%
0,8%
0,1367
18. Malasia
33,2
1,2%
4,4%
1,1448
19. India
32,1
1,2%
7,1%
0,0262
20. Venezuela
28,1
1,0%
11,5%
0,9472
2085,3
77,5%
-
-
Resto del mundo
604,0
22,5%
-
-
TOTAL MUNDIAL
2689,3
100,0%
3,3%
0,3737
Los 20 que más consumen
Tabla 2.2.4: Los 20 principales consumidores de gas natural
Fuente: BP 2005
Capítulo II: Combustibles fósiles
91
Por regiones se observa que entre Europa y Norteamérica consumen el 70%.
A continuación le sigue Asia Pacífico con una cuota del 13,7% y que está
experimentando un rápido crecimiento. Oriente Medio, pese a ser la región con
mayores reservas, consume el 9%. Finalmente se encuentran América del Sur y
Central con un 4,4% y África con un 2,6%, ambas experimentaron un
crecimiento anual del 8%.
Consumo
(Gm³)
Región
% del
mundial
Variación
2004 sobre
2003
Población
(Millones de
habitantes)
América del Norte
784,3
29,2%
0,1%
329
América del Sur y Central
117,9
4,4%
11,4%
520
1.108,5
41,2%
3,1%
730
242,2
9,0%
7,2%
252
68,6
2,6%
2,9%
906
367,7
13,7%
6,0%
3.740
2.689,3
100,0%
3,3%
6.477
Europa y Euro Asia
Oriente Medio
África
Asia Pacífico
TOTAL MUNDIAL
Tabla 2.2.5: Consumo de gas natural por regiones
Fuente: BP 2005 y elaboración propia
Durante los últimos años se ha observado un importante incremento del
consumo de gas en los países desarrollados al mismo tiempo que los mayores
productores como la Federación Rusa son capaces de autoabastecerse. No
obstante, por tratase de un gas, el consumo de este tipo de productos acarrea un
contratiempo consistente en su estacionalidad. Incluso durante el mismo día la
demanda de gas oscila en función de la hora, lo cual provoca la necesidad de
almacenar cierta cantidad de producto. Los distribuidores responden a la
demanda variando la presión de la propia red de distribución permitiendo así el
almacenamiento en las tuberías. El problema reside en que estos depósitos no son
Capítulo II: Combustibles fósiles
92
suficientes y se requiere la construcción de grandes tanques de almacenamiento
en forma de esfera e incluso se recurre a la utilización de formaciones naturales
como cavernas de sal o antiguos yacimientos de gas. Este tipo de instalaciones
suponen una importante inversión adicional.
2.4. Perspectivas
Al igual que sucedía con el petróleo, el porvenir del gas natural depende en
gran medida de sus recursos recuperables. Si en el caso del crudo las
estimaciones hablaban de una cantidad ya descubierta superior al 90% de los
recursos totales presentes en la corteza terrestre, el gas natural presenta un
potencial de futuros descubrimientos mucho mayor. Esto es debido a dos
razones. Por un lado el uso extensivo del gas natural no se hizo efectivo hasta la
segunda mitad del siglo XX, por lo que se trata de un combustible relativamente
reciente que aún ha de madurar en los próximos años. La otra razón es que las
importantes limitaciones en el almacenamiento y el trasporte han restringido el
uso del mismo a las zonas próximas a los yacimientos. Así pues el mercado del
gas natural es un mercado regional, más o menos desarrollado en función del país
que se analice, que presenta un gran potencial de desarrollo.
Capítulo II: Combustibles fósiles
93
Evolución de los precios del gas natural
7,0
6,0
Japan (LNG)
EU (Natural Gas)
UK (Heren NBP Index)
USA (Henry Hub Natural gas)
US $ / millón de Btu
Canada (Alberta Natural Gas)
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
1984
1986
1988
1990
1992
1994
Año
1996
1998
2000
2002
2004
Figura 2.2.5: Evolución del precio del gas de los distintos mercados regionales de 1984 al 2004.
Fuentes: BP 2005 y elaboración propia.
Según el informe World Energy Outlook 2004 el consumo del gas crecerá
más que ningún otro tipo de energía primaria duplicando su valor de 2.190 Mtep
en el 2002 hasta las 4.130 Mtep en el año 2030. El mayor crecimiento lo
experimentará el sector de generación eléctrica donde los elevados rendimientos
y costes reducidos de las centrales de ciclo combinado suscitarán el interés de los
inversores y los países con necesidad de cubrir su demanda en forma de energía
final. Por ello el estudio estima que la aportación de este tipo de combustible a la
demanda total de energía mundial pasará del 21% del año 2002 al 25% en el
2030. Dicho aumento supondría un incremento anual del 2,3% en su consumo.
Los analistas europeos llegan a conclusiones similares. El WETO estima un
crecimiento del 2,4% en la demanda de gas entre el año 2000 y el 2030, lo que
supondría alcanzar un nivel de gasto de 4,3 Gtep.
El estudio de la Agencia Internacional de la Energía predice un mayor
aumento de la demanda en los países en vías de desarrollo de África, Latino
Capítulo II: Combustibles fósiles
94
América y Asia. En China y la India la tasa de crecimiento anual será del 5,4% y
del 5% respectivamente, desplazando el uso del carbón en el mercado eléctrico y
la industria. En los países ricos el crecimiento será mucho más modesto. Se prevé
que los Estados Unidos y Canadá agoten sus reservas de gas en los próximos diez
años lo que provocará la subida de precios y la necesidad de recurrir a los
recursos no convencionales. En Europa el declive de la producción que caerá
desde el 9% del total mundial hasta el 2% en el 2030, provocarán el
estancamiento del mercado europeo.
La elevada competitividad del gas natural sumado a los costes de capital y
periodos de construcción reducidos en comparación a otras centrales de
generación, impulsarán la implantación de un gran número de plantas de ciclo
combinado. Por ello se espera que la contribución del gas en el sector eléctrico
pasará del 22% en el 2002 al 47% en el 2030. Esta espectacular tendencia será
más acusada en los países en vías de desarrollo.
Consumo de gas por sectores
(2002)
Otros
sectores
33%
Generación
Eléctrica
36%
Industria
31%
Consumo de gas por sectores
(2030)
Otros
sectores
26%
Generación
Eléctrica
47%
Industria
27%
Figura 2.2.6: Consumo de gas natural por sectores
Fuente: WEO 2004
A las ventajas ya mencionadas cabe añadir el menor impacto medioambiental
producido por su combustión al lado de los otros combustibles fósiles, tanto en lo
que se refiere al contenido en carbono más reducido como a las menores
emisiones de gases nocivos. Sin embargo, la generación basada en la combustión
Capítulo II: Combustibles fósiles
95
del gas natural posee ciertas incertidumbres ligadas a la variación de precios del
combustible y costes de construcción y operación de las nuevas instalaciones.
Además de la falta de certeza derivada de las políticas que fomentan la energía
nuclear y la regulación de las emisiones de gases de efecto invernadero.
2.4.1. Recursos convencionales y no convencionales de gas natural
Como ocurre con el debate sobre el futuro del petróleo existen dos bandos,
los geólogos y los economistas, que no llegan a un acuerdo sobre las reservas de
gas natural. Por un lado, los pesimistas defienden que los últimos recursos
recuperables de gas son en realidad más pequeños que los de crudo, mientras los
partidarios de un futuro rico en gas creen que la corteza terrestre contiene mucha
más cantidad de lo que cabría esperar, aunque gran parte de ésta se encuentre en
formaciones muy profundas catalogadas en la actualidad como recursos no
convencionales.
En el primer grupo Laherrère es menos pesimista sobre el gas que en el caso
del petróleo. Estima que los últimos recursos recuperables alcanzan los 1.680 Gb
del equivalente en petróleo, esto es un 96% de los correspondientes al crudo. Sin
embargo, mientras apenas se ha llegado a producir el 25% del total del gas
conocido, comparado con el 45% del petróleo. Según el autor, si a esto se le
suman las reservas restantes de gas y los depósitos que quedan por descubrir, se
llega a 1.280 Gb equivalentes de petróleo que podrían ser extraídos a un precio
razonable. Esta cifra es aproximadamente un 30% superior que el total del
petróleo convencional restante.
Volviendo una vez más a la distinción entre estimaciones “políticas” y
“técnicas” de las reservas restantes, Laherrère no ha observado cambios en la
segunda categoría desde 1980. Además indica que las estimaciones de gas no
convencional han ido decayendo durante los últimos años y descarta la idea sobre
la explotación de los hidratos de gas a un precio razonable. Por todo ello
concluye que los recursos limitados hacen imposible contemplar al gas natural
como sustituto del petróleo a largo palazo. En palabras textuales del geólogo: “si
Capítulo II: Combustibles fósiles
96
el gas natural, teniendo en cuenta su nivel de consumo posterior a los años 90,
supliese la reciente demanda de petróleo y si se siguiese la actual tendencia de
consumo de energía primaria, entonces el suministro global de gas se agotaría en
35 años y su producción alcanzaría el cenit antes del año 2020”.
Figura 2.2.7: Comparación de las reservas mundiales de gas natural según fuentes políticas o
técnicas
Fuentes: Laherrère 2000 y elaboración propia
Una vez más, el grupo de los economistas hace una valoración mucho más
optimista. Sus previsiones indican unas reservas de gas superiores a los 430 Gm3,
lo que correspondería a casi 2.600 Gb de petróleo equivalente. Dicha cifra es un
53% mayor de lo pronosticado por Laherrère. Asimismo estiman que del total de
los últimos recursos recuperables, un 11% corresponde al gas ya producido, un
31% a las reservas restantes, los nuevos descubrimientos podrían supones hasta
un 24% y finalmente el 33% restante correspondería a recursos no
convencionales. En consecuencia Odell pronostica que el pico de extracción
global del gas acaecería en el año 2050 y no descendería hasta los niveles de
producción similares a los del año 2000 hasta principios del próximo siglo.
Capítulo II: Combustibles fósiles
97
Reservas de gas a nivel mundial
GTm equivalentes de petróleo
90
80
Gas convencional
70
Gas no convencional
60
50
40
30
20
10
0
1940
1960
1980
2000
2020
2040
2060
2080
2100
2120
2140
Año
Figura 2.2.8: Evaluación de la producción global de gas convencional y no convencional
Fuentes: Odell 1999 y elaboración propia
Hasta ahora se han analizado las perspectivas del gas natural convencional,
combustible que escapó de su lecho de origen y quedó atrapado en formaciones
impermeables, encontrándose muy a menudo asociado con petróleo (de acuerdo
con el USGS este hecho se produce en 25% de las reservas conocidas de gas). No
obstante los recursos no convencionales representan una importante cantidad que
posee un gran potencial de explotación.
El gas no convencional incluye recursos que ya están siendo explotados en la
actualidad, sobretodo el metano presente en los yacimientos de carbón. Además
existen otros recursos no convencionales de gas como los enormes depósitos
naturales del tight gas, acuíferos geopresurizados e hidratos de metano cuya
eventual extracción aún requiere de ciertos avances técnicos.
ƒ
El metano presente en los yacimientos de carbón se encuentra dentro
de la propia estructura de este último. Tras muchos años en contacto a
altas temperaturas y presiones el carbón acabó por absorber el gas
Capítulo II: Combustibles fósiles
98
metano. Se estima que las reservas de este recurso en los Estados
Unidos ascienden a 100 Tcf (billones de pies cúbicos). Considerando
que esta región cuenta con un tercio de las reservas mundiales de
carbón, extrapolando se podría considerar que las reservas
recuperables de metano en yacimientos de carbón serían de unos 300
Tcf.
ƒ
El tight gas se encuentra atrapado en formaciones rocosas
impermeables. Poco a poco pequeñas fracciones de gas consiguen
escapar hacia capas superiores, no obstante para que su extracción
fuese económicamente rentable habría que fracturar de alguna forma
las formaciones impermeables para liberar mayores fracciones de gas.
Las estimaciones indican que las reservas recuperables de tight gas
podrían llegar a los 80 billones de metros cúbicos.
ƒ
El gas de los acuíferos geopresurizados, como su propio nombre
indica, se halla disuelto en salmueras bajo el efecto de altas presiones
y temperaturas. Sólo en el mar Caspio y el oeste de Siberia los
recursos de gas disuelto podrían ser de unos 35.000 Tcf. Sin embargo,
sólo un pequeño porcentaje del mismo es recuperable (un 5%) por lo
que las plantas de producción no resultan económicamente rentables y
acarrean serios problemas medioambientales.
ƒ
Finalmente los hidratos de metano son la última alternativa a
considerar. Se trataría de la segunda fuente no convencional con más
recursos, por detrás de los acuíferos geopresurizados. Estos hidratos
de gas se encuentran atrapados en el entramado congelado de los
sedimentos oceánicos a grandes profundidades o en el permafrost
continental. La cantidad de estos recursos es muy incierta, según el
autor consultado, y oscilan entre 5000 Tcf y 60 millones de Tcf.
Actualmente países como Japón investigan la utilidad de este tipo de
recursos, pero por el momento no se conoce ningún sistema capaz de
tratar los hidratos a un precio competitivo.
Capítulo II: Combustibles fósiles
99
depositos continentales
depositos marinos
Figura 2.2.9: Geografía de las reservas de hidratos de metano
Fuentes: BGR 2002 y elaboración propia
2.4.2. Conclusiones
Las perspectivas de cara al futuro del gas natural se encuentran limitadas por
los mismos factores que el petróleo pero a diferente escala. Mientras los
mercados del petróleo y del carbón, como se verá en el próximo apartado, se
encuentran muy evolucionados, el uso comercial del gas es más reciente. En
apenas 40 años ha pasado de ser una forma de energía minoritaria con una
demanda de 632 Mtep en el año 1965, a casi cuadriplicar su consumo en el 2004
con 2420,4 Mtep. Actualmente se acerca a los niveles de demanda del carbón y
de seguir la tendencia actual todo apunta a que le sustituirá como la segunda
fuente de energía primaria en los próximos años. Se ha llegado a pensar que
incluso podría tratarse de la alternativa al petróleo.
En el presente, el gas natural se presenta en forma de mercados regionales.
Las restricciones impuestas por su transporte y almacenamiento han impedido el
desarrollo de un mercado mundial del gas capaz de ajustar los precios comunes
del mismo. Por ello existen grandes diferencias entre regiones en el uso del
mismo. En zonas como América del Norte, Europa Occidental y la antigua Unión
Capítulo II: Combustibles fósiles
100
Soviética, los mercados son maduros y se encuentran bien organizados y
estructurados. Sin embargo sus limitadas reservas y elevados consumos, sobre
todo en el caso norteamericano, indican que el consumo en estas regiones se va a
moderar durante los próximos años. Por el otro lado, las economías emergentes
de Asia y Sur América van a presentar un espectacular crecimiento de su
demanda de gas natural en las décadas venideras.
Sus relativas emisiones reducidas y potencial del GNL, que con su facilidad
de transporte facilitaría la apertura hacia un mercado mundial del gas, hacen de
este recurso energético una atractiva alternativa por la que cada vez más países
están apostando. Sin embargo considerar al gas natural como el sustituto del
petróleo es un error. No sólo por las limitaciones técnicas que atañen a ciertos
sectores, sino porque se estaría cometiendo el mismo fallo que con el carbón y el
petróleo. Basar una vez más el modelo energético mundial en un recurso limitado
al que no todo el mundo tiene acceso constituye una incongruencia. Si a esto se le
añade el impacto medioambiental generado, porque aunque en menor cantidad,
las emisiones de gases de efecto invernadero distan de ser despreciables y aún, en
el caso de sustituir hoy mismo todo el consumo de carbón y petróleo por el uso
de gas natural, el cambio climático se seguiría agravando. El gas natural no es el
sustituto de los otros combustibles fósiles. Su uso resulta interesante y necesario
para el desarrollo energético del próximo siglo, sin embargo no debería ser la
forma de energía dominante.
El consumo de gas natural se encuentra estrechamente ligado al del petróleo.
Tanto a nivel de producción como de precios, ambas formas de energía presentan
los mismos patrones. Por ello, para analizar las perspectivas del gas natural se
empleará el mismo modelo que el del petróleo (ver capítulo 6) incluyendo las
diferencias pertinentes.
Capítulo II: Combustibles fósiles
101
3. El carbón
Durante los años 70, con la era del petróleo barato y la infrenable expansión
de las centrales nucleares, el carbón era considerado un combustible sin futuro
que no tenía cabida en el nuevo modelo energético. Sin embargo su producción
global continuó aumentando en los años posteriores y a finales de 1989 su valor
era un 30% superior al nivel de 1975. Incluso con la abrupta disminución de la
producción de la antigua Unión Soviética y los países comunistas europeos a
principios de los 90, y con la inesperada caída de las extracciones en China a
finales del siglo pasado, la demanda de carbón fue un 18% mayor en el año 2000
que en 1975. En la actualidad éste combustible fósil es la segunda fuente
energética más empleada con una cuota del 23% del mercado mundial,
sobrepasando incluso al gas natural.
Considerando las desventajas del carbón, tanto a nivel técnico como
medioambiental, resulta admirable la resistencia que ha ofrecido dicho
combustible frente a su declive y su importancia a escala mundial que ha sido la
causa del retraso del dominio del gas natural. Con todo, la relativa robustez que
ha presentado el carbón durante los últimos 30 años no debería considerarse
como un precursor del porvenir del modelo energético. No se trata de las
preocupaciones que suscita el agotamiento de sus recursos, de hecho, a diferencia
del caso de los otros combustibles fósiles, las reservas de carbón son tan grandes
que no existe posibilidad alguna del agotamiento de las mismas durante el
próximo siglo. El temor es debido al grave impacto medioambiental derivado del
uso de dicho recurso fósil.
3.1. Historia y origen del carbón
Desde los albores de la historia del ser humano, el hombre ha hecho uso del
carbón vegetal, proveniente de la combustión incompleta de la madera, para
calentarse y el cocinado de alimentos. Posteriormente con al avance de la técnica,
Capítulo II: Combustibles fósiles
102
su uso se extendió a prácticas tan diversas como la mampostería o la metalurgia.
No fue hasta el inicio de la Revolución Industrial, allá por el año 1760, que se
produjo la explosión del carbón mineral. De hecho dicho acontecimiento se
produjo gracias a la utilización del mismo. Desde entonces y hasta finales de la
Segunda Guerra Mundial, el carbón ha sido un elemento imprescindible en la
producción energética y en la fabricación de productos químicos. En la
actualidad su uso se ha visto reducido a dos únicos mercados: la industria
siderúrgica y la generación de energía eléctrica.
Con la invención en 1767 de James Watt de la máquina de vapor, y su
aplicación en la industria así como en el diseño del ferrocarril, propulsaron la
demanda del carbón, primero en su forma vegetal y posteriormente en su forma
mineral. Dicho combustible se empleaba para la producción de aceros. Sin
embargo el alto contenido en materiales volátiles del carbón comprometía
seriamente la calidad de los aceros producidos, por lo que se desarrolló el uso del
coque a partir un tipo de carbón llamado hulla. Para la obtención del coque,
material reductor y combustible a la vez, se calienta la hulla por encima de 1000
ºC en un recipiente cerrado. De esta forma se descompone en elementos gaseosos
y líquidos (en fase acuosa y aceitosa), obteniéndose un sólido carbonoso con gran
desarrollo superficial apto para la fundición siderúrgica. De la fase doble
obtenida tras la destilación del carbón, la acuosa y la aceitosa, se emplearon para
diversas aplicaciones. La primera se empleó para la fabricación de sulfato
amónico, fertilizante con un contenido en nitrógeno del 21%. La fase aceitosa,
compuesta por 45% de aceites destilables y 55% de brea, cuenta con más de 300
especies químicas identificadas. De ellas se conoce el uso de al menos 25, las
cuales dieron origen, entre otras, a la industria farmacéutica y a los colorantes
orgánicos. Además del uso masivo en la industria siderúrgica, el coque también
se empleaba con fines químicos, por ejemplo la obtención de carburo cálcico
para la producción posterior de acetileno.
Posteriormente, Bergius con sus trabajos sobre la hidrogenación del carbón
logró obtener gasolina a partir del mismo durante la Segunda Guerra Mundial. La
gasificación del carbón permitió la obtención de gases de síntesis como el
Capítulo II: Combustibles fósiles
103
amoníaco y los fertilizantes nitrogenados, además de toda la química industrial
orgánica de los productos carboxilados.
Sin embargo, la expansión del uso del petróleo durante el pasado siglo, relegó
al carbón a un segundo puesto que ahora se ve amenazado por el gas natural. La
facilidad de extracción, transporte y tratamiento del petróleo en comparación con
el carbón, hacen del primero un combustible más económico y simple. A pesar de
lo cual, el carbón sigue siendo un elemento de vital importancia en las industria
siderúrgica y como fuente de energía para los países más pobres. Todavía es
mucho el carbón que se quema en las centrales térmicas y en la siderurgia, siendo
los responsables de al menos una tercera parte de la contaminación atmosférica
por sus vertidos de emisiones de gases de efecto invernadero y agentes tóxicos. A
pesar de lo cual continúa su prospección geológica y se mantiene su producción.
Debido a sus grandes reservas en comparación con los otros recursos fósiles, el
carbón representa la materia prima de reserva para generaciones futuras, cuyo
beneficio a gran escala siempre será ventajoso frente a la utilización de la
biomasa, aunque desfavorable frente al petróleo y el gas natural.
Se conoce con el nombre de carbón a un tipo de rocas de origen orgánico,
resultado de la lenta descomposición de grandes cantidades de restos vegetales
que existieron sobre la tierra hace millones de años. En el período carbonífero
dichos restos fueron sepultados y anegados por movimientos geológicos, y bajo
la acción de diversas reacciones químicas en situación de alta presión y
temperatura, se transformaron en los distintos tipos de carbón hoy conocidos. De
acuerdo a la teoría de Hickling, el proceso de formación para los diferentes tipos
de carbón ha sido el mismo. La diferencia radica en la duración del proceso de
carbonización. Así pues, partiendo del elemento más joven al más viejo se
observa:
Turba → Lignito
→
PCI = 4000 Kcal Kg
Capítulo II: Combustibles fósiles
Hulla
→ Antracita
PCI = 7000 Kcal Kg
PCI = 7000 Kcal Kg
104
Durante el complejo proceso de envejecimiento aumenta el contenido en
carbono a la par que el poder calorífico y disminuyen la fracción de oxígeno e
hidrógeno. Dentro de un mismo yacimiento, como Hilt destacó, la carbonización
se acentúa con la profundidad al ser más intensos los efectos de presión y
temperatura. Otra teoría propuesta por Mackenzie-Taylor sostiene que cada
especie carbonosa proviene de procesos diferentes, obteniéndose turba vieja y
antracitas por una parte, y hullas o lignitos pro la otra, según las condiciones de
carbonización.
3.2. Constitución y caracterización del carbón
Los carbones están formados de dos constituyentes. Por un lado las
agrupaciones más o menos extensas de pequeñas partículas de naturaleza
aromática que constituyen la base aromática del carbón; y por el otro la base
parafínica o bitumen.
Las antracitas, identificadas como el tipo de carbón más antiguo y el más
evolucionado, están compuestas de agrupaciones compactas de moléculas de
C36H84. Las uniones intermoleculares son fundamentalmente puentes de
hidrógeno, que dan a la antracita una cohesión responsable de su aspecto de roca
dura y frágil.
Según la clasificación de Lermusiaux, atendiendo al contenido en materias
volátiles, se pueden identificar las siguientes familias de carbón:
Denominación
Antracitas
Materiales Volátiles (%)
5
Hullas magras
5-10
Hullas semigrasas
10-20
Hullas ¾ grasas
20-30
Carbones grasos
30
Tabla 2.3.1: Clasificación de los carbones según materiales volátiles
Fuente: Lermusiaux, 1961
Capítulo II: Combustibles fósiles
105
En el presente el principal uso del carbón es el de combustible en plantas de
generación eléctrica. El siguiente uso en importancia es el industrial,
concretamente en la industria de la siderurgia. Dos terceras partes de la
producción mundial de acero se efectúa en altos hornos donde se funde el hierro
que emplea carbón como combustible. La manufactura de cemento también se
basa en el uso de éste combustible fósil. La figura siguiente muestra el consumo
de carbón por sectores del año 2002:
Consumo de carbón por sectores (2002)
Residencial
3%
Otros
12%
Industrial
16%
Generación
eléctrica
69%
Consumo total
4791 Mtep
Figura 2.3.1: Consumo de carbón por sectores en el 2002
Fuente: WEO 2004
Capítulo II: Combustibles fósiles
106
3.3. Localización geográfica del carbón
3.3.1. Reservas de carbón
Los recursos y reservas probadas de carbón no sólo son mucho más
abundantes que las de los otros dos combustibles fósiles, sino que además se
encuentran repartidas por la geografía mundial de una forma mucho más
homogénea.
Según los datos de BP, a finales del año 2004 la reservas probadas de dicho
recurso mineral alcanzan las 909 Gt, cifra 164 veces superior a la producción del
mismo año. Compárese con el ratio reservas sobre producción del petróleo para
el mismo periodo que se estima en 40,5 años, y las del gas natural de 66,7 años.
Capítulo II: Combustibles fósiles
107
Antracita y
bitúmenes (Gt)
Sub-bitúmenes
y lignito (Gt)
Total (Gt)
111,338
135,305
246,643
27,1%
245
2. Federación Rusa
49,088
107,922
157,010
17,3%
Sobre 100
3. China
62,200
52,600
114,500
12,6%
59
4. India
90,085
2,360
92,445
10,2%
229
5. Australia
38,600
39,900
78,500
8,6%
215
6. Sudáfrica
48,750
-
48,750
5,4%
201
7. Ucrania
16,274
17,879
34,153
3,8%
424
8. Kazajstán
28,151
3,128
31,279
3,4%
360
1,529
21,944
23,473
2,6%
341
14,000
-
14,000
1,5%
87
10,113
10,113
1,1%
País
1. EE.UU.
9. Otros países de
Europa y Euro Asia
10. Polonia
11. Brasil
-
% del
total
Ratio R/P
(años)
Sobre 100
12. Alemania
0,183
6,556
6,739
0,7%
32
13. Colombia
6,230
0,381
6,611
0,7%
120
14. Canadá
3,471
3,107
6,578
0,7%
100
15. República Checa
2,094
3,458
5,552
0,6%
90
16. Indonesia
0,740
4,228
4,968
0,5%
38
17. Turquía
0,278
3,908
4,186
0,5%
87
3,900
3,900
0,4%
55
3,159
3,357
0,4%
240
3,050
3,050
0,3%
Sobre 100
473,209
422,898
895,807
98,5%
-
Resto del mundo
5,562
7,395
13,257
1,5%
-
TOTAL MUNDIAL
478,771
430,293
909,064
100,0%
18. Grecia
19. Hungría
20. Pakistán
Los 20 con más
reservas
0,198
-
164
Tabla 2.3.2: Los 20 países con mayores reservas probadas de carbón a finales del 2004
Fuente: BP 2004
Capítulo II: Combustibles fósiles
108
Entre los Estados Unidos, China y la Federación Rusa suman el 57% del total
de las reservas probadas de carbón a nivel mundial. Así mismo se puede observar
que la distribución geográfica de los recursos de carbón es mucho más equitativa
que la de los otros combustibles fósiles. Por ello en países donde no se aplica
ningún tipo de política medioambiental resulta muy difícil restringir su uso.
A nivel regional se vuelve a poner de manifiesto la repartición uniforme de
las reservas. En un primer nivel se encuentra Asia Pacífico cuyos recursos
recuperables representan el 32,7% del total, junto a ella también están Europa y
Euro Asia con un 31,6% y Norteamérica con un 28%. Entre las tres regiones
suman el 92,3% de las reservas probadas de carbón. En un segundo nivel se
encuentran América del Sur y Central con un 2,2% y el grupo formado por África
y Oriente Medio con el 5,6% restante.
Antracita y
bitúmenes
(Gt)
Subbitúmenes y
lignito (Gt)
Total (Gt)
115,669
138,763
254,432
28,0%
235
7,701
12,192
19,893
2,2%
290
112,256
174,839
287,095
31,6%
242
50,581
0,174
50,755
5,6%
204
Asia Pacífico
192,564
104,325
296,889
32,7%
101
TOTAL MUNDIAL
478,711
430,293
909,064
100,0%
164
Región
Norteamérica
América del Sur y Central
Europa y Euro Asia
África y Oriente Medio
% del
total
Ratio R/P
(años)
Tabla 2.3.3: Reservas probadas de carbón por región a finales del 2004
Fuente: BP 2004
Capítulo II: Combustibles fósiles
109
Figura 2.3.2: Reservas probadas de carbón por región
Fuente: BP 2004
3.3.2. Producción de carbón
En lo que se refiere a la producción de carbón, esta alcanzó los 2.732,1
millones de toneladas en el año 2004, cifra un 7,2% mayor a la del año anterior.
