Proyecto de final de carrera sobre desarrollo sostenible

ÍNDICE DE CONTENIDOS
1 ENERGÍA Y DESARROLLO SOSTENIBLE.................................................... 1
1.1 LOS CONDICIONANTES DE LA SOSTENIBILIDAD ENERGÉTICA. ......... 5
1.1.1
La
seguridad
del
abastecimeinto
energético:
los
recursos
disponibles....................................................................................................................6
1.1.2 El impacto ambiental de la producción y consumo de energía................ 8
1.1.3 Energía para todos.................................................................................. 11
1.2 HACIA LA SOSTENIBILIDAD ENERGÉTICA............................................. 14
1.2.1 Patrones de consumo y ahorro energético.............................................. 15
1.2.2 Las fuentes renovables de energía.......................................................... 16
1.2.3 El desarrollo tecnológico........................................................................ 18
1.2.4 Las medidas económicas y regulatorias................................................. 21
1.2.5 Educación y concienciación................................................................... 23
1.3 OBJETIVOS DEL PROYECTO ........................................................................ 24
2 PETRÓLEO: PRESENTE Y FUTURO ............................................................ 25
2.1 NATURALEZA Y UTILIDAD DEL PETRÓLEO........................................... 27
2.1.1 Historia del petróleo............................................................................... 27
2.1.2 Origen del petróleo................................................................................. 30
2.1.2.1 Constitución y caracterización del aceite petrolífero ............................. 30
2.1.2.2 El ciclo del petróleo ............................................................................... 31
2.1.3 Aplicaciones del petróleo....................................................................... 34
2.2 GEOGRAFÍA DEL PETRÓLEO ...................................................................... 36
2.2.1 Reservas probadas.................................................................................. 36
2.2.2 Producción de petróleo........................................................................... 42
2.2.3 Capacidad de producción ....................................................................... 45
2.2.4 Consumo de petróleo ............................................................................. 46
2.2.5 Reservas estratégicas y existencias de crudos y productos.................... 50
2.2.6 Comercio internacional .......................................................................... 52
2.2.7 Capacidad de refino y comercio de productos ...................................... 53
2.2.8 Importnacia económico-finaciera del petróleo....................................... 55
2.3 PERSPECTIVAS ............................................................................................... 59
2.3.1 La futura demanda de petróleo............................................................... 59
2.3.2 Evaluación de los recursos de petróleo .................................................. 65
2.3.2.1 Petróleo convencional ............................................................................. 65
2.3.2.2 Petróleo no convencional ........................................................................ 76
2.3.3 La futura oferta de petróleo.................................................................... 80
2.3.4 Modelado del consumo de petróleo ....................................................... 83
2.3.4.1 Resumen de resultados............................................................................ 87
2.4 CONCLUSIONES ........................................................................................... 104
3 GAS NATURAL: REALIDAD Y PREVISIONES ......................................... 108
3.1 NATURALEZA Y UTILIDAD DEL GAS NATURAL. ................................ 110
3.1.1 Historia del gas natural ........................................................................ 110
3.1.2 Origen del gas natural .......................................................................... 111
3.1.2.1 Constitución y caracterización del gas natural..................................... 111
3.1.2.2 Cadena del mercado de gas natural...................................................... 112
3.1.3 Aplicaciones del gas natural................................................................. 114
3.2 GEOGRAFÍA DEL GAS NATURAL............................................................. 117
3.2.1 Reservas probadas................................................................................ 117
3.2.2 Producción de gas natural .................................................................... 119
3.2.3 Consumo de gas natural ....................................................................... 121
3.2.4 Comercio mundial de gas natural......................................................... 124
3.2.5 Precios del gas natural.......................................................................... 127
3.3 PERSPECTIVAS ............................................................................................. 128
3.3.1 La futura demanda de gas natural ........................................................ 128
3.3.2 Reservas finales de gas natural ............................................................ 130
3.3.2.1 Gas natural convencional..................................................................... 130
3.3.2.2 Gas natural no convencional................................................................ 132
3.3.3 La futura oferta de gas natural ............................................................. 137
3.3.4 Modelado del consumo de gas natural ................................................. 139
3.3.4.1 Resumen de resultados......................................................................... 142
3.4 CONCLUSIONES ........................................................................................... 150
4 CARBÓN: SITUACIÓN ACTUAL Y PERSPECTIVAS .............................. 152
4.1 NATURALEZA Y UTILIDAD DEL CARBÓN ............................................ 153
4.1.1 Historia del carbón ............................................................................... 153
4.1.2 Origen del carbón................................................................................. 155
4.1.2.1 Constitución y caracterización del carbón ........................................... 155
4.1.2.2 El ciclo del carbón ............................................................................... 156
4.1.3 Aplicaciones del carbón ....................................................................... 157
4.2 GEOGRAFÍA DEL CARBÓN ........................................................................ 158
4.2.1 Reservas probadas................................................................................ 158
4.2.2 Producción de carbón........................................................................... 160
4.2.3 Consumo de carbón.............................................................................. 162
4.2.4 Comercio internacional ........................................................................ 164
4.2.5 Evolución de precios ............................................................................ 165
4.3 PERSPECTIVAS ............................................................................................. 167
4.3.1 Previsiones de evolución de la demanda.............................................. 167
4.3.2 Desafíos medioambientales asociados al uso del carbón y propuestas
tecnológicas para solventarlos ................................................................................. 169
4.4 CONCLUSIONES ........................................................................................... 179
5 ENERGÍA NUCLEAR Y DESARROLLO SOSTENIBLE ........................... 183
5.1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................... 186
5.2 EL CICLO DEL COMBUSTIBLE NUCLEAR ........................................ 188
5.2.1 Cálculo de los costes energéticos de la energía nuclear...................... 189
5.2.1.1 Gastos de energía en la minería y molienda ........................................ 189
5.2.1.2 Requerimientos de energía para la transformación del U3O8 en UF6... 191
5.2.1.3 Enriquecimiento................................................................................... 191
5.2.1.4 Fabricación de elemento combustible.................................................. 192
5.2.1.5 Costes de construcción......................................................................... 192
5.2.1.6 Costes de operación, mantenimiento y reacondicionamiento (OMR) . 194
5.2.1.7 Desmantelamiento ............................................................................... 194
5.2.1.8 Reconversión del área de la minería .................................................... 195
5.2.1.9
Residuos
de
media
y
baja
actividad:
acondicionamiento
y
almacenamiento........................... ........................................................................................ 195
5.2.1.10 Uranio empobrecido .......................................................................... 196
5.2.1.11 Combustible gastado: almacenamiento provisional, acondicionamiento,
y almacenamiento final.. ...................................................................................................... 196
5.2.1.12 Residuos del enriquecimiento ............................................................ 197
5.2.2 Emisiones de CO2 derivadas de las necesidades energéticas del ciclo de
combustible nuclear ................................................................................................. 197
5.2.3 Disponibilidad de combustible nuclear............................................... 200
5.2.4 Disponibilidad del combustible para reactores de fisión en función del
precio........................................................................................................................ 202
5.3 RESIDUOS RADIOACTIVOS Y SU TRATAMIENTO. ........................ 212
5.3.1 Residuos radiactivos ............................................................................ 212
5.3.1.1 Influencia del ciclo de combustible ..................................................... 213
5.3.2 Soluciones para los residuos ............................................................... 214
5.3.2.1 Residuos de vida corta y baja actividad ............................................... 214
5.3.2.2 Residuos de vida larga y/o alta actividad............................................. 214
5.4 SEGURIDAD NUCLEAR......................................................................... 217
5.4.1 La isla de las Tres Millas .................................................................... 218
5.4.2 Chernobil............................................................................................. 219
5.4.3 La industria nuclear después de Chernobil ......................................... 221
5.5 ECONOMÍA .............................................................................................. 225
5.5.1 Costes de las centrales nucleares en operación y comparación con los de
otras tecnologías de generación ............................................................................... 225
5.5.2 Estrategias de actuación de las centrales nucleares en operación:
actualización de las centrales y su operación a largo plazo ..................................... 232
5.5.3 Consideración de externalidades......................................................... 234
5.5.3.1 Costes derivados de la emisión de gases y de los riesgos ligados a la
producción de energía eléctrica nuclear............................................................................... 234
5.5.4 Perspectivas futuras de nuevas centrales: nuevos diseños de nuevas
centrales avanzadas……… ...................................................................................... 236
5.6 NO PROLIFERACIÓN ............................................................................. 237
5.7 CONCLUSIONES ..................................................................................... 240
6
IMPACTO
MEDIOMABIENTAL
DERIVADO
DEL
USO
DE
COMBUSTIBLES FÓSILES................................................................................ 242
6.1 contaminantes primarios: sector generación de electricidad...................... 246
6.1.1 Emisiones de CO2 ............................................................................... 253
6.1.2 Emisiones SO2..................................................................................... 256
6.1.3 Emisiones NO2 .................................................................................... 258
6.2 CONTAMINANTES PRIMARIOS: SECTOR TRANSPORTE .............. 261
6.2.1 Emisiones NOx .................................................................................... 268
6.2.2 Emisiones Hidrocarburos .................................................................... 269
6.2.3 Emisiones partículas............................................................................ 270
6.2.4 Emisiones CO ..................................................................................... 271
6.2.5 Emisiones CO2 .................................................................................... 272
6.3 CONTAMINANTES PRIMARIOS: SECTOR INDUSTRIAL ................ 273
6.4 CONTAMINANTES PRIMARIOS: OTROS SECTORES ...................... 277
6.5 alteraciones producidas por los contaminaNtes secundarios ...................... 279
6.5.1 Destrucción de la capa de ozono......................................................... 279
6.5.2 Smog fotoquímico............................................................................... 283
6.5.3 Lluvia ácida......................................................................................... 285
6.5.4 Efecto invernadero .............................................................................. 288
6.6 CONCLUSIONES ...................................................................................... 295
7 CONCLUSIONES FINALES ........................................................................... 301
8 BIBLIOGRAFÍA................................................................................................ 308
ÍNDICE DE FIGURAS
Fig. 1.1. 1 : Demanda mundial de energía primaria en el 2002. Fuente: WEO 2004. ............. 6
Fig. 1.1. 2: Emisiones de CO2 asociadas a los combustibles fósiles en el 2002. Fuente: WEO
2004................................................................................................................................. 9
Fig. 2.1. 1: Precios del petróleo desde 1861 hasta 2003. Fuente BP, 2004............................ 29
Fig. 2.1. 2: Consumo de petróleo para producción de energía (2002). Fuente: WEO 2004. . 34
Fig. 2.2. 1: Reservas mundiales reportadas por fuentes oficiales frente al tiempo y las mismas
reservas
refechadas
a
su
año
de
descubrimiento
original.
Fuente:
Campbell,
1998.........................................................................................................................................38
Fig. 2.2. 2: Tasa de descubrimientos de petróleo crudo en reservas de 1910 a 1990. Fuente:
L.F. Ivanhoe, 1998. ....................................................................................................... 39
Fig. 2.2. 3: Reservas de petróleo probadas al final de 2003 (cantidades en miles de millones
de barriles). Fuente: BP, 2004 ....................................................................................... 41
Fig. 2.2. 4: Producción anual de petróleo en el mundo (1965-2003). Fuente BP, 2004. ....... 42
Fig. 2.2. 5: Consumo mundial de petróleo 1965-2003. Fuente BP, 2004. ............................. 46
Fig. 2.2. 6: Consumo de petróleo por zonas geográficas (1965-2003). Fuente BP, 2004...... 48
Fig. 2.2. 7: Consumo de productos por regiones (I). Fuente BP, 2004.................................. 49
Fig. 2.2. 8: Consumo de productos por regiones (II). Fuente BP, 2004................................. 49
Fig. 2.2. 9: Evolución de las existencias totales de reservas en la OCDE. Fuente Oil Market
Report, 2005.................................................................................................................. 51
Fig. 2.2. 10: Capacidad de refino y demanda de petróleo (1965-2003). Fuente BP, 2004. ... 53
Fig. 2.2. 11: Impacto de una subido de precios del crudo. Fuente Instituto de Economía
internacional 2004. ........................................................................................................ 58
Fig. 2. 3. 1: Crecimiento de la demanda de petróleo y del PIB. Fuente WEO 2004..............59
Fig. 2. 3. 2: Consumo de petróleo por sectores. Fuente WEO 2004. .................................... 65
Fig. 2. 3. 3: Curva de de Hubbert para la producción mundial de petróleo. (Hubbert, 1974).
....................................................................................................................................... 68
Fig. 2. 3.
4: Producción mundial de petróleo convencional para últimas reservas
recuperables de 2.150 Gb. Jean Laherrere, 2003. ......................................................... 68
Fig. 2. 3. 5: Escenario de agotamiento de Campbell. Fuente: ASPO 2003.......................... 69
Fig. 2. 3. 6: Descubrimientos pasados y futuros de petróleo. Fuente: Campbell, 2002. ....... 70
Fig. 2. 3. 7: Petróleo producido, en reservas y por descubrir. Fuente: World: Oil and Gas
Industry, 2002. .............................................................................................................. 71
Fig. 2. 3. 8: Diagrama de flujo para el modelado de reservas/producción de petróleo.. ........ 84
Fig. 2. 3. 9: Evolución de la demanda y de la producción. Elaboración propia.................... 87
Fig. 2. 3. 10: Evolución de las reservas. Elaboración propia. ............................................... 88
Fig. 2. 3. 11: Evolución de la producción convencional. Elaboración propia. ..................... 88
Fig. 2. 3. 12: Evolución de la producción no convencional. Elaboración propia. ................ 89
Fig. 2. 3. 13: Evolución de la concentración de CO2. Elaboración propia............................ 90
Fig. 2. 3. 14: Evolución de la demanda y de la producción. Elaboración propia.................. 90
Fig. 2. 3. 15: Evolución de las reservas. Elaboración propia. ............................................... 91
Fig. 2. 3. 16: Evolución de la producción convencional. Elaboración propia. ..................... 91
Fig. 2. 3. 17: Evolución de la producción no convencional. Elaboración propia. ................ 92
Fig. 2. 3. 18: Evolución de la demanda y de la producción. Elaboración propia.................. 93
Fig. 2. 3. 19: Evolución de las reservas. Elaboración propia. ............................................... 93
Fig. 2. 3. 20: Evolución de la producción convencional. Elaboración propia. ..................... 94
Fig. 2. 3. 21: Evolución de la producción no convencional. Elaboración propia. ................ 95
Fig. 2. 3. 22: Evolución de la demanda y de la producción. Elaboración propia.................. 96
Fig. 2. 3. 23: Evolución de las reservas. Elaboración propia. ............................................... 96
Fig. 2. 3. 24: Evolución de la producción convencional. Elaboración propia. ..................... 97
Fig. 2. 3. 25: Evolución de la producción no convencional. Elaboración propia. ................ 98
Fig. 2. 3. 26: Evolución de la concentración de CO2. Elaboración propia............................ 98
Fig. 2. 3. 27: Evolución de la demanda y de la producción. Elaboración propia.................. 99
Fig. 2. 3. 28: Evolución de las reservas. Elaboración propia. ............................................... 99
Fig. 2. 3. 29: Evolución de la producción convencional. Elaboración propia. ................... 100
Fig. 2. 3. 30: Evolución de la producción no convencional. Elaboración propia. .............. 101
Fig. 2. 3. 31: Evolución de la demanda y de la producción. Elaboración propia................ 101
Fig. 2. 3. 32: Evolución de las reservas. Elaboración propia. ............................................. 102
Fig. 2. 3. 33: Evolución de la producción convencional. Elaboración propia. ................... 102
Fig. 2. 3. 34: Evolución de la producción no convencional. Elaboración propia. .............. 103
Fig. 2. 4. 1: Influencia de aplicación de EOR a la producción. Fuente: Robert L. Hirsch,
2005...................................................................................................................................... 105
Fig. 2. 4. 2: Petróleo global. Todos los suministros 1930-2050. Fuente: Exxon, 2004. ...... 106
Fig. 2. 4. 3: Propuesta de cuñas que mitiguen el agotamiento del petróleo. Fuente: Robert L.
Hirsch, 2005. ............................................................................................................... 107
Fig. 3. 1. 1: Cadena del mercado del gas natural. Fuente CNE, 2004.................................. 113
Fig. 3. 1. 2: Usos del gas natural por sectores en EE.UU. Fuente EIA, 2002...................... 116
Fig. 3. 2. 1: Reservas probadas de gas natural al final de 2003 (cantidades en Tm3). Fuente:
BP, 2004……………………………………………………………………………………119
Fig. 3. 2. 2: Producción regional de gas natural (1970-2003). Fuente BP, 2004. ................ 119
Fig. 3. 2. 3: Consumo mundial de gas natural 1965-2003. Fuente BP, 2004....................... 122
Fig. 3. 2. 4: Evolución del consumo de gas natural (1965-2003). Fuente BP, 2004............ 124
Fig. 3. 2. 5: Precios del gas natural y del petróleo (1984-2003). Fuente: PB, 2004 ............ 127
Fig. 3. 3. 1: Consumo de gas natural por sectores. Fuente: WEO 2004……………………129
Fig. 3. 3. 2: Recursos de gas natural por descubrir. Fuente: USGS, 2000. .......................... 131
Fig. 3. 3. 3: Estimación de reservas de “stranded gas”. Fuente: IHS, 2001......................... 132
Fig. 3. 3. 4: Distribución de reservas de metano en yacimientos de carbón. Fuente: BGR,
2003............................................................................................................................. 133
Fig. 3. 3. 5: Distribución de recursos de metano en yacimientos de carbón. Fuente: BGR,
2003............................................................................................................................. 133
Fig. 3. 3. 6: Distribución regional de tight gas. Fuente BGR, 2003..................................... 134
Fig. 3. 3. 7: Evolución de los costes de explotación de gas natural convencional y tight gas.
Fuente: BGR, 2003...................................................................................................... 134
Fig. 3. 3. 8: Existencias de hidratos de gas. Fuente: BGR, 2002. ........................................ 136
Fig. 3. 3. 9: Duración de las reservas y recursos de gas natural convencional y no
convencional. Fuente: BGR, 2003. ............................................................................. 136
Fig. 3. 3. 10: Diagrama de flujo para el modelado de reservas/producción de gas natural.. 140
Fig. 3. 3. 11: Evolución de la demanda y de la producción. Elaboración propia................. 142
Fig. 3. 3. 12: Evolución de las reservas. Elaboración propia. .............................................. 143
Fig. 3. 3. 13: Evolución de la producción convencional. Elaboración propia. .................... 143
Fig. 3. 3. 14: Evolución de la concentración de CO2. Elaboración propia........................... 144
Fig. 3. 3. 15: Evolución de las reservas. Elaboración propia. .............................................. 145
Fig. 3. 3. 16: Evolución de las reservas. Elaboración propia. .............................................. 146
Fig. 3. 3. 17: Evolución de la demanda y de la producción. Elaboración propia................. 146
Fig. 3. 3. 18: Evolución de las reservas. Elaboración propia. .............................................. 147
Fig. 3. 3. 19: Evolución de la producción convencional. Elaboración propia. .................... 147
Fig. 3. 3. 20: Evolución de la concentración de CO2. Elaboración propia........................... 148
Fig. 3. 3. 21: Evolución de las reservas. Elaboración propia. .............................................. 148
Fig. 3. 3. 22: Evolución de las reservas. Elaboración propia. .............................................. 149
Fig. 3. 4. 1: Rendimientos y gases contaminantes de diversas plantas de generación eléctrica.
Fuente: Foro Nuclear, 2004………………………………………………………………...150
Fig. 4. 1. 1: Consumo del carbón por sectores (2002). Fuente: WEO 2004. ....................... 157
Fig. 4. 2. 1: Reservas probadas de carbón al final de 2003 (cantidades en miles de millones
de toneladas). Fuente: BP, 2004.......................................... .................................................159
Fig. 4. 2. 2: Producción regional de carbón (1981-2003). Fuente BP, 2004........................ 160
Fig. 4. 2. 3: Consumo mundial de carbón 1965-2003. Fuente BP, 2004. ............................ 162
Fig. 4. 2. 4: Evolución del consumo de carbón (1965-2003). Fuente BP, 2004. ................. 164
Fig. 4. 2. 5: Evolución de los precios del carbón (1988-2003). Fuente BP, 2004. .............. 165
Fig. 4. 2. 6: Precios spot del carbón térmico y tasas de transporte. Fuente: WEO 2004. .... 166
Fig. 4. 3. 1: Evolución de la concentración de CO2 (Aumento demanda de 1,4%/año).
Elaboración propia................................................................................................................167
Fig. 4. 3. 2: Evolución de la concentración de CO2 (Aumento demanda de 2,3%/año).. .... 168
Fig. 4. 3. 3: Demanda de carbón por sectores. Fuente: WEO 2004. .................................... 169
Fig. 4. 3. 4: IGCC con captura pre-combustión de CO2. Fuente: IEA, 2001....................... 177
Fig. 4. 4. 1: Costes de generación de electricidad con y sin captura y almacenamiento de
CO2. Fuente: IEA, 2001........................................................................................................180
Fig. 4. 4. 2: Costes por evitar emisiones de CO2. Fuente: IEA, 2001. ................................. 181
Fig. 4. 4. 3: Ruta para reducciones de CO2 en centrales térmicas de carbón. Fuente: World
Coal Institute, 2003. .................................................................................................... 182
Fig. 5. 2. 1: Cadena del combustible nuclear en reactor PWR con ciclo abierto. Fuente: J.W.
Storm van Leeuwen, 2004.....................................................................................................188
Fig. 5. 2. 2: Comparación de los costes de combustible con la producción de energía
eléctrica. Fuente: J.W. Storm van Leeuwen, 2004. ..................................................... 191
Fig. 5. 2. 3: Costes históricos de construcción de centrales LWR en EE.UU. Fuente: J.W.
Storm van Leeuwen, 2004........................................................................................... 193
Fig. 5. 2. 4: Comparación entre emisiones acumuladas de CO2 de una central nuclear y una
central que usa gas natural, para minerales blandos. Fuente: Storm van Leeuwen y
Smith, 2002. ................................................................................................................ 198
Fig. 5. 2. 5: Comparación entre emisiones acumuladas de CO2 de una central nuclear y una
central que usa gas natural, para minerales duros. Fuente: Storm van Leeuwen y Smith,
2002............................................................................................................................. 199
Fig. 5. 2. 6: Comparación entre emisiones totales de CO2 de una central nuclear al final de su
vida (24 años de carga completa) y una planta de gas, Minerales duros y blandos.
Fuente: Storm van Leeuwen y Smith, 2002. ............................................................... 200
Fig. 5. 2. 7: Producción de energía por Mg Uranio. Minerales blandos. ............................. 201
Fig. 5. 2. 8: Producción de energía por Mg Uranio. Minerales duros.................................. 201
Fig. 5. 2. 9: Distribución de las reservas de uranio. Fuente: Nuclear Energy Agency, 2003.
..................................................................................................................................... 204
Fig. 5. 2. 10: Distribución de reservas de uranio de coste ≤$130KgU. Fuente: Nuclear
Energy Agency, 2003.................................................................................................. 204
Fig. 5. 2. 11: Distribución de recursos razonablemente asegurados entre los países con
mayores recursos. Fuente: Nuclear Energy Agency, 2003.......................................... 205
Fig. 6.1. 1: Crecimiento del PIB y de la demanda de electricidad. Fuente: WEO 2004. ..... 246
Fig. 6.1. 2: Evolución generación de electricidad. Fuente: WEO 2004............................... 247
Fig. 6.1. 3: Emisiones de CO2 debidas a la generación de electricidad.. ............................. 248
Fig. 6.1. 4: Emisiones de CO2 debidas a la generación de electricidad. Fuente: WEO 2004.
..................................................................................................................................... 248
Fig. 6.1. 5: Emisiones de SO2 debidas a la generación de electricidad................................ 249
Fig. 6.1. 6: Emisiones de NO2 debidas a la generación de electricidad. .............................. 249
Fig. 6.1. 7: Generación y emisiones (2002). Fuente: WEO 2004 y cálculos propios. ......... 250
Fig. 6.1. 8: Generación y emisiones (2030). Fuente: WEO 2004 y cálculos propios. ......... 250
Fig. 6.1. 9: Generación de electricidad por regiones (2002). Fuente: WEO 2004. .............. 251
Fig. 6.1. 10: Generación de electricidad por regiones (2030). Fuente: WEO 2004. ............ 251
Fig. 6.1. 11: Porcentaje de emisiones por regiones (2002). Elaboración propia.................. 252
Fig. 6.1. 12: Porcentaje de emisiones por regiones (2030). Elaboración propia.................. 253
Fig. 6.1. 13: Emisiones CO2: Generación en Norte América. Elaboración propia. ............. 253
Fig. 6.1. 14: Emisiones CO2: Generación en América Latina. Elaboración propia. ............ 254
Fig. 6.1. 15: Emisiones CO2: Generación en África. Elaboración propia............................ 254
Fig. 6.1. 16: Emisiones CO2: Generación en Oriente Medio. Elaboración propia............... 254
Fig. 6.1. 17: Emisiones CO2: Generación en Europa. Elaboración propia........................... 255
Fig. 6.1. 18: Emisiones CO2: Generación en Asia-Pacífico. Elaboración propia. ............... 255
Fig. 6.1. 19: Emisiones SO2: Generación en Norte América. Elaboración propia............... 256
Fig. 6.1. 20: Emisiones SO2: Generación en América Latina. Elaboración propia.............. 256
Fig. 6.1. 21: Emisiones SO2: Generación en África. Elaboración propia. ........................... 256
Fig. 6.1. 22: Emisiones SO2: Generación en Oriente Medio. Elaboración propia. .............. 257
Fig. 6.1. 23: Emisiones SO2: Generación en Europa. Elaboración propia. .......................... 257
Fig. 6.1. 24: Emisiones SO2: Generación en Asia-Pacífico. Elaboración propia................. 257
Fig. 6.1. 25: Emisiones NO2: Generación en Norte América. Elaboración propia. ............. 258
Fig. 6.1. 26: Emisiones NO2: Generación en América Latina. Elaboración propia............. 258
Fig. 6.1. 27: Emisiones NO2: Generación en África. Elaboración propia............................ 258
Fig. 6.1. 28: Emisiones NO2: Generación en Oriente Medio. Elaboración propia. ............. 259
Fig. 6.1. 29: Emisiones NO2: Generación en Europa. Elaboración propia. ......................... 259
Fig. 6.1. 30: Emisiones NO2: Generación en Asia-Pacífico. Elaboración propia. ............... 259
Fig. 6. 2. 1: Consumos energéticos por medio de transporte. Fuente: IDAE, 2003..............263
Fig. 6. 2. 2: Contaminantes emitidos por turismos. Fuente: Instituto Francés del Petróleo. 265
Fig. 6. 2. 3: Consumo sector transporte (2002). Elaboración propia. .................................. 266
Fig. 6. 2. 4: Consumo sector transporte. Elaboración propia............................................... 266
Fig. 6. 2. 5: Comparación emisiones CO2 con predicciones de la AIE. Fuente: WEO, 2004 y
BP, 2004. Elaboración propia. .................................................................................... 267
Fig. 6. 2. 6: Emisiones de NOx (2002). Elaboración propia................................................. 268
Fig. 6. 2. 7: Emisiones de NOx (2030). Elaboración propia................................................. 268
Fig. 6. 2. 8: Emisiones de Hidrocarburos (2002). Elaboración propia................................. 269
Fig. 6. 2. 9: Emisiones de Hidrocarburos (2030). Elaboración propia................................. 269
Fig. 6. 2. 10: Emisiones de Partículas (2002). Elaboración propia. ..................................... 270
Fig. 6. 2. 11: Emisiones de Partículas (2030). Elaboración propia. ..................................... 270
Fig. 6. 2. 12: Emisiones de CO (2002). Elaboración propia. ............................................... 271
Fig. 6. 2. 13: Emisiones de CO (2030). Elaboración propia. ............................................... 271
Fig. 6. 2. 14: Emisiones de CO2 (2002). Elaboración propia............................................... 272
Fig. 6. 2. 15: Emisiones de CO2 (2030). Elaboración propia............................................... 272
Fig. 6. 3. 1: Demanda energética del sector industrial. Fuente: WEO 2004……………….274
Fig. 6. 3. 2: Emisiones de CO2 del sector industrial. Fuente: WEO 2004. .......................... 274
Fig. 6. 3. 3: Demanda energética de la industria (2002). Fuente: WEO 2004. .................... 275
Fig. 6. 3. 4: Demanda energética de la industria (2030). Fuente: WEO 2004. .................... 275
Fig. 6. 3. 5: Emisiones de CO2 del sector industrial (2002). Fuente: WEO 2004................ 276
Fig. 6. 3. 6: Emisiones de CO2 del sector industrial (2030). Fuente: WEO 2004................ 276
Fig. 6. 4. 1: Demanda energética en otros sectores. Fuente: WEO 2004…………………..277
Fig. 6. 4. 2: Emisiones de CO2: Otros sectores. Fuente: WEO 2004. .................................. 277
Fig. 6. 4. 1: Demanda energética en otros sectores. Fuente: WEO 2004…………………..277
Fig. 6. 4. 2: Emisiones de CO2: Otros sectores. Fuente: WEO 2004. .................................. 277
Fig. 6. 5. 1: Disminución de la capa de ozono causada por la generación de electricidad.
Fuente: Asociación de Productores de Energías Renovables, 2000………………………..282
Fig. 6. 5. 2: Acidificación causada por la generación de electricidad. Fuente: Asociación de
Productores de Energías Renovables, 2000. ............................................................... 286
Fig. 6. 5. 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 ................... 290
Fig. 6. 6. 1: Emisiones de CO2 por combustible. Consumo de combustibles por sectores
(2002). Fuente: WEO 2004………………………………………………………………...298
Fig. 6. 6. 2: Emisiones de CO2 por sectores (2002). Fuente: WEO 2004. ........................... 298
Fig. 6. 6. 3: Emisiones de CO2 por combustible. Consumo de combustibles por sectores
(2030). Fuente: WEO 2004. ........................................................................................ 299
Fig. 6. 6. 4: Emisiones de CO2 por sectores (2002). Fuente: WEO 2004. ........................... 300
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1.1.1: Los mayores consumidores de energía en 2003. Fuente Bp, 2004; Population
Reference Bureau, 2004. ............................................................................................... 12
Tabla 2.2. 1: Datos de evolución histórica de reservas. Fuente: BP, 2003 y BP, 2004. ........ 37
Tabla 2.2. 2: Petróleo. Reservas probadas: los primeros 20 países (fin 2003). Fuente: BP,
2004............................................................................................................................... 40
Tabla 2.2. 3: Reservas de petróleo por áreas geográficas al final de 2003. Fuente: BP, 2004.
....................................................................................................................................... 41
Tabla 2.2. 4: Principales productores de petróleo. Cifras en miles de barriles diarios. Fuente
BP, 2004........................................................................................................................ 43
Tabla 2.2. 5: OPEP: Producción de petróleo crudo. Fuente: Oil Market Report, febrero 2005.
....................................................................................................................................... 45
Tabla 2.2. 6: Consumo de petróleo por países. Fuente BP, 2004 y Population Reference
Bureau 2004. ................................................................................................................. 47
Tabla 2.2. 7: Consumo regional de petróleo. Fuente BP, 2004 y Population Reference Bureau
2004............................................................................................................................... 47
Tabla 2.2. 8: Existencias estratégicas de la OCDE en poder de la industria. Fuente Oil
Market Report, 2005. .................................................................................................... 51
Tabla 2.2. 9: Existencias estratégicas de la OCDE en poder de gobiernos. Fuente Oil Market
Report, 2005.................................................................................................................. 51
Tabla 2.2. 10: Existencias estratégicas de la OCDE. Fuente Oil Market Report, 2005......... 51
Tabla 2.2. 11: Déficits de petróleo. Fuente BP, 2004. ........................................................... 52
Tabla 2.2. 12: Superávits de petróleo. Fuente BP, 2004. ....................................................... 52
Tabla 2.2. 13: Refinerías por regiones. Fuente Energy Information Administration, 2004... 54
Tabla 2.2. 14: Comercio internacional de crudo y productos. Fuente BP, 2004.................... 54
Tabla 2. 3. 1: Evolución de la energía primaria en función de los recursos. Fuentes: WETO
2003; WEO, 2004....................................................................................................................63
Tabla 2. 3. 2: Evolución de la demanda de energía primaria y petróleo. Fuentes: WETO,
2003; WEO, 2004.......................................................................................................... 64
Tabla 2. 3. 3: Desglose de la demanda total por sectores (2030). Fuentes: WETO, 2003;
WEO, 2004.................................................................................................................... 64
Tabla 2. 3. 4: Datos del escenario de agotamiento de Campbell. Fuente: ASPO, 2003. ...... 70
Tabla 2. 3. 5: Estimaciones de las últimas reservas recuperables de petróleo. Datos en Gb. 74
Tabla 2. 3.
6: Estimaciones de la USGS y evoluciones. Fuente: W. Zittel, L-B-
Systemtechnik, 2004. ................................................................................................... 74
Tabla 2. 3. 7: Proyecciones IEO2004 de producción de la OPEP. Fuente: IEO 2004.......... 81
Tabla 2. 3. 8: Proyecciones IEO2004 de producción no OPEP. Fuente: IEO 2004.............. 82
Tabla 2. 3. 9: Escenarios de demanda considerados. Elaboración propia............................. 86
Tabla 2. 3. 10: Escenarios de URR. Fuente: USGS, 2000. ................................................... 86
Tabla 2. 3. 11: Escenarios de producción. Fuente: EIA, 2005.............................................. 86
Tabla 2. 3. 12: Llegada al cenit por regiones. Elaboración propia........................................ 89
Tabla 2. 3. 13: Llegada al cenit por regiones. Elaboración propia........................................ 92
Tabla 2. 3. 14: Llegada al cenit por regiones. Elaboración propia........................................ 94
Tabla 2. 3. 15: Llegada al cenit por regiones. Elaboración propia........................................ 97
Tabla 2. 3. 16: Llegada al cenit por regiones. Elaboración propia...................................... 100
Tabla 2. 3. 17: Llegada al cenit por regiones. Elaboración propia...................................... 103
Tabla 3. 1. 1: Consumos, residuos y ocupación de distintos tipos de centrales eléctricas.
Fuente: Foro Nuclear, 2004......................................................................................... 112
Tabla 3. 1. 2: Usos del Gas Natural. Fuente: Innergy, 2004 ................................................ 115
Tabla 3. 2. 1: Gas natural. Reservas probadas: los primeros 20 países (fin 2003). Fuente: BP,
2004.......................................................................................................................................118
Tabla 3. 2. 2: Reservas de gas natural por áreas geográficas al final de 2003. Fuente: BP,
2004............................................................................................................................. 118
Tabla 3. 2. 3: Principales productores de gas natural. Cifras en miles de millones de metros
cúbicos, Gm3. Fuente BP, 2004................................................................................... 120
Tabla 3. 2. 4: Consumo de gas natural por países. Fuente BP, 2004 y Population Reference
Bureau 2004. ............................................................................................................... 123
Tabla 3. 2. 5: Consumo de gas natural por regiones. Fuente BP, 2004 y Population Reference
Bureau 2004. ............................................................................................................... 123
Tabla 3. 3. 1: Estimaciones de reservas de gas natural sin descubrir. Fuente: USGS,
2000...................................................................................................................................... 130
Tabla 3. 3. 2: Escenarios de demanda considerados. Elaboración propia............................ 141
Tabla 3. 3. 3: Escenarios de URR. Fuente: USGS, 2000. .................................................... 141
Tabla 3. 3. 4: Escenarios de producción de gas natural. Fuente: IEO, 2004........................ 142
Tabla 4. 1. 1: Clasificación de los carbones según materias volátiles. Fuente: Lermusiaux,
1961............................................................................................................................. 156
Tabla 4. 2. 1: Carbón. Reservas probadas: los primeros 20 países (fin 2003). Fuente: BP,
2004.......................................................................................................................................158
Tabla 4. 2. 2: Reservas de carbón por áreas geográficas al final de 2003. Fuente: BP, 2004.
..................................................................................................................................... 159
Tabla 4. 2. 3: Principales productores de carbón. Fuente BP, 2004..................................... 161
Tabla 4. 2. 4: Consumo de carbón por países. Fuente BP, 2004 y Population Referente
Bureau 2004. ............................................................................................................... 163
Tabla 4. 2. 5: Consumo de carbón por regiones. Fuente BP, 2004 y Population Referente
Bureau 2004. ............................................................................................................... 163
Tabla 4. 3. 1: Desafíos medioambientales derivados del uso del carbón, respuesta tecnológica
y estatus. Fuente: World Coal Institute, 2003......................................................................171
Tabla 4. 3. 2: Reservas naturales apropiadas para almacenamiento de CO2. Fuente: AIE
Greenhouse Gas R&D Programme, 2001. .................................................................. 178
Tabla 5. 2. 1: Costes energéticos de construcción en función de varias hipótesis. Fuente: J.W.
Storm van Leeuwen, 2004........................................................................................... 193
Tabla 5. 2. 2: Reservas de Uranio. Fuente: Nuclear Energy Agency, 2003......................... 203
Tabla 5. 2. 3: Años de disponibilidad de recursos para varias tecnologías. Fuente: Nuclear
Energy Agency, 2003.................................................................................................. 208
Tabla 5. 3. 1: Radionucleidos de vida larga contenidos en una tonelada de combustible
gastado. Fuente: Fission European Seminar (European Commision, 1998).
212
Tabla 5. 4. 1: Estimación de la mortalidad por cáncer inducida por el accidente de Chernobil.
Fuente: L. R. Anspaugh, 1988. 221
Tabla 5. 5. 1: Coste nivelado medio en función de diversos criterios. Fuente: Foro Nuclear,
2003. 226
Tabla 5. 5. 2: Comparativa central ciclo combinado y de carbón. Fuente: Foro Nuclear, 2003.
..................................................................................................................................... 226
Tabla 5. 5. 3: Costes medios nivelados para distintas tasas de actualización. Fuente: Foro
Nuclear, 2003. ............................................................................................................. 227
Tabla 5. 5. 4: Costes medios nivelados en función de la inversión. Fuente: Foro Nuclear,
2003............................................................................................................................. 228
Tabla 5. 5. 5: Suposiciones del escenario base. Fuente: MIT, 2003. ................................... 230
Tabla 5. 5. 6: Costes de alternativas de generación de electricidad. Niveles reales
cents/KWe-hr (factor de capacidad 85%). Fuente: MIT, 2003. .................................. 230
Tabla 5. 5. 7: Costes de alternativas de generación de electricidad. Niveles reales
cents/KWe-hr (factor de capacidad 75%). Fuente: MIT, 2003. .................................. 231
Tabla 5. 5. 8: Inversiones requeridas por programas de aumento de potencia. Fuente: Foro
Nuclear, 2003. ............................................................................................................. 232
Tabla 5. 5. 9: Costes medioambientales. Fuente: Foro Nuclear, 2003................................. 235
Tabla 5. 6. 1: Excedente militar de plutonio y HEU, fin de 1997. Toneladas. Fuente: Fission
European Seminar (European Commision, 1998).................................................................238
Tabla 6. 1. 1: Consumos, residuos y ocupación de distintos tipos de centrales eléctricas.
Fuente: Foro Nuclear, 2004......................................................................................... 247
Tabla 6. 1. 2: Emisiones del ciclo de vida de las tecnologías de producción eléctrica
renovables. Fuente: Foro Nuclear, 2004. .................................................................... 248
Tabla 6. 5. 1: Gases con efecto invernadero. Fuente: Escuela Superior de Ing. Universidad de
Navarra, 2002. ............................................................................................................. 288
Tabla 6. 5. 2: Evolución de la concentración de gases de efecto invernadero. Fuente: IPCC,
2001............................................................................................................................. 289
Tabla 6. 6. 1: Efectos de la utilización de energías de origen fósil. Fuente: Tráfico, 2005. 295
Tabla 7. 1: Resumen de los resultados del modelo de petróleo. Elaboración propia........... 303
Tabla 7. 2: Resumen de los aumentos de temperaturas obtenidos con los modelos.
Elaboración propia. ..................................................................................................... 305
1 ENERGÍA Y DESARROLLO SOSTENIBLE
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Nuestro entorno natural es la fuente de todo lo que sostiene la vida humana.
De él se toman comida, agua, combustibles, minerales y metales, y en él se depositan
los residuos. La actitud general hacia el medio ambiente ha cambiado mucho durante
las últimas décadas. En 1962 Rachel Carson exponía en su libro Primavera
Silenciosa serios problemas derivados del uso de productos químicos en la
agricultura.
Diez años después en 1972, Dennos Meadows, preconizaba cambios hacia una visión
finita del mundo en Límites al Crecimiento. No se fijaba sólo en los residuos y
emisiones, sino también en el consumo de recursos, ya que observó que la población
y el consumo crecían de manera exponencial, mientras que los recursos lo hacían de
forma lineal. El Club de Roma, un grupo de científicos de renombre internacional,
hombres de negocio y de estado, publicó este estudio. Factores como el crecimiento
de la población, el consumo de recursos, la producción de comida y la contaminación
se integraron en un único modelo. El modelo predecía el colapso antes del año 2000.
1Energía y Desarrollo Sostenible
2
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
El tono pesimista del libro provocó una reacción en Herman Kahn, apostando por un
futuro más prometedor:
“Hace 200 años casi en todas partes los seres humanos eran pocos, pobres y
dependían de las fuerzas de la naturaleza, y dentro de 200 años, esperamos
que casi en todas partes sean numerosos, ricos y controlen las fuerzas de la
naturaleza”.
Esta visión se apoyaba en futuras mejoras tecnológicas. Kahn predecía que la
humanidad abandonaría la tendencia de crecimiento exponencial, para llegar a un
nivel final en el que todos los habitantes del mundo tendrían una vida próspera. No
obstante, llegar a este estatus supone un desafío.
La idea de “desarrollo sostenible” fue formulada explícitamente en el informe
presentado por la Comisión de Medio Ambiente y Desarrollo de Naciones Unidas en
1987, -conocido como el informe Brundtland- como “el desarrollo que satisface las
necesidades del presente sin comprometer la capacidad de las futuras generaciones
para satisfacer sus propias necesidades”. El desarrollo sostenible descansa sobre la
aceptación de que el desarrollo es posible y necesario; de que debe hacerse
sostenible, perdurable y viable en el tiempo, y de que la sostenibilidad debe ser
triple: económica, social y ambiental.
Esta definición incluye la equidad. Todo ser humano nace con los mismos derechos
para construir la vida que elija. Así pues, los derechos humanos, o las tradiciones
culturales no se pueden separar del concepto de sostenibilidad.
La Declaración de Río, adoptada en el seno de la Conferencia de Naciones
Unidas sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo en 1992 y ratificada diez años más
tarde en la Cumbre de Johannesburgo, situó el desarrollo sostenible como un
elemento central y le otorgó una amplia trascendencia política, al establecerlo como
marco conceptual de orientación de políticas y estrategias para el progreso mundial.
En la actualidad el desarrollo sostenible puede considerarse como un verdadero
principio jurídico, que se va incorporando en la legislación en todos los niveles.
La necesidad de evaluar el desarrollo sostenible desde la perspectiva
energética constituye la motivación principal de este proyecto. La energía tiene
1Energía y Desarrollo Sostenible
3
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
relaciones profundas y amplias con las tres dimensiones de la sostenibilidad. Es
precisamente la producción y consumo de energía, - de manera que soporte el
desarrollo humano en sus dimensiones social, económica y medioambiental-, lo que
se entiende por sostenibilidad energética. Los servicios que la energía proporciona
contribuyen a satisfacer múltiples necesidades básicas como el suministro de agua
potable, la iluminación, la salud, la capacidad de producir, transportar y procesar
alimentos, la movilidad o el acceso a la información, de forma que la disponibilidad
de un cierto volumen de formas avanzadas de energía debería incluirse entre los
derechos inalienables del ser humano en el siglo XXI. La seguridad del
abastecimiento energético y el precio de la energía son factores cruciales para el
desarrollo económico. Por otro lado, ya es evidente que muchas de las formas de
producción
y
consumo
de
la
energía pueden
reducir
la
sostenibilidad
1
medioambiental .
1
Este capítulo está basado 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).
1Energía y Desarrollo Sostenible
4
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
1.1
LOS CONDICIONANTES DE LA SOSTENIBILIDAD
ENERGÉTICA
Es unánime la opinión de las distintas organizaciones solventes que han
examinado la sostenibilidad del actual sistema energético mundial. El Informe
mundial de la energía, publicado conjuntamente en 2000 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, y que es un texto clave
de referencia en lo que concierne a una visión global de los aspectos de la energía, es
contundente al respecto y 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”.
Entre los aspectos de la falta de sostenibilidad deben incluirse los tres siguientes:
-
Los combustibles avanzados y la electricidad no son universalmente accesibles,
lo que constituye una desigualdad que tiene implicaciones morales, políticas y
prácticas en un mundo cada vez más globalizado.
-
El sistema energético actual no es lo suficientemente fiable o asequible
económicamente como para soportar un crecimiento económico generalizado. La
productividad de un tercio de la humanidad está seriamente comprometida por la
falta de acceso a las formas avanzadas de energía y tal vez otro tercio sufre
penalidades económicas e inseguridad a causa de un suministro energético poco
fiable.
-
Los impactos negativos, -tanto a nivel local, como regional y global-, de la
producción y del uso de la energía amenazan la salud y el bienestar de la
generación actual y de las futuras.
Son, por tanto, tres los factores que condicionan la sostenibilidad de nuestro
modelo energético: la disponibilidad de recursos para hacer frente a la demanda de
energía, el impacto ambiental ocasionado por los medios utilizados para su
1Energía y Desarrollo Sostenible
5
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
suministro y consumo, y la enorme falta de equidad en el acceso a este elemento
imprescindible para el desarrollo humano en la actualidad. A continuación se
examina brevemente cada uno de ellos.
1.1.1 LA SEGURIDAD DEL ABASTECIMIENTO ENERGÉTICO:
LOS RECURSOS DISPONIBLES
Casi un 80% de la demanda global actual de energía de las actividades
humanas proviene de combustibles fósiles, -como el petróleo (35%), el carbón
(23%), o el gas natural (21%)-, la energía nuclear proporciona un 7%, las grandes
centrales hidroeléctricas un 2%, las formas avanzadas de energías renovables, -tales
como solar, eólica, minihidraúlica o biomasa- un 1%, mientras que la utilización
tradicional de biomasa, -forma principal de suministro energético de los 2000
millones de habitantes menos desarrollados energéticamente-, representa el 11%
restante.
Demanda mundial de energía primaria (2002)
NOTA:
Otras
Otras
Biomasa Renovables
11%
1%
Hidráulica
2%
Carbón
23%
Nuclear
7%
Gas Natural
21%
renovables
incluyen la energía
geotérmica,
eólica
y
solar,
de
las
mareas
empleadas
en
generación
eléctrica, así como
Petróleo
35%
TOTAL 10.345 Mtep (millones
toneladas equivalentes de petróleo)
el uso directo de la
energía
solar
y
geotérmica.
Fig. 1.1. 1 : Demanda mundial de energía primaria en el 2002. Fuente: WEO 2004.
Dos recientes estudios de prospectiva en el sector energético, -el World
Energy Outlook de la Agencia Internacional de la Energía (WEO, 2004) y el World
Energy, Technology and Climate Policy Outlook de la Comisión Europea (WETO,
2003), coinciden básicamente en sus proyecciones para el año 2030. Ambos dibujan
1Energía y Desarrollo Sostenible
6
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
un futuro en el que el consumo de energía crece inexorablemente, los combustibles
fósiles continúan dominando el suministro de energía y los países en desarrollo se
van aproximando rápidamente a los países de la OCDE – Organización para la
Cooperación y el Desarrollo Económico- en su consumo de energía comercial. Los
dos estudios encuentran que los recursos energéticos de la Tierra son adecuados para
cubrir la demanda durante al menos las tres próximas décadas, pero sus proyecciones
plantean serias preocupaciones sobre la seguridad del suministro energético, la
adecuación de las inversiones en infraestructuras energéticas, la amenaza de
deterioro medioambiental causada por la producción de energía y el desigual acceso
de la población mundial a las distintas formas avanzadas de la energía. El estudio de
la Comisión Europea señala que el declive en las reservas convencionales de petróleo
comenzará a partir de 2030, lo que no podrá ser compensado totalmente por el
aumento previsto de las reservas no convencionales, esto es, las de un coste de
extracción apreciablemente superior.
Hay un escenario alternativo, en el que se han aplicado las políticas energéticas que
los países de la OCDE están actualmente considerando que podrían adoptar, así
como una implantación más rápida de nuevas tecnologías. Dicho escenario permitiría
una fuerte reducción de las emisiones de CO2 respecto al de referencia, aunque
todavía sería insuficiente para cumplir con el acuerdo de Kyoto. La mayoría de la
reducción sería debida a la disminución de la generación eléctrica convencional, por
el ahorro energético y un espectacular aumento de la producción con renovables.
Así pues, dado que el modelo energético actual posee una fuerte dependencia
de los combustibles fósiles, la seguridad de abastecimiento entendida como
disponibilidad de toda la energía que se necesite a un precio asequible y durante un
largo plazo parece un factor crítico.
Bajo una perspectiva mundial parece que lo primero que se debe considerar es la
existencia de suficientes reservas energéticas para hacer frente al consumo esperado.
Se consideran “reservas” de una fuente determinada de energía, a aquellas cantidades
que puede estimarse con una certidumbre razonable que podrán recuperarse en el
futuro a partir de depósitos conocidos y con la tecnología y precios actuales. Por otro
lado, los “recursos” incluyen las reservas existentes más las que se estima que aún
quedan por descubrir.
1Energía y Desarrollo Sostenible
7
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
En los capítulos 2, 3, 4 y 5 se pretende evaluar los recursos energéticos de petróleo,
gas natural, carbón y materiales apropiados para la fisión nuclear, para ofrecer
conclusiones objetivas de las perspectivas de futuro de dichos recursos. Para ello se
contrastará información de diversas fuentes, y se realizarán simulaciones con
modelos sencillos de elaboración propia.
Son numerosos los estudios que indican que la disponibilidad de los recursos
energéticos no parece que vaya a limitar la sostenibilidad del desarrollo humano
durante el presente siglo, pero la ONU, el Consejo Mundial de la Energía y la
Agencia Internacional de la Energía previenen de que el impacto ambiental de los
procesos actualmente empleados para producir la energía, utilizarla y tratar los
residuos es insostenible. En otras palabras, que lo más crítico no es cuándo se
acabarían los recursos energéticos disponibles, sino que no se pueden
seguir
utilizando en la forma en que se viene haciendo, por el impacto medioambiental que
esto supone. Esto constituiría la segunda limitación a la sostenibilidad, y se aborda en
el capítulo 6.
1.1.2 EL
IMPACTO
AMBIENTAL
DE
LA
PRODUCCIÓN
Y
CONSUMO DE ENERGÍA
La existencia de impactos medioambientales antropogénicos en la producción
y uso de la energía se ha observado desde hace tiempo. La deforestación de muchas
áreas o la contaminación asociada a los procesos industriales son casos bien
conocidos. Pero, aunque graves, se trataba de impactos locales. En los últimos cien
años los efectos locales han pasado a ser amenazas globales. Es un hecho reciente el
reconocimiento de la asociación de la energía con problemas medioambientales de
carácter global, que ya afectan la salud humana y la calidad de vida, pero muy
particularmente las de las generaciones futuras.
La utilización de combustibles fósiles, ya sea en pequeñas instalaciones
distribuidas o en grandes instalaciones, lleva asociada un considerable impacto
ambiental. La combustión de combustibles fósiles da origen a emisiones a la
atmósfera de óxidos de nitrógeno y dióxido de carbono. Además el carbón y el
petróleo dan lugar a óxidos de azufre y partículas en suspensión. Todas estas
1Energía y Desarrollo Sostenible
8
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
sustancias pueden afectar seriamente a la salud de las personas. Tampoco deben
ignorarse los impactos que tienen lugar en el proceso de extracción y de transporte de
los combustibles. Los efectos sobre el medioambiente ocurren a escala local, regional
y global, aunque el proyecto se centrará 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 muchos coinciden en identificarla como la más importante. Su
magnitud, su complejidad y su relación directa con las actividades energéticas hacen
del cambio climático un caso paradigmático. La mayor o menor diligencia en la
puesta en práctica del Protocolo de Kyoto es un excelente indicador del compromiso
de la comunidad global con el desarrollo sostenible.
Los gases de efecto invernadero absorben energía infrarroja calentando la
superficie terrestre y la atmósfera. El efecto de calentamiento que producen estos
gases se llama efecto invernadero, es decir, la energía solar queda atrapada por los
gases, del mismo modo en que el calor queda atrapado detrás de los vidrios de un
invernadero. Si no existiera este fenómeno, la temperatura de la superficie de la tierra
sería de unos veinte grados bajo cero.
El gas de efecto invernadero más importante de origen antropogénico es el CO2, que
se emite en la combustión de combustibles fósiles y de biomasa, lo que produce más
CO2 que cualquier otra actividad humana.
Emisiones de CO2 derivadas del uso de combustibles
fósiles en el 2002
Gas Natural
21%
Carbón
38%
Petróleo
41%
TOTAL 23.579 Mt CO2 (millones toneladas)
Fig. 1.1. 2: Emisiones de CO2 asociadas a los combustibles fósiles en el 2002. Fuente: WEO 2004.
1Energía y Desarrollo Sostenible
9
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Las consecuencias de estas emisiones se relacionan con el cambio climático.
Desde la Revolución Industrial hasta ahora la concentración de CO2 en la atmósfera
ha pasado de 280 ppmv (partes por millón en volumen) a 360 ppmv y puede llegar a
750 ppmv a final del presente siglo. Las mejores estimaciones disponibles hasta la
fecha indican que la temperatura media puede aumentar entre 1,5 y 6 grados
centígrados para el año 2100. Estabilizar la concentración de CO2 en la atmósfera a
cualquier nivel requeriría cortar las emisiones de CO2 a la mitad de lo que son ahora,
-se recuerda que el Protocolo de Kyoto sólo pide una tímida reducción del 5,2%
respecto al valor de 1990-, y esto tendría que conseguirse en las próximas décadas
para que el nivel estable no superase en mucho al actual. Aunque se consiga
estabilizar la concentración de CO2, el aumento de temperatura y la subida de nivel
del mar continuarán durante cientos de años. La credibilidad de estas afirmaciones
parece razonable.
Pero la variación de la temperatura media es sólo una de las muchas manifestaciones
del cambio climático, algunas de ellas de potencial carácter catastrófico: patrones de
precipitaciones, corrientes marinas y circulación atmosférica, productividad agrícola,
ámbito de propagación de animales y de enfermedades, e 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 de electricidad no están exentas de impactos
negativos sobre el medio ambiente, aunque en grados muy diferentes. La generación
hidroeléctrica, aunque en general se considera como una de las formas más limpias
de producción de electricidad, tiene un significativo impacto ambiental y social.
Otras
fuentes
de
energía
renovables
también
tienen
algunos
impactos
medioambientales negativos: la eólica por el impacto sobre el territorio en la fase de
montaje, su efecto estético sobre el paisaje y la posible afección a algunas especies
de aves, la biomasa por la posible deforestación, y la fotovoltaica por la toxicidad de
los productos empleados en la fabricación de los elementos.
Un caso especial es el de la energía nuclear, cuyo rechazo en amplios sectores de la
población de muchos países y sus dificultades económicas han conducido a la
1Energía y Desarrollo Sostenible
10
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
práctica paralización de su expansión comercial en la mayoría de estos países, pero
que no producen emisiones de gases que contribuyan al cambio climático. Sin
embargo la energía nuclear tiene inconvenientes muy graves, que no han sido
resueltos satisfactoriamente. La seguridad de las instalaciones es una clara
preocupación del público en general. Otra es el riesgo de utilización bélica de la
energía nuclear, facilitada o amparada por la utilización civil. La falta de una
solución aceptable para los residuos radioactivos de las centrales nucleares es otra
gran preocupación, tan importante o más que las anteriores. Los residuos nucleares
de alta actividad constituyen una herencia inadmisible para las generaciones futuras,
en contra de toda idea de sostenibilidad.
No se han asignado suficientes recursos a la solución de estos problemas, en
coherencia con la gravedad y urgencia de los mismos. La viabilidad económica de la
energía nuclear es asimismo cuestionable en el actual entorno de competencia en el
sector energético.
En el capítulo 6 se pretende analizar este problema según las predicciones de
la Agencia Internacional de la Energía y estimaciones propias.
1.1.3 ENERGÍA PARA TODOS
El tercer problema en la sostenibilidad energética es que un tercio de la
población mundial, -unos 2000 millones de personas-, no tiene acceso a la energía
comercial ni, por tanto, a los servicios que proporciona: iluminación, cocinado de
alimentos, calefacción y refrigeración, telecomunicaciones y energía mecánica para,
por ejemplo, el bombeo de agua. Como resultado, se consumen los combustibles
tradicionales a una velocidad superior a la de regeneración natural, lo que degrada la
tierra. De acuerdo con la Organización Mundial de la Salud, la combustión
incompleta de la biomasa en recintos cerrados es causa de que 1500 millones de
personas estén expuestas a una atmósfera insalubre y puedan contraer graves
enfermedades respiratorias, a las que la OMS atribuye 2,5 millones de muertes
anuales prematuras de mujeres y niños. El uso de propano o gas natural reduciría este
valor en cien veces. Por otra parte, sin acceso a formas modernas de energía las
personas tienen que emplear mucho tiempo y esfuerzo en tareas básicas de
1Energía y Desarrollo Sostenible
11
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
subsistencia, como recoger leña y acarrear agua, lo que interfiere gravemente con sus
posibilidades de educación y de realizar un trabajo productivo.
Las desigualdades en los patrones de consumo energético mundial son
escandalosas. Mientras que los mil millones de habitantes más pobres tienen un
consumo energético de solamente 0,2 toneladas equivalentes de petróleo por persona
y año, los mil millones más ricos consumen 25 veces más. Incluso en una
comparativa entre los veinte países que más consumen existen diferencias
considerables al comparar el ratio toneladas equivalentes de petróleo por habitante.
Energía primaria (2003)
Mtep
1. EE. UU.
2. China
3. Federación Rusa
4. Japón
5. India
6.Alemania
7. Canadá
8. Francia
9.Reino Unido
10. Corea del Sur
11. Italia
12.Brasil
13. España
14. México
15. Ucrania
16. Irán
17. Arabia Saudí
18. Sudáfrica
19. Australia
20. Indonesia
Los 20 primeros
Resto del mundo
TOTAL MUNDIAL
Población (2004)
%
%
Ratio
del total
(M. hab)
del total
tep/h
2.297,8
23,6%
293,6
4,6%
7,8
1.178,3
12,1%
1.300,1
20,4%
0,9
670,8
6,9%
144,1
2,3%
4,7
504,8
5,2%
127,6
2,0%
4,0
345,3
3,5%
1.086,6
17,0%
0,3
332,2
3,4%
82,6
1,3%
4,0
291,4
3,0%
31,9
0,5%
9,1
260,6
2,7%
60,0
0,9%
4,3
223,2
2,3%
59,7
0,9%
3,7
212,0
2,2%
48,2
0,8%
4,4
181,9
1,9%
57,8
0,9%
3,1
181,4
1,9%
179,1
2,8%
1,0
141,5
1,5%
42,5
0,7%
3,3
138,1
1,4%
106,2
1,7%
1,3
133,3
1,4%
47,4
0,7%
2,8
129,1
1,3%
67,9
1,1%
1,9
121,9
1,3%
25,1
0,4%
4,9
116,9
1,2%
46,9
0,7%
2,5
115,6
1,2%
20,1
0,3%
5,8
107,0
1,1%
218,7
3,4%
0,5
7.683,1
78,9%
4.046,1
63,4%
1,9
2.058,0
21,1%
2.339,9
36,6%
9.741,1
100,0%
6.386,0
100,0%
1,5
Tabla 1.1.1: Los mayores consumidores de energía en 2003. Fuente Bp, 2004; Population Reference
Bureau, 2004.
Es difícil estimar la magnitud del esfuerzo técnico y económico necesario
para proporcionar un acceso básico a la energía comercial al tercio de la humanidad
que carece de ella. El proceso habría de tener lugar de forma gradual y el uso
tradicional de biomasa debiera continuar tal vez por mucho tiempo. En una primera
aproximación puede estimarse que la demanda básica de energía a suministrar por
persona es de unos 500 kWh anuales, lo que supondría unos 1000 TWh para los 2000
1Energía y Desarrollo Sostenible
12
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
millones de personas, esto es, menos de un 0,9% de la demanda mundial de energía
en el año 2000 y apenas un 7% de la de electricidad. Una estimación grosera del
coste anual, indica que no excedería el 0,2% del Producto Interior Bruto de los países
de la OCDE.
Un acceso universal y más igualitario a las formas modernas de energía tendría
implicaciones de muy largo alcance. La energía es un instrumento esencial para
poder conseguir una vida digna para la persona en el siglo XXI. Aunque el acceso a
formas avanzadas de energía no es una necesidad humana per se, es crítico para la
satisfacción de necesidades básicas tales como la nutrición, el cobijo y la iluminación
y ofrece la posibilidad de emplear la energía para usos productivos que permitan a
estas personas escapar del ciclo de la pobreza. La falta de energía aparece
fuertemente correlacionada con muchos indicadores de pobreza, tales como la falta
de educación escolar o una inadecuada asistencia sanitaria.
En recientes documentos de las Naciones Unidas se considera que el acceso a la
energía comercial a precios asequibles es una condición necesaria para conseguir el
primero de los Objetivos del Milenio, esto es, reducir en el 2015 a la mitad el número
de personas que hoy viven 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.
Esta limitación de la sostenibilidad se considera de manera implícita en cada unos de
los capítulos del proyecto, pues siempre se harán estudios regionales, de los que se
deducen las diferencias en los patrones de consumo que existen.
1Energía y Desarrollo Sostenible
13
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
1.2
HACIA LA SOSTENIBILIDAD ENERGÉTICA
Al igual que el problema, las líneas de actuación para solucionarlo son
complejas y tienen múltiples niveles. Afortunadamente, en el terreno de los
principios existe ya un nivel suficiente de consenso sobre las líneas más apropiadas
de actuación, a los niveles máximos de las instituciones mundiales. Obviamente, una
cosa son las declaraciones de principios y otra las actuaciones concretas pero, sin
duda, se va consiguiendo una coincidencia en las grandes líneas de actuación que se
deben adoptar para conseguir la sostenibilidad energética y que serían las siguientes:
a) Reconocimiento de que el sendero actual de desarrollo energético no es
sostenible.
b) Admisión del gravísimo problema que supone el que un tercio de la
humanidad no tiene acceso a formas avanzadas de energía, lo que debe
abordarse con soluciones específicas impulsadas por los países
desarrollados, quienes han llevado al planeta a la actual situación de
insostenibilidad y se han beneficiado de ello. Estas soluciones deben
incluir el desarrollo de sistemas descentralizados adaptados a las
situaciones concretas, el uso de tecnologías apropiadas, y fórmulas
innovadoras de financiación y participación local en la toma de
decisiones.
c) Reconocimiento de la urgencia del problema. Dada la gran inercia de los
sistemas energéticos, a causa de la larga vida económica y elevado coste
de las instalaciones y de la dificultad en cambiar los hábitos de consumo,
el momento de actuar es ahora.
d) Identificación de las grandes líneas de actuación que debe integrar una
propuesta concreta de solución y que pueden compendiarse en las cinco
siguientes: La mejora de los patrones de consumo y la eficiencia
energética, la contribución de las fuentes renovables de energía, la
investigación y desarrollo de tecnologías energéticas avanzadas, la
adopción de adecuadas medidas económicas y regulatorias y, sobre todo,
la educación, que permita internalizar lo anterior en las actitudes de las
personas.
1Energía y Desarrollo Sostenible
14
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
El estudio de las posibilidades que ofrecen las líneas de actuación citadas
anteriormente será el objetivo de otro proyecto, el realizado por Ignacio Egido. No
obstante, a continuación se resume al potencial que podrían encerrar.
1.2.1 PATRONES DE CONSUMO Y AHORRO ENERGÉTICO
La primera cuestión que se plantea es si el ahorro energético tiene
verdaderamente potencial para contribuir de forma significativa al desarrollo
sostenible. La respuesta es claramente afirmativa. En su Informe mundial de la
energía la ONU y el Consejo Mundial de la Energía han puesto de manifiesto que, a
pesar de las mejoras que ha experimentado la eficiencia energética, particularmente
en los países más desarrollados, todavía queda un amplio margen para lograr una
reducción adicional de la energía consumida por unidad de producto interior bruto.
Se estima en un 30% la energía que por término medio se malgasta por el uso
ineficiente en casas, edificios, empresas y vehículos. La cantidad de energía primaria
requerida para un servicio dado puede ser reducida, en forma rentable, entre un 25 y
un 35% en los países industrializados. El ahorro puede llegar al 45% en los países
menos desarrollados.
El modelo vigente de desarrollo y consumo, genera contaminación y destrucción que
terminan por traducirse en pobreza, pobreza que a su vez contamina y destruye. Este
es el triángulo vicioso: consumo – contaminación – pobreza. Se trata de un complejo
entramado de relaciones, no siempre evidentes, en el que ciertos fenómenos son
causa y efecto a la vez y donde ningún elemento puede considerarse aislado.
El modelo energético de aumento del consumo de energía y de hidrocarburos
que ha sido adoptado por los países más desarrollados presenta problemas. Pero éste
es también el modelo al que aspiran legítimamente los países pobres para su
desarrollo, lo que agravaría el problema global de sostenibilidad, en particular en lo
referente al cambio climático.
La gran dificultad a la que se enfrenta una estrategia de ahorro energético es que
implica una verdadera transición cultural, con los consiguientes cambios de
organización y comportamiento. Un modelo de desarrollo economicista, en el que se
equipara el bienestar con el crecimiento del PIB, supone una visión demasiado pobre
1Energía y Desarrollo Sostenible
15
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
del progreso, que esconde enormes desequilibrios ambientales y sociales. El ahorro
es un concepto negativo, asociado a penurias económicas y contrario a la lógica
interna de la sociedad de consumo.
Lo primero que se debería intentar en la estrategia a plantear es romper esas
asociaciones y crear otras identidades de estatus social, que permitan a los individuos
una identificación cultural nueva, en la que tengan cabida los conceptos de
solidaridad generacional e intergeneracional y de respeto al medio ambiente, de
forma que el concepto de calidad de vida esté cada vez más vinculado al consumo
responsable y al respeto por el entorno. Entonces el ahorro energético no sólo no
sería cosa de pobres y de sociedades atrasadas, sino todo lo contrario, sería el
símbolo de excelencia, de modernidad y desarrollo, de la democracia y de los valores
positivos de la sociedad, de forma que conseguirlo sería motivo de orgullo.
Estos nuevos valores son condición necesaria, pero no suficiente, para un
cambio de comportamiento social. El ahorro energético, en el modo y medida que va
a ser necesario, va a comportar un gran esfuerzo. Para que estos nuevos valores se
conviertan en comportamientos, se requiere una política pública que comprenda tanto
el facilitar alternativas viables (como un adecuado transporte público), como el
establecimiento de normas (como las de eficiencia mínima en edificación) y señales
económicas adecuadas (como las ecotasas), además de llevar a cabo una estrategia
continuada de comunicación y de formación, pues algunos de estos cambios pueden
requerir plazos generacionales.
1.2.2 LAS FUENTES RENOVABLES DE ENERGÍA
Aunque el suministro de energías renovables está creciendo rápidamente,
parte de un nivel muy bajo, de forma que la participación de las energías renovables
modernas, incluyendo las grandes centrales hidroeléctricas, ha permanecido
estabilizada alrededor del 4% del suministro total de las energías primarias.
Sin embargo, las energías renovables tienen un potencial muy considerable y
podrían, teóricamente, proveer un suministro casi ilimitado de energía relativamente
limpia a escala local. Las estimaciones cuantitativas de este potencial difieren
considerablemente, pues dependen en gran medida de futuros desarrollos
1Energía y Desarrollo Sostenible
16
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
tecnológicos que permitan reducir los costes y mejorar el aprovechamiento
energético. Pero según el documento World Energy Assessment de las Naciones
Unidas, que para muchos es la referencia más autorizada en la valoración de la actual
situación energética, el potencial conjunto esperable de las energías renovables es
más de 18 veces superior al consumo energético mundial en el año 2000, siendo la de
mayor potencial la geotérmica (unas 12 veces), seguida de la solar (4 veces), eólica
(1,5 veces), biomasa (0.6 veces) e hidroeléctrica (0,1 veces), dejando sin cuantificar
el potencial de la energía de los océanos.
No obstante, este gran potencial no se traduce en una mayor participación en
el suministro energético global. El motivo es que sus costes de producción son en
general todavía demasiado altos para ser competitivos con los de las fuentes de
producción tradicionales, dados los actuales precios de la energía, que no incluyen la
valoración económica del impacto ambiental. Se necesita internalizar plenamente en
los precios los costes medioambientales, para que la viabilidad económica de estas
tecnologías se reconozca.
Esta limitación de los mercados energéticos actuales debe, por tanto, ser compensada
con mecanismos regulatorios específicos, que pueden ser de muy diversos tipos. Así,
la Unión Europea ha fijado como objetivo para el año 2010 el alcanzar una cuota
para las energías renovables del 12% del consumo interior bruto de energía y del
22% del consumo de electricidad, dejando en principio a cada país que arbitre las
medidas regulatorias que considere más apropiadas.
Es interesante advertir que, desde una perspectiva de más largo plazo que la
que es habitual en los mercados energéticos, la posición de las energías renovables
mejora sustancialmente. La decidida apertura de áreas de negocio en energías
renovables por algunas de las mayores compañías petroleras y eléctricas del mundo
es un claro signo en la misma dirección.
La integración a gran escala de las energías renovables en los actuales sistemas
eléctricos todavía plantea dificultades técnicas que hay que resolver, tales como el
carácter intermitente de las principales fuentes de suministro, los problemas de
conexión a las redes, la modificación de los sistemas de protecciones y control en las
redes de media y baja tensión o la necesidad de disponer de capacidades de reserva.
1Energía y Desarrollo Sostenible
17
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Por otro lado hay ventajas adicionales a las estrictamente medioambientales, como su
facilidad para adaptarse al consumo disperso de las áreas rurales donde no existe
suministro eléctrico y el aumento del empleo local.
Un aspecto muy positivo de las fuentes renovables de energía es su amplia
dispersión geográfica, favoreciendo además posiblemente a aquellas regiones del
planeta donde se encuentran los países menos desarrollados. Ya hemos indicado que
un problema añadido de los recursos de petróleo y de gas natural es su localización
concentrada en unos pocos emplazamientos. Basta con seguir superficialmente los
acontecimientos internacionales, para darse cuenta de la relación entre la
disponibilidad de estos recursos, los conflictos bélicos y los posicionamientos
políticos de los países dominantes. No resulta alentador pensar cuál será la situación
mundial cuando algunos de estos recursos comiencen realmente a escasear. Una
economía global que descanse de una manera importante sobre las fuentes de energía
renovables será sin duda mucho más segura.
1.2.3 EL DESARROLLO TECNOLÓGICO
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 peligro es que los avances tecnológicos, aplicados asimétricamente, acaben por
abrir más que cerrar la brecha entre los países industrializados y los países en
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 responde 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 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
1Energía y Desarrollo Sostenible
18
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
flexibilidad permite múltiples formas para su aplicación y 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 de nuestro modelo de desarrollo no es per se un
problema tecnológico. Se necesitan determinadas condiciones sociales y económicas
previas para que los desarrollos tecnológicos adecuados 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 de la
sostenibilidad energética. Hay tecnologías prometedoras en cada uno de estos
campos.
Las oportunidades de desarrollo tecnológico en el área del ahorro energético son
innumerables. También en la utilización de combustibles fósiles para la generación
eléctrica se pretende mejorar la eficiencia, así como reducir lo más posible las
emisiones. Un desarrollo tecnológico reciente, aunque ya maduro y en pleno uso por
todo el 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 31% de las
plantas actualmente en funcionamiento, y sus emisiones de CO2, para una misma
producción eléctrica, 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
carbón, donde el gas se utiliza a su vez en un ciclo combinado, dando lugar asimismo
a bajas emisiones a la atmósfera.
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
1Energía y Desarrollo Sostenible
19
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
eólica de electricidad que, tras el apoyo recibido en diversos países, está muy cercana
a la viabilidad económica, incluso con los precios actuales de la electricidad. La
utilización de fuentes de energía renovables en el suministro generalizado de energía
a consumos rurales dispersos es otro desafío tecnológico de la mayor importancia.
Diversos trabajos en marcha persiguen la utilización de combustibles fósiles para
transporte y para generación de electricidad con emisiones no deseables
prácticamente nulas. La utilización de biocombustibles y el futuro posible rol del
hidrógeno como vector energético intermedio para muchas aplicaciones y muy
particularmente el transporte, tienen un gran potencial. Una interesante posibilidad es
que la volatilidad natural en el perfil de generación de electricidad con determinadas
fuentes renovables de energía 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, de forma que el desarrollo de los reactores apropiados en los próximos
años atraerá mucha atención. La investigación sobre posibles procedimientos
eficaces de secuestro de las emisiones de CO2 es otro área del mayor 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, con múltiples aplicaciones, 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 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, aunque aún en el rango de varios siglos. Pero la disponibilidad
industrial de esta tecnología parece aún lejana. Los recursos de investigación y
desarrollo tecnológico que actualmente se dedican a resolver el problema de los
1Energía y Desarrollo Sostenible
20
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
residuos radioactivos son claramente insuficientes, dada su importancia. El programa
de fusión nuclear apuesta por una solución a medio plazo que, por tanto, nunca
debiera distraer recursos de las urgentes acciones necesarias inmediatamente. 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.
Por otra parte la tecnología puede contribuir a suministrar electricidad a los
que no la tienen. Se trata de hacer llegar la energía eléctrica u otras formas avanzadas
de energía a 2000 millones de personas; unos 400 millones de hogares, con unos
consumos previsibles muy bajos y con la dificultad añadida de la dispersión
geográfica.
El primer interrogante es el de las tecnologías que han de utilizarse. Un programa de
cooperación de estas dimensiones, a la vez que trata de agilizar la transición desde
las formas tradicionales de energía a las modernas, debe enmarcarse dentro de una
estrategia global de desarrollo sostenible. Para ello es preferible que se concentre en
suministrar los servicios energéticos que puedan satisfacer las necesidades de la
población, usando una diversidad de tecnologías y de combustibles adaptados a las
condiciones locales, más que simplemente tratar de aumentar el suministro de
electricidad y de combustibles comerciales
1.2.4 LAS MEDIDAS ECONÓMICAS Y REGULATORIAS
Buena parte de las técnicas necesarias para lograr incrementos de eficiencia y
reducción de impacto ambiental fundamentalmente ya existen, y las fuentes de
energía renovables están disponibles para aumentar su contribución al suministro
energético. Teóricamente, al mercado correspondería transmitir las señales
económicas que fomenten el ahorro y la innovación tecnológica para el desarrollo de
procesos que sean menos intensivos en energía, así como para rentabilizar las
inversiones en fuentes renovables. Sin embargo, el mercado y los precios de la
energía tienen limitaciones para trasladar a los agentes las señales más adecuadas
1Energía y Desarrollo Sostenible
21
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
para una asignación y utilización óptima de los recursos. Los precios en general no
reflejan los costes ambientales de producción, ni trasladan al mercado con realismo
los problemas de suministro futuro de las energías primarias en los mercados
internacionales. El comportamiento de la demanda de energía no tiene la oportunidad
de responder plenamente a criterios de racionalidad económica y no se reconoce a las
tecnologías renovables su menor impacto ambiental.
La tarea de incorporar los costes medioambientales en los precios de la
energía tropieza con dos dificultades importantes. Por un lado, la existencia de
grandes incertidumbres en la cuantificación de los costes medioambientales o de
responsabilidad intergeneracional, que generalmente corresponden a bienes
intangibles o de muy difícil valoración. Por otro lado, la necesidad de un amplio
acuerdo internacional al respecto, pues los precios de la energía pueden afectar
significativamente a la competitividad de las empresas. Por este motivo, al menos
transitoriamente, se ha comenzado por hacer uso de otros mecanismos económicos
más rudimentarios. Por el lado de la oferta se han puesto en marcha diferentes
procedimientos de incentivación de la producción de electricidad a partir de fuentes
de energía renovables. También se puede actuar directamente sobre las emisiones, ya
sea limitando directamente su cuantía o bien estableciendo procedimientos de
mercado para tratar de minimizar el coste de las reducciones que establezcan como
objetivo. Por el lado de la demanda los mecanismos más habituales consisten en la
aplicación de impuestos al consumo energético, y el apoyo a programas de ahorro
energético.
La Unión Europea ha adoptado una posición activa en la propuesta de
regulaciones, entre otras medidas, ha establecido el objetivo de cubrir el 12 % de las
necesidades primarias de energía del conjunto de la Unión con energías renovables
en el año 2010, lo que supone aproximadamente una participación del 22% en la
producción de electricidad, y un 29% para España en particular. Asimismo, en el año
2005 comenzará a funcionar el mercado de emisiones de CO2 con el que la UE se
adelantará en tres años a la fecha oficial de implantación de su compromiso respecto
al Protocolo de Kyoto.
1Energía y Desarrollo Sostenible
22
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
En el contexto regulatorio que se acaba de describir, parece que la tarea más
relevante que los individuos y las instituciones pueden realizar es contribuir a crear
presión social a favor de la sostenibilidad energética. Pero esta presión social es
impensable si la mayoría de la sociedad no toma conciencia de su necesidad. Para
ello es imprescindible el quinto y último pilar del planteamiento que aquí se propone
para conseguir la sostenibilidad energética: la educación y la concienciación.
1.2.5 EDUCACIÓN Y CONCIENCIACIÓN
La educación es una gran esperanza para un futuro sostenible, aunque más
educación no conduce necesariamente a mayor sostenibilidad. Las Cumbres de la
Tierra y los recientes documentos de las Naciones Unidas y de la UNESCO insisten
en la necesidad de un rearme moral, una insistencia en la educación en valores como
alternativa a una educación meramente técnica.
Las soluciones al desafío de la sostenibilidad energética no pueden ser diseñadas sin
una clara conciencia de las numerosas y complejas implicaciones sociales,
económicas y medioambientales del uso de la energía, que han ido pasando
progresivamente del nivel local, al regional y global.
Los grandes temas de nuestro tiempo exigen tomar partido, a las personas
individuales, a las empresas e instituciones, a los partidos políticos, a los gobiernos y
también a las religiones. Se sabe que estos grandes problemas, -como el de la
sostenibilidad energética-, sólo pueden resolverse realmente a través del cambio de
mentalidad en la opinión pública, que acaba filtrándose lentamente en las decisiones
políticas.
Estamos asistiendo en todo el mundo, y en España en particular, a un valiosísimo
despertar de las empresas a este respecto, de forma que han comenzado a integrar los
factores medioambientales, económicos y sociales en sus estrategias, con un mayor
énfasis en una visión de largo plazo de sus actividades, como parte esencial de lo que
se ha venido a llamar la responsabilidad social corporativa. Sin duda las
consideraciones económicas juegan un papel esencial en esta actitud, pero el
fenómeno es complejo y tiene también otras dimensiones. Un reciente y acreditado
estudio sostiene que la respuesta de empresas, pertenecientes a diversos sectores
1Energía y Desarrollo Sostenible
23
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
industriales, a las amenazas y oportunidades asociadas al cambio climático puede
tener un peso sustancial en su valor económico. El comportamiento social y
medioambiental de las empresas afecta la satisfacción de sus empleados y también su
imagen pública, su valor en bolsa y, en definitiva, su competitividad y sus beneficios.
1.3
OBJETIVOS DEL PROYECTO
Las aportaciones con las que el presente Proyecto pretende contribuir al estudio
de la sostenibilidad del modelo energético mundial quedan reflejadas en los objetivos
del mismo, que se resumen en:
•
Examinar la abundante literatura técnica y económica referente a las energías de
origen fósil y nuclear.
•
Estudio del agotamiento de los recursos fósiles, lo que implica una evaluación de
las reservas y recursos de petróleo, gas natural y carbón, examinar las tendencias
y los posibles avances tecnológicos y precios de producción, e investigar el
potencial de fuentes no convencionales de petróleo y gas natural. Esto servirá
para recopilar información que permita formular modelos que predigan la
evolución hasta el año 2030 de la demanda, producción, estado de reservas e
influencia en el cambio climático, en función del tipo de
recursos fósil
considerado.
•
Análisis de los problemas de ámbito tecnológico que limitan el desarrollo de la
energía nuclear, comos son la seguridad de las plantas nucleares, el tratamiento
de residuos, los costes, y la proliferación de armas nucleares.
•
Impacto medioambiental derivado del uso y consumo de energía, considerando
las emisiones atribuidas a cada combustible fósil por sectores, y el papel que la
regulación energética y medioambiental tiene para mitigar estos efectos.
1Energía y Desarrollo Sostenible
24
2 PETRÓLEO: PRESENTE Y FUTURO
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
El uso del petróleo es un fenómeno reciente en términos históricos. El
comienzo de la industria se fecha en 1859, cuando comenzó la explotación comercial
del primer pozo en EE.UU.
Actualmente el petróleo supone casi el 40% del consumo de energía primaria
mundial. En el transporte la dependencia es mucho mayor: 90%.
El petróleo como fuente de energía posee varias ventajas. Tiene un alto contenido
energético por unidad de peso, lo que minimiza los costes de transporte. En segundo
lugar, es bastante fácil de manejar, ya que es un fluido y se puede almacenar a un
coste no demasiado alto. Por ello, rápidamente se convirtió en el medio preferido de
mover y disponer de energía. En pocos años reemplazó al aceite de ballena en la
iluminación de las calles.
El motor de combustión interna consolidó su importancia. La aparición del motor a
reacción dio nuevo uso al queroseno: de nuevo el transporte. Además, los barcos
también se mueven con petróleo.
2 Petróleo: Presente y futuro
26
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
2.1 NATURALEZA Y UTILIDAD DEL PETRÓLEO.
La palabra petróleo significa “Aceite de piedra” o “Aceite de roca” y por tal
nombre se entiende la mezcla de hidrocarburos saturados en estado sólido, líquido o
gaseoso que se encuentran en yacimientos naturales.
El petróleo fue la principal fuente de energía en el siglo XX, y continúa siéndolo.
Hasta el año 1960, más del 50% de la demanda mundial de energía era cubierta por
el petróleo. Hoy, a pesar de los grandes esfuerzos realizados para utilizar otras
fuentes alternativas de energía, todavía el petróleo cubre casi un 40% de la demanda
mundial de energía primaria.
Pero la importancia del petróleo no reside solamente en sus aplicaciones energéticas,
sino también en su utilización como materia prima para la síntesis de la mayoría de
los productos químicos orgánicos y muchos inorgánicos.
2.1.1 HISTORIA DEL PETRÓLEO
Si bien algunos yacimientos petrolíferos fueron explotados desde la
antigüedad, podemos considerar que el verdadero punto de partida de la industria del
crudo fue la perforación de un pozo, realizada por Edwin Drake en Titusville
(Pennsylvania) en 1859. Este descubrimiento estimuló la actividad de la perforación
de pozos, alcanzando una producción de 25.000 toneladas un año más tarde. Acababa
de nacer una de las industrias más poderosas del planeta: la petrolera, y empezaba a
retroceder la que hasta entonces había sido la fuente de energía más importante: el
carbón.
Este aceite mineral empezó a entrar en juego como recurso energético a finales del
siglo XIX, época en que era utilizado para la iluminación, en su forma de queroseno.
El bajo precio del petróleo, consecuencia de la gran cantidad disponible, estimuló el
consumo de queroseno en el alumbrado, en las cocinas y la calefacción. En 1880, la
producción mundial, localizada casi por completo en EE.UU. era inferior al millón
de toneladas y sólo se destinaba a la aplicación descrita anteriormente.
El gran cambio histórico se produjo cuando aparecieron los motores de explosión
(Daimier, 1887) y de combustión (Diesel, 1897), que permitieron el desarrollo
2 Petróleo: Presente y futuro
27
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
espectacular de nuevos sistemas de transporte por tierra y aire, y la sustitución de los
combustibles tradicionales por derivados del petróleo tanto en el transporte marítimo,
como en el terrestre (ferrocarril) y en la industria. Acababa de nacer una de las
industrias más importantes del siglo XX: la de la automoción.
Paralelamente a la utilización de los derivados del petróleo como fuente de
energía, el aprovechamiento de los centenares de hidrocarburos presentes en este
aceite mineral abrió otra vía industrial, la petroquímica, que inició la síntesis y
producción de gran cantidad de sustancias, a partir de la manipulación de los
componentes del petróleo, y puso en el mercado una variedad de productos
desconocidos hasta entonces.
Un hecho que condicionaría el futuro del mercado de petróleo fue la creación
de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) en 1960, con sede en
Viena. Nació como producto de unas reuniones en Bagdad entre los países árabes
productores y exportadores y Venezuela para intentar hacer frente a las maniobras
de baja de precios producidas por los grandes trusts. En su fundación participaron
Irán, Kuwait, Arabia Saudita, Irak, y Venezuela. Posteriormente se fueron adhiriendo
Qatar (1961), Libia (1962), Indonesia (1962), Emiratos Árabes Unidos (1967), y
Argelia (1969) y Nigeria (1971). También pertenecieron a la OPEP Ecuador (19731992) y Gabón (1975-1995).
Aunque en sus comienzos no tuvo la fuerza suficiente para hacer frente a la política
de las multinacionales, a partir de 1971 decidió nacionalizar las empresas de
explotación situadas en su territorio, y en 1973 inició importantes subidas en los
precios. Esto coincidió con el embargo árabe contra EE.UU. y Países Bajos por su
apoyo a Israel en la guerra del Yon Kippur lo que motivó la primera crisis del
petróleo. Seis años después, en 1979, se produjo la segunda crisis debida a la
revolución iraní. Esta crisis se vio prolongada con la guerra Irán-Irak que comenzó
en 1980 y que se puede decir que no acaba hasta que en 1990 restablecieron
relaciones diplomáticas.
Una tercera crisis de precio del petróleo es la provocada por la invasión de Kuwait
por las tropas iraquíes en 1990. La respuesta coordinada de productores y
2 Petróleo: Presente y futuro
28
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
consumidores logró que la normalidad en el mercado se restableciera pronto y sin las
graves consecuencias de las dos crisis anteriores.
En 1998 se produjo otro colapso de precios, debido a la suma de diversas
circunstancias: la crisis económica del sureste asiático y una sobreoferta en el
mercado. Los precios cayeron hasta 10 $US/barril, y la reacción fue violenta con
subidas de precios que alcanzaron casi los 40 $US al terminar el verano de 2000.
La invasión de Irak por las tropas estadounidenses en el 2003 fue otro momento de
incertidumbre.
Actualmente el precio del crudo supera los 40 $US por barril, y los economistas
prevén que se mantendrán así durante el 2005, como consecuencia de la demanda
creciente y de la escasa capacidad para aumentar la producción.
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Precios
nominales
Precios en
$US de
2003
18
61
18
71
18
81
18
91
19
01
19
11
19
21
19
31
19
41
19
51
19
61
19
71
19
81
19
91
20
01
$US/barril
Precios del petróleo desde 1861 hasta 2003
Año
Fig. 2.1. 1: Precios del petróleo desde 1861 hasta 2003. Fuente BP, 2004.
Nota: Los precios son: de 1861 a 1944, precios medios en EE.UU.; de 1945 a 1983, crudo Arabian
light publicado por FOB Ras Tanura; desde 1984, Brent DTD.
En estos momentos existe el problema del agotamiento de las reservas de
petróleo, pues al ritmo actual de consumo las reservas mundiales conocidas se
agotarían en menos de 40 años. Por ello, los países desarrollados buscan nuevas
formas de energía más barata y renovable como la energía solar, eólica,
hidroeléctrica..., mientras que los países productores de petróleo presionan para que
se siga utilizando el petróleo pues si no sus economías se hundirían. Aún así, pese a
que resulta difícil precisar la magnitud del problema, será el objetivo de este capítulo.
2 Petróleo: Presente y futuro
29
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
2.1.2 ORIGEN DEL PETRÓLEO
De entre todas las hipótesis que han tratado de explicar el origen del petróleo
la mejor confirmada es la que le atribuye un origen orgánico.
Desde hace millones de años la flora marina (fitoplancton) convierte el dióxido de
carbono en materia vegetal de la que se alimentan innumerables microanimales
marinos (zooplancton), en un proceso similar al que ocurre hoy en día. Al morir, los
restos de las sucesivas generaciones de este plancton se depositaron en el fondo de
los mares y se mezclaron con sedimentos arenosos. Esta materia orgánica inició, bajo
presión y por la acción de bacterias anaerobias, un lento proceso de descomposición
que dio origen al petróleo. Movimientos geológicos posteriores permitieron escapar
del lecho originario al petróleo formado y emigrar a lo largo de capas permeables,
encajadas entre otras impermeables; finalmente el petróleo quedó retenido en fallas,
anticlinales u otros accidentes de la roca porosa. Se explica así que el petróleo se
halle generalmente acompañado de agua salada y que tenga poder rotatorio y
pequeñas cantidades de azufre y nitrógeno (de las proteínas).
2.1.2.1
Constitución y caracterización del aceite petrolífero
El aceite petrolífero esta constituido por hidrocarburos, desde el metano –C1,
según la forma de expresión petrolera- hasta especias complejas, tipo C40 y aún más
altas, que no pueden destilarse sin descomposición. Una composición media
elemental puede ser: 85% carbono, 12% hidrógeno, 3% azufre, oxígeno y nitrógeno,
y varios elementos metálicos, pero esto depende del yacimiento.
Entre los componentes hidrocarbonados están representadas funcionalmente
las siguientes series: parafínica lineal (parafinas), ramificada (isoparafina), ciclada
(naftenos), aromática (benceno, naftaleno, etc) y mixta, en la que se incluyen las
especies complejas.
Salvo los primeros términos (metano a hexano, ciclohexano, benceno) es difícil
clasificar químicamente una fracción petrolífera, pues su composición responde
parcialmente a fracciones mixtas.
2 Petróleo: Presente y futuro
30
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Los compuestos oxigenados del petróleo están representados principalmente por
fenoles y ácidos alifáticos y, en particular, por funciones ácidas como los ácidos
nafténicos (ácidos de alcohilcicloparafinas). No se dan en fracciones superiores al
0,06% del petróleo bruto.
Los compuestos nitrogenados existen como máximo en proporción de un 0,5%. Se
trata de bases orgánicas, como la piridina y sus análogos y derivados.
Los compuestos de azufre son de gran significación, no por su cantidad (de 0,5 a 5%)
sino por la corrosividad, olor, y otras propiedades indeseables que comunican a las
fracciones petrolíferas, que obligan a una depuración –refino-. Contienen azufre los
gases (SH2), los líquidos (tiofeno, mercaptanos, disulfuros, sulfuros orgánicos) y
hasta las fracciones sólidas como los asfaltos y compuestos resinosos de alto peso
molecular disueltos en el aceite.
Las proporciones relativas tanto del contenido de impurezas –no hidrocarburoscomo de los tipos de hidrocarburos presentes, varían de un yacimiento a otro.
Atendiendo al tipo de hidrocarburo predominante Sachanen distingue nueve tipos de
petróleo: de base parafinica, con un mínimo de 75% de cadenas parafinicas; de base
nafténica, con un mínimo de 75% de naftenos; de base aromática, con un mínimo de
50% de anillos aromáticos; y cinco tipos de base mixta (aromático-asfáltica,
parafino-nafténica, etc).
El conocimiento de la base constitutiva del petróleo es importante para el refinador,
pues el tratamiento que conviene aplicar a un petróleo depende de su composición.
2.1.2.2
El ciclo del petróleo
Para poner el petróleo a disposición de los consumidores es preciso tratarlo,
bien para separar unos tipos de moléculas de otras, bien para cambiar moléculas poco
útiles por otras. Por tanto cuando se habla de los usos del petróleo, realmente se está
hablando de los usos de los productos derivados del mismo.
Las fases por las que pasa el petróleo desde que se encuentra hasta que llega al
mercado en forma de productos derivados son:
2 Petróleo: Presente y futuro
31
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
•
Exploración y prospección
Los geólogos deben buscar una cuenca sedimentaria con esquistos ricos en
materia orgánica que lleven enterrados el suficiente tiempo para que se haya formado
petróleo (desde unas decenas de millones de años hasta 100 millones de años).
Además, el petróleo tiene que haber ascendido hasta depósitos porosos capaces de
contener grandes cantidades de líquido. Se dispone de numerosos medios para
identificar zonas propicias para la perforación. Por ejemplo, la confección de mapas
de superficie de los afloramientos de lechos sedimentarios permite interpretar las
características geológicas del subsuelo, y esta información puede verse
complementada por datos obtenidos perforando la corteza y extrayendo testigos o
muestras de las capas rocosas.
Por otra parte, las técnicas de prospección sísmica revelan detalles de la estructura e
interrelación de las distintas capas subterráneas. Pero, en último término, la única
forma de demostrar la existencia de petróleo en el subsuelo es perforando un pozo.
De hecho, casi todas las zonas petroleras del mundo fueron identificadas en un
principio por la presencia de filtraciones superficiales, y la mayoría de los
yacimientos fueron descubiertos por prospectores particulares que se basaban más en
la intuición que en la ciencia.
•
Explotación.
Una vez detectada la presencia de petróleo en un campo y tomada la decisión de
desarrollarlo, es preciso realizar las inversiones en el equipo necesario (pozos,
depósitos, oleoductos, etc.).
Una vez que empieza la explotación, la producción suele subir rápidamente hasta el
nivel máximo que permite la instalación. La producción de cada pozo tiende, no
obstante a disminuir, pero abriendo más pozos en el mismo campo es posible
mantener una meseta de producción durante un tiempo más largo.
Los sistemas la inyección de agua y la inyección de vapor también contribuyen a que
la producción no decaiga una vez alcanzado el máximo.
•
Refino
El proceso de refino es la separación de la mezcla de hidrocarburos en que
consiste el crudo en sus diferentes componentes. Esto se consigue gracias a que cada
2 Petróleo: Presente y futuro
32
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
uno de estos componentes, llamados fracciones, tiene un punto de ebullición
diferente. Las fracciones obtenidas son:
-
Gas de refinería, empleado como combustible en la propia refinería.
-
Gases del petróleo, utilizados para calefacción, cocina o en procesos
petroquímicos. Son alcanos pequeños (de 1 a 4 átomos de carbono en su
molécula), que hierven a menos de 40 ºC. A menudo se licuan mediante
presión y se llaman entonces GLP (Gases Licuados del Petróleo).
-
Gasolinas, usadas en los motores de combustión interna.
-
Naftas, que sirven como materia prima de la industria petroquímica. La
parte de la nafta no empleada en la petroquímica es usada como
componente de la gasolina.
-
Querosenos, empleados como combustible de los aviones modernos a
reacción y, todavía, para iluminación en algunas partes del mundo.
-
Gasóleos, utilizados como combustibles de los motores diesel usados en
camiones y trenes y como combustible de calefacción doméstica e
industrial.
-
Fuelóleos, usados como combustible de barcos, generación de
electricidad en centrales térmicas y producción de calor en muchos tipos
de industrias.
-
Lubricantes. Toda máquina con partes móviles, necesita un lubricante
específico.
-
Asfaltos, aplicados en la pavimentación de carreteras y como
impermeabilizantes.
•
Transporte
Para transportar grandes cantidades de petróleo existen dos métodos principales:
oleoductos y barcos petroleros.
El transporte marítimo de petróleo supone alrededor de la mitad del volumen (en
toneladas) del comercio marítimo mundial. La flota mundial de petroleros totaliza
alrededor de 250.000 millones de toneladas de desplazamiento, siendo la tercera
parte de la misma propiedad de las grandes compañías petrolíferas.
En tierra firme, la forma más conveniente de transportar grandes cantidades de crudo
es mediante oleoductos.
2 Petróleo: Presente y futuro
33
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
La creciente importancia de la extracción en alta mar (“offshore”) ha motivado la
construcción de un número creciente de oleoductos submarinos.
2.1.3 APLICACIONES DEL PETRÓLEO
Las principales aplicaciones de los derivados del petróleo se pueden clasificar
en tres grupos:
1.
Producción de energía. Según la AIE (2004), el 85% del petróleo en 2002
se empleó en usos energéticos, que pueden ser:
-
transporte, con casi el 50% del total del petróleo consumido en 2002
según AIE (2004), ya sea como carburante de motores de combustión
interna o turbinas,
-
calefacción de espacios (GLP, gasóleos),
-
producción de calor industrial cuando la industria lo necesita (altos
hornos, ladrillos...),
-
generación de electricidad (fuelóleos).
Consumo de petróleo para producción energía (2002)
2000
1737
Mtep
1500
1000
604
502
288
500
0
Generación de
energía eléctrica
Industria
Transporte
Otros sectores*
*Otros sectores: residencial, comercial, servicios públicos y agricultura
Fig. 2.1. 2: Consumo de petróleo para producción de energía (2002). Fuente: WEO 2004.
2.
Ser materia prima para la lubricación, asfaltado y
3.
Materia prima de la petroquímica que a su vez, produce sustitutivos de
productos naturales (caucho sintético, fibras textiles,...) o han dado lugar a
productos completamente nuevos como, entre otros, los plásticos.
2 Petróleo: Presente y futuro
34
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
De estos usos, se observa un claro retroceso en dos: el calor industrial y la
generación de electricidad, en los que la tendencia es que sea sustituido por gas
natural.
El transporte sin embargo presenta una fuerte dependencia del petróleo, ya que cerca
del 95% de los combustibles usados provienen del petróleo (WEO 2004). La
tendencia según las estimaciones de la AIE es que se mantenga esta situación, y en el
2030 se destinarían unos 3110 Mtep, es decir más de la mitad del total del consumo
de petróleo si la demanda de éste creciese a razón de 1,6% al año. Es importante
tener en cuenta que las Políticas de Fomento de los Biocarburantes prevén un uso
creciente de los mismos, con lo que podrían ser una alternativa a los derivados del
petróleo en el transporte.
2 Petróleo: Presente y futuro
35
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
2.2 GEOGRAFÍA DEL PETRÓLEO
Este apartado tiene la finalidad de examinar la actual oferta y demanda del
petróleo. Para ello, se analizarán las reservas y la producción, así como la capacidad
de producción. Después se revisará el consumo por productos y regiones y su
evolución. Los balances oferta-demanda generan un intenso comercio, que también
será considerado.
2.2.1 RESERVAS PROBADAS
Las reservas constituyen el petróleo extraíble económicamente, por lo que
dependen tanto de la tecnología como del precio existente en cada momento. Se
suelen clasificar en tres categorías:
1.
Reservas
probadas,
aquellas
que
se
pueden
recuperar
económicamente con un 90% de probabilidad.
2.
Reservas probables. Estimación de las reservas en estructuras ya
penetradas, pero que requieren confirmación mas avanzada para ser
clasificadas como reservas probadas (50% de probabilidad)
3.
Reservas posibles. Estimación de reservas a partir de datos
geológicos o de ingeniería, de áreas no perforadas o no probadas
(10% de probabilidad).
A finales de 2003 las reservas probadas de petróleo ascendían a 1147,7 Gb,
cifra 41 veces superior a la producción anual (BP, 2004). Esta cantidad incluye las
arenas petrolíferas en desarrollo activo de Canadá, así como condensados de gas y
líquidos de gas natural.
Las reservas no son estáticas, aumentan con la exploración y disminuyen con el
consumo. También aumentan cuando hay un mejor conocimiento de un campo
petrolífero o nuevas técnicas de extracción hacen posible disponer de más cantidad
recuperable, por ello del petróleo que existe en el mundo se ha descubierto una parte.
De esta parte se puede recuperar sólo una fracción, que varía según el conocimiento
y tecnología empleados. La cantidad de petróleo existente, consumido y lo que se
2 Petróleo: Presente y futuro
36
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
estima que podría descubrirse constituyen lo que se denomina últimos recursos
recuperables (URR, Ultimate Recoverable Resources). Esta cantidad oscila entre
1800 y 3000 Gb dependiendo de la fuente consultada. Así pues existe incertidumbre
sobre el petróleo que es posible extraer. Esta será la discusión abordada en la tercera
sección de este capítulo. Por otra parte las grandes compañías muestran interés y
gastan dinero en proyectos que producirían crudos a precios de 40 $US/b.
Los datos actuales muestran que a finales del 2003 se habían consumido unos 928
Gb. (BP 2004, ASPO 2003).
Tan importante como conocer las reservas probadas de petróleo es saber
cómo se evalúan las mismas, ya que su aumento se puede deber a nuevos
descubrimientos o al mejor conocimiento de los campos existentes. Observando la
evolución histórica de reservas en los informes que BP publica cada año, resaltan los
siguientes datos:
Reservas probadas
BP Statistical Review of
World Energy June 2004
Total mundial 2003
Total mundial 2002
Total mundial 1996
1148 Gb
1064 Gb
BP Statistical Review of
World Energy June 2003
Diferencias entre
informes de un
año para otro
101 Gb
1047 Gb
1037 Gb
27 Gb
Tabla 2.2. 1: Datos de evolución histórica de reservas. Fuente: BP, 2003 y BP, 2004.
Es decir, sobe la marcha, hay una retroactividad elevada a la hora de
actualizar datos, retroactividad que va hasta el año 1980, por lo menos. Cuando las
más representativas consultorías de energía dicen que en los dos o tres últimos años
las reservas (y descubrimientos) apenas han aumentado y que disminuye el ritmo de
crecimiento, BP aumenta de un año para otro (2002-2003) unos 100 Gb como nuevas
reservas probadas. Las reservas totales eran en 1980 de unos 2000 Gb. Actualmente
llegan hasta los 2500 Gb, según qué analistas. Si desde los años ochenta, los cálculos
de reservas apenas han aumentado 500 Gb (a excepción de la USGS y AIE, con unos
1000 Gb), resulta que de media anual hay un aumento de reservas de 20 Gb/año en
24 años. Muy lejos de estos 100 Gb de BP en un solo año. Esta discrepancia es
debida a que el tamaño de un pozo o un campo petrolero nuevo se determina
mediante una estimación probabilística; valores comunes son p90, p50 o p10, quieren
2 Petróleo: Presente y futuro
37
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
decir los tamaños estimados con una probabilidad mayor que 90, 50 ó 10%,
respectivamente. Por definición, existe una probabilidad de 90% de encontrar más
petróleo de lo que indica el valor p90 por lo cual no sorprende que en muchas
ocasiones la cantidad de petróleo hallado supera la cantidad estimada originalmente.
Las compañías petroleras corrigen esta diferencia pero la contabilizan en el año de su
detección, no en el año del primer descubrimiento. Esto da la falsa impresión de que
las reservas crecieron repentinamente. La diferencia entre las reservas reportadas
oficialmente con las actualizaciones retroactivas se aprecia en la figura 2.2.1.
(Gb)
Fig. 2.2. 1: Reservas mundiales reportadas por fuentes oficiales frente al tiempo y las mismas reservas
refechadas a su año de descubrimiento original. Fuente: Campbell, 1998.
Los datos oficiales (no corregidos) sugieren un aumento ficticio, mientras que los
datos retroactivos (con la asignación del año del descubrimiento correcto) muestran
un máximo de las reservas alrededor del año 1980.
La segunda razón que se atribuye al crecimiento ficticio de las reseras es más crítica,
ya que se debe a una evaluación política más que técnica. Muchos de los gobiernos
de los países productores de crudo tienen un interés político y económico en
comprobar altos inventarios; esto puede haber sido la razón para la dramática
reevaluación de sus reservas por parte de varios miembros de la OPEP entre 1984 y
1989, cuando las reservas de estos países "crecieron" de un año a otro más de 100%,
sin que hubieran presentado nuevos descubrimientos significativos.
La realidad es que la mayoría del petróleo producido hoy en día proviene de
campos petroleros descubiertos antes de la primera crisis de 1973. El máximo de la
tasa anual de descubrimientos ocurrió en 1962 cuando 40.000 millones de barriles de
2 Petróleo: Presente y futuro
38
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
petróleo (Mb) fueron descubiertos, en comparación con los 10.000 Mb en 1990. En
1997 esta tasa ya bajó a 6.000 Mb anuales; aproximadamente cuatro barriles son
consumidos en la actualidad por cada barril hallado en reservas.
Es importante señalar que un 75% del petróleo producido actualmente proviene de
tan sólo 360 campos petroleros "gigantes" (campos con reservas de más de 500
millones de barriles, equivalente a aproximadamente 26 días de consumo de Estados
Unidos). Sin embargo, pocos de estos campos gigantes se han descubierto en las
últimas dos décadas. Estos campos, por su naturaleza, son los primeros en
encontrarse.
El
hecho
de
que
incluso
con
tecnología
de
exploración
significativamente mejorada (como técnicas sísmicas en tres dimensiones) se hayan
encontrado pocos campos gigantes, hace dudar que nuevos descubrimientos
significativos estén por hacerse todavía.
Fig. 2.2. 2: Tasa de descubrimientos de petróleo crudo en reservas de 1910 a 1990. Los datos
presentados son promedios de cada década. Fuente: L.F. Ivanhoe, 1998.
Además de disponer de una estimación de las reservas probadas existentes,
resulta interesante saber cuál es la ubicación geográfica de las mismas, información
que se resume en la siguiente tabla.
2 Petróleo: Presente y futuro
39
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
1.Arabia Saudí*
2. Irán*
3. Irak*
4. Emiratos Árabes Unidos*
5. Kuwait*
6. Venezuela*
7. Federación Rusa
8. Libia*
9. Nigeria*
10. EE. UU.
11. China
12. Canadá
13. México
14. Qatar*
15. Argelia*
16. Brasil
17. Noruega
18. Kazajstán
19. Angola
20. Azerbaiyán
Los 20 con más reservas
Resto del mundo
TOTAL MUNDIAL
OPEP
Miles
Miles
millones
millones
%
barriles (Gb)
Ratio
toneladas(Gt)
del total
R/P
262,7
36,1
22,9%
73,3
130,7
18,0
11,4%
92,9
115,0
15,5
10,0%
Sobre 100
97,8
13,3
8,5%
Sobre 100
96,5
13,0
8,4%
Sobre 100
78,0
11,2
6,8%
71,5
69,1
9,5
6,0%
22,2
36,0
4,7
3,1%
66,3
34,3
4,6
3,0%
43,1
30,7
4,2
2,7%
11,3
23,7
3,2
2,1%
19,1
16,9
2,3
1,5%
15,5
16,0
2,3
1,4%
11,6
15,2
2,0
1,3%
45,5
11,3
1,5
1,0%
16,7
10,6
1,4
0,9%
18,7
10,1
1,4
0,9%
8,5
9,0
1,2
0,8%
22,3
8,9
1,2
0,8%
27,5
7,0
1,0
0,6%
61,2
147,5
94,1%
1.079,6
9,2
5,9%
1.147,7
68,1
156,7
100,0%
41,0
882,0
120,4
76,9%
79,5
Tabla 2.2. 2: Petróleo. Reservas probadas: los primeros 20 países (fin 2003). Fuente: BP, 2004.
* Miembros de la OPEP, más Indonesia.
Ratio R/P = Reservas probadas/producción
Diez de los once países de la OPEP se encuentran entre los quince primeros,
acumulando entre todos más del 75% del total de reservas probadas. El primer país
no OPEP en reservas es la Federación Rusa con 69,1 Gb, el 6% mundial, y después
en décimo lugar estaría EE.UU. con 30 Gb, el 2,7% mundial.
El país con mayores reservas es Arabia Saudita con 262,7 Gb, casi el 30% mundial.
Le sigue Irán con 130,7 Gb, casi la mitad de las de Arabia Saudita.
Por regiones, el 63% de las reservas está en Oriente Medio. En Europa y la
Federación Rusa se halla cerca del 9% de las reservas, cifra similar a la
correspondiente a las reservas de América del Sur y Central y las de África. Por
último el 5% le corresponde a Norte América y el 4% a Asia Pacífico. La siguiente
tabla resume esta información, que se ilustra en la figura 2.2.3.
2 Petróleo: Presente y futuro
40
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Oriente Medio
Europa y Euro Asia
América del Sur y Central
África
Norte América
Asia Pacífico
TOTAL MUNDIAL
Miles
Miles
millones
millones
%
barriles (Gb)
Ratio
toneladas(Gt)
del total
R/P
726,6
99,0
63,3%
88,1
105,9
14,5
9,2%
17,1
102,2
14,6
8,9%
41,5
101,8
13,5
8,9%
33,2
63,6
8,8
5,5%
12,2
47,7
1.147,7
6,4
4,2%
16,6
156,8
100,0%
41,0
Tabla 2.2. 3: Reservas de petróleo por áreas geográficas al final de 2003. Fuente: BP, 2004.
Oriente Medio
726. 6
América Central
América del
África
Norte
101. 8
Asia-Pacífico
47.7
Europa y Euro
y del Sur
Asia
102. 2
105. 9
63.6
Fig. 2.2. 3: Reservas de petróleo probadas al final de 2003 (cantidades en miles de millones de
barriles). Fuente: BP, 2004
En los últimos años han ascendido las reservas en la región del Caspio y en la
exploración marina. Se mantienen estables en Oriente Medio y bajan en EE.UU.
Al ritmo de extracción actual y según las cifras expuestas, habría petróleo para 41
años. Pero para que esto sea correcto es preciso determinar si las reservas probadas
son acertadas, cuánto petróleo queda por descubrir y al ritmo y coste al que podría
extraerse.
Los datos ponen de manifiesto la importancia de la OPEP en el mercado
internacional de petróleo, ya que sus miembros poseen más del 75% de las reservas
probadas mundiales.
2 Petróleo: Presente y futuro
41
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
2.2.2 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
La producción de petróleo ha ido aumentando con el transcurso del tiempo
desde los 31.803 Kb/d de 1965 a 76.777 de 2003. Esta tendencia creciente se
interrumpió en 1975 y a principios de los 80 como consecuencia las primeras crisis.
Esto propició que el precio del barril alcanzase un máximo en 1980 de 80 $ (dólares
EE.UU. de 2003), y por ello la demanda se redujo, de modo que la producción que
había alcanzado un máximo de 66.049 Kb/d en 1979 no recuperó ese nivel hasta
1993.
100000
80000
60000
40000
20000
0
19
6
19 5
6
19 7
69
19
7
19 1
7
19 3
7
19 5
7
19 7
79
19
8
19 1
83
19
8
19 5
8
19 7
8
19 9
9
19 1
93
19
9
19 5
97
19
9
20 9
01
20
03
Miles barriles diarios
(Kb/d)
Producción anual de petróleo en el mundo (1965-2003)
Año
Fig. 2.2. 4: Producción anual de petróleo en el mundo (1965-2003). Fuente BP, 2004.
En 2003 se produjeron en el mundo 76.777 Kb/d, es decir, un 3,6% más que en 2002,
y esta producción se repartió en su mayoría entre los países que se muestran a
continuación:
2 Petróleo: Presente y futuro
42
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Países
1.Arabia Saudí*
2. Federación Rusa
3. EE. UU.
4. Irán*
5. México
6. China
7. Venezuela*
8. Noruega
9. Canadá
10. Emiratos Árabes Unidos*
11. Kuwait*
12. Nigeria*
13. Reino Unido
14. Argelia*
15. Brasil
16. Libia*
17. Irak*
18. Indonesia*
19. Kazajstán
20. Angola
21. Qatar*
22. Omán
23. Argentina
24. Malasia
25. Egipto
26. India
Resto del mundo
TOTAL MUNDO
Total 10 primeros
Total OPEP (*)
Total Oriente Medio
1970
1980
1990
2000
2003
Cuota en
2003
3.851
10.270
7.105
9.297
9.817
12,8%
13,8%
n/d
n/d
10.405
6.536
8.543
11,4%
11,0%
11.297
10.170
8.914
7.733
7.454
9,2%
-1,6%
3.848
1.479
3.270
3.818
3.852
5,1%
12,6%
487
2.129
2.977
3.450
3.789
5,1%
5,8%
615
2.119
2.774
3.252
3.396
4,6%
1,5%
3.754
2.228
2.244
3.321
3.260
4,2%
-7,2%
-2,7%
Variación 2003
sobre 2002
-
528
1.717
3.343
2.987
4,1%
1.473
1.764
1.965
2.721
2.986
3,8%
5,9%
762
1.745
2.283
2.499
2.520
3,2%
17,3%
3.036
1.757
964
2.105
2.245
3,0%
20,0%
1.084
2.059
1.810
2.104
2.238
2,9%
8,6%
4
1.663
1.918
2.657
2.185
2,9%
-8,9%
1.052
1.139
1.347
1.578
1.857
2,1%
11,4%
167
188
650
1.268
1.552
2,1%
3,3%
3.357
1.862
1.424
1.475
1.488
1,9%
8,2%
1.549
2.658
2.149
2.583
1.344
1,8%
-33,9%
854
1.577
1.539
1.456
1.179
1,6%
-8,6%
n/d
n/d
551
744
1.106
1,4%
8,4%
103
150
475
746
917
1,2%
-2,2%
363
476
434
855
885
1,1%
17,3%
332
285
695
959
875
1,1%
-8,6%
399
506
517
819
823
1,1%
-1,9%
18
276
634
791
793
1,0%
5,5%
319
580
897
781
793
1,0%
-0,5%
140
193
732
780
-0,1%
48.061
62.946
65.411
74.669
750
1,0%
7.145
9,3%
76.777
100,0%
48.603
63,6%
3,8%
23.509
27.249
24.569
31.090
30.383
39,7%
6,6%
13.904
18.882
17.540
23.163
22.607
29,6%
8,3%
Tabla 2.2. 4: Principales productores de petróleo. Cifras en miles de barriles diarios. Fuente BP, 2004.
Arabia Saudita fue el mayor productor en 2003 con 9,8 Mb/d, un 12,8% del total
mundial. Este país posee el 23% de las reservas probadas, con lo que su cuota de
producción es menor de lo que cabría esperar en función de sus reservas. La razón es
la política de la OPEP de control de precios, mediante la restricción de la producción,
junto al deseo de países consumidores de diversificar sus fuentes de suministro.
Tras Arabia Saudita se sitúa la Federación Rusa, ya que en 2003 produjo 8,5
Mb/d, lo que supone el 11,4% de la producción mundial. Durante muchos años la
Unión Soviética fue el mayor productor de crudo (1975-1992), llegando a producir
12,7 Mb/d en 1987, de los que 11,5 Mb/d provenían de la Federación Rusa y, por
tanto la cifra equivalente en 2003 es un 26% inferior a aquel máximo. Tras aquel
pico se produjo una caída que llevaría a la producción al mínimo en 1996, año en que
se extrajeron 7,2 Mb/d (la Federación Rusa produjo ese año sólo 6,1 Mb/d).
2 Petróleo: Presente y futuro
43
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Desde entonces la producción en Azerbaiyán y en Kazajstán ha subido muy
rápidamente, mientras que la Federación Rusa, por su parte no ha comenzado a
elevar significativamente la producción hasta 2000. Este año fue el primero en el que
Rusia logró incrementar la producción tras cinco de estancamiento y que, a su vez
siguieron a siete de caídas. Desde 2000 los incrementos son significativos: en 2000 la
producción media fue 6,5 Mb/d, se pasó a 7,01 Mb/d en 2001, 7,7 Mb/d en 2002 y
8,5 Mb/d en 2003.
El tercer productor mundial es EE.UU., con una cuota del 9%. Desde el último
gran descubrimiento de las reservas de Alaska, que supuso un fuerte incremento en
sus reservas y producción, la cantidad producida por EE.UU. ha venido decayendo
año tras año. Esa producción cubre menos de la mitad del consumo de EE.UU. Las
esperanzas futuras de sostener la alta producción están basadas en la exploración en
aguas profundas del Golfo de México y la apertura del ANWR de Alaska. Hay que
resaltar que como consecuencia del huracán Iván, la producción en el Golfo de
México no ha aumentado desde enero del 2005, y se estima que al menos hasta junio
seguirá esta tendencia.
Tras estos tres grandes productores, y a gran distancia hay un grupo de países que
supera los 2 Mb/d. Estos países son: Irán (5,1%), México (5,1%), China (4,6%),
Venezuela (4,2%), Noruega (4,1%), Canadá (3,8%), Emiratos Árabes Unidos (3,2%),
Kuwait (3%), Nigeria (2,9%) y Reino Unido (2,9%).
Los once países de la OPEP produjeron en 2003 el 39,7%, lo que equivale a 30.383
Mb/d. Estos países están entre los 21 que más producen.
Oriente Medio es la región más importante en producción, al igual que sucedía con
las reservas, pero no todos los estados situados en esta región pertenecen a la OPEP.
La evolución muestra que en 1970 el mayor productor era EE.UU. En los
últimos diez años ha destacado la hegemonía de Arabia Saudita. La situación actual
está caracterizada por un gran productor, Arabia Saudita con casi el 13% de la cuota,
un grupo dominante, la OPEP, con cerca del 40% y el 85% de la producción
concentrada en 21 países, 11 de ellos de la OPEP. En los próximos años se espera
que escalen puestos en la lista países como Azerbaiyán y Kazajstán, países de la
2 Petróleo: Presente y futuro
44
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
costa occidental africana y Brasil. También existen esperanzas de encontrar grandes
cantidades en los mares árticos rusos y en el mar de la China Meridional.
2.2.3 CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN
Al margen de las cuotas de producción asignadas, conviene conocer
la
capacidad de producción máxima sostenible, que es la cantidad máxima que puede
ser puesta a disposición en un periodo de 30 días y es sostenida durante al menos 90.
La capacidad ociosa es la diferencia entre la producción máxima sostenida y la
producción real.
Los países no pertenecientes a la OPEP suelen producir a plena capacidad, y tan sólo
en ocasiones muy puntuales algunos de ellos reducen su producción voluntariamente.
Los datos de producción sostenible y exceso de capacidad de los países de la OPEP
se resumen a continuación:
Datos en millones de
barriles diarios
Argelia
Indonesia
Irán
Kuwait
Libia
Nigeria
Qatar
Arabia Saudí
Emiratos Árabes Unidos
Venezuela
Subtotal
Irak
Total
Objetivo
1-11-04
Exceso de
Producción Capacidad
enero 2005 de producción capacidad
sostenible
enero 2005
0,86
1,40
3,96
2,17
1,45
2,22
0,70
8,78
2,36
3,11
27,00
1,31
0,96
3,95
2,34
1,60
2,32
0,77
9,10
2,43
2,20
26,97
1,79
28,75
1,35
1,00
4,00
2,50
1,62
2,40
0,80
10,0-10,5
2,55
2,25
28,47-28,97
2,50
30,97-31,47
0,04
0,05
0,05
0,16
0,02
0,08
0,03
0,90-1,40
0,13
0,05
1,50-2,00
0,72
2,22-2,72
Tabla 2.2. 5: OPEP: Producción de petróleo crudo. Fuente: Oil Market Report, febrero 2005.
Arabia Saudita es el país con mayor exceso de capacidad, lo cual es lógico
pues es el que más reservas probadas tiene.
2 Petróleo: Presente y futuro
45
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
2.2.4 CONSUMO DE PETRÓLEO
El consumo de petróleo ascendió a finales del 2003 a 78.112 Kb/d, cifra un
13% superior a la alcanzada en 1994. Como se puede apreciar en el siguiente gráfico,
la tendencia del consumo ha sido creciente, experimentando bajadas en los períodos
de crisis (1975 y principios de los 80) como consecuencia de las subidas de precios.
100000
80000
60000
40000
20000
0
19
6
19 5
6
19 7
6
19 9
7
19 1
7
19 3
7
19 5
7
19 7
79
19
8
19 1
8
19 3
85
19
8
19 7
8
19 9
9
19 1
93
19
9
19 5
9
19 7
9
20 9
01
20
03
Miles barrriles diarios
Consumo Mundial 1965-2003
Año
Fig. 2.2. 5: Consumo mundial de petróleo 1965-2003. Fuente BP, 2004.
El consumo por países pone de manifiesto que EE.UU. con 20,1 Mb/d, el
25,1% del total a nivel mundial, es el mayor consumidor. EE.UU. produce 7,5 Mb/d,
con lo que tiene que importar 12,6, cantidad superior a lo que produce Arabia
Saudita, y superior a un tercio de la producción total de la OPEP. Esto hace que la
dependencia energética exterior sea elevada.
El siguiente consumidor es China con 6 Mb/d, casi el 8% del total. Ha duplicado el
consumo en los últimos diez años, y se prevé que sea uno de los países en los que
más aumente la demanda en los próximos años. Sin embargo, mientras el consumo
por habitante en EE.UU. es de 0,07 b/d, en China es de 0,005 b/d, un orden de
magnitud inferior, con lo que se refuerza la idea de que el acceso a las fuentes
energéticas es muy desigual.
El tercer puesto lo ocupa Japón, con 5,5 Mb/d, casi el 7% mundial, pero 0,04 b/d por
habitante, cantidad del orden de magnitud a la de EE.UU.
Los 20 países con mayor consumo se encuentran en la tabla siguiente:
2 Petróleo: Presente y futuro
46
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
1. EE. UU.
2. China
3. Japón
4. Alemania
5. Federación Rusa
6. India
7. Corea del Sur
8. Canadá
9. Francia
10. Italia
11. Brasil
12. México
13. Reino Unido
14. España
15. Arabia Saudí
16. Irán
17. Indonesia
18. Holanda
19. Taiwan
20. Tailandia
Los 20 que más consumen
Resto del mundo
TOTAL MUNDIAL
Consumo
Consumo
%
Cambio del
Población
2003
2003
del total
2003 sobre
(M. hab)
Mt
Mb/d
mundial
2002
914,3
20,1
25,1%
1,9%
293,6
275,2
6,0
7,6%
11,5%
1300,1
248,7
5,5
6,8%
2,1%
127,6
125,1
2,7
3,4%
-1,8%
82,6
124,7
2,5
3,4%
0,9%
144,1
113,3
2,4
3,1%
1,9%
1086,6
105,7
2,3
2,9%
1,0%
48,2
96,4
2,1
2,6%
4,5%
31,9
94,2
2,0
2,6%
1,5%
60,0
92,1
1,9
2,5%
-0,9%
57,8
84,1
1,8
2,3%
-1,7%
179,1
82,6
1,9
2,3%
1,5%
106,2
76,8
1,7
2,1%
-1,8%
59,7
75,5
1,6
2,1%
2,4%
42,5
67,0
1,4
1,8%
5,6%
25,1
54,0
1,1
1,5%
1,5%
67,9
53,9
1,1
1,5%
1,5%
218,7
44,5
1,0
1,2%
1,6%
16,3
41,7
0,9
1,1%
4,2%
22,6
38,7
0,8
1,1%
6,2%
2808,5
60,7
77,2%
828,1
3636,6
17,4
22,8%
78,1
100,0%
63,8
4034,4
2351,6
2,1%
6386
Tabla 2.2. 6: Consumo de petróleo por países. Fuente BP, 2004 y Population Reference Bureau 2004.
Por regiones, Norte América, Asia Pacífico y Europa y Euro Asia se hallan a
la cabeza, seguidas de lejos por América del Sur y Central, Oriente Medio y África.
Entre Norte América y Europa y Euro Asia consumen el 56% del total, a pesar de
que en ellas sólo se encuentra el 20% de la población mundial y el 15% de las
reservas probadas. Por ello vuelven a quedar patentes las desigualdades en el
consumo de petróleo en función de las zonas.
Región
Norte América
América del Sur y Central
Europa y Euro Asia
Oriente Medio
África
Asia Pacífico
TOTAL MUNDIAL
2003
Variación
%
Población
(Mb/d)
2003
del total
(M. hab.)
sobre 2002
mundial
24,1
2,1%
30,1%
4,6
-1,2%
6,0%
443
19,8
1,0%
25,9%
775
4,5
0,8%
5,9%
276
2,6
2,2%
3,3%
885
22,6
4,0%
28,8%
3580
100,0%
6391
78,1
432
Tabla 2.2. 7: Consumo regional de petróleo. Fuente BP, 2004 y Population Reference Bureau 2004.
2 Petróleo: Presente y futuro
47
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
La evolución del consumo en las distintas regiones desde 1965 se refleja en el
gráfico 2.2.6.
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
América del Norte
América del Sur y
Central
Europa y Euro
Asia
Oriente Medio
África
Asia Pacífico
19
65
19
69
19
73
19
77
19
81
19
85
19
89
19
93
19
97
20
01
Miles barriles día
Consumo de petróleo por zonas geográficas (1965-2003)
Año
Fig. 2.2. 6: Consumo de petróleo por zonas geográficas (1965-2003). Fuente BP, 2004.