Sin embargo, a nivel regional los patrones difieren bastante. Mientras el conjunto
formado por la Unión Europea y la Federación Rusa redujo su nivel de
producción con respecto al año 2003 en un 0,6%, los países de Asia aumentaron
el suyo en un 11,9%.
Mientras los mayores productores de carbón, conjunto formado por
Norteamérica, Europa y Euro Asia, ha mantenido un nivel de manufactura
prácticamente constante en los últimos años, la región de Asia Pacífico está
aumentando espectacularmente el suyo contribuyendo así al incremento global.
Capítulo II: Combustibles fósiles
110
Producción anual de carbón a nivel mundial (1981-2004)
Millones de toneladas equivalentes de
Petróleo (Mtep)
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003
Año
Figura 2.3.4: Evolución de la producción mundial de carbón de 1965 al 2004
Fuente: BP 2004 y elaboración propia
La producción en el 2004 se repartió entre los países que muestra la siguiente
tabla:
Capítulo II: Combustibles fósiles
111
País
Variación
Cuota
2004 sobre
en 2004
2003
1981
1991
2001
2004
1. China
310
545
547
990
13,3%
36,2%
2. EE.UU.
459
540
576
567
3,3%
20,8%
3. Australia
65
113
180
199
5,2%
7,3%
4. India
64
113
160
189
7,4%
6,9%
5. Sudáfrica
75
102
126
137
2,2%
5,0%
155
122
128
2,2%
4,7%
0
9
57
81
17,3%
3,0%
98
97
72
70
-2,2%
2,6%
146
102
54
55
1,1%
2,0%
6. Federación Rusa
n/d
7. Indonesia
8. Polonia
9. Alemania
10. Kazajstán
n/d
67
41
44
2,5%
1,6%
11. Ucrania
n/d
69
44
42
1,0%
1,5%
3
14
29
36
9,9%
1,3%
13. Canadá
22
40
38
35
8,3%
1,3%
14. República Checa
43
34
25
24
-3,1%
0,9%
15. Otros países de Asia
Pacífico
16. Otros países de
Europa y Euro Asia
29
28
20
20
2,5%
0,7%
369
22
15
16
2,8%
0,6%
76
56
19
15
-11,2%
0,6%
18. Vietnam
3
3
7
15
38,6%
0,5%
19. Turquía
7
12
14
10
-3,0%
0,4%
20. Grecia
4
7
9
10
-0,8%
0,3%
1.773
2.128
2.155
2.682
-
98,2%
Resto del mundo
76
60
54
50
-
1,8%
TOTAL MUNDIAL
1.849
2.188
2.209
2.732
12. Colombia
17. Reino Unido
Los 20 que más producen
7,2%
100,0%
Tabla 2.3.4: Principales productores de carbón en 2004
Fuente: BP 2004
Capítulo II: Combustibles fósiles
112
A la cabeza se encuentra China, que en apenas tres años ha doblado su
producción. Debido al gran crecimiento económico que está experimentando el
país, se ve obligado a echar manos de sus vastas reservas para satisfacer su
demanda energética creciente.
Con un nivel de producción similar al de China hace tres años le siguen los
Estados Unidos, que han mantenido su nivel de manufacturación durante los
últimos años pese a contar con la mayor reserva del combustible fósil.
Sorprende que la Federación Rusa, con la segunda cantidad más importante
de recursos, se encuentre en la sexta posición. Esto es debido al abandono
progresivo que está experimentando este tipo de combustible a favor del gas
natural en dicho país.
3.3.3. Consumo de carbón
El consumo de carbón se ha mantenido más o menos estable desde 1975 hasta
el año 2000, momento es que experimentó un ligero crecimiento como se puede
apreciar en la figura. Entre los años 2000 y 2004 la demanda aumentó 630,1
Mtep.
Capítulo II: Combustibles fósiles
113
Consumo mundial de carbón (1965-2004)
3.000
2.500
Mtep
2.000
1.500
1.000
500
0
1965 1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004
Año
Figura 2.3.5: Evolución de la demanda mundial de carbón de 1965 al 2004
Fuente: BP 2004 y elaboración propia
Por países China es el mayor consumidor, como cabría esperar, con 956,9
Mtep lo que representa el 34,4% del total mundial. Con una producción anual de
989,8 Mtep, no sólo es capaz de autoabastecerse sino que puede almacenar el
producto o exportarlo a regiones colindantes.
El segundo consumidor en importancia son los Estados Unidos con 564,3
Mtep, 20,3% del mundial, cifra ligeramente superior a su producción del mismo
año. En comparación con China, su consumo es aproximadamente un 60%
inferior, sin embargo su consumo per cápita es un 40% mayor que el del gigante
asiático. Una vez más se ponen de manifiesto las grandes desigualdades entre
regiones.
Le sigue la India con un consumo de 204,8 Mtep, lo que supone el 7,4% de la
demanda mundial. Comparando su consumo per cápita con el estadounidense se
observa que éste es más de diez veces inferior al del país rico.
Capítulo II: Combustibles fósiles
114
Resulta curioso que países como Japón y Corea del Sur que carecen de
producción propia de carbón sean el cuarto y el décimo consumidor en
importancia respectivamente. Ambos sufren de una gran dependencia energética
que suplen en cierta medida con su capacidad nuclear instalada.
Capítulo II: Combustibles fósiles
115
Consumo
(Mtep)
País
% del total
Variación
2004 sobre
2003
Consumo
per cápita
(tep/hab.)
1. China
956,9
34,4%
14,6%
0,7340
2. EE.UU.
564,3
20,3%
0,3%
1,9032
3. India
204,8
7,4%
7,5%
0,1856
4. Japón
120,8
4,3%
7,7%
0,9460
5. Federación Rusa
105,9
3,8%
-3,2%
0,7406
6. Sudáfrica
94,5
3,4%
5,8%
2,0149
7. Alemania
85,7
3,1%
-1,8%
1,0388
8. Polonia
57,7
2,1%
0,0%
1,5105
9. Australia
54,4
2,0%
6,9%
2,6667
10. Corea del Sur
53,1
1,9%
3,9%
1,0994
11. Ucrania
39,4
1,4%
1,0%
0,8365
12. Reino Unido
38,1
1,4%
-2,8%
0,6339
13. Taiwán
36,8
1,3%
4,1%
1,6283
14. Canadá
30,5
1,1%
-0,2%
0,9472
15. Kazajstán
27,5
1,0%
9,2%
1,8212
16. Turquía
23,0
0,8%
5,2%
0,3155
17. Indonesia
22,2
0,8%
24,1%
0,1000
18. España
21,1
0,8%
3,0%
0,4851
19. República Checa
20,4
0,7%
-2,3%
2,0000
20. Otros países de
Europa y Euro Asia
Los 20 que más
consumen
19,5
0,7%
1,9%
-
2.576,6
92,7%
-
-
Resto del mundo
201,6
7,3%
-
-
TOTAL MUNDIAL
2.778,2
100,0%
6,3%
0,4289
Tabla 2.3.5: Principales consumidores de carbón en 2004
Fuente: BP 2004
Capítulo II: Combustibles fósiles
116
Por regiones Asia Pacífico consume algo más de la mitad del total mundial.
Por detrás se encuentran Norteamérica y Europa y Euro Asia con el 20,3% y el
19,3%. Les sigue África con un modesto 3,7%. Finalmente con niveles
marginales, se encuentran Oriente Medio y Latinoamérica cuyo nivel de
consumo sumado apenas alcanza el 5% del mundial.
Región
Consumo
(Mtep)
% del
mundial
Variación
2004 sobre
2003
Población
(Millones de
habitantes)
603,8
20,3%
0,3%
329
18,7
0,7%
1,6%
520
537,2
19,3%
-0,6%
730
9,1
0,3%
1,1%
252
102,8
3,7%
5,7%
906
Asia Pacífico
1.506,6
54,2%
11,9%
3740
TOTAL MUNDIAL
2.778,2
100,0%
6,3%
6477
América del Norte
América del Sur y Central
Europa y Euro Asia
Oriente Medio
África
Tabla 2.3.6: Principales consumidores de carbón en 2004
Fuente: BP 2004
Debido a que los costes del transporte repercuten considerablemente en el
precio final del carbón, el mercado internacional del carbón térmico, esto es
bitúmenes y antracitas, se divide en dos mercados regionales: el de la zona
Atlántica y el del Pacífico. El punto de convergencia entre ambos mercados es
Sudáfrica que desempeña un papel fundamental en la regulación de precios.
Los mayores importadores de la zona Atlántica son los países de Europa
Occidental, Alemania, Reino Unido y España. Sus principales proveedores son
Estados Unidos, Sudáfrica, Colombia y Venezuela. Por el otro lado, el mercado
Pacífico supone el 60% del volumen total de ventas. Los países importadores
dentro de este grupo son Japón, Corea del Sur y Taipei. Los exportadores más
importantes son China, Australia e Indonesia.
Capítulo II: Combustibles fósiles
117
Aparte del carbón térmico, también es de suma importancia comercial el
mercado del coque. En el destaca Australia como máximo exportador con una
cuota que alcanzó el 51% del total mundial en el año 2002. A pesar de que otros
países del Pacífico cuentan con grandes reservas de este recurso mineral, los altos
costes relacionados con su transporte impiden que países pobres alcancen una
cuota considerable del mercado. Aparte de Australia, países como Estados
Unidos, Canadá y recientemente China, son importantes productores de coque.
Evolución de precios del carbón
80
70
US $ / Toneladas
60
50
40
30
20
Coal Marker Price (Nothwest Europe)
10
Japan coking coal import price (cif)
20
04
20
03
20
02
20
01
20
00
19
99
19
98
19
97
19
96
19
95
19
94
19
93
19
92
19
91
19
90
19
89
19
88
19
87
0
Año
Figura 2.3.6: Evolución de los precios del carbón en ambos mercados regionales
Fuente: BP 2004 y elaboración propia
La figura anterior muestra la relativa estabilidad de los precios del carbón que
en los últimos años ha experimentado un mayor crecimiento. Dicho aumento de
los precios está motivado por la mayor demanda de las economías emergentes y
en última instancia por la subida de los precios del petróleo que afecta tanto a los
costes de transporte y extracción, como al incipiente uso del carbón como
sustituto del crudo, sobretodo en países en vías de desarrollo que no pueden
permitirse pagar los desorbitados precios del combustible líquido.
Capítulo II: Combustibles fósiles
118
3.4. Perspectivas
Según las previsiones de la Agencia Internacional de la Energía el carbón
seguirá constituyendo una importante fuente energética durante los próximos
años. La abundancia de sus recursos y costes reducidos contribuyen al aumento
de su popularidad convirtiéndola en una forma de energía que favorece el
desarrollo económico y social. En la actualidad el carbón satisface el 23% de las
necesidades de energía primaria a nivel mundial, cubriendo el 38% del la
producción eléctrica. La economía de muchos países industrializados como
Alemania y Estados Unidos se sustenta en gran parte en esta forma de energía.
Las economías emergentes, es el caso de China y la India, ven al carbón como el
combustible barato que les impulsará hacia el progreso. Con todo, su uso no se
encuentra exento de problemas ya que no respeta la sostenibilidad
medioambiental.
El World Energy Outlook 2004 pronostica un crecimiento medio anual de la
demanda mundial del carbón de un 1,4% hasta el año 2030. Esto supone que en
dicha fecha la producción alcanzaría las 7.000 Mt, de las que 5.212 Mt
corresponderían a carbones térmicos (bitúmenes y antracitas) y las 624 Mt
restantes a coque y lignitos. El WETO 2003 de la Unión Europea difiere del
anterior estudio y sostiene que el crecimiento medio será del 2,3% por año
alcanzándose así una producción de 9.000 Mt en el 2030.
En ambos casos las economías emergentes asiáticas son las responsables de
los incrementos anteriores. El WEO destaca que en China la demanda se
incrementará en un 2,2%/año mientras en la India el ritmo de crecimiento será
del 2,4%/año. Si China con sus enormes reservas será capaz no sólo de cubrir sus
propias necesidades, además sus exportaciones de carbón en el horizonte del
estudio supondrá un volumen de aproximadamente 130 Mt; mientras la India con
unos recursos más modestos se vería obligada a recurrir a las importaciones. Por
ello China seguirá siendo el mayor productor con un 39% del total mundial en el
2030. La India por su parte tendrá que invertir en tecnologías de ahorro y
Capítulo II: Combustibles fósiles
119
eficiencia energéticos para mejorar la productividad de sus minas si no quiere
aumentar su dependencia energética.
En el extremo opuesto se situarían los países ricos de la OCDE. Europa
reduciría su consumo en un 0,1% anual. Estados Unidos, Australia y Japón
experimentarían un crecimiento del 0,5%/año.
Por sectores, la generación eléctrica advertirá el mayor crecimiento pasando
del 69% del 2002 al 79% en 2030. Aunque a nivel global el carbón perderá
terreno frente a otros combustibles pasando del 39% al 38% de la producción
eléctrica mundial.
Demanda de carbón por
sectores (2002)
Residencial
3%
Demanda de carbón por
sectores (2030)
Residencial
1%
Otros
8%
Otros
12%
Industrial
12%
Industrial
16%
Generación
eléctrica
69%
Generación
eléctrica
79%
Figura 2.3.7: Consumo mundial de carbón por sectores
Fuente: WEO 2004
3.4.1. El desafío medioambiental
De esta manera el futuro del carbón no se encuentra sujeto a la disponibilidad
de sus recursos o precios de producción, sino a la cuestión medioambiental.
Algunos de los elementos de la reciente preocupación tienen o tendrán en breve
soluciones técnicas efectivas. En el caso de la emisión de partículas, sulfuros y
óxidos de nitrógeno ya existen los recursos suficientes para minimizar sus
efectos. No obstante, por el momento no se dispone de ningún medio razonable y
Capítulo II: Combustibles fósiles
120
práctico para la eliminación o captura a gran escala del CO2 producido tras la
combustión del carbón. La única solución viable parcialmente efectiva a los
gases de efecto invernadero del carbón consiste en concebir un proceso de
conversión más eficiente y por lo tanto menos intensivo en lo que se refiere a
CO2. Puede que los avances técnicos permitan prolongar considerablemente la
contribución del carbón al suministro global de energía, o puede que incluso con
el mejor de los progresos, estos no sean suficientes para impedir el desarrollo del
calentamiento global. A continuación se analizan los desafíos medioambientales
derivados de la combustión del carbón.
•
Emisión de partículas. Se trata de las cenizas desprendidas por el
carbón tras su combustión. Se trata de pequeñas partículas que pueden
afectar al sistema respiratorio de los seres humanos. Sus efectos
nocivos para la salud humana quedan patentes en los países del tercer
mundo donde la combustión incompleta de carbón y biomasa en
recintos cerrados es responsable de graves enfermedades respiratorias.
Las emisiones de partículas también a afectan a la visibilidad a escala
local y causan problemas de polvo. En la actualidad la emisión de
partículas generada en las centrales térmicas de carbón se controla con
precipitadotes electrostáticos y filtros con una eficiencia del 99,5%.
Se trata de una tecnología bien desarrollada y ampliamente extendida,
tanto en países ricos como en países en vías de desarrollo.
•
Oligoelementos. Este grupo comprende las emisiones de carbón de
mercurio, selenio y arsénico generadas en las centrales térmicas. Sus
efectos son nocivos para la salud humana y para el medioambiente.
Dichos efectos se pueden reducir significativamente mediante
dispositivos de control de partículas, combustión en lechos
fluidizados, inyección de carbón activado y equipos de desulfuración.
Se trata de tecnologías de probada eficacia que se desarrollan y
comercializan en los países ricos donde están ampliamente
extendidas. En los países pobres, debido a los altos costes de
implantación, estos procesos no son empleados.
Capítulo II: Combustibles fósiles
121
•
Óxidos de nitrógeno (NOx). Estos gases se producen en las reacciones
de combustión en presencia de aire y/o en los procesos que emplean
combustibles que contiene nitrógeno. Este tipo de emisiones puede
reducirse con el uso de quemadores de bajo NOx, tecnologías de
combustión avanzada así como las técnicas de reducción selectiva
catalítica y no catalítica. Empleando este tipo de tecnologías ya
existentes se pueden reducir las emisiones de óxidos de nitrógeno en
un 90%. Estas aplicaciones son ampliamente empleadas en los países
ricos pero no en los que se encuentran en vías de desarrollo.
•
Óxidos de azufre (SO2). Este tipo de emisiones, principalmente el
dióxido de azufre (SO2), son el resultado de la combustión de
carbones con un contenido en azufre. Estos gases son los responsables
de la lluvia ácida que afecta a la fertilidad de muchas regiones. La
desulfuración de gases efluentes y tecnología de combustión avanzada
son métodos de minimización de óxidos de azufre. En general estas
técnicas permiten reducir aproximadamente el 90% de los gases y en
el mejor de los casos se alcanza el 95%. Al igual que ocurre con los
óxidos de nitrógeno se trata se soluciones bastante costosas que
únicamente se pueden permitir los países desarrollados.
•
Dióxido de carbono (CO2). Se trata del gas de efecto invernadero más
conocido responsable del calentamiento global y el cambio climático.
Existen soluciones a corto y medio plazo que consisten en el aumento
de la eficiencia de las reacciones de combustión en las centrales
térmicas que permiten reducciones sustanciales de la intensidad de los
gases de efecto invernadero. Esto se consigue mediante el empleo de
carbón pulverizado y combustión de lechos fluidizados, no obstante
no se trata sino de soluciones parciales. Actualmente se están
desarrollando tecnologías de emisión cero que permiten la separación
y captura del dióxido de carbono para su posterior almacenamiento
permanente en el subsuelo. Este tipo de técnicas se ha desarrollado
más allá del estado de viabilidad técnica, sin embargo siguen
Capítulo II: Combustibles fósiles
122
encontrándose en estado de maduración y presentan unos costes
prohibitivos. Se prevé su utilización comercial en un plazo de una
década.
•
Residuos de la combustión del carbón. Se trata principalmente de
minerales no combustibles contenidos en el carbón. Estos residuos
pueden minimizarse antes y durante la combustión lavando el carbón.
Este método resulta bastante efectivo y relativamente barato permite
obtener un carbón de alta calidad reduciendo a su vez los SOx. El uso
de esta tecnología se está expandiendo rápidamente. Además los
residuos obtenidos pueden ser reprocesados en materiales de
construcción como el cemento.
3.4.2. Conclusiones
En oposición al caso del petróleo y el gas natural, cuyo uso a largo plazo se
encuentra condicionado por las reservas existentes y la especulación de precios,
el carbón presenta una serie de restricciones relacionadas con el impacto
medioambiental derivado de su uso.
Al contrario de lo que en un primer momento podría parecer, el carbón no es
una forma de energía en retroceso. Este combustible seguirá siendo un elemento
indispensable para la industrial del hierro y el acero durante las próximas
décadas. Además jugará un papel preponderante en futuro desarrollo económico
y social de las economías emergentes. Por ello, el carbón será un rival directo del
gas natural por el segundo puesto como fuente de energía primaria y serio
sustituto del petróleo en determinados sectores, concretamente el de generación
eléctrica y el industrial. Así pues resulta impensable el pretender restringir el uso
de este recurso barato y abundante.
Los esfuerzos deberían centrarse en reducir e incluso eliminar el impacto
medioambiental producido por su combustión. Existen tecnologías muy
prometedoras que permitirían la reducción a gran escala de las emisiones de CO2.
Sin embargo todas estas técnicas presentan el inconveniente que supone su
Capítulo II: Combustibles fósiles
123
implantación. Siempre habrá quien no este dispuesto a pagar esta diferencia. Por
ello un objetivo clave de los proyectos de investigación es reducir
sustancialmente los costes.
En el futuro modelo mundial el carbón va a jugar el papel de contrincante del
gas natural por hacerse con la mayor cuota de mercado, aguardando el declive del
petróleo. En consecuencia el porvenir del carbón dependerá de las inversiones
realizadas para paliar el impacto ambiental, y del éxito o fracaso del gas natural.
Capítulo II: Combustibles fósiles
124
Capítulo III:
La energía nuclear
La energía nuclear es la que se libera durante la fisión o fusión de núcleos
atómicos. Las cantidades de energía que pueden obtenerse mediante procesos
nucleares superan con mucho a las que pueden lograrse mediante procesos
químicos, que sólo implican las regiones externas del átomo o de las moléculas.
Para comprender los procesos nucleares es necesario situarse a escala
atómica. El átomo está formado por un pequeño núcleo, cargado positivamente,
rodeado de electrones. El núcleo, que contiene la mayor parte de la masa del
átomo, está compuesto a su vez de neutrones y protones, unidos por fuerzas
nucleares muy intensas, mucho mayores que las fuerzas eléctricas que ligan los
electrones al núcleo. La energía de enlace de un núcleo mide la intensidad con
que las fuerzas nucleares mantienen ligados a los protones y neutrones. La
energía de enlace por nucleón, esto es, la energía necesaria para separar del
núcleo un neutrón o un protón, depende del número másico. La curva de las
energías de enlace implica que si dos núcleos ligeros, que ocupan posiciones muy
bajas en la tabla, se fusionan para formar un núcleo de mayor peso (o si un
núcleo pesado, que ocupa posiciones muy altas en la tabla, se divide en dos de
Capítulo III: La energía nuclear
125
menor peso), los núcleos resultantes están ligados con más fuerza, por lo que se
libera energía.
Figura 3.1.1: Procesos de fisión y fusión
Fuente: Enciclopedia Encarta 2006
La fusión de dos núcleos ligeros libera una cantidad de energía del orden de
magnitud del megaelectronvoltio (MeV), como ocurre cuando dos núcleos de
hidrógeno pesado o deuterones (H) se combinan para producir un núcleo de
helio 3, un neutrón libre (n) y 3,2 MeV, o lo que es lo mismo, 5,1 × 10-13 julios.
La reacción es de la forma:
2
1
H + 12H
→
He + 01n + 3,2 MeV
3
1
Durante el proceso de fisión nuclear se induce la división de un núcleo
pesado de uranio ( 235
92 U ) mediante la absorción de un neutrón. En dicha reacción
se producen cesio 140, rubidio 93, tres neutrones y gran cantidad de energía (200
MeV o 3,2 × 10-11 J), según muestra la figura:
U + 01n →
235
92
Capítulo III: La energía nuclear
140
55
Cs +
Rb + 301 n + 200MeV
93
37
126
Las dos ventajas principales de la fisión nuclear en cuanto a la producción
práctica de energía nuclear se observan en la ecuación expuesta anteriormente.
En primer lugar, la energía liberada por la fisión es muy grande. La fisión de 1 kg
de uranio 235 libera 18,7 millones de kilovatios hora en forma de calor. En
segundo lugar, el proceso de fisión iniciado por la absorción de un neutrón en el
uranio 235 libera un promedio de 2,5 neutrones en los núcleos fisionados. Estos
neutrones provocan rápidamente la fisión de varios núcleos más, liberando así al
menos cuatro neutrones adicionales que inician una serie de fisiones nucleares
automantenidas. Se trata de una reacción en cadena que produce una liberación
continua de energía nuclear.
1. Historia y origen de la energía nuclear
En actualidad toda la energía nuclear explotada procede de los procesos de
fisión. Los reactores nucleares emplean como combustible uranio enriquecido,
que apenas contiene un 3% de uranio 235. El uranio presente en la naturaleza
sólo contiene un 0,71% de uranio 235; el resto corresponde al isótopo no físil
uranio 238. Una masa de uranio natural, por muy grande que sea, no puede
mantener una reacción en cadena porque sólo el uranio 235 es fácil de fisionar.
Es muy improbable que un neutrón producido por fisión, con una energía inicial
elevada de aproximadamente 1 MeV, inicie otra fisión, pero esta probabilidad se
puede aumentar cientos de veces si se frena el neutrón a través de una serie de
colisiones elásticas con núcleos ligeros como hidrógeno, deuterio o carbono. En
ello se basa el diseño de los reactores de fisión empleados para producir energía.
En diciembre de 1942, en la Universidad de Chicago, el físico italiano Enrico
Fermi logró producir la primera reacción nuclear en cadena. Para ello empleó un
conjunto de bloques de uranio natural distribuidos dentro de una gran masa de
grafito puro. En la “pila” o reactor nuclear de Fermi, el “moderador” de grafito
frenaba los neutrones y hacía posible la reacción en cadena. A finales de 1950
comienza la utilización práctica de ésta energía para producir electricidad con las
primeras centrales nucleares de fisión. Paralelamente al desarrollo energético de
Capítulo III: La energía nuclear
127
la tecnología nuclear se realizaban ensayos con fines bélicos. Cinco años antes de
que se le diera a la fisión nuclear una aplicación práctica para la producción de
energía eléctrica, fueron lanzadas dos bombas atómicas sobre las ciudades de
Hiroshima y Nagasaki que causaron gravísimos daños, tanto en vidas humanas
como materiales.
El principal inconveniente que presenta una reacción de fisión controlada es
que para que los neutrones liberados durante la primera división del núcleo sean
capaces de inducir otras fisiones de núcleos adicionales, estos han de reducir su
velocidad. Para ello además del combustible, en el interior de los reactores se
emplea una sustancia adicional llamado moderador, que se encarga de reducir el
movimiento de los neutrones. Tradicionalmente se suele emplear como
moderador agua, agua pesada o grafito. En el proceso de fisión se pueden llegas a
producir nuevos elementos físiles, no obstante, en los reactores comerciales con
moderador, la cantidad de nuevo material físil es mucho menor que la de uranio
235 consumido.
Generalmente en la industria eléctrica se precisa de una potencia constante, lo
que implica la fisión nuclear se ha de producir a ritmo constante. Para ello es
preciso que el número efectivo de neutrones liberado por cada núcleo fisionado
sea igual a uno. Para eliminar el exceso de neutrones de cada división del núcleo,
se introducen en el reactor materiales con una gran capacidad de absorción de
neutrones, generalmente cadmio y boro. En la práctica estos materiales toman la
forma de barras que se introducen y retiran del núcleo en función de la necesidad
de aumentar o disminuir el número de neutrones libres.
Debido a las altas temperaturas alcanzadas en el interior del reactor, se
precisa la circulación de un líquido refrigerante a través del mismo.
Fundamentalmente se emplean agua, dióxido de carbono presurizado o sodio en
estado líquido. A la salida del reactor, el refrigerante calentará otro fluido
(generalmente agua) a través de un intercambiador de calor estanco que previene
del escape de sustancias radioactivas. Finalmente el vapor de agua producido en
el proceso acciona una turbina que a su vez alimenta un generador eléctrico.
Capítulo III: La energía nuclear
128
Los reactores nucleares de fisión pueden clasificarse en dos grupos:
•
Reactores térmicos donde se utiliza un material moderador. Los
reactores térmicos pueden dividirse a su vez en:
o Reactores térmicos de agua ligera (LWR). En este tipo de
instalaciones el agua se emplea a la vez como moderador y
refrigerante.
o Reactores térmicos de agua a presión (PWR).
o Reactores térmicos de agua en ebullición (BWR).
Dentro de esta familia de reactores existen variantes donde se
emplea agua pesada en lugar del agua normal, este tipo de instalación
es capaz de emplear uranio natural directamente. Los reactores que
emplean el grafito como moderador y el dióxido de carbono como
refrigerante también son capaces de utilizar el uranio natural como
combustible.
•
Los reactores rápidos son aquellos que no emplean ningún tipo de
material moderador, por ello resulta imposible utilizar el agua como
refrigerante en este tipo de planta porque actuaría como moderador
indirectamente. En su lugar se usa dióxido de carbono presurizado. Al
no existir un medio moderador, los neutrones no son frenados y la
probabilidad de que estos sean absorbidos por otro núcleo es menor.
Por ello este tipo de reactores requiere de una concentración de
material físil del 20% frente al 3% de los reactores térmicos. Puesto
que no se usa ningún moderador, se puede producir más material físil
que el inicialmente producido, lo cual compensa la mayor
concentración necesaria de dicho material.