Se observa que la región que ha experimentado un incremento mayor desde
los 80 ha sido Asia Pacífico, y se espera que continúe esta tendencia. Europa y Euro
Asia han estabilizado su consumo desde 1993, a pesar de que la demanda de energía
ha aumentado, con lo que se supone que han recurrido a otras fuentes energéticas.
EE.UU. presenta un ligero crecimiento en los últimos años.
Las zonas en las que menos se consumen manifiestan modestos crecimientos. Sin
embargo, son éstas las regiones que cuentan con mayores reservas probadas, pero
hasta ahora su nivel de desarrollo no ha exigido mayores consumos.
Los principales consumidores sufrieron las consecuencias de las crisis del petróleo en
1973 y 1979, por lo que como respuesta a la subida de precios redujeron el consumo.
Por productos son las mismas regiones las que encabezan el consumo, como
puede apreciarse en la siguiente figura.
La clasificación de productos que se ha establecido es:
o Gasolinas, que comprende las usadas en aviación y motores, y destilados ligeros.
o Destilados medios, que son querosenos de calefacción y aviones, y diesel.
o Fuelóleos, que incluye el petróleo crudo usado directamente como combustible.
o Otros, que engloba gas de refinería, disolventes, coque, lubricantes, bitumen,
cera, y pérdidas.
2 Petróleo: Presente y futuro
48
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Gasolinas (millones de barriles diarios)
Norte América
Asia Pacífico
Europa
Resto del mundo
Destilados medios (millones de barriles diarios)
Resto del mundo excluye a la Federación Rusa
Fig. 2.2. 7: Consumo de productos por regiones (I). Fuente BP, 2004.
Fuelóleos (millones de barriles diarios)
Norte América
Europa
Otros (millones de barriles diarios)
Asia Pacífico
Resto del mundo
Resto del mundo excluye a la Federación Rusa
Fig. 2.2. 8: Consumo de productos por regiones (II). Fuente BP, 2004.
2 Petróleo: Presente y futuro
49
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Se puede comprobar que los mayores consumos corresponden a gasolinas y
destilados medios. No obstante, los patrones de consumo de petróleo varían en
función de las áreas. Así, mientras que en EE.UU. dos tercios del petróleo se
destinan al sector transporte, a nivel mundial es cerca del 55%. Sin embargo, la
diferencia se va reduciendo puesto que el desarrollo económico impulsa la expansión
del sector transporte. Es probable que disminuya la importancia del petróleo en otros
sectores, como el eléctrico, donde existen otros combustibles competitivos como gas
natural, carbón o nuclear; pero actualmente no hay alternativas de fuentes energéticas
que compitan económicamente con el petróleo en el sector transportes.
2.2.5 RESERVAS ESTRATÉGICAS Y EXISTENCIAS DE CRUDOS Y
PRODUCTOS
A partir de la Segunda Guerra Mundial surgió la idea de contar con reservas
estratégicas de petróleo, es decir petróleo que se produjo en su momento y que se
almacena para su uso en momentos difíciles. No fue hasta 1975 cuando en EE.UU. se
creó la reserva más importante, la SPR (Strategic Petroleum Reserve),
como
consecuencia de la primera crisis del petróleo. LA SPR tiene capacidad para 727
millones de barriles.
Los países de la Unión Europea también cuentan con reservas de este tipo, y
ascienden a unos 300 Mb. En España las reservas suponen 30 días de consumo y son
propiedad de CORES (corporación de reservas estratégicas). Las reservas
estratégicas se complementan con otros 60 días de consumo que han de mantener los
operadores de mercado de productos petrolíferos.
Las reservas estratégicas suelen estar gestionadas directamente por los gobiernos o
por agencias creadas específicamente para tal fin.
Además de las existencias estratégicas, la industria debe poseer reservas para su
funcionamiento diario.
Los cuadros 2.2.8 y 2.2.9 muestran las reservas estratégicas en poder de los
gobiernos o de la industria en la OCDE.
2 Petróleo: Presente y futuro
50
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
América del Norte
Europa
Pacífico
Total OCDE
2001
(Mb)
2002
(Mb)
2003
(Mb)
2004
(Mb)
1261,8
1173,7
1165,7
1232,9
927,1
895,9
923,8
912,5
443,3
410,1
435,3
431,4
2632,2
2479,7
2524,8
2576,8
Tabla 2.2. 8: Existencias estratégicas de la OCDE en poder de la industria. Fuente Oil Market Report,
2005.
América del Norte
Europa
Pacífico
Total OCDE
2001
(Mb)
2002
(Mb)
2003
(Mb)
2004
(Mb)
552,2
601,1
640,4
676,9
352,3
353,4
369,9
364,2
379,7
389,1
395,7
395,7
1284,2
1343,6
1406
1436,8
Tabla 2.2. 9: Existencias estratégicas de la OCDE en poder de gobiernos. Fuente Oil Market Report,
2005.
A modo de resumen la tabla 2.2.10 nos da el total de stocks de la OCDE, que
permitirían abastecer la demanda actual durante 79 días. Hay que mencionar que
estos inventarios fluctúan bastante dentro de un mismo año debido a que la demanda
no es uniforme, y en invierno por ejemplo se requiere más gasóleo para calefacción,
en primavera más gasolina porque con el buen tiempo la gente viaja más, etc.
2001
2002
2003
2004
Gobierno
(Mb)
Industria
(Mb)
Total
(Mb)
Gobierno
Industria
Total
Días demanda
Días demanda
Días demanda
1285
1345
1407
1438
2632
2480
2525
2577
3917
3825
3932
4015
27
27
28
28
54
50
50
51
81
77
78
79
Tabla 2.2. 10: Existencias estratégicas de la OCDE. Fuente Oil Market Report, 2005.
5000
100
4000
80
3000
60
2000
40
1000
20
Existencias
Gobierno
0
Existencias
Industria
0
2001
2002
2003
Año
2004
Dias
Mb
Existencias totales de reservas en la OCDE
Total
Fig. 2.2. 9: Evolución de las existencias totales de reservas en la OCDE. Fuente Oil Market Report,
2005.
2 Petróleo: Presente y futuro
51
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
2.2.6 COMERCIO INTERNACIONAL
La distinta procedencia de la oferta y demanda de petróleo genera una intensa
actividad comercial a nivel mundial. Se puede hacer una clasificación para distinguir
a los países deficitarios de los excedentarios. Dicha clasificación se resume en las
tablas 2.2.11 y 2.2.12.
Estos datos ponen de manifiesto el gran volumen de comercio de petróleo, de un
consumo de 78 Mb/d en 2003, se comercializaron internacionalmente 45,8 Mb/d,
casi el 60% del total consumido. Los grandes clientes son EE.UU., Europa
Occidental y Japón. Casi el 40% del crudo que se comercializó salió de Oriente
Medio, concretamente sólo Arabia Saudita exportó casi el 20% del total mundial. La
segunda región exportadora es la Antigua URSS, con 6 Mb/d, el 13% del total de
exportaciones del mundo.
Datos 2003
Asia Pacífico
Norte América
Europa y Euroasia
EE. UU.
Japón
Alemania
China
Corea del Sur
Francia
Italia
España
India
Brasil
Producción
(Mb/d)
Consumo
(Mb/d)
Déficit
(Mb/d)
7,9
22,6
-14,7
14,0
24,1
-10,0
16,9
19,8
-2,8
7,5
20,1
-12,6
0,0
5,5
-5,5
0,0
2,7
-2,7
3,4
6,0
-2,6
0,0
2,3
-2,3
0,0
2,0
-2,0
0,1
1,9
-1,8
0,0
1,6
-1,6
0,8
2,4
-1,6
1,6
1,8
-0,3
Tabla 2.2. 11: Déficits de petróleo. Fuente BP, 2004.
Datos 2003
Producción
(Mb/d)
Consumo
(Mb/d)
Export
(Mb/d)
Oriente Medio
África
América del Sur y Central
22,6
4,5
18,1
8,0
2,6
5,4
6,7
4,6
2,1
Arabia Saudí
Federación Rusa
México
Canadá
Reino Unido
9,8
1,4
8,4
8,5
2,5
6,0
3,8
1,9
1,9
3,0
2,1
0,8
2,2
1,7
0,6
Tabla 2.2. 12: Superávits de petróleo. Fuente BP, 2004.
2 Petróleo: Presente y futuro
52
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
2.2.7 CAPACIDAD DE REFINO Y COMERCIO DE PRODUCTOS
El petróleo se usa en forma de productos obtenidos tras diversas operaciones
realizadas en una refinería, de ahí el interés de analizar la capacidad de refino que
hay instalada.
En el 2003 las refinerías procesaron casi 82 Mb/d (Energy Information
Administration, 2004). El país con mayor capacidad, 16,7 Mb/d (20% del total), era
EE.UU. La capacidad de Europa es parecida (16,5 Mb/d), y le sigue la antigua Unión
Soviética con 8,6 Mb/d (10% del total). Japón 4,7 Mb/d y China con 4,5 Mb/d
completan el grupo de países con mayores instalaciones de refino. Entre todos suman
más del 60 % de la capacidad de refino mundial.
La capacidad de refino ha variado según se muestra en el gráfico 2.2.10, y ha estado
muy ligada a la evolución de la demanda. Por ello cuando las crisis propiciaron
caídas en el consumo, también se redujo la capacidad de refino.
90000
75000
60000
45000
30000
15000
0
Capacidad de refino
mundial
Consumo mundial
19
65
19
70
19
75
19
80
19
85
19
90
19
95
20
00
Miles de barriles diarios
(Kb/d)
Capacidad de refino y demanda de petróleo (1965-2003)
Año
Fig. 2.2. 10: Capacidad de refino y demanda de petróleo (1965-2003). Fuente BP, 2004.
Por regiones el cuadro 2.2.13 resume el número y capacidad de las refinerías en el
2003.
2 Petróleo: Presente y futuro
53
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Región
Nº
Refinerías
Destilación
de petróleo
Mb/días
%
del total
176
20,42
24,9%
70
6,63
8,1%
200
25,2
30,7%
46
6,32
7,7%
45
3,21
3,9%
202
20,21
24,6%
739
81,99
100,0%
América del Norte
América del Sur y Central
Europa y Euroasia
Oriente Medio
África
Asia-Pacífico
TOTAL
Tabla 2.2. 13: Refinerías por regiones. Fuente Energy Information Administration, 2004.
Los datos muestran que el refino tiene lugar básicamente en los centros de
consumo. Puesto que se trata de un negocio competitivo, en los últimos años ha
habido un incremento de refinerías situadas en los propios países productores, que no
obstante sigue siendo una parte muy reducida del total. Así en Oriente Medio, la
región con más reservas y la que más produce, la capacidad no llega al 8%, para un
consumo interior de 4,4 Mb/d.
En resumen EE.UU. y Europa poseen capacidad para procesar el crudo que
demandan. Por otro lado países como China y Japón son algo deficitarios.
En 2003 se movieron 35,5 Mb/d de crudo y 10,2 Mb/d de productos, por tanto el
mercado de crudo es tres veces superior al de productos.
EE. UU.
Canadá
México
América del Sur y Central
Europa
Federación Rusa
Oriente Medio
África del Norte
África Occidental
Äfrica Oriental y del Sur
Australasia
China
Japón
Otros Asia Pacífico
Sin identificar*
TOTAL MUNDO
Import.
Import.
Export.
Export.
Crudos
(Kb/d)
Productos
(Kb/d)
Crudos
(Kb/d)
Productos
(Kb/d)
9645
2609
22
899
906
226
1550
546
0
199
2002
113
757
362
1930
1012
9810
2182
1048
1018
-
111
4617
1386
211
134
16704
2239
171
136
2000
715
54
178
3526
86
502
113
207
13
486
163
259
98
1829
778
157
268
4282
1033
-
79
6892
2032
1020
1223
-
-
502
560
35545
10253
35545
10253
Tabla 2.2. 14: Comercio internacional de crudo y productos. Fuente BP, 2004.
*Incluye cambios en la cantidad de petróleo en tránsito, movimientos no mostrados en otro lugar, uso
militar sin identificar, etc.
Nota: El comercio de bunker no se incluye como exportaciones. Se excluyen movimientos dentro de
un área.
2 Petróleo: Presente y futuro
54
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
2.2.8 IMPORTANCIA ECONÓMICO-FINACIERA DEL PETRÓLEO
Los aumentos fuertes de los precios petrolíferos producen a corto plazo y
simultáneamente una reducción del PIB real y un aumento de la tasa de inflación en
los países que son importadores netos de sus productos. Estos son los efectos
llamados de “primera ronda” que suelen dar lugar a situaciones de estancamiento con
inflación. De ahí que no sean fáciles de manejar, a corto plazo, por la política
económica. En el choque petrolífero de 1973-1975, la reacción de las políticas
fiscales de los países de la OCDE fue expansiva para compensar la caída del PIB y la
de las políticas monetarias de sus bancos centrales fue acomodaticia de su efecto
inflacionista, con lo que la actividad económica se recuperó con relativa rapidez pero
la inflación se disparó. En el choque de 1979-1982, que fue más violento, la reacción
de la política fiscal fue neutral en lugar de expansiva y la política monetaria fue
restrictiva con lo que se mantuvo la inflación dentro del objetivo pero a costa de una
caída considerable del PIB de la OCDE. El aprendizaje de los dos primeros hizo que
el derivado de la primera guerra de Irak en 1990 y 1991, menos fuerte, fuese
manejado más eficientemente, con una expansión fiscal y una restricción monetaria.
A medio y largo plazo, su “segunda ronda” de efectos afecta tanto a la oferta, es
decir, a toda la producción industrial y de servicios y a su estructura, como a la
demanda de consumo por la caída del poder adquisitivo de los consumidores y,
automáticamente, también a la de inversión. La fuerte subida de los precios relativos
del petróleo en 1973 y en 1979 tuvo importantes efectos sobre la estructura industrial
ya que sus altos niveles se mantuvieron durante casi dos décadas. Las industrias más
intensivas en el consumo de energía dejaron de ser competitivas produciendo fuertes
recesiones industriales y regionales y bolsas de elevado desempleo en varios
segmentos de la fuerza laboral. Como no podían ser todos reempleados, bien por ser
mayores o de baja cualificación, aumentó el desempleo estructural que no podía
compensarse con la política macro expansiva, que fue lo que se intentó, con lo que se
creó más inflación, haciendo que los bancos centrales tuvieran que mantener
políticas monetarias restrictivas durante un largo periodo.
Las industrias muy dependientes del petróleo y del gas, con una elevada elasticidadprecio, tuvieron que cerrar, mientras que aquellos sectores con baja elasticidad al
precio, por no disponer de energías alternativas, como el transporte, aumentaron su
2 Petróleo: Presente y futuro
55
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
participación en la utilización total de dicha materia prima desde el 45% en 1970 al
70% en los años noventa. A este efecto ayudó el hecho de que, puesto que la gasolina
y el gasóleo al por menor pagan unos impuestos muy elevados, los aumentos de
precio del crudo tenían efectos bastante menores sobre el precio final en las
gasolineras. El problema es que al carecer de energías sustitutivas, cada nueva
reducción de la oferta de petróleo no puede ser contrarrestada por una caída de su
demanda, con lo que el alza del precio es cada vez mayor.
Por último, cada aumento del precio relativo del petróleo hace que aumente la
actividad de exploración y la puesta en funcionamiento de pozos que hasta entonces
no eran competitivos y que aumente también la conservación energética y el
desarrollo de formas alternativas de producción energética, que son las únicas formas
efectivas de aminorar su impacto a largo plazo.
Naturalmente dichos efectos, de “primera ronda”, serán mayores cuanto
mayor sea la dependencia importadora o la vulnerabilidad energética del país en
cuestión. Existen dos maneras de medir dicha vulnerabilidad.
1.- La primera es a través de la pérdida de renta producida por el mayor
precio de sus importaciones de petróleo y de gas, cuyos precios están
correlacionados, lo que resulta en un deterioro de su balanza de pagos por
cuenta corriente y de su “relación real de intercambio”, derivada del mayor
aumento de sus precios de importación que de sus precios de exportación que
produce. Cuanto mayor es el porcentaje de importación neta de petróleo de un
país, en porcentaje del PIB, mayor será la pérdida de poder adquisitivo del
mismo y mayor será su pérdida de actividad económica y de renta neta.
2.- La segunda es a través de la pérdida de poder adquisitivo y de renta de sus
consumidores que se produce por el aumento de la tasa de inflación al
consumo en el país en cuestión. Cuanto mayor es el porcentaje del consumo
energético en el total de su PIB, mayor es su impacto sobre los precios al por
mayor y al consumo y, consecuentemente, mayor es la pérdida de renta de las
empresas y de los consumidores. El mayor o menor aumento de la inflación, a
medio plazo, dependerá de cómo reaccione, aumentando los tipos de interés o
no, el banco central de cada país o región, pero dichos aumentos podrán tener
también un coste para la actividad a corto plazo.
2 Petróleo: Presente y futuro
56
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
La pérdida total calculada por ambas medidas de vulnerabilidad ha sido
menor conforme los países más vulnerables han llevado a cabo medidas de ahorro
energético y de desarrollo de fuentes alternativas para reducirla, lo que ha ocurrido
en los últimos 25 años. De hecho, para el conjunto de los países de la OCDE, las
importaciones netas de petróleo y gas eran del 1,1% del PIB, en 1970, subieron al
2,4% en 1978, pero cayeron al 1,9% en 1990 y al 0,9% en 2002. Sin embargo, lo
contrario ha ocurrido con el consumo de crudo en porcentaje del PIB, que ha ido
subiendo hasta el 0,8% del PIB en 1998 y el 1,6% en 2002, fundamentalmente por un
mayor crecimiento, renta y poder adquisitivo de algunos países, como es el caso de
España entre otros.
Lógicamente, dentro de los países de la OCDE la situación es muy diferente. Los
países con mayor consumo y mayores importaciones netas y, por tanto, con mayor
vulnerabilidad son los países mediterráneos como Italia, España, Portugal y Grecia,
que son, además, los que han hecho un menor esfuerzo de ahorro energético. España,
con unas importaciones netas del 2,1% del PIB y un consumo del 2,2% del PIB es
uno de los países más vulnerables de la OCDE, sólo superado por Grecia, con el
2,8% y 2,8% respectivamente, y Portugal con el 2,6% y 2,6% respectivamente del
PIB.
El gráfico 2.2.11 esquematiza un informe del FMI sobre el impacto de una
subida del precio del crudo. Se ha simulado el efecto después de un año ante un
incremento de cinco dólares por barril.
2 Petróleo: Presente y futuro
57
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Fig. 2.2. 11: Impacto de una subido de precios del crudo. Fuente Instituto de Economía internacional
2004.
Los resultados muestran que la subida del precio del crudo provocaría un
descenso del PIB y de la balanza comercial y un incremento de inflación. La cuantía
de estas alternaciones depende de la zona considerada.
2 Petróleo: Presente y futuro
58
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
2.3 PERSPECTIVAS
2.3.1 LA FUTURA DEMANDA DE PETRÓLEO
En la visión habitualmente utilizada por las agencias internacionales y
distintas consultoras, el consumo de petróleo va a seguir subiendo en las próximas
décadas.
El objetivo de una política energética racional debería ser asegurar que el máximo en
la demanda de petróleo convencional se alcanzase antes que en su producción. La
solución menos costosa es reducir los usos del petróleo ineficientes, innecesarios, o
que produzcan muchos residuos. Otra opción en incrementar la producción de
petróleo no convencional así como la de otros combustibles y recursos energéticos.
Sin embargo cualquiera de estas opciones tampoco está exenta de problemas debido
a limitaciones de recursos, costes económicos, o residuos generados.
En el siglo XX ha tenido lugar un crecimiento económico sin precedentes en
países industrializados. Este crecimiento estuvo basado en tecnologías del transporte,
tecnologías de construcción y tecnologías de producción agrícola, cuya proliferación
depende del acceso a enormes cantidades de petróleo barato. Así pues, el crecimiento
económico ha estado fuertemente relacionado con el crecimiento del consumo de
petróleo, y continúa estándolo, como se puede ver en el siguiente gráfico:
Demanda
PIB real
de petróleo
Fig. 2. 3. 1: Crecimiento de la demanda de petróleo y del PIB. Fuente WEO 2004.
2 Petróleo: Presente y futuro
59
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Pero la demanda de petróleo no está sólo condicionada por la economía, también hay
que tener en cuenta los siguientes factores:
-
Factores cuantitativos, como el número de motores y calderas que funcionan
con petróleo (coches, autobuses, camiones, tractores, generación de
electricidad, etc.)
-
Eficiencias tecnológicas, medidas como promedio de consumos específicos
de petróleo (litro por kilómetro) para vehículos, barcos y aviones y las
eficiencias (MJ de electricidad o calor por MJ de petróleo consumido) de
centrales eléctricas y calderas.
-
Factores sociales de consumo, que influyen en la media de uso (km/año) de
vehículos como coches y aviones, y el consumo de electricidad y calor (GJ
por año) producidos en centrales eléctricas y calderas.
-
Crecimiento en factores cuantitativos, como la población.
El consumo de petróleo impulsa inversiones en maquinarias e infraestructuras,
como carreteras, puentes y aeropuertos, por lo que la economía se vuelve
dependiente del acceso al petróleo.
Si la enorme pero limitada cantidad de reservas de petróleo convencional hubiese
sido usada como algo valioso, un legado no renovable para la humanidad, el
consumo habría sido mucho más moderado. Sin embargo, tal y como funciona la
economía de mercado, el consumo de una materia prima barata, sea petróleo o agua
para regadío, es prácticamente irrestringible hasta que las fuentes de suministro
barato empiecen a agotarse. Cuando esto suceda para el petróleo convencional, la
transición a otro recurso energético y a otras tecnologías será costosa porque implica
no sólo el desarrollo de otras formas de energía más caras sino también la evolución
e implantación de tecnologías de mayor eficiencia energética e infraestructuras tales
que reduzcan las cantidades de energía demandada.
La demanda del petróleo condiciona por tanto la evolución de la economía en
función de lo que ésta se base en tecnologías del petróleo como vehículos, aviones,
barcos, maquinaria agrícola, procesos industriales, generación de electricidad,
calderas de edificios y estaciones de calefacción. En las zonas donde existen redes de
2 Petróleo: Presente y futuro
60
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
distribución de gas natural, éste puede sustituir al petróleo en calderas y generación
de electricidad con inversiones moderadas y también la biomasa o carbón pueden se
sustitutos del petróleo en calderas. Sin embargo, en muchas regiones no se dispone
de infraestructuras que faciliten la sustitución y además el sector transporte presenta
una dependencia casi total del petróleo por sus ventajas de almacenamiento y
transporte, ya que actualmente existen cerca de 400 millones de coches en el mundo
y se estima que la cifra alcance los 900 en el 2030 (WETO, 2003), y reemplazar el
parque automovilístico lleva mucho tiempo. En este campo se está investigando la
aplicación
de células de combustible con hidrógeno, gas natural o metanol a
vehículos. También se están buscando soluciones usando baterías o vehículos
híbridos con baterías y motores de combustión interna o células de combustible, pero
por ahora es más barato usar petróleo.
Por todo ello, el petróleo barato contribuye a que aumente la dependencia del
mismo, pero las agencias de energía y la industria coinciden en que llegará un
momento en el que la producción no pueda continuar su tendencia creciente y
comience a decaer de forma inexorable. Esta situación es lo que se denomina cenit, y
los diferentes estudios difieren en el tiempo en alcanzarlo y en cómo evolucionará la
producción después.
A pesar del riesgo que entraña la dependencia en la economía del petróleo ningún
país considera en sus previsiones una reducción del consumo del mismo. Por el
contrario en su informe anual World Energy Outlook 2004 la AIE (Internacional
Energy Agency) presenta escenarios energéticos futuros basados en crecimientos
continuos de combustibles fósiles y en particular de petróleo. En estos escenarios el
consumo de energía per cápita es mucho mayor en la OCDE que en los países en vías
de desarrollo. Además los países de la OCDE incrementan la dependencia de las
importaciones de Oriente Medio, África, y la Federación Rusa.
No obstante, se considera que en el período de sus proyecciones (2002-2030) la
producción global de petróleo no decaerá si se hacen las inversiones necesarias en
infraestructuras para el suministro, que podrían ascender a $3 trillones. Se necesitará
mayor capacidad para compensar el descenso de producción y así satisfacer la
creciente demanda.
2 Petróleo: Presente y futuro
61
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
En otro estudio reciente World energy, technology and climate policy outlook 2030
(WETO, 2003), la Unión Europea presenta escenarios similares basados en modelos
macroeconómicos bajo asunciones de crecimiento de población, crecimiento
económico, costes futuros de diferentes tecnologías, etc.
Ambos estudios plantean escenarios business-as-usual, y no presentan restricciones
de recursos ni de mitigación del cambio climático. Sin embargo, resulta interesante
comparar las diferencias de ambos informes en la futura demanda y suministro de
energía.
El estudio de la Unión Europea realizado en el 2003 estima que el consumo
de energía mundial aumente alrededor del 1,8%/año entre 2000 y 2030. Este
aumento está impulsado por un crecimiento económico y de la población,
respectivamente de 3,1% y 1%/año, cuyos impactos son moderados por la
disminución de la intensidad energética en 1,2%/año, debido a efectos combinados
de cambios estructurales en la economía, progresos tecnológicos y aumentos de
precios de la energía.
Las cifras con las que la AIE realiza su estudio son similares, a la demanda de
energía le corresponde un aumento ligeramente inferior, de 1,7%/año, y al
crecimiento económico superior, de 3,2%/año. La estimación de la evolución de la
población coincide.
Las diferencias entre ambos estudios son más acusadas al desglosar en regiones, ya
que el aumento de la demanda no es uniforme en todo el mundo, y así mientras que
en los países industrializados es más moderado (0,4%/año en EE.UU. según WETO
y 1%/año según la AIE), los que están en vías de desarrollo sufren una aumento de
hasta un 3%/año o un 2,6%/año según se consulte el informe WETO o el de la AIE.
El sistema energético continuará estando dominado por combustibles fósiles,
siendo también el petróleo la principal fuente de energía. Como consecuencia de lo
anterior se espera que las emisiones de CO2 crezcan.
En el escenario que propone WETO el crecimiento del consumo de combustibles
fósiles es ligeramente superior al del escenario de referencia de la AIE. Por ello, las
emisiones de CO2 son mayores pasando de 23.781 Mt en 2000 a 44.498 Mt en 2030,
mientras que según la AIE se alcanzarían 38.214 Mt en el 2030, cifra casi un 15%
2 Petróleo: Presente y futuro
62
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
inferior. La AIE propone además un escenario alternativo, caracterizado por la
adopción de medidas para hacer frente a los problemas medioambientales e
incrementar la seguridad de suministro energético, en el que las emisiones de CO2
ascenderían a 31.686 Mt como consecuencia de una menor utilización de
combustibles fósiles. La evolución de la demanda por fuentes energéticas para cada
escenario se resume en la tabla 2.3.1:
Recurso energético
Crecimiento (%/año)
referencia-2030
WETO 2003 WEO 2004
WEO 2004-II
Carbón
Petróleo
Gas natural
Nuclear
Hidráulica
Madera y residuos
Otras renovables
Total energía primaria
2,35
1,7
2,4
0,9
1,7
-0,35
5,4
1,8
1,5
1,6
2,3
0,4
1,8
1,3
5,7
1,7
0,5
1,2
1,9
0,8
1,8
1,4
6,6
1,3
Tabla 2. 3. 1: Evolución de la energía primaria en función de los recursos. Fuentes: WETO 2003;
WEO, 2004.
Nota: El año de referencia es el 2000 en el informe WETO y 2002 en WEO 2004.
Los datos concretos para la evolución de la demanda de petróleo muestran
que ésta crecerá a un ritmo de 1,7 %/año o 1,6%/año en función de la fuente
consultada (WETO 2003 o WEO 2004).
Si se revisan datos más detallados, se encuentra que la AIE supone que la demanda
de petróleo en China crecerá un 3,4%/año en promedio en el período de estudio. Sin
embargo se espera que el consumo de petróleo en China crezca el 12% en el 2005,
pasando de 288 Mt (cerca de 2,19 Gb) en 2004 a 320 Mt (sobre 2,44 Gb) en 2005
(www.oilnews.com.cn, http://en.ce.cn/Industries/Energy&Mining/200501), a pesar
de la subida de precios desde el 2004. Este alto crecimiento continuo con precios del
petróleo elevados indica que el petróleo es un elemento tan importante en el
desarrollo económico de China, India y otros países de Asia, e incluso de
Sudamérica, que precios superiores a 30 $/barril no modifican significativamente la
demanda., ya que incluso a 40 $/barril el petróleo resulta barato en comparación con
su valor real como materia prima. Por ello, podría pensarse que el consumo mundial
aumentará a un ritmo incluso superior al 1,6%/año que presupone la AIE en el
escenario de referencia.
2 Petróleo: Presente y futuro
63
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
El escenario alternativo de la IEA considera una evolución de la demanda de petróleo
de 1,2%/año, con lo que los programas de mejora de la eficiencia y de energías
renovables que deberían desarrollarse en este escenario contribuirían a una reducción
de la demanda del 0,4%/año. Ante una menor demanda, la AIE supone que en el
2030 los precios serían un 15% inferior a los previstos en el escenario de referencia,
con lo que los incentivos económicos para acometer programas de aumento de
eficiencia tecnológica y energías renovables serían inferiores a los de la referencia.
La AIE además estima que si los precios subieran excesivamente, el crecimiento
podría ser tan solo del 1%/año, lo que implicaría que el precio actual cercano a los 50
$/barril tendería a reducirse. No obstante son muchos los
economistas que se
muestran reacios a admitir que el petróleo volverá a alcanzar precios inferiores a los
30 $/barril.
Los millones de toneladas que se consumirían en cada caso se resumen en la
tabla 2.3.2:
Año
Referencia
2010
2020
2030
Crecimiento
%/año
referencia-2030
WETO 2003
Energía primaria total (Mtep)
9953
Petróleo (Mt)
3517
WEO 2004
Energía primaria total (Mtep)
10345
Petróleo
3676
WEO 2004-Escenario Alternaternativo
Energía primaria total (Mtep)
10200
Petróleo (Mt)
3530
12110
4250
14611
5099
17213
5878
1,8
1,7
12194
4308
14404
5074
16487
5766
1,7
1,6
11606
39990
13345
4600
14656
4995
1,3
1,2
Tabla 2. 3. 2: Evolución de la demanda de energía primaria y petróleo. Fuentes: WETO, 2003; WEO,
2004.
No se puede establecer una comparativa entre WETO 2003 y WEO 2004 de
la diferente contribución del petróleo en los distintos sectores, pero sí de cómo se
distribuiría la demanda total de energía entre los distintos sectores:
Composición por sectores
Contribución sectorial (%)
de la demanda final de energía WETO 2003 WEO 2004
Industria
35
31
Transporte
25
30
Otros sectores
40
39
Tabla 2. 3. 3: Desglose de la demanda total por sectores (2030). Fuentes: WETO, 2003; WEO, 2004.
2 Petróleo: Presente y futuro
64
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Hay que destacar que aunque el aumento de la demanda de petróleo que
propone WETO 2003 es ligeramente superior, y que se sostiene la idea de que la
mayoría de la misma iría destinada a satisfacer las necesidades del sector transporte,
la contribución de dicho sector a la demanda total es un 5% inferior a la que resulta
de analizar los datos de la AIE.
Según la AIE, la evolución que presentaría el consumo de petróleo por
sectores estaría marcada por seguir siendo la fuente principal en el transporte.
Mtep
Consumo de petróleo por sectores
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
3110
1737
288 281
Generación de
energía
eléctrica
604
861
Industria
502
Transporte
733
Otros
sectores*
Consumo 2002
Consumo 2030
*Otros sectores: residencial, comercial, servicios públicos y agricultura
Fig. 2. 3. 2: Consumo de petróleo por sectores. Fuente WEO 2004.
2.3.2 EVALUACIÓN DE LOS RECURSOS DE PETRÓLEO
2.3.2.1 Petróleo convencional
En la sección 2.2 se resumen las cifras oficiales de reservas probadas de
petróleo convencional. Son las que comunican los diferentes países a las revistas del
sector y que después BP recopila en su anuario, con ligeras correcciones. Conocer las
reservas implica hablar con precisión.
En cada yacimiento hay una determinada cantidad de petróleo que, realmente, nunca
se llega a conocer con precisión absoluta. De esa cantidad, y por la configuración
geológica, se estiman unas reservas recuperables que siempre son una fracción del
2 Petróleo: Presente y futuro
65
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
petróleo en el lugar. El cociente entre lo que se recupera y el total es el factor de
recuperación. Se espera que la mayoría de los campos supergigantes puedan llegar a
tener factores del 50%, aunque estimaciones más prudentes hablan del 30%. La
cantidad que se puede recuperar es en ese sentido dinámica, ya que un mejor
conocimiento y mejores tecnologías harán recuperar más.
Cuando la compañía es privada debe informar de sus reservas probadas. Para
una compañía privada, las reservas son la fuente de ingresos cuando las convierte en
producción y, por ello, continuamente, las compañías estiman sus reservas y han de
informar de su volumen. Unas veces las aumentan con conocimiento, otras con
exploración, y otras las compran.
Con las empresas públicas, especialmente de los países de la OPEP, es distinto. Si
hay un socio extranjero, probablemente las reservas serán conocidas. En caso
contrario hay que hablar de reservas probadas comunicadas.
Esto es lo que se puede decir de los campos conocidos, pero además está el petróleo
por descubrir. Existen varias estimaciones al respecto, pero hay dos posturas
extremas a destacar, la optimista y la pesimista.
•
Pesimistas
Hay un grupo de geólogos que aseguran que estamos a punto de presenciar el
comienzo del declinar de la producción de petróleo en los próximos años. Varios
trabajos: Campbell, 1997 (The coming oil crisis), Campbell y Laherrere, 1998 en
Scientific American (The end of the cheap oil), Laherrere en 2001 (Estimates of oil
reserves) y por citar alguno mas Deffeyes, 2002 en su libro Hubbert’s Peak, the
impending world oil shortage son los representantes de esta corriente. Todos ellos
son geólogos, han trabajado para compañías petroleras, son en alguna medida
herederos de Hubbert, y emplean varios argumentos técnicos que se resumen a
continuación:
-
Todo campo sigue un perfil de producción que coincide con una curva,
logística para unos, fractal para otros. El máximo ritmo de producción se
alcanza cuando se ha extraído la mitad del petróleo.
2 Petróleo: Presente y futuro
66
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
-
Los grandes campos (supergigantes) ya están descubiertos, o quizá queden
uno o dos por descubrir; algunos suelen citar el Mar de la China Meridional
como candidato.
-
La cantidad total de petróleo recuperable en el mundo era de 1.800 Gb, sin
incluir Alaska, ni la exploración mar adentro, y en los próximos años se
alcanzará el punto en el que se habrá extraído la mitad. A partir de ese
momento la producción caerá año tras año.
-
La demanda sigue creciendo y, en un escenario de decrecimiento de la
producción de petróleo, los primeros que se agotarán serán los no OPEP, los
campos de Arabia, Irak o Irán habrán de bombear más crudo sin la ayuda del
crudo de EE.UU. o del Mar del Norte. La capacidad de control de la OPEP
subirá, y los precios se dispararán.
-
Es urgente, por tanto, buscar alternativas. En la peor visión ya sería tarde, ya
no hay tiempo: cuando se produzca la reacción, la producción de petróleo
convencional estará declinado y los precios subiendo. El ahorro es la única
“fuente energética” posible a largo plazo.
Con estas hipótesis, y muy en relación con la cifra concreta que cada uno estima
como reservas finalmente recuperables, proponen distintos escenarios de
agotamiento de petróleo, que se detallan a continuación:
-
Escenario de agotamiento de Hubbert:
En 1956 Hubbert hizo su famosa predicción de que la producción de petróleo
en EE.UU. decaería alrededor de 1970, lo que al final se cumplió. Esta predicción
se basaba en suponer que la producción anual de petróleo en una región sigue una
curva con forma de campana, a la que se denomina curva de Hubbert, simétrica
con respecto al máximo y que encierra un área igual a las últimas reservas que
finalmente son recuperables. El máximo se alcanza cuando se han producido el
50% de las últimas reservas recuperables. Con estos fundamentos también
predijo una curva para la producción mundial de petróleo, bajo la suposición de
que las reservas finalmente recuperables ascendían a 2.000 Gb.
2 Petróleo: Presente y futuro
67
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Fig. 2. 3. 3: Curva de de Hubbert para la producción mundial de petróleo. (Hubbert, 1974).
Como se muestra en el gráfico 2.3.3, Hubbert estimaba en 1974 que la
producción mundial de petróleo alcanzaría el cenit a finales del siglo XX con 110
Mb/d (40Gb año). Sin embargo, no preveía que la repentina subida de precio del
petróleo en esas fechas se traduciría en un descenso de la demanda y de la
producción.
Teniendo en cuenta este hecho, y partiendo de que las reservas finalmente
recuperables son 2.150 Gb, Laherrere con un razonamiento similar al de Hubbert,
concluye que el máximo en la producción se dará en el 2012 como se muestra en
la figura 2.3.4.
Fig. 2. 3. 4: Producción mundial de petróleo convencional para últimas reservas recuperables
de 2.150 Gb. Jean Laherrere. Seminal Center of Energy Conservation, 2003.
2 Petróleo: Presente y futuro
68
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
-
Escenario de agotamiento de Campbell:
El escenario de agotamiento de Campbell, mostrado en la figura 2.3.5, se basa
en los datos de la tabla 2.3.4. En este escenario se considera que la producción de
petróleo convencional permanece constante a un nivel de cerca de 22 Gb/año (60
Mb/d) hasta el 2010, y después declina irrevocablemente a un ritmo de 2%/año.
La fecha (2008) en la que se produce el declive de la producción total
convencional de petróleo está determinada por las capacidades de producción de
Rusia y Oriente Medio, la producción en otras regiones decae antes de 2008.
La producción rusa permanece casi constante hasta que empieza a decaer en
2010. En Oriente Medio la producción crece el 50% desde el 2000 hasta el 2010
y después permanece constante hasta el 2025, fecha a partir de la cual comienza a
descender.
El aumento de la producción total de petróleo desde 27 Gb/año en el 2003 a 31
Gb/año en el 2010 se cubre por el crecimiento de producción de petróleo no
convencional.
Fig. 2. 3. 5: Escenario de agotamiento de Campbell, basado en la tabla 2.3.4. Fuente: ASPO
(The Association for the Study of Peak Oil), 2003.
2 Petróleo: Presente y futuro
69
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Tabla 2. 3. 4: Datos del escenario de agotamiento de Campbell. Fuente: ASPO, 2003.
Campbell además tiene estudios para estimar la tendencia que seguirán los
futuros descubrimientos de petróleo (World: Oil and Gas Industry, 2002), que se
resumen en el gráfico siguiente:
Fig. 2. 3. 6: Descubrimientos pasados y futuros de petróleo. Fuente: Campbell, 2002.
Estas previsiones de futuros descubrimientos son preocupantes si se tiene en
cuenta la evolución de la demanda, pero además si se hace una comparativa de lo
que resta por descubrir en cada región, la situación es aún más alarmante, ya que
queda patente el reparto desigual de los recursos y la dependencia de Oriente
Medio, como se puede apreciar en el gráfico 2.3.7:
2 Petróleo: Presente y futuro
70
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Fig. 2. 3. 7: Petróleo producido, en reservas y por descubrir. Fuente: World: Oil and Gas
Industry, 2002.
Mientras que Norte América ha consumido ya la mayoría de sus reservas, los
países del Golfo tienen un papel decisivo para mantener el suministro futuro de
petróleo.
•
Optimistas
Los optimistas forman un grupo diverso. Entre ellos hay que incluir a un
conocido y prestigioso profesor del MIT, Morris Adelman, cuyos escritos, de los que
hay que citar su recopilación de artículos (1993) The Economics of Petroleum Supply
y su historia de los precios (1995) The Genie out of the bottle, han sido y son muy
influyentes. Otros destacados expertos son Michael Lynch (también profesor en el
MIT) o Peter Oddell, autor de diversos informes sobre reservas. Recientemente la
consultora presidida por Yerguin (CERA) se ha sumado a la postura optimista.
La argumentación se resume en:
-
Las reservas de petróleo son fruto del esfuerzo inversor y parte está
relacionado con la tasa de retorno de la inversión; y, como toda inversión,
depende de un numerador, que es el resultado esperado, y un denominador,
que es la inversión necesaria. A su vez, el resultado es función del precio
(ligado a su vez a la calidad del crudo) y de los costes de producción.
2 Petróleo: Presente y futuro
71
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
-
Es un error (Adelman, 95) centrarse en la cuestión de que un recurso es
agotable: los recursos minerales nunca se han agotado, se explotan en orden
creciente a su rentabilidad, cuando los costes de producción superan el precio
que el consumidor está dispuesto a pagar, se deja de explotar el recurso y es
irrelevante cuánto queda por encontrar. En general, un indicador de la
cercanía a ese punto lo da el coste de producción de las nuevas reservas. Si
este coste crece sistemáticamente, se estará cerca del punto de parada. No
parece que sea el caso del petróleo, ya que las nuevas técnicas de exploración
están permitiendo encontrar y explorar nuevos yacimientos a costes no
superiores a los conocidos. En cuanto a las reservas de un pozo, se señala
que, desde que empieza a producir, su ritmo decrece desde un flujo inicial:
dado que los costes operativos permanecen prácticamente constantes, el coste
por barril producido aumenta a medida que pasa el tiempo, ya que costes
constantes se reparten entre menos barriles; llegado un punto, el coste
unitario no compensa y se detiene la producción, quede o no quede petróleo
bajo tierra. Sólo las nuevas tecnologías que aumentan los flujos de
producción y subidas del precio de petróleo volverán a tener en cuenta
reservas desdeñadas.
-
Dada la volatilidad del precio, de las reservas a encontrar, etc., el negocio del
petróleo es un negocio con riesgo (que los agentes tratan de proteger); este
riesgo supone una prima a la rentabilidad esperada de otras inversores.
-
Los datos desde 1970 avalan que los crecimientos de reservas son continuos,
que el coste de adición de reservas se mantiene pequeño y que, por tanto, el
coste marginal de producción es bajo; es más, incluso el poder que la OPEP
ejerce para mantener alto el precio se acabará, debido a más reservas en
países fuera de la organización, y el crudo continuará abundante y barato. Se
ponen de ejemplo los campos del Mar Caspio, que podrían llegar a albergar
30 Gb. También se especula con la existencia de enormes reservas en los
mares árticos de Kara y de Barents.
-
Los informes del USGS (US Geological Service) muestran que entre los
ochenta y primeros de los noventa (del siglo XX), se hicieron casi un millar
de descubrimientos de petróleo y gas no registrados anteriormente. En 2000,
la última evaluación del USGS sitúa las reservas finalmente recuperables
2 Petróleo: Presente y futuro
72
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
(con probabilidad del 50%) de las reservas totales mundiales más allá de los
3.000Gb.
-
Incluso hay una teoría, debida a Thomas Gold, que discrepa del origen
aceptado habitualmente del petróleo. Él sostiene que su origen está en las
profundidades de la tierra (Gold, 1999), entre 100 y 300 Km., es decir, mucho
más profundo que la explicación convencional (3-5 Km.). Según Gold la
intensa presión y la alta temperatura a esas grandes profundidades libera
líquidos y gases que suben a la superficie por su menor densidad, hasta que
son atrapados por rocas que les impiden seguir su migración. Se ha objetado
que los restos biológicos en el petróleo contradicen la teoría, pero Gold
asegura que serían restos de microorganismos que contaminan el petróleo
cuando se acerca a la superficie a menos de 10 Km. Si la teoría fuera cierta, el
petróleo no estará en cuencas sedimentarias sólo, sino en cualquier sitio. Si se
encuentra en las cuencas sedimentarias, es porque allí se busca. Cita como
prueba las prospecciones en roca granítica en Suecia a finales de los ochenta,
con resultado positivo en dos pozos perforados, antes de que, después de
extraer 84 barriles de petróleo, comenzase a salir un extraño y maloliente
lodo que él atribuyo al impacto microbiano. Otra prueba sería el relleno de
algunos pozos de Oriente y el Golfo de México. En informes separados se
asegura la aparición de yacimientos en lugares en los que se había extraído
todo el petróleo. A mediados de los noventa, una imagen 4D del campo de
Eugene Island en Louisiana reveló una corriente de petróleo de origen
desconocido que entraba en el yacimiento. En cualquier caso, la teoría no
parece haber calado y pocas veces es citada como creíble.
-
El último informe de la AIE (2004) se decanta por una visión optimista si se
realizan las cuantiosas inversiones necesarias para poner en marcha nuevos
proyectos de producción de petróleo y gas.
Tanto la International Energy Agency (AIE) como la US Energy Information
Administration (EIA) y la Comisión Europea basan sus valoraciones de seguridad de
suministros en los datos del USGS. Por ello, resulta interesante conocer más
detalladamente las cantidades de reservas finalmente recuperables según el último
informe del USGS publicado en junio del año 2000.
2 Petróleo: Presente y futuro
73
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Mientras que los geólogos de la corriente pesimista estiman las reservas finalmente
recuperables basados en evidencias empíricas proporcionadas por datos históricos, el
USGS estima lo que queda por descubrir y el crecimiento de reservas en campos
existentes, con potencial de añadirse a las últimas reservas recuperables antes del
2025, en base a distribuciones de probabilidad especificadas por el usuario de un
programa de simulación con el método Monte Carlo.
Los resultados de las últimas reservas recuperables, basados en valoraciones de
probabilidad individual en 128 provincias geológicas de 96 países, se recogen en la
tabla 2.3.5:
Gb
F95
Gb
F50
Gb
F5
Gb
Media
Mundo (sin EE.UU.)
Sin descubrir (convencional)
334
607
1107
Crecimiento de reservas (conv.)
192
612
1031
Reservas actuales (1996)
Producción acumulada (1996)
TOTAL
1924
3536
EE.UU.
Sin descubrir (convencional)
66
104
Crecimiento de reservas (conv.)
27
132,8
Reservas actuales (1996)
Producción acumulada (1996)
TOTAL
TOTAL MUNDIAL
2248
3893
Tabla 2. 3. 5: Estimaciones de las últimas reservas recuperables de petróleo. Datos en Gb.
Fuente: USGS, 2000. Datos correspondientes al 1 de enero de 1996.
649
612
859
539
2659
83
76
32
171
362
3021
Entre 1995 y 2002 se han descubierto un total de 107 Gb y se han añadido
110 Gb por correcciones de reservas existentes. De acuerdo con las previsiones de
probabilidad media del USGS, estas cifras deberían haber sido 219 Gb y 170 Gb
respectivamente, por lo que quizás las reservas estimadas con el 5% de probabilidad
sean demasiado optimistas.
Probabilidad
95%
Media
5%
Descubrimientos
(petróleo+LNG)
1995-2025
Gb/año
495 Gb
939 Gb
1589 Gb
16,5
31,3
53
Crecimiento de reservas
Total
1995-2025
Gb/año
Gb/año
281 Gb
730 Gb
1178 Gb
9,4
24,3
39,3
25,9
55,6
92,3
Tabla 2. 3. 6: Estimaciones de la USGS y evoluciones. Fuente: W. Zittel, L-B-Systemtechnik, 2004.
2 Petróleo: Presente y futuro
74
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
En resumen la visión optimista pretende transmitir que con suficiente inversión no
hay problema, o al menos, no lo hay en los próximos 50 años. Cuando el coste de
producción alcance niveles más altos, dejará de usarse el petróleo.
Como puede verse, las diferencias son sustanciales, algo más de 3.000
Gb, frente a unos 2.000 Gb. El uso de una u otra cifra conduce a conclusiones muy
diferentes. Para los pesimistas el pico de máxima producción es inminente. Para el
USGS, ese máximo estaría alrededor de 2037 si la producción sube a un ritmo del
2% anual acumulativo y sus previsiones se cumplen. Es la posición más optimista, y
se puede resumir que el consenso de las diversas fuentes consultadas no lo es tanto.
El empeño en conocer las reservas finalmente recuperables esconde dos
preocupaciones relacionadas entre sí y sobre las que hay unanimidad.
La primera es que las grandes reservas están en Oriente Medio, los crudos de Arabia,
de Irak o de Irán son clave para el suministro futuro. Si se cumplen las previsiones de
demanda en el 2030 habrá de producirse a un ritmo de 121 Mb/d desde los 77 Mb/d
del 2002. La cuestión es de dónde va a salir esa diferencia que ahora no se está
produciendo, y según datos ya mencionados sería de los países de la OPEP,
principalmente de los que están en Oriente Medio.
En otro escenario, el llamado de precios altos de la EIA, los niveles de producción
son menores para la OPEP y como afirma Gately (2001), en principio será el
escenario preferido por la OPEP ya que consigue los mismos ingresos con menor
producción y sin tener que acometer inversiones.
La otra cuestión esta ligada a la anterior. Por un lado, la importancia de Oriente
Medio y por otro, lógicamente el precio. Si bien los campos de Oriente Medio
seguirán siendo de bajo coste, eso no impide la pregunta de quién financiará las
inversiones necesarias. Se hace difícil pensar en inversión pública saudita. Si debiera
ser privada, esto supondría la apertura de Arabia a las compañías privadas y éstas
necesitan que el retorno de la inversión compense el riesgo de desarrollo. No hay
duda de que esta cuestión estará presente en los próximos años.
Sea Arabia, en las zonas polares, en el mar de Barents, en la costa africana o
brasileña, en las profundidades del Golfo de México o en el Mar de China, lo que
está claro es que se van a necesitar ingentes cantidades de financiación para acometer
estos proyectos.
2 Petróleo: Presente y futuro
75
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
2.3.2.2 Petróleo no convencional
En el contexto energético actual está cobrando importancia lo que se
denomina petróleo no convencional, que incluye líquidos de gas natural, crudo
ultrapesado, arenas petrolíferas, pizarras bituminosas o hidratos de gas.
Las razones por las que la producción del petróleo no convencional no ha sido más
extensiva son:
-
Los costes de producción de petróleo no convencional son mucho más altos
que los de petróleo convencional.
-
Se requieren cantidades significativas de energía para recuperar y transportar
el petróleo no convencional.
-
El petróleo no convencional es de baja calidad y resulta más caro su refino
que el del convencional.
No obstante, el futuro del petróleo muestra que los precios ordinarios se quedarán
cerca de 40 dólares el barril hasta 2011 debido a la demanda creciente, obligando a la
inversión en proyectos que antes se consideraban marginales.
El primer integrante de este grupo es el conjunto de los LNG (líquidos de gas
natural), que el USGS estima con unas reservas finalmente recuperables de 312 Gb.
Esta producción ya está siendo empleada actualmente como parte de las extracciones
de gas natural y continuará en los campos de gas. Los informes de Campbell no
suelen incluir estas cantidades, que suponen una buena parte de la producción
mundial (informe CERA 22 Mb/d en 2020).
El segundo grupo lo integran el crudo ultrapesado (muy abundante en
Venezuela) y las arenas petrolíferas, con grandes reservas en Venezuela y Canadá.
Esta segunda categoría se estima que supone 3.300 Gb (petróleo en el lugar). Según
el coeficiente de recuperación, se puede pensar que aportará grandes reservas
finalmente recuperables, aunque actualmente se estima que la cantidad de petróleo
que podría ser recuperable económicamente es de 600 Gb, debido a las dificultades
de extracción que tienen.
2 Petróleo: Presente y futuro
76
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Las proyecciones de la EIA (IEO 2002 de marzo de 2002) estiman que en un
escenario de precios de crudo entre 23 y 25 $/b estas fuentes de petróleo son
rentables. En sus estimaciones, y en función del escenario de precio, sitúan entre 900
kb/d y 2,2 Mb/d las cantidades producidas en 2020. CERA incluso es más optimista
y, en sus previsiones, sitúa en 7,8 Mb/d la producción de estas fuentes en 2020.
Actualmente hay varios proyectos en producción: en Athabasca (Alberta, Canadá) se
vienen explotando arenas petrolíferas desde hace veinte años. El proyecto SINCOR
ha puesto en explotación crudo ultrapasado de 8,5º API de la faja del Orinoco en
Venezuela. Mediante un tratamiento, se produce un crudo de 32º API que puede ser
procesado en refinerías.
Las expresiones más críticas con estas posibilidades aducen en contra el impacto
medioambiental que ocasiona la minería a cielo abierto y las enormes cantidades de
residuos que dejaría la explotación masiva de estos recursos.
El proyecto petrolero de Athabasca, donde las arenas son hervidas para
producir crudo, puede costar dos veces más que la perforación en el Mar del Norte.
Se estima que mientras Arabia Saudita bombea un barril de petróleo por unos 2 US$,
en Canadá puede costar unos 12,5 CND$ (9,62 US$).
La producción a partir de las arenas de Canadá conduce a una serie de productos, de
los cuales sólo una parte puede ser refinada para obtener combustibles que sustituyan
combustibles basados en el petróleo. El petróleo crudo sintético (SCO) sería esa
fracción de productos de alta calidad.
La producción actual de Canadá asciende aproximadamente a 1 Mb/d de los cuales
600.000 b/d son de petróleo crudo sintético y 400.000 bitumen de grado inferior.
Las arenas de Canadá se han usado durante décadas, en el transcurso de las cuales se
han reducido considerablemente los costes de producción. Además se requieren
grandes cantidades de gas natural y de agua para el proceso, y debe hacer frente a
desafíos relacionados con el medioambiente tales como emisiones de SOx y NOx,
deposición de sales, coque y azufre.
La eficiencia de la producción de arenas no esta disponible públicamente, pero se
estima que es inferior al 70% para el producto total, sólo parte del cual es un sustituto
de calidad de combustibles para el transporte.
2 Petróleo: Presente y futuro
77
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
La previsión canadiense actual es producir un total de 5 Mb/d de productos a partir
de las arenas en el 2030. Esto incluye sobre 3 Mb/d de petróleo crudo sintético, y el
bitumen de baja calidad que queda sería usado para producir energía, o en
petroquímica.
Otras estimaciones creen que podrían producirse 3,5 Mb/d en el 2017, siendo 2 de
petróleo crudo sintético, y el resto bitumen de baja calidad, pero no todo el mundo
sostiene esta previsión tan optimista por el impacto medioambiental asociado a este
proceso.
El petróleo extra pesado de Venezuela y los depósitos bituminosos están
situados en la cuenca del Orinoco. En el 2003 la producción fue de 500.000 b/d de
petróleo crudo sintético, y se espera que llegue a los 600.000 b/d en 2005.
Merece la pena destacar que el rendimiento de las arenas procedentes de la
minería a cielo abierto conduce a 0,6 barriles por toneladas de material, que es
inferior que el que resulta de aplicar procesos Tropsch-Fischer al carbón, 2,6 barriles
por tonelada.
Un tercer grupo de fuente de petróleo son las tecnologías Gas-a-líquido
(GTL), que se basan en un proceso denominado Tropsch-Fischer, conocido desde
hace más de 50 años, que permite transformar el metano en cadenas más largas de
hidrocarburos. De esta manera, se pueden obtener líquidos sin impurezas y, por ello,
con grandes ventajas medioambientales. Se estima que puede ser una solución para
yacimientos de gas que no sean lo suficientemente grandes como para justificar las
altas inversiones en gasoductos o cadenas de LNG y aprovechar de esta forma la
extensa y tupida infraestructura ya disponible para los productos petrolíferos. IEO
2002 estima que esto sería rentable si los precios se sitúan en la banda 26-28 $/b y
consideran una producción de 2,3 Mb/d en el escenario que denomina de “precio
alto”.
Este método consiste en disociar las moléculas de metano, añadir vapor y convertir la
mezcla resultante en combustibles líquidos de alta calidad vía procesos FisherTropsch. El proceso GTL ha tenido desarrollos significativos en la década pasada.
2 Petróleo: Presente y futuro
78
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Sólo dos proyectos GTL existen ahora, en Malasia y Sudáfrica, representando 35.000
barriles de la producción diaria. Los pronósticos para Qatar son de casi 800.000
barriles por día en 2011, según el AIE. Está prevista la construcción de nuevas
plantas comerciales, destacando tres en Qatar que podrán producir 140.000 b/d,
160.000 b/d y 140.000 b/d respectivamente. Bajo condiciones business-as-usual, en
el 2015 podría producirse 1 Mb/d, de los cuales 600.000 b/d serían diesel y 400.000
gasolinas y otros productos.
Pero el proceso GTL es derrochador, con aproximadamente el 45 por ciento del gas
natural perdido en la conversión, según estimaciones de la AIE.
El proceso consume 10.000 pies cúbicos de gas para hacer un barril del combustible.
En esa proporción, la cantidad de gas usado para siete barriles del gasoil es igual a lo
que es quemado en una casa media americana en un año entero.
El cuarto grupo de petróleo no convencional estaría formado por las pizarras
bituminosas. Se estima que las reservas son enormes, pero las complicaciones para
usarlas también. Sólo una subida muy fuerte de los precios del petróleo las haría
rentables.
El quinto y último elemento son los hidratos de gas. Es metano atrapado en
hielo de los fondos submarinos. Las reservas parece que son enormes, y el problema,
hoy no resuelto, es cómo explotarlos, aunque se empiezan a realizar serios intentos
de analizar esta posibilidad y hay varios proyectos de investigación en marcha. La
existencia de enormes cantidades de hidratos de gas ha elevado las cifras de carbono
que la Tierra ha acumulado, ya que se estima que el carbono contenido en ellos
supera el resto de depósitos de carbono. Quizá sea conveniente en este punto
recordar que el metano es uno de los gases de efecto invernadero, aunque la atención
se suele dirigir al CO2. La liberación de metano de los hidratos de gas por un
calentamiento o por corrimiento de los fondos submarinos sería un contribuyente al
cambio climático.
2 Petróleo: Presente y futuro
79
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
2.3.3 LA FUTURA OFERTA DE PETRÓLEO
La producción de petróleo se enfrenta a un problema de inversiones durante
los próximos veinticinco años para atender las previsiones de la demanda. El ritmo
de creación de capacidad de producción y el crecimiento de la demanda influirán en
los precios. En la OPEP, la incógnita es el ritmo al que se irán desarrollando los
campos ya conocidos. En las zonas no OPEP, las novedades que se esperan en los
próximos años serán el fuerte incremento de producción procedente de la zona del
Caspio y de la cuenca Atlántica, tanto en Brasil como en la costa occidental africana.
En Brasil se ha de recurrir a plataformas y perforaciones en aguas profundas y se
doblará la producción actual, pasando de 1,7 Mb/d a unos 4 Mb/d. En la costa
africana, el país más prometedor es Angola, también en campos mar adentro. En
conjunto, se prevé que la cuenca Atlántica pase de menos de 4 Mb/d en 2002 a más
de 10 Mb/d en 2020.
A pesar de ese esfuerzo en zonas no OPEP, casi dos tercios del incremento de la
demanda de los próximos años habrá de ser abastecida por la OPEP. Por ello, estos
países tendrán en el 2030 una producción 37 Mb/d superior a la del 2002. Si la
actitud de la OPEP es laxa a la hora de incrementar su capacidad de producción, idea
sobre la que se especula frecuentemente, los precios sufrirán un fuerte incremento.
Se suele aceptar que algunos miembros de la OPEP pueden expandir su capacidad de
producción a un coste relativamente bajo para acomodarse a los crecimientos de la
demanda. Los países del Golfo Pérsico tienen unos costes de producción del orden de
2 $/b y se estima que han de invertir 5.000 $ para incrementar su capacidad de
producción en un barril diario. Esta cifra sube a más del doble (12.000 $) para los
productores OPEP fuera del Golfo. Los rendimientos de estas inversiones para estos
países, incluso en un escenario de bajo precio, siguen siendo altos, por ello, en unos y
otros casos, se espera que la rentabilidad de las nuevas inversiones las haga
suficientemente atractivas para los miembros de la OPEP.
Por no citar a Arabia, casos concretos como Irán, que han declarado sus deseos de
elevar su capacidad hasta los 5 Mb/d en el 2010 (3,8 Mb/d en el 2003), Venezuela,
que pretende aumentar su capacidad desde 2,25 Mb/d hasta 5 Mb/d en el 2009 o las
esperanzas de la capacidad de Nigeria en yacimientos offshore que podría permitirle
casi duplicar la producción del 2003 (2,15 Mb/d) en el 2006 avalan el optimismo de
2 Petróleo: Presente y futuro
80
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
los fuertes incrementos que se pueden alcanzar. El papel de Irak también es
destacado, por su interés en aumentar la capacidad hasta los 6 Mb/d, desde los 2,1
Mb/d del 2004, pero para ello deben levantarse las sanciones de la ONU y erradicar
las actividades terroristas.
Año
Caso de referencia
(Mb/d)
Precios altos
(Mb/d)
Precios Bajos
(Mb/d)
24,5
30,3
-
-
35,7
40,0
47,8
56,0
28,2
29,5
35,4
42,2
42,1
49,3
60,1
71,2
Historia
1990
2001
Proyecciones
2010
2015
2020
2025
Tabla 2. 3. 7: Proyecciones IEO2004 de producción de la OPEP. Fuente: IEO 2004.
En IEO 2004 se prevén las producciones del cuadro 2.3.7 para los países de la
OPEP. Estas proyecciones – y otras del mismo tipo y resultado como las de la AIE
que supone que la producción de la OPEP sería en el 2030 de 65 Mb/d en el caso de
referencia y 40,4 Mb/d en el escenario de precios altos- han sido puestas en
entredicho en el trabajo de Gately (2002). Argumenta Gately que es, al menos,
dudoso suponer que la OPEP, y especialmente los países del Golfo, que han
mantenido la misma capacidad durante los últimos años, puedan incrementar tan
rápido (doblarla en el caso de los países del Golfo). Ello exigiría, o bien detraer
fondos de los presupuestos públicos para efectuar las inversiones necesarias, o bien
dar entrada a la financiación exterior. Ambas posibilidades le parecen poco
plausibles. Gately cree en una expansión moderada del orden del 2% anual. El
peligro de esta estrategia es perder el control de los precios, porque su cuota sería
menor, los precios subirían provocando una recensión mundial y forzando la rápida
sustitución del petróleo en mercados y usos como sucedió en la crisis de 1979-1980,
que eliminó, prácticamente, el petróleo de la generación eléctrica, mercado que no ha
vuelto a recuperar.
En Michael et al. (2001), se razona que un posible camino de ampliación rápida de la
capacidad de la OPEP sería el interés de Irak en expandir su capacidad, lo que iría
acompañado por una acción similar de Irán y de Arabia.
2 Petróleo: Presente y futuro
81
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
La oferta de los países no pertenecientes a la OPEP ha supuesto un descenso en las
últimas décadas de la cuota de la organización en el mercado mundial, a medida que
se ha ido diversificando y creciendo. Tras el dominio de EE.UU. en la oferta antes de
los setenta, el crudo del Mar del Norte y el de México han jugado un papel
importante desde los años 80; se puede decir que en los 90 la nueva producción ha
procedido de Sudamérica, África Occidental y China. La evolución que se predice en
International Energy Outlook 2004, se resume en la siguiente tabla:
Año
Caso de referencia
(Mb/d)
Precios altos
(Mb/d)
Precios Bajos
(Mb/d)
42,4
46,7
-
-
55,4
60,2
62,1
64,6
58,4
64,1
67,6
70,5
54,0
58,1
59,4
61,3
Historia
1990
2001
Proyecciones
2010
2015
2020
2025
Tabla 2. 3. 8: Proyecciones IEO2004 de producción no OPEP. Fuente: IEO 2004.
En los próximos años se pueden citar las siguientes tendencias:
-
Disminución de costes en la exploración en aguas profundas del Golfo de
México.
-
Disminución de la producción en el Mar del norte, atemperada por mejores
técnicas de recuperación; búsqueda de sustitutos o ampliación de la base del
Brent como crudo marcador.
-
Desarrollo de la producción en el Caspio (3,1 Mb/d en 2010); aunque ha de
resolverse el conflicto de las vías de exportación (Turquía, Rusia, Irán, o
todas).
-
Con precios en la banda deseada por la OPEP (30 $/b), se espera un aumento
sustancial de la producción en aguas profundas en todo el mundo. Cifras aun
más altas harán que se desarrolle el petróleo todavía no explorado en estas
zonas: se calcula que sólo está en desarrollo el 20% de lo descubierto. Zonas
como Brasil, África Occidental, el Mar de China meridional, Colombia y el
Caspio seguirán creciendo en importancia. Hoy, la frontera de profundidad
máxima de agua de trabajo esta en torno a los 1.500 m, cifra que se espera
2 Petróleo: Presente y futuro
82
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
que suba en los próximos años. Salvo Nigeria, todas las zonas citadas no
están en la OPEP.
2.3.4 MODELADO DEL CONSUMO DE PETRÓLEO
Las distintas teorías sobre la cantidad de recursos finalmente recuperables, o
la evolución de la demanda y la oferta dificultan la realización de previsiones a largo
plazo fiables.
Por ello, este apartado del capítulo pretende recopilar toda la documentación revisada
para elaborar un modelo, que en función de la demanda, la cantidad de reservas
finalmente recuperables y la producción, estime el estado de reservas en el 2030 así
como el impacto que sobre la temperatura tendrían las emisiones de CO2 asociadas a
la demanda considerada. El objetivo final de dicho modelo es poder dar una
aproximación de lo que se conoce como cenit, o año en el que la producción decaería
de forma inexorable. Este estado se alcanza cuando la producción acumulada es
superior a la mitad de las últimas reservas finalmente recuperables (URR).
La importancia de conocer esta fecha radica en que el petróleo no se encuentra
formando bolsas en el subsuelo, sino impregnando los poros (generalmente
microscópicos) existentes entre las partículas minerales que integran las rocas. Al
principio la producción se incrementa rápidamente en el tiempo, pero una vez que se
ha extraído la mitad el petróleo recuperable (entre el 30-40% del originalmente
existente) los campos empiezan a disminuir su producción: el yacimiento pierde
presión, el crudo se hace más viscoso, pierde calidad y, al final, fluye con extrema
dificultad. Al alcanzar el cenit, los precios se dispararán y resultará rentable explotar
fuentes no convencionales de petróleo y buscar otras alternativas.
El modelo que se plantea para simular las consideraciones anteriormente
expuestas, se esquematiza en el siguiente diagrama de flujo:
2 Petróleo: Presente y futuro
83
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Demanda (condicionada por demografía y
economía). Cálculo para todo el horizonte
temporal
URR
Reservas (Año N)
Producción (Año N)
Cantidad reservas sin descubrir que no se
descubrirán en el horizonte considerado
Producción ≥
Demanda???
NO
Emisiones CO2 asociadas
a la demanda → ↑Tª
Petróleo no convencional,
hasta satisfacer la demanda
SI
Reservas (Año N+1) =
Reservas anteriores-Producción+Nuevos
descubrimientos
Cálculo producción acumulada (N)
Producción
acumuladaN
>½URR??
NO
Reducir la producción en
N+1.
SI
Mantener producción en N+1
Fig. 2. 3. 8: Diagrama de flujo para el modelado de reservas/producción de petróleo. Elaboración
propia.
Como describe la figura 2.3.8, el modelo parte de unas estimaciones de
demanda para el horizonte temporal estudiado (hasta el año 2030), una cifra de URR
(últimas reservas finalmente recuperables) y datos conocidos de reservas actuales y
producción. Así pues se puede determinar la cantidad de petróleo que queda por
descubrir, parte de la cual se asignará cada año de forma proporcional a las reservas
probadas, mientras que el resto se considera que quedará por descubrir tras el período
considerado. Puesto que desde los años ochenta hasta nuestros días los cálculos de
reservas apenas han aumentado 500 Gb, resulta que de media anual hay un aumento
2 Petróleo: Presente y futuro
84
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
de reservas de 20 Gb/año en 24 años. Por ello la cantidad que quedará por descubrir
será tal que el incremento de reservas anual esté cercano a esos 20Gb/año.
El siguiente paso es comprobar si la producción satisface la demanda. En caso
negativo se hace uso de las reservas no convencionales hasta conseguir este ajuste.
Tanto si se recurre a recursos no convencionales como si no, una vez que la
producción equilibra la demanda, se calculan las reservas del año siguiente (en
función de las que había, lo que se consume y lo que se descubriría) y se comprueba
si la producción acumulada del año anterior es superior a la mitad de los URR. Si se
da esta situación, se habría alcanzado el cenit, con lo que en primer lugar la
producción se mantendría estable durante unos cinco años, tras los cuales comenzaría
a descender a razón de un 2,5%/año. Para simplificar, el modelo reduce la
producción un 1%/año si se da la circunstancia descrita anteriormente,
compensándose la producción del período en el que se debería mantener constante
con la del período en el que debería disminuir más.
Si no se llega al cenit, la producción se mantiene.
Hay que destacar que la evolución de reservas y producción se ha desglosado
por regiones, para apreciar la dependencia creciente que experimentarán ciertas
zonas.
El modelo propuesto, también evalúa el impacto ambiental asociado al uso
del petróleo. Así pues, en función de la demanda se obtienen unas emisiones y según
datos del IPCC se convierten en concentraciones. Se considera que las emisiones
debidas a los otros combustibles fósiles permanecen constantes, y que como indican
numerosos estudios, entre ellos los del IPCC, la temperatura aumentaría tres grados
si la concentración de CO2 se duplicase.
Por todo ello, se puede concluir que el modelo está orientado a evaluar los tres
limitantes de la sostenibilidad (limitaciones de recursos, impacto ambiental y falta de
equidad) para el petróleo.
Los escenarios evaluados, en lo que a demanda, últimas reservas finalmente
recuperables y producción se refiere se detallan a continuación.
2 Petróleo: Presente y futuro
85
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
•
Demanda:
Tabla 2. 3. 9: Escenarios de demanda considerados. Elaboración propia.
•
Últimas reservas finalmente recuperables:
Mundo (sin EE.UU.)
Sin descubrir (convencional)
Crecimiento de reservas (conv.)
Reservas actuales (1996)
Producción acumulada (1996)
TOTAL
EE.UU.
Sin descubrir (convencional)
Crecimiento de reservas (conv.)
Reservas actuales (1996)
Producción acumulada (1996)
TOTAL
TOTAL MUNDIAL
Gb
F95
Gb
F50
Gb
F5
Gb
Media
334
192
607
612
1107
1031
649
612
859
539
2659
1924
3536
66
27
104
132,8
2248
3893
83
76
32
171
362
3021
Tabla 2. 3. 10: Escenarios de URR. Fuente: USGS, 2000.
•
Escenarios producción:
Mb/dia
BAJOS (20,99$/b)
Evolución 2030
Referencia
(30,31$/b)
15,14
-0,17%/año
↑0,03%/año
↑0,4%/año
2,85
3,93
17,3
↑3,65%/año
↑2,11%/año
↑1,13%/año
↑2,8%/año
↑2,3%/año
↑1,3%/año
↑1,4%/año
↑2,7%/año
↑1,66%/año
20,95
1,81
↑3,68%/año
↑1,85%/año
↑2,8%/año
↑2%/año
↑1,43%/año
↑2,35%/año
4,97
2,94
↑3,35%/año
↑4,23%/año
↑2,5%/año
↑3,7%/año
↑1,12%/año
↑3,57%/año
1,38
6,48
↑1,43%/año
↑0,18%/año
↑0,6%/año
↑0,33%/año
-0,78%/año
↑2,2%/año
2003(dato)
Producción
Precios petróleo
Precios petróleo
ALTOS(39,29$/b)
Petróleo convencional
América Norte
América Central y Sur
OPEP
no OPEP
Euroasia
Oriente Medio
OPEP
no OPEP
África
OPEP
no OPEP
Asia-Pacífico
OPEP
no OPEP
Tabla 2. 3. 11: Escenarios de producción. Fuente: EIA, 2005.
2 Petróleo: Presente y futuro
86
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
2.3.4.1 Resumen de resultados
Con el modelo descrito, y los escenarios definidos, se pueden realizar
diversas simulaciones. Los resultados de las más relevantes se exponen a
continuación:
•
Demanda y producción de referencia, URR según la media (3021 Gb).
Según la cifra de URR introducida, quedarían por descubrir 945,2 Gb. Para que
las reservas aumenten de forma coherente con los datos de los últimos años, el
incremento de reservas es de 20,19 Gb/año, quedando 400 Gb por descubrir
finalizado el período de estudio.
Con estas entradas, el modelo predice el cenit mundial en el año 2023, aunque la
producción convencional comienza a disminuir a partir del año 2027. Las siguientes
gráficas resumen estos y otros resultados:
Evolución de la demanda y la producción
50
45
40
Demanda
Gb
35
30
25
Producción
convencional
20
Producción no
convencional
15
10
5
20
03
20
06
20
09
20
12
20
15
20
18
20
21
20
24
20
27
20
30
0
Año
Fig. 2. 3. 9: Evolución de la demanda y de la producción. Elaboración propia.
2 Petróleo: Presente y futuro
87
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Evolución de las reservas
Gb
1400
1200
Asia-Pacífico
1000
África
800
Oriente Medio
600
Europa/Euroasia
América Sur y Central
400
Norte América
200
2027
2023
2019
2015
2011
2007
2003
0
Año
Fig. 2. 3. 10: Evolución de las reservas. Elaboración propia.
La figura 2.3.10 muestra el descenso de las reservas probadas, que en 2030
serían de 783 Gb frente a los 1.148 Gb de finales del 2003. El modelo indica que
Norte América agotaría sus reservas en el año 2027.
La evolución de la producción de petróleo convencional permite conocer el cenit en
cada región.
Evolución de la producción convencional
Asia-Pacífico-no OPEP
40
35
30
25
20
15
10
5
0
África-no OPEP
África-OPEP
Oriente Medio-no OPEP
Oriente Medio-OPEP
Europa/Euroasia
20
0
20 3
06
20
0
20 9
12
20
20 1 5
1
20 8
2
20 1
24
20
2
20 7
30
Gb
Asia-Pacífico-OPEP
Año
América Sur y Central-no
OPEP
América Sur y CentralOPEP
Norte América
Fig. 2. 3. 11: Evolución de la producción convencional. Elaboración propia.
La tabla 2.3.12 resume las fechas en las que cada región alcanzaría el cenit,
que están condicionadas por la evolución de la producción y los URR considerados:
2 Petróleo: Presente y futuro
88
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Zona
Norte América
América del Sur y Latina
Europa/Euroasia
Oriente Medio
África
Asia-Pacífico
Mundial
Año cenit
Antes del 2003
2025
2011
Después 2030
2020
2007
2023
Tabla 2. 3. 12: Llegada al cenit por regiones. Elaboración propia.
A excepción de Oriente Medio todas las regiones alcanzarían el cenit antes del 2030,
con lo que no podría aumentarse la producción para satisfacer la demanda creciente.
Por ello, la reducción de la producción de petróleo convencional se complementaría
con la de no convencional para cubrir la demanda.
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Asia-Pacífico
África
Oriente Medio
Europa/Euroasia
América Sur y Central
27
23
20
19
20
15
20
11
20
20
07
Norte América
20
20
03
Gb
Evolución de la producción no convencional
Año
Fig. 2. 3. 12: Evolución de la producción no convencional. Elaboración propia.
Según la AIE, en el 2030 la producción no convencional de Canadá y
Venezuela podría ascender a unos 6 Mb/día (2,19 Gb en el 2030), y la de tecnologías
GTL 2,4 Mb/día (0,88 Gb en el 2030). El modelo predice que para satisfacer la
demanda de 47,39 Gb del 2030, se necesitaría una producción de fuentes no
convencionales de unos 13,4 Gb en dicho año, cifra muy superior a la estimada en
WEO 2004 por la AIE (3,07 Gb). Es cierto que el modelo no incorpora la opción de
biocombustibles como fuente no convencional, que podría reducir diferencias, pero
aún así habría que potenciar más de lo previsto las fuentes no convencionales.
Por último, el impacto en la concentración de CO2 se ilustra en la figura 2.3.13. El
aumento supondría que la temperatura incrementaría 0,76 ºC.
2 Petróleo: Presente y futuro
89
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Evolución de la concentración de CO2
ppm
500
450
400
350
300
250
200
150
100
Aumento de la
temperatura =
0,76ºC
20
03
20
05
20
07
20
09
20
11
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
50
0
Año
Fig. 2. 3. 13: Evolución de la concentración de CO2. Elaboración propia.
NOTA: En los dos escenarios siguientes se mantienen los datos de demanda y
producción, con lo que no se comentará el impacto medioambiental, ya que depende
de dichos parámetros y no varían.
•
Demanda y producción de referencia, URR según F95 (2248 Gb).
En este caso las reservas finalmente recuperables ascienden a 2.248 Gb, con lo
que quedarían por descubrir 172,2 Gb, lo que supondría aumentar 6,38 Gb/año y que
no quedase nada por descubrir a partir del 2030. En este caso, que es el más
pesimista, el cenit mundial se alcanzaría en el año 2011, aunque sería a partir del
2018 cuando la producción convencional comenzase a disminuir, como puede
comprobarse en la siguiente figura:
Evolución de la demanda y la producción
50
45
40
Demanda
Gb
35
30
25
Producción
convencional
20
Producción no
convencional
15
10
5
20
03
20
06
20
09
20
12
20
15
20
18
20
21
20
24
20
27
20
30
0
Año
Fig. 2. 3. 14: Evolución de la demanda y de la producción. Elaboración propia.
2 Petróleo: Presente y futuro
90
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
Asia-Pacífico
África
Oriente Medio
Europa/Euroasia
América Sur y Central
28
23
20
18
20
13
20
20
08
Norte América
20
20
03
Gb
Evolución de las reservas
Año
Fig. 2. 3. 15: Evolución de las reservas. Elaboración propia.
La figura 2.3.15 muestra el descenso de las reservas probadas, que en 2030
serían 443 Gb. El modelo indica que Norte América agotaría sus reservas en el año
2018, Euroasia en el 2029 y Asia Pacífico en el 2025. En este caso, la situación final
a la que se llegaría sería más crítica.
La figura 2.3.16 ilustra la evolución de la producción de petróleo convencional:
Evolución de la producción convencional
Asia-Pacífico-no OPEP
35
30
25
20
15
10
5
0
África-no OPEP
África-OPEP
Oriente Medio-no OPEP
Oriente Medio-OPEP
Europa/Euroasia
20
20 0 3
0
20 6
0
20 9
1
20 2
1
20 5
1
20 8
2
20 1
2
20 4
20 2 7
30
Gb
Asia-Pacífico-OPEP
Año
América Sur y Central-no
OPEP
América Sur y CentralOPEP
Norte América
Fig. 2. 3. 16: Evolución de la producción convencional. Elaboración propia.
Las reservas consideradas en este caso llevarían a máximos de la producción
en los siguientes años:
2 Petróleo: Presente y futuro
91
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Zona
Norte América
América del Sur y Latina
Europa/Euroasia
Oriente Medio
África
Asia-Pacífico
Mundial
Año cenit
Antes del 2003
2008
Antes del 2003
2027
2009
Antes del 2003
2011
Tabla 2. 3. 13: Llegada al cenit por regiones. Elaboración propia.
Todas las regiones, incluso Oriente Medio, alcanzarían el cenit en el período
considerado. Hay que destacar que Norte América, Europa y Asia Pacífico lo habrían
superado incluso antes del 2003. Estos datos coinciden bastante con los propuestos
por las tendencias pesimistas.
Evolución de la producción no convencional
30
25
Asia-Pacífico
África
Gb
20
Oriente Medio
15
Europa/Euroasia
10
América Sur y Central
Norte América
5
2027
2023
2019
2015
2011
2007
2003
0
Año
Fig. 2. 3. 17: Evolución de la producción no convencional. Elaboración propia.
La cantidad de petróleo no convencional que se necesitaría en este escenario para
cubrir la demanda sería de unos 25 Gb en el 2030, con lo que habría que tomar
medidas importantes orientadas a reducir el consumo de petróleo, pues la situación
tiende a la insostenibilidad.
•
Demanda y producción de referencia, URR según F5 (3893 Gb).
La suposición de que las últimas reservas finalmente recuperables ascendiesen a
3.893 Gb es la menos probable. Al ajustar el descubrimiento de reservas a 20 Gb/año
durante todo el horizonte temporal considerado, restarían por descubrir en el 2030
2 Petróleo: Presente y futuro
92
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
unos 1.275 Gb, y considerando los 735 Gb de reservas probadas, sumarían un total
de 2.010 Gb de reservas posibles, con lo que no se alcanzaría el cenit.
No obstante, las gráficas muestran una bajada de la producción convencional en el
año 2024, como consecuencia de que varias regiones sí habrían llegado a ese punto.
Evolución de la demanda y la producción
50
45
40
Demanda
Gb
35
30
25
Producción
convencional
20
Producción no
convencional
15
10
5
20
03
20
06
20
09
20
12
20
15
20
18
20
21
20
24
20
27
20
30
0
Año
Fig. 2. 3. 18: Evolución de la demanda y de la producción. Elaboración propia.
Evolución de las reservas
Gb
1400
1200
Asia-Pacífico
1000
África
800
Oriente Medio
600
Europa/Euroasia
400
América Sur y Central
200
Norte América
20
03
20
06
20
09
20
12
20
15
20
18
20
21
20
24
20
2
20 7
30
0
Año
Fig. 2. 3. 19: Evolución de las reservas. Elaboración propia.
La figura 2.3.19 muestra el descenso de las reservas probadas. El modelo
indica que Norte América agotaría sus reservas en el año 2024 y Asia Pacífico en el
2029.
2 Petróleo: Presente y futuro
93
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
La evolución de la producción de petróleo convencional permite conocer el cenit en
cada región, que se retardará con respecto a los casos anteriores.
Evolución de la producción convencional
Asia-Pacífico-no OPEP
Asia-Pacífico-OPEP
45
40
África-no OPEP
35
África-OPEP
30
Gb
25
Oriente Medio-no OPEP
20
15
Oriente Medio-OPEP
10
5
Europa/Euroasia
20
03
20
06
20
09
20
12
20
15
20
18
20
21
20
24
20
27
20
30
0
Año
América Sur y Central-no
OPEP
América Sur y CentralOPEP
Norte América
Fig. 2. 3. 20: Evolución de la producción convencional. Elaboración propia.
De una forma más cuantitativa, la tabla 2.3.14 resume el año en el que la
producción sería máxima en cada región:
Zona
Norte América
América del Sur y Latina
Europa/Euroasia
Oriente Medio
África
Asia-Pacífico
Mundial
Año cenit
2009
Después 2030
2024
Después 2030
2029
2015
Después 2030
Tabla 2. 3. 14: Llegada al cenit por regiones. Elaboración propia.
Como era de suponer este es el caso más favorable, y dos regiones, Oriente Medio y
América Latina no llegarían al cenit, lo que compensaría el cenit en el resto de
regiones, de modo que a escala global no se alcanzaría.
2 Petróleo: Presente y futuro
94
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Evolución de la producción no convencional
9
Gb
8
7
Asia-Pacífico
6
África
5
Oriente Medio
4
Europa/Euroasia
3
América Sur y Central
2
Norte América
1
2030
2027
2024
2021
2018
2015
2012
2009
2006
2003
0
Año
Fig. 2. 3. 21: Evolución de la producción no convencional. Elaboración propia.
Este caso requeriría menor producción no convencional (8,4 Gb en el 2030), que
seguiría siendo superior a la prevista por la AIE.
•
Demanda y producción para precios altos (39,29$/barril), URR según la
media (3021 Gb).
Las consecuencias de que los precios del petróleo sean altos son una menor
demanda con respecto al caso de referencia y mayores incentivos para que la
producción aumente más en las zonas no OPEP. En vistas de la evolución de los
precios en el último año, y las expectativas existentes, podría considerarse que las
estimaciones de demanda y producción para el escenario de precios altos son las más
probables. La demanda en el 2030 ascendería así a 43,7 Gb.
En este escenario el cenit se alcanza en el año 2024, aunque la producción
convencional tiene su máximo en el 2027.
2 Petróleo: Presente y futuro
95
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Evolución de la demanda y la producción
50
45
40
Demanda
35
Gb
30
25
Producción
convencional
20
Producción no
convencional
15
10
5
20
03
20
06
20
09
20
12
20
15
20
18
20
21
20
24
20
27
20
30
0
Año
Fig. 2. 3. 22: Evolución de la demanda y de la producción. Elaboración propia.
Evolución de las reservas
Gb
1400
1200
Asia-Pacífico
1000
África
800
Oriente Medio
600
Europa/Euroasia
América Sur y Central
400
Norte América
200
2030
2027
2024
2021
2018
2015
2012
2009
2006
2003
0
Año
Fig. 2. 3. 23: Evolución de las reservas. Elaboración propia.
La figura 2.3.23 muestra el descenso de las reservas probadas, que en 2030
serían de 856 Gb, y habría que considerar que como en el caso análogo para los
escenarios de referencia, quedarían 400 Gb por descubrir. El modelo indica que
Norte América agotaría sus reservas en el año 2027.
La evolución de la producción de petróleo convencional se ilustra en la siguiente
figura:
2 Petróleo: Presente y futuro
96
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Asia-Pacífico-no OPEP
Evolución de la producción convencional
Asia-Pacífico-OPEP
35
África-no OPEP
Gb
30
25
África-OPEP
20
Oriente Medio-no OPEP
15
Oriente Medio-OPEP
10
5
Europa/Euroasia
20
0
20 3
0
20 6
0
20 9
1
20 2
15
20
1
20 8
2
20 1
24
20
2
20 7
30
0
Año
América Sur y Centralno OPEP
América Sur y CentralOPEP
Norte América
Fig. 2. 3. 24: Evolución de la producción convencional. Elaboración propia.
La tabla 2.3.15 resume las fechas en las que cada región alcanzaría el cenit,
que están condicionadas por la evolución de la producción y los URR considerados:
Zona
Norte América
América del Sur y Latina
Europa/Euroasia
Oriente Medio
África
Asia-Pacífico
Mundial
Año cenit
Antes del 2003
2029
2011
Después 2030
2021
2007
2024
Tabla 2. 3. 15: Llegada al cenit por regiones. Elaboración propia.
A excepción de Oriente Medio todas las regiones alcanzarían el cenit antes del 2030.
La producción de petróleo no convencional será en este caso superior, pues los países
de la OPEP reducirían sus cuotas de producción si los precios se mantienen elevados.
2 Petróleo: Presente y futuro
97
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Evolución de la producción no convencional
Asia-Pacífico
África
Oriente Medio
Europa/Euroasia
América Sur y Central
27
23
20
15
19
20
20
11
20
20
20
20
07
Norte América
03
Gb
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Año
Fig. 2. 3. 25: Evolución de la producción no convencional. Elaboración propia.
Como cabía esperar, la producción de petróleo no convencional es superior a
la del escenario análogo de referencia, ya que los países de la OPEP tienen menos
incentivos para aumentar su producción, ascendiendo a 15,51 Gb en el 2030. Esta
cifra es 5 veces superior a la que predice la AIE, por lo que si se estuviese en un
escenario de precios altos, los países de la OPEP no deberían reducir la producción.
Por último, el impacto en la concentración de CO2 se ilustra en la figura
2.3.26. El aumento supondría que la temperatura se incrementaría 0,62 ºC, cifra
menor que en los escenarios anteriores puesto que la demanda también es inferior.
Evolución de la concentración de CO2
ppm
500
450
400
350
300
250
200
150
100
Aumento de la
temperatura =
0,62ºC
20
03
20
05
20
07
20
09
20
11
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
50
0
Año
Fig. 2. 3. 26: Evolución de la concentración de CO2. Elaboración propia.
2 Petróleo: Presente y futuro
98
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
•
Demanda y producción para precios altos (39,29$/barril), URR según F95
(2248 Gb).
Al igual que en el escenario de referencia análogo, el cenit sería inminente y se
alcanzaría en el año 2011, coincidiendo con el descenso en la producción
convencional.
Evolución de la demanda y la producción
50
45
40
Demanda
35
Gb
30
25
Producción
convencional
20
Producción no
convencional
15
10
5
20
03
20
06
20
09
20
12
20
15
20
18
20
21
20
24
20
27
20
30
0
Año
Fig. 2. 3. 27: Evolución de la demanda y de la producción. Elaboración propia.
Evolución de las reservas
Gb
1400
1200
Asia-Pacífico
1000
África
Oriente Medio
800
Europa/Euroasia
600
América Sur y Central
400
Norte América
200
2030
2027
2024
2021
2018
2015
2012
2009
2006
2003
0
Año
Fig. 2. 3. 28: Evolución de las reservas. Elaboración propia.
Las reservas probadas disminuirían hasta llegar a 613 Gb en el 2030. Serían
tres las regiones en las que se agotarían las reservas: Norte América (2018), Euroasia
(2029) y Asia Pacífico (2025).
2 Petróleo: Presente y futuro
99
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
La evolución de la producción de petróleo convencional se ilustra en la siguiente
figura:
Asia-Pacífico-no OPEP
Evolución de la producción convencional
Asia-Pacífico-OPEP
35
África-no OPEP
30
África-OPEP
Gb
25
20
Oriente Medio-no OPEP
15
Oriente Medio-OPEP
10
5
Europa/Euroasia
20
20
03
06
20
0
20 9
12
20
15
20
18
20
21
20
24
20
27
20
30
0
Año
América Sur y Centralno OPEP
América Sur y CentralOPEP
Norte América
Fig. 2. 3. 29: Evolución de la producción convencional. Elaboración propia.
El modelo predice la llegada al cenit tal y como indica la tabla 2.3.16:
Zona
Norte América
América del Sur y Latina
Europa/Euroasia
Oriente Medio
África
Asia-Pacífico
Mundial
Año cenit
Antes del 2003
2009
Antes del 2003
Después 2030
2010
Antes del 2003
2011
Tabla 2. 3. 16: Llegada al cenit por regiones. Elaboración propia.
Los resultados obtenidos en este caso son muy similares a los obtenidos en el
escenario de referencia análogo. La diferencia es que Oriente Medio no alcanza el
cenit en el período considerado, debido que la producción es inferior como
consecuencia de los precios superiores.
2 Petróleo: Presente y futuro
100
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Evolución de la producción no convencional
30
Asia-Pacífico
Gb
25
África
20
Oriente Medio
15
Europa/Euroasia
América Sur y Central
10
Norte América
5
2030
2027
2024
2021
2018
2015
2012
2009
2006
2003
0
Año
Fig. 2. 3. 30: Evolución de la producción no convencional. Elaboración propia.
La producción de petróleo no convencional sería bajo estas premisas de 24,6 Gb
en 2030, superior a la de petróleo convencional (19,11 Gb). Por ello esta situación
parece totalmente inverosímil. Si ciertamente los pesimistas tuviesen razón en la
cantidad de URR, habría que empezar ya a buscar alternativas al petróleo en sus
distintas aplicaciones.
•
Demanda y producción para precios altos (39,29$/barril), URR según F5
(3893 Gb).
Esta situación lleva de nuevo a un máximo en la producción de petróleo no
convencional en el año 2024, a pesar de que no se alcanza el cenit.
Evolución de la demanda y la producción
50
45
40
Demanda
Gb
35
30
25
Producción
convencional
20
Producción no
convencional
15
10
5
20
03
20
06
20
09
20
12
20
15
20
18
20
21
20
24
20
27
20
30
0
Año
Fig. 2. 3. 31: Evolución de la demanda y de la producción. Elaboración propia.
2 Petróleo: Presente y futuro
101
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Evolución de las reservas
1400
1200
Asia-Pacífico
1000
África
Oriente Medio
Gb
800
Europa/Euroasia
600
América Sur y Central
400
Norte América
200
2030
2027
2024
2021
2018
2015
2012
2009
2006
2003
0
Año
Fig. 2. 3. 32: Evolución de las reservas. Elaboración propia.
La figura 2.3.32 muestra el descenso de las reservas probadas, que sumarían
en el año 2030 unos 815 Gb, y considerado que quedarían por descubrir 1.275 Gb,
las reservas probables serían de 2.090 Gb. El modelo indica que Norte América
agotaría sus reservas en el año 2024 y Asia Pacífico en el 2025.
La evolución de la producción de petróleo convencional seguiría la siguiente
tendencia:
Evolución de la producción convencional
Asia-Pacífico-no OPEP
Asia-Pacífico-OPEP
40
África-no OPEP
35
30
África-OPEP
Gb
25
Oriente Medio-no OPEP
20
15
Oriente Medio-OPEP
10
Europa/Euroasia
5
20
03
20
06
20
09
20
12
20
15
20
18
20
21
20
24
20
27
20
30
0
Año
América Sur y Centralno OPEP
América Sur y CentralOPEP
Norte América
Fig. 2. 3. 33: Evolución de la producción convencional. Elaboración propia.
Con estas consideraciones, las fechas correspondientes al cenit serían:
2 Petróleo: Presente y futuro
102
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Zona
Norte América
América del Sur y Latina
Europa/Euroasia
Oriente Medio
África
Asia-Pacífico
Mundial
Año cenit
2009
Después 2030
2023
Después 2030
Después 2030
2014
Después 2030
Tabla 2. 3. 17: Llegada al cenit por regiones. Elaboración propia.
Como era de suponer este es el caso más favorable, y tres regiones, Oriente Medio,
América Latina y África no llegarían al cenit, lo que compensaría el cenit en el resto
de regiones, de modo que a escala global no se alcanzaría.
Evolución de la producción no convencional
14
Asia-Pacífico
12
África
Gb
10
Oriente Medio
8
Europa/Euroasia
América Sur y Central
6
Norte América
4
2
2030
2027
2024
2021
2018
2015
2012
2009
2006
2003
0
Año
Fig. 2. 3. 34: Evolución de la producción no convencional. Elaboración propia.
La producción de petróleo no convencional que se requiere en este caso sería
de 11,75 Gb en el 2030, que es casi el triple de lo que predice la AIE. Por ello,
teniendo en cuenta que la situación de reservas es favorable, sería más recomendable
aumentar la producción de petróleo convencional.
Los resultados correspondientes a los escenarios de precios bajos del petróleo
(20,99 $/barril) no se muestran pues la gran parte de estudios concluyen que la era
del petróleo barato quedó atrás.
2 Petróleo: Presente y futuro
103
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
2.4 CONCLUSIONES
Los datos actuales y las previsiones realizadas por diversas instituciones así
como las resultantes del modelo desarrollado, ponen de manifiesto que las reservas
son limitadas y que el aumento de la demanda generará conflictos en la producción
en la medida que los países que más consumen actualmente agoten sus reservas.
Por el contrario prever la fecha en la que la producción de petróleo llegase a su
máximo conduce a discrepancias en función de la fuente consultada.
Las simulaciones realizadas han considerado esas diferencias en las estimaciones de
reservas y de la evolución de la demanda y de la producción. La hipótesis de que los
URR sean 3.893 Gb parece poco probable.
Teniendo en cuenta que entre la
producción acumulada y las reservas probadas actuales los URR serían como mínimo
de 2.075 Gb, tal vez considerar que los URR ascienden a 2.248 Gb sea demasiado
pesimista. Si por tanto, siendo un poco optimistas, nos quedamos con el caso en el
que las URR son 3.021 Gb, el cenit se alcanzaría entre el 2023 y el 2024 (en función
de que la demanda sea mayor o menor).
Por lo tanto, aunque no parece inmediato el máximo en la producción, hay que
empezar a considerar opciones para mitigar el impacto que dicho máximo produciría
en la economía y la sociedad a escala global. Entre otras, destacan las siguientes
posibilidades:
•
Tecnología:
El desarrollo de la tecnología puede permitir mejorar la eficiencia de equipos
existentes o reemplazar los que ya están en funcionamiento por otros. De esta
forma se persigue reducir el consumo.
Debido a que el sector transporte depende casi totalmente del petróleo,
actualmente se busca mejorar el funcionamiento de los vehículos, bien a través de
diseños más aerodinámicos, o mediante el empleo de otras alternativas, como
podría ser el caso de los vehículos híbridos, que añade a los sistemas de gasolina
o diesel tradicionales una batería.
•
Recuperación de petróleo mejorada (IOR):
Con ello se hace referencia a una serie de métodos para aumentar la producción
de petróleo y expandir el volumen recuperable de las reservas. Existen diversas
opciones, entre las que destacan la perforación horizontal, fractura hidráulica,
2 Petróleo: Presente y futuro
104
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
caracterización de reservas avanzada, y el aumento de la recuperación del
petróleo (EOR).
Por las posibilidades que ofrece, merece una aclaración adicional lo que se ha
denominado como EOR, que consiste en la inyección de CO2, nitrógeno o
hidrocarburos ligeros en los yacimientos, para facilitar que el petróleo fluya hasta
la superficie, lo que como se ha mencionado a lo largo del capítulo va siendo más
difícil a medida que el yacimiento se agota.
Debido a que estas operaciones resultan relativamente caras, no se han empleado
mucho en el pasado. Sin embargo, a medida que los precios del petróleo suben y
se cobra conciencia de la limitación de las reservas, ofrecen un potencial
significativo. Precisamente por su coste, no suelen aplicarse hasta que la
producción de petróleo alcanza el máximo, como se muestra en la figura 2.4.1.
Producción Normal
Producción
Aumento
de
producción
mediante EOR
TIEMPO (DÉCADAS)
Fig. 2. 4. 1: Influencia de aplicación de EOR a la producción. Fuente: Robert L. Hirsch, 2005.
•
Crudo ultrapesado y arenas petrolíferas, como ya se explicó en el apartado
2.3. Sin embargo, hay estudios que ponen en duda el potencial de estos
recursos, e incluso consideran que su producción podría alcanzar el máximo
antes del 2030.
2 Petróleo: Presente y futuro
105
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Fig. 2. 4. 2: Petróleo global. Todos los suministros 1930-2050. Fuente: Exxon, 2004.
•
Tecnologías GTL, como se describió en el capítulo 2.3.
•
Recursos naturales de los que pueden obtenerse sustitutos de los combustibles
líquidos. Entre dichos recursos destacan el carbón, las pizarras bituminosas y
la biomasa.
Si la materia prima de la que se parte es el carbón, se requiere un proceso de
gasificación, eliminar las impurezas del gas resultante y el empleo de la
síntesis Fisher-Tropsch para llegar al combustible final.
Las pizarras bituminosas necesitan para su transformación grandes volúmenes
de agua, y el petróleo así producido tiene que refinarse antes de su uso.
Por último, la biomasa puede convertirse en combustible líquido mediante
diversos procesos. Actualmente se puede producir a gran escala etanol a partir
de biomasa, que se usa como aditivo en gasolinas, pero sus costes aún no
resultan competitivos como para considerarlo un sustituto de las gasolinas.
•
Hidrógeno:
Tiene el potencial de convertirse en una alternativa a largo plazo de
combustibles líquidos. Se trata de un vector energético, por lo que necesita
una fuente energética para su producción, como pueden ser el gas natural,
carbón, energía nuclear o las renovables. El hidrógeno puede usarse en
motores de combustión interna, similares a los que están en uso actualmente,
o vía reacciones químicas en células de combustibles.
2 Petróleo: Presente y futuro
106
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Las opciones descritas anteriormente pueden mitigar el agotamiento de las
reservas de petróleo, pero es difícil, caro, y lleva tiempo cambiar el patrón de
consumo energético. Por ello, además de considerar necesarias una serie de
inversiones, es vital tener en cuenta que la aplicación de medidas determinadas
requiere un tiempo para que los efectos sean apreciables.
Un estudio reciente (Robert L. Hirsch, 2005) ilustra el tiempo que se necesitaría para
que algunas de las citadas iniciativas permitiesen una producción sustitutos a tener en
cuenta.
3
EOR
Impacto
(MM bpd)
2
Líquidos del
carbón
1
Crudo
ultrapesado
GTL
Eficiencia
vehículos
0
0
5
10
Años tras la implantación de las medidas
Fig. 2. 4. 3: Propuesta de cuñas que mitiguen el agotamiento del petróleo. Fuente: Robert L. Hirsch,
2005.
Por todo ello, este capítulo pretende transmitir que a pesar de que la
limitación de las reservas es evidente y de que la producción alcanzará un máximo en
torno al 2030, si la sociedad está preparada para ello y reacciona a tiempo, sus
repercusiones no serán tan alarmantes.
2 Petróleo: Presente y futuro
107
3 GAS NATURAL: REALIDAD Y PREVISIONES
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Aunque el gas natural se conocía en la antigüedad, su explotación a escala
industrial no comienza hasta bien entrado el siglo XX. En las primeras explotaciones
de petróleo, el gas natural que fluía conjuntamente con el petróleo y se quemaba por
inservible, debido a los problemas que presentaba su transporte a los lugares de
consumo. Este problema del transporte se solucionó en los años 30. Las dos técnicas
que lo hicieron posible fueron la construcción de gasoductos y la licuefacción.
A partir de los años 50, cuando el uso del gas natural empieza a proliferar en Europa,
se comenzó la construcción de gasoductos submarinos. La licuefacción se inició en
Chicago, en 1917.
La producción mundial de gas natural ha ido amentando sin cesar, hasta
alcanzar la cifra de 2592 Gm3 en 2003. La mayor parte de esta producción se
consume in situ en los países productores. Se ha exportado a países no productores
un 24 % de la producción de 2003, 455 Gm3 por gasoducto y 169 Gm3en forma de
GNL.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
109
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
3.1
NATURALEZA Y UTILIDAD DEL GAS NATURAL.
3.1.1 HISTORIA DEL GAS NATURAL
El descubrimiento del gas natural data de la antigüedad en Oriente Medio. En
Europa no se conoció el gas natural hasta que fue descubierto en Gran Bretaña en
1659, aunque no se empezó a comercializar hasta 1790. En 1820 se horadó el primer
pozo en Fredonia (EE.UU.) para la producción de gas natural.
Durante el siglo XIX el gas natural fue casi exclusivamente utilizado como
fuente de luz. Su consumo permaneció muy localizado por la falta de infraestructuras
de transporte que dificultaban el traslado de grandes cantidades de gas natural a
grandes distancias. En 1890, se produjo un importante cambio con la invención de
las juntas a prueba de fugas en los gasoductos. No obstante, las técnicas existentes no
permitieron transportar el gas natural a más de 160 kilómetros de distancia por lo que
el producto se quemaba o se dejaba en el mismo lugar. El transporte del gas natural a
grandes distancias se generalizó en el transcurso de los años veinte, gracias a las
mejoras tecnológicas aportadas a los gasoductos. Después de la segunda guerra
mundial, el uso del gas natural creció rápidamente como consecuencia del desarrollo
de las redes de gasoductos y de los sistemas de almacenamiento.
En los primeros tiempos de la exploración del petróleo, el gas natural era
frecuentemente considerado como un subproducto sin interés que impedía el trabajo
de los obreros forzados a parar de trabajar para dejar escapar el gas natural
descubierto en el momento de la perforación. Hoy en día, en particular a partir de las
crisis petroleras de los años 70, el gas natural se ha convertido en una importante
fuente de energía en el mundo.
Durante muchos años, la industria del gas natural estuvo fuertemente regulada
debido a que era considerada como un monopolio de Estado. En el transcurso de los
últimos 30 años, se ha producido un movimiento hacia una mayor liberalización de
los mercados del gas natural y una fuerte desregulación de los precios de este
producto. Esta tendencia tuvo como consecuencia la apertura del mercado a una
mayor competencia y la aparición de una industria de gas natural mucho más
dinámica e innovadora.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
110
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
3.1.2 ORIGEN DEL GAS NATURAL
El gas natural se encuentra básicamente en el mismo tipo de formaciones que
el petróleo. Las técnicas de exploración y explotación son por tanto parecidas.
El origen geológico del gas natural es similar al del petróleo, y es frecuente
encontrarlos simultáneamente en los mismos yacimientos. En estos casos se habla de
gas asociado. También existe el gas no asociado, en yacimientos exclusivos de gas.
3.1.2.1
Constitución y caracterización del gas natural
El gas natural está constituido por hidrocarburos gaseosos, fundamentalmente
metano (85-93%) acompañado de etano, propano y butano. Otros gases que pueden
estar presentes en proporciones apreciables son el nitrógeno (hasta el 2%), dióxido de
carbono (hasta el 2%). No obstante la composición varía según la zona geográfica, la
formación o la reserva de la que es extraído.
El componente fundamental del gas natural, el metano, es un gas
altamente
inflamable, se quema fácilmente y casi totalmente y emite pocos residuos en su
combustión.
El gas natural no es ni corrosivo ni tóxico. En función de su contenido en
componentes pesados, el gas es considerado como rico (cinco o seis galones o más
de hidrocarburos extraíbles por pie cúbico) o pobre (menos de un galón de
hidrocarburo extraíble por pie cúbico).
A una presión atmosférica normal, si el gas natural se enfría a una
temperatura de −161ºC aproximadamente, se condensa bajo la forma de un líquido
llamado gas natural licuado (GNL). Un volumen de este líquido ocupa casi 600 veces
menos espacio que el gas natural. Cuando se evapora se quema solamente en
concentraciones del 10% al 15% mezclado con el aire. Ni el GNL ni su vapor pueden
explotar al aire libre. Puesto que el gas natural licuado ocupa menos espacio,
contribuye a facilitar el transporte y almacenaje.
El gas natural es considerado como un combustible limpio, debido a su bajo
porcentaje de emisiones de partículas. Bajo su forma comercializada, casi no
3 Gas natural: Realidad y previsiones
111
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
contiene azufre y virtualmente no genera dióxido de azufre (SO2). Sus emisiones de
óxidos de nitrógeno son menores a las generadas por el petróleo y el carbón. Las
emisiones de dióxido de carbono (CO2) son inferiores a las de otros combustibles
fósiles (según Eurogas se emite entre el 40-50% menos que el carbón y 25-30%
menos que el petróleo). Estas ventajas medioambientales pueden apreciarse en la
tabla 3.1.1, donde se comparan las emisiones de distintos tipos de centrales
eléctricas.
Potencia tipo: 1.000 MW
Factor de operación 75% (6.600 horas/año)
Central
de carbón
Consumo diario medio
6.300 t.
Consumo diario máximo (plena carga)
8.400 t.
Consumo anual
2,52 Mt.
Oxígeno consumido cada año
6,5 Mt.
CO2 enviado a la atmósfera cada año
7,8 Mt.
Combustible transportado cada año
66 mineraleros
de 35.000 t. y/o
23.000 vagones
de 100 t.
Superficie de suelo ocupada (en Ha para 4x1.000 MW)
300
SO2 enviado a la atmósfera cada año
NO2 enviado a la atmósfera cada año
39.800 t.
9.450 t.
Cenizas enviadas a la atmósfera cada año: Con filtros
6.000 t.
Cenizas enviadas a la atmósfera cada año: Sin filtros
383.000 t.
Residuos sólidos generados cada año
69.000 t. de
cenizas de horno.
377.000 t.
cenizas volantes
Actividad generada junto a la central (curios/año)
0,02 a 6
(*) Se considera almacenamiento de gases antes de su envío a la atmósfera.
Central de fuel
4.400 t.
5.800 t.
1,52 Mt.
4,8 Mt.
4,7 Mt.
Oleoducto y/o
3 petroleros
gigantes
de 500.000 t.
250
Producción: 6.600 millones kWh/año
Central de
Central nuclear
gas
(PWR)
3
4,4 Mm
75 kg.
3
5,8 Mm
100 kg.
3
1.700 Mm
27,2 t.
4,6 Mt.
—
3,2 Mt.
—
Gaseoducto y/o
3 ó 4 camiones
20 metaneros
3
de 125.000 m
200
200
91.000 t.
2.540 t.
—
6.400 t.
1.650 t.
4.700 t.
Cenizas de horno:
3
menos de 8 m
21.000 t.
—
340 t.
—
—
0,01
—
—
—
—
Alta actividad:
3
3,75 m vitrificado.
Media y baja
3
actividad: 500 m
10.000 a 12.000 (*)
Tabla 3. 1. 1: Consumos, residuos y ocupación de distintos tipos de centrales eléctricas. Fuente: Foro
Nuclear, 2004.
3.1.2.2
Cadena del mercado de gas natural
La cadena del mercado del gas natural se ilustra en la siguiente figura:
3 Gas natural: Realidad y previsiones
112
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Fig. 3. 1. 1: Cadena del mercado del gas natural. Fuente CNE, 2004.
A pesar de que en el esquema aparecen muchas etapas, a continuación se
definen brevemente sólo las principales:
Producción, consiste en la obtención de gas natural, y comprende
la
exploración, investigación y explotación de los yacimientos.
Transporte, o conducción del gas desde los yacimientos hasta las zonas de
consumo. Su estado gaseoso en condiciones normales afecta directamente a la unidad
de volumen transportada, y por tanto al coste. Los tipos de transporte son:
- por gaseoducto: se transporta por tuberías, en estado gaseoso a alta presión.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
113
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
- por barco: se transporta en tanques mediante buques metaneros, en estado
líquido a baja presión.
Distribución, consiste en el reparto del gas natural a los puntos de consumo
mediante tuberías subterráneas. Se realiza en estado gaseoso a media y baja presión
(menor o igual a 16 bares) mediante diferencia de presiones.
Comercialización, consiste en la adquisición de gas natural (a los
productores o a otros comercializadores) y venta a sus clientes cualificados o a otros
comercializadores en condiciones libremente pactadas. Se usan las instalaciones de
transportistas y distribuidores para el transporte y suministro de gas a los clientes, a
cambio de un peaje.
Consumo de gas, actividad sujeta al grado de regulación existente en el país.
En un mercado libre, todos los consumidores de gas pueden elegir entre adquirir el
gas a su distribuidor, a la tarifa establecida reglamentariamente, o adquirir el gas a
cualquier comercializador, en condiciones libremente pactadas.
3.1.3 APLICACIONES DEL GAS NATURAL
Son muchas las razones que explican la creciente utilización del gas natural.
Entre otras:
1. Alto poder calorífico
2. No es tóxico
3. Combustión limpia, sin residuos y con la mínima proporción de
carburante
4. Puede reemplazar a todas las restantes energías primarias en casi todas sus
utilizaciones.
5. Bajo coste. Aunque el GNL, que es menos económico por el mayor coste
del transporte, puede competir con el gas de síntesis.
Así pues, el gas natural es una fuente de energía versátil que puede ser
utilizada en ámbitos muy variados. La producción de calefacción y la generación de
3 Gas natural: Realidad y previsiones
114
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
electricidad son sus principales usos tradicionales. En el futuro, la problemática de la
protección del medio ambiente podría conducir a una mayor utilización del gas
natural en el sector transporte.
Los usos a los que se destina actualmente se resumen en la tabla 3.1.2:
Sector
Industrial
Comercio y Servicios
Energía
Residencial
Transporte de
pasajeros
Aplicaciones/Procesos
Generación de vapor
Industria de alimentos
Secado
Cocción de productos cerámicos
Fundición de metales
Tratamientos térmicos
Temple y recocido de metales
Generación eléctrica
Producción de petroquímicos
Sistema de calefacción
Hornos de fusión
Calefacción central
Aire acondicionado
Cocción/preparación de alimentos
Agua caliente
Cogeneración eléctrica
Centrales térmicas
Cocina
Calefacción
Agua caliente
Aire acondicionado
Taxis
Transporte público y privado
Tabla 3. 1. 2: Usos del Gas Natural. Fuente: Innergy, 2004
Adicionalmente, el gas natural es utilizado como materia prima en diversos
procesos químicos e industriales. De manera relativamente fácil y económica puede
transformarse en hidrógeno, etileno, o metanol; los materiales básicos para diversos
tipos de plásticos y fertilizantes.
A pesar de la variedad de aplicaciones que presenta, son aquellas relacionadas con la
industria, la generación de electricidad y el sector residencial las más importantes,
por ejemplo, en EE.UU. suman casi el 80% del gas natural consumido.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
115
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Industrial
Generación
electricidad
Otras
Residencial
Comercial
Fig. 3. 1. 2: Usos del gas natural por sectores en EE.UU. Fuente EIA, 2002.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
116
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
3.2
GEOGRAFÍA DEL GAS NATURAL
3.2.1 RESERVAS PROBADAS
Las reservas mundiales de gas natural, aunque limitadas, son muy
importantes y las estimaciones de su dimensión continúan progresando a medida que
las nuevas técnicas de explotación, de exploración y de extracción son descubiertas.
Se estima que aún queda por descubrir una cantidad significativa de gas natural.
El gas natural satisface más del 20% de la energía primaria, y en el 2002 fue
la tercera fuente energética, con un consumo muy similar al del carbón, que fue la
segunda. El ritmo al que se ha incrementado su uso en los últimos años hace pensar
que pronto superará al carbón, acercándose a la cuota de petróleo.
A finales de 2003 las reservas probadas de gas natural ascendían a 175,8 Tm3, cifra
67 veces superior a la producción anual (BP, 2004). Desde 1980 las reservas se han
duplicado, gracias a los mayores esfuerzos dedicados a la exploración.
El gas natural se encuentra mejor distribuido que el petróleo (figura 3.2.1). De
todas formas, la mayor parte de las reservas se reparten entre Rusia, las antiguas
repúblicas soviéticas del Cáucaso y el Asia Oriental, y Oriente Próximo.
Entre la Federación Rusa, Irán y Qatar acumulan más del 56% del total de las
reservas mundiales.
La mayor diversidad en la localización de las reservas y la mayor cantidad de las
mismas hacen que la preocupación por posibles problemas de suministro a corto y
medio plazo sea menor que en el caso del petróleo. Esto podría ser la causa de que no
exista un organismo como la OPEP en el caso del petróleo para la coordinación entre
los principales exportadores. No obstante, en 2001 se formó en Teherán el FPEG
(Foro de Países Exportadores de Gas), pero aún no han surgido acuerdos
importantes.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
117
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
1. Federación Rusa
2. Irán
3. Qatar
4. Arabia Saudí
5. Emiratos Árabes Unidos
6. EE. UU.
7. Nigeria
8. Argelia
9. Venezuela
10. Irak
11. Turkmenistán
12. Indonesia
13. Australia
14. Noruega
15. Malasia
16. Kazajstán
17. Uzbekistán
18. China
19. Egipto
20. Países Bajos
Los 20 con más reservas
Resto del mundo
TOTAL MUNDIAL
Tcf
Tm3
(1012 cf)
(1012 m3)
del total
R/P
1659,1
47,00
26,7%
81,2
942,2
26,69
15,2%
Sobre 100
909,6
25,77
14,7%
Sobre 100
235,7
6,68
3,8%
Sobre 100
213,9
6,06
3,4%
Sobre 100
%
Ratio
184,8
5,23
3,0%
9,5
176,4
5,00
2,8%
Sobre 100
159,7
4,52
2,6%
54,6
146,5
4,15
2,4%
Sobre 100
109,7
3,11
1,8%
Sobre 100
102,4
2,90
1,6%
52,6
90,3
2,56
1,5%
35,2
90,0
2,55
1,4%
76,9
86,9
2,46
1,4%
33,5
84,9
2,41
1,4%
45,0
67,1
1,90
1,1%
Sobre 100
65,3
1,85
1,1%
34,5
64,4
1,82
1,0%
53,4
62,0
1,76
1,0%
70,4
58,8
1,67
0,9%
28,6
5509,5
156,1
88,8%
695,4
19,7
11,2%
6204,9
175,78
100,0%
67,1
Tabla 3. 2. 1: Gas natural. Reservas probadas: los primeros 20 países (fin 2003). Fuente: BP, 2004.
Ratio R/P = Reservas probadas/producción
Por regiones, el 40% de las reservas está en Oriente Medio, que es inferior al
porcentaje de reservas de petróleo (63%). En Europa y la Federación Rusa se hallan
cerca del 35% de las reservas, destacando que prácticamente el 30% corresponde a la
antigua Unión Soviética. Entre las dos zonas suman el 76% de las reservas. Las
reservas de África y la región Asia-Pacífico son similares, y ascienden a más del 7%
en cada región.
El cuadro 3.2.2 ofrece una visión conjunta del petróleo y gas natural, ya que cada vez
más se consideran productos alternativos:
Petróleo
Miles
Oriente Medio
Europa y Euro Asia
América del Sur y Central
África
Norte América
Asia Pacífico
TOTAL MUNDIAL
Gas Natural
Miles
Tcf
Tm3
(1012 cf)
(1012 m3)
millones
millones
barriles (Gb)
toneladas(Gt)
726,6
99,0
2531,8
71,7
105,9
14,5
2199,0
102,2
14,6
253,7
101,8
13,5
63,6
8,8
47,7
6,4
1147,7
156,8
Gb
%
Ratio
del total
R/P
451,4
40,8%
Sobre 100
62,3
392,0
35,4%
60,8
7,2
45,2
4,1%
60,6
486,5
13,8
86,7
7,8%
97,5
258,2
7,3
46,0
4,2%
9,5
475,6
13,5
84,8
7,7%
43,4
6204,9
175,8
1106,2
100,0%
67,1
Tabla 3. 2. 2: Reservas de gas natural por áreas geográficas al final de 2003. Fuente: BP, 2004
3 Gas natural: Realidad y previsiones
118
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Oriente Medio
Europa y Euro
71,72
Asia
62,30
América Central
América del
y del Sur
Norte
7,17
7,31
Asia-Pacífico
África
13,47
13,78
Fig. 3. 2. 1: Reservas probadas de gas natural al final de 2003 (cantidades en Tm3). Fuente: BP, 2004.
3.2.2 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL
Durante el año 2003, y continuando con la tendencia, la producción de gas
natural creció un 3,4% con respecto al 2002. En 25 años casi se ha duplicado la
cantidad producida, pasando de 1.216 Mtep en 1978 a los 2.356 Mtep en 2003, año
en el que el consumo de petróleo fue 3.697 Mtep.
El gráfico 3.2.2 muestra el crecimiento de la producción desde 1970. Por regiones,
Norte América y Europa y Euro Asia son las mayores productoras. Destaca también
el rápido crecimiento de la región Asia Pacífico.
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
Asia Pacífico
África
Oriente Medio
Europa y Euro Asia
América del Sur y Central
Norte América
19
70
19
73
19
76
19
79
19
82
19
85
19
88
19
91
19
94
19
97
20
00
20
03
Gm 3
Producción regional de gas natural (1970-2003)
Año
Fig. 3. 2. 2: Producción regional de gas natural (1970-2003). Fuente BP, 2004.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
119
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
La producción en el 2003 se repartió en su mayoría entre los países que se muestran
a continuación:
Variación 2003
Países
1. Federación Rusa
2. EE. UU.
3. Canadá
4. Reino Unido
5. Argelia
6. Irán
7.Noruega
8. Indonesia
9. Arabia Saudí
10. Países Bajos
11. Turkmenistán
12. Uzbekistán
13. Malasia
14. Emiratos Árabes Unidos
15. Argentina
16. México
17. China
18. Australia
19. Qatar
20.India
Resto del mundo
TOTAL MUNDO
Total 10 primeros
Total OCDE
Total Oriente Medio
Cuota en
1970
1980
1990
2000
2003
sobre 2002
2003
n/d
n/d
597,9
545,0
578,6
4,2%
22,1%
606,8
557,5
513,2
550,6
549,5
0,7%
21,0%
56,7
74,8
108,9
183,2
180,5
-3,9%
6,9%
10,5
34,8
45,5
108,4
102,7
-0,9%
3,9%
3,2%
2,5
14,2
49,3
84,4
82,8
3,1%
12,9
7,1
23,2
60,2
79,0
5,3%
3,0%
-
25,1
25,5
49,7
73,4
12,0%
2,8%
1,3
18,5
45,4
68,5
72,6
3,2%
2,8%
1,6
9,7
33,5
49,8
61,0
7,6%
2,3%
26,6
76,6
60,6
57,3
58,3
-3,8%
2,2%
n/d
n/d
81,9
43,8
55,1
10,4%
2,1%
n/d
n/d
38,1
52,6
53,6
-0,3%
2,0%
-
-
17,8
45,3
53,4
10,1%
2,0%
0,8
7,5
20,1
38,4
44,4
2,3%
1,7%
6,0
8,4
17,8
37,4
41,0
13,7%
1,6%
12,6
28,6
26,7
35,8
36,4
3,0%
1,4%
2,6
13,3
14,2
27,2
34,1
6,8%
1,3%
1,7
11,1
20,7
31,2
33,2
1,7%
1,3%
1,0
4,7
6,3
23,7
30,8
4,4%
1,2%
0,6
1,4
12,0
26,9
30,1
4,8%
1,1%
100,0%
277
563
241
314
368
1020,9
1456,6
1999,9
2433,0
2618,5
3,4%
14,1%
719
818
1503
1757
1838
27,6%
759,4
863,7
859,7
1077,4
1093,0
0,2%
41,7%
19,9
37,7
101,2
206,8
257,7
5,3%
9,8%
Tabla 3. 2. 3: Principales productores de gas natural. Cifras en miles de millones de metros cúbicos,
Gm3. Fuente BP, 2004.
La Federación Rusa fue el mayor productor en 2003 con 578 Gm3, un 22% del
total mundial. Este país es también el que más reservas posee, el 26,7%, con lo que el
ratio reservas/producción asciende a 81 años.
Muy de cerca le sigue EE.UU. con 549 Gm3, lo que supone el 21% de la producción
mundial. En el ranking de reservas ocupaba un modesto sexto puesto, con el 3% del
total, con lo que dichas reservas durarían 9,5 años. Se estima que en este país se han
producido ya más del 40% del total de sus reservas.
En tercer lugar se halla Canadá con una producción de 180 Gm3, casi el 7% del total.
Les siguen Reino Unido (3,9%), Argelia (3,2%), Irán (3%), Noruega (2,8%) e
Indonesia (2,8%).
El difícil transporte, que tradicionalmente requería la instalación de
gasoductos hasta los centros de consumo es la causa de que la producción continúe
3 Gas natural: Realidad y previsiones
120
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
siendo elevada en zonas donde las reservas son menores y la extracción más cara,
como Siberia (con condiciones climáticas particularmente severas), América del
Norte (con elevados costes de producción por el pequeño tamaño de la mayor parte
de los yacimientos), o el Mar del Norte. Los costes decrecientes del transporte de gas
licuado en metaneros están contribuyendo al desarrollo de campos no explotados,
como en Oriente Medio.
Se espera un crecimiento de la producción mundial de gas natural como
consecuencia de la planificación de proyectos de exploración y de expansión en
respuesta a las previsiones de crecimiento de la demanda.
Globalmente, el papel de los países que dominan la producción de petróleo es
mucho menor en el gas natural. Los miembros de la OPEP tienen un 16,6% del total
de la producción de gas natural, más bajo que el 39,7% que supone su cuota en
petróleo, del que tienen reservas para 79,5 años. Mientras que sus reservas probadas
de petróleo son un 77% del total mundial, sólo cuentan con el 50% de las de gas.
3.2.3 CONSUMO DE GAS NATURAL
El consumo de gas ascendió a finales del 2003 a 2.591 Gm3 que equivale a
2.332 Mtep, cifra un 2% superior a la registrada en 2002. A modo de comparación
hay que recordar que el de petróleo fue 3.637 Mtep.
El gas natural supone más del 20% del consumo de energía primaria,
experimentando un aumento sostenido a lo largo de los años. Desde 1965 hasta
finales de 2003 su consumo se ha triplicado, y se espera que siga creciendo.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
121
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
19
6
19 5
6
19 7
6
19 9
7
19 1
7
19 3
7
19 5
7
19 7
7
19 9
8
19 1
8
19 3
85
19
8
19 7
8
19 9
9
19 1
9
19 3
9
19 5
97
19
9
20 9
0
20 1
03
Gm 3
Consumo Mundial
Año
Fig. 3. 2. 3: Consumo mundial de gas natural 1965-2003. Fuente BP, 2004.
El consumo por países muestra que EE.UU. con 630 Gm3, el 24,3% del total
a nivel mundial, es el mayor consumidor. EE.UU. produjo 549,5 Gm3, con lo que
tiene que importar 80,5 Gm3, es decir el 13% de lo que consume. Esta cantidad
proviene en su mayoría de Canadá, México o Centro América. No obstante, la
situación es más favorable que en el caso del petróleo, donde necesitaba importar
cerca del 63%.
El siguiente consumidor es la Federación Rusa con 405,6 Gm3, casi el 16% del total.
Teniendo en cuenta que produjo 578,6 Gm3, se trata de uno de los mayores
exportadores.
El tercer consumidor mundial de gas es Reino Unido con 95,3 Gm3, seguido de
Canadá (87,4 Gm3), Alemania (85,5 Gm3), Irán (80,4 Gm3) y Japón (76,5 Gm3).
En los últimos años se ha observado un incremento del consumo de gas en los
países desarrollados, así como el autoabastecimiento en países productores como la
Federación Rusa.