Capítulo III: La energía nuclear
129
2. Trasfondo de la energía nuclear
En el año 2000 la energía nuclear produjo el 17% de la demanda mundial
eléctrica a partir de 442 reactores comerciales repartidos entre 31 países
diferentes. Los Estados Unidos cuentan con el mayor número de unidades,
concretamente 104 reactores operativos que generaron el 20% del consumo
eléctrico del país. A continuación se sitúan Francia, Japón, Alemania y Corea. La
fiabilidad de este tipo de plantas ha mejorado mucho durante los últimos años,
por ejemplo la capacidad de los reactores norteamericanos ha alcanzado el 90%,
lo cual les va a permitir extender significativamente su vida útil. Este tipo de
energía es claramente una fuente importante de generación eléctrica a nivel
mundial. Sin embargo, pronósticos oficiales estiman que la capacidad nuclear a
nivel mundial va a aumentar un mero 5% desde la fecha actual hasta el 2020,
mientras el crecimiento de la demanda eléctrica para el mismo período podría
alcanzar el 75%. Estas previsiones implican un reducido número en la
construcción de nuevas plantas y reflejan tanto consideraciones económicas
como el creciente sentimiento antinuclear de las principales potencias mundiales.
Hoy en día, las limitadas perspectivas de la nuclear son atribuibles en última
instancia a cuatro problemas aún no resueltos:
ƒ
En primer lugar se trata de una cuestión de costes. Las centrales
nucleares acarrean mayores costes globales durante su vida útil que
los ciclos combinados de gas natural (CCGT) y las plantas de
generación térmica de carbón. Al menos esto es así en ausencia de
impuestos sobre el contenido en carbono de los residuos generados o
el equivalente a un mercado de emisiones de CO2.
ƒ
La seguridad de las plantas. La energía nuclear ha sufrido serios
reveses en materia de seguridad medioambiental y efectos
perjudiciales sobre la salud motivados por los accidentes de los
reactores de la Isla de las Tres Millas (1979) y Chernobyl (1986),
además de los incidentes en la conversión de combustible en Estados
Unidos, Rusia y Japón. También existe una creciente preocupación
Capítulo III: La energía nuclear
130
sobre el transporte seguro de materiales nucleares y el riesgo de
ataques terroristas a las instalaciones nucleares.
ƒ
También existe la complicación de la proliferación que supone una
seria amenaza para la seguridad mundial. El posible uso incorrecto de
las instalaciones nucleares comerciales y operaciones de adquisición
de tecnología o materiales como precursores de la elaboración de
armamento nuclear, entrañan un serio riesgo de la hegemonía global.
Los ciclos de combustible que implican el reprocesamiento químico
de combustibles ya utilizados para la obtención de plutonio utilizable
en la industria armamentística, así como las tecnologías basadas en
uranio enriquecido, generan una importante preocupación, sobre todo
cuando este tipo de prácticas se extiende por todo el mundo sin
ningún tipo de control.
ƒ
Finalmente cabe afrontar la problemática de los residuos. La energía
nuclear representa grandes desafíos en el tratamiento de residuos a
largo plazo que distan mucho de estar resueltos. Las principales
potencias nucleares aún tienen que desarrollar sistemas de
almacenamiento definitivo de los combustibles gastados y de
tratamiento de los desechos altamente radiactivos generados a varios
niveles en el ciclo del combustible nuclear. Como estos desechos
radiactivos suponen un serio peligro para las generaciones del
presente y del futuro, la opinión pública espera que se adopten las
medidas necesarias para llegar a una solución satisfactoria en su
tratamiento y eliminación. Algunos proyectos de plantas de
almacenamiento como el caso de Yuca Mountain en los Estados
Unidos, aliviarían la situación pero no la resolverían si se produjese
una expansión importante de la energía nuclear.
Sin embargo, la producción eléctrica nuclear presenta una serie de ventajas
que no se pueden desechar a la ligera, si se considera el gran desafío que supone
el gran crecimiento que va experimentar el modelo energético mundial durante la
Capítulo III: La energía nuclear
131
próxima década. A la necesidad de satisfacer la futura demanda energética global
(en apenas 20 años se espera que el consumo eléctrico mundial aumente en más
de un 75%) se unen las exigencias de desarrollar un sistema de suministro fiable
que minimice los conflictos asociados a la disponibilidad de recursos y fuentes de
energía no renovables. Con todo, el principal atractivo de la energía nuclear es
que se trata de una importante fuente de producción eléctrica que no da lugar a
gases de efecto invernadero. La mayoría de los países desarrollados se
encuentran en fases preliminares de implementación de políticas que estabilicen
y en última instancia reduzcan las emisiones de gases que contribuyen al
calentamiento global. El consenso científico sobre los riesgos del aumento de la
concentración de gases de efecto invernadero crece a ritmo constante y es cada
vez más ampliamente respaldado. Este consenso señala la necesidad de acciones
gubernamentales que preparen el terreno para posibles restricciones en las
emisiones de CO2 durante las próximas décadas, haciendo hincapié en la
necesidad de alcanzar niveles de emisiones comparables o incluso inferiores a los
de la actualidad a pesar del considerable aumento de la producción y consumo
energético. Los países en vías de desarrollo tendrían que limitar el nivel de sus
emisiones mientras su consumo crece drásticamente. Existen pocas opciones
realistas que permitan una reducción significativa de las emisiones de dióxido de
carbono en el sector de generación eléctrica. Entra ellas se encuentran: el
aumento de la eficiencia en la producción eléctrica, un mayor uso de las energías
renovables, la utilización masiva de sistemas de captura de los gases emitidos por
los combustibles fósiles, y la instalación adicional de reactores de fisión nuclear.
En este capítulo se va a analizar la viabilidad de esta última solución.
3. El ciclo del combustible nuclear 1
No resulta evidente que la producción de energía nuclear requiere mucho más
que un simple reactor y el sistema turbina-generador asociado para la producción
1
Esta sección sigue la línea argumental de la referencia The Future of Nuclear Energy, estudio interdisciplinario
del MIT.
Capítulo III: La energía nuclear
132
eléctrica a partir del calor generado durante la fisión nuclear. El proceso incluye
la extracción del mineral de uranio, su enriquecimiento, la fabricación del
elemento combustible, la gestión y eliminación de residuos, y finalmente la
descontaminación y desmantelación de las instalaciones. Cada uno de los pasos
del proceso implica distintas consecuencias a nivel técnico, económico y
medioambiental que se analizarán en conjunto en función del ciclo.
Se van a tratar dos tipos de ciclos del combustible: el abierto y el cerrado. En
el ciclo abierto o ciclo de un único uso, el combustible ya utilizado se extrae del
reactor y es considerado como residuo (Figura 3.3.1). En el ciclo cerrado una
fracción del combustible consumido es reprocesado de forma que se obtienen dos
subproductos, uranio (U) y plutonio (Pu) adecuados para la reconversión en
combustible oxidado o combustible oxidado mixto (MOX) que pueden ser
reutilizados en el reactor. El resto del combustible utilizado es tratado como
residuos altamente radiactivos (Figura 3.3.2). En el futuro los ciclos de
combustible cerrados podrían incluir un reactor dedicado empleado para la
transmutación de ciertos isótopos separados del combustible utilizando
reduciendo así su vida media. Otra alternativa consiste en utilizar los reactores
dedicados como productores de nuevos materiales físiles que podrían ser
empleados como combustible gracias a la absorción de neutrones que supere el
ritmo de consumo del combustible físil por la reacción en cadena de los
neutrones. En este hipotético ciclo de combustible los desechos contendrían
menos actínidos lo que reduciría notablemente la radioactividad a largo plazo de
los residuos radioactivos (Figura 3.3.3).
3.1. El ciclo de combustible abierto
También conocido como ciclo de un solo uso, es el más simple. Emplea
mineral de uranio como input, que tras un proceso de molido y purificación
resulta apto para su enriquecimiento. Esta fase consiste en aumentar a través de
varios procesos químicos el contenido de U235 del mineral extraído. Típicamente
se enriquece hasta obtener una fracción del 3 al 5% en U235 que constituye el
Capítulo III: La energía nuclear
133
combustible nuclear. El combustible así producido se introduce en el reactor
donde es consumido. Al final de su vida útil éste es retirado del reactor y
almacenado en una piscina con agua para refrigerarlo y confinar su alta
radioactividad. Una vez que la temperatura ha descendido por debajo de los
niveles de riesgo, los residuos son retirados de la piscina y almacenados en
formaciones geológicas estables. El aislamiento a largo plazo y la evacuación de
calor son necesarios para evitar la filtración de isótopos radiactivos. En nivel de
radiación y calor de los residuos desciende gradualmente con el paso del tiempo.
En la mayoría de los casos son necesarios miles de años para que la radiación
descienda al nivel de la radiación natural ambiental.
Las siguientes figuras muestran de forma esquemática la tecnología
anteriormente descrita. En ella se muestra el consumo anual de combustible para
dos casos: uno donde el nivel de consumo es el habitual de 50 gigavatios hora
diarios por tonelada de combustible consumido (GWD/MTIHM); y otro con un
alto nivel de consumo que asciende a los 100 GWD/MTIHM.
Figura 3.3.1: Ciclo de combustible abierto
Fuente: The Future of Nuclear Power, MIT
Capítulo III: La energía nuclear
134
3.2. Ciclo de combustible cerrado: reactor térmico breeder
Esta segunda opción utiliza una fracción de plutonio como fuente de energía
pero requiere del reprocesamiento del combustible utilizado para la recuperación
del plutonio generado y posterior fabricación del nuevo combustible. El
reprocesamiento puede llevarse a cabo en reactores térmicos o reactores rápidos.
La siguiente figura muestra de forma esquemática el ciclo que sigue un reactor
térmico breeder.
Figura 3.3.2: Ciclo de combustible cerrado con reutilización de plutonio o MOX
Fuente: The Future of Nuclear Power, MIT
En comparación con el ciclo abierto, el reprocesamiento térmico añade un
nuevo proceso. Se trata del reciclaje del combustible mencionado en el párrafo
anterior. En la actualidad existen plantas de reprocesamiento en Francia, Japón,
Rusia y Estados Unidos. Este tipo de proceso requiere de una serie de fases y
tratamientos bien definidos. En primer lugar es necesario esperar a que el
combustible utilizado se enfríe y reduzca su radiactividad hasta un determinado
umbral. A continuación se extrae el material físil de la vaina que lo contiene y se
disuelve en ácido nítrico. Finalmente se separan el uranio y el plutonio. Una vez
separados, ambos productos vuelven a las plantas de fabricación de combustible
Capítulo III: La energía nuclear
135
mencionadas en el ciclo abierto. Sin embargo para la fabricación del combustible
reciclado es necesaria una mayor protección de los trabajadores y líneas de
producción.
Otra opción en la gestión de residuos es, una vez separados los distintos
productos, los residuos inservibles y actínidos son confinados en cilindros de
cristal y almacenados en las mismas formaciones geológicas. La cantidad de
material radioactivo sellado dentro de los cilindros de cristal es aproximadamente
la misma que la obtenida en los ciclos abiertos por lo que el proceso no resulta
rentable.
El uranio enriquecido y plutonio recuperados del combustible utilizado son
reutilizados en la fabricación de óxidos mixtos de uranio (MOX). En el mejor de
los casos el ahorro de combustible respecto al ciclo abierto es del 30%. El
reprocesamiento de combustible es un proceso muy costoso. Dado el reducido
precio del mineral de uranio natural, aunque se ha multiplicado por cerca de
cuatro veces en un periodo de poco más de un año, el reprocesamiento térmico
no es una opción económicamente viable.
3.3. Ciclo de combustible cerrado: reactor rápido breeder
Por su diseño, los reactores rápidos son capaces de producir más material físil
que el que consumen, por ello constituyen una fuente de energía que no requiere
un suministro continuo de U235 y Pu239 después de una inversión inicial de
combustible al principio de su vida útil. El núcleo de estos reactores está
compuesto de dos regiones: la “seed” (semilla) que se encuentra en el interior y
el “blanket” (manta) que la envuelve. El combustible localizado en la zona
interna contiene de un 15 a un 20% de plutonio que produce la potencia y
neutrones necesarios para mantener el punto crítico, mientras la envoltura
contiene U238 que captan el exceso de neutrones rápidos produciendo una nueva
reacción en cadena. El siguiente diagrama muestra el ciclo descrito.
Capítulo III: La energía nuclear
136
Figura 3.3.3: Ciclo de combustible cerrado con reactor dedicado de reutilización de actínidos
Fuente: The Future of Nuclear Power, MIT
Existen importantes diferencias entre los reactores rápidos y los térmicos. La
más singular son los neutrones rápidos altamente energéticos que requieren de la
ausencia de materiales moderadores como agua que provocan la pérdida de
energía de los neutrones. Como consecuencia se emplean metales líquidos como
sodio o plomo para refrigerar los reactores rápidos. Por la reducida probabilidad
que los elementos combustibles del reactor rápido capten un neutrón de éstas
características, su núcleo ha de tener una alta concentración de isótopos físiles.
En comparación con los LWR, el núcleo de los reactores rápidos contiene mucho
más material físil por unidad de volumen que los LWR. Por ello el
enriquecimiento del combustible de este tipo de plantas es mucho mayor, del 15
al 20%. Como el núcleo es mucho más compacto, debe de haber un mayor flujo
de enfriamiento y transferencia térmica para la evacuación de calor. Esto se
consigue por medio de un aumento del nivel de empaquetamiento de las barras de
combustible. Cabe mencionar que el balance de neutrones libres en los reactores
rápidos a base de Pu239 es mucho más delicado porque la fracción de neutrones
retardados es sólo un tercio de la del U235. Como resultado, un reactor rápido
Capítulo III: La energía nuclear
137
alcanza el punto crítico con un tercio del aumento de la reactividad necesaria
para que un reactor de U235 alcance el nivel crítico.
La tecnología de los reactores rápidos es muy exigente y requiere una mayor
inversión de capital que el caso de los ciclos abiertos. La generación eléctrica
basada en este tipo de plantas traería consigo grandes cantidades de material de
desecho válido para la fabricación armamentística. Tal desarrollo supondría un
considerable aumento de la preocupación sobre la seguridad y proliferación.
En general, los reactores basados en ciclos abiertos de combustible, que en la
actualidad se presentan en forma de reactores de agua ligera, presentan ventajas
en materia de costes e impedimento de la proliferación ya que no hay
reprocesamiento o separación de actínidos. Por su parte, los de ciclo cerrado
tienen la ventaja de consumir menos recursos por la reutilización de una fracción
del combustible consumido lo que bajo un escenario de elevados precios de
recursos minerales, resultaría más económico. Algunos autores afirman que los
ciclos cerrados también aventajan a los de uso único en el tratamiento de residuos
a largo plazo, puesto que los actínidos de mayor actividad pueden ser separados
del resto de productos de la fisión y transmutados en el reactor.
Ambas familias de ciclos pueden operar tanto con uranio (U) como con torio
(Th) e involucran diferentes tipos de reactores: reactores de agua ligera (LWR),
reactores de agua pesada (HWR), reactores de agua supercrítica (SCWR),
reactores de alta temperatura y muy alta temperatura refrigerados con gases
(HTGR), reactores de metal líquido (LMFR), reactores de gas rápido (GFR) o
reactores de sal fundida (MSR) de distintos tamaños. Como ya se mencionó
anteriormente, la mayoría de los reactores instalados en el mundo corresponden
al grupo de los de agua ligera (LWR). La introducción de nuevos reactores o
nuevos ciclos requerirá enormes inversiones y cierto período de experiencia
operativa antes de su implantación comercial.
Las características de los ciclos de los reactores disponibles en el momento
actual se resumen en la siguiente tabla. En el presente las centrales que emplean
ciclos abiertos de óxido de uranio enriquecido (UOX) como combustible
Capítulo III: La energía nuclear
138
disponen de una capacidad total de 325 GWe. En contraste con las plantas que
consumen una mezcla de plutonio y óxido de uranio reprocesado (MOX), cuya
capacidad total suponen 27GWe. Por el momento este último tipo de
instalaciones sólo admite combustible que ha sufrido un único reprocesamiento.
La tabla también muestra los flujos anuales de material consumido por los
reactores.
Ciclo de
combustible
Combustible
empleado
Potencia de
la central
(GWe)
Consumo de
combustible
(10³ Mt/año)
Residuos altamente
radiactivos
generados al año
Plutonio
generado
(Mt/año)
Plutonio
reciclado
(Mt)
Abierto
UOX
325
66.340
6.471 Mt
87,7
-
MOX: 179 Mt
Consumido:
12,6
Cristales: 109 m³
Descargado:
8,8
Cerrado
MOX
27
3.675
6,3
Otros residuos: 330 m³
Tabla 3.3.1: Comparativa de los ciclos de combustible
Fuente: The Future of Nuclear Power, MIT
Suponiendo una expansión progresiva de la energía nuclear durante la
primera mitad de siglo capaz de satisfacer una fracción importante de la futura
demanda eléctrica, el ciclo de combustible abierto sería una opción técnicamente
creíble siempre que se disponga de una cantidad suficiente de mineral de uranio a
un precio razonable capaz de soportar el crecimiento. Dicha discusión se
abordará en las secciones subsiguientes. Se debe destacar que la opción de un
único reprocesamiento térmico consume casi tanto mineral de uranio como el
ciclo abierto para la misma potencia instalada, esto es para 325 GWe de potencia
instalada del ciclo térmico reprocesado una única vez se requieren 44.236 Mt
anuales de mineral. Por lo tanto, en el caso que haya un suministro adecuado de
uranio a un precio razonable durante los próximos años, esta última opción
resultará económicamente menos atractiva que la del ciclo abierto.
La opción del reprocesamiento térmico posee cierta ventaja a la hora de
producir menos residuos, no obstante se trata de una diferencia mínima. En todo
caso el ciclo de reprocesamiento térmico genera una mayor cantidad de Pu que es
Capítulo III: La energía nuclear
139
descargado del reactor para una misma potencia instalada. El plutonio
descargado en un año supone material suficiente para construir miles de armas
nucleares. De esta manera, dicha opción no representa una alternativa interesante
mientras haya uranio disponible a un precio razonable. Si los precios de la
materia prima llegaran a subir mucho, el reprocesamiento térmico podría legar a
ser atractivo, pero bajo las mismas circunstancias, un ciclo cerrado que incluyese
un reactor dedicado para la transmutación de los actínidos también lo sería. Esta
última configuración paliaría el problema de la proliferación. Por ello se
concluye que el reprocesamiento térmico de un único ciclo no es viable al menos
durante la primera mitad de siglo.
Todo apunta a que, al igual que ocurre con los combustibles fósiles, el
porvenir de la energía nuclear se encontrará sujeto a la existencia de recursos
suficientes de uranio capaces de soportar una expansión significativa de este tipo
de instalaciones. La sección 4 analizará esta cuestión fundamental.
4. Emisiones de CO2 asociadas a la energía nuclear 1
Anteriormente se consideraron las reducidas emisiones producidas por la
generación nuclear, sin embargo, por no faltar a la verdad, cabe analizar los
requerimientos energéticos asociados al ciclo del combustible nuclear que en
algunos casos puede distar de encontrarse exento de la producción de gases de
efecto invernadero.
Desde las primeras fases de construcción de una central nuclear hasta el final
de su vida útil se asocian las siguientes etapas con su consiguiente gasto
energético:
ƒ
Construcción y operación de la planta.
ƒ
Obtención del uranio mineral.
1
Esta sección se basa en los resultados del estudio conjunto realizado por Jan Willem Store van Leeuwen and
Philip Smith, Nuclear Power, The Energy Balance publicado en el 2005.
Capítulo III: La energía nuclear
140
ƒ
Tratamiento de enriquecimiento del mineral y posterior fabricación
del combustible nuclear. Esta fase dependerá en gran medida de la
calidad y riqueza del mineral de uranio.
Además se deben considerar una serie de deudas energéticas contraídas por la
central nuclear incluso tras finalizar la vida útil de la misma:
ƒ
Acondicionamiento y almacenamiento de los residuos altamente
radiactivos. Puede tratarse de un almacenamiento geológicamente
estable o transitorio en espera de una solución mejor.
ƒ
Almacenamiento de los residuos de baja y media actividad además del
uranio empobrecido.
ƒ
Desmantelamiento de la central y eliminación de restos radiactivos.
Para satisfacer los requerimientos energéticos anteriores se precisa del uso de
combustibles fósiles los cuales llevan asociados una serie de emisiones de CO2.
Por ello la energía nuclear tiene asociada de forma indirecta la generación de
gases de efecto invernadero. Storm, van Leeuwen y Smith han analizado la
cuestión y elaborado un modelo que asocia el nivel de producción de energía
nuclear y ciclos de combustible correspondientes, a las emisiones de CO2
asociadas. En su estudio han comparado la generación nuclear a una central
térmica de gas natural. Las siguientes figuras muestran los niveles de gases
contaminantes producidos teniendo en cuenta varias consideraciones. G es el
porcentaje de uranio 235 presente en el combustible nuclear.
Capítulo III: La energía nuclear
141
Figura 3.4.1: Comparación entre emisiones acumuladas de CO2 de una central nuclear y una central
térmica de gas natural para minerales blandos
Fuente: Storm van Leeuwen y Smith, 2005
Figura 3.4.2: Comparación entre emisiones acumuladas de CO2 de una central nuclear y una central
térmica de gas natural para minerales duros
Fuente: Storm van Leeuwen y Smith, 2005
Capítulo III: La energía nuclear
142
Ambas figuras representa el nivel de emisiones para minerales blandos
(Figura 3.4.1) y minerales duros (Figura 3.4.2,). En la primera se pone de
manifiesto que para minerales blandos con un contenido en uranio mayor o igual
al 1%, la central nuclear resulta competitiva en lo que a emisiones de CO2 se
refiere tras siete años de carga completa. Para un contenido del mineral del
0,02% son necesarios 9 años. Para el caso de minerales aún más pobres (0,01%)
el nivel de emisiones producido se aproxima al de una central térmica de gas que
generase la misma potencia eléctrica. En el caso de minerales duros (Figura
3.4.2,) los resultados empeoran, con 13 años para un contenido de mineral del
0,02% y mayor producción de CO2 que una central térmica de gas para
contenidos de mineral del 0,01%
Figura 3.4.3: Comparación entre emisiones acumuladas de CO2 de una central nuclear al final de su
vida útil (24 años de carga completa) y una central térmica de gas natural
Fuente: Storm van Leeuwen y Smith, 2005
La última figura muestra que con mineral con una riqueza en uranio del 1%,
una central nuclear al final de su vida útil y con un funcionamiento de carga
completa emitirá un 18% de las emisiones de CO2 que habría producido una
Capítulo III: La energía nuclear
143
planta de gas. Si se tiene en cuenta la emisión extra de CO2 derivada del
desmantelamiento de la central al final de su periodo de producción, la cifra se
dobla (37%). A partir de riqueza de uranio inferior al 0,1% se produce un rápido
incremento en las emisiones de CO2 de modo que si la riqueza del mineral es
inferior al 0,02% para los minerales duros, o del 0,01% para los blandos, el uso
de la energía nuclear produce más emisiones que si se quemaran directamente los
combustibles fósiles.
De aquí se desprende la importancia de conocer la cantidad de mineral de
uranio rico disponible. Otro estudio de los mismos autores (Storm van Leeuwen
y Smith, 2004) señalan que las reservas actuales no permitirían mantener una
producción eléctrica anual de 60 EJ (1018 Julios), es decir 16.667 GWh durante
tres años completos.
5. Localización geográfica de los recursos nucleares 1
Los elementos aprovechables como combustible nuclear son un grupo
insólito. Dentro de esta familia se encuentran el U235, el Th232 y los productos de
fisión Pu239 y Pu241 que no se encuentran en la naturaleza. En la actualidad el
elemento más utilizado es el U235, isótopo con una vida media más reducida que
el U238. Por ello éste último representa la forma predominante en la naturaleza,
conteniendo una fracción reducida del isótopo 235, típicamente menor del 1%.
Esta mezcla de isótopos constituye los que se conoce como uranio natural. Los
reactores comerciales emplean combustible con un contenido en U235 del 2 al
3%, por lo que el mineral de uranio requiere de una serie de operaciones de
enriquecimiento para su uso. Si se partiese de 1.000 kg de uranio natural, tras la
fase de enriquecimiento apenas se obtendrían 182 kg de uranio enriquecido.
1
Esta sección sigue la línea argumental del proyecto de Evaluación de los Recursos Fósiles y Nucleares de
Isabel Vinuesa.
Capítulo III: La energía nuclear
144
5.1. Reservas de uranio
El mineral natural de uranio se encuentra ampliamente distribuido alrededor
del mundo. La mayoría de los yacimientos contienen una pequeña fracción de
este material, menor del 1%, que requiere de su separación y posterior
tratamiento. También existen depósitos ricos en Canadá y Australia que contiene
hasta un 20% de uranio natural. Se necesitan aproximadamente 200 toneladas de
este mineral cada año para alimentar un reactor de agua ligera de 1.000 MWe, o
lo que es lo mismo, 100.000 toneladas de mineral que contenga un 0,2% de
uranio natural que posteriormente habrá que enriquecer. Los yacimientos ricos
también producen menos residuos asociados a la minería, por ello este tipo de
depósitos resultan normalmente más rentables.
Los recursos naturales de uranio se pueden dividir en dos grupos. Por un lado
los recursos convencionales que agrupan las reservas conocidas y estimadas
razonablemente. El segundo grupo son los recursos convencionales no
descubiertos, que como su nombre indica, se compone del mineral que se prevé
que exista en zonas no exploradas.
La siguiente tabla muestra los recursos convencionales más importantes que
se conocen. Las reservas se dividen según los precios asociados a su explotación.
Capítulo III: La energía nuclear
145
RESERVAS 1 DE URANIO. DESGLOSE POR PAÍSES Y MARGEN DE COSTE
$40
Alemania a b
Argelia a b c
Argentina
Australia
Brasil b c
Bulgaria a b c
Canadá
Chile c d
China c
Dinamarca b c
Eslovenia b
España
Estados Unidos
Finlandia b c
Gabón b
Grecia a b
India c d
Indonesia b c
Irán c
Italia a b
Japón b
Kazajstán b c
Malawi a b c
México a b c
Mongolia a b c
Namibia b e
Níger
Perú c
Portugal
Rep. Centroafricana a b c
Rep. Checa
Rep. Dem. del Congo a b
0
ND
4.780
689.000
26.235
1.665
297.264
ND
26.235
0
0
0
ND
0
0
1.000
ND
0
0
ND
ND
280.620
ND
0
7.950
57.262
89.800
ND
ND
ND
0
c
Rumania b c e
Rusia c
Somalia a b c
Suecia b
Sudáfrica f
Tailandia a c
Turquía b c
Ucrania c
Uzbekistán c
Vietnam c
Zimbabwe a b c
Total c
Total corregido d
Rango de coste de kg de Uranio
$40-80
$80
$80-130
0
0
3.000
ND
19.500
0
100
4.880
2.200
13.000
702.000
33.000
59.955
86.190
0
4.205
5.870
0
36.570
333.834
0
ND
ND
ND
8.825
35.060
0
0
0
20.250
2.200
2.200
0
2.460
2.460
2.465
ND
102.000
243.000
0
0
1.125
0
0
4.830
0
1.000
0
ND
ND
ND
320
320
4.300
0
0
370
ND
4.800
0
ND
ND
ND
104.005
384.625
145.835
ND
8.775
0
0
0
1.275
38.250
46.200
0
82.035
139.297
31.235
12.427
102.227
0
ND
1.215
0
ND
7.470
0
ND
6.000
6.000
830
830
0
ND
ND
0
52.610
0
0
119.184
0
0
15.380
61.510
ND
ND
1.730.495
>916.000
0
71.440
0
0
112.480
0
6.845
19.250
0
ND
ND
575.197
>531.000
1.350
0
124.050
0
0
231.664
0
6.845
34.630
61.510
ND
1.350
2.458.152
2.274.000
0
3.325
18.970
4.950
4.000
83.666
5
0
30.030
18.110
ND
0
661.941
660.000
$130
3.000
19.500
7.080
735.000
86.190
5.870
333.834
560
35.060
20.250
2.200
4.925
345.000
1.125
4.830
1.000
40.980
4.620
370
4.800
6.600
530.460
8.775
1.275
46.200
170.532
102.227
1.215
7.470
12.000
830
1.350
3.325
143.020
4.950
4.000
315.330
5
6.845
64.660
79.620
1.005
1.350
3.169.238
2.964.000
1
Reservas «razonablemente aseguradas» en toneladas de uranio a 1-1-2003
ND: Datos no disponibles
a
Datos del anterior «Libro Rojo»
b
Evaluación no realizada en los últimos cinco años
c
Ajustado por la secretaría
d
Datos de coste no suministrados, por lo que los recursos están en la categoría <$ 130/kgU
e
Datos del anterior «Libro Rojo», reducidos en pasada producción
f
Datos reducidos por la producción 1999-2002
g
Los totales que figuran hasta $80 son en realidad mayores ya que hay países que no dan datos
Tabla 3.4.1: Reservas conocidas de Uranio desglosadas en costes de extracción
Fuente: Nuclear Energy Agency, 2003
Capítulo III: La energía nuclear
146
En el presente las reservas que presentan mayor interés son que presentan un
coste inferior a 80$/kgU. El 90% de dichos recursos se distribuyen en 9 países,
según muestra en la figura:
Figura 3 4.1: Distribución de las reservas de uranio en t cuyo coste de extracción es menor de
80$/kgU
Fuente: Uranium - 2003 - Resources, Production and Demand , A joint report by the OECD Nuclear
Energy Agency and the International Atomic Energy Agency, 2004
La distribución de las reservas cuyo coste de extracción es menor de
130$/kgU no difiere mucho del anterior y se refleja en el siguiente diagrama.