Los 20 países con mayor consumo se encuentran en la tabla 3.2.4:
3 Gas natural: Realidad y previsiones
122
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Consumo
Consumo
%
Población
Gm3 (bcm)
Mtep
del total
(M. hab)
629,8
566,8
24,3%
293,6
405,8
365,2
15,7%
144,1
95,3
85,7
3,7%
59,7
87,4
78,7
3,4%
31,9
85,5
77,0
3,3%
82,6
80,4
72,4
3,1%
67,9
76,5
68,9
3,0%
127,6
71,7
64,5
2,8%
57,8
67,5
60,8
2,6%
47,4
61,0
54,9
2,4%
25,1
47,2
42,5
1,8%
26,4
45,4
40,8
1,8%
106,2
43,8
39,4
1,7%
60,0
37,5
33,7
1,4%
4,2
35,6
32,0
1,4%
218,7
34,6
31,1
1,3%
37,9
32,8
29,5
1,3%
1300,1
30,1
27,1
1,2%
1086,6
29,4
26,4
1,1%
26,2
28,4
25,6
1,1%
25,6
2025,7
1823,0
78,2%
3829,6
mundial
1. EE. UU.
2. Federación Rusa
3. Reino Unido
4. Canadá
5. Alemania
6. Irán
7. Japón
8. Italia
9. Ucrania
10. Arabia Saudí
11. Uzbekistán
12. México
13. Francia
14. Emiratos Árabes Unidos
15. Indonesia
16. Argentina
17. China
18. India
19. Venezuela
20. Malasia
Los 20 que más consumen
Resto del mundo
TOTAL MUNDIAL
565,3
508,9
21,8%
2556,4
2591,0
2331,9
100,0%
6386
Tabla 3. 2. 4: Consumo de gas natural por países. Fuente BP, 2004 y Population Reference Bureau
2004.
Por regiones, entre Europa y Euro Asia consumen más del 70%. Les sigue
Asia Pacífico, que pese a que consume sólo el 13% del total está experimentando un
notable crecimiento. Oriente Medio consume cerca del 9%, a pesar de ser la región
con más reservas. Los últimos puestos los ocupan América del Sur y Central y
África, pero son las regiones en las que más aumentó el consumo con respecto al
2002, con una subida aproximada del 9% en ambas zonas.
Región
Norte América
América del Sur y Central
Europa y Euro Asia
Oriente Medio
África
Asia Pacífico
TOTAL MUNDIAL
2003
Variación
%
Población
Gm3
2003
del total
(M. hab.)
sobre 2002
mundial
762,6
-3,5%
29,4%
432
109,5
8,7%
4,2%
443
1084,1
3,6%
41,8%
775
222,7
4,0%
8,6%
276
66,8
8,3%
2,6%
885
345,5
5,7%
13,3%
3580
2591,0
2,0%
100,0%
6391
Tabla 3. 2. 5: Consumo de gas natural por regiones. Fuente BP, 2004 y Population Reference Bureau
2004.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
123
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
1200
1000
800
600
400
200
0
América del Norte
América del Sur y
Central
Europa y Euro
Asia
Oriente Medio
África
19
65
19
69
19
73
19
77
19
81
19
85
19
89
19
93
19
97
20
01
Gm 3
Evolución del consumo regional de gas natural (19652003)
Asia Pacífico
Año
Fig. 3. 2. 4: Evolución del consumo de gas natural (1965-2003). Fuente BP, 2004.
El consumo de gas natural lleva asociado un problema, y es su estacionalidad,
ya que incluso en el mismo día la demanda oscila en función de la hora. Esto resulta
problemático por el almacenamiento. Los distribuidores deben satisfacer la demanda,
y para ello variando la presión en la propia red de distribución se puede almacenar
más o menos gas en las tuberías. Pero esto no es suficiente y se recurre a grandes
esferas de almacenamiento y a formaciones naturales como cavernas de sal o
antiguos yacimientos de gas.
3.2.4 COMERCIO MUNDIAL DE GAS NATURAL
Solamente el 24% de la producción comercializada fue objeto de
intercambios internacionales. El comercio por buques de GNL representó el 27% del
comercio internacional de gas. El bajo porcentaje de intercambios internacionales se
debe principalmente a los altos costes de transporte. Transportar gas natural es
complejo y requiere inversiones altas, ya que la mayoría de las reservas están lejos
de los centros de consumo. Igualmente, la construcción y la gestión de los
gasoductos crean problemas legales y logísticos.
La construcción de gasoductos presenta fuertes economías de escala, ya que el coste
es proporcional al diámetro de la tubería, mientras que el flujo de gas que puede
transportar es proporcional a su área para presión constante.
Por otra parte, desde el punto de vista económico una instalación de GNL es muy
similar a un gaseoducto. Requiere unos gastos iniciales en capital muy elevados y
3 Gas natural: Realidad y previsiones
124
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
unos gastos de operación más reducidos y aproximadamente proporcionales al gas
transportado. Las economías de escala surgen aquí porque los metaneros tienen un
cierto tamaño.
En el 2003 los principales países exportadores por gasoducto fueron la
Federación Rusa (132 Gm3), Canadá (98 Gm3), Noruega (68 Gm3), Países Bajos (42
Gm3), Argelia (33 Gm3) y el Reino Unido (15 Gm3). La primera zona de importación
por gasoducto, independientemente de los Estados Unidos que absorbió todas las
exportaciones canadienses, fue Europa.
La mayor parte del comercio internacional de GNL fue realizado por las regiones
Asia-Pacífico, siendo los principales países exportadores Indonesia (36 Gm3),
Malasia (23 Gm3) y Australia (10 Gm3) y el principal país importador Japón. Argelia
(28 Gm3), Qatar (19 Gm3), Trinidad y Tobago (12 Gm3) y Nigeria (12 Gm3) son
igualmente importantes exportadores de GNL.
La infraestructura mundial del GNL es según el "World LNG Source Book
2001 (Gas Technology Institute)" la siguiente:
Doce países tienen equipos para licuar el gas: Abú Dhabi, Argelia, Australia,
Brunei, Indonesia, Libia, Malasia, Nigeria, Omán, Qatar, Trinidad y Tobago y los
Estados Unidos.
Treinta y ocho terminales de recepción funcionan en diez países de los cuales
veintitrés en Japón, tres en España, tres en los Estados Unidos, dos en Corea, dos en
Francia y una en Bélgica, Grecia e Italia, en Taiwán, en China y en Turquía.
Como consecuencia del porcentaje reducido de gas natural intercambiado en
relación con el gas producido, no existe un verdadero mercado global, sino más bien
mercados regionales, que poseen diferentes niveles de organización, de madurez y de
estructuras del mercado. Los principales mercados son América del Norte, Europa
Occidental y la antigua Unión Soviética. Otros mercados regionales, como el
latinoamericano y el de los países de la región Asia- Pacífico, adquieren cada vez
más importancia. La demanda proveniente de África, del Sudeste Asiático y de
China es satisfecha, en su mayor parte, por fuentes internas o regionales. Oriente
Medio es sobre todo una región productora.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
125
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
El mercado de gas natural en América del Norte está muy integrado y es
muy maduro. El proceso de liberalización del mercado comenzó en los años 70, en
Canadá y en EE.UU., siendo estos los países en los que el mercado está más abierto a
la competencia.
Los Estados Unidos son el primer consumidor y el segundo productor de gas natural.
En Europa Occidental, las reservas de gas natural son limitadas.
Representan solo el 5% de los recursos globales. Actualmente, el mercado europeo
está marcado por cambios estructurales importantes que son el resultado del proceso
de liberalización. Los principales países productores son los Países Bajos, Noruega y
el Reino Unido. La industria del gas en Europa consiste principalmente en
actividades situadas al final de la cadena de la producción tales como el transporte o
la distribución.
Más del 30% del consumo de gas se satisface a través de gasoductos, por
importaciones provenientes de la antigua Unión Soviética y de Argelia y por GNL
proveniente de África del Norte. En el futuro se espera un incremento de la
dependencia hacia las importaciones, aunque se considera que la oferta está situada a
una distancia geográficamente razonable.
La antigua Unión Soviética posee la mayor parte de las reservas mundiales
probadas de gas natural. La Federación de Rusia es el primer país productor y
exportador. El gas natural es el combustible preponderante en Rusia, donde
representa casi la mitad del consumo interior. La Federación de Rusia exporta la
totalidad del gas que no es consumido domésticamente. Antes de la disolución de la
Unión Soviética, la mayor parte de este gas era exportado hacia Europa del Este.
Desde entonces, Rusia continúa aprovisionando a la CEI y Europa del Este aunque
ha diversificado geográficamente sus exportaciones, pues más del 62% del volumen
se exporta hacia zonas no tradicionales. La industria rusa de gas es un monopolio
dominado por la sociedad Gazprom, que controla más del 95% de la producción.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
126
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
3.2.5 PRECIOS DEL GAS NATURAL
Al hablar de precios hay que distinguir entre la venta del productor y el coste
para los consumidores. El primero puede estar pactado a largo plazo, ligado o no al
del petróleo. La figura 3.2.5 muestra la evolución de los pecios del gas natural
comparada con los del petróleo. Se puede comprobar la relación que existe. También
es posible un mercado independiente del petróleo, como ocurre en EE.UU. y en
Reino Unido
Por último el precio del consumidor también puede ir ligado al petróleo o ser libre.
Por ejemplo en España se relaciona el precio máximo con las cotizaciones de varios
productos petroleros.
$US/millón Btu
Precios del gas natural y del petróleo
6
5
4
3
2
1
0
1984
1987
1990
1993
1996
1999
2002
Año
GNL Japón cif
Gas natural UE cig
Gas natural EE.UU. Henry Hub
Crudo OCDE cif
Fig. 3. 2. 5: Precios del gas natural y del petróleo (1984-2003). Fuente: PB, 2004
cif = coste + seguro + flete (media de precios)
3 Gas natural: Realidad y previsiones
127
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
3.3
PERSPECTIVAS
3.3.1 LA FUTURA DEMANDA DE GAS NATURAL
En términos absolutos, se espera que el consumo de gas natural aumente más
que el de cualquier otra fuente de energía primaria, casi duplicándose entre el 2002
(2.190 Mtep) y el 2030 (4.130 Mtep). La demanda crecerá un promedio anual de
2,3%, debido en gran parte al sector de generación de electricidad. La aportación del
gas en la demanda total de energía mundial pasará del 21% en 2002 al 25% en 2030.
(WEO 2004).
El informe WETO 2003 llega a conclusiones similares, suponiendo un incremento
del 2,4% en la demanda de gas entre el 2000 y 2030, hasta alcanzar unos 4,3 Gtep.
Las previsiones de la evolución de la demanda son coherentes con las
tendencias anteriores, ya que el consumo mundial creció el 2,5%/año entre 1990 y
2002. El inicio de esta década ha estado marcado por oscilaciones, pues en el 2001
aumentó sólo el 1%, recuperándose hasta el 2,3% en 2003. Estas variaciones han
sido consecuencia de factores económicos, inviernos más cálidos en el hemisferio
norte, y del menor consumo de gas natural en EE.UU. – resultado del estancamiento
de la producción y subida de precios-.
Según el informe WEO 2004, se prevé que la demanda aumente a un ritmo
mayor en África, América Latina, y en los países en vías de desarrollo de Asia, como
China (5,4%/año) e India (5%/año) donde el gas ganará cuota de mercado al carbón
en la generación de electricidad y la industria. Pese a que la demanda mundial en
Asia pasará del 8% en 2002 al 14% en 2030, el consumo per cápita será mayor en los
mercados maduros de la OCDE.
La contribución del gas en el sector eléctrico pasará del 36% en 2002 al 47% en
2030, con lo que será dicho sector el que más impulse el incremento previsto de la
demanda entre 2002 y 2030 como se puede apreciar en la figura 3.3.1. Esta tendencia
será más acusada en los países en vías de desarrollo.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
128
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Consumo de gas natural por sectores
2500
1932
Mtep
2000
1500
1000
796
522
828
562
500
825
0
Generación de
energía eléctrica
Industria
Otros sectores*
Consumo 2002
Consumo 2030
*Otros sectores: residencial, comercial, servicios públicos y agricultura
Fig. 3. 3. 1: Consumo de gas natural por sectores. Fuente: WEO 2004.
A pesar de que se supone que los precios aumentarán después del 2010, el gas
natural seguirá siendo el combustible más competitivo en nuevas centrales de
generación eléctrica en la mayor parte del mundo, por la alta eficiencia que tiene
cuando se emplea en ciclos combinados (CCGT).
Por otra parte, el gas natural tiene ventajas medioambientales inherentes sobre otros
combustibles fósiles, incluyendo contenido de carbono más bajo y menores
emisiones de gases nocivos. Además, los costes de capital y los periodos de
construcción de centrales de ciclo combinado son inferiores a los de otras plantas de
generación.
No obstante, la generación a partir de combustión de gas tiene incertidumbres por la
variación de precios del combustible y de los costes de construcción y operación de
nuevas instalaciones, así como por las políticas que fomenten la energía nuclear o
regulen las emisiones de gases de efecto invernadero.
Las reservas baratas en lugares alejados de los mercados tradicionales pueden
aprovecharse gracias a plantas gas-a líquido (GTL). Se espera que las plantas GTL
pasen de una demanda de gas natural de 4 bcm en 2002, a 40 bcm en 2010 y 214
bcm en 2030, para que su capacidad evolucione de 0,4 Mb/d en 2002 a 2,4 Mb/d en
2030.
El consumo final de gas aumentará un 1,5%/año entre el 2002 y 2030, siendo la
industria el sector que más contribuirá a ello.
En el escenario alternativo que se propone en WEO 2004, donde se persigue una
reducción de emisiones de CO2, se estima que la demanda de gas natural sería de
3 Gas natural: Realidad y previsiones
129
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
3.701 Mtep, un 10% inferior en el 2030 que en el escenario de referencia. El sector
de generación sería el más afectado.
3.3.2 RESERVAS FINALES DE GAS NATURAL
3.3.2.1
Gas natural convencional
Desde el punto de vista de las reservas, está claro que la abundancia de gas
natural para los próximos años es un hecho confirmado por organismos como el
USGS o Cedigaz. Las reservas probadas han aumentado casi de forma continua
durante los últimos treinta años, pasando de 40·1012 m3 en1970 a unos 176·1012 m3 en
2003, que podrían abastecer una demanda como la actual durante más de 67 años.
Mientras el consumo de gas aumentó un factor de 2,3 en ese período, las reservas
probadas lo hicieron un 3,5, lo cual es un buen indicador.
A la cantidad de reservas probadas habría que añadir la que se estima que podría
quedar aún por descubrir. Los estudios como WETO 2003 o WEO 2004 se basan en
los datos que ofrece el USGS, y que se muestran en las tablas siguientes:
Tm
Mundo (sin EE.UU.)
Sin descubrir (convencional)
Crecimiento de reservas (conv.)
Reservas actuales (1996)
Producción acumulada (1996)
TOTAL
EE.UU.
Sin descubrir (convencional)
Crecimiento de reservas (conv.)
Reservas actuales (1996)
Producción acumulada (1996)
TOTAL
TOTAL MUNDIAL
3
Tcf
Tcf
Tcf
Tcf
(1012cubic feet)
(1012cubic feet)
(1012cubic feet)
Media
GBOE
Media
F95
F50
F5
131
93
129
25
378
4669
3305
4621
898
13493
778
551
770
150
2249
2299
1049
4333
3305
8174
5543
15
10
5
24
53
431
527
355
172
854
1908
15401
88
59
29
142
318
2567
393
(1012m cúbicos)
(1012cubic feet)
Media
698
Tabla 3. 3. 1: Estimaciones de reservas de gas natural sin descubrir. Fuente: USGS, 2000.
Nota: GBOE, miles de millones de barriles de petróleo equivalente. 6000 cubic feet de gas equivalen a
un barril de petróleo equivalente.
Como sucede con los campos de petróleo, los campos de gas nuevos que han
sido descubiertos recientemente son más pequeños que los del pasado. Las reservas
potenciales de gas son mayores que las probadas. De acuerdo con el estudio
3 Gas natural: Realidad y previsiones
130
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
publicado por el USGS en 2000, los recursos de gas por descubrir se estiman en 147
Tm3, de los cuales el 25% está asociado con petróleo y el 75% no lo está.
El USGS hace también una distribución de los recursos de gas por descubrir, según
la cual más de la mitad de los mismos se encontrarían en la Federación Rusa y en
Oriente Medio, como se puede observar en la figura 3.3.2:
Distribución de los recursos de gas natural por descubrir
África
Subsahariana/
Antártida
5%
Oriente
Medio/África Norte
29%
América Central
y Sur
10%
América Norte
3%
Asia-Pacífico
8%
Sur Asia
3%
Europa
7%
Federación Rusa
35%
Fig. 3. 3. 2: Recursos de gas natural por descubrir. Fuente: USGS, 2000.
Los recursos descubiertos, incluyendo reservas probadas, probables y
posibles, ascendían según el USGS a 136 Tm3, aunque los últimos datos de BP los
cifran en 176 Tm3 (BP, 2004).
El crecimiento de las reservas, que se produce a medida que los campos se conocen
mejor y son explotados, permitiría contar con 104 Tm3 de gas, cantidad similar a la
que queda por descubrir. No obstante, el factor de recuperación del gas es el doble
del que posee el petróleo, debido a que sus moléculas son más pequeñas y se pueden
mover más fácilmente, con lo que hay menos posibilidades de incrementar el factor
de recuperación y el crecimiento de reservas, como sucedía en el caso del petróleo
con las técnicas de aumento en la recuperación del petróleo (EOR).
Se estima que unos 884 Tcf (IHS, 2001) de gas natural se localizan en lugares
alejados de los mercados de consumo, en aguas profundas o en campos marginales,
de modo que no se explota porque no resulta económico o por falta de
3 Gas natural: Realidad y previsiones
131
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
infraestructuras que lo hagan llegar a los consumidores. El desarrollo de nuevos
proyectos de GNL o gasoductos puede cambiar la situación.
Fig. 3. 3. 3: Estimación de reservas de “stranded gas”. Fuente: IHS, 2001
3.3.2.2
Gas natural no convencional
La abundancia de reservas de gas natural no ha propiciado la explotación
masiva de otras alternativas para su obtención, pero es interesante conocerlas pues
están comenzando a explorarse en algunas zonas como consecuencia del
agotamiento de sus yacimientos, de la mayor demanda y del aumento en los precios.
Entre los recursos no convencionales de gas natural hay que destacar el metano de
los yacimientos de carbón, los almacenamientos estancos de gas (tight reservoirs), lo
que se denomina como gas shales, el gas en acuíferos geo-presurizados y los
hidratos.
Las previsiones del USDOE (AEO 2004) para la producción de metano de
los yacimientos de carbón, indican que en el 2020 se llegaría a los 2 Tcf/año, que
comparado con la demanda estimada por la AIE (WEO 2004) de unos 143 Tcf,
resulta insignificante. Las reservas de metano en yacimientos de carbón suponen
unos 100 Tcf (AEO 2004) en EE.UU., y considerando que en esta región se
3 Gas natural: Realidad y previsiones
132
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
encuentran un tercio de las reservas mundiales de carbón (BGR), extrapolando
podría considerarse que las reservas recuperables de metano en yacimientos de
carbón en el mundo serían de unos 300 Tcf. Estudios recientes del BGR dan cifras
calculadas con más precisión, y proponen su posible distribución, como se puede
observar en los siguientes gráficos:
Fig. 3. 3. 4: Distribución de reservas de metano en yacimientos de carbón. Fuente: BGR, 2003.
Fig. 3. 3. 5: Distribución de recursos de metano en yacimientos de carbón. Fuente: BGR, 2003.
Otra opción es el gas conocido como “tight gas”. Se considera que pueden
existir formaciones potenciales de tight reservoirs en la Federación Rusa, Oriente
Medio, América del Norte y China, pero es complicado predecir cuántas. En Alberta
se consideraron unas reservas potenciales de 500 Tcf en 1980, con el descubrimiento
del campo Elmworth, cantidad que se ha reducido a principios de esta década por
3 Gas natural: Realidad y previsiones
133
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Hayes hasta 5 Tcf. A pesar de las incertidumbres en la predicción de reservas, el
BGR publicó en el 2003 un informe con una estimación de las mismas.
Por otra parte los costes de su explotación son entre cuatro y cinco veces superiores a
los del gas natural convencional, por lo que es una fuente poco investigada y
explotada en la actualidad.
Fig. 3. 3. 6: Distribución regional de tight gas. Fuente BGR, 2003.
Fig. 3. 3. 7: Evolución de los costes de explotación de gas natural convencional y tight gas. Fuente:
BGR, 2003.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
134
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Los gas shales posibilitan recuperar el gas que se adsorbe en ellos. Los
recursos mundiales de gas en esquistos están mal estimados, pero podrían sumar
unos 1000 Tcf.
La cantidad de gas presente en acuíferos geo-presurizados es elevada, y
sólo en el Oeste de Siberia y el Caspio podría haber unos 35000 Tcf de gas disuelto
en el mar. Sin embargo, sólo un pequeño porcentaje (5%) es recuperable, por lo que
ya en 1970 las plantas que procesaban estos recursos no eran viables
económicamente y tenían asociadas a su funcionamiento serios problemas
medioambientales.
Los hidratos son la última alternativa considerada. La cantidad de estos
recursos es muy incierta y va de los 60 millones de Tcf propuestos por Schlumberger
a unos 5000Tcf (Soloviev, 2004). Incluso la cifra más baja supone que dos tercios de
los sedimentos oceánicos están cubiertos por hidratos, lo que parece optimista según
Laherrere.
Hay países como Japón que investigan la utilidad de estos recursos. En el 2004 Japón
pretendía perforar entre 10 y 20 pozos de hidratos de metano, para investigar la
viabilidad económica de esta fuente, ya que actualmente no se conocen sistemas que
permitan trabajar con hidratos, dándose de plazo para ello hasta el 2011.
Para concluir, hay que destacar que en el 2002 el BGR estimaba que las reservas no
convencionales de gas eran unos 70 Tcf y los recursos 50.000 Tcf, y se distribuían
como muestra la siguiente figura:
3 Gas natural: Realidad y previsiones
135
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Fig. 3. 3. 8: Existencias de hidratos de gas. Fuente: BGR, 2002.
Si en el cómputo de reservas de gas natural, se incluyesen las reservas que quedan
por descubrir y los recursos no convencionales citados anteriormente, podría
mantenerse el ritmo de producción actual durante más de 200 años.
Fig. 3. 3. 9: Duración de las reservas y recursos de gas natural convencional y no convencional.
Fuente: BGR, 2003.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
136
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
3.3.3 LA FUTURA OFERTA DE GAS NATURAL
La producción regional de gas dependerá mucho de la proximidad de las
reservas a los mercados, así como de los costes de producción. A pesar de
reducciones sustanciales de costes unitarios en los últimos años, el transporte de gas
sigue siendo muy caro, sea por gasoducto o en forma de GNL.
Las previsiones según la AIE apuntan a que la producción crecerá más en
términos de volumen en Rusia y Oriente Medio. América Latina y África
experimentarán los ratios de aumento más rápidos. Las exportaciones de las regiones
anteriores se dirigirán a América del Norte, Europa, y Asia, donde la producción
local no podrá satisfacer la demanda.
En todo el mundo se necesitarán unos 7,3 Tm3 de capacidad de nueva producción de
gas en las próximas tres décadas, lo que supone unos 260 bcm al año.
El agotamiento de los yacimientos existentes y los costes de producción están
aumentando en regiones productoras maduras como América del Norte o Europa, por
lo que menos de un tercio
de la nueva capacidad se destinará a satisfacer el
incremento de la demanda, el resto compensará el declive de producción de los pozos
que están ya en operación o que se agotarán durante el período del estudio. El
aumento de capacidad permitirá llegar a unos 320 bcm por año en la tercera década.
Un cuarto de este incremento corresponderá a Norte América, donde a causa de la
avanzada edad de los campos existentes el declive de la producción es acusado. En
Rusia y Oriente Medio también serán destacables estas adiciones.
En 2002, el 71% de todo el gas natural producido en el mundo provino de campos
tierra adentro. Se espera que esta cifra se reduzca al 64% en 2030, conforme la
exploración y los desarrollos hagan más lucrativas las explotaciones offshore.
El mercado interregional de gas natural será más del triple en el 2030 respecto
al 2002, de 417 bcm a 1.265 bcm. Todas las regiones que actualmente son
importadoras netas de gas, verán crecer sus importaciones. El mayor aumento en
volumen de importación ocurrirá en la Unión Europea, que en el 2030 cubrirá con las
importaciones el 80% de sus necesidades, mientras que actualmente la cifra es del
3 Gas natural: Realidad y previsiones
137
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
50%. Rusia, África, Oriente Medio y la zona del Caspio y Asia Central serán las
regiones que satisfagan las necesidades de Europa.
Norte América será la segunda región importadora al final del período de proyección,
por delante de los países de la OCDE de Asia.
La región que más gas natural exportará en el 2030 será Oriente Medio, que
pasará de los 30 bcm exportados en 2002 a 304 bcm en el 2030, la mayoría de los
cuales serán en forma de GNL. Las exportaciones de las economías de transición
(CIS) y África, crecerán también sustancialmente, pero a menor velocidad.
El mercado interregional de GNL, que fue de 150 bcm en el 2002, alcanzará los 250
bcm en 2010 y 680 bcm en 2030. En el 2030, más del 50% de todo el mercado
interregional de gas será de GNL, frente al 30% actual.
Se estima que en el período 2003-2030 se necesitarán unos $2,7 trillones (en
dólares del año 2000), o cerca de $100000 millones por año, para inversiones que
reemplacen la capacidad existente y la aumenten. Más de la mitad se dedicará a la
exploración y desarrollo de campos de gas, y el resto sería para construir
infraestructuras de transporte y distribución.
WETO muestra que la producción de gas natural aumentará en todas las
regiones, excepto en la Unión Europea, donde descendería hasta la mitad,
representando no más del 2% de la producción mundial en 2030, comparado con el
9% del 2000.
El mayor incremento de la producción en gas natural ocurrirá en América Latina
(más de cuatro veces el nivel de producción de 2000 en 2030) y en África, seguidas
de Oriente Medio, que triplicaría la producción.
En el 2030, el CIS estará a la cabeza de los productores de gas con cerca de un tercio
de la producción mundial de gas, seguido de África y Oriente Medio (23%), América
del Norte (18%) y América Latina (10%).
Merece la pena destacar que la producción de gas en las dos principales regiones
productoras no es sólo debido al aumento de la demanda en regiones con recursos de
gas limitados, sino también al aumento de requerimientos locales de gas. De hecho,
3 Gas natural: Realidad y previsiones
138
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
más del 50% del gas natural producido en CIS, África y Oriente Medio permanecerá
dentro de estas regiones.
A largo plazo, el balance regional entre consumo y producción no sólo parece
desequilibrarse más en EU y Japón, sino también en Asia y en menor medida en
América del Norte. En contraste, CIS, África, Oriente Medio, la región del Pacífico y
América Latina permanecerán (o llegarán a ser como América Latina) importadoras
netas.
La dependencia de la EU de suministros de gas será importante, y coincidiendo con
lo que dice la AIE, en el 2030 la producción en la UE representará menos del 16% de
su consumo, con lo que la dependencia alcanzaría el 80% en los próximos 30 años.
Este aumento de la demanda y las diferencias de reservas entre regiones, hará que
según WETO el mercado interregional represente el 36% del gas consumido en el
mundo en el 2020 frente al 14% actual, lo que requerirá inversiones en gasoductos de
largas distancias desde productores a consumidores así como inversiones en
infraestructuras para GNL.
3.3.4 MODELADO DEL CONSUMO DE GAS NATURAL
Como se realizó en el capítulo anterior para el petróleo, este apartado tiene la
finalidad de evaluar los resultados de un modelo que considera cómo evolucionan las
reservas de gas natural en función de estimaciones de últimas reservas finalmente
recuperables, demanda y producción. Así mismo se comentará el impacto asociado a
la producción de gas natural, considerando que las emisiones de CO2 de los otros
recursos fósiles (petróleo y carbón) permanecen constantes.
A la luz de la literatura revisada, merece la pena comentar que las
perspectivas a medio y largo plazo del consumo de gas natural están más vinculadas
a la disponibilidad de infraestructuras que faciliten y posibiliten su transporte que a la
cantidad de reservas en sí misma. Puesto que el objetivo global del proyecto es
estudiar las limitaciones de la sostenibilidad, la consideración anterior no se ha
tenido en cuenta, porque lo que interesa es ver la evolución de reservas y su
distribución geográfica así como el impacto medioambiental.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
139
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
El modelo que se plantea para tal fin se esquematiza en el siguiente diagrama de
flujo:
Demanda (condicionada por demografía y
economía). Cálculo para todo el horizonte
temporal
URR
Reservas (Año N)
Producción (Año N)
Cantidad reservas sin descubrir que no se
descubrirán en el horizonte considerado
Producción ≥
Demanda???
NO
Emisiones CO2 asociadas
a la demanda → ↑Tª
Aumentar la producción de
forma
proporcional
para
satisfacer demanda
SI
Reservas (Año N+1) =
Reservas anteriores-Producción+Nuevos
descubrimientos
Fig. 3. 3. 10: Diagrama de flujo para el modelado de reservas/producción de gas natural. Elaboración
propia.
Como describe la figura 3.3.10, el modelo parte de unas estimaciones de
demanda para el horizonte temporal elegido (hasta el año 2030), una cifra de URR
(últimas reservas finalmente recuperables) y datos conocidos de reservas actuales y
producción. Así pues se puede determinar la cantidad de gas que queda por
descubrir, parte de la cual se asignará cada año de forma proporcional a las reservas
probadas, mientras que el resto se considera que quedará por descubrir tras el período
considerado. Puesto que desde los años ochenta hasta nuestros días las reservas han
aumentado unos 90 Tm3 (BP, 2004), lo que corresponde a una media anual de unos 4
Tm3, se ajustará la adición de reservas que se van descubriendo con ese criterio.
El siguiente paso es comprobar si la producción satisface la demanda. En caso
negativo se incrementa de forma proporcional en cada región hasta que ambas
coincidan.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
140
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Al igual que se hizo con el modelo de petróleo, la evolución de las reservas y
de producción se evalúa por regiones, y también manteniendo las consideraciones del
IPCC aplicadas al modelo de petróleo, se considera el impacto que sobre la
temperatura tendría el consumo de gas natural.
Los escenarios evaluados, en lo que a demanda, y últimas reservas finalmente
recuperables se refiere se detallan a continuación.
•
Demanda:
ESCENARIOS DEMANDA
2005-2030
↑2,3/2,4%/año
↑3%/año
(IEA, WETO) ECO Consult
Tabla 3. 3. 2: Escenarios de demanda considerados. Elaboración propia.
•
Últimas reservas finalmente recuperables:
Tm
Mundo (sin EE.UU.)
Sin descubrir (convencional)
Crecimiento de reservas (conv.)
Reservas actuales (1996)
Producción acumulada (1996)
TOTAL
EE.UU.
Sin descubrir (convencional)
Crecimiento de reservas (conv.)
Reservas actuales (1996)
Producción acumulada (1996)
TOTAL
TOTAL MUNDIAL
3
Tcf
Tcf
Tcf
Tcf
(1012cubic feet)
(1012cubic feet)
(1012cubic feet)
Media
GBOE
Media
F95
F50
F5
131
93
129
25
378
4669
3305
4621
898
13493
778
551
770
150
2249
2299
1049
4621
898
8867
4333
3305
4621
898
13157
8174
5543
4621
898
19236
15
10
5
24
53
431
527
355
172
854
1908
15401
88
59
29
142
318
2567
393
210
172
854
1629
10496
172
854
698
450
172
854
2174
21410
(1012m cúbicos)
(1012cubic feet)
Media
Tabla 3. 3. 3: Escenarios de URR. Fuente: USGS, 2000.
El planteamiento de este modelo no requiere escenarios de producción, ya
que se ajusta automáticamente en función de la demanda. No obstante se introducen
unos valores de referencia para la producción extraídos del IEO 2004 mostrados en la
tabla 3.3.4:
3 Gas natural: Realidad y previsiones
141
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
2001(dato) Evolución
Previsiones producción
IEO-2004
América Norte
América Central y sur
Euroasia
Oriente Medio
África
Asia-Pacífico
2001-2025
Tcf
27,6
3,6
36,8
8,3
4,6
10,30
↑0,8%/año
↑4,6%/año
↑1,8%/año
↑3,5%/año
↑4,8%/año
↑2,54%/año
Tabla 3. 3. 4: Escenarios de producción de gas natural. Fuente: IEO, 2004.
3.3.4.1
Resumen de resultados
Los escenarios que se analizarán son los correspondientes a la demanda que
predice la AIE y ECO Consult para los tres casos de URR que propone el USGS.
•
Demanda prevista por la AIE (2,3%/año), URR según la media (431 Tm3).
Según la cifra de URR introducida, quedarían por descubrir 190,2 Tm3. Para que
las reservas aumenten de forma coherente con los datos de los últimos años, el
incremento de reservas es de 3,9 Tm3/año, quedando 85 Tm3 por descubrir finalizado
el período de estudio.
La demanda que habrá que satisfacer en el 2030 será de 4,8 Tm3, casi el doble de la
que se tuvo en el 2003 (2,6 Tm3).
Evolución de la demanda
6,00
5,00
Tm 3
4,00
3,00
2,00
1,00
20
29
20
27
20
25
20
23
20
21
20
19
20
17
20
15
20
13
20
11
20
09
20
07
20
05
20
03
-
Año
Fig. 3. 3. 11: Evolución de la demanda y de la producción. Elaboración propia.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
142
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Respecto a las reservas probadas, ascenderían a 181,72 Tm3 en el 2030, cifra
superior a las 175,78 Tm3 del 2003. Tan sólo Norte América se quedaría sin reservas
en el período analizado, concretamente en el año 2014. En el resto de regiones, las
reservas permanecen prácticamente constantes.
Evolución de las reservas
200
180
160
Asia-Pacífico
140
África
Tm 3
120
Oriente Medio
100
Europa/Euroasia
80
América del Sur y Central
60
Norte América
40
20
0
2003
2006
2009
2012
2015
2018
2021
2024
2027
2030
Año
Fig. 3. 3. 12: Evolución de las reservas. Elaboración propia.
El crecimiento de la producción será más fuerte en América del Sur y África,
pero como actualmente producen muy poco, en el 2030 Europa/Euroasia seguirá
siendo el principal productor.
Evolución de la producción
6
5
Asia-Pacífico
Tm 3
4
África
Oriente Medio
3
Europa/Euroasia
América del Sur y Central
2
Norte América
1
0
2003
2006
2009
2012
2015
2018
2021
2024
2027
2030
Año
Fig. 3. 3. 13: Evolución de la producción convencional. Elaboración propia.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
143
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Por último, el impacto en la concentración de CO2 se ilustra en la figura 3.3.14. El
aumento supondría que la temperatura incrementaría 0,47 ºC.
Evolución de la concentración de CO2
430
420
410
ppm
400
390
380
370
360
Aumento de la
temperatura = 0,47ºC
350
340
330
2003
2006
2009
2012
2015
2018
2021
2024
2027
2030
Año
Fig. 3. 3. 14: Evolución de la concentración de CO2. Elaboración propia.
NOTA: En los dos escenarios siguientes se mantienen los datos de demanda y
producción, con lo que sólo se comentarán las modificaciones de la evolución de las
reservas.
•
Demanda prevista por la AIE (2,3%/año), URR según F95 (294 Tm3).
En este caso las reservas finalmente recuperables ascienden a 294 Tm3, con lo
que quedarían por descubrir 53,2 Tm3, lo que supondría aumentar 1,97 Tm3/año y
que no quedase nada por descubrir a partir del 2030. En esta situación, que es la más
pesimista, Norte América agotaría sus reservas probadas, al igual que en el caso
anterior en el año 2014. En el 2030 las reservas probadas serían 131,4 Tm3, cifra
inferior a la estimada en el año 2003. Este descenso de reservas se aprecia en todas
las regiones:
3 Gas natural: Realidad y previsiones
144
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Evolución de las reservas
Tm 3
200
180
160
Asia-Pacífico
140
África
120
100
Oriente Medio
Europa/Euroasia
80
América del Sur y Central
60
Norte América
40
20
0
2003 2006 2009 2012 2015 2018 2021 2024 2027 2030
Año
Fig. 3. 3. 15: Evolución de las reservas. Elaboración propia.
•
Demanda prevista por la AIE (2,3%/año), URR según F5 (600 Tm3).
La suposición de que las últimas reservas finalmente recuperables ascendiesen a
600 Tm3 es la menos probable, pero la más optimista. Al ajustar el descubrimiento de
reservas a 3,9 Tm3/año durante todo el horizonte temporal considerado, restarían por
descubrir en el 2030 unos 252 Tm3, casi cuatro veces la cantidad consumida hasta el
2003. Esto sumado a las reservas probadas en el 2030 (183 Tm3) llevaría a un total
de 435 Tm3 de reservas posibles, cantidad incluso superior a la que con probabilidad
media el USGS estima como URR. Por ello esta alternativa parece poco probable.
La evolución de las reservas sería muy similar a la que se tenía para unas URR de
431 Tm3, dado que se produce lo mismo y se añade cada año a las reservas una
cantidad similar, con lo que Norte América se quedaría sin reservas significativas en
el 2014.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
145
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Tm 3
Evolución de las reservas
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
2003 2006 2009 2012 2015 2018 2021 2024 2027 2030
Asia-Pacífico
África
Oriente Medio
Europa/Euroasia
América del Sur y Central
Norte América
Año
Fig. 3. 3. 16: Evolución de las reservas. Elaboración propia.
•
Demanda prevista por ECO Consult (3%/año), URR según la media
(431Tm3).
El siguiente grupo de resultados se basa en un aumento mayor de la demanda,
con lo que en el 2030 habría que producir unos 5,76 Tm3, más del doble de la
cantidad actual.
Evolución de la demanda
7,00
6,00
Tm 3
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
20
29
20
27
20
25
20
23
20
21
20
19
20
17
20
15
20
13
20
11
20
09
20
07
20
05
20
03
-
Año
Fig. 3. 3. 17: Evolución de la demanda y de la producción. Elaboración propia.
Las reservas que quedarán por descubrir en el 2030 coinciden con las de los
escenarios análogos anteriores. Debido a la mayor producción, las reservas probadas
pasarían a ser 171,2 Tm3 en el 2030, cifra ligeramente inferior a los 175,78 Tm3 del
3 Gas natural: Realidad y previsiones
146
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
2003. Norte América se quedaría sin reservas en el año 2014 nuevamente, como en
todos los casos anteriores. En África, Asia-Pacífico y Europa/Euroasia se observaría
un declive moderado en las reservas.
Tm 3
Evolución de las reservas
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
2003 2006 2009 2012 2015 2018 2021 2024 2027 2030
Asia-Pacífico
África
Oriente Medio
Europa/Euroasia
América del Sur y Central
Norte América
Año
Fig. 3. 3. 18: Evolución de las reservas. Elaboración propia.
El crecimiento de la producción seguirá siendo más fuerte en América del Sur
y África, aunque en el 2030 Europa/Euroasia seguirá siendo el principal productor.
Evolución de la producción
7
Asia-Pacífico
Tm
3
6
África
5
Oriente Medio
4
Europa/Euroasia
América del Sur y Central
3
Norte América
2
1
0
2003 2006 2009 2012 2015 2018 2021 2024 2027 2030
Año
Fig. 3. 3. 19: Evolución de la producción convencional. Elaboración propia.
Respecto al impacto ambiental en este caso, cabe esperar que sea mayor. El
aumento de la concentración de CO2 supondría que la temperatura incrementaría
0,67 ºC en el horizonte considerado.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
147
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Evolución de la concentración de CO2
500
450
400
ppm
350
300
250
200
150
Aumento de la
temperatura = 0,67ºC
100
50
0
2003
2006
2009
2012
2015
2018
2021
2024
2027
2030
Año
Fig. 3. 3. 20: Evolución de la concentración de CO2. Elaboración propia.
NOTA: En los dos escenarios siguientes se mantienen los datos de demanda y
producción, con lo que sólo se comentarán las modificaciones de la evolución de las
reservas.
•
Demanda prevista por ECO Consult (3%/año), URR según F95 (294 Tm3).
En este caso, Norte América agotaría sus reservas probadas en el año 2013. En el
2030 las reservas probadas serían 120 Tm3, cifra inferior a la del año 2003. Este
descenso de reservas se aprecia en todas las regiones:
Tm
3
Evolución de las reservas
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
2003 2006 2009 2012 2015 2018 2021 2024 2027 2030
Asia-Pacífico
África
Oriente Medio
Europa/Euroasia
América del Sur y Central
Norte América
Año
Fig. 3. 3. 21: Evolución de las reservas. Elaboración propia.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
148
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
•
Demanda prevista por ECO Consult (3%/año), URR según F5 (600 Tm3).
La evolución de las reservas sería muy similar a la que se tenía para unas URR de
431 Tm3, dado que se produce lo mismo y se añade cada año a las reservas una
cantidad similar.
Evolución de las reservas
200
Tm
3
150
Asia-Pacífico
África
100
Oriente Medio
Europa/Euroasia
50
América del Sur y Central
Norte América
30
20
27
21
24
20
20
18
20
15
20
20
12
20
09
20
06
20
20
03
0
Año
Fig. 3. 3. 22: Evolución de las reservas. Elaboración propia.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
149
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
3.4
CONCLUSIONES
El consumo del gas natural a nivel mundial se reparte entre países con
grandes sistemas de producción del mismo y los que tienen
un alto grado de
desarrollo económico.
Así pues, no existe un mercado mundial de gas natural, debido a las altas inversiones
que habría que realizar en infraestructuras para el transporte del mismo, sino más
bien mercados regionales, que poseen diferentes niveles de organización, de madurez
y de estructuras del mercado. De esto se deriva que no existan ajustes de precios
comunes. Los principales mercados se localizan en América del Norte, Europa
Occidental y la antigua Unión Soviética.
Las tecnologías GTL, descritas en el capítulo 2 al hablar de las fuentes no
convencionales de petróleo, ofrecen un elevado potencial para explotar las reservas
allí donde no hay infraestructuras para su transporte.
Se espera que la demanda mundial de gas natural siga en aumento, gracias en
gran parte a su aplicación en el sector de generación eléctrica, mediante centrales de
ciclo combinado. Estas instalaciones resultan atractivas por las inversiones que
requieren, porque tienen mayores eficiencias y debido a que emiten menos CO2, lo
cual cobra importancia con la entrada en vigor del Protocolo de Kyoto.
Eficiencia en
conversión
Carbón pulverizado (sin descontaminación de azufre)
Carbón pulverizado (con descontaminación de azufre)
Carbón en lecho fluidificado
Ciclo combinado de carbón gasificado
Turbina de gas
Ciclo combinado de turbina de gas
Emisiones en gramos/kWh
(%)
NOx
SO2
CO2
36
36
37
42
39
53
1,29
1,29
0,42
0,11
0,23
0,1
17,2
0,86
0,84
0,3
0
0
884
884
861
758
470
345
Fig. 3. 4. 1: Rendimientos y gases contaminantes de diversas plantas de generación eléctrica. Fuente:
Foro Nuclear, 2004.
Por último, hay que destacar que los resultados de las simulaciones realizadas
con el modelo desarrollado, indican un agotamiento de las reservas de gas natural en
Norte América entre el 2013 y 2014. Esto es debido a que EE.UU. es el país que
más gas natural consume, y seguirá una tendencia creciente (1,3%/año hasta el 2030
3 Gas natural: Realidad y previsiones
150
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
según la AIE). La AIE predice que parte de las necesidades futuras de gas de esta
región se satisfarán con importaciones. Las limitaciones de las reservas han supuesto
precios más altos, lo que ha propiciado que las perforaciones de gas hayan sido
mucho más intensas en los últimos años, pese a que los costes asociados a la
exploración y desarrollo de nuevos yacimientos han aumentado, superando los
$2,5/MBtu. No obstante, la producción en EE.UU. ha aumentado poco desde los
años 90, fluctuando entre 561 bcm y 583 bcm/año.
El ritmo medio de declive de los pozos en explotación es del 20%/año, con lo que 1/5
de la producción actual tiene que reemplazarse cada año para mantener la producción
total. Se espera que en las próximas dos décadas la producción de cuencas
relativamente poco desarrolladas y nuevas áreas compense el declive de las
principales cuencas de EE.UU. y Canadá. En este contexto, las reservas no
convencionales serán una mayor fuente de suministro, especialmente el metano de
los yacimientos de carbón.
La situación a la que deberá hacer frente Norte América puede ser un aviso
para otras regiones, como Asia Pacífico, de modo que afronten la demanda
energética necesaria para su desarrollo desde una perspectiva más racional y teniendo
presente que las reservas son limitadas.
3 Gas natural: Realidad y previsiones
151
4 CARBÓN: SITUACIÓN ACTUAL Y PERSPECTIVAS
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
4.1 NATURALEZA Y UTILIDAD DEL CARBÓN
4.1.1 HISTORIA DEL CARBÓN
El carbón mineral y los minerales de hierro fueron los materiales básicos
sobre los que se inició la Revolución Industrial (1760-1830). Desde entonces y hasta
el final de la Segunda Guerra Mundial (1939-1945) el carbón ha sido imprescindible
en la producción de energía y en la fabricación de productos químicos. Ahora, su
mercado ha quedado reducido a dos clientes: la industria siderúrgica y la generación
de energía eléctrica en centrales térmicas y, además, ambas en retroceso por el fuerte
impacto ambiental que genera la combustión del carbón.
En 1767, James Watt inventa y construye la máquina de vapor. Su introducción en
todo tipo de industria y el desarrollo del ferrocarril elevaron la demanda, en cantidad
y calidad, de los aceros que primero se obtuvieron reduciendo el mineral de hierro
con carbón de madera, que luego se sustituyó por carbón mineral. Pero era preciso
eliminar materias volátiles y dar rigidez a los productos, lo que se lograba con la
pirogenación de la madera o del carbón, en ausencia de aire. Así se obtuvo el coque,
a parir de una clase de carbones llamada hulla.
El coque –reductor y combustible- se obtiene pues, por pirogenación, calentando el
carbón en recipientes cerrados hasta unos 1000 ºC. La hulla se descompone
produciendo gases y líquidos –acuosos y aceitosos- y queda un sólido carbonoso, con
gran desarrollo superficial, apto para la fundición siderúrgica.
Hasta 1795 en que Murdoch realizó los primeros ensayos utilizando gas como medio
de alumbrado, las hullas fueron empleadas exclusivamente para la obtención del
coque siderúrgico sin pensar en el aprovechamiento de las fracciones previamente
destiladas –gas y alquitranes-.
La fase destilada del carbón es doble: acuosa y aceitosa. La primera se dirigió a la
fabricación de sulfato amónico, fertilizante con un contenido en nitrógeno de un
21%. En la fase aceitosa, formada por el 45% de aceites destilables y 55% de brea, se
han identificado 300 especies químicas diferentes de las que se llegaron a emplear en
la industria unas 25, con múltiples aplicaciones que fueron el origen, entre otras, de
las industrias farmacéutica y de colorantes orgánicos.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
153
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
El coque, además de su empleo masivo en siderurgia se utilizó, también, con fines
químicos, para obtener carburo cálcico y, con éste, acetileno.
Por otro lado, hacia 1910, cuando los motores de explosión interna empezaban a
imponerse y los geólogos preveían reservas de petróleo para no más de cuarenta
años, Bergius inició sus trabajos sobre la hidrogenación del carbón que no llegaría a
una solución aceptable hasta el final de la década de 1930. El éxito de Bergius fue
notable; durante la Segunda Guerra Mundial gran parte de la gasolina consumida por
los alemanes se obtuvo por este procedimiento.
Con la gasificación del carbón, que implica la conversión de la materia
carbonosa en monóxido de carbono, un reactivo de muchas aplicaciones en síntesis
químicas, quedó resuelto el problema de la preparación de gas de síntesis (CO+H2)
en su doble versión: para obtener amoníaco (N2+H2) y con él fertilizantes
nitrogenados y toda la familia de productos nitrados; y para obtener metanol
(CO+H2) y toda la química industrial orgánica de los productos carboxilados.
La posible competencia con el petróleo es favorable para el petróleo, ya que se extrae
más fácilmente que el carbón, su transporte es mucho más sencillo y también los
tratamientos inmediatos. Además el petróleo posee otras ventajas como fuente de
energía y como materia prima para fines químicos o siderúrgicos.
Sin embargo, las aportaciones del carbón a la economía mundial no han
desaparecido, continúa la prospección geológica y minera y se mantiene la
producción. Los recursos carboníferos totales se estiman en 984.453 Mt (BP, 2004).
Es evidente que la importancia químico-industrial del carbón está atravesando los
peores momentos de su historia. Se está convirtiendo en materia prima de reserva
para generaciones futuras, cuyo beneficio en gran escala siempre será ventajoso
frente a las biomasas, aunque desfavorable frente al petróleo y al gas natural.
Por el valor potencial que representa para la Industria Química, la Química Industrial
del carbón tiene que estar presente como solución económica de repuesto a la
deficiencia de petróleo y gas natural, que puede llegar muy pronto si persiste la falta
de criterios de selectividad en el consumo de estos fluidos carbonosos.
Todavía es mucho el carbón que se quema en las centrales térmicas y en la siderurgia
a los que se acusa como responsable de, al menos, una tercera parte de la
contaminación atmosférica por sus vertidos de SO2, NOx, y CO, todos ellos
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
154
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
doblemente agresivos por su toxicidad y, junto al CO2, por su aportación al efecto
invernadero.
4.1.2 ORIGEN DEL CARBÓN
Se conoce con la denominación de carbón a unas rocas muy particulares, por
su naturaleza orgánica, resultantes de la descomposición lenta de grandes cantidades
de materia vegetal que vivió en épocas geológicas pretéritas. En el período
carbonífero fueron sepultadas y anegadas por los movimientos geológicos grandes
masas vegetales, que por acciones químicas diversas y los efectos de presión y
temperatura, a lo largo de grandes intervalos de tiempo, se transformaron en los
distintos tipos de carbón hoy explotados.
En cuanto al proceso por el que se han formado los distintos tipos de
carbones, Hickling cree que existe continuidad en la formación y que las diferencias
entre las distintas clases se deben al tiempo que ha durado su proceso de
carbonización. Se tendrá entonces, de más joven a más viejo, esta serie partiendo de
la madera:
Turba→ Lignito
Kcal/Kg),
(PCI=4000 Kcal/Kg)
→ Hulla
(PCI=7000 Kcal/Kg)
→ Antracita
(PCI=7000
en la que aumenta el contenido de carbono y disminuye el de hidrógeno y
oxígeno, lo que sería la traducción del complejo proceso de envejecimiento. Hilt, por
su parte, ha hecho notar que en un mismo yacimiento la carbonización se acentúa con
la profundidad al ser más intensos los efectos de presión y temperatura.
Para Mackenzie-Taylor cada especie carbonosa es el fin de un proceso diferente que,
partiendo de la turba origina turba vieja y antracita, por una parte, o hullas o lignitos,
por otra, según las condiciones de carbonización.
4.1.2.1
Constitución y caracterización del carbón
Según Lermusiaux, los carbones están formados por dos constituyentes;
agrupaciones más o menos extensas de pequeñas partículas de naturaleza aromática,
que constituyen la base aromática del carbón, y el bitumen o base parafínica.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
155
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
La antracita, que parece ser el carbón más antiguo, el más evolucionado, está
formado por agrupación compacta de partículas C84H36. La unión entre partículas se
realiza fundamentalmente por puentes de hidrógeno que dan a la antracita la
cohesión que le proporciona su aspecto de roca dura y frágil.
Atendiendo al contenido en materias volátiles, la clasificación sería (Lermusiaux,
1961):
Denominación
Antracitas
Hullas magras
Hullas semigrasas
Hullas 3/4 grasas
Carbones grasos
Materias
Volátiles
(%)
5
5-10
10-20
20-30
30
Tabla 4. 1. 1: Clasificación de los carbones según materias volátiles. Fuente: Lermusiaux, 1961.
4.1.2.2
El ciclo del carbón
El carbón se deposita bajo la superficie terrestre. Su extracción se realiza
mediante la construcción de minas, que pueden ser subterráneas o de cielo abierto.
En las primeras se excava un sistema de túneles, al que a menudo se accede mediante
un pozo vertical, hasta las vetas de carbón. En las segundas, utilizadas si la veta de
carbón es lo bastante superficial, se retira la capa de tierra que cubre el carbón con
maquinaria pesada, extrayéndose a continuación el mismo.
A la salida de la mina, existen frecuentemente instalaciones para el molido, filtrado y
lavado del carbón, con la finalidad de tener un carbón de calidad homogénea, libre de
impurezas, que pueda arder mejor.
El transporte del carbón hasta su lugar de consumo se hace a través de trenes,
barcazas fluviales, barcos o camiones. No obstante, más de la mitad del carbón se
consume a menos de 50 Km. de la mina.
Un problema durante el transporte es evitar que grandes cantidades de polvo de
carbón se extiendan por las proximidades. Para ello se rocía el carbón con agua o se
transporta en contenedores cerrados o cintas transportadoras cubiertas.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
156
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
4.1.3 APLICACIONES DEL CARBÓN
Actualmente el principal uso del carbón es su empleo en plantas de
generación de energía eléctrica. El siguiente uso, en importancia, se da en la
industria, concretamente en la siderurgia, ya que alrededor de las dos terceras partes
de la producción mundial de acero se basa en la fundición de hierro en altos hornos,
y en el refino posterior del hierro en acero. También hay que considerar su utilidad
como fuente energética en la fabricación de cemento.
Consumo del carbón por sectores (2002)
Residencial
3%
Industria
16%
TOTAL 4.791 Mt
Otros
12%
Generación de
energía
eléctrica
69%
*Otros sectores: comercial, servicios públicos y agricultura
Fig. 4. 1. 1: Consumo del carbón por sectores (2002). Fuente: WEO 2004.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
157
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
4.2 GEOGRAFÍA DEL CARBÓN
4.2.1 RESERVAS PROBADAS
Las reservas de carbón no sólo son mucho más abundantes que las de
petróleo o gas natural, sino que además se encuentran distribuidas de una forma
mucho más homogénea.
El carbón satisface más del 20% de la energía primaria, y en el 2002 fue la segunda
fuente energética.
A finales de 2003 las reservas probadas de carbón ascendían a 984.453 Mt, cifra 192
veces superior a la producción anual (BP, 2004).
1. EE.UU.
2. Federación Rusa
3. China
4. India
5. Australia
6. Alemania
7. Sudáfrica
8. Ucrania
9. Kazajstán
10.Otros de Europa y Euroasia
11. Polonia
12. Brasil
13. Colombia
14. Canadá
15. República Checa
16. Indonesia
17. Otros África
18. Turquía
19. Grecia
20. Bulgaria
Los 20 con más reservas
Resto del mundo
TOTAL MUNDIAL
Antracita
Sub-bitumenes
y bitumenes
y lignito
Total
%
MT
MT
MT
del total
R/P
115.891
134.103
249.994
25,4%
257,7
49.088
107.922
157.010
15,9%
Más de 500
62.200
52.300
114.500
11,6%
68,7
82.396
2.000
84.396
8,6%
229,8
42.550
39.540
82.090
8,3%
236,5
23.000
43.000
66.000
6,7%
322,0
49.520
-
49.520
5,0%
207,4
16.274
17.879
34.153
3,5%
425,5
Ratio
31.000
3.000
34.000
3,5%
401,3
1.584
20.761
22.345
2,3%
357,1
20.300
1.860
22.160
2,3%
136,2
-
11.929
11.929
1,2%
Más de 500
6.267
381
6.648
0,7%
134,8
3.471
3.107
6.578
0,7%
105,8
88,9
2.114
3.564
5.678
0,6%
790
4.580
5.370
0,5%
46,9
5.149
196
5.345
0,5%
Más de 500
278
3.411
3.689
0,4%
74,8
-
2.874
2.874
0,3%
38,3
13
2.698
2.711
0,3%
98,6
511.885
455.105
7.177
10.286
519.062
465.391
98,2%
1,8%
984.453
100,0%
192,5
Tabla 4. 2. 1: Carbón. Reservas probadas: los primeros 20 países (fin 2003). Fuente: BP, 2004.
Ratio R/P = Reservas probadas/producción.
La mayor parte de las reservas se distribuye entre EE.UU., la Federación
Rusa y China, que acumulan más del 50% del total de las reservas mundiales.
Según los datos de la tabla anterior, la cantidad y dispersión geográfica de las
reservas no limitan el uso del carbón, más bien está restringido por el impacto
medioambiental asociado a su aprovechamiento.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
158
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Por regiones, el reparto de reservas también resulta más uniforme. Europa y
Euroasia poseen el 36% de las mismas, pero Asia Pacífico cuenta con más del 29% y
Norte América con el 26%. En un segundo nivel se encuentran África y Oriente
Medio (5,8%) y América Central y del Sur (2,2%).
Antracita
Sub-bitumenes
y bitumenes
y lignito
Total
%
MT
MT
MT
del total
R/P
120.222
137.561
257.783
26,2%
247,2
Norte América
América del Sur y Central
Europa y Euroasia
África y Oriente Medio
Asia Pacífico
TOTAL MUNDIAL
Ratio
7.738
14.014
21.752
2,2%
353,8
144.874
210.496
355.370
36,1%
300,2
56.881
196
57.077
5,8%
233,4
189.347
103.124
292.471
29,7%
113,3
519.062
465.391
984.453
100,0%
192,5
Tabla 4. 2. 2: Reservas de carbón por áreas geográficas al final de 2003. Fuente: BP, 2004.
Europa y Euro
Asia
Asia-Pacífico
América del
Norte
355,4
292,5
257,8
África
América Central
Oriente Medio
1,7
55,4
y del Sur
21,8
Fig. 4. 2. 1: Reservas probadas de carbón al final de 2003 (cantidades en miles de millones de
toneladas). Fuente: BP, 2004.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
159
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
4.2.2 PRODUCCIÓN DE CARBÓN
La producción de carbón mundial en el 2003 aumentó un 5,9% con respecto a
la del 2002, alcanzando 2.519 Mtep. No obstante, los patrones de cada región son
muy distintos, y mientras que los países de la OCDE redujeron en 1,3% la
producción con respecto al 2002, la Federación Rusa la incrementó un 7,1%.
Europa y Euro Asia junto con América del Norte son los mayores productores, a
pesar de que la producción se ha mantenido estable e incluso se ha reducido en los
últimos años.
La región Asia-Pacífico es la que más está contribuyendo al incremento global de la
producción.
Producción anual de carbón en el mundo (1981-2003)
2500
MTep
2000
Asia Pacífico
1500
África
1000
Oriente Medio
500
Europa y Euro Asia
0
19
8
19 1
83
19
8
19 5
87
19
8
19 9
91
19
9
19 3
9
19 5
97
19
9
20 9
01
20
03
América del Sur y Central
Norte América
Año
Fig. 4. 2. 2: Producción regional de carbón (1981-2003). Fuente BP, 2004.
La producción en el 2003 se repartió en su mayoría entre los países que se
muestran a continuación:
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
160
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Variación 2003
Países
1. China
2. EE. UU.
3. Australia
4. India
5. Sudáfrica
6. Federación Rusa
7.Polonia
8. Indonesia
9. Alemania
10. Kazajstán
11. Ucrania
12. Canadá
13. Colombia
14. República Checa
15. Otros Asia-Pacífico
16. Reino Unido
17. Otros Europa y Euroasia
18. Vietnam
19. Turquía
20. Grecia
Resto del mundo
TOTAL MUNDO
Total 10 primeros
Total OCDE
Cuota en
1981
Mtep
1991
Mtep
2001
Mtep
2003
Mtep
sobre 2002
2003
310
545
547
843
15,1%
33,5%
459
540
576
551
-2,3%
21,9%
65
113
180
189
2,8%
7,5%
64
113
160
172
2,2%
6,8%
75
102
126
135
8,4%
5,3%
n/d
155
122
125
8,8%
5,0%
98
91
72
71
-0,7%
2,8%
0
9
57
71
10,9%
2,8%
146
102
54
54
-1,6%
2,1%
n/d
67
41
43
14,5%
1,7%
n/d
69
44
42
-3,2%
1,7%
22
40
38
33
-6,6%
1,3%
3
14
29
32
24,9%
1,3%
43
34
25
24
-0,4%
1,0%
29
28
20
21
2,7%
0,8%
76
56
19
17
-5,9%
0,7%
369
22
15
15
-2,4%
0,6%
3
3
7
11
23,8%
0,4%
7
12
14
11
-9,2%
0,4%
4,7%
4
7
9
10
76
68
55
50
1849
2188
2209
2519
5,9%
1218
1836
1934
2253
58,1%
981
1035
1013
984
-1,3%
0,4%
2,0%
100,0%
39,1%
Tabla 4. 2. 3: Principales productores de carbón. Fuente BP, 2004.
A la cabeza de países productores se encuentra China, que tan sólo en un par de
años ha aumentado la producción casi el 65%. Esto es debido en primer lugar a la
cantidad de reservas que posee, pero también es una consecuencia directa del
aumento de la demanda energética que está experimentando para sostener su
desarrollo.
Casi con la mitad de producción (551 Mtep), le sigue EE.UU., que pese a ser el país
con mayores reservas, ha reducido ligeramente la producción en los últimos años.
Muy por detrás están Australia, India, Sudáfrica y Polonia, y entre los cuatro
producen 621 Mtep, casi tres cuartos de lo que produce China.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
161
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
4.2.3 CONSUMO DE CARBÓN
El consumo de carbón se ha mantenido bastante estable desde 1985, pero a
partir del 2000 ha sufrido un repentino crecimiento como se puede apreciar en el
siguiente gráfico, aumentando en 437 Mtep entre el 2000 y 2003.
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
19
6
19 5
6
19 7
69
19
7
19 1
7
19 3
7
19 5
7
19 7
7
19 9
8
19 1
83
19
8
19 5
8
19 7
8
19 9
9
19 1
9
19 3
9
19 5
97
19
9
20 9
0
20 1
03
Mtep
Consumo Mundial de Carbón (1965-2003)
Año
Fig. 4. 2. 3: Consumo mundial de carbón 1965-2003. Fuente BP, 2004.
El consumo por países revela que China con 799,7 Mtep es el mayor
consumidor, lo que equivale al 31% del total mundial. Su producción de 843 Mtep le
permite cubrir sus necesidades de carbón, e incluso puede almacenar o exportar a
regiones cercanas la diferencia.
El siguiente consumidor es EE.UU., con 573,9 Mtep (el 22% del total mundial), cifra
ligeramente inferior a la que produce. En comparación con el principal consumidor,
la cantidad es cerca del 40% inferior, pero si se considera el consumo per cápita,
resulta que el de EE.UU. es casi un 70% superior al de China. Por ello es previsible
que el consumo en China siga aumentando.
El tercer puesto lo ocupa India, con 185,3 Mtep, el 7% del total a escala mundial. Si
se compara el consumo per cápita con el de EE.UU., se observa que es más de diez
veces inferior.
Japón, Federación Rusa, Sudáfrica y Alemania siguen a los anteriores, pero entre
todos no llegan al 16% del consumo mundial.
Los 20 países con mayor consumo se encuentran en la Tabla 4.2.4:
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
162
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Consumo
%
Población
Consumo
Mtep
del total
(M. hab)
per-capita
mundial
1. China
2. EE.UU.
3. India
4. Japón
5. Federación Rusa
6. Sudáfrica
7.Alemania
8. Polonia
9. Corea del Sur
10. Australia
11. Reino Unido
12. Ucrania
13. Taiwán
14. Canadá
15. Kazajstán
16. España
17. República Checa
18. Indonesia
19. Turquía
20. Italia
Los 20 que más consumen
Resto del mundo
TOTAL MUNDIAL
(tep/hab)
799,7
31,0%
1300,1
0,62
573,9
22,3%
293,6
1,95
185,3
7,2%
1086,6
0,17
112,2
4,4%
127,6
0,88
111,3
4,3%
144,1
0,77
88,9
3,4%
46,9
1,90
87,1
3,4%
82,6
1,05
58,8
2,3%
38,2
1,54
51,1
2,0%
48,2
1,06
50,2
1,9%
20,1
2,50
39,1
1,5%
59,7
0,65
39,0
1,5%
47,4
0,82
35,0
1,4%
22,6
1,55
31,0
1,2%
31,9
0,97
26,9
1,0%
15,0
1,79
20,6
0,8%
42,5
0,48
20,5
0,8%
10,2
2,01
18,9
0,7%
218,7
0,09
15,5
0,6%
71,3
0,22
15,3
0,6%
57,8
0,26
2380,3
92,3%
3765,1
0,63
198,1
7,7%
2620,9
2578,4
100,0%
6386
0,40
Tabla 4. 2. 4: Consumo de carbón por países. Fuente BP, 2004 y Population Referente Bureau 2004.
Por regiones, Asia-Pacífico consume algo más de la mitad del total mundial.
Norte América y Europa y Euro Asia con el 23,8% y el 20,8% respectivamente, van
por detrás. África consume cerca del 4%. Los últimos puestos los ocupan América
del Sur y Central y Oriente Medio.
Región
Norte América
América del Sur y Central
Europa y Euro Asia
Oriente Medio
África
Asia Pacífico
TOTAL MUNDIAL
2003
Variación
%
Población
Mtep
2003
del total
(M. hab.)
sobre 2002
mundial
612,7
2,5%
23,8%
17,7
1,0%
0,7%
443
535,9
4,4%
20,8%
775
432
8,6
3,0%
0,3%
276
97,2
5,7%
3,8%
885
1306,2
10,3%
50,7%
3580
2578,4
6,9%
100,0%
6391
Tabla 4. 2. 5: Consumo de carbón por regiones. Fuente BP, 2004 y Population Referente Bureau 2004.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
163
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
América del Norte
América del Sur y
Central
Europa y Euro
Asia
Oriente Medio
19
65
19
69
19
73
19
77
19
81
19
85
19
89
19
93
19
97
20
01
Mtep
Evolución del consumo regional de cabón (1965-2003)
Año
África
Asia Pacífico
Fig. 4. 2. 4: Evolución del consumo de carbón (1965-2003). Fuente BP, 2004.
4.2.4 COMERCIO INTERNACIONAL
Debido a que los costes de transporte influyen bastante en el precio final del
carbón, el mercado internacional del carbón térmico se divide en dos mercados
regionales: el de la zona del Atlántico y el del Pacífico. Sudáfrica es el punto natural
de convergencia entre ambos mercados, y desempeña un papel fundamental en
transmitir señales de precios entre ellos.
Los importadores principales del mercado Atlántico son los países del oeste de
Europa (Reino Unido, Alemania y España), siendo Sudáfrica, EE.UU., Colombia y
Venezuela el grupo de suministradores.
El mercado del Pacífico, que actualmente supone el 60% del mercado mundial de
carbón térmico cuenta con Japón, Corea y China Taipei como importadores y
Australia, Indonesia y China como exportadores.
En el mercado de coque, destaca Australia por sus exportaciones, que
supusieron el 51% del total mundial en 2002. Debido a que el coque es más caro,
Australia puede permitirse los altos costes de transporte para exportar.
Siguen a Australia países como EE.UU. y Canadá, y recientemente China que está
adquiriendo importancia en este mercado.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
164
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
4.2.5 EVOLUCIÓN DE PRECIOS
La evolución de los precios hasta el 2003 ha sido relativamente moderada,
como puede apreciarse en la figura 4.2.5.
Precios de referencia (basados en Noroeste de Europe)
US$/tonelada
50
40
30
20
10
19
88
19
89
19
90
19
91
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
0
Año
Fig. 4. 2. 5: Evolución de los precios del carbón (1988-2003). Fuente BP, 2004.
Tras la relativa estabilidad observada, los precios del carbón han aumentado a
partir del 2003. Los precios del mercado spot de carbón térmico entregado en el
noroeste de Europa pasaron de 36 $/tonelada en enero de 2003 a 79 $ en julio de
2004, y se estima que seguirán aumentando en el 2005 antes de decaer y llegar a 40 $
en el 2010. Después crecerán de forma más lenta hasta alcanzar unos 44 $ en 2030.
(WEO, 2004).
Las causas que están detrás de esta subida son:
o El aumento de la demanda (7% en 2003) siendo en China donde más creció por
la producción industrial y de electricidad.
o Incremento de las tasas de transporte marítimo. Por ejemplo, el transporte
desde Australia a Japón ha pasado de 4,5 $/tonelada en enero de 2002 a 22 $ en
febrero 2004. Esto es
debido en parte a la gran demanda de China de
importaciones de materias primas como el hierro, que compiten con el carbón
por el espacio en los buques de carga.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
165
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
o Aparición de cuellos de botella en algunos de los puertos principales de carga
de carbón.
o
La apreciación de la moneda de varios de los mayores exportadores como
Australia y Sudáfrica también ha contribuido al aumento de precios.
A pesar de que la tecnología permitirá seguir reduciendo costes de la explotación
minera del carbón, los precios más altos del petróleo motivarán un incremento en
los costes de transporte del carbón, que repercutirá en precios finales superiores.
Enero-02
Julio-02
Enero-03
Noroeste de Europa
Asia
Julio-03
Enero-04
Julio-04
Transporte: Sudáfrica-Rotterdam
Transporte: Australia-Japón
Fig. 4. 2. 6: Precios spot del carbón térmico y tasas de transporte. Fuente: WEO 2004.
Nota: Los precios incluyen coste, seguros y transporte.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
166
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
4.3 PERSPECTIVAS
El carbón seguirá siendo una fuente energética importante según las
previsiones de la AIE. Con sus recursos abundantes y de bajo coste, contribuye al
desarrollo económico y social, pero debe vencer la problemática medioambiental
asociada a su empleo para contribuir al desarrollo sostenible en su triple vertiente.
El carbón supone actualmente el 23% de la demanda de energía primaria, y el 38%
del suministro de la electricidad en el mundo. Es vital para la economía de las dos
naciones más pobladas, China e India, y para economías de países industrializados
como EE.UU. y Alemania.
4.3.1 PREVISIONES DE EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA
Las previsiones de la AIE para la evolución de la demanda del carbón son de
un aumento medio del 1,4%/año hasta el 2030 (WEO, 2004), con lo que la
producción alcanzaría los 7.000 Mt en el 2030, de las que 5.212 Mt serían de carbón
térmico (frente a 3.417 Mt producidas en 2002) y 624 Mt serían de coque, que
comparado con los 485 Mt de 2002 experimentaría un menor incremento. Según el
informe WETO el ritmo al que crecería la demanda sería de 2,3%/año hasta el 2030.
Mediante aproximaciones similares a las realizadas en los modelos de petróleo y gas
natural, se han calculado las emisiones de CO2 a las que daría lugar una u otra
demanda y el aumento de temperatura subsiguiente.
Evolución de la concentración de CO2
430
420
410
400
ppm
390
380
370
360
Aumento de la
temperatura = 0,48ºC
350
340
330
2003
2006
2009
2012
2015
2018
2021
2024
2027
2030
Año
Fig. 4. 3. 1: Evolución de la concentración de CO2 (Aumento demanda de 1,4%/año). Elaboración
propia.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
167
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Evolución de la concentración de CO2
490
470
ppm
450
430
410
390
Aumento de la
temperatura = 0,89ºC
370
350
2003
2006
2009
2012
2015
2018
2021
2024
2027
2030
Año
Fig. 4. 3. 2: Evolución de la concentración de CO2 (Aumento demanda de 2,3%/año). Elaboración
propia.
En ambos casos se atribuye el incremento de la demanda en gran parte a las
necesidades energéticas de los países asiáticos emergentes como China e India.
La AIE matiza que en China la demanda aumentará a un ritmo del 2,2%/año, y en
India del 2,4%/año. La producción en China le permitirá cubrir su demanda de
carbón e incluso exportar unas 130 Mt en 2030. Esta producción supondrá el 39%
del total mundial, frente al 29% del 2002, por lo que seguirá siendo el mayor
productor.
India por el contrario tiene que importar carbón para cubrir sus necesidades actuales,
pero si se realizasen inversiones para mejorar la productividad de sus minas, podría
alcanzar casi el autoabastecimiento en el 2030.
En el extremo opuesto están los países de la OCDE. En Europa se prevé una
reducción de la demanda de carbón del 0,1%/año, mientras que el aumento en
EE.UU. o los países del Pacífico sería sólo de 0,5%/año.
La distribución de la demanda por sectores manifiesta que en el 2030 el sector
de la generación supondrá el 79% de la demanda global de carbón, frente al 69% del
2002, aunque la aportación en la producción mundial de electricidad pasará del 39%
actual al 38%.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
168
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Mt
Demanda de carbón por sectores
5553
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
3306
144 70
Generación de
energía eléctrica
Residencial
767 843
575 562
Industria
Otros
*Otros sectores: comercial, servicios públicos y agricultura
2002
2030
Fig. 4. 3. 3: Demanda de carbón por sectores. Fuente: WEO 2004.
4.3.2 DESAFÍOS MEDIOAMBIENTALES ASOCIADOS AL USO DEL
CARBÓN
Y
PROPUESTAS
TECNOLÓGICAS
PARA
SOLVENTARLOS
Con sus amplios recursos de bajo coste, no hay duda del papel que puede
tener el carbón para el futuro desarrollo económico y social. Pero la industria
reconoce también que tiene que afrontar los desafíos de sostenibilidad
medioambiental, especialmente en lo que se refiere a emisiones de gases de efecto
invernadero. En este capítulo se aborda cómo alcanzar este objetivo a través del
desarrollo y empleo de tecnologías limpias de carbón aplicadas a la generación de
electricidad, ya que es el principal uso al que se destina el carbón.
La problemática medioambiental, así como la naturaleza y el estatus
de las
respuestas tecnológicas asociadas, se resumen en la tabla siguiente:
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
169
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Desafíos medioambientales
Respuestas tecnológicas
Estatus
La emisión de partículas generada
por quemar carbón en centrales
térmicas
se
controla
con
precipitadores electrostáticos y
filtros. Ambos tienen eficiencias
de eliminación del 99,5%.
Tecnología desarrollada
y
ampliamente
extendida, tanto en
países
desarrollados
como en vías de
desarrollo.
Emisión de partículas
Como cenizas de la combustión del
carbón. Las partículas pueden
afectar al sistema respiratorio de las
personas, producen un impacto
local en la visibilidad y causan
problemas de polvo.
Oligoelementos
Incluye emisiones de centrales
térmicas de carbón de mercurio,
selenio, y arsénico, que pueden ser
nocivas para la salud y el
medioambiente.
NOx
Los óxidos de nitrógeno se forman
en los procesos de combustión
donde se usa aire y/o donde el
nitrógeno está presente en el
combustible. Pueden contribuir al
smog, perjudicar a la capa de
ozono, lluvia ácida y emisiones de
gases de efecto invernadero.
SOx
Los
óxidos
de
azufre,
principalmente dióxido de azufre
(SO2), se producen de la
combustión del azufre contenido en
muchos carbones. Las emisiones de
SOx pueden producir lluvia ácida y
aerosoles acídicos.
Estas emisiones se pueden reducir
significativamente
mediante
dispositivos de control de
partículas, combustión en lechos
fluidizados, inyección de carbón
activado
o
equipos
de
desulfuración
Las emisiones NOx pueden
reducirse con el uso de
quemadores de bajo NOx,
tecnologías
de
combustión
avanzadas y técnicas como
reducción selectiva catalítica, y
reducción selectiva no catalítica.
Cerca del 90% de las emisiones de
NOx pueden reducirse usando las
tecnologías existentes.
Tecnologías
desarrolladas,
comercializas
y
ampliamente extendidas
en países desarrollados.
La aplicación de control
de NOx y técnicas de
desulfuración
está
menos generalizada en
países en vías de
desarrollo y, aunque está
creciendo,
podría
emplearse
más
ampliamente.
Hay tecnologías disponibles para
minimizar las emisiones de SOx,
tales como desulfuración de los
gases efluentes y tecnologías de
combustión
avanzadas.
Las
emisiones pueden reducirse cerca
del 90%, y en algunos casos hasta
el 95%.
residuos
pueden
Residuos de la combustión del Estos
minimizarse antes y durante la Tecnologías
carbón
Estos residuos son principalmente
mineral no combustible, con
pequeña cantidad de carbón sin
reaccionar.
Reducción de CO2
combustión del carbón. El lavado
del carbón antes de la combustión
es un método muy efectivo en
costes para que el carbón tenga
alta calidad; ello reduce los
residuos de la central y emisiones
de SOx, y aumenta la eficiencia
térmica. Los residuos pueden
también minimizarse mediante el
uso de tecnologías de combustión
de carbón de alta eficiencia -los
residuos pueden ser reprocesados
en materiales de construcción-.
El aumento de la eficiencia de la
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
desarrolladas
y
continuamente
mejorando.
La
conciencia/conocimient
o de oportunidades para
la
reutilización
de
residuos de las centrales
térmicas
está
aumentando.
Un
ejemplo es la aplicación
de las cenizas en la
fabricación de cemento.
La eficiencia de la
generación con carbón
170
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
El dióxido de carbono es un gas
importante de efecto invernadero; la
reducción progresiva de CO2
derivado del uso de combustibles
fósiles es un elemento esencial en la
respuesta para evitar riesgos del
calentamiento global y cambio
climático.
Eliminación de CO2
La eliminación de las emisiones de
CO2 producidas por el uso de
combustibles fósiles, incluyendo el
carbón, en la generación de
electricidad, ofrece la posibilidad
de compaginar el aumento de la
demanda de energía con el objetivo
global de largo plazo de estabilizar
la concentración de gases de efecto
invernadero en la atmósfera a un
nivel aceptable.
combustión (MW horas por
tonelada de carbón consumido) es
una solución a corto/medio plazo,
que
permite
reducciones
sustanciales de intensidad de gas
efecto
invernadero
en
la
generación
de
electricidad
mediante combustión de carbón
(CO2 por MW hora de electricidad
producido).
pulverizado
aumentó
sustancialmente durante
la última parte del siglo
XX, y con el desarrollo
de
procesos
supercríticos
y
ultrasupercríticos,
continuará un avance
positivo en las próximas
dos
décadas.
Las
tecnologías
de
combustión en lechos
fluidizados
ofrecen
beneficios similares a la
combustión avanzada de
carbón pulverizado y
son muy apropiadas
para la combustión
conjunta de carbón con
biomasa.
Las ‘tecnologías emisión cero’
(ZET) permiten la separación y
captura del CO2 de la generación
carbón y su almacenamiento
permanente en el subsuelo.
Se han desarrollado más
allá del estado de
viabilidad
técnica
tecnologías
de
separación, captura y
almacenamiento
geológico
de
CO2.
Investigadores
y
técnicos
tratan
de
mejorar
estos
componentes
tecnológicos y hacer que
funcionen
en
configuraciones
integradas.
Su
uso
podría empezar dentro
de una década.
Tabla 4. 3. 1: Desafíos medioambientales derivados del uso del carbón, respuesta tecnológica y
estatus. Fuente: World Coal Institute, 2003.
Nota: La tabla se centra en el impacto medioambiental del uso del carbón en generación de
electricidad.
Un factor clave para la reducción de emisiones de contaminantes es la
eficiencia de las centrales eléctricas de carbón. Si se hace un estudio comparativo, se
aprecia que mientras que las eficiencias de las centrales más antiguas en los países
menos desarrollados rondan el 30%, en la OCDE alcanzan el 36%, e incluso del 4345% si funcionan bajo condiciones supercríticas.
Según el World Coal Institute, un 1% de aumento en la eficiencia disminuye las
emisiones cerca de un 2%, con lo que la mejora de las instalaciones existentes puede
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
171
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
traducirse en reducciones de emisiones de CO2 significativas (entre el 10 y 25%), de
otros contaminantes y del combustible requerido, lo que ofrece muchos beneficios a
bajo coste.
4.3.2.1
Medios
para
que
el
carbón
alcance
la
sostenibilidad
medioambiental
La información contenida en la tabla 4.3.1 da una idea general del papel de la
tecnología para hacer frente a cada problema medioambiental específico. En este
apartado se expone más en detalle las opciones tecnológicas que permitirían resolver
los desafíos a los que el carbón debe hacer frente para convertirse en una fuente
energética que contribuya a la sostenibilidad.
•
Opciones existentes
Las actuales centrales térmicas de carbón convencionales se basan en su mayoría
(casi el 90%) en la combustión de carbón pulverizado (PCC) para calentar agua y
producir vapor que va a una turbina de vapor. La otra alternativa es la combustión en
lechos fluidizados (CFBC).
Son muchas y muy variadas las opciones para mejorar el impacto medioambiental de
estas instalaciones, entre ellas el lavado del carbón tiene un papel importante ya que
permite reducir el contenido de cenizas del carbón cerca del 5%, además de las
emisiones de SO2 y contribuye a la mejora de la eficiencia térmica con la
subsiguiente reducción de emisiones de CO2. Su empleo podría extenderse a países
menos desarrollados por su bajo coste. Por ejemplo en China sólo se lava el 11% del
carbón térmico, y si la cantidad se aumentara, la eficiencia podría mejorar entre 2-3%
e incluso 4-5% [IEA CCC 2003a].
Las emisiones de partículas pueden reducirse con precipitadores electroestáticos,
filtros, depuradoras de partículas húmedas, y sistemas de filtración de gases
calientes. Los precipitadores electroestáticos y filtros pueden eliminar cerca del 99%
de emisiones de partículas.
Por otra parte, la preocupación por los efectos de la lluvia ácida ha impulsado el
desarrollo y uso de tecnologías para reducir e incluso eliminar las emisiones de SOx.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
172
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
La tecnología de desulfuración de los gases de salida (FGD), emplea un absorbente
de cal o caliza para eliminar el dióxido de azufre de dicha corriente.
Los costes de las unidades FGD se han reducido significativamente, y ahora alcanzan
precios tres veces inferiores a los de los años 70.
Las tecnologías
para reducir las emisiones de NOx
incluyen el empleo de la
reducción selectiva catalítica (SCR) y no catalítica (SNCR). Las tecnologías SCR
alcanzan disminuciones de NOx del 80-90%, y se usan comercialmente en Japón
desde 1980 donde permiten producir 15 GWe y en Alemania desde 1986, con
capacidad para generar 30 GWe. EE.UU. empezó a emplear las técnicas SCR en los
90.
•
Empleo de tecnologías avanzadas
El desarrollo de tecnologías avanzadas para reducir las emisiones de
contaminantes y mejorar la eficiencia térmica de las centrales de carbón, ha sido y
sigue
siendo intenso. Como consecuencia hay varias propuestas en fase de
introducción o mejora como son:
o Combustión en lecho fluidizado (FBC).
Tecnología que permite reducir las emisiones de SOx y NOx en el 90% como
mínimo. La acción fluidizante posibilita la combustión completa del carbón a
temperaturas relativamente bajas. Los sistemas de FBC permiten quemar casi
cualquier combustible. En EE.UU., por ejemplo, está proliferando el uso de los
sistemas de FBC para quemar residuos de carbón, haciendo que lo que podría ser
un problema medioambiental sea un recurso energético útil. Los lechos
fluidizados circulantes (CFBC) hacen posible la combustión de carbón de bajo
grado, con alto contenido en cenizas, garantizando además menores emisiones de
SOx y NOx.
En Puerto Rico, hay unidades CFBC, que son de las más limpias que existen
actualmente en el mundo. La primera planta CFBC supercrítica se está
construyendo en Polonia, donde se espera que opere a escala comercial en el
2006, con una eficiencia del 43%, un 7% superior a la media actual de la OCDE
[IEA CCC 2003c].
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
173
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Se estima que la tecnología CFBC es la forma más atractiva de lechos
fluidizados, por lo que su aportación futura en el mercado de generación de
electricidad será destacada.
o Centrales con tecnologías supercríticas y ultrasupercríticas.
La incorporación de tecnologías supercríticas a las centrales convencionales
permite alcanzar mayores eficiencias (de hasta el 45%) y en consecuencia
menores emisiones.
Incluso se puede llegar a eficiencias del 50% si las condiciones son
ultrasupercríticas (temperaturas y presiones muy altas).
Las plantas supercríticas se pueden usar con fines comerciales en la mayoría de
países, ya que a pesar de que los costes de capital son ligeramente superiores, los
costes unitarios de combustible son menores por las mayores eficiencias. En total
unas 400 plantas operan en condiciones supercríticas en todo el mundo. Por
ejemplo en China hay nueve plantas supercríticas en operación, 16 en
construcción y 8 planificadas, todas ellas suman una capacidad de 21 GW [IEA
CCC 2004b].
o Gasificación integrada en ciclo combinado (IGCC).
En este sistema el carbón no se quema directamente, pues reacciona con oxígeno
y vapor para producir gas de síntesis compuesto principalmente por H2 y CO. El
gas de síntesis una vez que queda libre de impurezas es quemado en una turbina
de gas para generar electricidad.
La tecnología IGCC ofrece alta eficiencia, generalmente del orden del 40%,
pudiendo llegar al 56% en un futuro, y permite eliminar el 95-99% de emisiones
de NOx y SOx.
Actualmente hay unas 160 centrales IGCC en todo el mundo, incluyendo los
proyectos de una en EE.UU. y otra en Puertollano (España).
Se estima que en el 2020 en EE.UU. se produzcan cerca de 16.500 MWe (MW
equivalentes) mediante esta tecnología [NMA 2003].
Además la gasificación integrada en ciclos combinados podría usarse para el
sistema de emisiones ultra bajas que comprende la captura y almacenamiento de
CO2, ya que el gas de síntesis puede tratarse para la producción de CO2 y H2, que
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
174
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
una vez separado permitiría la generación eléctrica a través de turbinas de gas o
células de combustible, a partir del hidrógeno.
En el presente, las aplicaciones de IGCC para generación eléctrica se consideran
menos seguras que otras opciones de tecnologías limpias de carbón como las que
operan en condiciones supercríticas o los lechos fluidizados. Se necesitan por
tanto mayores estudios para esta tecnología.
•
Explotar las sinergias entre el carbón y las fuentes renovables para permitir una
rápida expansión en el mercado de estas últimas.
Hay una serie de barreras prácticas y económicas que limitan la expansión de las
energías renovables. La IEA estima que las nuevas tecnologías renovables aun
supondrán menos del 5% del total de suministro de electricidad mundial en el 2030
[IEA 2002].
Uno de los problemas de las formas de energía renovables es su naturaleza
intermitente o impredecible. El carbón puede usarse para ayudar a superar estas
dificultades, e incluso apoyar usos renovables.
El carbón se encuentra distribuido de forma muy dispersa, es fácil de almacenar y
transportar, y fiable para la generación, con lo que puede equilibrar la incertidumbre
introducida por la intermitencia de los recursos renovables. Hay además sinergias
entre el carbón y las energías renovables en operaciones que permiten aumentar
significativamente la eficiencia de las tecnologías renovables y puede ser la forma
más efectiva de fomentar su uso a costes competitivos.
En particular, la economía y eficiencia de combustibles renovables de biomasa puede
mejorarse mediante la combustión conjunta con carbón. Las centrales de carbón
convencionales pueden usar entre el 10% y 20% de biomasa sin modificaciones.
Otras renovables también tiene sinergias con el carbón, por ejemplo, incorporar
vapor de energía solar térmica al vapor del ciclo de una central de carbón puede ser
una manera efectiva de convertir la energía solar en electricidad, a costes más bajos y
con mayores eficiencias que otras alternativas como la fotovoltaica.
Por otra parte, las centrales eléctricas de carbón pueden complementar la generación
eólica o hidráulica suministrando el refuerzo necesario cuando las fuentes renovables
no están disponibles.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
175
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
•
Desarrollo y comercialización de las próximas nuevas tecnologías.
Las tecnologías de captura y almacenamiento de carbón (CCS) tienen el
potencial a largo plazo no sólo de ser una vía económica y medioambientalmente
aceptable para el uso del carbón, sino también permitir al carbón formar las bases de
una futura economía de hidrógeno.
Estas tecnologías permiten capturar emisiones de dióxido de carbono y almacenarlas,
pues lo eliminan de los gases de escape de la combustión o gasificación del carbón
impidiendo que llegue a la atmósfera.
El almacenamiento de carbón no está actualmente comercializado, pero las
tecnologías requeridas están ya probadas y han sido usadas en aplicaciones
comerciales en otros contextos.
Las tecnologías para la captura de CO2 de las corrientes emitidas han sido usadas
hace años para la producción de
CO2 destinado a las industrias alimentaria y
química. También las compañías de petróleo separan CO2 del gas natural antes de su
transporte al mercado por gasoducto.
Por tanto hay una variedad de posibles métodos de captura, pero se necesita
demostrar la viabilidad de separar grandes cantidades de CO2 presente en baja
concentración en los gases emitidos por las centrales de generación eléctrica que
emplean carbón.
Si se superan los desafíos técnicos y económicos, los sistemas de captura postcombustión serían una vía práctica para la reducción del CO2.
La principal técnica que se usa actualmente se basa en depurar los gases de salida
mediante una solución de aminas. El inconveniente es que la baja concentración de
CO2 en los gases efluentes implica tratar gran volumen de gases con lo que los
equipos son más caros. Otro problema derivado de la baja concentración es que los
disolventes para capturar el CO2 tienen que ser muy potentes, y la regeneración del
disolvente para liberar el CO2 requiere mucha energía.
La concentración de CO2 puede aumentarse, alcanzando concentraciones superiores
al 90%, usando oxígeno en lugar de aire en la combustión, pero si el combustible se
quema con oxígeno puro se generan temperaturas muy altas, con lo que parte de los
gases efluentes ricos en CO2 serían recirculados a la cámara de combustión para que
las temperaturas sean similares a las alcanzadas en condiciones normales.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
176
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Adicionalmente hay que considerar que la producción de oxígeno es cara, y requiere
mucha energía.
Otra alternativa para aumentar la concentración de CO2 es la captura precombustión, que puede alcanzarse con las tecnologías IGCC, adaptando el proceso
de modo que el H2 se produzca con CO2 en lugar con CO. Así el CO2 se elimina para
almacenarlo o usarlo y el H2 va a una turbina de gas para producir electricidad.
Fig. 4. 3. 4: IGCC con captura pre-combustión de CO2. Fuente: IEA Greenhouse Gas R&D
Programme, 2001.
Por último hay que considerar la combustión de ciclo químico, donde el carbón
se quema indirectamente vía ciclo químico.
Respecto al almacenamiento y empleo del CO2, hay que destacar que
actualmente se están investigando varias formas, entre las que destacan:
-
Almacenamiento geológico mediante la inyección de CO2 en el subsuelo. Esta
alternativa ofrece el potencial de almacenamiento permanente de grandes
cantidades de CO2 y es una de las más estudiadas.
El CO2 se comprime antes de transportarse mediante
geológicas
naturales
del
subsuelo.
El
lugar
del
tuberías a reservas
almacenamiento
es
cuidadosamente elegido, ya que el CO2 estará almacenado durante largos
períodos de tiempo. Los yacimientos agotados de petróleo o gas son lugares muy
adecuados para este tipo de almacenamiento.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
177
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
El almacenamiento geológico tiene como objetivo por tanto el almacenamiento
permanente de CO2, y puede aportar beneficios económicos auxiliares,
permitiendo mejorar la extracción de petróleo y de metano de yacimientos de
carbón, lo que ayudaría a su adopción en la industria.
-
Los acuíferos salinos permiten almacenar grandes cantidades de CO2 en aguas
salinas saturadas profundas. En Noruega existe un proyecto que permite inyectar
cerca de 1 millón de toneladas de CO2 al año en el Mar del Norte a una
profundidad de 800-1000 metros bajo el fondo marino. En Australia también se
está investigando esta opción.
-
Carbonación mineral, proceso donde el CO2 reacciona con sustancias naturales
para crear un producto químicamente equivalente a minerales carbonados. La
alteración atmosférica de rocas alcalinas es una forma natural de almacenar CO2,
pero se necesitan largos períodos de tiempo. Imitando este proceso natural, los
almacenamientos minerales podrían aceleran estas reacciones convirtiendo el
CO2 en un mineral sólido, inocuo para el medioambiente.
La carbonación mineral esta aún en fase experimental, buscando procesos que
permitan acelerar las velocidades de reacción.
El potencial global para el almacenamiento subterráneo de CO2 estimado por la
IEA (Greenhouse Gas R&D Programme, 2001) se muestra en la siguiente tabla. Las
cifras pueden compararse con las emisiones totales proyectadas entre el 2000 y 2050,
de acuerdo con un escenario “business as usual” (proyección IS92a del IPCC), por lo
que esta técnica podría tener un impacto sustancial en las emisiones de CO2.
Capacidad Global
Opción de almacenamiento
Yacimientos agotados de petróleo y gas
Reservas salinas profundas
Depósitos de carbón no explotable
Gt CO2
920
400-10.000
>15
% de emisiones al 2050
45
20-500
>1
Tabla 4. 3. 2: Reservas naturales apropiadas para almacenamiento de CO2. Fuente: AIE Greenhouse
Gas R&D Programme, 2001.
Las estimaciones para reservas salinas profundas se hicieron a principios de
los 90, requiriéndose más estudios para valorar la capacidad de almacenamiento
potencial que pueden tener.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
178
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
4.4 CONCLUSIONES
A diferencia de lo que sucede con otros combustibles fósiles, como el
petróleo, cuyo uso a largo plazo estará muy condicionado por las reservas existentes,
el carbón presenta otra serie de limitaciones, relacionadas con el impacto
medioambiental que produce su consumo.
La captura y almacenamiento de CO2 constituye una de las opciones más
prometedoras para la reducción a gran escala de las emisiones de CO2 derivadas de
usos energéticos, el problema es el coste de su implantación. No obstante, su
economía se puede comparar con otras opciones como las renovables. Por ejemplo,
un estudio de la AIE GHG estima el coste de captura y almacenamiento de carbón en
3 USc/kWh (2,5 zc/kWh) [AIE GHG 2001], que es comparable al precio de compra
actual de renovables en un país como Reino Unido de 3p (5 zc)/kWh o la prima de 9
zc/kWh para la energía eólica en Alemania [Federal Environment Ministry 2000].
Los costes de renovables, por supuesto, se espera que disminuyan en el futuro
conforme las tecnologías se desarrollan, pero se podría seguir el mismo
razonamiento para la captura y almacenamiento de carbón.
Un objetivo clave para los proyectos de investigación es reducir sustancialmente los
costes.
Con una precisión del 25%, se estima que añadir la captura de CO2 aumenta
los costes de capital de una planta de carbón pulverizado un 80% y en una IGCC un
50%, aunque incluso con la captura de CO2 las plantas de IGCC resultan más caras
que las de carbón pulverizado.
Los costes de transporte y almacenamiento del CO2 comprimido se supone que serán
bajos comparados con los de captura y compresión. El programa de la AIE
“Greenhouse Gas R&D”, ha estimado que el almacenamiento en reservas profundas
salinas y en yacimientos agotados de petróleo y de gas costaría $1-3/t CO2,
excluyendo el coste de transporte del CO2. En algunos casos, el empleo del CO2 para
mejorar la producción de petróleo o de metano en yacimientos de carbón, generará
ingresos que permitan compensar parcialmente los costes de captura y
almacenamiento. Las condiciones locales determinarán la distancia a la que se puede
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
179
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
transportar el CO2 desde el lugar en el que se produce, pero se calcula que el coste
de transporte por tubería está entre $1-3/ t CO2 por cada 100 Km.
Los costes de generación de electricidad con y sin captura y almacenamiento de CO2
para un determinado rango de precios de combustible se refleja en la figura 4.4.1.
Los costes se han calculado suponiendo una tasa de descuento del 10% y costes de
transporte y almacenamiento de $8/t CO2 almacenada.
IGCC = Integrated Gasification Combined Cycles
NGCC = Natural gas combined cycle
PF = Pulverised coal fired
Fig. 4. 4. 1: Costes de generación de electricidad con y sin captura y almacenamiento de CO2. Fuente:
IEA Greenhouse Gas R&D Programme, 2001.
La captura y almacenamiento de CO2 aumentan los costes de la generación en
centrales de gas cerca de 1,5 c/kWh, es decir el 60%. En el caso de una planta de
carbón pulverizado con captura post-combustión de CO2 los costes serían de unos 3
c/kWh, que equivale al 90%, prácticamente igual que si la generación es en una
planta de IGCC con captura pre-combustión. El consumidor final percibiría un
aumento menor, debido a los costes añadidos de distribución y ventas.
Por otra parte, los costes de evitar emisiones de CO2 en un rango dado de
precios de combustibles se pueden observar en la
gráfica 4.4.2 (el coste está
valorado en relación a una planta similar sin captura):
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
180
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Fig. 4. 4. 2: Costes por evitar emisiones de CO2. Fuente: IEA Greenhouse Gas R&D Programme,
2001.
El coste en conjunto está entorno a los $40-60/t emisiones CO2 evitadas, y es
muy similar para las plantas de carbón y de gas. La cantidad de emisiones de CO2
evitada es menor que la capturada, porque la energía consumida durante la captura da
como resultado producción adicional de CO2. El coste por tonelada de CO2 capturado
sería por tanto menor que el coste por tonelada de emisiones evitadas.
Las tendencias futuras apuntan a que los costes de la captura y
almacenamiento de CO2 desciendan, como consecuencia de mejoras técnicas y
aplicaciones a grandes escalas, como sucedió con las tecnologías de desulfuración.
Esto convertiría al carbón en un combustible de futuro, por la cantidad de reservas
que existen y su distribución más homogénea.
En resumen, el camino que propone el World Coal Institute para conseguir
reducir las emisiones de CO2 en la generación de electricidad a partir de carbón, se
refleja en el siguiente gráfico que permite progresar hacia mejoras medioambientales,
independientemente del punto de partida.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
181
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Emisiones cero
Supone la captura y almacenamiento de carbón. Esfuerzos
significativos de I+D internacionales en curso. Los proyectos
futuros apuntan a tener plantas experimentales en operación
dentro de 10 años.
Tecnologías avanzadas
Las tecnologías innovadoras permiten eficiencias muy altas y bajas
emisiones. Entre estas tecnologías están la gasificación integrada en los
ciclos combinados (IGCC), la combustión en lechos fluidizados
presurizados (PFBC), y en el futuro células de combustibles integradas en
la gasificación (IGFC). IGCC y PFBC están en fase de operación en
EEUU, Japón y Europa. IGFC en fase de I+D.
Mejoras en la eficiencia de plantas existentes
La generación de la combustión convencional de carbón ha mejorado
significativamente su eficiencia (38-40%), con lo que se han reducido las
emisiones.
Las plantas supercríticas y ultrasupercríticas permiten alcanzar eficiencias más
altas (casi del 45%), y ya algunas funcionado con éxito en Japón, EE.UU., Europa,
Mejoras Carbón
Incluye el lavado/secado de carbón,
briqueteado. Uso extendido en todo el
mundo
Innovación tecnológica
Fig. 4. 4. 3: Ruta para reducciones de CO2 en centrales térmicas de carbón. Fuente: World Coal
Institute, 2003.
4 Carbón: Situación actual y perspectivas
182
5 ENERGÍA NUCLEAR Y DESARROLLO SOSTENIBLE
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
La energía nuclear es la que se libera como resultado de cualquier reacción
nuclear. Esta energía puede obtenerse por fisión o por fusión.
En la fisión un núcleo de
235
U absorbe un neutrón adicional, y como resultado se
parte en dos núcleos menores aproximadamente iguales y dos o tres neutrones,
capaces de inducir la fisión de núcleos adicionales. La fusión nuclear es la unión de
dos núcleos ligeros para formar otro más pesado con liberación de energía.
Este tipo de energía supone más del 16% de la producción de electricidad que
se consume en el mundo, y no por ello deja de ser la forma de energía más polémica.
En estos momentos existen 440 reactores nucleares. Por otra parte, 25 nuevos
reactores, en su mayoría en países asiáticos, se encuentran en fase de construcción.
Además hay 37 con licencia para ser construidos y los pedidos a la espera de
aprobación son 74 (Fuente IAEA).
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
184
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Durante 2003, la capacidad instalada mundial fue de 359 GWe y la generación
eléctrica nuclear total fue de 2574 TWh.
Los diez países con mayor capacidad de generación de electricidad de origen nuclear
en el mundo son: Lituania, Francia, Bélgica, Eslovaquia, Ucrania, Suecia, Bulgaria,
República de Corea, Hungría y Eslovenia. En total, 19 países utilizan la energía
nuclear para suministrar cerca de un 20% de sus necesidades eléctricas.
En la actualidad, hay varias tendencias en el sector nuclear mundial: Estados
Unidos con el alargamiento de vida de las centrales, Finlandia con la construcción de
su quinto reactor nuclear, Francia con el desarrollo de la tecnología del reactor
nuclear EPR o la elevada apuesta de construcción de nuevos reactores en países
asiáticos como China, India, Japón y Corea. Por otro lado, países como Alemania o
Bélgica han aprobado sendos proyectos de abandono progresivo de la energía nuclear
e Italia renunció a esta tecnología desde el principio.
Su desarrollo futuro dependerá de la aceptación social, y de la superación de
problemas de ámbito tecnológico como son la seguridad de las plantas nucleares, el
tratamiento de residuos, los costes, y la proliferación de armas nucleares.
Así pues, en esta sección se realizará un análisis de cada uno de los desafíos
mencionados a los que la fisión ha de hacer frente para su evolución.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
185
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
5.1
INTRODUCCIÓN
La energía nuclear explotada hoy en día procede del fenómeno de la fisión.
Los reactores nucleares usan como combustible uranio enriquecido, que contiene
alrededor de un 3% de
235
U, frente al 0,7% presente en el uranio natural; siendo el
97% restante el isótopo 238U.
La base de la fisión nuclear es que, al absorber un núcleo de
235
U un neutrón
adicional, se parte en dos núcleos menores aproximadamente iguales y dos o tres
neutrones, capaces de inducir la fisión de núcleos adicionales. Para que esto ocurra es
conveniente que los neutrones pierdan velocidad, por lo que es preciso incluir,
además del combustible, una sustancia adicional denominada moderador que frene a
los neutrones. Suele usarse como moderador agua, agua pesada o grafito.
Durante el proceso de fisión se pueden producir nuevos materiales fisionables. No
obstante, en un reactor comercial con un moderador, la cantidad de nuevo material
fisionable producido es mucho menor que la del 235U consumido.
Si la fisión nuclear está procediendo a ritmo constante, para que el reactor produzca
una potencia constante, es preciso que el número “efectivo” de neutrones que cada
núcleo fisionado produzca sea uno, que fisionará a otro núcleo. Para eliminar los
neutrones sobrantes se insertan en el reactor materiales con gran capacidad de
absorción de neutrones (normalmente cadmio o boro), generalmente en forma de
barras de control que se mueven continuamente adentro y afuera, disminuyendo el
número de neutrones cuando hay demasiados y aumentándolo cuando hay demasiado
pocos.
Es preciso además tener algún tipo de fluido que circule a través del reactor y que lo
refrigere. Este puede ser agua, dióxido de carbono presurizado, o incluso sodio
líquido. A la salida del reactor, este fluido calentará otro (normalmente agua) a
través de un intercambiador de calor estanco, para evitar el paso de substancias
radioactivas. Finalmente el vapor de agua producido, accionará una turbina de vapor
que arrastra a un generador eléctrico.
Los reactores en los que se produce la reacción de fisión se pueden clasificar
en reactores térmicos, que usan moderador, y reactores rápidos, que no. Los reactores
térmicos pueden ser de agua ligera (LWR), en los que el agua normal se usa a la vez
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
186
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
como moderador y refrigerante; y a su vez de agua a presión (PWR) o de agua en
ebullición (BWR). Por otra parte están los reactores que usan agua pesada como
moderador, que también hace de refrigerante. La ventaja de estos últimos es que
pueden usar directamente uranio natural.
Reactores que también son capaces de usar uranio natural como combustible son
aquellos donde el moderador es grafito y el refrigerante dióxido de carbono
presurizado. La nueva generación de este tipo de reactores sí necesita emplear uranio
enriquecido.
Otras opciones son usar grafito como moderador y agua o helio como refrigerantes.
Los reactores rápidos no pueden ser refrigerados por agua, debido a que actuaría
como moderador. Puesto que no usan moderador, se puede producir más material
fisionable que el inicialmente introducido. Como la posibilidad de que un neutrón
rápido sea absorbido es mucho menor que la de uno lento, estos reactores necesitan
una concentración de material fisionable mucho mayor, del orden de un 20% en vez
de un 3%.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
187
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
5.2
EL CICLO DEL COMBUSTIBLE NUCLEAR
El conocimiento del contenido neto de energía del uranio sólo puede
estimarse mediante un análisis elaborado del ciclo de vida. De esta forma se pretende
calcular la posible contribución de la fisión al suministro mundial de energía, en
función de los recursos de uranio conocidos, y teniendo en cuenta el gasto energético
de cada etapa.
El esquema del ciclo de combustible se resume en la figura 5.2.1,
Fig. 5. 2. 1: Cadena del combustible nuclear en reactor PWR con ciclo abierto. Fuente: J.W. Storm
van Leeuwen, 2004.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
188
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
5.2.1
CÁLCULO DE LOS COSTES ENERGÉTICOS DE LA
ENERGÍA NUCLEAR
5.2.1.1 Gastos de energía en la minería y molienda
El mineral de uranio se obtiene mediante minería, bien subterránea o a cielo
abierto, y se trata con productos químicos como el ácido sulfúrico para extraer el
componente de uranio de la roca. Después pasa a la siguiente fase de la cadena
nuclear como un compuesto llamado “yellow cake”. La energía específica requerida
para la extracción del mineral de uranio depende mucho de la riqueza del mineral.
Hay varios estudios en los que se calculan los costes energéticos de la
minería, pero el valor más fiable es el que propone Rotty (1975), en el que se tiene en
cuenta que el 60% de la minería sería a cielo abierto, y el 40% subterránea.
J minería = J eléctrica + J térmica = 1,06 GJ/Mg mineral
R = J térmica / J eléctrica = 8,0
Para obtener el “yellow cake” hay que tratar el mineral de uranio con
productos químicos, lo que se realiza en la fase de molienda. El tipo de mineral a
tratar condicionará el gasto de energía, por lo que se hace una clasificación en
función de la concentración de U3O8 para calcular dicho gasto:
o Minerales blandos (concentraciones de U3O8 comprendidas entre 10% y
0,1%):
J molienda = J eléctrica + J térmica = 1,27 GJ/Mg mineral
(ERDA-76-1, 1976)
R = J térmica / J eléctrica = 7,0
o Minerales duros (concentraciones de U3O8 comprendidas entre 0,1% y
0,001% e inferiores):
J molienda = J eléctrica + J térmica = 4,49 GJ/Mg mineral
(Kistemater, 1976)
R = J térmica / J eléctrica = 0,1
Así pues, la fase de minería y molienda lleva asociada los siguientes costes
energéticos:
o Minerales blandos
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
189
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
J mm = J eléctrica + J térmica = 2,33 GJ/Mg mineral
siendo
R = Jth/Je= 7,5
o Minerales duros
J mm = J eléctrica + J térmica = 5,55 GJ/Mg mineral
siendo
R = Jth/Je = 1,6
Conocidos los requerimientos energéticos que demanda la minería y la
molienda del mineral de uranio, se puede estimar cuánta energía cuesta extraer 1 Kg.
de uranio mediante una función de J mm, del rendimiento de la molienda (Y), y de la
fracción másica de uranio en el mineral (γ). Para trabajar con la concentración de
mineral en % en masa de U3O8, hay que tener en cuenta que el contenido de uranio
en 1 Kg. de U3O8 es 0,848 Kg.
J=
J mm
J mm
=
Y ⋅ γ Y ⋅ 0,00848 ⋅ G
J=
J mm
c
=
8,48 ⋅ Y ⋅ G Y ⋅ G
(GJ / MgU )
(GJ / KgU )
Y= 0,980-0,0723·(logG)2
[5.1]
[5.2]
[5.3]
Calculando Y en función de datos empíricos y teóricos, se llega a la figura
5.2.2, que representa los costes parciales de energía asociados a un periodo de
recarga, como función de la concentración del mineral, suponiendo el caso
energéticamente más favorable de un consumo de 46 GW (th) día/Mg HM y mineral
blando. Los costes son parciales porque no se incluyen las deudas energéticas de la
construcción de la central. Hay dos curvas, una que incluye los costes de todo el ciclo
esquematizado en la figura 5.2.1, y otra que sólo considera los cinco de la fase
inicial. En torno a una concertación de 0,01%, los costes crecen bruscamente, con lo
que la producción de energía no cubre la energía demandada para ello.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
190
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Fig. 5. 2. 2: Comparación de los costes de combustible con la producción de energía eléctrica. Fuente:
J.W. Storm van Leeuwen, 2004.
5.2.1.2 Requerimientos de energía para la transformación del U3O8 en
UF6
El “yellow cake” debe refinarse para obtener U3O8 muy puro y así convertirlo
en UF6, ya que es el único componente de uranio gaseoso a bajas temperaturas y el
enriquecimiento de 235U requiere que el compuesto esté en estado gaseoso.
El gasto de energía específica es en esta fase (ERDA-76-1, 1976):
J con = J eléctrica + J térmica = 1,478 GJ/Kg. U
siendo
R = Jth/Je= 27
Pérdidas del proceso del 0,5% (NRC, 1996).
5.2.1.3 Enriquecimiento
Para el enriquecimiento del uranio, se usan dos técnicas principalmente, la
difusión gaseosa y la separación centrífuga. Se estima que en el futuro sólo el 30%
del enriquecimiento se hará mediante gasificación. El gasto de energía específica
debe incluir la construcción, operación y mantenimiento de la planta de
enriquecimiento.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
191
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
o Enriquecimiento mediante difusión gaseosa (NRC, 1996):
J difusión =11,00 GJ/UTS (unidades trabajo de separación) R=Jth/Je = 0,083
Pérdidas de proceso 0,5 % (NRC, 1996).
o Enriquecimiento mediante separación centrífuga (Kistemater, 1975 y
Rotty, 1975):
J centrífuga = 3,10 GJ/UTS
R=Jth/Je = 2,72
Teniendo en cuenta que la aplicación de los procesos llegará a tener un
proporción de 30/70 como se indicó anteriormente, la energía necesaria sería:
J enriquecimiento = 5,47 GJ/UTS
R= Jth/Je =0,51
5.2.1.4 Fabricación de elemento combustible
El UF6 enriquecido se transforma en un sólido cerámico, UO2, antes de su uso
como combustible en el reactor. Las pastillas de UO2 se empaquetan en tubos de
zircalloy, y la agrupación de un número determinado de estos tubos forma el
elemento combustible que se introduce en el reactor. Este proceso requiere la
siguiente energía (ERDA-76-1, 1976):
J fabricación = J eléctrica + J térmica = 0,00379 PJ/Mg U
siendo
R=Jth/Je=2,50
5.2.1.5 Costes de construcción
Un estudio de la evolución de los costes en centrales PWR de EE.UU. hasta
1986, resumido en la figura 5.2.3, muestra cómo los costes unitarios cayeron en
1970, para después aumentar considerablemente. En 1983 el coste unitario más alto
era de unos 6 G$/GWe y el más bajo de 1,3 G$/GWe. En 1986, estos valores fueron
de 4,7 G$/GWe y 1,5 G$/GWe respectivamente, sufriendo un descenso debido a la
cancelación de construcción de las plantas con los costes más elevados. El coste
límite a partir del cual se cancelaría la construcción de una central nuclear podría
establecerse en 4 G$(1982)/GWe. Esta escalada en los costes podría ser una de las
causas que han supuesto que no se apruebe la construcción de nuevas centrales
nucleares en EE.UU. desde 1978.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
192
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Fig. 5. 2. 3: Costes históricos de construcción de centrales LWR en EE.UU. Fuente: J.W. Storm van
Leeuwen, 2004.
El cálculo de la energía requerida en la construcción no es inmediato ni
directo, por ello se usan métodos indirectos como el análisis del proceso, el análisis
input/output (I/O) o una variante que considera la aplicación de pesos para los
materiales. Los resultados obtenidos aplicando cada una de las metodologías se
resume en la siguiente tabla. Pueden consultarse los detalles de las operaciones en el
artículo de J.W. Storm van Leeuwen, 2004.
Costes en G$
Costes de energía en PJ de acuerdo con:
(1982)
Análisis del proceso
Análisis I/O
Consideración de
pesos para
materiales
1,4
40
31
45
3,7
107
81
97
6
174
132
142
Tabla 5. 2. 1: Costes energéticos de construcción en función de varias hipótesis. Fuente: J.W. Storm
van Leeuwen, 2004.
De los valores de la tabla, se escoge el más bajo (J
construcción
= 81 PJ, siendo
R=4,8), para asegurar que no se exageran los requerimientos energéticos (J.W. Storm
van Leeuwen, 2004).
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
193
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
5.2.1.6 Costes de operación, mantenimiento y reacondicionamiento
(OMR)
Los costes de operación y mantenimiento (O&M) durante el período de vida
activa de las centrales PWR suponen unos 100 M$ anuales, o unos 138 M$ en 2000.
Esta cifra es un 2,1% de los costes medios de construcción. Por otra parte, muchas
centrales necesitan reacondicionamientos, de sistemas de control y seguridad o de
generadores, lo que supone entre 20-80% de los costes originales de construcción. Se
supondrá que los últimos costes citados son el 50% de los costes medios de
construcción (J.W. Storm van Leeuwen, 2004), y que se descuentan en un período de
24 años de operación a plena potencia, con lo que la media anual es del 2% de los
costes de construcción por año de plena potencia.
El gasto total energético de OMR si se consideran los tres en promedio como una
actividad económica en la construcción, es del 4,8% de la energía requerida en la
construcción por año de plana potencia (FYP):
J OMR = 0,048·81= 3,9 PJ/FYP
siendo R=11.
Para 300 días de carga, J OMR = 3,2 PJ/FYP
y
R=11.
La energía requerida para el transporte, se incluye en otras actividades.
5.2.1.7 Desmantelamiento
En esta etapa se incluyen operaciones de O&M durante el período de
seguridad después de la parada final, la limpieza de componentes nucleares antes del
desmantelamiento, la demolición de componentes radioactivos, así como el
empaquetado y almacenamiento permanente de los residuos del desmantelamiento.
Estos costes energéticos pueden alcanzar entre el 100% y 220% del total de los de
construcción, en función del tiempo de operación a plena potencia. El estudio de
Storm van Leeuwen considera que ascienden al 200% en relación a la energía
requerida en la construcción, después de unos 2 años de plena potencia.
Así pues, se tiene:
J Desmantelamiento = 2,0 PJ/300 días, con R=10,6. Esta cifra es por período de recarga.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
194
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
5.2.1.8 Reconversión del área de la minería
La energía necesaria para la reconversión de las zonas donde se lleva a cabo
la minería y molienda del mineral de uranio depende de la masa de restos de la
molienda, que se calcula se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación:
⎛ 100
⎞
mt (M , G, x p , x f , xt ) = 1,18 ⋅ M ⋅ f (x p , x f , xt ) ⋅ ⎜⎜
− 1⎟⎟
⎝ Y (G ) ⋅ G ⎠
[5.4]
En la expresión anterior el factor 1,18 viene de convertir Mg U en Mg U3O8
(1,18 Mg U3O8 contienen 1 Mg U). El factor 100 viene de la conversión de
fracciones específicas de mineral en porcentaje. Los restos de la molienda deben ser
tratados para no dañar el medioambiente.
Partiendo de la ecuación [5.4], Storm van Leeuwen estima que los costes de energía
asociados a la reconversión de las zonas de minería y molienda son:
J · mt (M, G, xp, xf, xt),
Siendo J= 4,5·10-6 PJ/Mg, R=8,0 (la masa (Mg) se refiere a los restos de la
molienda
5.2.1.9 Residuos de media y baja actividad: acondicionamiento y
almacenamiento
Se incluyen los residuos de la conversión y fabricación de combustible y los
resultantes del reactor, pero no los elementos combustibles, es decir, los residuos de
menor actividad. Se han tomado cifras de la industria sobre cantidades medias, pero
resulta una buena aproximación. La energía para el acondicionamiento, es decir, para
embidonado de los residuos en un período de recarga a plena potencia sería:
J Acondicionamiento = 0,535 PJ siendo R=4,8
Para un período de recarga de 300 días resulta:
J Acondicionamiento = 0,440 PJ siendo R=4,8
Por otra parte, se supone que este tipo de residuos se almacenan en un
depósito geológico similar al concepto del SFR de Suecia, que implica el
almacenamiento subterráneo en una formación rocosa estable. Para ello se tienen que
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
195
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
mover 13,8 Mg de roca por cada m3 de residuo almacenado. Además hay que tener
en cuenta que el depósito se rellena con bentonita. Todo ello se traduce en un gasto
energía para el almacenamiento de:
J Almacenamiento = 45,5 GJ/m3 residuo, siendo R = 5.
Puesto que los contenedores para este tipo de almacenamiento son de un m3,
se requieren 45,5 GJ por contenedor, por ello para un período de recarga de 300 días
se obtiene:
J Almacenamiento = 0,0708 PJ, siendo R = 8. (J por período de recarga).
5.2.1.10 Uranio empobrecido
El uranio empobrecido se embidonaría de manera segura después de haber
reconvertido el UF6 a U3O8, y finalmente se almacenaría en un depósito geológico.
Por ello la energía requerida en esta etapa proviene de:
-
Reconversión = 1430 GJ(th)/MgU + 53 GJ(e)/MgU
-
Acondicionamiento = 166 GJ(th)/MgU + 35 GJ(e)/MgU
-
Almacenamiento = 28 GJ(th)/MgU + 4 GJ(e)/MgU
-
Total = 1620 GJ(th)/MgU + 90 GJ(e)/MgU
Por ello, el total de la energía sería: J uranio empobrecido = 0,0017 PJ/MgU, con R=18.
Para la carga de un reactor habría que considerar la cantidad de uranio empobrecido:
J uranio empobrecido · cantidad de uranio empobrecido
5.2.1.11 Combustible
gastado:
almacenamiento
provisional,
acondicionamiento, y almacenamiento final.
El combustible gastado que se extrae del reactor se almacena entre 30 y 60
años en edificios blindados, donde se refrigera con aire o agua. De esta forma la
radiactividad decae hasta niveles en los que los elementos combustibles pueden
tratarse, aunque sea mediante control remoto.
Se estima que el coste de esta fase podría ser:
J Almacenamiento provisional =0,0095 PJ/MgU, con R = 5.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
196
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
El gasto de energía para el almacenamiento provisional de la carga de un reactor, de
masa M es: J Almacenamiento provisional ·M
Además hay que considerar el acondicionamiento, es decir su embidonado,
para lo que se necesita la siguiente energía:
J Acondicionamiento =0,002 PJ/Mg con R = 11
Los costes de energía de acondicionamiento del combustible de la carga de un
reactor carga, de masa M son: J Acondicionamiento ·M
El almacenamiento final es complejo, y según Storm van Leeuwen sería:
J Almacenamiento final = 0,01 PJ/Mg con R=8.
La energía en función de la carga de un reactor, de una masa M, es:
J Almacenamiento final ·M
5.2.1.12 Residuos del enriquecimiento
Los residuos de proceso de enriquecimiento son radioactivos, y tienen que
almacenarse de forma segura. Estos residuos requieren la siguiente energía para su
tratamiento:
-
Acondicionamiento = 6,5·10-6 PJ(e)/MgUTS + 66,8·10-6 PJ(th)/MgUTS
-
Almacenamiento = 1,3·10-6 PJ(e)/MgUTS + 10,5·10-6 PJ(th)/MgUTS
-
Total = 7,8·10-6 PJ(e)/MgUTS + 77,3·10-6 PJ(th)/MgUTS,
El total sería J Enriquecimiento = 85,1·10-6 PJ/MgU UTS con R=9,9
5.2.2 EMISIONES DE CO2 DERIVADAS DE LAS NECESIDADES
ENERGÉTICAS DEL CICLO DE COMBUSTIBLE NUCLEAR
Los resultados del apartado
anterior indican que los requerimientos
energéticos principales de una central nuclear, hasta el fin de su vida útil se asocian
a:
o Construcción y operación de la planta.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
197
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
o Minería y obtención del uranio del mineral, lo que depende de la riqueza
del mineral.
o Enriquecimiento del uranio y fabricación del material combustible.
Además hay considerar una serie de deudas energéticas contraídas por la central
nuclear y que deben saldarse tras la vida útil de misma, como son:
o Acondicionamiento de elementos combustibles consumidos altamente
radioactivos, y su posterior almacenamiento en un estrato geológico
estable.
o Almacenamiento de los residuos de baja y media actividad y del uranio
empobrecido.
o Desmantelamiento de la planta, y eliminación de restos radioactivos.
Para satisfacer las demandas energéticas anteriores se requiere el uso de
combustibles fósiles, y esto produce CO2, con lo que el empleo de la energía nuclear
lleva asociado de forma indirecta emisiones de CO2. Storm van Leeuwen y Smith
han transformado la producción acumulada de energía y los déficits del ciclo de
combustible nuclear en las emisiones de CO2 correspondientes, y las han comparado
con las de una central que usa gas natural como combustible, siendo G el porcentaje
de uranio en el mineral:
Fig. 5. 2. 4: Comparación entre emisiones acumuladas de CO2 de una central nuclear y una central que
usa gas natural, para minerales blandos. Fuente: Storm van Leeuwen y Smith, 2002.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
198
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Fig. 5. 2. 5: Comparación entre emisiones acumuladas de CO2 de una central nuclear y una central que
usa gas natural, para minerales duros. Fuente: Storm van Leeuwen y Smith, 2002.
Las figuras 5.2.4 y 5.2.5 representan lo mismo, pero la primera de ellas en
relación a minerales blandos y la segunda a duros.
La figura 5.2.4 manifiesta que si hay minerales blandos con un contenido de uranio
mayor o igual al 1%, la central nuclear es competitiva en lo que a emisiones de CO2
se refiere, tras siete años de carga completa. Si el contenido de mineral es del 0,02%,
lleva cerca de 13 años. Para minerales aún más pobres (0,01%) la central nuclear es
responsable de más emisiones de CO2 que si la misma cantidad de energía (eléctrica)
se hubiese obtenido de quemar directamente los combustibles fósiles.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
199
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Fig. 5. 2. 6: Comparación entre emisiones totales de CO2 de una central nuclear al final de su vida (24
años de carga completa) y una planta de gas, Minerales duros y blandos. Fuente: Storm van Leeuwen
y Smith, 2002.
En la figura 5.2.6 se observa que, independientemente del tipo de mineral
(blando o duro), una central nuclear produciría el 30% del total de las emisiones de
CO2 de una central de gas. Si la riqueza del mineral es inferior al 0,02% para
minerales duros, o del 0,01 % para blandos, el uso de la energía nuclear produce más
emisiones que si se queman directamente los combustibles fósiles.
De aquí se deduce la importancia de conocer el uranio disponible en minerales de
cierta riqueza. Hay estudios (Storm van Leeuwen y Smith, 2004) que apuntan a que
estas reservas no permitirían mantener una producción eléctrica total anual de 60 EJ
durante tres años completos.
5.2.3 DISPONIBILIDAD DE COMBUSTIBLE NUCLEAR
Como se ha explicado en el apartado anterior, la contribución de la energía
nuclear al suministro de energía mundial presenta una alta dependencia de la
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
200
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
cantidad de uranio que se pueda recuperar y de la energía eléctrica que podría
producirse a partir de dicho uranio.
Los siguientes gráficos realizados por Storm van Leeuwen y Smith, muestran
la producción de energía por Mg de uranio:
Fig. 5. 2. 7: Producción de energía por Mg Uranio. Minerales blandos.
Fig. 5. 2. 8: Producción de energía por Mg Uranio. Minerales duros.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
201
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Storm van Leeuwen y Smith concluyen en su estudio que las reservas
conocidas de una riqueza de 0,02% en el caso de minerales duros y de 0,01% en el de
blandos, no permitirían producir 60 EJ de energía eléctrica durante más de tres años.
Incluso si los recursos de uranio fueran mucho mayores que los considerados en el
citado estudio, se podría prolongar la producción sólo durante varias décadas.
5.2.4 DISPONIBILIDAD DEL COMBUSTIBLE PARA REACTORES
DE FISIÓN EN FUNCIÓN DEL PRECIO
Los elementos disponibles como combustibles en los reactores nucleares de
fisión son muy limitados. Los más usados son el uranio 235 y el plutonio 239 y 241
que proceden del uranio. Se estudió inicialmente la posibilidad de emplear torio, ya
que presentaba la ventaja de ser más abundante que el uranio, pero su tecnología no
se ha desarrollado.