Capítulo III: La energía nuclear
147
Distribución de reservas de Uranio ( Coste ? $ 130/Kg U)
Otros
19%
Australia
22%
Rusia
5%
Namibia
5%
Kazajstán
17%
Suráfrica
10%
Canadá
11%
EEUU
11%
Figura 3 4.2: Distribución de las reservas de uranio cuyo coste de extracción es menor de 130$/kgU
Fuente: Uranium - 2003 - Resources, Production and Demand , A joint report by the OECD Nuclear
Energy Agency and the International Atomic Energy Agency, 2004
Al contrario que en el caso de los combustibles fósiles, los recursos de uranio
se encuentran más uniformemente repartidos entre las distintas regiones. Entre
ellas destacan Australia, Canadá y Kazajstán que disponen de cerca del 50% de
las reservas conocidas. Este reparto desfavorece la dependencia energética
exterior.
La Agencia de la Energía Nuclear (NEA) revela en un estudio publicado en el
2004 que los recursos convencionales conocidos en las categorías de costes
menores de 80$/kgU y 130$/kgU, cuyas cantidades representan alrededor de 3,5
Mt y 4,6 Mt respectivamente, aumentaron de forma significativa durante el 2003.
Las reservas conocidas de costes menores de 40$/kgU crecieron cerca del 21%
en relación al año anterior debido a los incrementos de Australia, Canadá,
Nigeria y Kazajstán. Las estimaciones de recursos no descubiertos se redujeron
Capítulo III: La energía nuclear
148
durante el mismo periodo de 9,8 Mt de uranio a 7,3 Mt, debido a las
revaloraciones de los recursos de China y Rusia.
El balance de reservas totales del 2003 no difiere mucho del de dos años
atrás, pues los nuevos descubrimientos y la transferencia de recursos a otras
categorías que parecen más razonables han mantenido el equilibrio. El siguiente
gráfico muestra la distribución de lo recursos razonablemente asegurados entre
los países con mayores recursos:
Reservas de Uranio razonablemente aseguradas a 1-1-2003
800.000
700.000
< 40$ / kg U
40-80$ / kg U
80-130$ / kg U
600.000
500.000
Ut
400.000
300.000
200.000
100.000
O
tro
s
M
on
go
lia
cr
an
ia
U
st
an
l
zb
ek
i
Br
as
i
U
ig
er
N
a
R
us
i
U
C
an
ad
á
Su
rá
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ca
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ib
ia
EE
U
Au
st
ra
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Ka
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js
tá
n
0
Figura 3 4.3: Distribución de los recursos razonablemente asegurados por países
Fuente: Uranium - 2003 - Resources, Production and Demand , A joint report by the OECD Nuclear
Energy Agency and the International Atomic Energy Agency, 2004; y elaboración propia
Cabe mencionar que el descubrimiento de nuevos yacimientos se encuentra
estrechamente ligado al nivel de exploración. En el año 2002 supusieron un total
de 95 millones de dólares, cifra un 7% mayor a la del 2001, pero inferior a la de
1996 y 1998 que sumaron entre 110 y 115 millones de dólares. Prácticamente el
80% de las exploraciones se realizan a nivel nacional. Se prevé una inversión de
Capítulo III: La energía nuclear
149
unos 98 millones de dólares durante los próximos años en materia de exploración
en busca de mineral natural de uranio.
Se estima que los recursos de torio (Th) existentes sobre la corteza terrestre
son tres veces mayores que los de uranio. Sin embargo los reactores que emplean
este isótopo como combustible se encuentran en fase experimental y distan
bastante de hallarse en periodo operativo en la actualidad. Países como la India
son pioneros en este tipo de tecnología, pues disponen de grandes reservas de
dicho elemento.
5.2. Producción de uranio
Durante el año 2002 la producción de uranio supuso 36.042 toneladas, cifra
muy similar a la correspondiente durante el año 2000 de 36.011 toneladas, pero
algo menor que la del 2001 de 37.020 toneladas. La producción mundial de este
recurso mineral está conformada por un grupo de 20 países. Mientras países
como Francia y España han reducido significativamente su nivel de producción,
el Kazajstán la ha doblado en apenas dos años.
Resulta de vital importancia analizar la demanda de uranio, pues de esta
dependerá la sostenibilidad energética de la fisión nuclear como fuente de
energía. A finales del año 2002 existían 441 reactores nucleares operativos
distribuidos por todo el mundo, cuya capacidad de generación asciende a 364
GWe y consumen 66.815 toneladas anuales de uranio. Otro estudio de la NEA, el
Uranium 2003: Resources, Production and Demand, prevé un modesto
crecimiento de la nuclear durante los próximos años. El informe estima que en el
año 2020 la capacidad nuclear podría crecer entre 418 y 483 GWe. En
consecuencia el consumo anual de uranio crecería entre 73.495 y 86.070
toneladas en el mismo año.
Comparando las cifras referentes a la demanda y producción de uranio, se
aprecia que se produce menos de lo que se consume. Al final del 2002, la
producción mundial de uranio, las 36.042 toneladas, cubrieron el 54% de las
Capítulo III: La energía nuclear
150
necesidades de combustible de los reactores comerciales de todo el mundo, las
cuales ascendieron a 66.815 toneladas U. El 46% restante provino del resto de
fuentes secundarias, que incluye reservas civiles y militares, así como uranio
reprocesado a partir del uranio ya utilizado.
El mercado de uranio a medio plazo es incierto debido a la escasa
información disponible sobre la naturaleza y alcance de suministros secundarios.
La información disponible sugiere que aunque los inventarios comerciales hayan
disminuido, constituyen una aportación sustancial. El uranio derivado de la
conversión de cabezas nucleares constituirá con toda certeza una fuente
significativa de suministro en el corto plazo. Por ello se espera que en un futuro
inmediato los precios se mantengan a su reducido valor actual. Así pues se espera
que los niveles de producción no aumenten, reduciendo de esta manera los
inventarios civiles y militares durante los próximos años. El precio del uranio ha
influido de forma determinante en el sector de la producción suponiendo el cierre
de algunas minas y aplazamiento de inversiones en proyectos de desarrollo y
exploración. La producción y exploración van a permanecer probablemente en un
segundo plano hasta que se disponga de un mejor conocimiento de los
suministros secundarios.
Aún en el caso de un modesto crecimiento del sector nuclear, las reservas
baratas de uranio (costes por debajo de 80$/kgU) no serán suficientes para
satisfacer la futura demanda de combustible. Por ello, recursos secundarios,
como exceso de inventarios comerciales, la reconversión del uranio altamente
enriquecido de las cabezas nucleares para su uso en la generación eléctrica y el
reprocesamiento de combustible ya utilizado, resultarán claves para garantizar el
suministro en un futuro cercano. Sin embargo, se espera que los recursos
secundarios pierdan importancia, particularmente después de 2020, y las
necesidades de los reactores tendrán que ser paulatinamente satisfechas por la
expansión de la capacidad de producción existente, junto con el desarrollo de
centros adicionales de producción o la introducción de ciclos de combustible
alternativos. Con todo, el papel moderador del mercado será necesario para
regular los precios del combustible mineral estimulando así el desarrollo de los
Capítulo III: La energía nuclear
151
recursos. Debido a los largos periodos de tiempo que requiere el incorporar al
mercado los nuevos descubrimientos, típicamente un mínimo de 10 ó 20 años,
resulta de vital importancia el desarrollo de los sistemas de suministro ante el
déficit de uranio y la creciente presión en los precios cuando se produzca el
agotamiento de los recursos secundarios. Un mejor conocimiento sobre la
naturaleza y extensión de los inventarios mundiales de uranio y otros recursos
secundarios, permitirían pronosticar de forma acertada las decisiones necesarias a
largo plazo para garantizar el porvenir de la nuclear.
El estudio de las reservas de uranio de la Agencia de la Energía Nuclear
incluye una estimación de los períodos que dichas reservas podrían satisfacer a
un nivel de demanda de energía nuclear similar al del año 2002, en función del
tipo de reactor empleado. Los resultados se resumen en la siguiente tabla:
Recursos convencionales
conocidos
Recursos convencionales
totales
(en años a un nivel de
producción similar al de 2002)
(en años a un nivel de producción
similar al de 2002)
Ciclo combustible actual
(LWR, ciclo abierto)
85
270
Reutilización
(Pu de un solo reciclado)
100
300
Reactores de agua ligera y
reactores rápidos
(incluye reutilización)
130
410
2550
8500
Reactor/Ciclo combustible
8
Reactores rápidos con
recirculación de combustible
Tabla 3.4.2: Años de disponibilidad de recursos de uranio para varias tecnologías
Fuente: Nuclear Energy Agency, 2003; y elaboración propia
8
Recursos usados por TWh tomados de OCDE/NEA (2001). La generación total de electricidad a partir de
energía nuclear fue de 2750 TWh en 2002.Los recursos convencionales conocidos ascienden a 4.588.700
toneladas U, los recursos convencionales totales a 14.382.500 toneladas U.
Capítulo III: La energía nuclear
152
Se pone de manifiesto que en función del tipo de reactor o del ciclo de
combustible empleado, las previsiones son muy distintas. Con la tecnología
adecuada se dispondría de uranio suficiente para un horizonte de entre 2000 y
8000 años.
No obstante, y pese al previsible aumento de la demanda de energía, el papel
de la energía nuclear sigue siendo incierto. Según la Agencia de la Energía
Nuclear, los recursos de uranio (incluyendo recursos conocidos y no
descubiertos) son adecuados para satisfacer los requerimientos futuros
proyectados. Sin embargo hay cuestiones que permanecen sin resolver, como si
estas tecnologías pueden ser desarrolladas dentro del marco temporal requerido
para satisfacer la futura demanda de uranio.
A pasar de lo crítico de las reservas de uranio, existe una postura respaldada
por expertos y autoridades a nivel mundial sobre la cuestión que apuestan
claramente por la continuidad y el desarrollo de la nuclear. Dichos estudiosos
argumentan que se requirieren únicamente 30 gramos de uranio enriquecido para
generar una potencia de 8000 kWh. Para obtener la misma cantidad de energía
serían necesarios 3000 kg de carbón. Las estimaciones predicen que con las
reservas probadas actuales de 80$ el kg de uranio se pueden abastecer las 441
centrales durante solamente 50 años. El doblar el coste de extracción del mineral
hasta los 160$/kg supondría que las reservas conocidas se multiplicarían por
diez. Pese a lo que pueda parecer, la repercusión en el coste de la electricidad
generada en las centrales debido a la duplicación del coste del uranio es del 5%.
En contrapartida, si se doblase el precio del carbón la repercusión en el precio
final es del 30%, y si se tratase del gas natural sería del 60%.
Yendo aún más lejos, si el precio del uranio natural siguiese aumentando
hasta alcanzar la cifra de los 1.000 $/kg, entonces sería viable la explotación del
uranio contenido en el agua de los océanos. La Agencia Internacional de la
Energía estima la existencia de aproximadamente 14,4 Mt de uranio
convencional, más unas 22 Mt de uranio en depósitos de fosfato y nada menos
que 4.000 Mt disueltas en el agua del mar. Otro dato importante se refiere al
Capítulo III: La energía nuclear
153
rendimiento de las centrales nucleares. Las cifras muestran que cada 20 años los
reactores consumen un 25% menos de uranio enriquecido. Tampoco se ha
explotado el potencial del torio cuyas reservas podrían ser tres veces más que las
del mineral de uranio. Las centrales que empleasen torio como combustible no
precisarían de una tecnología muy distinta a la actual.
En conclusión, la energía nuclear cuenta con una amplia base de recursos.
Las reservas actuales son lo suficientemente grandes como para garantizar la
producción del combustible nuclear durante décadas. Dado que el coste del
combustible nuclear representa una parte muy pequeña del coste de producción
eléctrica nuclear, una subida de los precios del combustible podría hacer que la
disponibilidad de recursos aumentara considerablemente sin que ello incidiera
materialmente en la posición de competitividad de la energía nuclear. Es más, se
podría ampliar la base de recursos para la producción de energía eléctrica nuclear
con el reciclado de los materiales fisionables y la aplicación de los ciclos de
combustible avanzados que convierten el uranio y el torio fértiles en materiales
fisionables. Con todo, el ampliar la base de recursos naturales de la nuclear no la
convierte en una forma de energía coherente con los objetivos del desarrollo
sostenible, pues aún quedan por resolver los problemas del impacto
medioambiental y seguridad asociados.
7. Perspectivas
Hacer frente al incipiente crecimiento de la demanda que se va a producir
durante los próximos años requiere de un minucioso análisis de todas las
posibilidades tecnológicas. Preservar la opción nuclear en el futuro próximo
requiere superar los cuatro desafíos descritos en la sección 2: costes, seguridad,
proliferación y residuos. A medida que se invierta y se construyan más centrales
nucleares se alcanzarán soluciones cada vez más aceptables. Sin embargo, el
esfuerzo de superar estos desafíos será justificado sólo si la energía nuclear es
capaz de reducir significativamente el calentamiento global, lo cual implicaría
una mayor expansión de la nuclear. En efecto, preservar la energía nuclear
Capítulo III: La energía nuclear
154
significa desarrollar las medidas necesarias para hacer de ésta una fuente de
energía segura y competitiva con la que hacer frente al creciente nivel de
consumo.
Para tratar esta cuestión, un estudio del MIT, The Future of Nuclear Power,
postula un escenario de crecimiento en el que a mitad del presente siglo habría de
1.000 a 1.500 reactores nucleares de 1.000 MWe cada uno distribuidos por el
mundo. Actualmente se dispone de una capacidad equivalente de 366 reactores
del mismo tipo en servicio. Una expansión de estas características requeriría del
compromiso de Estados Unidos, Japón, Corea y Taiwán, así como renovar el
parque nuclear europeo y un amplio desarrollo de este tipo de instalaciones en
todo el mundo. A título ilustrativo se muestra a continuación la siguiente tabla
con un despliegue de 1.000 reactores con una capacidad de 1.000 MWe cada
uno:
Porción del mercado 9
eléctrico de la energía
nuclear
Región
Número de
reactores de 1.000
MWe en el 2050
2000
2050
Países desarrollados
625
23%
29%
EE.UU.
300
-
-
Europa y Canadá
210
-
-
Este Asiático
115
-
-
50
16%
23%
Países en vías de desarrollo
325
2%
11%
China, India y Pakistán
200
-
-
Indonesia, Brasil y Méjico
75
-
-
Otros países
50
-
-
17%
19%
Economías en transición
TOTAL MUNDIAL
1.000
Tabla 3.5.1: Escenario de desarrollo de 1000 reactores de 1000 MWe de potencia
Fuente: The Future of Nuclear Power, MIT
9
El escenario supone un crecimiento del consumo global de energía de 13,6 a 38,7 billones de kWh desde el
2000 hasta el 2050 (crecimiento anual del 2,1%).
Capítulo III: La energía nuclear
155
Dicho escenario ahorraría una cantidad importante de emisiones de gases de
efecto invernadero asociadas a la combustión de combustibles fósiles. En el año
2002, el nivel de emisiones asociado a la actividad humana supuso 6.500
millones de toneladas anuales. Estás emisiones serán probablemente más del
doble en el año 2050. Los 1.000 GWe de potencia nuclear instalada postulados
en el escenario evitarían 800 Mt anules de emisiones derivadas de la generación
eléctrica a partir de centrales térmicas de gas natural. En el caso de la producción
de electricidad a partir del carbón el ahorro sería de 1.800 Mt anuales, asumiendo
que no se emplee ningún método de captura o secuestro de CO2.
Dicho despliegue de potencia nuclear se basaría en reactores de ciclo de
combustible abierto porque son los que mejor se ajustan a los requerimientos de
bajo coste y no proliferación. Los ciclos cerrados poseen ciertas ventajas desde el
punto de vista del tratamiento de residuos a largo lazo. No obstante este tipo de
ciclos seguirá siendo más caro que los de un solo uso hasta que los recursos
minerales sean muy escasos.
Sin
embargo
el
escenario
anteriormente
descrito
presenta
graves
inconvenientes. Según datos de la Asociación Internacional de la Energía
Atómica (IAEA), en su “Red book” estiman que con el nivel de producción
actual apenas quedarían de 50 a 60 años de reservas de mineral de uranio. Esto
significa que si se aumentase el número de reactores de 366 a 1000 durante los
próximos años, las reservas durarían 22 años en el mejor de los casos. Resultaría
inaceptable realizar las enormes inversiones necesarias para la construcción de
las nuevas centrales cuando los recursos de uranio no durarían más allá del año
2030, con lo cual no se podría hacer frente a la enorme demanda eléctrica de los
años posteriores.
No se trataría de un problema realmente grave pues el escenario anterior se
basa únicamente en ciclos de combustible abiertos y no se plantea el
reprocesamiento del combustible utilizado. En el momento en el que los recursos
de uranio comenzasen a escasear, el aumento de costes derivado haría que las
instalaciones de ciclo cerrado fuesen económicamente viables. Tampoco se ha
Capítulo III: La energía nuclear
156
tenido en cuenta el enorme potencial de los recursos naturales de torio. Carlo
Rubbia, premio Nóbel en 1984, estima que con la tecnología adecuada las
reservas de dicho mineral serían suficientes para abastecer la población mundial
durante unos 100.000 años. Además el uso del torio en lugar del uranio cuenta
con otra ventaja, y es que no se puede emplear para la fabricación de armamento
nuclear con lo cual se evitaría el problema de la proliferación.
8. Conclusiones sobre la viabilidad de la energía
nuclear
Los problemas a los que se enfrenta la energía nuclear, tanto en lo referente a
la evolución de costes y disponibilidad de recursos, como en lo referente a la
seguridad nuclear, proliferación, y tratamiento de residuos, han llevado a
proponer una enorme cantidad de diseños alternativos (reactores de cuarta
generación), que según sus defensores, permitirían superarlos. En cualquier caso,
estos enfoques se encuentran en una fase muy preliminar, y su implementación
práctica tendría que esperar como poco unos 20 años. Si efectivamente estos
problemas admitiesen solución, la alternativa nuclear sería una posibilidad muy
atractiva.
Sin embargo el mayor reto al que se enfrenta la energía nuclear no son los
desafíos tecnológicos, sino la concienciación social. A pesar de los
esperanzadores avances de la técnica, la opinión pública sigue siendo muy
reticente respecto a la expansión de la nuclear. Este tipo de actitud puede minar
el futuro de esta fuente energética incluso habiendo superado los cuatro desafíos.
El interés de la nuclear reside en la generación eléctrica libre de emisiones de
gases de efecto invernadero. Mientras el desarrollo de alternativas limpias, como
la fusión nuclear y el hidrógeno a gran escala, parece una utopía, la única salida
son los combustibles fósiles que presentan la problemática descrita en el capítulo
anterior y agravarían significativamente el calentamiento global.
Capítulo III: La energía nuclear
157
Todo apunta a que a largo plazo no habrá más alternativa que utilizar todas
las fuentes energéticas disponibles, incluida la opción nuclear. El futuro de la
energía nuclear dependerá en gran medida de la porción del mercado de
generación eléctrica que no ocupen los combustibles fósiles. Puesto que el ciclo
del combustible nuclear requiere de multitud de procesos relacionados con la
minería, enriquecimiento, fabricación del combustible, transporte, tratamiento de
residuos y desmantelamiento de la planta, que en última instancia dependen del
petróleo; los costes del combustible nuclear se encuentran estrechamente
relacionados con la evolución de precios del crudo.
Por lo tanto resulta lógico suponer un potencial limitado del uso de la energía
nuclear de fisión durante el próximo siglo. Basándose en otros estudios de
perspectiva, como el anteriormente mencionado The Future of Nuclear Energy y
Energy at the Crossroads de Vaclac Smil, se ha adoptado la hipótesis de
restricción de la capacidad nuclear instalada en el año 2100 a 2,5 GW. Dicha
cifra supone un límite razonable a la expansión de este tipo de instalaciones
durante el horizonte de estudio, que tiene en cuenta los inconvenientes de esta
forma energía anteriormente mencionada. La utilidad de dicha hipótesis se
pondrá de manifiesto en el capítulo 6, concretamente en el modelo de generación
eléctrica.
Capítulo III: La energía nuclear
158
Capítulo IV:
El impacto
medioambiental
Las consecuencias medioambientales relacionadas con la producción, el
transporte, el procesamiento y la combustión de hidrocarburos así como la
generación eléctrica nuclear e hidroeléctrica, abarcan un amplio espectro de
efectos no deseados. El estrepitoso fracaso de algunos sistemas energéticos,
como la explosión del desprotegido reactor de Chernobyl (1986) o el derrame
masivo de crudo del Exxon Valdez (1989), han captado y captarán la atención
pública con imágenes sobrecogedoras. Los efectos acumulativos de otros
cambios graduales, incluyendo aquellos como la acidificación o la eutrofización
de los ecosistemas cuyas causas son los reactivos invisibles de los compuestos
químicos, resultan aún más preocupantes a medida que dichos procesos son más
persistentes y generalizados. Asimismo, la necesidad de compromisos a largo
plazo, ya sea en lo referente al tratamiento de residuos radiactivos o la reducción
de las emisiones de gases de efecto invernadero, representan un mayor desafío
que el enfrentarse a accidentes espectaculares.
Capítulo IV: El impacto medioambiental
159
La combustión de los combustibles fósiles libera energía química e
inevitablemente una serie de residuos contaminantes. De ahí que la civilización
basada en este tipo de combustibles haya producido un impacto significativo en
la atmósfera. Dicha combustión ha aumentado sustancialmente la concentración
de pequeñas partículas y multiplicado el flujo atmosférico de óxidos de azufre y
nitrógeno (principalmente SO2, NO y NO2), hidrocarburos (HnCm) y monóxido
de carbono (CO). Previamente estos compuestos procedían únicamente de la
combustión de biomasa o como productos del metabolismo de bacterias y
plantas.
Debido a la creciente importancia del impacto medioambiental y la
obligación moral de la sociedad de respeto de su entorno, este capítulo pretende
analizar y definir algunas nociones básicas de la cuestión formulada. Entre los
principales contaminantes derivados de la producción y consumo de energía que
afectan a la atmósfera se pueden distinguir:
• Aerosoles: Partículas sólidas y líquidas.
• Metales pesados: Pb, Cr, Cu, Mn, V, Ni, As, Cd, Hg.
• Substancias minerales: Asbestos y Amianto.
• Substancias radioactivas: Radón, cuyos productos de degradación son Po218 y
Po216.
• Gases, entre los que destacan:
o Monóxido de carbono (CO)
o Dióxido de carbono (CO2)
o Óxidos de azufre (SO2, SO3, H2S)
o Óxidos de nitrógeno (NO, NO2, NOx)
o Hidrocarburos (HnCm)
Capítulo IV: El impacto medioambiental
160
• Compuestos halogenados y sus derivados:
o HCl, Cl2 y derivados del cloro
o HF y derivados del flúor
• Compuestos
orgánicos
volátiles
(COVs,
hidrocarburos
aromáticos
polinucleares…)
• Compuestos orgánicos que contienen azufre (mercaptanos)
• Compuestos orgánicos halogenados (PCBs, dioxinas, furanos…)
1. Tipos de contaminantes y sus consecuencias
medioambientales
A continuación de analizan brevemente los contaminantes de mayor
relevancia así como sus efectos sobre la salud humana y el medio ambiente:
1.1. Las partículas
El problema de las partículas incluye todos los sólidos o aerosoles líquidos
con un diámetro menor de 500 μm. Las partículas grandes y visibles, como
cenizas, partículas metálicas, polvo y hollín (partículas de carbón impregnadas de
alquitrán), que solían producirse en la combustión incontrolada de carbón y
derivados del petróleo en las estufas de los hogares o las calderas de las centrales
térmicas, se localizan en las proximidades de los focos emisores y normalmente
no son inhaladas. En cambio, las partículas muy pequeñas (diámetro inferior de
10 μm) son inhaladas fácilmente. Los aerosoles con un diámetro menor de 2,5
μm pueden alcanzar los alvéolos de los pulmones contribuyendo al desarrollo de
problemas respiratorios crónicos. Las pequeñas partículas pueden encontrase en
suspensión durante semanas viajando así, impulsadas por el viento, grandes
distancias alcanzado incluso otros continentes. Por ejemplo, sólo de 7 a 10 días
Capítulo IV: El impacto medioambiental
161
después de que las tropas iraquíes incendiaran los pozos de petróleo de Kuwait,
se identificaron hollines procedentes de dicha fuente en Hawai. Durante los
meses posteriores la radiación solar recibida se redujo en el área que se extiende
desde Libia hasta Paquistán y desde Yemen hasta Kazajstán.
1.2. Los óxidos de azufre
El dióxido de azufre (SO2) es un gas incoloro que no se puede oler en bajas
concentraciones, mientras en grandes cantidades produce un olor acre e irritante.
La principal fuente de esta sustancia es la oxidación de los sulfatos presentes en
los combustibles fósiles (típicamente del 1 al 2% de la masa total del carbón o el
crudo). También producen este gas la fundición de metales, el refinamiento de
petróleo y la síntesis de ciertos compuestos químicos. En el caso de los Estados
Unidos, las emisiones de dióxido de azufre alcanzaron un pico de 30 Mt anuales
al principio de los años 70, reduciendo a menos de 20 Mt/año a mitades de los
noventa. Entre 1980 y 1999 se produjo un descenso del 28%. Las emisiones
globales de SO2 se elevaron desde las 20 Mt a principios del siglo pasada hasta
las 100 Mt a finales de los 70. Los posteriores controles de Europa y
Norteamérica, así como el colapso de los países comunistas, redujeron el flujo
global prácticamente un tercio. Con todo, las emisiones del continente asiático no
han parada de crecer durante el último siglo.
Capítulo IV: El impacto medioambiental
162
Emisiones de gases de azufre
80
70
60
Mt / Año
50
40
30
20
10
0
1850
1875
1900
1925
1950
1975
2000
Figura 4.1.1: Emisiones globales de óxidos de azufre durante el siglo XX
Fuente: Energy at the crossroads, Smil; y elaboración propia
Los óxidos de azufre producen graves daños que afectan a los pulmones y
degeneran en enfermedades crónicas. El efecto combinado de las emisiones
descontroladas de partículas y SO2, es el responsable del smog fotoquímico y la
lluvia ácida que antaño afectaban a Europa y Norteamérica, y en la actualidad se
han extendido a prácticamente todas las zonas industrializadas. Sus efectos son la
reducción de visibilidad, un aumento de la frecuencia de afecciones respiratorias
y en los casos más extremos de alta concentración atmosférica (Londres en 1952
y Nueva Cork en 1963) el aumento de la mortalidad infantil y de los ancianos
con enfermedades crónicas de los pulmones y cardiovasculares. La lluvia ácida
es la responsable de la acidificación del terreno que afecta a la fertilidad de los
campos.
Capítulo IV: El impacto medioambiental
163
1.3. Los óxidos de nitrógeno
Los óxidos de nitrógeno se producen en la combustión a altas temperaturas
que rompe los enlaces fuertes del nitrógeno atmosférico (N2) y combina el
nitrógeno atómico con oxígeno. Los principales focos de emisión de este gas son
las centrales térmicas, los automóviles y los aviones. A pesar del esfuerzo de
control agresivo de las emisiones de NOx de los Estados Unidos, su nivel ha
aumentado un 1% entre 1980 y 1999 permaneciendo por encima de las 20
Mt/año. No obstante, durante el mismo periodo se redujo la concentración media
de las áreas pobladas disminuyendo un 25%.
Emisiones de gases de nitrógeno
30
25
Mt / Año
20
15
10
5
0
1850
1875
1900
1925
1950
1975
2000
Figura 4.1.2: Emisiones globales de óxidos de nitrógeno durante el siglo XX
Fuente: Energy at the crossroads, Smil; y elaboración propia
Al igual que ocurría con los óxidos de azufre, los NOx provocan graves
daños del tejido pulmonar y son responsables de la lluvia ácida.
Capítulo IV: El impacto medioambiental
164
1.4. El monóxido de carbono
El CO, un gas incoloro e inodoro, es el resultado de la combustión de
combustibles que contiene carbono. Vehículos a motor de combustión interna y
las hogueras al aire libre (quema de basuras y residuos de la agricultura) son las
principales fuentes. Otros responsables son las fundiciones, refinerías y
trituradoras. A principio de los 70 se introdujeron métodos de control de este tipo
de emisiones en los vehículos, como los convertidores catalíticos, que han
reducido el impacto asociado a la rápida expansión del mercado del automóvil.
Se estima que gracias a estos dispositivos en los Estados Unidos se han reducido
en un 25% las emisiones de CO en comparación con el valor máximo que se
produjo en 1970. Pese que a nivel medioambiental el CO no resulta tan nocivo
como el SO2 y los NOx, el monóxido de carbono provoca asfixia y es
responsable de miles de muertes anuales accidentales de gente que ha estado
expuesta a estufas que producen una combustión incompleta.
1.5. Los hidrocarburos
Las emisiones de hidrocarburos de origen antropogénico son el resultado de
la combustión incompleta de carburantes, evaporación de disolventes y
combustibles, incineración de basura y desgaste los neumáticos de los
automóviles. El procesamiento, distribución y combustión del petróleo son sin
lugar a dudas la principal fuente de hidrocarburos volátiles en las regiones con
alta densidad de población. Este tipo de sustancias presenta el riesgo de provocar
cáncer y la irritación de las vías respiratorias.
1.6. El dióxido de carbono (CO2)
Durante los años 80 tras un siglo de idas y venidas de estudios sobre el
calentamiento global antropogénico, se hizo evidente que las emisiones de gases
de efecto invernadero dominadas por el CO2 se habían convertido en un factor
del cambio climático global. Las consecuencias básicas de este proceso fueron
Capítulo IV: El impacto medioambiental
165
enunciadas ya a finales de siglo por Arrhenius: un aumento geométrico de las
emisiones de CO2 produce un crecimiento aritmético de la temperatura terrestre,
un calentamiento mínimo cerca del ecuador y máximo en las regiones polares.
Cuando comenzaron en 1985 a medirse sistemáticamente las concentraciones
de CO2 en dos observatorios americanos, Mauna Loa en Hawai y otro en el polo
sur, dichas concentraciones se encontraban en niveles próximos a los 320 ppm
(partes por millón). Durante el año 2000 las medidas registradas por el
observatorio de Hawai señalaban un nivel de concentración media de 370 ppm.
Durante los años 80, los estudios sobre el cambio climático se volvieron
interdisciplinarios reconociendo la importancia de otros gases de efecto
invernadero (CH4, NO2 y los CFCs). Además se realizaron esfuerzos por
cuantificar ambos, los flujos hidrosféricos y biosféricos así como los sumideros
de carbono.
Emisiones de CO2 de origen humano
7
6
Gt C / Año
5
4
3
2
1
0
1850
1875
1900
1925
1950
1975
2000
Figura 4.1.3: Emisiones globales de dióxido de carbono durante el siglo XX
Fuente: Energy at the crossroads, Smil; y elaboración propia
Capítulo IV: El impacto medioambiental
166
Las emisiones anuales de CO2 procedentes de la combustión de combustibles
fósiles han sobrepasado las 6 Gt de carbono anuales desde 1989, alcanzando las
6,7 Gt de carbono en el año 2000. Dicha cifra no representa más que una pequeña
fracción
del
intercambio
entre
la
atmósfera
y
la
biosfera,
cuando
aproximadamente 100 Gt de carbono son retirados de la atmósfera cada año
gracias a la fotosíntesis. Sin embargo, casi la mitad del carbono liberado
anualmente por los combustibles fósiles permanece en la atmósfera. Como la
principal banda de absorción del CO2 coincide con el máximo de emisión térmica
de la Tierra, el aumento de más del 30% de la concentración de dicho gas en los
últimos 150 años ha provocado un incremento de la energía irradiada por la tierra
en aproximadamente 1,5 W/m2.
Además el efecto de calentamiento derivado del resto de gases de efecto
invernadero apenas iguala al del CO2 en la actualidad, sumando un total al calor
de origen antropogénico de 2,8 W/m2 a finales de los 90. Dicha cifra equivale a
un poco más del 1% de la radiación solar total que alcanza a la superficie
terrestre. Un aumento gradual de dicha energía duplicará eventualmente los
niveles de gas de la era preindustrial (280 ppm en 1850) y, según el último
consenso, producirá un aumento de la temperatura media de la troposfera
comprendido entre 1,4 y 5,8 ºC.
A pesar de que mayores niveles del CO2 antropogénico traerían algunas
consecuencias positivas a la biosfera, ambos la opinión pública y los científicos
se han centrado en los posibles impactos negativos. Sobre todos los posibles
efectos, sin lugar a dudas los más importantes serán la aceleración del ciclo
global del agua, mayor calentamiento superficial de la tierra y el agua, y el
aumento de las precipitaciones. Mientras es cierto que el suministro mundial de
energía primaria a finales del siglo XX contenía un 25% menos de carbono que al
principio, bajando desde 24 tC/TJ en 1900 a 18 tC/TJ en el 2000, dicha
decarbonización ha sido el resultado de la sustitución gradual a largo plazo del
carbón por los hidrocarburos.
Capítulo IV: El impacto medioambiental
167
Emisiones de CO2 por sectores (2002)
Otros sectores
15%
Generación
43%
Industria
19%
Transporte
23%
Figura 4.1.4: Emisiones de CO2 por sector en el 2002
Fuente: WEO 2004
Durante el año 2002 las emisiones de CO2 se repartieron entre los diferentes
sectores como muestra la figura. Debido al gran consumo de carbón del sector de
generación eléctrica, éste es responsable del 43% del total de las emisiones
mundiales. Con algo más de la mitad se sitúa el sector transporte con un 23%. De
dichos datos se desprende la importancia de fomentar el uso de combustibles
alternativos a los fósiles.
Preocupaciones sobre el rápido calentamiento global han engendrado
multitud de estudios sobre el tema además de negociaciones que pretenden
acordar la moderación de las emisiones de gases de efecto invernadero. Sin
embargo no se ha llegado a ninguna acción determinante. Incluso las modestas
reducciones acordadas en el Protocolo de Kyoto parecen imposibles de
cumplirse. Resulta inverosímil alcanzar reducciones importantes sin un mayor
esfuerzo socioeconómico de los países ricos.
Capítulo IV: El impacto medioambiental
168
2. Los efectos del impacto medioambiental
2.1. La destrucción de la capa de ozono
El ozono es una sustancia que cumple dos papeles totalmente distintos según
se encuentre en la estratosfera o en la troposfera. El que se localiza en la
estratosfera, de 10 a 50 km, resulta imprescindible para que la vida se sustente
sobre la superficie del planeta porque es capaz de absorber las letales radiaciones
ultravioletas procedentes del sol.
El que se encuentra en la troposfera, junto a la superficie de la Tierra, es un
importante contaminante secundario. El ozono más próximo al suelo se forma a
partir de
reacciones inducidas por la luz solar en las que participan,
principalmente, los óxidos de nitrógeno y los hidrocarburos presentes en el aire.
Se trata del componente más nocivo del smog fotoquímico provocando
importantes daños a la salud en dosis altas y limitando el crecimiento de los
vegetales. En la parte alta de la troposfera suele penetrar una fracción de ozono
procedente de la estratosfera, aunque su cantidad y su importancia son menores
que el de la parte media y baja de la troposfera.
En España, como en otros países mediterráneos, durante el verano se dan
condiciones meteorológicas favorables para la formación de ozono: altas
temperaturas,
cielos
despejados,
elevada
insolación
y
vientos
bajos,
especialmente en la costa mediterránea y sur de la Península. En muchas
ocasiones a lo largo del año se detectan en numerosas estaciones de control un
aumento de la concentración por encima de los umbrales marcados por la
Directiva de la Unión Europea de protección de la salud, de protección de la
vegetación y los de información a la población. Sin embargo no suelen producir
episodios de superación del umbral de alerta, a diferencia de otras zonas de
Europa o Estados Unidos en los que no son raros.
Uno de los grandes problemas causados por las reacciones entre los
contaminantes de la atmósfera es la destrucción de las moléculas de ozono que
Capítulo IV: El impacto medioambiental
169
provoca la disminución de la capa protectora de la estratosfera. Dichos
contaminantes proceden de las emisiones descontroladas de determinadas
sustancias a la atmósfera.
El ozono en la estratosfera experimenta un ciclo natural de formación y
destrucción:
Regeneración:
O 2 + hυ
O + O2
Descomposición:
→ 2O
→ O3 + calor
O + O3
→ 2O2 + calor
O3 + hυ → O2 + O
Hasta principios del siglo pasados, a escala global la destrucción de ozono era
compensada por la formación, pero a medida que el nivel de emisiones fue
aumentando de forma progresiva este balance se fue desequilibrando.
Aproximadamente 350.000 toneladas de ozono sufren este ciclo de formación
destrucción diariamente.
La radiación ultravioleta procedente del sol suele dividirse en tres fracciones:
UV-A: (320-400 nm) relativamente menos peligrosa que las otras dos.
UV-B (290-320 nm) más peligrosa que es la absorbida por el ozono.
UV- C (<290 nm) que no suele penetrar en capas profundas de la atmósfera.
Los efectos dañinos de la radiación ultravioleta sobre los seres vivos son
variados, pero podrían resumirse en los siguientes:
Destrucción de plantas microscópicas y alteraciones genéticas en plantas.
Afecciones en los ojos de animales y del hombre.
Mayor incidencia de cáncer de piel.
Capítulo IV: El impacto medioambiental
170
Los niveles de ozono sufren una variación a lo largo de un año de forma
estacional, de acuerdo con la insolación recibida: son menores en verano y
mayores en invierno.
Las medidas de ozono en la estratosfera se iniciaron en el año 1956 mediante
la instalación de un medidor Dobson en una estación de investigación en la
Antártida. Los primeros valores experimentales indicaban una reducción
significativa en los niveles de ozono pero fueron recibidos con cierto
escepticismo. Medidas posteriores confirmaron la tendencia decreciente, que
además se acentuó a partir de 1976. Desde entonces este fenómeno es conocido
como el "agujero" de la capa de ozono. La disminución del mismo de forma más
evidente en la Antártida se debe a las condiciones climáticas extremas de la
región, lo cual no quiere decir que los niveles globales de ozono estratosférico no
se hayan reducido.
Desde que se detectó el agujero de la capa de ozono se han propuesto
diferentes teorías que pretende dar una explicación, entre las que destacan:
ƒ
Teoría de la actividad solar: según la cual la radiación solar produce
un exceso de óxidos de nitrógeno en la estratosfera que serían los
responsables de la desaparición del ozono.
ƒ
Teoría dinámica: la cual atribuye el agujero a que la circulación de
gases en la atmósfera habría producido la reducción de los niveles de
O3.
ƒ
Teoría química: sin lugar a dudas la más ampliamente aceptada, que
responsabiliza a los clorofluorocarbonos (CFC) de la destrucción del
ozono estratosférico.
Los CFCs fueron sintetizados por primera vez en 1928 por la General Motors
Corporation y con el tiempo empezaron a usarse como gas refrigerante en los
frigoríficos para sustituir al gas amonio. Posteriormente, dada su estabilidad y
bajo coste de producción, su uso se hizo más extensivo, empleándolos como
Capítulo IV: El impacto medioambiental
171
agentes propelentes en sprays, como limpiadores en electrónica y esterilizante en
hospitales. Se estima que en 1988 se emplearon unas 320.000 toneladas de CFC.
Los CFC emitidos en la superficie de la Tierra, ascienden lentamente hacia
capas superiores de la atmósfera. La misma estabilidad de los CFC permite que
en su ascenso hacia la estratosfera no sufran modificaciones. En la estratosfera,
bajo la acción de la intensa radiación ultravioleta experimentan una
fotodisociación:
CFC + hυ → Cl • CF
De esta forma se generan radicales de cloro atómico muy reactivos. Estos
reaccionan con el ozono como se muestra a continuación:
Cl • + O3
→ ClO • + O2
ClO • + O → Cl • + O2
Así pues, dichas reacciones producen una desaparición neta de ozono, con la
regeneración del átomo de cloro. Un sólo átomo de cloro activo es capaz de
destruir hasta 100.000 moléculas de ozono.
El cloro atómico activo o unido a oxígeno puede ser neutralizado mediante
dos reacciones:
ClO • + NO2
CH 4 + Cl •
→ ClNO3
→ HCl + CH 3
Estas reacciones, en condiciones normales servirían para neutralizar el cloro
atómico generado, sin embargo las condiciones climatológicas extremas de la
Antártida, impiden que esto no sea así.
En 1997, un gran número de países firmó el protocolo de Montreal por el que
los países desarrollados se comprometieron a una reducción progresiva en la
Capítulo IV: El impacto medioambiental
172
producción y uso de CFC, para llegar a 1996 a una reducción del 100%. En el
mismo protocolo, los países en vías de desarrollo se comprometían a una
reducción similar para el año 2010.
Un estudio realizado por la Asociación de Productores de Energías
Renovables en el año 2000 revela que el sistema térmico basado en el petróleo es
el principal responsable, entre las tecnologías de generación de electricidad, de la
disminución de la capa de ozono a causa de sus emisiones de halones y
clorofluorocarbonos (CFC), dos sustancias usadas como retardadores de llama y
aditivos del combustible. En segundo lugar, pero a mucha distancia, se sitúa la
energía nuclear a causa de los CFC114 utilizados tanto en el proceso de
enriquecimiento del uranio por difusión gaseosa como en los sistemas de
refrigeración de las plantas.
Carbón
3%
Lignito
1%
Minihid.
0%
Eólica
3%
Petróleo
85%
Nuclear
7%
Gas natural
1%
Figura 4.2.1: Disminución de la capa de ozono causada por la generación de electricidad
Fuente: Asociación de Productores de Energías Renovables, 2000
Capítulo IV: El impacto medioambiental
173
2.2. El smog fotoquímico
Se define como smog fotoquímico el conjunto de productos iniciales,
radicales y productos estables finales que se generan cuando la luz solar irradia la
mezcla de hidrocarburos y de óxidos de nitrógeno en la atmósfera.
Dado que este fenómeno abarca gran cantidad de reacciones químicas, a la
hora de estudiar su evolución se realizan ensayos en cámaras de simulación
donde se introducen los productos reactivos que se irradian con luz ultravioleta.
De esta forma se puede seguir su evolución a lo largo del tiempo.
La contaminación fotoquímica se produce como consecuencia de la presencia
de oxidantes en la atmósfera, originados al reaccionar entre sí los óxidos de
nitrógeno, los hidrocarburos y el oxígeno en presencia de la radiación ultravioleta
de los rayos del sol. La formación de los oxidantes se ve favorecida en
situaciones estacionarias de altas presiones (anticiclones) asociados a una fuerte
insolación y vientos débiles que dificultan la dispersión de los contaminantes
primarios.
El mecanismo de formación de los oxidantes fotoquímicos es complejo,
realizándose por etapas a través de una serie de reacciones químicas. El proceso
completo puede ser simplificado en las tres etapas siguientes:
i.
Formación de oxidantes a través del ciclo fotolítico del NO2
NO2 + hυ
O + O2
→ NO + O
→ O3
O3 + NO → NO2 + O2
ii.
Formación de radicales libres activos
La presencia en el aire de hidrocarburos hace que el ciclo fotolítico se
desequilibre al reaccionar éstos con el oxígeno atómico y el ozono generado,
produciendo radicales libres muy reactivos.
Capítulo IV: El impacto medioambiental
174
O3 + 3HC → 3HCO •
iii.
Formación de productos finales
Los radicales libres formados reaccionan con otros radicales, con los
contaminantes primarios y con los constituyentes normales del aire, dando lugar
a los contaminantes fotoquímicos según las reacciones:
HC3• + HC →
HCO2 + NO2
Aldehídos , ketonas...
→ Nitratos de peroxiacilo ( PAN )
La mezcla resultante de todos estos productos da lugar a la denominada
contaminación fotoquímica o “smog fotoquímico”, del tipo Los Ángeles, como
normalmente se le conoce, debido a que fue en esta ciudad californiana donde se
observó por primera vez. Este tipo de contaminación se presenta cada vez con
más frecuencia en las grandes ciudades de los países industrializados, siendo
muy interesante el estudio de la variación durante el día de la concentración de
los contaminantes que intervienen en el mecanismo de formación de los
oxidantes fotoquímicos.
En las primeras horas de la mañana se produce una intensa emisión de
hidrocarburos (HC) y óxido nítrico (NO) asociada al comienzo de la actividad
humana (encendido de las calefacciones y tráfico intenso). A continuación el
óxido nítrico (NO) se oxida a óxido nitroso (NO2) produciendo un aumento de la
concentración de este último en la atmósfera. Las concentraciones superiores de
NO2 unido a aumento de la intensidad de la radiación solar, ponen en marcha el
ciclo fotolítico del NO2 generando oxígeno atómico que al transformarse en
ozono conduce a un aumento de la concentración de este último y de radicales
libres de hidrocarburos. Estos, al combinarse con cantidades apreciables de NO,
producen una disminución del óxido nítrico en la atmósfera. Este descenso en la
concentración de NO impide que se complete el ciclo fotolítico aumentando
rápidamente la concentración de ozono (O3).
Capítulo IV: El impacto medioambiental
175
A medida que avanza la mañana la radiación solar se favorece la formación
de oxidantes fotoquímicos. Cuando disminuyen las concentraciones de los
precursores (NOx y HC), cesa la formación de oxidantes y sus concentraciones
disminuyen al avanzar el día. De aquí que la contaminación fotoquímica se
manifieste principalmente por la mañana en las ciudades
2.3. La lluvia ácida
La acidificación del medio ambiente es la pérdida de la capacidad
neutralizante del suelo y del agua, como consecuencia del retorno a la superficie
de la tierra en forma de ácidos de los óxidos de azufre y nitrógeno descargados
de la atmósfera. La acidificación es un ejemplo claro de las interrelaciones entre
los distintos factores ambientales, atmósfera, suelo, agua y organismos vivos. Así
la contaminación atmosférica producida por los SOx y NOx afecta directa o
indirectamente al agua, al suelo y a los ecosistemas.
La amplitud e importancia de la acidificación del medio es debida,
principalmente, a las grandes cantidades de óxidos de azufre y de nitrógeno
emitidos a la atmósfera, destacando que del total de las emisiones de SO2 en el
globo terrestre aproximadamente la mitad proviene de actividades humanas
(antropogénicas) y que la mayor parte de éstas se producen en las regiones
industrializadas del Hemisferio Norte que ocupan menos del 5% de la superficie
terrestre.
El proceso de acidificación se origina como se describe a continuación. El
azufre se encuentra en un principio en estado elemental, fijado en los
combustibles fósiles. El nitrógeno elemental se encuentra en el aire y también en
los combustibles. Durante el proceso de la combustión de los carburantes fósiles
se liberan el azufre y el nitrógeno, emitiéndose a la atmósfera en su mayor parte a
través de chimeneas en forma dióxido de azufre (SO2) y óxidos de nitrógeno
(NOx). Los óxidos de azufre y nitrógeno son transportados por las corrientes de
aire y acaban precipitando, generalmente bajo forma de la corrosiva lluvia ácida,
Capítulo IV: El impacto medioambiental
176
sobre la superficie terrestre. Una vez sobre la tierra son absorbidos por el suelo,
el agua o la vegetación.
El estudio mencionado con anterioridad de la Asociación de Productores de
Energías Renovables, concluye que los sistemas de producción de electricidad
basados en el lignito y, en menor medida, en el carbón y el petróleo, son los que
más inciden en la acidificación debido a su alta concentración de azufre que
emiten a la atmósfera durante las fases de minería y combustión.
Minihid.
0,1%
Eólica
0,1%
Lignito
62%
Nuclear
0,1%
Gas natural
2,0%
Petróleo
18%
Carbón
18%
Figura 4.2.2: Acidificación causada por la generación de electricidad
Fuente: Asociación de Productores de Energías Renovables, 2000
El proceso de retorno de los óxidos y compuestos anteriormente mencionados
a la Tierra puede realizarse de dos maneras:
• Deposición seca. Una fracción de los óxidos vertidos a la atmósfera
retornan a la superficie de la tierra en forma gaseosa o de aerosoles. Esto
puede ocurrir cerca de las fuentes de emisión de los contaminantes o a
distancia de hasta algunos cientos de kilómetros de la misma, en función de
las condiciones de dispersión. Por ello la deposición en seco es predominante
en zonas próximas al foco emisor.
Capítulo IV: El impacto medioambiental
177
• Deposición húmeda. La mayor parte de los SO2 y NOx que permanecen en
el aire sufren un proceso de oxidación que da lugar a la formación de ácido
sulfúrico (H2SO4) y ácido nítrico (HNO3). Estos ácidos se disuelven en las
gotas de agua que forman las nubes retornando al suelo con las
precipitaciones. Una parte de estos ácidos queda neutralizada por sustancias
presentes en el aire tales como el amoníaco, formando iones de amonio
(NH4-).
Los ácidos disueltos consisten en iones sulfato, iones nitrato e iones de
hidrógeno. Todos estos iones están presentes en las gotas de lluvia, lo que da
lugar a la acidificación de la misma. La lluvia ácida se refiere a la precipitación
en forma de lluvia, nieve o niebla que contiene un exceso de ácidos debido a la
contaminación atmosférica. La lluvia ácida también se puede referir a partículas
sólidas que son ácidas. La acidez se mide en función del pH en una escala
logarítmica de 1,0 a 14,0. Un pH de 1,0 indica alta acidez, mientras que un pH de
14,0 indica alta alcalinidad; un pH de 7,0 indica una solución neutral. La
precipitación producida bajo una atmósfera "limpia" posee un carácter
ligeramente ácido, con un pH de aproximadamente 5,6. Sin embargo, la lluvia
ácida puede tener valores de pH por debajo de 4,0. Este tipo de fenómeno es de
gran importancia debido a los efectos potencialmente nocivos que puede tener
sobre el agua, vida acuática, vida silvestre y materiales artificiales.
La contaminación de origen antropogénico es la principal responsable de la
lluvia ácida. Los óxidos de azufre y de nitrógeno derivados de la quema de
combustibles fósiles se mezclan con el agua en la atmósfera y producen dicho
fenómeno metereológico. Las enmiendas de 1990 de la Ley del Aire Limpio
requieren que se reduzcan las emisiones de óxido de azufre y nitrógeno de los
principales focos de emisión. Las enmiendas también requieren la investigación
continua de los efectos de la deposición y transporte de lluvia ácida.
Un enfoque innovador para el control de la lluvia ácida promovido por las
enmiendas de 1990 es el uso de incentivos en el mercado. Dichas enmiendas
impulsan el cumplimiento de la Ley del aire mediante un sistema de primas y
Capítulo IV: El impacto medioambiental
178
multas para las distintas industrias similar al del CO2. Por ejemplo, la Ley
incluye un sistema de licencias para la emisión de dióxido de azufre. Las fábricas
que reducen las emisiones por debajo de la norma para el dióxido de azufre
pueden acumular licencias o créditos que pueden vender a otras empresas. Esto
crea un mercado en el cual las industrias pueden negociar o "acumular" sus
créditos, de ese modo se establece un enfoque basado en el mercado para
promover que las empresas reduzcan la contaminación de aire.
2.4. El efecto invernadero
Existe constancia que a lo largo de los 4.600 millones de años de historia de
la tierra las fluctuaciones climáticas han sido muy grandes. En algunas épocas se
ha presentado un clima glacial y en otras otro mucho más cálido, pasando en
algunas ocasiones bruscamente de uno situaciones a otro.
El efecto invernadero tiene su origen en la energía procedente del sol, que al
provenir de un cuerpo de muy elevada temperatura es irradiada en forma de
ondas de altas frecuencias que traspasan la atmósfera con gran facilidad. La
energía remitida hacia el exterior desde la Tierra, al proceder de un cuerpo
mucho más frío, se transmite en forma de ondas de frecuencias más bajas que son
absorbidas por los gases de efecto invernadero. Esta retención de la energía
provoca un aumento de la temperatura, entendiendo que finalmente bajo
condiciones normales, la cantidad de energía que llega a la tierra es igual a la que
emite. Si no fuera así, la temperatura de nuestro planeta habría ido aumentando
continuamente hasta alcanzar niveles que ninguna forma de vida podría soportar.
Los gases con efecto invernadero más importantes se recogen en la siguiente
tabla:
Capítulo IV: El impacto medioambiental
179
Acción relativa
Contribución real
1 10
76%
15.000
5%
CH4
25
13%
NO2
230
6%
CO2
CFCs
Tabla 4.2.1: Gases de efecto invernadero
Fuente: Escuela Superior de Ing. Universidad de Navarra, 2002
Como se indica en la columna de acción relativa, un gramo de CFC produce
un efecto invernadero 15.000 veces superior que la misma cantidad de CO2, pero
como la cantidad de CO2 es mucho mayor que la del resto de los gases, la
contribución real al efecto invernadero es la que indica la columna de la derecha.
Durante el último siglo la concentración de anhídrido carbónico y otros gases
de efecto invernadero atmosféricos ha ido creciendo constantemente como
resultado de la actividad antropogénica. Esta evolución se resume a continuación.
CO2
CH4
N2O
CFC-11
HFC-23
CF4
Dióxido de carbono
Metano
Óxido nitroso
Clorofluorocarbono-11
Hidrofluorocarbono-23
Perfluorometano
≈ 280 ppm
≈ 700 ppmm
≈ 270 ppmm
0
0
40 ppb
Concentración en
1998
365 ppm
1.745 ppmm
314 ppmm
268 ppb
14 ppb
80 ppb
Ritmo de cambio
b
de concentración
1,5
a
ppm/año
7,0
a
ppmm/año
0,8
ppmm/año
- 1,4 ppb/año
0,55 ppb/año
1 ppb/año
Tiempo de vida en
la atmósfera
5 a 200
c
años
12 años
45 años
260 años
> 50.000
años
Concentración
preindustrial
a
b
c
d
d
114 años
d
El ritmo ha fluctuado entre 0,9 ppm/año y 2,8 pp/año para el CO2 y entre 0 y 13 ppmm/año para en CH4 en el período 1990-1999
El ritmo se calcula para el período 1990-1999
No puede definirse un solo período de vida para el CO2, dados los diferentes índices de absorción por diferentes procesos de eliminación
Este periodo de vida ha sido definido como un "tiempo de ajuste" que tiene en cuenta el efecto indirecto del gas en su propio tiempo de residencia
Tabla 4.2.2: Evolución de la concentración de gases de efecto invernadero
Fuente: IPCC, 2001
10
Se toma la acción del CO2 como referencia.
Capítulo IV: El impacto medioambiental
180
La figura 4.2.3 representa el impacto que producen las emisiones y la
concentración de CO2 atmosférico sobre la temperatura global del planeta. Se
presentan dos casos: el nivel de emisiones necesario para estabilizar la
temperatura, y la reducción inevitable de su concentración que permita frenar el
aumento de la temperatura. Evidentemente a largo plazo, la medida que menor
impacto global supondría sería la estabilización de la concentración, lo que a su
vez implicaría una sustancial reducción de las emisiones de este gas
contaminante. De acuerdo con el informe del IPCC del 2001, para la
estabilización de la concentración atmosférica de CO2 a 550 sería necesario que
las emisiones antropogénicas de de dicho gas descendieran por debajo de los
niveles del año 1990 y se mantuviesen así durante los dos próximos siglos. De
esta forma se conseguiría un descenso paulatino de la concentración de CO2 que
mitigaría el aumento de la temperatura global.