El uranio se obtiene de minerales que poseen sólo un 0,71% de U-235, siendo el
resto el isótopo U-238. Esta mezcla de isótopos, constituye lo que se denomina
uranio natural. El contenido de U-235 necesario en el núcleo de un reactor comercial,
suele ser de un 2 a un 3%. Por lo tanto, se necesitan realizar una serie de operaciones
para enriquecer el uranio en su isótopo 235. Si se partiese de 1.000 Kg. de uranio
natural, tras dichas operaciones sólo se tendrían 182 Kg. de uranio enriquecido.
Las cantidades de uranio natural que existen en la naturaleza son relativamente
importantes, y a diferencia de los recursos fósiles, sus yacimientos están muy
dispersos.
Una estimación de los recursos de uranio, requiere hacer una distinción entre:
•
recursos convencionales totales, donde se agruparían los recursos
razonablemente asegurados y a los adicionales estimados;
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
202
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
•
recursos convencionales totales no descubiertos, que incluirían los
recursos previsibles en zonas geográficas bien definidas, y los que se
prevé que existan en zonas no exploradas.
Además se hacen clasificaciones según los precios asociados a su explotación.
En la siguiente tabla se pueden observar las reservas razonablemente aseguradas, que
son las que poseen mayor interés:
RESERVAS (1) DE URANIO. DESGLOSE POR PAÍSES Y MARGEN DE COSTE
Rango de coste
Países
≤$40/kg U
$40-80/kg U
≤$80/kg U
$80-130/kg U
Alemania (a) (b)
0
0
0
3.000
Argelia (a) (b) (c)
ND
ND
19.500
0
Argentina
4.780
100
4.880
2.200
Australia
689.000
13.000
702.000
33.000
Brasil (b) (c)
26.235
59.955
86.190
0
Bulgaria (a) (b) (c )
1.665
4.205
5.870
0
Canadá
297.264
36.570
333.834
0
Chile (c) (d)
ND
ND
ND
ND
China (c )
26.235
8.825
35.060
0
Dinamarca (b) (c )
0
0
0
20.250
Eslovenia (b)
0
2.200
2.200
0
España
0
2.460
2.460
2.465
Estados Unidos
ND
ND
102.000
243.000
Finlandia (b) (c )
0
0
0
1.125
Gabón (b)
0
0
0
4.830
Grecia (a) (b)
1.000
0
1.000
0
India (c) (d)
ND
ND
ND
ND
Indonesia (b) (c)
0
320
320
4.300
Irán (c )
0
0
0
370
Italia (a) (b)
ND
ND
4.800
0
Japón (b)
ND
ND
ND
ND
Kazakhstan (b) (c )
280.620
104.005
384.625
145.835
Malawi (a) (b) (c )
ND
ND
8.775
0
México (a) (b) (c )
0
0
0
1.275
Mongolia (a) (b) (c )
7.950
38.250
46.200
0
Namibia (b) (e)
57.262
82.035
139.297
31.235
Níger
89.800
12.427
102.227
0
Perú (c)
ND
ND
1.215
0
Portugal
ND
ND
7.470
0
República Centroafricana (a) (b) ©
ND
ND
6.000
6.000
República Checa
0
830
830
0
República Democrática del Congo (
ND
ND
1.350
0
Rumania (b) (c ) (e )
0
0
0
3.325
Rusia (c )
52.610
71.440
124.050
18.970
Somalia (a) (b) (c )
0
0
0
4.950
Suecia (b)
0
0
0
4.000
Suráfrica (f)
119.184
112.480
231.664
83.666
Tailandia (a) (c )
0
0
0
5
Turquía (b) (c )
0
6.845
6.845
0
Ucrania (c)
15.380
19.250
34.630
30.030
Uzbekistan (c )
61.510
0
61.510
18.110
Vietnam (c )
ND
ND
ND
ND
Zimbabwe (a) (b) (c )
ND
ND
1.350
0
Total (c)
1.730.495
575.197
2.458.152
661.941
Total corregido (d)
>916,00
>531,00
2.274
660
(1) Reservas «razonablemente aseguradas» en toneladas de uranio a 1-1-2003.
ND: Datos no disponibles.
(a) Datos del anterior «Libro Rojo».
(b) Evaluación no realizada en los últimos cinco años.
(c) Ajustado por la secretaría.
(d) Datos de coste no suministrados, por lo que los recursos están en la catregoría <$ 130/kgU
(e) Datos del anterior «Libro Rojo», reducidos en pasada producción
(f) Datos reducidos pr la producción 1999-2002
(g) Los totales que figuran hasta $80 son en realidad mayores ya que hay países que no dan datos.
≤$130/kg U
3.000
19.500
7.080
735.000
86.190
5.870
333.834
560
35.060
20.250
2.200
4.925
345.000
1.125
4.830
1.000
40.980
4.620
370
4.800
6.600
530.460
8.775
1.275
46.200
170.532
102.227
1.215
7.470
12.000
830
1.350
3.325
143.020
4.950
4.000
315.330
5
6.845
64.660
79.620
1.005
1.350
3.169.238
2.964
Tabla 5. 2. 2: Reservas de Uranio. Fuente: Nuclear Energy Agency, 2003.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
203
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Las reservas de mayor interés son las correspondientes a la categoría
≤80$/kgU. El 90% de dichas reservas se distribuye en las siguientes áreas
geográficas:
5%
14%
16%
4%
4%
6%
28%
9%
Fig. 5. 2. 9: Distribución de las reservas de uranio. Fuente: Nuclear Energy Agency, 2003.
El desglose de las reservas totales razonablemente aseguradas, incluyendo
hasta la categoría de 130$/kgU, no difiere mucho del anterior, y puede observarse en
el siguiente diagrama sectorial:
Distribución de reservas de Uranio (Coste≤$130kgU)
Australia
19%
22%
Kazajstán
EEUU
5%
Canadá
Suráfrica
5%
17%
10%
11%
11%
Namibia
Rusia
Otros
Fig. 5. 2. 10: Distribución de reservas de uranio de coste ≤$130KgU. Fuente: Nuclear Energy Agency,
2003.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
204
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Los recursos de uranio se encuentran más uniformemente distribuidos en el
mundo, destacando las reservas que existen en Australia, Canadá o Kazajstán.
Este reparto favorece que se pueda usar el mineral obtenido en el propio país,
eliminando la dependencia energética exterior.
Un estudio de la Agencia de Energía Nuclear publicado en el 2004, revela
que los recursos convencionales conocidos totales en las categorías <80$/kgU
(alrededor de 3.537.000 toneladas U) y <130$/kgU (sobre 4.589.000 toneladas U)
aumentaron en el 2003 significativamente comparado con sus niveles de 2001. Los
recursos conocidos <40$/kgU crecieron alrededor del 21% comparado con 2001,
principalmente debido a incrementos en esta categoría en Australia, Canadá, Níger, y
Kazajstán. Los recursos convencionales totales no descubiertos en 2003 sumaron
casi 9.794.000 toneladas U, un descenso de 2.477.000 toneladas U desde el 2001,
principalmente debido a reducciones de China y Rusia.
El balance de recursos totales del 2003 no difiere mucho del de 2001, pues nuevos
descubrimientos o la transferencia de recursos a categorías de mayor confianza han
mantenido el equilibrio.
El siguiente gráfico muestra la distribución de recursos razonablemente asegurados
entre los países con mayores recursos:
Fig. 5. 2. 11: Distribución de recursos razonablemente asegurados entre los países con mayores
recursos. Fuente: Nuclear Energy Agency, 2003.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
205
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
El descubrimiento de nuevos yacimientos va muy ligado a las exploraciones,
y hay que destacar que en el 2002 supusieron un alrededor de un total de 95 millones
de dólares, un aumento del 7% respecto al 2001, pero aún inferior a las realizadas
entre 1996 y 1998 de entre 110 y 155 millones de dólares. Casi el 80% de las
exploraciones se realizaron a nivel nacional. Se espera que en los próximos años se
gaste más en exploración, llegando a los 98 millones de dólares.
La producción de uranio en 2002 fue de 36.042 toneladas U, no muy distinta
de la del 2000 (36.011 toneladas U), pero menor que la de 2001 (37.020 toneladas
U). Un total de 20 países son los productores en el 2002, pues Portugal dejó la
producción en el 2001. El aumento mayor entre 2000 y 2002 ocurre en Kazajstán
(51% del aumento). Reducciones significativas se dan en España y Francia.
Una vez revisados los recursos y la producción, hay que estudiar la demanda
de uranio, pues lo que garantiza la sostenibilidad de una fuente energética es que
pueda satisfacer la demanda actual y futura.
El estudio de la Agencia de Energía Nuclear indica que a finales de 2002 operaban
un total de 441 reactores nucleares con una capacidad de generación de 364 GWe,
requiriendo 66.815 toneladas U.
Para el 2020, la capacidad nuclear podría crecer entre 418 y 483 GWe netos
(Uranium 2003: Resources, Production and Demand, NEA). Consecuentemente, los
requerimientos de uranio referentes a reactores nucleares crecerían hasta alcanzar
entre 73.495 toneladas U y 86.070 toneladas U en el 2020.
No obstante, estas estimaciones se pueden ver modificadas por factores como la
aceptación social de la energía nuclear, propuestas de gestión de residuos, la
evolución de la demanda de electricidad, etc.
Si se comparan los datos de la demanda de uranio con los de producción, se
aprecia que se produce menos de lo que se consume. Al final del 2002, la producción
mundial de uranio (36.042 toneladas U) supuso el 54% de lo que se necesitaba en los
reactores nucleares de todo el mundo (66.815 toneladas U), proviniendo el resto de
fuentes secundarias, incluyendo reservas civiles y militares, y uranio reprocesado y
re-enriquecido a partir del uranio agotado.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
206
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
El mercado de uranio a medio plazo es incierto debido a la información limitada
disponible sobre la naturaleza y alcance de suministros secundarios. La información
disponible sugiere que aunque los inventarios comerciales han disminuido,
constituyen una aportación sustancial.
El uranio derivado de la conversión de cabezas nucleares constituirá probablemente
una fuente significativa de suministro en el corto plazo, una continuación de un
exceso de suministro, con lo que los precios esperados son bajos. Por lo tanto, los
niveles de producción no aumentarán, y se reducirán los inventarios civiles y
militares durante varios años. El precio del uranio ha influido en el sector de la
producción de diversas formas, tales como cierres de minas y aplazar inversiones en
proyectos de desarrollo y exploración. La producción y exploración van a
permanecer probablemente en un segundo plano hasta que exista suficiente
información de suministros secundarios.
Las
capacidades
de
producción
de
uranio
incluyendo
existentes,
comprometidos, programados y las prospectivas de producción soportadas por los
recursos convencionales conocidos recuperables a un precio de <80$/kgU no pueden
satisfacer los requerimientos futuros de uranio proyectados a nivel mundial ni en el
caso de baja demanda. Por ello, recursos secundarios, como exceso de inventarios
comerciales, el esperado reparto de uranio poco enriquecido derivado del uranio
altamente enriquecido de cabezas nucleares, el re-enriquecimiento de colas y
combustible gastado, son necesarios para asegurar el suministro en un futuro
cercano. Sin embargo, se espera que los recursos secundarios desciendan en
importancia, particularmente después de 2020, y las necesidades de los reactores
tendrán que ser paulatinamente satisfechas por la expansión de la capacidad de la
producción existente, junto con el desarrollo de centros adicionales de producción o
la introducción de ciclos de combustible alternativos. No obstante, se necesitarán
incrementos significativos y sostenidos a corto plazo en los precios del uranio para
estimular el desarrollo de recursos. Debido a los largos periodos de tiempo
necesarios para descubrir nuevos recursos e incorporarlos a la producción
(típicamente del orden de 10 ó 20 años como mínimo), es ahí donde reside el
potencial para el desarrollo del suministro ante el déficit de uranio y la ascendente
presión en los precios cuando los recursos secundarios estén agotados. Una mayor
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
207
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
información sobre la naturaleza y extensión de inventarios de uranio mundiales y
otros recursos secundarios permitirían hacer los pronósticos adecuados necesarios
para tomar a tiempo las decisiones de producción.
El estudio de las reservas de uranio de la Agencia de la Energía Nuclear
(NEA), hace una estimación del tiempo que dichas reservas podrían satisfacer una
demanda de energía nuclear similar a la del 2002, en función del tipo de reactor
empleado. Los resultados se resumen en la siguiente tabla:
Años de generación de
electricidad nuclear similar
a la del 2002 con los
recursos
convencionales
conocidos
Ciclo combustible actual
85
(LWR, ciclo abierto)
Reutilización
100
(Sólo Pu, un reciclado)
130
Reactores de agua ligera y
reactores
rápidos
(mezclado
con
reutilización)
Reactores rápidos con
2550
recirculación
de
combustible
Reactor/Ciclo
combustible
Años de generación de
electricidad nuclear similar
a la del 2002 con el total de
recursos convencionales
270
300
410
8500
Tabla 5. 2. 3: Años de disponibilidad de recursos para varias tecnologías. Fuente: Nuclear Energy
Agency, 2003.
Nota: 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.
Se puede observar que en función del tipo de reactor o del ciclo de
combustible, la previsión es muy distinta. Con la tecnología adecuada se dispondría
de uranio suficiente para un horizonte de entre 2000 y 8000 años.
No obstante, y pese al aumento previsible 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 estos recursos pueden ser desarrollados dentro
del marco temporal requerido para satisfacer la demanda futura de uranio.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
208
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Con la finalidad de ofrecer una visión objetiva de los recursos de uranio, y poder
afirmar que no suponen una limitación para el desarrollo de la energía nuclear,
además de los datos ofrecidos por la Agencia de Energía Nuclear, se han revisado las
opiniones
de
estudiosos
que
comparten
información
en
la
web
www.crisisenergetica.org. La conclusión a la que llegan es similar, es decir, las
reservas de uranio no son un factor crítico, y las razones que alegan para ello se
exponen a continuación:
•
El uranio es 500 veces más común en la corteza terrestre que el oro. De hecho es
uno de los minerales más comunes de la corteza. El oro lleva más de 4000 años
siendo extraído de la Tierra y utilizado por el hombre. En comparación el uranio
solo
lleva
30-40
años
en
el
mundo
de
la
minería.
http://www.analys.se/engsite/enghome.html
•
Bastan sólo 30 gr. de uranio enriquecido para obtener 8000 kWh de energía
eléctrica. Si se intenta obtener la misma cantidad de energía con carbón se
necesitarían 3000 Kg.
•
Las reservas conocidas de uranio a 80 dólares el Kg. dan para sólo 50 años de
consumo para las 440 centrales nucleares actuales. Si doblamos el coste de
extracción del uranio a 160 dólares el Kg., las reservas conocidas se multiplican
por 10.
•
La repercusión en el coste de la electricidad obtenida en la central nuclear,
debido a la duplicación en el coste del uranio es del 5%. En comparación, si se
dobla el coste del carbón la repercusión en el precio final de la electricidad es del
30% y si hablamos del gas natural, del 60%.
•
Si seguimos multiplicando el precio de obtención del uranio, hasta llegar al
entorno de los 1.000 dólares por Kg. de uranio, entonces se puede comenzar a
explotar el uranio contenido en el agua de los océanos. La Agencia Internacional
de la Energía Atómica, estima que hay aproximadamente 14,4 millones de
toneladas (Mt) de uranio convencional, más unos 22 Mt de uranio en depósitos
de fosfato y nada menos que 4.000 Mt disueltos en el agua del mar (La densidad
de uranio en los océanos es de 3,3 x 10-9 en peso).
http://www.hemerodigital.unam.mx/ANUIES/ipn/estudios_sociales/proyecto1/en
ergia/sec_5.html
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
209
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
•
El aumento en el rendimiento del procesado de uranio natural para enriquecerlo y
en las centrales nucleares, permite la utilización de un 25% menos de uranio
natural cada 20 años. http://europa.eu.int/comm/euratom/ar/ar2003.pdf
•
Las minas de uranio están muy repartidas por todo el mundo. Pero en la
actualidad los mayores productores de uranio son con diferencia Canadá y
Australia. http://www.world-nuclear.org/info/inf23.htm
•
En la actualidad se siguen abriendo grandes minas de uranio, que se unen a las ya
existentes, para su comercialización. En Canadá se abrieron dos en 1999 que
producen 8.200 toneladas al año y 3.000 respectivamente. Hay otras dos en
proceso de apertura de 7.000 y 2.600. En Australia también se están abriendo
nuevas minas como la que se abrió a finales del año 2000 y que extrae 1.000
toneladas año.
•
Los depósitos de uranio de Canadá son los más económicos de extracción del
mundo ya que se encuentra en yacimientos con una proporción del 20 al 50% de
óxidos de uranio, cuando lo corriente es una proporción inferior al 1%. Hasta que
estos ricos depósitos del Canadá se agoten, las demás minas del mundo son poco
rentables de explotar. Y los cálculos sobre el uranio conocido son muy inferiores
al teóricamente explotable.
•
El combustible nuclear gastado puede reciclarse y volver a ser utilizado en los
reactores nucleares para un nuevo ciclo de vida.
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. Al ampliar la base de recursos
naturales, se puede decir que la energía nuclear es coherente con los objetivos del
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
210
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
desarrollo sostenible en lo que atañe a la creación y uso efectivo de los bienes
naturales y a su conservación para las generaciones futuras.
Estas consideraciones dejan a un lado el impacto ambiental que tiene la
explotación de recursos de uranio de baja riqueza. Por tanto, hay que admitir que los
recursos que permiten que la energía nuclear adquiera relevancia en el contexto de la
sostenibilidad no son tan abundantes.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
211
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
5.3
RESIDUOS RADIOACTIVOS Y SU TRATAMIENTO.
El tratamiento de los residuos nucleares es uno de los grandes problemas que
presenta el uso de la energía nuclear. Una central nuclear de 1.000 MWe produce a lo
largo de un año 15.000 m3 de residuos de baja actividad, unos 1.500m3 de actividad
media y unos 20 m3 de residuos de alta actividad.
Las radiaciones emitidas por los residuos pueden ser de varios tipos:
•
Radiación gamma, producida por elementos de vida corta, es decir los que
tienen una vida media inferior a 30 años.
•
Radiación alfa, emitida por elementos de vida larga. Este tipo de radiaciones
son menos peligrosa, pero si se inhalan y se acumulan en los tejidos
corporales producen cáncer, por lo que hay que intentar aislarlas de la
biosfera.
5.3.1 RESIDUOS RADIACTIVOS
En un reactor nuclear se producen tres tipos de residuos, los transuránicos
que se producen por la captura de neutrones en el uranio, los productos de fisión
creados por la fisión del uranio y plutonio, y los de activación que son los elementos
creados por la irradiación de los elementos combustibles.
Principales radionucleidos de vida larga contenidos en 1 ton de combustible gastado
(33 MWdía/kg)
Transuránicos
Plutonio 239
Neptunio 237
Americio 243
Curio 245
Productos de fisión
Cesio 135
Yodo 129
Tecnecio 99
Período (años)
24.400
2.100.000
7.400
8.500
Período (años)
2.300.000
16.000.000
210.000
g/t
5450
450
100
1,2
g/t
360
170
810
Tabla 5. 3. 1: Radionucleidos de vida larga contenidos en una tonelada de combustible gastado.
Fuente: Fission European Seminar (European Commision, 1998).
Los residuos nucleares incluyen el combustible gastado o el combustible
gastado reprocesado que son los residuos más radioactivos, los residuos producidos
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
212
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
durante la operación de las centrales nucleares, y los materiales contaminados que se
tienen tras el desmantelamiento.
Estos residuos tienen que ser empaquetados y almacenados, hasta que se les
de un destino definitivo. Los contendores usados en la fase inicial son:
o Contenedores de acero para combustible no preprocesado.
o Contendores de cristal para transuránicos y emisores de alto nivel de
radiaciones γ procedentes del reprocesado de combustible gastado.
o Contenedores de acero u hormigón para residuos de de media y baja
actividad, que contiene partículas α.
o Contendores de acero u hormigón para residuos de baja actividad y vida
corta.
En comparación con otros residuos tóxicos, la cantidad de residuos nucleares
producidos no es muy elevada. Puesto que es difícil sumar las cifras de residuos en
todos los países por la falta de consistencia entre ellas, se han hecho estimaciones
que sirven para dar una idea de los residuos que habría en el 2020:
o Combustible gastado no procesado: 300.000 toneladas de metal de uranio,
que equivalen a 600.000 m3.
o Contenedores de vidrio para productos de fisión y transuránicos
(excluyendo el plutonio): 15.000 m3.
o Residuos de media y baja actividad, incluyendo algunos de vida larga:
menos de 1 millón m3.
5.3.1.1 Influencia del ciclo de combustible
El combustible gastado contiene: 1% de plutonio, 3% de transuránicos (de
vida larga) y productos de fisión, y el 96% de uranio.
El reprocesado del combustible gastado tiene por finalidad separar estos tres tipos de
componentes para reutilizar el uranio y el plutonio como combustibles, y concentrar
los transuránicos y productos de fisión para su almacenamiento. Estas operaciones se
realizan a escala comercial actualmente en Rusia, Francia, Reino Unido, y Japón.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
213
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
El reprocesado del combustible gastado es la base de los combustibles de óxidos
mixtos (MOX). Si se usase el 30% de MOX como combustible, como hacen varias
centrales nucleares francesas, el consumo de plutonio se igualaría a la producción.
Además de eliminar el plutonio como residuo, el reprocesado tiene las siguientes
consecuencias;
o Los transuránicos de alta actividad y vida larga y los productos de fisión se
concentran y aíslan en contenedores de vidrio.
o Se producen algunos residuos de media actividad.
o En conjunto se reduce el volumen de residuos producidos a 0,5 m3 por
tonelada de uranio. En caso contrario la cifra sería de 2m3.
o Los combustibles MOX gastados (tras uno o dos reprocesados) se
consideraran como residuos de alta actividad, que contienen menos plutonio y
neptunio que en ciclo abierto, pero más americio y curio.
5.3.2 SOLUCIONES PARA LOS RESIDUOS
5.3.2.1
Residuos de vida corta y baja actividad
Los depósitos en la superficie son ya una solución implementada en países
como Francia, Japón, España, Reino Unido, EE.UU., Suecia y Finlandia para este
tipo de residuos, que no sólo comprende los provenientes de centrales nucleares sino
también los de otras actividades (medicina, industria, investigación). Después de
unos pocos cientos de años, la radioactividad es despreciable.
5.3.2.2
Residuos de vida larga y/o alta actividad
Este caso es más complejo. Se consideró como una opción los depósitos en
lechos marinos muy profundos y estables, pero una convención internacional lo
prohíbe. Por ello, excluida esta posibilidad, hay que considerar:
•
Como solución temporal el almacenamiento en la superficie o a poca profundidad
durante un período de tiempo definido y limitado.
Puesto que la cantidad de residuos generada no es elevada y necesitan
refrigeración, no urge encontrar una solución definitiva a los residuos. El
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
214
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
enfriamiento de los residuos requiere por tanto un almacenamiento temporal en la
superficie durante varias decenas de años (30 al menos). No obstante podría
prolongarse este período para dar tiempo a la ciencia de encontrar un uso real a
los radionucleidos que se consideran residuos y una manera más eficaz de reducir
residuos peligrosos. Esto sólo se justifica para los residuos de alta actividad.
En cualquier caso, esta no es la opción a largo plazo, pues en el fondo transmite
el problema a las generaciones futuras.
•
Como solución complementaria, la separación y transmutación de los residuos,
para que sean menos peligrosos.
Esto se realizaría en reactores reproductores rápidos o mediante aceleradores de
partículas.
Antes de la transmutación hay que separar los elementos. Además la
transmutación en sí misma lleva tiempo (10 años para la destrucción del 90%) en
reactores dedicados a ello. Por ejemplo, se necesitaría un reactor reproductor
rápido para procesar los residuos de cuatro centrales nucleares, y no se
transformarían todos los elementos. Esta tecnología está poco disponible.
Los sistemas de aceleración de partículas también poseen numerosos problemas
técnicos y de financiación.
A pesar de las dificultades, países como Francia, Japón, EE.UU. o Rusia
investigan estas alternativas. Aunque se encontrase la viabilidad de estos
procesos, seguirían siendo necesarios los depósitos geológicos profundos,
porque:
o El rendimiento de la transmutación es inferior al 100%, con lo que seguirá
habiendo residuos de vida larga.
o Parte de los residuos ya almacenados no pueden ser reprocesados.
o Hay residuos de actividad media que están muy diluidos como para
reprocesarlos.
o La transmutación también genera sus propios residuos.
•
Como solución inevitable, el almacenamiento de residuos en depósitos
geológicos profundos. Esto requiere solventar una serie de problemas técnicos y
psicológicos.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
215
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
La profundidad deseable de estos depósitos como mínimo es de 500 metros, para
que así estén protegidos contra la erosión, los cambios climáticos, los terremotos
e incluso contra la intrusión humana. Además deben ser formaciones geológicas
impermeables.
Los motivos por los que se considera que las formaciones geológicas son fiables
en áreas estables se pueden resumir en tres:
o En la naturaleza existen analogías que muestran que las condiciones
impermeables se pueden mantener durante largos períodos de tiempo,
como los reactores naturales “OKLO” encontrados en Gabón o las
formaciones de petróleo y gas natural.
o La estabilidad de las formaciones geológicas durante 100000 años es
impensable para los seres humanos, aunque en geología es un período
corto.
o El movimiento de las placas tectónicas es pequeño, con lo que no se
producen cambios significativos en miles de millones de años. Así pues,
los depósitos alejados de fallas activas en formaciones estables no
sufrirían cambios importantes.
A pesar de que no hay fuerzas impulsoras para que se liberen radiaciones de
forma rápida de un depósito, es conveniente introducir un sistema de tres barreras
para aumentar la seguridad. Dichas barreras son:
o Primera barrera: el propio empaquetamiento, gracias a contenedores de
cemento o cobre.
o Segunda barrera: barrera de ingeniería alrededor del contenedor, como
podría ser algún tipo de arcilla que haga el blindaje impermeable.
o Tercera barrera: la formación geológica.
Por otra parte, hay que tener en cuenta que la confianza de la sociedad en este
tipo de soluciones es lenta y requiere transparencia.
Se estima que la inversión necesaria para disponer de un depósito subterráneo
que almacene residuos de alta actividad generados por una central nuclear
alcanzaría los 150 millones €.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
216
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
5.4
SEGURIDAD NUCLEAR
La seguridad nuclear, entendida como prevención de accidentes y mitigación
de sus consecuencias, es otro de los factores a considerar en el uso futuro de la
energía nuclear, principalmente por dos razones:
1.
La emisión de nucleidos como el cesio 137, conllevaría unas graves
consecuencias sociales, pues además del riesgo de contraer cáncer,
impediría el uso de las tierras contaminadas y supondría la evacuación y
relocalización de sus habitantes.
2.
Un accidente puede suponer perder la central, y con ello miles de millones
de euros, por lo que la seguridad también afecta a los inversores.
En general, la seguridad de reactores nucleares, se refiere a la posibilidad de
fuga de substancias radioactivas al exterior de la planta. El análisis es delicado en el
sentido de que la probabilidad de que esto ocurra es muy pequeña, pero sus
consecuencias pueden ser muy graves.
En el momento presente se tienen unos 10.000 reactor-año de experiencia de
operación. El único accidente que ha causado una fuga mayor de substancias
radioactivas ha sido el de Chernobil. Bastante gente ha argumentado que este tipo de
accidentes es de ocurrencia imposible en plantas occidentales, y en cualquier caso es
generalmente admitido que éstas son al menos significativamente más seguras. La
dificultad está en cuantificar esta seguridad.
Por lo comentado arriba, el enfoque “empírico” es de escasa utilidad, ya que un
accidente, que puede ser además anómalo, no permite construir una estadística. Ha
habido ciertamente otros accidentes de menor gravedad, pero aún así es una
experiencia escasa. Por tanto, el enfoque habitual es un estudio teórico, basado en los
“árboles de fallo”.La idea básica es reconocer que para que un accidente serio suceda
deben ocurrir varias cosas en sucesión. Así, el accidente en la Isla de las Tres Millas
implicó el fallo de una válvula, fallos en la señalización, acciones incorrectas del
operador, etc. Un árbol de fallos se construye realizando la lista de todas estas
acciones, considerando que pueden ser de una forma u otra (la válvula puede cerrar o
no, la señalización funcionar o no, etc.), se asigna una probabilidad a cada
posibilidad y se calcula finalmente la probabilidad de un accidente dado.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
217
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Uno de los primeros estudios, y todavía de los mas citados, es el que llamado
informe Rasmussen (1975) relativo a la seguridad de los PWR. Este informe concluía
que la probabilidad de fusión del núcleo era de 5·10-5 por reactor-año. Esta cifra es
muy discutible. Un primer problema es que las probabilidades de cada evento
individual en el árbol no tienen porque ser bien conocidas. Potencialmente más grave
es que resulta muy difícil, por no decir imposible, prever todos los posibles modos de
fallo, especialmente si hay gente involucrada. Por otra parte, estos estudios permiten
identificar los puntos más débiles del sistema, y proceder así a la mejora del diseño.
La misma probabilidad de fallo final, aunque en general muy incierta, proporciona
no obstante una idea cuantitativa (hasta, digamos, un factor de 10 por arriba y por
abajo) de la probabilidad de fallo de los modos contemplados.
Dos accidentes, el de la isla de las Tres Millas en 1979 y, sobre todo, el de
Chernobil en 1986, supusieron un punto de inflexión en el desarrollo de la industria y
en sus relaciones con el público. Fueron un factor importante en el freno a la
expansión nuclear en Occidente durante los últimos años del siglo XX, y todavía se
les cita a menudo en los debates sobre energía nuclear, por ello se resumen sus
causas y consecuencias.
5.4.1
LA ISLA DE LAS TRES MILLAS
Este accidente, el 28 de marzo de 1979, tuvo su origen en la incorrecta
apertura de la válvula de alta presión de uno de los dos reactores nucleares que
operaban en la planta de la isla de las Tres Millas (Three Mile Island), cerca de la
ciudad de Harrisburg en Pennsylvania, EE.UU.
En principio, este hecho, debido a un mantenimiento defectuoso, no debiera haber
conducido a ningún incidente grave, pero los errores del personal que operaba la
planta condujeron a una situación en la que el núcleo del reactor quedó prácticamente
fundido. Aunque no hubo que lamentar ninguna desgracia personal, y los materiales
radioactivos quedaron contenidos dentro del edificio del reactor, las instalaciones
quedaron contaminadas. Se ha estimado que los gastos de limpieza posteriores
alcanzaron los mil millones de dólares.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
218
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Este accidente puso de manifiesto la importancia de los errores humanos, y vino a
confirmar las tesis de ciertos críticos que argumentaban que la posibilidad de los
mismos había sido seriamente subestimada en estudios previos. En Chernobil las
consecuencias de esos errores serian aun mucho más graves.
5.4.2
CHERNOBIL
El accidente de la central de Chernobil en abril de 1996 fue el peor accidente
sufrido por la industria nuclear y una de las mayores catástrofes industriales. Durante
el mismo, el núcleo sufrió una reacción en cadena, que provocó una explosión
térmica que dejó el material fisible y los productos de la fisión expuestos a la
atmósfera. Existen varios factores que contribuyeron a que estos hechos se pudieran
dar:
1.
Primeramente la propia base del diseño, usando grafito como moderador y
agua como refrigerante. El problema es que al actuar el agua también como
moderador, si se producen burbujas o vacíos, se puede incrementar de forma
excesiva la velocidad de la reacción nuclear. Por otra parte, el grafito arde por
encima de los 700 ºC. Normalmente, el núcleo está a 600 ºC y lleno de gases
inertes, pero en un accidente estas condiciones se pueden violar. Además, la
presencia de vapor de agua con grafito en condiciones de combustión
imperfecta puede producir hidrógeno o metano y, por tanto, causar
explosiones. De hecho, el incendio que siguió a la explosión del núcleo
terminó de dañar el edificio donde se alojaba el reactor.
2.
Adicionalmente, la central de Chernobil carecía de una cúpula de contención
como la que es habitual en otros países, por lo que el derrumbamiento de
edificio del reactor expuso el núcleo al aire. Tampoco se previeron sistemas
adecuados de lucha anti-incendios ni otros sistemas de seguridad.
3.
Por último, se produjeron numerosos errores humanos. El accidente tuvo
lugar durante una serie de pruebas destinadas a mejorar la seguridad del
reactor en caso de un apagón en la red eléctrica. Como consecuencia, se
estaba operando la planta en condiciones anómalas (a muy baja potencia) con
las barras de control muy retiradas. Todo esto puso al reactor en una situación
muy vulnerable. Adicionalmente, parece ser que los operadores estaban
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
219
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
sometidos a fuertes presiones por parte de sus superiores, que les llevaron a
desconectar o ignorar algunos sistemas de seguridad.
Como consecuencia del accidente se emitió una enorme cantidad de radiación
a la atmósfera, que dispersada por el viento desde la planta sobre Bielorrusia y el
Báltico hasta Escandinavia. La primera señal de alarma que se hizo pública se dio al
detectarse en la central nuclear de Forsmark (al norte de Estocolmo) un nivel de
radioactividad anómalamente alto dos días después del accidente. Esto obligó a las
autoridades soviéticas a reconocer el accidente, aunque durante algunos días se
negaron a admitir la magnitud de lo sucedido.
Las consecuencias del accidente fueron extremadamente serias. Una zona de
30 kilómetros alrededor de la central, donde vivían casi 100.000 personas fue
evacuada en los primeros días tras el accidente. Sumando otras evacuaciones
posteriores, el número total de desplazados supera los 160.000. Hoy en día los 30
kilómetros alrededor de Chernobil son una zona de bosques y prados prácticamente
deshabitados. El coste económico total se ha estimado en torno a los quince mil
millones de dólares.
El número de muertes es más difícil de establecer. Las muertes que se pueden
atribuir sin duda al accidente son relativamente pocas: de las 400 personas que
trabajaban en la planta, 134 sufrieron envenenamiento radioactivo severo, de los que
28 murieron en los primeros tres meses. Hubo otras muertes posteriores, así como la
aparición de diversas enfermedades crónicas y minusvalías entre los supervivientes.
También hubo un número elevado de bajas entre los bomberos que acudieron al
accidente y, en menor medida, entre otro personal que fue enviado a la planta tras el
accidente (básicamente, soldados y otros militares).
De todas formas, el mayor número de muertes se produjo debido a la emisión de
substancias radioactivas sobre la población. En la tabla 5.4.1
se muestra una
estimación de muertes por cáncer causado por Chernobil. El número total es muy
elevado (17.400 muertes), pero el problema es que la mayor parte se deben a un
aumento muy moderado de la radioactividad. Por ejemplo, se estiman 10.400
muertes en Europa (la mayor parte en Polonia, Rumania y Yugoslavia), más que en
la Unión Soviética, debido a un aumento en el 0,01% del riesgo de contraer un
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
220
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
cáncer. Estas cifras son además un tanto inciertas, porque suponen una relación lineal
entre la dosis recibida y el riesgo de cáncer, que a dosis tan bajas no tiene buena
contrastación experimental. También las cifras de dosis recibidas tiene cierta
incertidumbre, pero es que además un exceso del 0,01% sobre el número de cánceres
previstos es difícil de detectar estadísticamente.
Todo esto explica, parcialmente, que se escuchen cifras tan dispares sobre las
consecuencias de Chernobil. Si se creen los números de la tabla, se puede decir que
causó más de 10.000 muertos en Europa o que no llegó a aumentar el riesgo de
cáncer en el 0,01%. Y si se afirma que el riesgo real es del doble o el cuádruple (o la
mitad o el cuarto), es difícil de rebatir. En suma, la mayor parte de los daños
personales fueron daños estadísticos, reales, pero casi imposibles de concretar en
nadie en particular.
Región
Población
(millones)
Unión Soviética
Europa
Asia
EE.UU. y Canadá
Hemisferio Norte
279
490
1900
250
2900
Dosis
(miles Gyhombre)
326
580
27
1,2
930
Cánceres
naturales
(miles)
35000
88000
342000
48000
513000
Cánceres
inducidos
(miles)
6,5
10,4
0,5
0,02
17,4
Exceso
(%)
0,02
0,01
0,0001
0,00004
0,003
Tabla 5. 4. 1: Estimación de la mortalidad por cáncer inducida por el accidente de Chernobil.
Fuente: L. R. Anspaugh, 1988.
5.4.3
LA INDUSTRIA NUCLEAR DESPUÉS DE CHERNOBIL
Inmediatamente después del accidente de Chernobil hubo un gran número de
manifestaciones. No obstante, durante los dos años siguientes al accidente no hubo
ningún cierre o cancelación en la construcción de plantas nucleares.
Lo que sí se produjo fue un parón en la construcción de nuevas centrales nucleares.
Parte de las razones eran debidas a la oposición política, pero también existían
razones económicas muy fuertes.
Los precios del petróleo durante los años 80 y, sobre todo, los 90 no solamente no se
habían incrementado en las cantidades previstas, sino que de hecho habían
disminuido en términos reales a valores similares a los anteriores a la crisis del
petróleo. La demanda de energía tampoco había crecido en lo esperado. Todo esto
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
221
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
habría hecho, en cualquier caso, disminuir el atractivo de la energía nuclear, pero es
que además los costes de la misma se estaban incrementando.
La mayor parte de los costes nucleares son costes de capital. Durante los años 80 los
tipos de interés estaban relativamente altos, lo que incrementaba estos costes.
Además, nuevas regulaciones, en muchos casos orientadas a aumentar la seguridad,
hicieron que subieran fuertemente. Por ejemplo, en los EE.UU. las centrales
requerían ahora el doble de hormigón y acero que en el pasado, y más del doble de
equipo eléctrico, válvulas y otro material. Más importante, los tiempos de
construcción se incrementaron espectacularmente. Una planta nuclear que en los
años 60 se construía en 40 meses, en los 90 tardaba 140 meses en construirse. Estos
tiempos se debían en parte a la mayor complejidad de la planta (complicada con la
ausencia de diseños estándar), en parte a nuevos retrasos administrativos, y en parte a
la necesidad de tratar, a menudo en los tribunales, con organizaciones opuestas a la
planta. En otros países con mayor apoyo público a la energía nuclear y una industria
más centralizada, como Francia o Japón, los incrementos en los costes han sido
menores o incluso negativos.
Actualmente, y en parte como consecuencia de los accidentes producidos, la
seguridad nuclear abarca la seguridad del reactor, la disponibilidad continua de
personal entrenado para operaciones nucleares, la amenaza de un ataque terrorista, y
la seguridad del ciclo de combustible nuclear, incluyendo las plantas de reprocesado
de combustible.
Es importante mantener el principio de que la responsabilidad primaria para
operaciones seguras de plantas nucleares recae en los propietarios de las mismas,
puesto que el segmento de generación de la industria eléctrica está desregulado, y la
Comisión de Regulación Nuclear debería adaptar sus actividades de inspección, y
hacer cumplir las acciones para reflejar los nuevos incentivos creados por los
mercados de generación competitivos.
1.
Seguridad del reactor, pues como ya se ha mencionado pueden constituir una
amenaza para la salud pública, se pierde el capital invertido en la central, y
reducen la confianza de la población en la energía nuclear.
La frecuencia de accidentes se puede determinar mediante la experiencia
histórica y valoración probabilística del riesgo.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
222
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Con respecto al escenario de crecimiento global entre 2005 y 2055 propuesto
por el MIT, los datos de ambos métodos no resultan aceptables. El número
esperado de accidentes en el núcleo en el escenario, con la tecnología actual
sería de cuatro, y debería ser de uno o inferior, lo que resultaría comparable
con la seguridad de la actual flota mundial de LWR. Se espera una reducción
de 10 en la probabilidad de un serio accidente en el reactor, siendo la
frecuencia así de problemas en el núcleo de uno en 100.000 años de reactor,
lo cual es factible, en base a las pretensiones de los diseños avanzados de
LWR.
Llegar a 1.000 GWe en 50 años supone una construcción de 20 a 25 centrales
al año, e incluso más. Comparaciones históricas muestran que actualmente
hay en el mundo unas 400 centrales LWR construidas en 25 años, lo que
supone un promedio de 16 al año. Duplicar esa ratio no es imposible, pero
tampoco es sencillo.
2.
Entrenamiento y cualificación de jefes de planta y personal. También es
importante el mantenimiento, reparación, la recarga de combustible, y gestión
de combustible gastado.
Los países desarrollados, deberían rejuvenecer la plantilla total para
garantizar este punto. Para los países en desarrollo el desafío es mucho
mayor, por falta de trabajadores cualificados para la construcción de una
central nuclear, sus operaciones y mantenimiento. Hay dos formas de resolver
el problema, fomentar que lo hagan ellos mismos o importar mercancías y
servicios. La primera lleva tiempo y está sujeta a errores en el aprendizaje. La
segunda es cara a largo plazo y no crea empleo local ni el desarrollo de las
capacidades. La solución sería una mezcla de ambas opciones.
3.
Ataque terrorista a instalaciones nucleares: los trabajos de los civiles y las
medidas de seguridad hacen que no sea fácil atentar contra las centrales
nucleares, además los accidentes de reactores por estos motivos se consideran
extremadamente raros en la evaluación de riesgos.
Lo que se aplica a las centrales nucleares también es válido para las otras
instalaciones del ciclo de combustible nuclear. El ataque terrorista que
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
223
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
provocase una explosión tendría unas consecuencias similares a los sucesos
naturales externos como terremotos, tornados, inundaciones y huracanes.
También se han estudiado los riesgos de ataques aéreos, pero la fortaleza de
los edificios de contención supone un gran obstáculo para ataque.
4.
Seguridad del ciclo de combustible nuclear; sobre todo en plantas de
reprocesado como las de Francia, Reino Unido y Japón, porque en ellas hay
grandes inventarios de material fisionable, material fisible del trabajo en
proceso y muchas residuos. Tienen menos riesgos que un reactor, y aunque su
control es más sencillo no por ello es innecesario.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
224
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
5.5
5.5.1
ECONOMÍA
COSTES
DE
LAS
CENTRALES
NUCLEARES
EN
OPERACIÓN Y COMPARACIÓN CON LOS DE OTRAS
TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN
En la evaluación realizada por los Profesores Risto Tajarne y Sauli Rissanen,
de la Universidad Tecnológica de Lappeenranta de Finlandia publicado en el año
2000 “Nuclear power: least-cost option for baseload electricity in Finland”, el coste
del capital de una central nuclear asciende a 11,88 €/MWh, en base a las siguientes
hipótesis:
− Potencia de la central: 1.250 MW
− Inversión inicial, incluidos intereses intercalares y primera carga de
combustible nuclear: 2.186 millones €.
− Vida operativa de la central: 40 años.
− Factor de utilización: 8.000 horas anuales en plena potencia.
− Tasa de actualización: 4,5%.
Este coste de capital se eleva a 13,58 €/MWh al considerar una utilización media
anual de 7.000 horas, y a 12,74 €/MWh al aplicar una tasa de actualización del 5%.
En el estudio realizado en Finlandia citado anteriormente, el coste estimado
para la central nuclear estudiada asciende a 2,86 €/MWh, al contemplar un precio
unitario de la materia prima procesada de 1 €/MWh, y un rendimiento energético del
35%.
Por otra parte, el gasto total de operación y mantenimiento de la central nuclear
analizada asciende a 6,69 €/MWh, bajo las siguientes premisas:
− Gastos fijos de reposición: 26,25 €/kW instalado, equivalentes al 1,5%
anual de la inversión inicial.
− Factor de utilización: 8.000 horas anuales a plena potencia.
− Costes de operación y mantenimiento: 3,41 €/MWh.
Al considerar un factor de utilización de 7.000 horas, este conjunto de gastos se eleva
a 7,16 €/MWh.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
225
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
De lo anteriormente expuesto se puede concluir que una central nuclear tipo,
que funciona a un ritmo anual de 8.000 horas, incurre actualmente en un “coste
nivelado medio”, situado en torno a 21,4 €/MWh, al considerar una vida útil de la
planta de 40 años y una tasa de actualización del 4,5%. El coste nivelado medio tiene
por objeto cuantificar el coste unitario del kWh producido durante toda la vida
operativa de la instalación, teniendo en cuenta en qué momento se obtiene la
producción y cuándo han de aplicarse los recursos económicos precisos para
producirla.
Al modificar la vida útil de la planta, las horas de funcionamiento, y la tasa de
actualización, la cuantía de este coste nivelado medio, expresado en €/MWh,
asciende a:
Tabla 5. 5. 1: Coste nivelado medio en función de diversos criterios. Fuente: Foro Nuclear, 2003.
En el estudio finlandés citado al analizar los costes de una central nuclear
tipo, también se han contemplado los registrados en una central de ciclo combinado y
en otra de carbón. Los parámetros que definen ambas centrales en el citado estudio
son los siguientes:
Central de ciclo
combinado de gas natural
Central termoeléctrica de
carbón
Potencia de la central
400
500
(MW)
Inversión inicial
229
407
(Millones €)
Vida operativa de la
25
25
central (años)
Coste combustible
10,93
4,20
(€/MWh)
Rendimiento energético
55
41
(%)
€/kW
instalado, 16,25 €/kW instalado,
Gastos medios reposición 8,6
equivalente al 1,5% anual equivalente al 2% anual de
equipos
de la inversión inicial
la inversión inicial
Costes
operación
y
0,31
4,92
mantenimiento (€/MWh)
Tabla 5. 5. 2: Comparativa central ciclo combinado y de carbón. Fuente: Foro Nuclear, 2003.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
226
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Al aplicar en ambas centrales un factor de utilización idéntico al contemplado
en la central nuclear, 8.000 horas anuales a plena potencia, los costes nivelados
medios ascienden a 26,08 €/MWh en la central de ciclo combinado y 24,06 €/MWh
en la de carbón, cifras ambas superiores a los 21,43 €/MWh correspondientes a la
central nuclear. Sin embargo, la experiencia española e internacional aconseja la
aplicación de factores de utilización inferiores a los contemplados en las centrales de
ciclo combinado (en torno a 6.500 horas anuales), y en las de carbón (en torno a
7.000 horas). Al aplicar estos criterios, el coste nivelado de la central de ciclo
combinado se eleva a 27,45 €/MWh, y el de la de carbón a 25,33 €/MWh
Al realizar los correspondientes análisis de sensibilidad a la variación de los
parámetros más relevantes (tasa de actualización, costes unitarios de inversión y
coste unitario de las materias primas energéticas), se extraen las siguientes
conclusiones:
o En un escenario de tipos de interés real más elevados, las centrales de carbón
y de ciclo combinado recuperan posiciones respecto a la nuclear, hasta llegar
a un nivel equilibrado de costes al aplicar una tasa de actualización en torno
al 9,5%, que únicamente se registraría en los principales países desarrollados
ante circunstancias de inflación elevada y cuantiosos niveles de déficit
público. Los costes nivelados medios registrados ante distintos tipos de tasas
de actualización, expresados en €/MWh producido, son los siguientes:
Tabla 5. 5. 3: Costes medios nivelados para distintas tasas de actualización. Fuente: Foro
Nuclear, 2003.
o Una de las variables cuya cuantía afecta más intensamente en los costes
medios nivelados de cada central tipo es la inversión. Aunque en la
actualidad existen suficientes referencias internacionales que avalan la
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
227
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
fiabilidad de los costes de inversión contemplados en este análisis, se ha
realizado un estudio de sensibilidad a su variación, contemplando
incrementos del 10% y del 20% en cada una de las centrales, obteniéndose
los siguientes costes expresados en c€/kWh producido:
Tabla 5. 5. 4: Costes medios nivelados en función de la inversión. Fuente: Foro Nuclear,
2003.
Como puede observarse, variaciones relevantes en el coste de inversión
aplicado no modifican el orden de mérito de las centrales. Incluso, al
contemplar incrementos de inversión del 20% (2.100 miles de euros por MW
instalado en una central nuclear), el coste medio nuclear sigue siendo inferior
en el 10,6% al del carbón y en el 15,4% al de la planta de ciclo combinado de
gas natural.
o Las cotizaciones actuales del crudo de petróleo y del gas natural son muy
superiores a las contempladas en la simulación utilizada. En la actualidad
una cotización razonable del gas natural se situaría en torno a 14 €/MWh, es
decir, 1,63 c€/termia. A este precio del gas natural, el coste del MWh
producido en la central de ciclo combinado se eleva a 33,0 euros, es decir, un
20% más elevado que el alcanzado al calcular el coste nivelado medio.
En conclusión, según el estudio de R. Tajarne y S. Rissanen “Nuclear power:
least-cost option for baseload electricity in Finland” (2000), la situación actual de la
tecnología y mercados de la energía ponen de manifiesto que la opción tecnológica
que devenga costes inferiores por unidad producida es la nuclear, una conclusión que
únicamente se vería alterada ante escenarios financieros con elevados tipos de
interés, hoy no previsibles, o reducciones sustanciales de la cotización internacional
del crudo de petróleo, hasta situarse a niveles en el entorno de los 18 dólares por
barril.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
228
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Dichas conclusiones difieren de las extraídas del estudio del MIT “The future
of Nuclear Power” (2003).
Los datos en los que se basa el informe del MIT se resumen en las tres tablas
siguientes:
Suposiciones del escenario base
Nuclear
Overnight cost:
$2000/kWe
Costes de operación y mantenimiento (O&M): 1,5 cents/kWh (incluye combustible)
Ratio de variación real de O&M:
1,0%/año
Período de construcción:
5 años
Factor de capacidad:
85%/75%
Financiación:
Activo neto: 15% neto nominal de impuestos sobre la renta
Deuda: 8% nominal
Inflación: 3%
Tarifa de impuesto sobre la renta (aplicado después de gastos, intereses y
depreciación: 38%
Activo neto: 50%
Deuda: 50%
Vida económica del proyecto:
40 años/ 25 años
Carbón
Overnight cost:
$1300/kWe
Coste de combustible:
$1,20/MMbtu
Ratio de variación real de coste de combustible: 0,5%/año
Consumo calorífico:
9300 Btu/kWh
Período de construcción:
4 años
Factor de capacidad:
85%/75%
Financiación:
Activo neto: 12% neto nominal de impuestos sobre la renta
Deuda: 8% nominal
Inflación: 3%
Tarifa de impuesto sobre la renta (aplicado después de gastos, intereses y
depreciación: 38%
Activo neto: 40%
Deuda: 60%
Vida económica del proyecto:
40 años/ 25 años
Centrales de ciclo combinado de gas
Overnight cost:
$500/kWe
Costes iniciales de combustible:
Bajo: $3,50/MMbtu (alcanza un valor real de $3,77/MMbtu en 40 años)
Moderado: $3,50/MMbtu (alcanza un valor real de $4,42/MMbtu en 40 años)
Alto: $4,50/MMbtu (alcanza un valor real de $6,72/MMbtu en 40 años)
Ratio de variación real de coste de combustible:
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
229
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Bajo: 0,5%/año
Moderado: 1,5%/año
Alto: 2,5%/año
Consumo calorífico:
7200 Btu/kWh
Avanzado:
6400 Btu/kWh
Período de construcción:
2 años
Factor de capacidad:
85%/75%
Financiación:
Activo neto: 12% neto nominal de impuestos sobre la renta
Deuda: 8% nominal
Inflación: 3%
Tarifa de impuesto sobre la renta (aplicado después de gastos, intereses y
depreciación: 38%
Activo neto: 40%
Deuda: 60%
Vida económica del proyecto:
40 años/ 25 años
Tabla 5. 5. 5: Suposiciones del escenario base. Fuente: MIT, 2003.
Escenario base
Nuclear
Carbón
Gas (bajo)
Gas (moderado)
Gas (alto)
Gas (alto) avanzado
25 años
40 años
7,0
4,4
3,8
4,1
5,3
4,9
6,7
4,2
3,8
4,1
5,6
5,1
5,8
5,6
4,7
5,5
5,3
4,4
Escenario de reducción de costes nucleares
Reducción costes de construcción (25%)
Reducción tiempo construcción de 12 meses
Reducción de costes de capital para ser
equivalente con carbón y gas
Escenario con tasas por emisiones carbono (25/40 años)
Carbón
Gas (bajo)
Gas (moderado)
Gas (alto)
Gas (alto) avanzado
$50/tC
5,6/5,4
4,3/4,3
4,6/4,7
5,8/6,1
5,3/5,6
$100/tC
6,8/6,6
4,9/4,8
5,1/5,2
6,4/6,7
5,8/6,0
$200/tC
9,2/9,0
5,9/5,9
6,2/6,2
7,4/7,7
6,7/7,0
Tabla 5. 5. 6: Costes de alternativas de generación de electricidad. Niveles reales cents/KWe-hr
(factor de capacidad 85%). Fuente: MIT, 2003.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
230
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Escenario base
Nuclear
Carbón
Gas (bajo)
Gas (moderado)
Gas (alto)
Gas (alto) avanzado
25 años
40 años
7,9
4,8
4,0
4,2
5,5
5,0
7,5
4,6
3,9
4,3
5,7
5,2
6,5
6,2
5,2
6,2
6,0
4,9
Escenario de reducción de costes nucleares
Reducción costes de construcción (25%)
Reducción tiempo construcción de 12 meses
Reducción de costes de capital para ser
equivalente con carbón y gas
Escenario con tasas por emisiones carbono (25/40 años)
Carbón
Gas (bajo)
Gas (moderado)
Gas (alto)
Gas (alto) avanzado
$50/tC
$100/tC
$200/tC
6,0/5,8
4,5/4,4
4,7/4,8
6,0/6,3
5,5/5,7
7,2/7,0
5,0/5,0
5,3/5,3
6,5/6,8
5,9/6,2
9,6/9,4
6,0/6,0
6,3/6,4
7,5/7,8
6,8/7,1
Tabla 5. 5. 7: Costes de alternativas de generación de electricidad. Niveles reales cents/KWe-hr
(factor de capacidad 75%). Fuente: MIT, 2003.
Según estos datos, los costes de generación de las centrales nucleares son
superiores a los de las centrales de carbón o gas natural, e incluso si los precios del
gas son elevados, los inversores optarían antes por centrales de carbón que por las
nucleares.
Hacer de la energía nuclear una alternativa más económica supondría reducir los
costes de construcción en un 25%, y el tiempo de construcción de 5 a 4 años. Si
además desaparecieran las incertidumbres de la regulación, construcción y operación
de estas centrales, los costes serían similares a los de una planta de ciclo combinado
para precios de gas elevados. Por último, si a lo anterior se sumase que los costes de
O&M pasasen de 15 millones/KWe-hr a 13, las centrales nucleares serían
competitivas con las de carbón y los ciclos combinados en el caso de que el gas
natural tuviese precios altos o moderados.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
231
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
5.5.2
ESTRATEGIAS DE ACTUACIÓN DE LAS CENTRALES
NUCLEARES EN OPERACIÓN: ACTUALIZACIÓN DE LAS
CENTRALES Y SU OPERACIÓN A LARGO PLAZO
El alcance y coste de las operaciones de actualización, denominadas
“backfitting”, varían de una planta a otra, dependiendo de los niveles de que parta en
materia de seguridad, operación y costes. En todo caso, se puede estimar un valor
típico comprendido entre 10 y 15 millones de euros anuales, como el coste de la
inversión requerida para mantener actualizada una central en las mejores condiciones
de seguridad y eficiencia, cifra que determina un coste medio de 1,25 - 1,90 €/MWh,
que compensa sobradamente el aumento de la utilización de la central desde las
6.900 horas anuales obtenidas en el conjunto del parque nuclear mundial en 2001, a
las 8.000 horas anuales alcanzado en las centrales más eficientes.
Estas inversiones quedan plenamente justificadas, no solamente en sus últimos años
de operación, en los que los costes iniciales de capital han sido ya amortizados en
términos contables sino a lo largo de todos los años en los que esté operando.
Por otra parte, los programas de ampliación de potencia, han requerido inversiones
relativamente moderadas, pero han permitido incrementos de la capacidad de
generación de las centrales de hasta un 21% sobre la potencia inicialmente instalada,
y lo han conseguido al mismo tiempo que introducían mejoras en sus niveles de
seguridad y disponibilidad. La cuantía de las inversiones requeridas por estos
programas de ampliación de potencia, y su incidencia en los costes totales de
generación, es la siguiente:
Tabla 5. 5. 8: Inversiones requeridas por programas de aumento de potencia. Fuente: Foro Nuclear,
2003.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
232
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Como puede observarse, la producción eléctrica generada a partir de los
programas de ampliación de potencia devenga unos costes nivelados medios que
oscilan, en función de la magnitud de la ampliación realizada, entre 10,5 y 13,4
€/MWh, muy inferiores a los 21,4 €/MWh estimados en el estudio finlandés para una
central nuclear de nueva construcción durante los 40 años de operación previstos.
Incluso, en una ampliación de potencia del 15%, realizada en los últimos 10 años de
operación de la central, el coste nivelado medio de la producción eléctrica adicional
obtenida es de 15,9 €/MWh, también inferior al estimado para una central nueva de
cualquier tecnología.
Estos programas de actualización tecnológica se han concretado en el lado
secundario o convencional de la central, con nuevas turbinas más eficientes, mejora
en intercambiadores de calor, etc., en aumento de la potencia térmica de los
reactores, salvaguardando los márgenes de seguridad establecidos por las
normativas; o bien a incrementos en la precisión de los sistemas de medida y control.
Por último hay que mencionar que los países miembros de la OCDE están
mostrando gran interés en la aprobación de los programas de renovación de licencia
de centrales nucleares, ya que se considera que la inversión necesaria para mantener
una central actualizada tecnológicamente y cumpliendo sobradamente con la
normativa de seguridad, es menor que el coste de construir una planta de cualquier
tecnología.
A la vista de los valores expuestos en los apartados anteriores, los costes de
generación de una central nuclear de 1000 MW, que viera renovada su licencia de
operación en 20 años, incluso al considerar un aumento de los gastos de operación y
mantenimiento en el 20% respecto a los del estudio de referencia, serían los
siguientes:
- Potencia de la central: 1000 MW
- Inversión adicional: 40 Millones €
- Renovación de licencia: 20 años
- Factor de utilización: 8000 horas anuales a plena potencia
- Tasa de actualización: 4,5%
- Costes de combustible: 3,3 €/MWh
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
233
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
- Gastos fijos reposición: 26,2 euros anuales por kW instalado
- Costes de operación y mantenimiento: 4,10 €/MWh
- Coste nivelado medio: 11,09 €/MWh
El coste medio nivelado registrado a lo largo de los veinte años de renovación
de la licencia, se situarían en 11,1 €/MWh, es decir, un 48% menos que los estimados
en una central de nueva construcción (21,4 €/MWh); y menos de la mitad que los
estimados en centrales de otras tecnologías (25,3 €/MWh en la de carbón y
27,5€/MWh en la de ciclo combinado de gas natural).
Las ventajas de acometer estos programas son aún mayores al considerar el menor
riesgo que muestra su rentabilidad ante modificaciones al alza en los tipos de interés
y, en consecuencia, en la tasa de actualización.
5.5.3
CONSIDERACIÓN DE EXTERNALIDADES
A menudo, los beneficios y costes incorporados en una economía de mercado
a los precios de determinados bienes, no contemplan todos los costes sociales en que
se incurre en su proceso de producción o consumo. Este es el caso de de la
generación de energía eléctrica, donde hay tres son los problemas que más preocupan
a la opinión pública mundial: la emisión de gases derivada de la generación eléctrica;
el riesgo ligado a la producción de energía eléctrica de origen nuclear; y la gestión de
los residuos nucleares.
Los procesos de desregulación de los mercados eléctricos y la apertura internacional
de redes de transporte, acometidos con firmeza últimamente en los países
desarrollados y, especialmente, en la Unión Europea, dificultan la traslación de estas
externalidades a los precios de mercado.
5.5.3.1
Costes derivados de la emisión de gases y de los riesgos ligados a
la producción de energía eléctrica nuclear
Su cuantificación es relativamente reciente. En Europa destaca la realización
del estudio ExternE (Comisión Europea, 1995), en el que se cuantifican los
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
234
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
fenómenos físicos ligados a la construcción y al funcionamiento de centrales
eléctricas; se evalúan en términos probabilísticos los impactos medioambientales de
los riesgos y rechazos derivados de su funcionamiento; y se transforman esas
evaluaciones probabilísticas en evaluaciones monetarias.
Sin embargo, los resultados finales obtenidos en cada uno de los quince países de la
Unión Europea muestran oscilaciones muy importantes:
Tabla 5. 5. 9: Costes medioambientales. Fuente: Foro Nuclear, 2003.
El cálculo de estos costes ha sido realizado aplicando una tasa de descuento
del 3%, y la realización de estudios de sensibilidad a su variación, desde el 0% al
10%, determina oscilaciones aun mayores que las establecidas en la alternativa
central.
En el caso de la energía nuclear, el bajo nivel de los costes medioambientales
respecto a los incurridos por los combustibles fósiles, viene determinado por el
excelente comportamiento de las centrales nucleares que operan en la Unión
Europea, con un altísimo nivel de seguridad y el control estricto de efluentes. Los
costes correspondientes a la segunda parte del ciclo de combustible y al
desmantelamiento de las centrales nucleares son incluidos en la mayoría de los países
en las tarifas eléctricas. Por ello, no han sido objeto de valoración en el estudio
ExternE.
El estudio mencionado del MIT, también incluye un escenario en el que se
considerasen costes sociales externos, concretamente las emisiones de CO2, fijando
distintas tasas de carbono en función de una estimación de la EPA en EE.UU.
Si las tasas fuesen de $50/tC, la energía nuclear sigue sin ser económica, a menos
que además se incluyan las posibles reducciones de costes descritas anteriormente,
en cuyo caso resultaría más barata que el gas y el carbón.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
235
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Para unas tasas de $100-200/tC, la nuclear puede compararse con el uso del carbón,
pero es más cara frente al gas, excepto para precios elevados. Sí resulta la más
económica si además de estas tasas se considera el resto de reducciones de costes.
5.5.4
PERSPECTIVAS FUTURAS DE NUEVAS CENTRALES:
NUEVOS
DISEÑOS
DE
CENTRALES
NUCLEARES
AVANZADAS
Las principales vías para la reducción del coste de inversión actualmente son:
la estandarización del diseño, la construcción de diseños específicos y de varios
grupos en un mismo emplazamiento y la estabilización del marco regulador.
La estandarización permite distribuir los costes fijos de diseño, fabricación,
seguridad y licenciamiento entre un gran número de grupos, reduciendo así los costes
específicos de cada unidad.