Figura 4.2.3: Impactos asociados a la estabilización de emisiones o a la estabilización de la
concentración de CO2 en la atmósfera, 2000-2300
Fuente: [IPCC, 2001] y elaboración propia
Capítulo IV: El impacto medioambiental
181
Tras la estabilización de las concentraciones atmosféricas de CO2 y otros
gases de efecto invernadero, se proyecta que la temperatura del aire en la
superficie terrestre continúe elevándose unas décimas de grado cada cien años
durante varios siglos, mientras que el nivel del mar puede continuar ascendiendo
durante un tiempo indefinido. Debido a la lenta conducción del calor en los
océanos y a la pausada respuesta de las capas de hielo, se precisarán largos
períodos de tiempo para llegar a un nuevo equilibrio del sistema climático. Aun
después de reducirse las emisiones de CO2 y de que su concentración atmosférica
se estabilice, la temperatura terrestre seguirá aumentado durante los años
posteriores. La expansión térmica de los océanos continuará incluso mucho
después de haberse reducido las emisiones de CO2, y la fusión de las capas de
hielo seguirá contribuyendo durante muchos siglos a la elevación del nivel del
mar.
La comunidad científica concluye de forma unánime en que la Tierra sufre un
calentamiento global. Según sus modelos de simulación el aumento global de la
temperatura desde la actualidad hasta final de siglo oscilará entre 1,4 y 5,8 ºC. El
calentamiento es cien veces más rápido que cuando se produce de forma natural.
La concentración de gases de efecto invernadero, particularmente el CO2, ha
alcanzado un nivel sin precedentes, y ha originado que los diez últimos años sean
los más calurosos que se recuerden.
Los expertos del Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC)
prevén cambios sustanciales de las condiciones climáticas del planeta, por
ejemplo, en las zonas situadas más al sur y en la cuenca mediterránea
disminuirán las precipitaciones, aumentarán las sequías, se producirán olas de
calor y otros fenómenos meteorológicos extremos; en las zonas costeras
aumentará el riesgo de inundaciones y se perderán humedales. Ecologistas y
expertos del IPCC afirman que frenar las emisiones no hará más que estabilizar
el efecto invernadero a largo plazo. Lamentablemente, la mayoría de los gases, y
en especial el CO2, permanecen activos en el aire durante más de 100 años.
Disminuyendo drásticamente las emisiones a corto plazo sólo conseguiría frenar
Capítulo IV: El impacto medioambiental
182
el impacto, pero será necesario el transcurso de un siglo para que el proceso se
invierta.
La preocupación mundial ante el calentamiento global se ha materializado en
el Protocolo de Kyoto. En 1992, en la Conferencia de las Naciones Unidas sobre
el Desarrollo y Medio Ambiente, dirigentes de todo el mundo asumieron que se
necesitaban acciones globales para combatir el cambio climático y firmaron la
Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático. Cinco años
después dicho compromiso se concretó en el Protocolo de Kyoto que tiene como
objetivo que los países industrializados reduzcan sus emisiones globales en el
año 2010 en un 5,5% por debajo de los niveles de 1990. Pero para que el
Protocolo entre en vigor, se necesita que lo ratifiquen un número de países
suficiente como para que en conjunto produzcan al menos el 55% de las
emisiones totales de gases de efecto invernadero. En julio de 2004, el Protocolo
había sido ratificado por 124 países, lo que supone el 44,2% de las emisiones
totales de los países desarrollados. Estados Unidos, que reúne el 36,1%, se salió
en 2001 del compromiso, al igual que Australia (con un 2,1%). Rusia tenía la
llave para que el Protocolo entrara en vigor, ya que sus emisiones alcanzan el
17%, pero hasta el 30 de septiembre de 2004 Moscú no ratificó el Protocolo de
Kyoto.
Luchar por la sostenibilidad medioambiental podría repercutir en la
sostenibilidad económica si el control de las emisiones de los gases afectara al
desarrollo económico de los países. Para evitarlo se pretende que las empresas
empiecen por tomar medidas que mejoren la eficacia de sus propios sistemas y
puedan así reducir de forma significativa la cantidad de gases emitida. Algunos
ejemplos son:
• En el sector energético: la sustitución del carbón por el gas natural y la
utilización de tecnologías de combustión con mejores rendimientos
energéticos puede conseguir reducciones del 50%.
• En el sector industrial: la sustitución de las instalaciones y de los procesos
por mejores opciones tecnológicas pueden reducir las emisiones en un 35%.
Capítulo IV: El impacto medioambiental
183
• En el transporte: si se utiliza diesel, gas natural o propano en lugar de
gasolina, las emisiones pueden reducirse entre un 10% y un 30%, alcanzando
un 80% si los combustibles procedieran de fuentes renovables.
• En el sector de gestión de residuos: si los residuos se reutilizaran y se
reciclara más, y en los vertederos se recuperasen los gases, se conseguiría
emitir entre un 30% y un 50% menos.
Pero en el caso en que estas medidas supusieran a corto plazo un esfuerzo
demasiado grande para la industria, el Protocolo de Kyoto establece unos
mecanismos de “flexibilidad”: el comercio de emisiones con otras empresas y la
participación en proyectos de desarrollo limpio.
El comercio de emisiones no significa que las empresas puedan comprar
derechos para contaminar, lo que se busca es que la concentración de gases en la
atmósfera disminuya y que se realice al menor coste económico posible. Con este
único objetivo, a partir del 1 de enero de 2005 las empresas y los países pueden
intercambiar sus emisiones en el nuevo mercado. Para evitar que las partes
vendan en exceso y no puedan cumplir con los compromisos de emisión, cada
parte tiene que crear una reserva que quede excluida del comercio. Las reservas
mínimas se establecerán por sectores dentro de cada país y mediante un Plan
Nacional de Asignación de Derechos de Emisión, que tendrá que ser aprobado
por la Unión Europea.
Como segundo mecanismo de flexibilidad, el Protocolo de Kyoto establece
que los países desarrollados pueden invertir en proyectos para reducir las
emisiones en otros países y adjudicarse ellos estas reducciones. Cuando la
emisión tiene lugar en un país incorporado al Protocolo de Kyoto, se denomina
Proyecto de Aplicación Conjunta, mientras que si no lo está, recibe el nombre de
Proyecto de Desarrollo Limpio. La idea es que las reducciones de emisiones, que
tienen un gran impacto en la economía, se lleven a cabo en las áreas y procesos
donde resulten más eficientes. Este sistema es cuanto menos criticable, pero al
menos posee el mérito de tratar de incentivar el desarrollo de tecnologías limpias,
Capítulo IV: El impacto medioambiental
184
sobre todo en los países que en la actualidad se encuentran en plena fase de
industrialización.
También se trabaja para intentar reducir el nivel de CO2 que ya existe en la
atmósfera. El mismo Protocolo de Kyoto contempla que se contabilicen como
reducción de emisiones los “sumideros de carbono”, que básicamente son los
bosques y parcelas con vegetación que consume CO2 durante el proceso de la
fotosíntesis. Se sabe que las masas forestales absorben CO2, pero no hay
parámetros objetivos que muestren en qué cantidad. Por ello, la política de
plantar árboles más eficaces en absorción de CO2 nunca debería primar en la
reforestación.
A título individual, los ciudadanos pueden contribuir a la mitigación del
efecto invernadero mediante las siguientes acciones:
• Comprar productos cuyos fabricantes hagan esfuerzos por no contaminar.
• Elegir productos frescos, estacionales y de producción local (se evita la
contaminación por el transporte); en cuanto a los productos consumibles se
aconseja utilizar los duraderos antes que los de usar y tirar para producir
menos residuos.
• Hacer un mantenimiento regular de la caldera (se gana un 10% en el
consumo anual) y no excederse con la temperatura de la calefacción en casa
(por encima de los 19 ºC, cada grado de más supone un 7% de consumo).
Calentar el agua usando tecnologías limpias como la solar.
• Cambiar de hábitos: tender la ropa en lugar se utilizar la secadora (ahorro
del 100%), descongelar regularmente el congelador para eliminar la escarcha
(30%) o utilizar bombillas de bajo consumo (80%).
Capítulo IV: El impacto medioambiental
185
3. Conclusiones
Pese a que en primera instancia pueda parecer un factor sin importancia al
lado de los motivos socioeconómicos, el argumento medioambiental ha ido
cobrando fuerza durante los últimos años. Se demuestra que el modelo energético
actual es incompatible con la sostenibilidad medioambiental. El consumo
descontrolado de combustibles fósiles durante los 150 años anteriores ha
provocado ya un cambio apreciable del entorno. Resulta inevitable el aumento de
la temperatura global durante el presente siglo, los expertos señalan un aumento
de 1,4 a 5,8 ºC, pero la situación podría agravarse aún más. De continuar la
tendencia actual el cambio climático aumentará sus proporciones pudiéndose
alcanzar los 7,1 ºC de aumento de la temperatura global.
Pese a la decarbonización del sistema energético, particularmente en el caso
de los combustibles fósiles, las medidas resultan insuficientes. Ésta última fuente
energética lleva a la insostenibilidad produciendo efectos medioambientales
totalmente indeseables. Es necesario investigar el potencial de vías alternativas y
adoptar acciones concretas para resolver el problema. El Protocolo de Kyoto se
revela prácticamente ineficaz ante el inminente cambio climático. El
calentamiento global durante el próximo siglo resulta inevitable, pero del rumbo
que tome el nuevo modelo energético dependerá el que se puedan paliar sus
efectos largo plazo o que el hombre acabe con su entorno.
Capítulo IV: El impacto medioambiental
186
Capítulo V:
Otros
componentes del
modelo
Los capítulos precedentes han tratado de presentar los pilares básicos del
modelo energético actual, así como de evaluar su potencial de cara al futuro
sistema de suministro de energía. Sin embargo existen otra serie de factores clave
que van a determinar las perspectivas de futuro de la evolución de la demanda, al
mismo tiempo que trazan el papel que desempeñarán cada una de las fuentes
energéticas conocidas. Asimismo, dichos factores constituyen un elemento de
referencia frente al nivel de compromiso con los tres niveles de sostenibilidad
energética. Este capítulo pretende analizar dichos componentes y sentar las bases
del modelo, objeto de este proyecto.
Capítulo V: Otros componentes del modelo
187
1. El crecimiento de la población
Uno de los dos principales promotores del futuro desarrollo del sistema
energético mundial es la demografía. La elevada tasa de crecimiento de la
población mundial que ha dominado el pasado siglo no se va a volver a producir
durante el siglo XXI. Entre el año 1900 y el 2000, la población mundial
prácticamente se cuadriplicó, pasando de 1.600 millones de habitantes a 6.100
millones. No obstante, su índice de crecimiento relativo ha ido declinando desde
el valor máximo de un 2% alcanzado en los 60, hasta menos de un 1,5% a finales
de los 90. Al mismo tiempo su incremento anual absoluto también está
decreciendo. En consecuencia, la mayoría de autores apuntan que la propia
naturaleza restrictiva del crecimiento demográfico impedirá que se produzca otra
duplicación de la población mundial durante el siglo XXI. Según ciertos expertos
existe un 60% de probabilidad de que la población no sobrepase los 10.000
millones de habitantes en el año 2100, y un 15% de probabilidad de que para el
mismo periodo dicha población sea menor que la actual. Por ello se ha adoptado
la hipótesis de limitar el crecimiento de la población del modelo por debajo de
los 11.000 millones de personas a finales del presente siglo. Sin embargo, incluso
un crecimiento demográfico relativamente modesto puede conllevar una mayor
degradación de la biosfera.
Capítulo V: Otros componentes del modelo
188
9.000
estimación año 2050
8.919.724.000
Población mundial (millones de habitantes)
8.000
12 de octubre de 1999
7.000
6.000.000.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
1750
1800
1850
1900
1950
2000
2050
Año
Figura 5.1.1: Evolución de la población mundial desde 1700 hasta el 2000
Fuente: United Nations Fund for Population Activities y elaboración propia
Respecto a la evolución mundial se ha adoptado otro supuesto que consiste
en clasificar todos los países en tres categorías:
ƒ
Los países ricos de la OCDE. Se trata del conjunto formado por las 30
naciones más desarrolladas, que son las siguientes: Alemania,
Australia, Austria, Bélgica, Canadá, Corea, Dinamarca, Eslovaquia,
España, Estados Unidos; Finlandia, Francia, Grecia, Holanda,
Hungría, Irlanda, Islandia, Italia, Japón, Luxemburgo, Méjico, Nueva
Zelanda, Noruega, Polonia, Portugal, Reino Unido, República Checa,
Suecia y Suiza.
ƒ
Las economías en transición. Formadas por las antiguas repúblicas
soviéticas y los países del este, concretamente: Albania, Armenia,
Azerbaiyán, Bielorrusia, Bosnia-Herzegovina, Bulgaria, Chipre,
Croacia, Estonia, Eslovenia, Macedonia, Malta, Georgia, Gibraltar,
Capítulo V: Otros componentes del modelo
189
Kazajstán, Kyrgyzstán, Letonia, Lituania, Moldavia, Rumania, Rusia,
Tayikistán, Turkmenistán, Ucrania, Uzbequistán y Yugoslavia.
ƒ
Los países en vías de desarrollo. Este grupo incluye a los países de
África, América Latina, Oriente Medio y Asia, entre los que destacan
por sus perspectivas de crecimiento China, la India y Brasil.
Esta gran aproximación está justificada porque, si bien cuantitativamente
países con un gran potencial de crecimiento como China y la India pueden
desestabilizar ligeramente la balanza a su favor, a nivel cualitativo el desglose en
los tres grupos permite analizar de forma adecuada la evolución de los distintos
componentes del modelo en el nivel de detalle que inicialmente se planteó en el
proyecto.
Según las dos restricciones impuestas al crecimiento demográfico, y
basándose en previsiones de otros estudios de agencias de renombre como la
ONU, la Agencia Internacional de la Energía o la Unión Europea; el modelo
prevé una evolución del numeró de habitantes desglosado en las tres regiones tal
y como se muestra en la Figura 5.1.2. Para simplificar los cálculos se ha optado
por tomar un crecimiento lineal de cada una de las franjas imponiendo la
limitación de no sobrepasar los 11.000 millones de habitantes en el año 2100.
Mientras en los países de la OCDE la tasa de crecimiento es del 0,1% anual y del
0,65%/año en los países en vías de desarrollo, las economías en transición
experimentarán un descenso de natalidad que se manifestará en un índice de
crecimiento del -0,01%/año. A nivel mundial dichos datos se traducen en un
crecimiento anual del 0,55% desde el año 2000 hasta el 2100.
Capítulo V: Otros componentes del modelo
190
Evolución de la población mundial (2000-2100)
12.000
Millones de habitantes
10.000
8.000
6.000
OCDE
Economías en transición
4.000
Países en vías de desarrollo
Mundial
2.000
0
2000
2010
2020
2030
2040
2050
2060
2070
2080
2090
2100
Año
Figura 5.1.2: Evolución de la población mundial desde el 2000 hasta el 2100
Fuente: Elaboración propia
Dicha evolución supondría alcanzar en el año 2100 los 10.500 millones de
habitantes. El gráfico anterior pone de manifiesto la importancia que adquirirán
en el futuro los países en desarrollo, especialmente las economías en expansión.
2. El crecimiento de la economía
El segundo factor clave en la previsión de la futura demanda energética es el
vínculo existente entre esta última y el crecimiento económico. Un examen
exhaustivo revela la compleja a la par que dinámica relación entre el consumo de
energía primario y el producto interior bruto del mismo país. Comparando ambos
índices, y despreciando las fluctuaciones asociadas a la inflación, se aprecia que
los dos históricamente poseen unas tasas de crecimiento prácticamente idénticas
con una gran estabilidad elástica próxima a 1.0. Cada una de las variables se ha
multiplicado por 16 en los últimos cien años, con un crecimiento del consumo
Capítulo V: Otros componentes del modelo
191
energético desde 22 hasta 355 EJ, y el PIB que en el mismo periodo pasó desde 2
billones hasta 32 billones de dólares.
Consumo Energético vs PIB (1970 - 1998)
1,80
1,60
1,40
1980 = 1
1,20
1,00
0,80
PIB
0,60
Consumo Energético
0,40
0,20
0,00
1970
1974
1978
1982
1986
1990
1994
1998
Figura 5.2.1: Evolución histórica del consumo de energía primaria y el PIB a nivel mundial desde
1970 hasta 1998
Fuente: Annual Energy Review 1998, EIA.; y elaboración propia
La proximidad de esta relación se pone también de manifiesto a través de la
gran correlación existente entre el PIB per cápita y el consumo energético per
cápita. Para el año 2000 la correlación para 63 países listados en la publicación
anual de las estadísticas de consumo de energía de BP, era de 0.96 con una
varianza del 92%. La siguiente figura representa los datos anteriores con la recta
de regresión que se muestra sobre la misma. Un examen a primera vista del
mismo diagrama muestra que no hay ningún país rico cuyo PIB per cápita sea
superior a 20.000 $/hab que consuma anualmente menos de 100 GJ de energía
primaria comercial por persona. En el otro extremo, ninguno de los países más
pobres, cuyo PIB per cápita se encuentra por debajo de lo 1.000 $, consumió más
de 20 GJ por persona.
Capítulo V: Otros componentes del modelo
192
PIB vs Consumo Energético
35
30
25
PIB / capita
1000 (1999) US$
20
15
10
5
0
0
50
100
150
200
250
300
350
Energía ( GJ / capita )
Figura 5.2.2: Correlación entre el consumo energético y el PIB, ambos valores expresados como
media per cápita del año 2000
Fuente: Energy at the Crossroads; y elaboración propia
Aprovechando dicha correlación, el modelo va a predecir la demanda
energética de cada región en función de la evolución de su consumo per cápita.
Dicha aproximación, sin embargo, no resulta fácil de implementar pues la
evolución de la economía sufre considerables fluctuaciones de un año para otro
debido a un gran número de incertidumbres. Como se puede apreciar en la Figura
5.2.3., por regiones también existen grandes diferencias en la evolución de su
economía.
Capítulo V: Otros componentes del modelo
193
Miles de millones de US$ 1998 (purchase parity power data)
PIB por regiones 1970 - 2015
25.000
Sudeste Asiático y Oceanía
Norteamérica
20.000
Europa Occidental
Sur de Asia
América Latina y Caribe
15.000
Oriente Medio y Norte de África
Europa del Este y Eurasia
África Subsahariana
10.000
5.000
0
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
Año
Figura 5.2.3: Evolución económica y previsión de las distintas regiones desde 1970 hasta el 2015
Fuente: CIA’s Long-Term Growth Model; y elaboración propia
Aún así, despreciando los efectos asociados a la inflación, se puede predecir
de forma muy simplificada la evolución económica de las distintas regiones.
Basándose en las previsiones de otros estudios de perspectiva (véase el WEO
2004 y el WETO 2003) se ha estimado la tendencia del PIB per cápita de las tres
franjas de población definidas en el apartado anterior. Dichas previsiones se han
simplificado extrapolando hasta el año 2100 la visión ofrecida por los dos
estudios anteriores, y considerando un crecimiento lineal del mismo durante el
período de estudio. Esta aproximación se justifica por el hecho de que
cualitativamente los resultados del modelo van a ser muy similares en función de
los índices de crecimiento elegidos, ya que, dada la coyuntura politicoeconómica
actual, la rápida expansión económica de ciertos países se verá compensada por
el relativo estancamiento de algunos mercados. Por ello no se espera que se
produzca un crecimiento espectacular de la economía mundial durante el
próximo siglo, y al tratarse de reducidos índices de incremento, el error asociado
será pequeño.
Capítulo V: Otros componentes del modelo
194
Se han tomado las siguientes tasas de crecimiento del PIB per cápita: los
países de la OCDE experimentarán un crecimiento económico del 0,67%/año
durante el presente siglo; en las economías en transición será del 1,09%/año y en
los países en vías de desarrollo del 1,13%/año. Dichas cifras suponen una
progresión del PIB per cápita a nivel mundial del 0,35% anual durante el período
de estudio.
Evolución del PIB por cápita
50
OCDE
45
Economías en transición
40
Países en vías de desarrollo
Mundial
35
€ / hab.
30
25
20
15
10
5
0
2000
2010
2020
2030
2040
2050
2060
2070
2080
2090
2100
Año
Figura 5.2.4: Evolución del PIB per cápita de las distintas regiones desde el 2000 hasta el 2100
Elaboración propia
3. La intensidad energética
De lo dicho en el apartado anterior se concluye que para un determinado
nivel económico de bienestar se requiere un margen de consumo energético
particular. Aunque dicha afirmación no es forzosamente cierta como se verá
posteriormente, se define la intensidad energética como el ratio que relaciona el
consumo anual de energía con el PIB. Dicho cociente se mide en unidades de
Capítulo V: Otros componentes del modelo
195
energía partido por unidad monetaria, típicamente MJ/U.S. $. Al mismo tiempo
se pueden definir intensidades energéticas específicas para un combustible en
particular o para un determinado sector.
Las intensidades energéticas pueden ser consideradas como indicadores
reveladores a largo plazo del desarrollo económico nacional, y su comparación a
nivel internacional se emplea a menudo como hito ilustrativo de la eficiencia
energética de algunas economías así como para medir el éxito o el fracaso de
consumir combustibles y electricidad que generan menos residuos. Reducidos
valores del ratio evocan la imagen de la eficiencia económica y energética, de
producir más con menos, de minimizar el consumo de combustible y electricidad,
de mayor competitividad a nivel internacional y minimización del impacto
medioambiental. En consecuencia sería muy valioso conocer como enfocan dicho
aspecto las distintas economías. Sin embargo las intensidades energéticas no son
indicadores tan simples de usar. Este factor no explica de qué forma emplean las
naciones sus combustibles y electricidad en los diferentes sectores productivos,
lo eficiente que es su gestión, o la amplitud de su potencial para la conservación
energética. Se trata más bien de un simple cociente producto de peculiaridades
estructurales, técnicas, históricas y culturales. Que lo mejor sea un nivel reducido
de intensidad energética puede servir como proposición general, pero no como
una necesidad estricta de todas las naciones e incluso a nivel mundial. Por ello
cabe ser prudente a la hora de usar dicho ratio, pues algunas afirmaciones
comúnmente aceptadas en la actualidad pueden llevar a conclusiones erróneas.
Con todo, la utilidad de la intensidad energética en el modelo que se pretende
desarrollar, proviene de las observaciones realizadas por Kenneth B. Medlock y
Ronald Soligo en su informe Economic Development and End-Use Energy
Demand publicado en The Energy Journal Vol.22 No. 3. Dicho estudio identifica
los patrones de desarrollo que caracterizan ciertos sectores económicos y analiza
el efecto de algunos índices de crecimiento energético de sectores específicos en
la composición de la demanda de energía final. Esto significa que durante el
desarrollo de una economía, cada sector de consumo de energía final experimenta
una evolución bien definida. Así pues, a partir del análisis de las tendencias de
Capítulo V: Otros componentes del modelo
196
cada sector, los autores han sido capaces de identificar la contribución de cada
uno de éstos para juntos sumar la intensidad energética total en función de la
renta per cápita.
A partir de cifras históricas de distintos países, el estudio concluye con una
ecuación que relaciona el consumo por sector de una determinada región, ect, en
función de la renta per cápita, yt, y de un vector de precios de las distintas fuentes
de energía, pt.
ln ect , j ,l = a j ,l + b1 ln p t , j ,l + b2 ln y t ,l + b3 (ln y t ,l ) 2 11
Donde los b1, b2 y b3 son unos coeficientes a largo plazo que dependen de
cada sector y a es un parámetro para ajustar la curva. El estudio sólo distingue
entre tres sectores: el de transporte, el residencial y comercial, y el industrial y
otros. La siguiente tabla muestra los valores que toman cada coeficiente a largo
plazo en función del sector:
Coeficiente
a largo plazo
Residencial
y comercial
Transporte
Industrial
y otros
B1
-1,3263
-0,5200
-0,2700
B2
6,5424
2,7483
3,8760
B3
-0,3136
-0,1042
-0.2005
B
B
B
Tabla 5.3.1: Coeficientes a largo plazo del modelo de demanda por sector de consumo
Fuente: Medlock y Soligo
En la siguiente figura se muestra la evolución del consumo energético per
cápita de cada sector partiendo de los coeficientes de la tabla anterior. La suma
de los tres sectores coincide con la demanda per cápita total de un país hipotético.
Para dicha demostración cualitativa se ha fijado el vector de precios a un valor
arbitrario de 100 y se supone que el consumo energético es 0 cuando el PIB per
cápita es nulo.
11
Los subíndices t, j y l se refieren respectivamente al año, al sector y a la región.
Capítulo V: Otros componentes del modelo
197
Figura 5.3.1: Curvas de evolución de cada sector de un país hipotético
Fuente: Medlock y Soligo; y elaboración propia
Analizando la figura anterior se observa que, en las etapas iniciales de
desarrollo económico, la fracción de la demanda total asociada al sector
industrial aumenta mientras la fracción de la agricultura disminuye. Como
consecuencia la porción del uso total energético en el sector de la industria es
bastante elevado en las etapas iniciales de desarrollo. Posteriormente y a medida
que aumenta el nivel de renta per cápita del país, se produce un incremento de la
cuota de mercado del sector servicios hasta el punto de dominar el consumo total.
El aumento de los ingresos genera una mayor demanda de los sectores de
consumo, y en consecuencia crecen las cuotas de mercado de los sectores
residencial, comercial y transporte.
El proceso de industrialización se traduce por un aumento considerable del
consumo de energía. Por ejemplo, la producción de cemento o acero requiere
mucha más energía por unidad de producto final que los métodos tradicionales de
agricultura. Como resultado se produce un aumento inicial de la intensidad
energética del país. A medida que aumenta la riqueza de los consumidores,
surgen dos efectos:
•
En primer lugar, mientras la renta per cápita aumenta, una creciente
porción del presupuesto del consumidor se destina a la producción de
Capítulo V: Otros componentes del modelo
198
bienes. Como respuesta, la estructura industrial de una economía en
desarrollo empezará a transformarse hacia la producción de ítems
consumibles (industria ligera).
•
En segundo lugar, hay un aumento de la demanda de servicios que
típicamente es energéticamente menos intensiva que la producción.
El efecto combinado de la transición del sector industrial hacia la industria
ligera, junto al crecimiento del sector servicios produce la reducción de la
intensidad energética o desmaterialización económica. Dicho fenómeno es el
proceso por el cual las entradas del proceso productivo disminuyen por unidad de
salida obtenida.
4. Las energías renovables
4.1. Trasfondo de las renovables
La cuestión no reside en la dimensión potencial de las energías renovables,
pues existe un enorme flujo de energía solar incidente sobre la Tierra que puede
ser aprovechado de forma directa o tras su conversión natural en agua fluyente,
viento, olas y biomasa. Lo que limita el uso de las renovables es la disponibilidad
de sus flujos energéticos en el tiempo y en el espacio, así como su densidad de
potencia. Hasta el momento el mayor reto que presentan estas formas de energía
alternativa era su baja competitividad económica frente al resto de combustibles,
la cuál aún hoy en día las hace menos atractivas a nivel de costes en la mayoría
de los sectores de consumo.
Así pues no resulta sorprendente que este tipo de recursos no se encuentren
suficientemente explotados a lo largo del planeta. Su desarrollo no es homogéneo
en los distintos países constituyentes; así, por ejemplo, en el campo de la
generación eléctrica algunos países como Austria, Suecia, Dinamarca cubren
Capítulo V: Otros componentes del modelo
199
gran parte del sector con renovables, mientras otros como Alemania, apuestan
por programas intensivos para fomentar el uso de las mismas.
En respuesta al impacto medioambiental producido por el consumo de
combustibles fósiles, o la incertidumbre que representa el agotamiento de los
recursos finitos, o incluso la dependencia energética significativa de algunas
regiones, como es el caso de la Unión Europea, las tecnologías renovables
representan una opción interesante por sus recursos ilimitados o las menores
necesidades de transformación y transporte que conllevan. Los procesos de
captación, transformación y uso de la energía tienen una incidencia significativa
sobre el medio ambiente, tanto cualitativamente como cuantitativamente.
Las energías renovables presentan el potencial necesario para encarnar una
alternativa competitiva frente a las fuentes fósiles a largo plazo, así como para
garantizar la seguridad del suministro energético a corto y medio plazo. El
desarrollo de las energías renovables conlleva un aumento en las inversiones
nacionales internas, en detrimento de las inversiones externas, lo que contribuye
a la creación de industrias y al empleo. Las energías renovables poseen un
carácter local y, tanto el desarrollo de tecnologías como la instalación de
centrales de generación, pueden llevarse a cabo en las regiones menos
desarrolladas, ya que, en muchos casos, requieren un nivel de infraestructuras
mínimo.
A pesar de los esfuerzos realizados por algunos países, particularmente la
UE, de incentivar el uso de estas tecnologías, las energías renovables, a
excepción de la hidráulica, tan sólo jugaban un papel marginal en el consumo de
la energía primaria y en la producción de electricidad a finales de los años 90. A
pesar de que en los últimos años las energías renovables han registrado avances
significativos, sobretodo en el sector de la producción eléctrica, su cuota de
mercado sigue siendo aún marginal.
Actualmente las energías renovables suponen un 14% del consumo mundial
de energía primaria, del cuál casi un 80% lo acapara el uso ineficiente de la
biomasa, un 14% a la hidráulica y el porcentaje restante corresponde al resto de
Capítulo V: Otros componentes del modelo
200
energías renovables. Mientras en el sector eléctrico dichos recursos, incluyendo
las centrales térmicas a base de biomasa, alcanzan casi el 20% del total, con un
gran peso de la hidráulica de gran tamaño.
Los costes de generación de electricidad de las energías renovables dependen
no sólo de la tecnología, sino de la disponibilidad de sus recursos. El ratio de
disminución del coste de las energías renovables se encuentra sujeto tanto al
crecimiento del sector, como a la madurez en el desarrollo de cada tecnología.
Según el Greenpaper de la Unión Europea publicado en año 2000, se prevé una
importante disminución de los costes de la energía solar fotovoltaica, como de la
eólica, la solar termoeléctrica y la marina. El mismo informe sugiere los
siguientes costes para las tecnologías renovables:
•
Fotovoltaica (PV): costes de instalación de 5.000 €/kW.
•
Eólica: costes de instalación 1.000 €/ kW.
•
Solar térmica: costes producción de 0,12 €/ kWh. y de instalación
2.500 €/ kWh.
•
Biomasa: costes de producción similares a la eólica, pero de
instalación mayores (aprox. 1.500 €/ kW).
La incorporación de costes externos supone una medida de disuasión para el
crecimiento de la demanda energética, e incentiva el desarrollo de planes de
eficiencia e investigación en nuevas tecnologías. Sin embargo, el aumento de
precios no representa un estímulo suficiente para que el consumidor opte por las
fuentes renovables, además se hace necesario su apoyo por medio de iniciativas
políticas. Según un informe de la UE del año 2003, habría que invertir entre
10.000 y 15.000 millones de € anuales para pretender llegar a un 12% de
energías renovables en el territorio de la UE en 2010. Por su parte, los Estados de
La Unión poseen distintas herramientas para apoyar su desarrollo, como por
ejemplo las tarifas de introducción de energía renovable a la red eléctrica, los
Capítulo V: Otros componentes del modelo
201
certificados verdes, los mecanismos basados en el mercado o las exenciones de
impuestos.
La creación de un nuevo instrumento financiero que se adapte a la diversidad
y especificidad del sector de las fuentes de energía renovables que al mismo
tiempo cumpla las exigencias de eficiencia energética representa una primera
medida posible a aplicar. Se vuelve a poner de manifiesto la necesidad de un
respaldo público que fomente la investigación y desarrollo tecnológico en el
ámbito de las energías renovables.
4.2. Potencial de las energías renovables
Son innegables las ventajas que ofrece el uso de las energías renovable. En
primer lugar permiten la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero,
minimizando el riesgo de los problemas de cambio climático causados por
acumulación de gases del quemado de combustibles fósiles. Si se cumpliesen los
objetivos de satisfacer el 12% de las necesidades de energía primaria de la Unión
Europea a partir de fuentes renovables se evitarían 45,2 millones de toneladas de
CO2 en el año 2010. Además la eficiencia de estas tecnologías presenta valores
competitivos, siendo especialmente alta para la energía eólica, solar o
minihidraúlica, y en menor medida para la biomasa. De hecho, sin incluir la
energía hidráulica de más de 10 MW y la cogeneración, supondrían un ahorro
frente a la generación térmica de 15 Mtep en el año 2010. Finalmente, la
diversificación energética junto al hecho de la disponibilidad universal y
equitativa de recursos disminuye el problema de la dependencia de los
combustibles fósiles.
Pero al mismo tiempo las renovables presentan una serie de inconvenientes.
Las barreras financieras, fiscales y administrativas, la baja competitividad
económica de algunas tecnologías y la carencia de información y confianza entre
inversionistas, son algunos de los problemas que dificultan el desarrollo de estas
fuentes de energía. Algunas de las energías renovables que presentan un mayor
potencial, como la energía eólica, dependen por completo del recurso natural
Capítulo V: Otros componentes del modelo
202
cuya disponibilidad es intermitente, lo cual hace que sea muy difícil de predecir.
En la actualidad el principal problema que ha limitado su crecimiento es el
elevado coste asociado, que convierte a la gran mayoría en opciones atractivas
desde el punto de vista medioambiental, pero no a nivel económico por su escasa
competitividad en el mercado energético. Otro inconveniente a destacar son las
barreras de entrada de mercado que plantean. Las tecnologías tradicionales
ofertan energía por debajo de los costes sociales al no incluir costes
medioambientales. Los mercados están adecuados a las especificaciones de los
combustibles fósiles y no a las de los recursos renovables. Cada renovable se
encuentra en un estado de desarrollo distinto, lo que implica que debe existir una
política adecuada para cada una de ellas.
A continuación se analiza el potencial que pueden desarrollar las distintas
energías renovables durante el próximo siglo y sus implicaciones en el modelo
energético.
4.2.1. La energía eólica
La energía eólica es la energía renovable que ha gozado de un mayor
desarrollo durante los últimos años. Gracias al esfuerzo de los gobiernos de
países como Alemania, Dinamarca o España, la eólica representa una alternativa
competitiva dentro del sector de generación eléctrica. Sin embargo existen una
serie de limitaciones asociadas a la intermitencia del viento que impiden
sobrepasar un umbral de potencia instalada, ya que en el mejor de los casos la
eólica sólo garantiza un máximo de 2.600 horas anuales de producción frente a
las 8.760 horas con que cuenta un año. Solamente la capacidad instalada en la UE
representa el 74% de la capacidad mundial instalada, lo que representa un total
28.452 MW instalados en todo el mundo a finales del 2003. Durante el mismo
año se instalaron 5.154 MW en los 15 países integrantes de la unión.
Durante el año 2000 los parques eólicos supusieron el 0,5% de la capacidad
instalada de generación eléctrica a nivel mundial. La Unión Europea ha fijado el
objetivo de alcanzar los 40 GW de potencia eólica instalada a finales del año
Capítulo V: Otros componentes del modelo
203
2010, y 100 GW para el 2020. Los más optimistas barajan la posibilidad de
cubrir el 10% de la demanda mundial de electricidad con la energía eólica en el
año 2020. Sin embargo, resulta evidente que la energía del viento no contribuirá
significativamente a la producción mundial de electricidad hasta que los países
asiáticos, que deberían contar la mayor parte de las nuevas plantas de generación
renovables instaladas hasta el año 2050, adopten la postura entusiasta de la Unión
Europea en lo que energías renovables se refiere. Por ello parece razonable
suponer que el potencial de la energía eólica no pasará del 15% de la capacidad
instalada a nivel mundial en el año 2100.
4.2.2. La energía hidráulica
Se trata sin lugar a dudas de la fuente de energía comercial no fósil más
extendida. Pese a presentar un impacto medioambiental que dista de ser
despreciable, representa una fuente inagotable para la producción de energía. El
potencial de crecimiento de la hidráulica que presentan las diferentes regiones del
modelo es bien distinto. Mientras los países ricos ya han explotado casi todo el
potencial hidrológico que su orografía les concede, al menos en lo que a la gran
hidráulica se refiere; los países en vías de desarrollo cuentan con un gran número
de puntos que cumplen los requisitos para convertirse en futuras centrales
hidroeléctricas, véase el caso de China que recientemente ha inaugurado la presa
de las “tres gargantas” cuya capacidad instalada alcanza los 18,2 GW. Sin
embargo la gran inversión asociada a la construcción de dichas instalaciones
impide que, en la mayoría de los casos, los gobiernos de estos países puedan
permitirse tal magnitud de gastos.
Esta tecnología presenta diversas ventajas como son la posibilidad de
generación de energía cuando se alcanza un pico de consumo, o la posibilidad de
electrificar sitios aislados debido a su pequeño tamaño. En la UE se estima una
capacidad de casi 6.000 MW que pueden ser instalados, cifra que podría
aumentar mucho si se considerasen los nuevos países miembros de la unión
integrados desde el 1 de mayo de 2004. En la actualidad el mayor desafío que
presenta la inversión en este tipo de tecnología es que, a pesar de la existencia de
Capítulo V: Otros componentes del modelo
204
gran potencial, los proyectos propuestos encuentran una considerable oposición
de la política local.
Según el libro Energy at the Crossroads de Vaclav Smil, la capacidad de
construcción viable a nivel mundial de este tipo de plantas para finales del año
2100 podría llegar a los 52 EJ de capacidad eléctrica, o lo que es lo mismo, 14
PWh (1015 vatios hora). Parece razonable limitar el potencial de la hidráulica
durante el horizonte del modelo a las cifras anteriormente mencionadas.
4.2.3. La energía solar
Sin entrar en detalles ni hacer la distinción entre la energía solar térmica y la
fotovoltaica, la energía proveniente directamente del sol es la que ha
experimentado el crecimiento más modesto de las tecnologías renovables. Pese a
tratarse de la energía renovable con mayor densidad energética (hasta 250 W/m2),
la limitada madurez de este tipo de mercado y el escaso desarrollo de la
tecnología, han minado la expansión de este recurso inagotable.
Algunos expertos son optimistas respecto al provenir de esta tecnología y
auguran que para el año 2020 habrá instalada una capacidad global de generación
eléctrica solar de 70 GWp (pico de generación eléctrica en gigavatios). Cabe
recordar que en 1989 uno de los principales promotores de la tecnología solar, la
Chronar Corporation, predijo que para el año 2000 habría una potencial instalada
total de 40 GW, sin embargo, en la realidad se instaló menos de 1 GW. Por lo
tanto parece prudente limitar el crecimiento de la energía solar a 100 GW de
capacidad disponible en año 2100.
4.2.4. Las otras renovables
El resto de energías renovables no presentan ningún potencial significativo en
el sector de la generación eléctrica, al menos en lo que al presente siglo se
refiere. Para el resto de sectores, particularmente el de transporte, existen ya
alternativas al uso de combustibles fósiles, como es el caso de los
biocombustibles.
Capítulo V: Otros componentes del modelo
205
El caso del hidrógeno es algo singular. Mientras la tecnología necesaria ya se
encuentra disponible, y países pioneros como Islandia ya hacen un uso
importante de este combustible, las previsiones apuntan a que su consumo no se
expandirá hasta el año 2030 y aún así tendrá que superar muchos prejuicios y
barreras de entrada impuestas por las compañías petroleras. Por ello no se prevé
un impacto significativo de esta tecnología hasta mitad de siglo, por lo que el
modelo no contemplará su uso.
Por su naturaleza limpia y recursos prácticamente ilimitados, así como su
facilidad de transporte y costes de extracción que disminuirán a medida que
crezca la explotación de esta forma de energía, el hidrógeno experimentará muy
probablemente una expansión considerable a partir de la segunda mitad del siglo
XXI.
Debido a la falta de precedentes con los que confrontar las perspectivas del
hidrógeno, así como la gran incertidumbre que rodea a este tipo de recurso,
evaluar el potencial del hidrógeno como fuente energética dentro del horizonte
del modelo queda fuera del alcance del proyecto.
5. Eficiencia y ahorro energético
La mayor dificultad para hacer frente a los desafíos de la sostenibilidad no es
la falta de capacidad tecnológica, sino la determinación de prioridades en la
asignación de los recursos. Otro riesgo a considerar es que los avances
tecnológicos, aplicados asimétricamente, acaben por abrir más que cerrar la
brecha entre los países industrializados y los países en vías de desarrollo.
Por tanto es necesario un análisis crítico de los procesos de generación de
conocimiento y de cambio tecnológico, que se interrogue sobre el protagonismo
social que dirige dicho proceso y en qué medida responder a las necesidades y
demandas de los ciudadanos. Porque la tecnología no es neutral, ni sus
consecuencias son inevitables. Tanto su elección como sus efectos dependen del
Capítulo V: Otros componentes del modelo
206
contexto institucional, económico y social en el cual se desarrollan y de las
estructuras de poder en que se inscriben. Desde esta posición se deriva el rechazo
claro a cualquier determinismo tecnológico: las opciones tecnológicas nunca son
únicas y su inherente flexibilidad permite múltiples formas para su aplicación, su
gestión y para la organización del trabajo. Es imprescindible revitalizar la
discusión sobre la función social de la ciencia y la tecnología y conseguir una
participación activa de los ciudadanos en la decisión de sus prioridades y en el
control de sus resultados. La falta de sostenibilidad del modelo energético no en
sí un problema tecnológico. Se necesitan determinadas condiciones sociales y
económicas previas para que los nuevos desarrollos se adecuen y puedan
implantarse. No hay aporte técnico sin enfoque social.
Para evaluar las contribuciones específicas que puede hacer la tecnología a la
sostenibilidad energética, se considera que en última instancia tanto el suministro
como el consumo de energía son el resultado de procesos tecnológicos. Así pues,
la mejora de su eficiencia, la utilización de fuentes renovables, la reducción de
las emisiones y el tratamiento de los residuos son aspectos esenciales a
considerar para alcanzar la sostenibilidad energética. Hay tecnologías
prometedoras en cada uno de estos campos.
Las inversiones en I + D representan un considerable impulso para el
desarrollo tecnológico de un país, concretamente para el sector eléctrico que
posee las características de un servicio público. El sector de generación eléctrica
es un tanto peculiar en lo que respecta a los componentes tecnológicos que
siendo una parte fundamental del sistema, son extrapolables a otros ámbitos. Las
oportunidades de desarrollo tecnológico en el área del ahorro energético son
innumerables. Un desarrollo tecnológico reciente, aunque ya maduro y en pleno
uso en gran parte del mundo son las centrales de ciclo combinado de gas natural
para la producción de electricidad. Estas centrales alcanzan rendimientos
energéticos cercanos al 60%, frente al rendimiento medio de aproximadamente el
31% del resto de centrales térmicas, y sus emisiones de CO2, para una misma
potencia producida, son del orden del 40% de las de una central convencional de
carbón. Otras tecnologías de gran interés son las que permiten la gasificación del
Capítulo V: Otros componentes del modelo
207
carbón, donde el gas se utiliza a su vez en un ciclo combinado, dando lugar
asimismo a bajas emisiones atmosféricas.
Un caso paradigmático es el de las fuentes renovables de generación
eléctrica, cuya tecnología básica ya es conocida, pero que aún pueden
beneficiarse de sustanciales mejoras con el consiguiente abaratamiento de costes
de producción, si son objeto de programas adecuados de I+D. Éste ha sido por
ejemplo el caso de la generación eólica de electricidad que, tras el apoyo recibido
en diversos países europeos, se encuentra ya muy cercana a la viabilidad
económica con los precios actuales de la electricidad. La utilización de fuentes de
energía renovables en el suministro generalizado de energía a centros de
consumo rurales dispersos representa otro desafío tecnológico de la mayor
importancia.
Diversos proyectos en marcha persiguen la combustión de combustibles
fósiles con emisiones prácticamente nulas, como ya se analizó en la sección
3.4.1. La utilización de biocombustibles y el futuro posible rol del hidrógeno
como vector energético intermedio para muchas aplicaciones y muy
particularmente para el transporte, presentan un gran potencial. Una posibilidad
interesante es que la volatilidad natural del perfil de generación de electricidad a
partir de determinadas fuentes renovables pudiera compensarse con un perfil
apropiado de producción de hidrógeno por electrolisis. La energía solar podría
permitir la obtención de hidrógeno directamente por procesos electroquímicos,
termoquímicos y fotoquímicos. La investigación sobre posibles procedimientos
eficaces de secuestro de las emisiones de CO2 es otra área de interés.
Se esperan también sustanciales mejoras en la tecnología de las pilas de
combustible, donde el hidrógeno sería utilizado como combustible para obtener
electricidad sin emisiones nocivas y con rendimientos muy elevados. Dicha
tecnología podría tener múltiples aplicaciones, en el transporte en particular.
Estos dispositivos, junto con las microturbinas y pequeños motores eficientes,
serán muy posiblemente los principales factores que conducirán a medio plazo a
Capítulo V: Otros componentes del modelo
208
un uso generalizado de la producción distribuida de electricidad que competiría
con las grandes instalaciones actuales.
Por otra parte, la investigación y el desarrollo tecnológico parecen la única
forma que podría permitir superar los graves problemas de sostenibilidad de la
actual tecnología nuclear. Se han propuesto nuevos diseños de reactores de fisión
con mejores características de seguridad ante accidentes. Desde hace algunos
años se vienen realizando investigaciones que al parecer han permitido
comprobar la viabilidad tecnológica de modificar los elementos radioactivos de
los residuos nucleares mediante su transmutación en compuestos no radioactivos
y en otros con una vida media inferior. Pero la disponibilidad a nivel comercial
de esta tecnología parece aún lejana. Los recursos de investigación y desarrollo
tecnológico que actualmente se dedican a resolver el problema de los residuos
radioactivos son claramente insuficientes dada su importancia. El programa de
fusión nuclear apuesta por una solución a medio plazo. La financiación de este
programa ha carecido de la continuidad, eficacia y apoyo que su relevancia
merece.
La investigación básica es esencial para poder encontrar nuevos
procedimientos de producción y consumo de energía, con respuestas innovadoras
a las viejas cuestiones sobre agotamiento de recursos e impacto ambiental. Sin
embargo resulta harto complicado modelizar a lo largo del tiempo el efecto de
estas nuevas tecnologías y métodos que permitan un uso de la energía más
eficiente y racional. Aparte de la estimación de las últimas reservas recuperables,
tanto de recursos fósiles convencionales como no convencionales, como del
potencial de le energía nuclear y las renovables, el modelo incluye una tasa de
decarbonización del consumo energético a lo largo del horizonte que se estudia.
De acuerdo con las previsiones de otros autores, parece adecuado suponer una
tasa de decarbonización anual del 0,3% para todas las regiones aplicable durante
todo el periodo de estudio.
Capítulo V: Otros componentes del modelo
209
Capítulo VI:
El modelo
mundial
1. El modelo mundial
El modelo mundial, principal objeto de este proyecto, es un modelo de
simulación para el desarrollo a largo plazo, concretamente del periodo
comprendido entre el año 2005 y el año 2100, del sistema energético de
suministro y demanda para las distintas regiones del mundo ∗ . La estructura del
modelo corresponde a un sistema de módulos interconectados entre sí como
muestra la siguiente figura:
∗
Referirse a la sección 1 del capítulo 5 para la descripción de las regiones que componen el modelo
Capítulo VI: El modelo mundial
210
Inputs
PIB/cápita (r,t)
Políticas energéticas
DEMANDA
r,s,e
D (r,s,e)
Precio (r,s,e)
POB (r,t)
I+D interno
RCAR
ROIL
RESERVAS
r,s,e
I+D interno
Precio (r,s,e)
Cantidad (r,s,e)
RGAS
RURN
SUMINISTRO
r,s,e
Precio TCO2
(r,s,e)
Restricciones
medioambientales
Incluye:
Emisiones CO2
Generación eléctrica
I+D interno
Figura 6.1.1: Esquema general del modelo mundial
Elaboración propia
La figura permite apreciar que el modelo se divide en tres bloques bien
diferenciados: el módulo de la demanda, el módulo de las reservas y el módulo
del suministro energético. Evidentemente cada uno de estos bloques por separado
carece de sentido, pues es la interacción entre los tres la que determina la
evolución del sistema energético global. Sin embargo, para facilitar la
comprensión del lector y poner de manifiesto los factores más relevantes que
presentan un impacto más significativo sobre la evolución de cada uno de los
módulos y del modelo en su conjunto, a continuación se analiza cada uno de
estos bloques por separado.
Las principales variables exógenas del modelo son el PIB per cápita y la
población de cada región. Se trata de un modelo dinámico que evoluciona con el
tiempo, por ello, estas dos variables progresan a lo largo del horizonte del estudio
según las hipótesis adoptadas en el capítulo anterior. Los subíndices r, t, s y e
corresponden respectivamente a: la región (r) que se refiere a los países de la
OCDE, las economías transitorias o los países en vías de desarrollo; el año (t)
que puede tomar los valores comprendidos en el horizonte del estudio; el sector
(s) de consumo de energía final que a su vez se divide en el sector transporte, el
sector residencial y comercial, y el sector industrial; por último la forma de
Capítulo VI: El modelo mundial
211
energía (e) final que corresponde al petróleo, gas natural, carbón, renovables
tradicionales y electricidad.
Por otra parte, también se consideran como inputs los últimos recursos
recuperables de petróleo crudo, carbón, gas natural y uranio, así como una serie
de restricciones medioambientales y tasas sobre las emisiones de CO2 que se
detallarán más adelante. Los vectores de demanda y precio son endógenos al
modelo, determinándose a partir de las variables anteriores. Finalmente cabe
destacar que cada uno de los tres bloques internaliza los efectos del I+D y el
impacto de nuevas tecnologías.
2. El modelo de demanda
El modelo de demanda combina el impacto de los precios de las distintas
formas de energía final con el nivel de renta per cápita de los consumidores.
Asimismo tiene en cuenta de forma implícita ambas, la rigidez asociada a los
equipos ya existentes y la flexibilidad de la sustitución de combustible de las
nuevas plantas. Las ecuaciones del modelo de demanda internalizan al mismo
tiempo los avances en I+D.
Se ha supuesto que cada región sigue una evolución de la demanda
independiente de la del resto de países, por ello se han desarrollado tres módulos
en paralelo que corresponden a cada una de las regiones. El módulo de demanda
de cada región se divide a su vez en dos bloques: la demanda por sectores de
consumo final y la demanda de energía final. Estos dos bloques se encuentran
estrechamente relacionados entre sí. La siguiente figura muestra de forma
esquemática el módulo de demanda de los países ricos de la OCDE. Como se
puede apreciar, en la parte de izquierda se sitúa el bloque de demanda por sector
y en la derecha el correspondiente a las formas de energía final.
Capítulo VI: El modelo mundial
212
Inputs
Outputs
OCDE
Industrial
E.I.i
I+D
GDP/
cápita (t)
Carbón
I+D
Petróleo
I+D
Transporte
E.I.t
I+D
POB (t)
Precio (r,s,e)
Residencial/Servicios
E.I.i
I+D
D (r,s,e)
Gas
I+D
Electricidad
I+D
Renovables
I+D
Figura 6.2.1: Esquema del modelo de demanda tomando como ejemplo los países ricos de la OCDE
Elaboración propia
2.1. La demanda por sectores
El módulo de demanda de energía por sectores se basa en el modelo de
intensidad energética desarrollado por Medlock y Soligo, y que se describe en la
sección 3 del capítulo 5. Ambos autores han observado que a medida que
evoluciona la economía de un país, el nivel de demanda de cada uno de los
sectores de consumo final de energía sigue un camino bien definido. Dicho
estudio se sintetiza a través de la ecuación:
ln ect , j ,l = a j ,l + b1 ln p t , j ,l + b2 ln y t ,l + b3 (ln y t ,l ) 2
En función del nivel de renta per cápita de la región (y) y de un vector que
contiene los precios de las distintas formas de energía final (p) para un sector en
concreto, la ecuación devuelve el consumo energético per cápita de dicho sector
y región. Tomando las previsiones de crecimiento de la población y de la
economía supuestos en el capítulo anterior, e introduciéndolos en la ecuación
anterior, se obtienen los siguientes resultados, que se resumen en las figuras
correspondientes.
Capítulo VI: El modelo mundial
213
Demanda per cápita y sector en países de la OCDE
12
10
Tep/hab
8
Industrial
Transporte
Residencial y Comercial
Total
6
4
2
0
2005
2020
2035
2050
2065
2080
2095
Año
Figura 6.2.2: Evolución de la demanda energética per cápita de los países ricos de la OCDE
Elaboración propia
Demanda per cápita y sector en Economías en Transición
9
8
7
Tep/hab
6
Industrial
Transporte
Residencial y Comercial
Total
5
4
3
2
1
0
2005
2020
2035
2050
2065
2080
2095
Año
Figura 6.2.3: Evolución de la demanda energética per cápita de las Economías en Transición
Elaboración propia
Capítulo VI: El modelo mundial
214
Demanda por cápita y sector en Países en Vías de Desarrollo
3,0
Industrial
Transporte
Residencial y Comercial
Total
2,5
Tep/hab
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
2005
2020
2035
2050
2065
2080
2095
Año
Figura 6.2.4: Evolución de la demanda energética per cápita de los Países en Vías de Desarrollo
Elaboración propia
Evolución de la demanda
40.000
35.000
OCDE
Economías en Transición
30.000
Países en Vías de desarrollo
Mtep
25.000
Mundial
20.000
15.000
10.000
5.000
0
2005
2020
2035
2050
2065
2080
2095
Año
Figura 6.2.5: Evolución de la demanda de energía en las diferentes regiones del modelo durante el
horizonte de estudio
Elaboración propia
Capítulo VI: El modelo mundial
215
Las tres primeras figuras muestran la evolución de la demanda energética de
cada región dividida en sectores de consumo final. Como ya anunciaban los
autores del modelo de intensidad energética Kenneth B. Medlock y Ronald
Soligo, en las curvas se puede apreciar el efecto de la desmaterialización
económica. Dicho proceso se encuentra ligado al aumento de la demanda de
productos de consumo y servicios a medida que crece el nivel de renta per cápita
de una región. Esto fenómeno se traduce en una transición del sector industrial
hacia la industria ligera y el crecimiento del sector servicios. El efecto de la
desmaterialización de la economía se aprecia muy bien en la evolución de la
demanda de las economías transitorias: a medida que aumentan los ingresos per
cápita de los habitantes de la región, el sector residencial y comercial aumenta su
intensidad energética hasta sobrepasar la correspondiente al sector industrial en
el año 2089. Mientras los países miembros de la OCDE ya experimentaron una
reducción de su intensidad energética asociada al sector industrial durante el
siglo pasado, los países en vías de desarrollo no llegan a sufrir los efectos de la
desmaterialización económica durante el horizonte de estudio.
La última figura muestra la evolución de la demanda energética total de cada
una de las regiones. El espectacular crecimiento económico de países como
China, la India o Brasil, unido a la explosión demográfica que estas regiones
experimentarán durante el próximo siglo harán que los niveles de consumo de los
países en vías de desarrollo sobrepasen los correspondientes a los países ricos.
Además, en el año 2100, el consumo de los países pobres será más de dos veces
el de los países miembros de la OCDE, 24.259 y 10.125 Mtep respectivamente.
2.2. La demanda por forma de energía final
La demanda de energía final se puede dividir en cinco categorías: derivados
del petróleo, carbón, gas natural, electricidad y renovables tradicionales (biomasa
principalmente). Cada de una de estas cinco categorías posee sus propias ventajas
e inconvenientes, y se encuentra ligada en mayor o menor medida a cada uno de
los sectores anteriormente mencionados. El sector de generación eléctrica
Capítulo VI: El modelo mundial
216
presenta un especial interés, por lo que será analizado por separado en la sección
4.1 del presente capítulo.
El haber tomado el modelo de Medlock y Soligo de intensidad energética
representa un serio inconveniente a la hora de analizar la demanda de las formas
de energía finales. Al centrarse exclusivamente en los sectores de consumo final,
se produce una pérdida significativa de información en lo referente a la forma en
que las distintas formas de energía final cubren la demanda de cada sector. La
dificultad es aún mayor si se tiene en cuenta que ambas formas de demanda se
encuentran estrechamente ligadas entre sí. Así pues la evolución de una
condiciona el desarrollo de la otra y viceversa. Por ello resulta incompatible el
modelizar la evolución de cada bloque por separado. Se ha optado por inclinarse
a favor del consumo por sectores debido a sus implicaciones más significativas
sobre el consumo, pues a igualdad de prestaciones de los combustibles lo que al
consumidor final más le importa es satisfacer unas necesidades energéticas
específicas y no qué combustible utiliza. Además resulta harto complicado
reproducir de forma fiel la evolución de la demanda de energía final sin analizar
una serie de complejos modelos económicos, lo cual queda fuera del alcance del
proyecto. Por ello se ha adoptado la hipótesis de que cada sector cubrirá sus
necesidades a lo largo del periodo de estudio con la misma fracción de cada una
de las formas de energía final de la actualidad. Por ejemplo, si hoy día el 90% del
consumo del sector transporte de los países ricos es cubierto por el petróleo, a lo
largo del horizonte de estudio, a pesar que crezca la demanda de dicho sector, el
90% de la misma será satisfecha por el uso de derivados del petróleo, lo cual
supondrá a su vez un aumento de la demanda del combustible fósil. Se trata de
una hipótesis que simplifica considerablemente la evolución de la demanda y
favorece el consumo de los combustibles que gozan de una mayor popularidad en
la actualidad, en perjuicio de las formas de energía minoritarias y los nuevos
combustibles como el hidrógeno. Sin embargo a nivel cualitativo la hipótesis
resulta perfectamente lícita a la hora de analizar las barreras que amenazan la
sostenibilidad del modelo energético global.
Capítulo VI: El modelo mundial
217
3. El modelo de reservas
El modelo de reservas y producción de los distintos recursos limitados, véase
petróleo, gas natural, carbón y uranio; está basado en el modelo POLES
desarrollado por el IEPE (Institut de l´Economie et de Politique de l´Energie)
sobre el que se sustenta el informe de la Unión Europea WETO 2003. Se trata de
un modelo muy complejo donde intervienen gran cantidad de variables que hacen
referencia a factores económicos. El modelo de reservas del modelo mundial es
una simplificación de este último que permite analizar los diferentes elementos
que impulsan la explotación de las reservas de los combustibles anteriormente
mencionados.
El modelo parte de la estimación de los últimos recursos recuperables de cada
combustible. Dicha estimación se basa en las predicciones de otros prestigiosos
autores expertos en la materia. A diferencia de otros estudios, los URR no son
considerados como una cantidad fija, sino como una función que obedece a la
cantidad total de los recursos finales de cada combustible presentes sobre la
corteza terrestre, y de un ratio de recuperación que a su vez depende del precio y
de los avances tecnológicos. Partiendo de los últimos recursos recuperables se
calculan los nuevos descubrimientos, los cuales derivan del nivel de perforación
de la corteza terrestre. Dicho grado de perforación es directamente proporcional
al nivel de inversiones asociadas a la extracción, e inversamente proporcional al
precio del combustible. De esta forma se obtienen los descubrimientos
acumulados que se suman a las reservas probadas.
Por el otro lado, se determina la producción acumulada de los años
precedentes a partir de los datos históricos. La diferencia entre los
descubrimientos acumulados y la producción acumulada representa las reservas
de combustible que quedan por explotar. El método de estimación de reservas
que se ha descrito puede apreciarse en la siguiente figura:
Capítulo VI: El modelo mundial
218
Figura 6.3.1: Modelo de reservas basado en el modelo POLES
Fuente: WETO 2003
Finalmente el modelo deduce de forma iterativa la producción anual a partir
de su demanda y del precio del combustible. El esquema general de cálculo se
puede apreciar en el siguiente diagrama, donde t representa el año actual:
t +1
Precio del
Combustible t
Ecuación
Perforación
Perforación t
Modelo de
Reservas
Reservas t
t +1
Modelo de
Demanda
Demanda t
Figura 6.3.2: Diagrama del modelo de reservas
Elaboración propia
Capítulo VI: El modelo mundial
219
3.1. Las reservas de petróleo
Siguiendo los pasos definidos en el apartado anterior, se estiman las reservas
probadas de petróleo dentro del horizonte de estudio. Como ya se ha
mencionado, los últimos recursos recuperables de petróleo no se consideran una
cantidad fija, sino como una variable que tiene en cuenta las variaciones del ratio
de recuperación. De hecho, el aumento del ratio de recuperación se presenta
como un fenómeno trascendental para la industria del petróleo, tanto en la
actualidad como en el futuro, porque el progreso en este campo es capaz de
compensar parcialmente el agotamiento de los recursos. Basándose en otros
estudios, concretamente el de Evaluación de los Recursos Fósiles de Isabel
Vinuesa, parece razonable suponer los URR del petróleo en 3000 Gb para finales
del siglo XXI.
Obviamente el ratio de recuperación es función de la tendencia del progreso
tecnológico y del precio del combustible. Siguiendo las previsiones de precio del
crudo del WEO 2004, ya tratadas en la sección 1.4.3 del capitulo 2, y
adaptándolas al marco económico actual, se obtiene la siguiente curva que
muestra la evolución de precios del barril de petróleo, tanto como para el crudo
convencional como para los distintos recursos no convencionales.
Capítulo VI: El modelo mundial
220
Evolución de los precios del petróleo
200
180
160
140
$/barril
120
100
80
60
40
20
0
2005
2020
2035
2050
2065
2080
2095
Año
Figura 6.3.3: Evolución de los precios del barril del petróleo dentro del periodo de estudio
Elaboración propia
Bajo los efectos de dicho crecimiento de precios del barril de crudo, se
deduce la evolución de las reservas del combustible fósil. En la figura 6.3.4 se
pueden apreciar las tendencias de cada tipo de recurso de la familia del petróleo y
la suma de todos ellos, que coincide con las reservas totales probadas. Hasta el
año 2020 el petróleo convencional conforma el grueso de la producción
petrolífera. A partir de este punto las reservas no pueden hacer frente a la
demanda, lo que provoca una transición hacia la demanda de crudo ultrapesado y
arenas bituminosas que produce una subida de precios. Este fenómeno se repite
con la transición de estos últimos recursos no convencionales hacia las aguas
profundas y posteriormente hacia los hidratos de gas con su consiguiente
aumento de costes de extracción que repercute directamente sobre el precio del
barril. Cabe mencionar que los distintos recursos no llegarían a agotarse. La
subida de precios del crudo provoca que el recurso situado inmediatamente a la
derecha en la curva de precios, resulte económicamente competitivo por lo que
acaba desplazando al recurso anterior. Cada transición hacia un nuevo recurso
Capítulo VI: El modelo mundial
221
coincide con el incremento de precio final del combustible que el consumidor
está dispuesto a pagar. Así pues el final de la era del petróleo se produciría en el
año 2085, cuando éste dejará de ser competitivo frente a otras formas de energía
más atractivas desde el punto de vista económico.
Evolución de las reservas de petróleo
3.000
Petróleo Convencional
Crudo Ultrapesado y Arenas Bituminosas
2.500
Aguas Profundas
Hidratos de Gas
2.000
Reservas Totales
Gb
1.500
1.000
500
0
2005
2020
2035
2050
2065
2080
2095
Año
Figura 6.3.4: Evolución de las reservas globales del petróleo
Elaboración propia
3.2. Las otras reservas
La producción y las reservas de gas natural son tratadas con las mismas
variables y conjunto de ecuaciones que el modelo de reservas del petróleo, con la
diferencia que en este último caso no se considera un nivel de perforación para el
gas. Dicha simplificación se justifica por el hecho de que los nuevos
descubrimientos de gas dependen directamente del esfuerzo de perforación
asociado a las prospecciones de crudo. Esto se ilustra con el hecho de que
muchas compañías petrolíferas que buscan crudo acaban encontrando gas natural.
Capítulo VI: El modelo mundial
222
Siguiendo el mismo esquema de desarrollo que en el caso del petróleo, a
excepción de la simplificación anteriormente mencionada, se obtiene la
evolución de las reservas de gas. Dichas reservas se dividen en recursos
convencionales y no convencionales del gas natural.
Evolución de las reservas de gas
180
160
140
120
Gtep
100
Gas convencional
Gas no convencional
80
Gas total
60
40
20
0
2005
2020
2035
2050
2065
2080
2095
Año
Figura 6.3.5: Evolución de las reservas globales del gas natural
Elaboración propia
Para el carbón y el uranio se ha decidido prescindir de la evaluación de sus
reservas. En el caso del carbón se justifica por el hecho de existir una cantidad de
reservas probadas que no se agotarán durante el siglo de estudio y muy
probablemente tampoco durante el siguiente. Si bien las reservas de uranio sí son
más limitadas, las tecnologías descritas en el capítulo 3 podrían llegar a
compensar el agotamiento del mineral de uranio. Además ya existen proyectos
que contemplan la utilización del torio como combustible nuclear cuyas reservas
se estiman en tres veces las del uranio, por lo que aquí se supondrá que el
Capítulo VI: El modelo mundial
223
agotamiento de este tipo de recursos no amenaza el abastecimiento de las
centrales nucleares en el periodo de estudio.
4. El modelo de suministro
El modelo de suministro se descompone a su vez en dos bloques: el modelo
de generación eléctrica y el modelo de emisiones, que a continuación se
describen de forma detallada.
4.1. El modelo de generación eléctrica
Tradicionalmente la demanda eléctrica se ha caracterizado por una curva
monótona de carga que representa el número de horas anuales que la carga o
producción eléctrica se encuentra al mismo valor o por encima de cualquier nivel
de demanda. Un ejemplo de una curva monótona de carga se muestra en la figura
6.4.1. La carga es una demanda de flujo de energía y se mide en MW. A pesar de
que dicha curva describe completamente el tiempo total correspondiente a cada
nivel de carga, no incluye información sobre la secuencia de estos niveles. La
misma curva monótona de carga puede ser el resultado de amplias variaciones
diarias de la demanda y pequeñas oscilaciones estacionales, o a la inversa.
Capítulo VI: El modelo mundial
224
Figura 6.4.1: Ejemplo de curva monótona de carga
Fuente: Power System Economics de Steven Stoft
La introducción de un mercado añade la dimensión del precio. Los
economistas a menudo representan la demanda a partir de una curva que tiene en
cuenta únicamente los precios. Las fluctuaciones en la demanda que no son el
resultado de una variación de precios no suelen ser descritas en detalle. Pero el
caso de la electricidad es diferente porque ésta no se puede almacenar. Por eso
los picos de demanda eléctrica son cubiertos por generadores que producen
durante menos del 1% del tiempo total. Este tipo de generadores se basan en
tecnologías que difieren sustancialmente de la de aquellos generadores de base
que producen durante la mayor parte del tiempo. Como resultado, los mercados
de generación eléctrica han de afrontar el problema de determinar cuanta
capacidad de producción debe ser construida con cada tipo de tecnología, por
ejemplo, una central hidroeléctrica o un ciclo combinado de gas. Esto explica la
importancia de las oscilaciones de la demanda y en consecuencia la trascendencia
de las curvas monótonas de carga en los mercados de generación eléctrica.
Una curva monótona de carga puede ser construida para una región en
particular a partir de la carga total en intervalos de cada hora para cada una de las
Capítulo VI: El modelo mundial
225
8760 horas de producción en las que se descompone el año. A continuación se
dibujan empezando por la carga más grande y añadiendo sucesivamente las
cargas en orden descendente. El resultado es una curva cuya pendiente desciende
desde el pico máximo de carga en la hora 1, hasta la carga mínima o base en la
hora 8760.
La duración se mide tradicionalmente en horas por año, pero como ambas
horas y años son unidades de tiempo, la duración no tiene dimensión y por lo
tanto puede ser expresada como un simple número, un ratio o un porcentaje. Para
convertir las unidades de horas año (h/año) en un simple número, basta con
multiplicar por 1/8760 (año/horas). La duración se interpreta como la
probabilidad de que la carga coincida o sea mayor que un cierto nivel. Para
ilustrar la definición anterior, elíjase un valor arbitrario de carga, 35 GW por
ejemplo. Utilizando la curva monótona de carga se determina la correspondiente
duración, 20% según la figura anterior. Esto significa que la carga es de 35 GW o
mayor durante el 20% del tiempo, o que la probabilidad de que la carga sea igual
o superior a 35 GW para una hora elegida arbitrariamente es del 20%.
Cuando la demanda es inelástica o cuando ésta hace frente a precios fijos, lo
que se traduce en una curva monótona de carga estática, se puede usar dicha
curva para determinar la combinación óptima de tecnologías de generación
eléctrica. La técnica está basada en un sistema de potencia regulado donde los
precios y la curva monótona de carga son fijos, lo cual no coincide exactamente
con la realidad; sin embargo sigue siendo útil para entender algunos aspectos de
los mercados competitivos.
Dicha técnica supone que los costes fijos y variables describen
adecuadamente cada tecnología de generación. Estos costes se emplean para
dibujar la curva de costes totales en un único gráfico como muestra la figura
6.4.2. La intersección de dichas curvas determina los factores de capacidad que
separan las distintas regiones donde cada tecnología representa el óptimo. Estos
factores de capacidad se igualan a las duraciones de carga que determinan la
frontera entre carga cubierta por una tecnología u otra. En dicha figura la
Capítulo VI: El modelo mundial
226
intersección entre las curvas de coste de la generación eléctrica a partir de
centrales térmicas de carbón o ciclos combinados de gas (CCG), determina una
capacidad de aproximadamente el 30%. Eso significa que toda carga con una
duración superior al 30%, o lo que es lo mismo 2600 horas, debería ser
abastecida por centrales térmicas de carbón, mientras una carga de duración
menor deberá ser cubierta por centrales de ciclo combinado.
Figura 6.4.2: Uso de las curvas de coste para determinar la combinación óptima de tecnologías de
producción eléctrica
Fuente: Power System Economics de Steven Stoft
Capítulo VI: El modelo mundial
227
Se trata de un modelo simplificado, pues para determinar la combinación
óptima de tecnologías de generación eléctrica se basa únicamente en el
argumento económico, claramente el que tiene un mayor peso, pero no tiene en
cuenta otra serie de factores como las limitaciones de cada tecnología o el
impacto medioambiental. Para suplir dicha carencia del modelo se han definido
una serie de potenciales para cada tipo de tecnología que limitan de forma
razonable la expansión de cada una de las distintas plantas de producción
eléctrica a lo largo del periodo de estudio.
Se han estimado los costes fijos y variables de cada una de las tecnologías de
generación de electricidad. Estas se dividen en: centrales térmicas de petróleo,
centrales térmicas de carbón, centrales de ciclo combinado de gas, centrales
hidroeléctricas, centrales nucleares de fisión, parques eólicos y plantas de
generación solar que incluye tanto la solar fotovoltaica como la solar térmica.
Dichos costes no son más que un valor de referencia que pretende abarcar todas
las formas de generación dentro de un mismo tipo de tecnología. Así por ejemplo
en el caso de la hidráulica donde el capital de inversión puede variar mucho de
un tipo de central a otra debido principalmente a la orografía del emplazamiento,
se ha tomando un valor medio que pretende abarcar el amplio espectro de costes
de la energía hidráulica. Por ello, a pesar de lo que muestran las curvas de la
siguiente figura, no siempre la energía nuclear resultará más barata que la
hidráulica. Habrá casos en que una central hidráulica por cuestiones de
localización requiera una inversión menor que una central nuclear y viceversa.
La siguiente figura representa la competencia en costes de las siete tecnologías.
Por simplificación se ha supuesto que los costes de cada tecnología son idénticos
a lo largo del periodo de estudio.
Capítulo VI: El modelo mundial
228
Costes de generación eléctrica
0,30
Carbón
0,25
Gas
0,20
€/MWh
Petróleo
Nuclear
0,15
Hidro
0,10
Solar
0,05
Eólica
0,00
0
1.000
2.000
3.000Horas
4.000
5.000
6.000
de producción
7.000
8.000
Figura 6.4.3: Curvas de coste de las distintas tecnologías de generación eléctrica
Elaboración propia
Finalmente se ha adoptado el supuesto de que cada vez que una central de
producción eléctrica queda obsoleta, ésta es substituida por otra que emplea el
mismo tipo de tecnología. Dicha simplificación facilita enormemente los cálculos
al no tener que hacer cada año el inventario de todas las centrales disponibles a
nivel mundial. Simplemente basta con conocer la potencia instalada total de cada
tecnología para posteriormente calcular cada año la potencia producida por cada
una. La hipótesis adoptada pone de manifiesto la rigidez económica del sector
eléctrico frente a los cambios de tecnología debido al gran nivel de inversiones
que estos requieren.
Siguiendo el modelo de generación eléctrica descrito, se han obtenido las
siguientes combinaciones tecnológicas del sector eléctrico global para los años
2005, 2050 y 2100.
Capítulo VI: El modelo mundial
229
Año 2005
3.000.000
2.500.000
Petróleo
2.000.000
MWh
Gas
Solar
1.500.000
Hidro
1.000.000
Eólica
Nuclear
500.000
Carbón
80
0
12
00
16
00
20
00
24
00
28
00
32
00
36
00
40
00
44
00
48
00
52
00
56
00
60
00
64
00
68
00
72
00
76
00
80
00
84
00
87
60
0
40
0
0
horas
Figura 6.4.4: Curva monótona de carga del año 2005 que muestra como se reparten la producción
eléctrica las diferentes tecnologías
Elaboración propia
Año 2050
6.000.000
Petróleo
5.000.000
Solar
4.000.000
MWh
3.000.000
Gas
Carbón
2.000.000
Eólica
Hidro
1.000.000
Nuclear
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
40 80 120 160 200 240 280 320 360 400 440 480 520 560 600 640 680 720 760 800 840 876
horas
Figura 6.4.5: Curva monótona de carga del año 2050 que muestra como se reparten la producción
eléctrica las diferentes tecnologías
Elaboración propia
Capítulo VI: El modelo mundial
230
Año 2100
14.000.000
12.000.000
ENS
10.000.000
Gas
Solar
MWh
8.000.000
Eólica
Hidro
6.000.000
Nuclear
4.000.000
Carbón
2.000.000
80
0
12
00
16
00
20
00
24
00
28
00
32
00
36
00
40
00
44
00
48
00
52
00
56
00
60
00
64
00
68
00
72
00
76
00
80
00
84
00
87
60
0
40
0
0
horas
Figura 6.4.6: Curva monótona de carga del año 2100 que muestra como se reparten la producción
eléctrica las diferentes tecnologías
Elaboración propia
Las tres figuras permiten apreciar la evolución de las distintas tecnologías
dentro del mercado de generación eléctrica. Cabe mencionar que a partir del año
2087 aparece una demanda energética que no es cubierta por ninguna de las
tecnologías existentes. El momento en el que aflora el problema de la energía no
suministrada coincide con el agotamiento del petróleo. Dado que el resto de
tecnologías se encuentran limitadas por su potencial, el inconveniente de la
demanda no cubierta podría paliarse con un aumento de la potencia instalada de
centrales térmicas de carbón pues sus enormes reservas podrían cubrir sin
problemas el exceso de demanda. Sin embargo optar por ésta solución supondría
agravar aún más el problema medioambiental.
Capítulo VI: El modelo mundial
231
4.2. El modelo de emisiones
El modelo de emisiones está basado en un informe titulado Misperceptions of
Global Climate Change: Information Policies, redactado por los profesores
Erling Moxnes y Ali K. Sysel. Dicho modelo se sintetiza en la siguiente
ecuación:
dC
= E − a ⋅C
dt
Donde C representa la cantidad de CO2 presente en la atmósfera por encima
de los niveles preindustriales (296 ppmv antes del año1900). E se refiere al nivel
de emisiones de origen antropogénico y a es el coeficiente de absorción por
unidad de CO2 atmosférico. Las unidades de C son miles de millones de
toneladas de carbono en la totalidad de la atmósfera y su flujo se mide en miles
de millones de toneladas de carbono por año. El modelo está calibrado para el
nivel de emisiones que se prevé se producirá desde el año 2000 al 2100 de seguir
la tendencia actual. Por ello los autores estiman un valor de a=0.013 por año, lo
que significa que una molécula de CO2 emitida permanece un promedio de 77
años en la atmósfera antes de ser absorbida por los sumideros de dióxido de
carbono (los vegetales). Linearizando la expresión anterior se obtiene:
C 2 = E + (1 − a ) ⋅ C1
La expresión anterior sugiere que la concentración de CO2 atmosférico de un
año es igual a las emisiones globales del mismo año más la cantidad que no ha
sido absorbida el año anterior. Según la ecuación anterior el nivel de
concentración del CO2 atmosférico seguirá la tendencia que muestra la siguiente
figura:
Capítulo VI: El modelo mundial
232
Evolución de la concentración de CO2
1200
1000
ppmv
800
600
400
200
0
2005
2020
2035
2050
2065
2080
2095
Año
Figura 6.4.7: Evolución de la concentración de CO2 atmosférico durante el horizonte de estudio
Elaboración propia
Según el mismo modelo, cada vez que se duplica la concentración
atmosférica de CO2, la temperatura global del planeta aumenta 3ºC. Dicha
formulación implicaría un aumento de la temperatura de 5,91ºC a finales del año
2100 respecto los valores del 2005.
Capítulo VI: El modelo mundial
233
Incremento de temperatura
6,0
5,0
4,0
ºC
3,0
2,0
1,0
0,0
2005
2020
2035
2050
2065
2080
2095
Año
Figura 6.4.8: Incremento de la temperatura global dentro del horizonte de estudio
Elaboración propia
Capítulo VI: El modelo mundial
234
Capítulo VII:
Conclusiones
finales
A pesar de tratarse de un modelo bastante simplificado, el estudio realizado
permite identificar los elementos clave que condicionarán la sostenibilidad del
modelo energético mundial. El desarrollo de un sistema eficiente capaz de
satisfacer las necesidades energéticas básicas y que al mismo tiempo sea
compatible con las tres dimensiones de la sostenibilidad deberá hacer frente a una
serie de barreras y desafíos como nunca antes el ser humano había tenido que
afrontar. Los factores más relevantes son:
Los combustibles fósiles
Durante las dos primeras décadas del siglo XXI las formas de energía y
técnicas de conversión más arraigadas seguirán dominando el mercado
energético. El carbón jugará un papel clave en el sector de la producción eléctrica
con grandes centrales térmicas que generarán el grueso de la carga base global. A
Capítulo VII: Conclusiones finales
235
pesar de los considerables impactos medioambientales derivados de su uso, sus
costes reducidos y abundancia de recursos impulsarán al carbón hacia una nueva
etapa de consumo generalizado. Los hidrocarburos seguirán abasteciendo más de
la mitad del consumo energético global.
A pesar de la gran incertidumbre que rodea a este tipo de recursos, se
realizará un considerable esfuerzo económico hacia los depósitos no
convencionales y al incremento de los índices de recuperación. El pico de la
producción de petróleo parece inevitable. La duración de la era del petróleo
puede estar más condicionada por la demanda del combustible que por su
disponibilidad. La llegada de un pico anticipado en la extracción del crudo no
debería en ningún caso llevar a una situación de pánico. Tampoco debería
motivar el desarrollo de avances tecnológicos desesperados como la licuación del
carbón a gran escala o la sobreexplotación de las arenas bituminosas. El gas
natural, formas de conversión más eficiente y el resto de recursos energéticos
mitigarán la transición hacia nuevos mercados de la energía.
Según los resultados analizados, a medida que el petróleo comience a perder
cuota de mercada a partir del tercer cuarto del siglo XXI, otras formas de energía,
carbón y gas natural principalmente, ocuparán su lugar. El temor no debería
concernir tanto la posibilidad que exista una demanda energética no
suministrada, sino que la temperatura del planeta experimente un incremento de
7ºC.
La energía nuclear
A la espera de las largas promesas entorno a la disponibilidad del uso de la
fusión nuclear con fines comerciales, la realidad es que la energía nuclear deberá
afrontar una sentencia popular en los próximos años respecto al reimpulso o al
abandono de la misma. A pesar de presentar un gran potencial que atenuaría la
falta de sostenibilidad del modelo mundial a corto plazo, sus inconvenientes a
nivel de costes, seguridad de las instalaciones, proliferación y tratamiento de
Capítulo VII: Conclusiones finales
236
residuos representan un serio obstáculo frente su aceptación social. A nivel
técnico estas dificultades no se presentan como insalvables: los nuevos reactores
de cuarta generación y los recientes avances en las técnicas de tratamiento de
residuos como la transmutación, una vez fuesen resueltos los correspondientes
desarrollos tecnológicos, podrían contribuir a reducir los inconvenientes. Sin
embargo el mayor reto al que tiene que hacer la energía nuclear es la aceptación
social del público general, muchas veces mal informado –en uno y otro sentido- y
con una serie de prejuicios que amenazan la expansión de esta forma de energía.
El debate queda abierto.
Las energías renovables
Las energías renovables tendrán que hacer frente a una serie de desafíos
tecnológicos que limitan su competitividad frente al resto de formas de energía.
Dentro de las renovables existen formas de energía más desarrolladas como la
hidráulica y la eólica que ya en la actualidad representan una opción
económicamente atractiva. Sin embargo su intermitencia y limitado potencial
restringen su expansión hasta un nivel que si bien no es marginal, tampoco será
capaz de cubrir el grueso de la demanda. Otras energías renovables como la solar
presentan un potencial mucho más prometedor. No obstante este tipo de
tecnología dista de ser lo suficientemente madura como para representar una
opción viable. A finales del horizonte de estudio las renovables podrían
encontrarse en una situación mucho más competitiva que en la actualidad.
Hubiese sido interesante analizar una serie de distintos escenarios que
presentasen diferentes potenciales de las energías renovables para evaluar el
nivel de impacto sobre el modelo mundial. A causa de la falta de tiempo no se ha
podido realizar dicho análisis de sensibilidad.
Capítulo VII: Conclusiones finales
237
El impacto medioambiental
El ritmo al que se adopten las nuevas formas de conversión de origen
renovable puede estar más determinado por las preocupaciones actuales sobre el
cambio medioambiental global, el calentamiento global en particular, que por la
falta de suministro energético. Pero incluso con una inesperada transición rápida
de los combustibles fósiles hacia las renovables, el mundo seguirá
experimentando un incremento adicional de la concentración de gases de efecto
invernadero y el riesgo de un cambio climático que dista de ser trivial. Estas
preocupaciones y la incertidumbre que rodea al eventual impacto global del
cambio climático, constituirán uno de los factores claves a la hora de tomar las
decisiones que conciernen al sistema energético del siglo XXI.
Eficiencia y ahorro energético
No cabe lugar a dudas, la utilización de máquinas y dispositivos que
transforman la energía de forma más eficiente conlleva un menor consumo
energético y permite un ahorro de capital a nivel microeconómico, es decir, para
los consumidores individuales, los hogares y las industrias. Sin embargo, a nivel
nacional o macroeconómico, las evidencias históricas muestran de forma
inequívoca que los avances en lo referente a la eficiencia energética no han
conducido hacia un descenso del consumo de energía agregado. Así pues la
eficiencia energética se revela como una medida útil a nivel individual, pero
ineficaz a escala mundial pues no mitiga el consumo global. Por ello cabe invitar
a los países ricos a una moderación de su demanda de energía. Una reducción del
25 al 35% de su consumo energético por cápita significaría volver a los niveles
de consumo de una década atrás o simplemente una generación anterior. ¿Es que
hace 10 o 20 años la calidad de vida era tan insoportable que contemplar dicha
posibilidad por parte de los gobiernos de los países ricos supondría un sacrificio
inaceptable? ¿Acaso con los niveles de consumo per cápita de hace una década
los habitantes de los países más favorecidos eran menos felices que en la
Capítulo VII: Conclusiones finales
238
actualidad? Quizá la renuncia de las naciones más opulentas a una fracción de su
consumo supondría un margen suficiente para el desarrollo de las regiones menos
favorecidas de forma que se equilibren los niveles económicos y realidad social
de todos los hombres sin agravar de forma insostenible el problema
medioambiental.
Finalmente, el modelo desarrollado pretende sentar las bases sobre las que
perfeccionar y ampliar el estudio realizado. Una vez definida la estructura del
modelo energético mundial, la puerta queda abierta para futuras aportaciones que
mejoren y reduzcan las simplificaciones del mismo. Debido a las limitaciones de
tiempo no se han podido realizar estudios de sensibilidad de cada uno de los
elementos que componen el modelo. Dicho análisis hubiera sido de mucho
interés para valorar el peso de cada uno de los factores. La ausencia de dicho
estudio se justifica porque el objetivo del proyecto no era tanto el obtener unos
resultados cuantitativos precisos, para lo que se hubiese requerido un modelo
bastante más sofisticado, sino poner en evidencia la complejidad del problema y
sus múltiples interacciones.
Capítulo VII: Conclusiones finales
239
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