La construcción de diseños específicos ofrece el beneficio de la estandarización, y
también se beneficia de la fabricación en gran escala de componentes individuales,
así como del proceso de aprendizaje para la planificación y gestión de las centrales
individuales.
Conseguir la estabilidad del marco regulador es esencial a fin de evitar las
incertidumbres del pasado. Durante los años 70, los reglamentos, normas y reglas
aplicables al diseño, construcción y operación de centrales nucleares pasaron de
algunas decenas, al principio de la década, a más de mil a su fin.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
236
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
5.6
NO PROLIFERACIÓN
La concienciación para evitar la proliferación de armamento nuclear ha
llevado a la formación de instituciones internacionales y acuerdos, ninguno de los
cuales se ha llevado acabo del todo satisfactoriamente. El NTP (tratado de no
proliferación nuclear) es la base del régimen de control, ya que supone la renuncia a
las armas nucleares por parte de todos sus firmantes, excepto las naciones declaradas
nucleares (EE.UU., Rusia, Reino Unido, Francia y China), y un compromiso para
colaborar en el desarrollo de usos pacíficos de la energía nuclear. Sin embargo,
países no firmantes, como India y Pakistán, probaron armas nucleares en 1998, y
firmantes como Sudáfrica y Corea del Norte, han admitido que fabrican armas
nucleares.
La
Agencia
Internacional
de
Energía
Atómica
(IAEA)
tiene
la
responsabilidad de verificar la conformidad de las instalaciones del ciclo de
combustible nuclear con respecto a los acuerdos de seguridad negociados por los
firmantes del NTP. Los esfuerzos de protección de IAEA, sin embargo, están
seriamente limitados por su autoridad y por las mayores divergencias entre
responsabilidades y fondos.
El Consejo de Seguridad de Naciones Unidas aun no ha establecido un
procedimiento o mostrado su voluntad para imponer sanciones cuando se viola el
compromiso de los acuerdos de la IAEA. Una variedad de acuerdos multilaterales,
tales como las directrices del Grupo Distribuidor Nuclear (Nuclear Supplier Group)
para el control de la exportación, pretende restringir la difusión de la proliferación
nuclear y el uso dual de la tecnología. La tecnología europea de enriquecimiento
centrífugo, ha contribuido al desarrollo de armas en otras partes, y EE.UU. y Rusia
tienen continuas disputas sobre la transferencia de tecnologías rusas del ciclo de
combustible a Irán, que es un firmante del NTP.
Por otra parte además del riesgo de armamento nuclear entre países, está la amenaza
de adquirir explosivo nuclear bruto por grupos sub-nacionales como los terroristas de
Al Qaeda, sobre todo después de los atentados de 11 de Septiembre de 2001 y el 11
de Marzo de 2004. Los terroristas o grupos criminales organizados no pueden
producir el material de armas nucleares ellos solos, con lo que el problema deriva de
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
237
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
la posible adquisición de materiales nucleares mediante robos o bajo el amparo de
algún gobierno.
Es útil establecer una escala para el riesgo de proliferación que ha surgido de las
operaciones del ciclo de combustible nuclear en nuestros días. El combustible
gastado descargado de los reactores en todo el mundo contiene cerca de 1000
toneladas de plutonio, y este plutonio se puede separar con infraestructuras nucleares
modestas permitiendo así obtener el material necesario para armamento nuclear.
Pese a los esfuerzos de la IAEA por controlar la proliferación nuclear, sólo
tiene el control de una pequeña porción del plutonio y uranio altamente enriquecido
destinados a usos militares, como puede observarse en la siguiente tabla:
Plutonio
Rusia
EE.UU.
Reino Unido
China, Francia
Uranio altamente
enriquecido (HEU)
Rusia
EE.UU.
Reino Unido
China, Francia
TOTAL
Inventario
total
estimado
(Ton)
Exceso
declarado
(Ton)
Excesos de
stocks
estimados
(Ton)
Bajo
protección
de la IAEA
(Ton)
131
85
7,6
9
50
38
4,4
-
95
49
6
3
0
2
4,4
0
1050
645
21,9
45
1995
500
165
757
890
480
5
10
1538
0
10
0
0
16,4
Tabla 5. 6. 1: Excedente militar de plutonio y HEU, fin de 1997. Toneladas. Fuente: Fission European
Seminar (European Commision, 1998).
Si como se propone en el estudio del MIT “The Future of Nuclear Power”, la
energía nuclear alcanzase una capacidad de 1000 GWe en el 2050, sería debido a un
mayor uso en países industrializados que o ya tiene armas nucleares o ven
actualmente mínimos los riesgos de proliferación. No obstante, las dificultades
económicas de Rusia limitan la adopción de medidas estrictas de seguridad y control
de material nuclear. Además, cambios geopolíticos, como por ejemplo en el Este de
Asia, podrían modificar los intereses de algunas naciones en adquirir capacidad
nuclear.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
238
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Un tercio del uso de la energía nuclear en el escenario de mediados de siglo se haría
en el mundo desarrollado. También habría que considerar mayor capacidad en China
e India, que ya tienen armamento nuclear con lo que no deberían suponer una
amenaza seria de proliferación. Sin embargo, si la expansión de la energía nuclear en
estas últimas regiones fuese muy elevada, podría permitir la expansión del arsenal
nuclear en India y Pakistán.
En un escenario de crecimiento global de la energía nuclear, ciertos países del
sudeste asiático con escasa infraestructura nuclear actualmente, como Indonesia,
Filipinas, Vietnam y Tailandia, tendrían una mayor importancia.
Hay países, como Irán, que manifiestan cierto interés en la energía nuclear, y ha
recibido ayuda rusa para ello, acción que suscita polémicas en EE.UU. donde aducen
este interés iraquí al armamento nuclear. Los conflictos como el de Rusia y EE.UU.
podrían hacerse más comunes en el escenario de crecimiento.
La rápida difusión de la capacidad industrial y de las nuevas tecnologías facilitará el
aumento de la proliferación en países en vías de desarrollo con ambiciones en
armamento nuclear.
La conclusión es que el régimen actual de no proliferación tiene que ser
reforzado por medidas técnicas e institucionales prestando especial atención a las
tecnologías del ciclo de combustible y protección de las mismas.
Por otra parte, la proliferación supone que el ciclo abierto se ajuste mejor a los
objetivos del escenario de crecimiento global, ya que ningún material fisible
fácilmente usable en un arma nuclear aparece durante la operación normal, y el final
del proceso no cuenta con instalaciones de separación de plutonio.
El riesgo de las instalaciones de enriquecimiento podría minimizarse mediante
medidas como reforzar las medidas técnicas de la IEA para monitorizar el flujo de
material y el ensayo en determinadas instalaciones, un suministro fiable de
combustible (y quizás también retorno del combustible gastado) desde instalaciones
bajo protección adecuada, implementación de prerrogativas de la IAEA con respecto
a instalaciones no declaradas, aumentar los controles de exportación o las tecnologías
de enriquecimiento, y compartir información apropiada para evitar la construcción de
instalaciones y realización de operaciones de forma clandestina. Todo ello implicaría
un esfuerzo activo de los EE.UU. y de otros países líderes nucleares.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
239
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
5.7
CONCLUSIONES
Los problemas a los que se enfrenta la energía nuclear, tanto en lo referente al
crecimiento de los costes como en los aspectos de seguridad nuclear, disponibilidad
de combustible, proliferación, y tratamiento de residuos, han llevado a proponer una
enorme cantidad de diseños alternativos, 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.
Estos diseños se pueden clasificar en:
•
Diseños evolutivos, que son mejoras sobre diseños de reactores actualmente en
explotación, principalmente de PWRs. Se afirma que se trata de diseños más
seguros debido a una mayor estabilidad de la reacción en sí y a una
simplificación (y abaratamiento) del diseño.
•
Reactores “intrínsecamente seguros”, es decir, que están construidos de tal forma
que es físicamente imposible que sufran una reacción en cadena, con una
explosión térmica.
•
Reactores basados en el ciclo del torio. Aunque no es un elemento fisible, el
232
Th se transforma en 233U tras capturar un neutrón, cuyas propiedades nucleares
son similares a las del 235U. Los recursos minerales del 232Th son incluso mayores
que los del
235
U. Un reactor basado en este combustible tendría que tener una
fuente inicial de neutrones, aunque esto no se considera un impedimento grave.
Una propiedad atractiva es que si se quema junto con plutonio, éste queda
destruido de forma bastante completa dando lugar a residuos radioactivos menos
peligrosos que los habituales. En principio, reactores muy similares a los actuales
podrían sostener este ciclo.
•
Reactores basados en aceleradores (ADR: Accelerator Driven Reactors). La idea
es hacer incidir un haz de protones provenientes de un acelerador de partículas en
un blanco de elementos pesados, que entonces emitiría neutrones. Estos
incidirían en el combustible nuclear provocando una reacción. El blanco nuclear
estaría diseñado de forma que fuera subcrítico, de forma que en ausencia de la
fuente externa de neutrones la reacción no tardaría en decaer.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
240
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Una posibilidad atractiva es que un sistema de este tipo podría transmutar
elementos transuránicos de larga vida que se encuentran en residuos nucleares en
otros elementos menos peligrosos. También se está investigando con el objetivo
de destruir el plutonio proveniente de armas nucleares.
•
Reactores de fusión. Estos reactores intentan obtener energía a partir de la fusión
de isótopos pesados del hidrogeno: deuterio 2H y tritio 3H. La principal dificultad
radica en las enormes temperaturas requeridas, de decenas de millones de grados,
a la que es necesario calentar un gas relativamente denso de esas sustancias.
Existen dos tipos principales de prototipos:
-
Reactores basados en el confinamiento magnético, en el que el gas se
contiene mediante campos magnéticos intensos.
-
Reactores inerciales, en los que se provoca la implosión de pequeñas
bolas de material fusionable bombardeándola simultáneamente desde
muchos ángulos con láseres o haces de partículas.
El progreso en la tecnología de fusión ha sido más lento de lo esperado. El
sistema más avanzado es el basado en el confinamiento magnético, en el que se
ha logrado provocar la fusión durante tiempos limitados. Existen planes para
iniciar la construcción de un reactor de “demostración”, con el fin de abordar
problemas de ingeniería, durante esta década. En cualquier caso, es improbable
que antes de 20 o 30 años se pueda contar con algún prototipo comercial.
El atractivo de esta opción es que el agua ordinaria contiene deuterio (en la
forma de agua pesada), y a pesar de que constituye sólo el 0,015% del agua, en
la totalidad de los océanos hay una inimaginable gran cantidad. Por el contrario
el tritio, el isótopo más pesado del hidrógeno sólo existe en la naturaleza en
pequeñas cantidades formado por rayos cósmicos.
5 Energía nuclear y desarrollo sostenible
241
6. IMPACTO MEDIOMABIENTAL DERIVADO DEL
USO DE COMBUSTIBLES FÓSILES
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Las mejoras de los niveles de vida propiciadas por la evolución de la ciencia
y tecnología, especialmente en los países desarrollados, llevan ligadas en muchas
ocasiones una serie de impactos negativos sobre el entorno que nos rodea. Así pues,
los problemas medioambientales derivados de la tecnología se resumen en:
•
Incorporación masiva de tierras para el cultivo.
•
Fabricación masiva de productos industriales.
•
Extracción de minerales y materias primas.
•
Producción y consumo excesivo de energía, lo que ocasiona una demanda
creciente de combustibles fósiles y el agotamiento de recursos naturales.
•
Medios de transporte modernos.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
243
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Las obligaciones con el medio ambiente de todos los sectores de la sociedad,
incluido el sector energético, son cada vez más claras y la sociedad debe responder a
ellas. La conferencia de las Naciones Unidas sobre medio ambiente y desarrollo, que
tuvo lugar en Río, concluyó que los niveles actuales y previstos de consumo de
energía deberían encaminarse hacia un "desarrollo sostenible", que se ha definido
como desarrollo sostenible "el desarrollo que se adapta a las necesidades del presente
sin comprometer la posibilidad de que futuras generaciones cubran sus propias
necesidades".
Los aspectos medioambientales de carácter global están adquiriendo una creciente
importancia pidiendo soluciones concertadas y coordinadas a nivel internacional:
preocupa la disminución de la capa de ozono que protege la tierra y el posible
aumento del efecto invernadero.
Los gases invernadero en la atmósfera absorben parte de la radiación solar reflejada
por la tierra por lo que la energía queda retenida en la atmósfera. Es opinión
generalizada que el aumento de los gases invernadero en la atmósfera puede dar
lugar de forma global a cambios climáticos, al potencial calentamiento global de la
tierra y a la subida del nivel del mar.
A pesar de las incertidumbres que rodean el comienzo y las repercusiones del posible
aumento del efecto invernadero causado por actividades humanas, se precisan
medidas de precaución para reducir los efectos adversos.
Este capítulo se centrará únicamente en el impacto asociado a la producción y
consumo de energía, que afecta principalmente a la atmósfera. Por ello, hay que
distinguir entre contaminantes atmosféricos primarios, que son los producidos
directamente por el foco emisor, y los secundarios, originados a partir de reacciones
de contaminantes primarios.
Entre los primarios destacan:
•
Aerosoles: Partículas sólidas y líquidas.
•
Metales pesados: Pb, Cr, Cu, Mn, V, Ni, As, Cd, Hg.
•
Sustancias minerales: Asbestos y Amianto.
•
Sustancias radioactivas: Radom, cuyos productos de degradación iniciales son
218
Po y 216Po.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
244
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
•
Gases:
o Monóxido de carbono (CO)
o Anhídrido carbónico (CO2)
o Óxidos de azufre (SO2, SO3, H2S)
o Óxidos de nitrógeno (NO, NO2, NOx)
o Hidrocarburos (HnCm)
•
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,
etc).
•
Compuestos orgánicos que contienen azufre (mercaptanos)
•
Compuestos orgánicos halogenados (PCBs, dioxinas, furanos, etc)
Por otra parte, las alteraciones atmosféricas producidas por los contaminantes
secundarios son:
•
Destrucción de la capa de ozono
•
Smog fotoquímico
•
Lluvia ácida
El planteamiento del estudio realizado en este proyecto hace necesario considerar
las emisiones derivadas de la producción y consumo de los distintos combustibles
fósiles por sectores. De este modo, pueden proponerse medidas concretas para
mitigar el impacto ambiental. La dificultad estriba en acceder a datos de emisiones
globales, dadas las diferencias en las prácticas de cada sector entre países en vías de
desarrollo y desarrollados. Por ello, el capítulo se ha elaborado mediante
estimaciones orientativas propias, que se contrastan con las cifras de emisiones
sectoriales de CO2 propuestas por la AIE en el informe WEO 2004.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
245
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
6.1 CONTAMINANTES PRIMARIOS:
SECTOR GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD
La demanda de electricidad está muy relacionada con el crecimiento
económico. En los 30 años anteriores, la economía global evolucionó en promedio
un 3,3% por año, y la demanda de electricidad un 3,6%. Se espera que esta demanda
continúe una tendencia creciente. Según la AIE (WEO 2004), aumentaría a razón de
un 2,5% al año, y la economía lo haría un 3,2%, con lo que el mundo consumiría en
el 2030 31.657 TWh, casi el doble que en el 2002 (16.074 TWh).
PIB
Demanda de electricidad
Fig. 6.1. 1: Crecimiento del PIB y de la demanda de electricidad. Fuente: WEO 2004.
La tendencia que predice la AIE desglosada en función del tipo de combustible
queda reflejada en la figura 6.1.2:
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
246
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
TWh
Evolución generación electricidad
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1971
Nuclear
Otras renovables
Biomasa y residuos
Hidráulica
Gas
Petróleo
2002
2010
2020
2030
Carbón
Año
Fig. 6.1. 2: Evolución generación de electricidad. Fuente: WEO 2004.
La evolución es desigual para las distintas fuentes, y así mientras que el
petróleo o la energía nuclear experimentan crecimientos muy limitados, las
renovables (9%/año), biomasa (4%/año), gas natural (4%/año) o carbón (2,4%/año)
serán los combustibles que permitan que la generación aumente a un ritmo del
2,5%/año.
El impacto que tiene el sector de la generación sobre el medioambiente depende
directamente del tipo de combustible y tecnología empleados, como queda reflejado
en las tablas 6.1.1 y 6.1.2.
CONSUMOS, RESIDUOS Y OCUPACIÓN DE DISTINTOS TIPOS DE CENTRALES ELÉCTRICAS
Potencia tipo: 1.000 MW
Factor de operación 75% (6.600 horas/año)
Central
de carbón
Consumo diario medio
6.300 t.
Consumo diario máximo (plena carga)
8.400 t.
Consumo anual
2,52 Mt.
Oxígeno consumido cada año
6,5 Mt.
CO2 enviado a la atmósfera cada año
7,8 Mt.
Combustible transportado cada año
66 mineraleros
de 35.000 t. y/o
23.000 vagones
de 100 t.
Superficie de suelo ocupada (en Ha para 4x1.000 MW)
300
SO2 enviado a la atmósfera cada año
39.800 t.
NO2 enviado a la atmósfera cada año
9.450 t.
Cenizas enviadas a la atmósfera cada año: Con filtros
6.000 t.
Cenizas enviadas a la atmósfera cada año: Sin filtros
383.000 t.
Residuos sólidos generados cada año
69.000 t. de
cenizas de horno.
377.000 t.
cenizas volantes
Actividad generada junto a la central (curios/año)
0,02 a 6
(*) Se considera almacenamiento de gases antes de su envío a la atmósfera.
Fuente : Le Concours Medical.
Central de fuel
4.400 t.
5.800 t.
1,52 Mt.
4,8 Mt.
4,7 Mt.
Oleoducto y/o
3 petroleros
gigantes
de 500.000 t.
250
Producción: 6.600 millones kWh/año
Central de
Central nuclear
gas
(PWR)
3
4,4 Mm
75 kg.
5,8 Mm3
100 kg.
3
1.700 Mm
27,2 t.
4,6 Mt.
—
3,2 Mt.
—
Gaseoducto y/o
3 ó 4 camiones
20 metaneros
de 125.000 m3
200
200
91.000 t.
2.540 t.
—
6.400 t.
1.650 t.
4.700 t.
Cenizas de horno:
menos de 8 m3
21.000 t.
—
340 t.
—
—
0,01
—
—
—
—
Alta actividad:
3
3,75 m vitrificado.
Media y baja
actividad: 500 m3
10.000 a 12.000 (*)
Tabla 6. 1. 1: Consumos, residuos y ocupación de distintos tipos de centrales eléctricas. Fuente: Foro
Nuclear, 2004.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
247
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
EMISIONES DEL CICLO DE VIDA DE LAS TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN ELÉCTRICA CON RENOVABLES
Cultivos
Tecnol.
Actual
17-27
0,07-0,16
1,1-2,5
CO2
SO2
NOx
Cultivos
Tecnol.
Futura
15-18
0,06-0,08
0,35-0,51
Gran
Hidráulica
Mini
Hidráulica
Solar
Fotovoltáica
Solar
Termoeléctrica
Eólica
Geotérmica
9
0,03
0,07
3,6-11,6
0,009-0,024
0,003-0,006
98-167
0,20-0,34
0,18-0,30
26-38
0,13-0,27
0,06-0,13
07-sep
0,02-0,09
0,02-0,06
79
0,02
0,28
Fuente: AIE (1998).
Datos en g/kWh.
Tabla 6. 1. 2: Emisiones del ciclo de vida de las tecnologías de producción eléctrica renovables.
Fuente: Foro Nuclear, 2004.
Con los datos contenidos en las tablas anteriores, y considerando las estimaciones de
la AIE (WEO 2004), se puede hacer un cálculo aproximado del impacto
medioambiental de este sector.
Emisiones CO2: Generación
25.000
Mt
20.000
Gas
15.000
Petróleo
10.000
Carbón
5.000
0
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 3: Emisiones de CO2 debidas a la generación de electricidad. Elaboración propia.
Emisiones CO2: Generación (Previsiones de la AIE)
20.000
Mt
15.000
Gas
Petróleo
10.000
Carbón
5.000
0
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 4: Emisiones de CO2 debidas a la generación de electricidad. Fuente: WEO 2004.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
248
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
La comparación de las emisiones de CO2 estimadas con las que predice la
AIE manifiesta que al final del período considerado los primeros datos son
ligeramente superiores a los segundos. No obstante, los datos iniciales (2002) son
muy similares. Se puede deber a que la AIE calcula las emisiones en función de la
demanda de fuentes energéticas, que evoluciona a razón del 1,9%/año, al igual que
las emisiones. Los cálculos realizados en el proyecto se hacen en función de las
predicciones de la AIE de generación de electricidad, que aumentan un 2,4%/año.
Por ello, a pesar de que inicialmente el valor de partida es similar, para años
posteriores es superior, ya que la AIE supone que será posible consumir menos
combustible para producir la misma cantidad de electricidad, y los datos propios
contemplan que la generación de electricidad predicha se satisfará con tecnologías de
eficiencias similares a las existentes, con mayor consumo final con respecto al
propuesto por la AIE.
Emisiones SO2: Generación
100.000.000
80.000.000
Gas
T
60.000.000
Petróleo
40.000.000
Carbón
20.000.000
0
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 5: Emisiones de SO2 debidas a la generación de electricidad. Elaboración propia.
T
Emisiones NO2: Generación
60.000.000
50.000.000
40.000.000
30.000.000
20.000.000
10.000.000
0
1971
Gas
Petróleo
Carbón
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 6: Emisiones de NO2 debidas a la generación de electricidad. Elaboración propia.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
249
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Puede observarse que el carbón es el combustible que más emisiones de CO2
y SO2 produce, debido a que casi el 40% de la electricidad se genera gracias a su uso.
Por ello, para intentar dar una idea más precisa de las emisiones de unos
combustibles frente a otros, los siguientes gráficos comparan el porcentaje de
emisiones con respecto al total mundial debidas a cada uno, con su contribución a la
generación de electricidad.
Generación y emisiones (2002)
Otras
18,2
Nuclear
Gas
%Emisiones NO2
16,5
2,1
20,0
19,1
5,8
Petróleo
49,2
7,3
%Emisiones SO2
%Emisiones CO2
%Generación
29,6
9,0
45,0
Carbón
68,3
71,0
38,8
Fig. 6.1. 7: Generación y emisiones (2002). Fuente: WEO 2004 y cálculos propios.
Generación y emisiones (2030)
Otras
19,3
Nuclear
Gas
Petróleo
Carbón
%Emisiones NO2
9,3
3,9
2,4
4,3
3,7
61,7
29,3
29,5
%Emisiones SO2
%Emisiones CO2
%Generación
17,6
36,0
38,2
66,3
78,6
Fig. 6.1. 8: Generación y emisiones (2030). Fuente: WEO 2004 y cálculos propios.
La figura 6.1.7 confirma que el carbón es el combustible que más emisiones
de CO2 produce. El petróleo es el que produce más SO2 y el gas natural más NO2.
Por tanto, todos los combustibles fósiles ejercen un impacto negativo sobre el
medioambiente, de una forma u otra. Recientemente se están intentando controlar las
emisiones de CO2 por la repercusión de las mismas en el calentamiento del planeta.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
250
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Pero no hay que olvidar los efectos de la lluvia ácida o de la destrucción del ozono
estratosférico, ambos relacionados con los otros contaminantes. Los gráficos 6.1.3,
6.1.5 y 6.1.6 anteriores hacen una extrapolación hasta el 2030, y manifiestan que en
dicho año las emisiones de CO2 y NO2 debidas al sector de la generación,
prácticamente serían el doble que las observadas en el año 2002, de ahí la necesidad
orientar tanto tecnología como inversiones a la reducción de emisiones.
El uso de unos combustibles frente a otros en la generación de electricidad varía de
unas regiones a otras, como se muestra en los siguientes gráficos.
Generación de electricidad por regiones (2002)
Asia-Pacífico
Europa/Euroasio
Otras
Oriente Medio
Nuclear
Gas
África
América Latina
Petróleo
Norte América
Carbón
0
500
1.000 1.500 2.000 2.500 3.000
TWh
Fig. 6.1. 9: Generación de electricidad por regiones (2002). Fuente: WEO 2004.
Generación de electricidad por regiones (2030)
Asia-Pacífico
Otras
Europa/Euroasio
Nuclear
Oriente Medio
Gas
África
Petróleo
América Latina
Carbón
Norte América
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
TWh
Fig. 6.1. 10: Generación de electricidad por regiones (2030). Fuente: WEO 2004.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
251
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Hay que desatacar que las regiones que más carbón usan en la generación de
electricidad son las que disponen de mayores reservas (Norte América y AsiaPacífico). América Latina sostiene su generación en gran parte gracias a la
hidráulica.
Las estimaciones de la AIE, revelan un fuerte crecimiento en la generación en la
región Asia-Pacífico hasta el 2030, a expensas de un mayor uso de carbón. Esto no
sería problemático si se empleasen tecnologías de secuestro de carbono, pero dado
los costes estimados en el capítulo 4, es poco probable que las zonas que están en
vías de desarrollo inviertan en ello, de ahí la alarma que genera.
La contribución de cada región, en lo que a emisiones se refiere, se refleja en los
siguientes gráficos:
Porcentaje regional de emisiones de la generación (2002)
Asia-Pacífico
Europa/Euroasio
%Emisiones NO2
Oriente Medio
%Emisiones SO2
África
%Emisiones CO2
América Latina
Norte América
0
10
20
30
40
50
%Emisiones mundiales
Fig. 6.1. 11: Porcentaje de emisiones por regiones (2002). Elaboración propia.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
252
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Porcentaje regional de emisiones de la generación (2030)
Asia-Pacífico
Europa/Euroasio
%Emisiones NO2
Oriente Medio
%Emisiones SO2
África
%Emisiones CO2
América Latina
Norte América
0
20
40
60
80
%Emisiones mundiales
Fig. 6.1. 12: Porcentaje de emisiones por regiones (2030). Elaboración propia.
Las cantidades absolutas de los contaminantes considerados que emite cada
región, se presenta en los apartados siguientes.
6.1.1
EMISIONES DE CO2
Emisiones CO2: Generación en Norte América
5.000
Mt
4.000
Gas
3.000
Petróleo
2.000
Carbón
1.000
0
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 13: Emisiones CO2: Generación en Norte América. Elaboración propia.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
253
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Emisiones CO2: Generación en América Latina
800
Mt
600
Gas
400
Petróleo
Carbón
200
0
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 14: Emisiones CO2: Generación en América Latina. Elaboración propia.
Mt
Emisiones CO2: Generación en África
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
1971
Gas
Petróleo
Carbón
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 15: Emisiones CO2: Generación en África. Elaboración propia.
Emisiones CO2: Generación en Oriente Medio
1.000
Mt
800
Gas
600
Petróleo
400
Carbón
200
0
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 16: Emisiones CO2: Generación en Oriente Medio. Elaboración propia.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
254
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Emisiones CO2: Generación en Europa
4.000
Mt
3.000
Gas
2.000
Petróleo
Carbón
1.000
0
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 17: Emisiones CO2: Generación en Europa. Elaboración propia.
Mt
Emisiones CO2: Generación en Asia-Pacífico
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
1971
Gas
Petróleo
Carbón
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 18: Emisiones CO2: Generación en Asia-Pacífico. Elaboración propia.
Las regiones menos desarrolladas (Asia-Pacífico, América Latina o África)
presentan los ratios de crecimiento de emisiones mayores. Resulta especialmente
alarmante la predicción de Asia-Pacífico, que casi duplicaría sus ya enormes
emisiones debido al mayor uso del carbón en este sector. Como se explica en el
apartado 6.5.4, esta región podría ser el objetivo de inversión de países que han
ratificado el Protocolo de Kyoto y emiten más de lo que les corresponde para mitigar
el efecto previsto.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
255
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
6.1.2 EMISIONES SO2
Emisiones SO2: Generación en Norte América
25.000.000
20.000.000
Gas
T
15.000.000
Petróleo
10.000.000
Carbón
5.000.000
0
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 19: Emisiones SO2: Generación en Norte América. Elaboración propia.
Emisiones SO2: Generación en América Latina
2.000.000
T
1.500.000
Gas
Petróleo
1.000.000
Carbón
500.000
0
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 20: Emisiones SO2: Generación en América Latina. Elaboración propia.
Emisiones SO2: Generación en África
6.000.000
T
5.000.000
4.000.000
Gas
3.000.000
Petróleo
2.000.000
Carbón
1.000.000
0
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 21: Emisiones SO2: Generación en África. Elaboración propia.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
256
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Emisiones SO2: Generación en Oriente Medio
T
6.000.000
5.000.000
4.000.000
3.000.000
2.000.000
1.000.000
0
1971
Gas
Petróleo
Carbón
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 22: Emisiones SO2: Generación en Oriente Medio. Elaboración propia.
T
Emisiones SO2: Generación en Europa
14.000.000
12.000.000
10.000.000
8.000.000
6.000.000
4.000.000
2.000.000
0
1971
Gas
Petróleo
Carbón
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 23: Emisiones SO2: Generación en Europa. Elaboración propia.
T
Emisiones SO2: Generación en Asia-Pacífico
70.000.000
60.000.000
50.000.000
40.000.000
30.000.000
20.000.000
10.000.000
0
1971
Gas
Petróleo
Carbón
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 24: Emisiones SO2: Generación en Asia-Pacífico. Elaboración propia.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
257
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
6.1.3 EMISIONES NO2
Emisiones NO2: Generación en Norte América
12.000.000
T
10.000.000
8.000.000
Gas
6.000.000
4.000.000
Petróleo
Carbón
2.000.000
0
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 25: Emisiones NO2: Generación en Norte América. Elaboración propia.
T
Emisiones NO2: Generación en América Latina
3500000
3000000
2500000
2000000
1500000
1000000
500000
0
Gas
Petróleo
Carbón
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 26: Emisiones NO2: Generación en América Latina. Elaboración propia.
Emisiones NO2: Generación en África
4.000.000
T
3.000.000
Gas
Petróleo
2.000.000
Carbón
1.000.000
0
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 27: Emisiones NO2: Generación en África. Elaboración propia.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
258
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Emisiones NO2: Generación en Oriente Medio
3.000.000
T
2.500.000
2.000.000
Gas
1.500.000
1.000.000
Petróleo
Carbón
500.000
0
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 28: Emisiones NO2: Generación en Oriente Medio. Elaboración propia.
Emisiones NO2: Generación en Europa
12.000.000
T
10.000.000
8.000.000
Gas
6.000.000
Petróleo
4.000.000
Carbón
2.000.000
0
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 29: Emisiones NO2: Generación en Europa. Elaboración propia.
Emisiones NO2: Generación en Asia-Pacífico
30.000.000
T
25.000.000
20.000.000
Gas
15.000.000
10.000.000
Petróleo
Carbón
5.000.000
0
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6.1. 30: Emisiones NO2: Generación en Asia-Pacífico. Elaboración propia.
Tanto las emisiones de SO2 como de NO2, al igual de lo que sucedía con las de
CO2, experimentan un crecimiento más rápido en las regiones que necesitan
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
259
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
actualmente mayor desarrollo. Esta observación afecta al concepto de sostenibilidad,
ampliado tanto al enfoque medioambiental como al social y económico. Si los países
más pobres buscan el desarrollo económico y social a costa de un fuerte impacto
sobre el entorno que los rodea, están hipotecando su futuro por los efectos que los
distintos contaminantes tienen, como se explica en el apartado 6.5. Esto podría
evitarse si en primer lugar dichas regiones contasen con una regulación ambiental
menos flexible, y en segundo lugar si los países más desarrollados cooperasen en lo
que a transferencia tecnológica se refiere.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
260
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
6.2 CONTAMINANTES PRIMARIOS:
SECTOR TRANSPORTE
El aumento de la población y del comercio de mercancías afecta directamente
al desarrollo económico, pero dicho desarrollo precisa de infraestructuras para el
transporte y la propiedad de vehículos. El transporte no sólo propicia el desarrollo
económico, pues posee unas connotaciones negativas que perjudican al
medioambiente además de producir ruidos, congestiones, accidentes o expansiones
urbanas descontroladas.
Son muchas y variadas las formas en las que las actividades relacionadas con el
transporte afectan al medioambiente, pero por su repercusión hay que destacar las
relacionadas con la contaminación atmosférica.
La tabla 6.2.1 da una idea de la magnitud de los problemas de calidad del aire en
algunas de las ciudades más grandes del mundo. Sólo Londres, Nueva York, y
Buenos Aires poseen una calidad del aire aceptable.
Ciudad
Bangkok
Beijing
Bombay
Buenos Aires
Cairo
Calcuta
Delhi
Yakarta
Karachi
Londres
Los Ángeles
Manila
Ciudad de Méjico
Moscú
Nueva York
Río de Janeiro
Seúl
Shangai
Tokio
Población
10,3
11,5
15,4
13,0
11,8
15,9
12,8
13,2
11,6
10,8
10,9
11,5
24,4
10,1
16,1
13,0
13,0
14,7
21,3
SO2
*
***
*
*
*
*
*
*
*
*
***
*
**
***
**
*
SPM
***
***
***
**
***
***
***
***
***
*
**
***
***
**
*
**
***
***
*
Plomo
**
*
*
*
***
*
*
**
***
*
*
**
**
*
*
*
*
-
CO
*
**
*
**
**
**
***
**
**
*
*
*
NO2
*
*
*
*
*
*
*
**
**
**
*
*
*
O3
*
**
**
**
*
***
***
**
*
***
Tabla 6. 2. 1: Niveles de contaminación atmosférica en grandes ciudades. Fuente: Atmospheric
Research and Information Center, 1996.
Leyenda: Población: estimada en el año 2000, en millones de personas.
*
**
***
Datos
Baja
Contaminación Problemas
inadecuados
contaminación moderada
serios
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
SPM
Partículas en
suspensión
261
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
El impacto ambiental del sector transporte no es exclusivo de países en
desarrollo y por el contrario también supone una fuente importante de contaminación
en países desarrollados. La siguiente tabla manifiesta que los vehículos motorizados
son fuente importante de emisiones de SO2 y partículas finas, probablemente debido
al uso de combustibles de baja calidad y al mayor uso de motores diesel en estos
países.
Ciudad
SO2
TSP
CO
HC
NOx
39
5
12
94
13
27
22
14
64
22
24
88
37
69
35
11
39
n.d.
39
81
70
100
90
91
97
95
94
n.d.
75
75
95
100
85
20
53
69
89
76
76
52
57
77
82
59
62
75
85
95
(% del total de emisiones
atmosféricas)
Bangkok
Beijing
Bombay
Budapest
Cochin, India
Colombo, Sri Lanka
Delhi
Lagos, Nigeria
Ciudad de Méjico
Santiago
Sao Paulo
Tabla 6. 2. 2: Contribución de vehículos de motor a la contaminación urbana del aire. Fuente: World
Resources Institute, 1997.
Hay que considerar también que el transporte es uno de los sectores que más
energía demanda. Por ejemplo en los países de la OCDE supone entre el 24%
(Suecia) y el 36% (EE.UU.) del requerimiento total de energía.
La tendencia más destacable del sector es la importancia creciente que está
adquiriendo el transporte por carretera. El transporte por ferrocarril ha decaído frente
al uso de camiones, debido a bajos precios de los combustibles, y a la adopción de
sistemas de control de inventarios “just in time”.
Por este motivo, en esta sección del estudio sólo se analizarán las emisiones debidas
al transporte por carretera, y más concretamente las correspondientes a los coches
privados por ser los que mayor consumo energético presentan en este grupo. Esta
simplificación queda respaldada por los datos del IDAE que se resumen en el gráfico
6.2.1.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
262
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Consumos energéticos por medio de transporte
79,5%
69,1%
Carretera
13,7%
15,6%
Aéreo
4,2%
Marítimo
2000
1980
13,0%
2,6%
2,3%
Ferrocarril
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Fig. 6. 2. 1: Consumos energéticos por medio de transporte. Fuente: IDAE, 2003.
Además se considerará que los combustibles empleados son derivados del
petróleo (gasolinas y gasóleos), pues si bien hay algunos vehículos que emplean gas
natural o hidrógeno, resulta una cantidad despreciable y suelen estar dedicados al
transporte público, que no se incluye en la estimación.
El consumo total de gasolinas y gasóleos de los últimos años se recoge en la tabla
6.2.3:
América del Norte
América Central y del Sur
Europa
Oriente Medio
África
Asia-Pacífico
Total
Gasolina
Destilados medios
2002
2003
2002
2003
MillónTon
MillónLitros MillónTon
MillónLitros MillónTon
MillónLitros MillónTon
MillónLitros
453
612.308
459
620.687
323
385.096
333
396.669
53
71.803
516
696.796
83
99.471
83
98.545
174
235.369
171
230.539
339
404.481
337
401.993
39
53.300
40
53.824
76
90.849
76
90.733
26
34.622
26
35.145
51
61.280
53
62.900
257
346.682
267
360.181
392
466.976
401
478.375
1.002
1.354.083
1.478
1.997.172
1.265
1.508.152
1.283
1.529.215
Tabla 6. 2. 3: Consumo regional de gasolinas y gasóleos. Fuente: BP, 2004.
Nota: No se incluyen datos de la Federación Rusa.
Gasolinas: incluye gasolinas empleadas en aviación, motores.
Destilados medios: incluye querosenos para aviones y calefacción, y combustibles gaseosos y diesel.
Por otra parte WEO 2004 también contiene datos de la demanda energética en el
sector transportes y su evolución con el tiempo. Estas previsiones se resumen en:
América del Norte
América Central y del Sur
Europa/Euroasia
Oriente Medio
África
Asia-Pacífico
Total
2002
Mtep
690
101
443
72
55
604
1965,0
Petróleo
2010
2020
Mtep
Mtep
791
913
133
179
519
606
94
120
73
102
810
1102
2420,0
3022,0
2030
Mtep
1016
237
674
139
144
1420
3630,0
2002
Mtep
23
9
46
0
1
21
100,0
Otros combustibles
2010
2020
Mtep
Mtep
27
33
14
20
55
64
0
0
2
2
27
37
125,0
156,0
2030
Mtep
41
26
72
0
3
51
193,0
Tabla 6. 2. 4: Demanda energética en el sector transporte. Fuente: WEO, 2004.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
263
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Para pasar los datos de la tabla 6.2.3 a tep, habría que considerar un factor de
1,07 (tep /ton gasolina) o de 1,035 (tep /ton gasoil). Puesto que ambas cifras están
próximas a la unidad, no se han tenido en cuenta.
Si se comparan los datos ofrecidos por BP y los de la AIE, existen ciertas
discrepancias. En primer lugar, los datos de BP también consideran gasóleos de
calefacción, por ello la cifra total de tep es superior. Los cálculos se basarán en
suponer que el 75% del consumo de gasolina que estima BP se debe a turismos, ya
que el resto de vehículos suelen usar gasoil, y la diferencia entre dicha cifra y el total
que propone la AIE se deberá a gasóleos. Por otra parte, puesto que el gasoil es un
combustible muy empleado en otros tipos de transporte, se considerará que tan sólo
el 50% de la cantidad total de gasoil es demanda por turismos.
Con estas hipótesis, se llega a una aproximación del consumo de carburante.
Según el IDAE, se estima que los coches de gasolina tienen un consumo medio de
7,6 l/100km y los de gasoil de 6,2 l/100km. Estos datos, y los relativos a
contaminantes ofrecidos por el Instituto Francés del Petróleo, permiten hacer una
estimación de las emisiones producidas por los turismos a nivel mundial.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
264
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Fig. 6. 2. 2: Contaminantes emitidos por turismos. Fuente: Instituto Francés del Petróleo.
Con las suposiciones anteriores, el consumo de combustibles en el sector
transportes debido a turismos sería el reflejado en la figura 6.2.3:
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
265
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Consumo sector transporte (2002)
Total
Asia-Pacífico
África
Diesel
Oriente Medio
Gasolina
Europa
América Central y del Sur
América del Norte
0
500.000
1.000.000
Millones de litros
Fig. 6. 2. 3: Consumo sector transporte (2002). Elaboración propia.
Consumo sector transporte
Asia-Pacífico
Diesel (2002)
África
Gasolina
(2030)
Diesel (2002)
Oriente Medio
Europa
Gasolina
(2002)
América Central y del Sur
América del Norte
0
300.000
600.000
900.000
Millones de litros
Fig. 6. 2. 4: Consumo sector transporte. Elaboración propia.
Aunque es probable que las cantidades de las gráficas anteriores estén sujetas
a errores debido a las consideraciones realizadas, sí pueden dar idea de las regiones
que más demandan en este sector. Actualmente es América del Norte la mayor
consumidora, pero se prevé un fuerte crecimiento en Asia-Pacífico.
Puesto que en este apartado los cálculos se han realizado tras realizar varias
simplificaciones, antes de mostrar los resultados obtenidos, se hace una comparativa
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
266
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
de las previsiones de emisiones de CO2 propuestas por la AIE y las resultantes tras
aplicar las hipótesis anteriormente descritas.
Comparación emisiones CO2 con predicciones AIE
10.000
Mt CO2
8.000
Petróleo-WEO2004
6.000
Petróleo-Estimación propia
4.000
Otros combustiblesWEO2004
2.000
0
Total-WEO2004
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6. 2. 5: Comparación emisiones CO2 con predicciones de la AIE. Fuente: WEO, 2004 y BP, 2004.
Elaboración propia.
La gráfica anterior manifiesta que las cifras obtenidas en la estimación son
muy similares al total de las emisiones de CO2 que la AIE atribuye al sector
transporte. Esto indica que las emisiones del transporte debidas a turismos se han
calculado con exceso, pero es probable que el método haya llegado al mix de
gasolinas y gasóleos consumidos en el sector transporte en conjunto, pues la
comparación así lo corrobora. Por lo tanto, se considera que las distintas emisiones
consideradas en principio como procedentes únicamente de automóviles,
corresponden a todo el sector transporte.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
267
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
6.2.1 EMISIONES NOX
Emisiones de NOx (2002)
Total
Asia-Pacífico
África
Diesel
Oriente Medio
Gasolina
Europa
América Central y del Sur
América del Norte
0,E+00 1,E+06 2,E+06 3,E+06 4,E+06 5,E+06 6,E+06 7,E+06
T
Fig. 6. 2. 6: Emisiones de NOx (2002). Elaboración propia.
Emisiones de NOx (2030)
Total
Asia-Pacífico
África
Diesel
Oriente Medio
Gasolina
Europa
América Central y del Sur
América del Norte
0
2.500.000 5.000.000 7.500.000 10.000.000 12.500.000
T
Fig. 6. 2. 7: Emisiones de NOx (2030). Elaboración propia.
Las figuras anteriores manifiestan que las emisiones de NOx son debidas el
empleo del gasoil. Evidentemente las regiones en las que más se consumo, son las
que cuentan con mayores emisiones asociadas.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
268
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
6.2.2 EMISIONES HIDROCARBUROS
Emisiones de Hidrocarburos (2002)
Total
Asia-Pacífico
África
Diesel
Oriente Medio
Gasolina
Europa
América Central y del Sur
América del Norte
0
50.000 100.000 150.000 200.000 250.000
T
Fig. 6. 2. 8: Emisiones de Hidrocarburos (2002). Elaboración propia.
Emisiones de Hidrocarburos (2030)
Total
Asia-Pacífico
África
Diesel
Oriente Medio
Gasolina
Europa
América Central y del Sur
América del Norte
0
100.000
200.000
300.000
400.000
T
Fig. 6. 2. 9: Emisiones de Hidrocarburos (2030). Elaboración propia.
Respecto a las emisiones de hidrocarburos, hay que destacar que se producen
en igual medida ya se use gasolina o diesel. Como las estimaciones conducen a que
el consumo de gasolina es superior, los gráficos anteriores reflejan mayores
emisiones asociadas a la gasolina.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
269
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
6.2.3 EMISIONES PARTÍCULAS
Emisiones de Partículas (2002)
Total
Asia-Pacífico
África
Diesel
Oriente Medio
Gasolina
Europa
América Central y del Sur
América del Norte
0
50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000
T
Fig. 6. 2. 10: Emisiones de Partículas (2002). Elaboración propia.
Emisiones de Partículas (2030)
Total
Asia-Pacífico
África
Diesel
Oriente Medio
Gasolina
Europa
América Central y del Sur
América del Norte
0
100.000 200.000 300.000 400.000 500.000
T
Fig. 6. 2. 11: Emisiones de Partículas (2030). Elaboración propia.
Las partículas emitidas proceden en su mayoría del empleo del diesel, como
reflejan las figuras anteriores, ya que dicho combustible produce unas emisiones diez
veces superior a las de la gasolina.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
270
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
6.2.4 EMISIONES CO
Emisiones de CO (2002)
Total
Asia-Pacífico
África
Diesel
Oriente Medio
Gasolina
Europa
América Central y del Sur
América del Norte
0
5.000.000
10.000.000
T
Fig. 6. 2. 12: Emisiones de CO (2002). Elaboración propia.
Emisiones de CO (2030)
Total
Asia-Pacífico
África
Diesel
Oriente Medio
Gasolina
Europa
América Central y del Sur
América del Norte
0
5000000 1E+07
1,5E+07 2E+07
2,5E+07
T
Fig. 6. 2. 13: Emisiones de CO (2030). Elaboración propia.
Con las emisiones de CO sucede lo contrario que con las de partículas, y se
atribuyen en su mayoría a la combustión de gasolinas. Por ello los gráficos anteriores
ni siquiera muestran emisiones de CO asociadas al diesel, ya que la cifra es
despreciable frente a la de las gasolinas.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
271
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
6.2.5 EMISIONES CO2
Emisiones de CO2 (2002)
Total
Asia-Pacífico
África
Diesel
Oriente Medio
Gasolina
Europa
América Central y del Sur
América del Norte
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
Mt
Fig. 6. 2. 14: Emisiones de CO2 (2002). Elaboración propia.
Emisiones de CO2 (2030)
Total
Asia-Pacífico
África
Diesel
Oriente Medio
Gasolina
Europa
América Central y del Sur
América del Norte
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
Mt
Fig. 6. 2. 15: Emisiones de CO2 (2030). Elaboración propia.
Las figuras 6.2.14 y 6.2.15 muestran las emisiones de CO2. Destaca el hecho
de que en el 2030 las emisiones casi se duplicarán, por lo que se hace necesario
controlar especialmente el uso de gasolinas, especialmente en Asia-Pacífico, donde
las emisiones aumentarán más en valor absoluto.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
272
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
6.3 CONTAMINANTES PRIMARIOS:
SECTOR INDUSTRIAL
La contaminación de origen industrial se caracteriza por la gran cantidad de
contaminantes producidos en las distintas fases de los procesos industriales y por la
variedad de los mismos. Por otra parte, en los focos de emisión industriales se suelen
combinar las emisiones puntuales, fácilmente controlables, con emisiones difusas de
difícil control.
Los tipos de contaminantes producidos por los focos industriales dependen
fundamentalmente del tipo de proceso de producción empleado, de la tecnología
utilizada y de las materias primas usadas. Las actividades industriales que producen
contaminantes atmosféricos son muy variadas, pero los principales focos están en los
procesos productivos utilizados en las industrias básicas.
Entre los sectores que dan lugar a la mayor emisión de contaminantes atmosféricos
podemos destacar:
•
La siderurgia integral. Produce todo tipo de contaminantes y en
cantidades importantes, siendo los principales: partículas, SOx, CO, NOx,
fluoruros y humos rojos (óxidos de hierro).
•
Refinerías de petróleo. Producen principalmente: SOx, hidrocarburos, CO,
NOx, amoniaco, humos y partículas.
•
Industria química. Produce, dependiendo del tipo de proceso empleado:
SO2, nieblas de ácidos sulfúrico, nítrico y fosfórico y da lugar a la
producción de olores desagradables.
•
Industrias básicas del aluminio y derivados del flúor. Producen emisiones
de contaminantes derivados del flúor.
Así pues, es obvio que estimar el impacto de este sector a escala mundial es
un proceso tedioso y complejo, que excede los objetivos del proyecto.
No obstante, en WEO 2004 se realizan estimaciones de la evolución de la
demanda energética de este sector, así como de las emisiones de CO2 asociadas a
ella. Los gráficos siguientes pretenden ilustrar los dichos datos.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
273
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Demanda energética del sector industrial
4000
Renovables
Mtep
3000
Calor
Electricidad
2000
Gas
Petróleo
1000
0
1971
Carbón
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6. 3. 1: Demanda energética del sector industrial. Fuente: WEO 2004.
La figura 6.3.1 manifiesta que las fuentes energéticas que experimentarán un
mayor crecimiento en este sector serán el gas (1,7%/año) y las renovables
(1,7%/año). La demanda de carbón por el contrario permanecerá prácticamente
constante, en consecuencia cabe esperar que las emisiones de CO2 no aumenten
demasiado, situación que ilustra la siguiente figura:
Emisiones de CO2 del sector industrial
6.000
Mt
5.000
4.000
Gas
3.000
Petróleo
2.000
Carbón
1.000
0
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6. 3. 2: Emisiones de CO2 del sector industrial. Fuente: WEO 2004.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
274
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Por regiones, el consumo de carbón es mayor en Asia-Pacífico que en el resto
del mundo. Las áreas más desarrolladas (Europa y Norte América) son las que usan
como principal fuente el gas natural.
La evolución de la demanda seguirá la estructura anteriormente descrita. Por todo
ello, las emisiones de CO2 son y serán mayores en Asia-Pacífico.
Demanda energética de la industria (2002)
Asia-Pacífico
Renovables
Europa/Euroasia
Calor
Electricidad
Oriente Medio
Gas
África
América Latina
Petróleo
Norte América
Carbón
0
50
100
150
200
250
300
350
Mtep
Fig. 6. 3. 3: Demanda energética de la industria (2002). Fuente: WEO 2004.
Demanda energética de la industria (2030)
Asia-Pacífico
Renovables
Europa/Euroasia
Calor
Oriente Medio
Electricidad
Gas
África
América Latina
Petróleo
Norte América
Carbón
0
100
200
300
400
500
Mtep
Fig. 6. 3. 4: Demanda energética de la industria (2030). Fuente: WEO 2004.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
275
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Emisiones CO2(2002): Sector Industrial
Asia-Pacífico
Europa/Euroasia
Gas
Oriente Medio
Petróleo
África
Carbón
América Latina
Norte América
0
200
400
600
800
1000 1200 1400
Mt
Fig. 6. 3. 5: Emisiones de CO2 del sector industrial (2002). Fuente: WEO 2004.
Emisiones CO2(2030): Sector Industrial
Asia-Pacífico
Europa/Euroasia
Gas
Oriente Medio
Petróleo
África
Carbón
América Latina
Norte América
0
500
1000
1500
Mt
Fig. 6. 3. 6: Emisiones de CO2 del sector industrial (2030). Fuente: WEO 2004.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
276
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
6.4 CONTAMINANTES PRIMARIOS:
OTROS SECTORES
Para finalizar el estudio del impacto medioambiental por sectores, se
muestran en este capítulo las previsiones de la AIE para otros sectores, grupo en el
que se incluyen el sector residencial, comercial, servicios públicos y agricultura.
Demanda energética: Otros sectores
5000
Renovables
Mtep
4000
Calor
3000
Electricidad
2000
Gas
1000
Petróleo
0
1971
Carbón
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6. 4. 1: Demanda energética en otros sectores. Fuente: WEO 2004.
Emsiones de CO2: Otros sectores
5000
Mt
4000
Gas
3000
Petróleo
2000
Carbón
1000
0
1971
2002
2010
2020
2030
Año
Fig. 6. 4. 2: Emisiones de CO2: Otros sectores. Fuente: WEO 2004.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
277
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Las figuras 6.4.1 y 6.4.2 manifiestan que la demanda de combustibles fósiles
en este sector no sufre aumentos considerables, con lo que las emisiones de CO2
tampoco lo hacen.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
278
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
6.5
ALTERACIONES
PRODUCIDAS
POR
LOS
CONTAMINANTES SECUNDARIOS
6.5.1
DESTRUCCIÓN DE LA CAPA DE OZONO
El ozono una sustancia que cumple dos papeles totalmente distintos según se
encuentre en la estratosfera o en la troposfera. El que está en la estratosfera (de 10 a
50 Km.) es imprescindible para que la vida se mantenga en la superficie del planeta
porque absorbe las letales radiaciones ultravioletas que nos llegan del sol
El ozono que se encuentra en la troposfera, junto a la superficie de la Tierra, es un
importante contaminante secundario. El que se encuentra en la zona más cercana a la
superficie se forma por reacciones inducidas por la luz solar en las que participan,
principalmente, los óxidos de nitrógeno y los hidrocarburos presentes en el aire. Es el
componente más dañino del smog fotoquímico y causa daños importantes a la salud,
cuando está en concentraciones altas, y frena el crecimiento de las plantas y los
árboles. En la parte alta de la troposfera suele entrar 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 bastantes ocasiones a lo largo del año
se suelen superar, en numerosas estaciones de control, los umbrales marcados por la
Directiva de la Unión Europea de protección a la salud, de protección a la vegetación
y los de información a la población; pero no suele haber 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 que tienen lugar
entre los contaminantes de la atmósfera es el de la disminución de la capa de ozono
de la estratosfera como consecuencia de la emisión de determinadas sustancias a la
atmósfera.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
279
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
El ozono en la estratosfera experimenta un ciclo natural de formación y
destrucción:
Regeneración:
O2 + hν → 2O
[6.1]
O + O2 → O3 + calor
[6.2]
Descomposición: O + O3 → 2O2 + calor
O3 + hν → O2 +O
[6.3]
[6.4]
De forma global no hay formación ni destrucción de ozono, pero aproximadamente
350.000 toneladas de ozono sufren este ciclo deformación 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.
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. Sin embargo,
medidas posteriores confirmaron esa tendencia decreciente, que además se acentuó a
partir de 1976. Este fenómeno ha sido conocido desde entonces como el "agujero" de
la capa de ozono. La presencia del mismo de forma más clara en la Antártida se debe
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
280
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
a las condiciones climáticas especiales de esa zona, pero eso no quiere decir que los
niveles globales de la capa de ozono no se hayan reducido.
Desde que se detectó el agujero de la capa de ozono se han propuesto
diferentes teorías para su explicación, las cuales se pueden resumir en tres:
•
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.
•
Teoría dinámica: según la cual la circulación de gases en la atmósfera
habría producido la reducción de los niveles de O3.
•
Teoría química: 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 el gas amonio. Posteriormente, dada su estabilidad y bajo
coste de producción, su uso se hizo más extensivo, empleándolos como agentes
propelentes en sprays, como limpiadores en electrónica, esterilizante en hospitales,
etc. Se estima que en 1988 se usaron 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 + hν → Cl•CF
[6.5]
De esta forma se generan radicales de cloro atómico muy reactivos. Estos reaccionan
con el ozono del siguiente modo:
Cl• +O3 → ClO• + O2
[6.6]
ClO• + O → Cl• + O2
[6.7]
Así pues, estas reacciones producen una desaparición neta de ozono, con la
regeneración del átomo de cloro. Un sólo átomo de cloro es capaz de destruir hasta
100.000 átomos de ozono.
El cloro atómico activo o unido a oxígeno puede ser destruido mediante dos
reacciones:
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
281
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
ClO• + NO2 → ClONO2
[6.8]
CH4 + Cl• → HCl + CH3
[6.9]
Estas reacciones, en condiciones normales servirían para neutralizar el cloro atómico
generado, sin embargo las condiciones climatológicas especiales de la Antártida,
hacen 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
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.
Fig. 6. 5. 1: Disminución de la capa de ozono causada por la generación de electricidad. Fuente:
Asociación de Productores de Energías Renovables, 2000.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
282
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
6.5.2
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 en este fenómeno tienen lugar gran cantidad de reacciones químicas, a la
hora de estudiar la evolución del fenómeno en la realidad, se realizan estudios en
cámaras de simulación donde se introducen los productos reaccionantes y se irradian
con luz ultravioleta, siguiendo su evolución a lo largo del tiempo.
Por tanto, la contaminación fotoquímica se produce como consecuencia de la
aparición en la atmósfera de oxidantes, 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:
•
Formación de oxidantes a través del ciclo fotolítico del NO2
NO2 + Radiación ultravioleta → NO + O
[6.10]
O + O2 → O3
[6.11]
O3 + NO → NO2 + O2
[6.12]
•
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.
O3 + 3HC → 3HCO•
•
[6.13]
Formación de productos finales.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
283
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
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:
HC•3 + HC → Aldehídos, ketonas, etc.
[6.14]
HCO2 + NO2 → Nitratos de peroxiacilo (PAN)
[6.15]
La mezcla resultante de todas estas sustancias da lugar a la denominada
contaminación fotoquímica o “smog fotoquímico”, tipo Los Angeles, 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) al comenzar la actividad humana en las grandes ciudades
(encendido de las calefacciones y tráfico intenso). El óxido nítrico (NO) se oxida a
óxido nitroso (NO2) aumentando la concentración de este último en la atmósfera. Las
concentraciones superiores de NO2 unido a que la radiación solar se va haciendo más
intensa, 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
elemento y de radicales libres de hidrocarburos. Estos, al combinarse con cantidades
apreciables de NO, producen una disminución de este compuesto en la atmósfera.
Este descenso en la concentración de NO impide que se complete el ciclo fotolítico
aumentando rápidamente la concentración de ozono (O3).
A medida que avanza la mañana la radiación solar favorece la formación de
oxidantes fotoquímicos, aumentando su concentración en la atmósfera. Cuando
disminuyen las concentraciones de los precursores (NOx y HC) en la atmósfera, 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
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
284
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
6.5.3
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 a 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 lanzados
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 de la siguiente forma:
El azufre se encuentra en un principio en estado elemental, fijado en los
combustibles fósiles. El nitrógeno en forma elemental se encuentra en el aire y
también en los combustibles.
Durante el proceso de la combustión de los combustibles fósiles se liberan el azufre y
el nitrógeno, emitiéndose, en su mayor parte por las chimeneas, a la atmósfera como
dióxido de azufre (SO2) y óxidos de nitrógeno (NOx), respectivamente.
Los óxidos de azufre y nitrógeno sufren una serie de fenómenos tales como
transporte a gran distancia, reacciones químicas, precipitación y deposición. Con el
tiempo estos óxidos y los distintos compuestos a que dan lugar retornan a la
superficie de la tierra donde son absorbidos por los suelos, el agua o la vegetación.
El estudio ya mencionado 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
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
285
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
acidificación debido al azufre que contienen y que emiten a la atmósfera
principalmente en las fases de minería y combustión.
Fig. 6. 5. 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.
No obstante, la deposición en seco es predominante en zonas próximas al foco
emisor.
•
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
(SO4H2) y ácido nítrico (NO3H). Estos ácidos se disuelven en las gotas de agua
que forman las nubes y en las gotas de lluvia, 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 de 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.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
286
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
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 que cae por una atmósfera "limpia" es
normalmente algo ácida, con un pH de aproximadamente 5,6. Sin embargo, la lluvia
ácida puede tener valores de pH por debajo de 4,0. La lluvia ácida es importante
debido a los efectos potencialmente nocivos que puede tener sobre el agua, vida
acuática, vida silvestre y materiales artificiales.
La contaminación causada por el hombre es una de las causas primarias 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 la lluvia
ácida. Las enmiendas de 1990 de la Ley del Aire Limpio requieren que se reduzcan
las emisiones de óxido de azufre y nitrógeno en las principales fuentes de emisión.
Las enmiendas también requieren la investigación continua de los efectos de la
deposición y transporte de lluvia ácida.
Un enfoque innovador para controlar la lluvia ácida, promovido por las
enmiendas de 1990, es el uso de incentivos basados en el mercado. Las enmiendas
promueven este enfoque como una manera de reducir los costos que implica el
cumplimiento de las normas de contaminación del aire. Por ejemplo, la ley incluye
un sistema de licencias para la emisión de dióxido de azufre. Las industrias 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.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
287
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
6.5.4
EFECTO INVERNADERO
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 el clima ha sido
cálido y en otras frío y, a veces, se ha pasado bruscamente de unas situaciones a
otras.
El efecto invernadero se origina porque la energía que llega del sol, al
proceder de un cuerpo de muy elevada temperatura, está formada por ondas de
frecuencias altas que traspasan la atmósfera con gran facilidad. La energía remitida
hacia el exterior, desde la Tierra, al proceder de un cuerpo mucho más frío, está en
forma de ondas de frecuencias mas bajas, y es absorbida por los gases con efecto
invernadero. Esta retención de la energía hace que la temperatura sea más alta,
aunque hay que entender bien que, al final, en condiciones normales, es igual la
cantidad de energía que llega a la Tierra que la que esta emite. Si no fuera así, la
temperatura de nuestro planeta habría ido aumentando continuamente. Los gases con
efecto invernadero más importantes se recogen en la tabla 6.5.1:
CO2
CFCs
CH4
N2O
Acción relativa
1 (referencia)
15 000
25
230
Contribución real
76%
5%
13%
6%
Tabla 6. 5. 1: Gases con 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 mayor que un gramo 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 señala la columna de la derecha.
En el último siglo la concentración de anhídrido carbónico y otros gases
invernadero en la atmósfera ha ido creciendo constantemente debido a la actividad
humana. Esta evolución se resume en la tabla 6.5.2:
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
288
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Tabla 6. 5. 2: Evolución de la concentración de gases de efecto invernadero. Fuente: IPCC, 2001.
En la tabla 6.5.2 se presenta el impacto que, sobre la temperatura global del
planeta, tendría la estabilización de las emisiones de CO2 a la atmósfera y el impacto
que tendría la estabilización de la concentración de este gas en la atmósfera.
Evidentemente, a largo plazo, la medida que menor impacto global supondría sería la
estabilización de la concentración, lo que implicaría una sustancial reducción de las
emisiones de este gas contaminante. De acuerdo a [IPCC, 2001] para la
estabilización de concentraciones atmosféricas de CO2 a 450, 650 y 1.000 partes por
millón (ppm) se necesitaría que las emisiones antropogénicas de CO2 descendieran
por debajo de los niveles del año 1990, dentro de unos decenios, de un siglo y dentro
de dos siglos respectivamente, y que continuaran descendiendo progresivamente
después, hasta constituir una pequeña fracción de las emisiones actuales. Las
emisiones alcanzarían su punto máximo dentro de 1 ó 2 decenios (450 ppm), y dentro
de aproximadamente un siglo (1.000 ppm).
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
289
12
900
10
800
Concentración de CO2 (ppm)
Emisiones de CO2 (Gton de C)
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
8
6
4
2
700
600
500
400
0
300
2000
2050
2100
2150
2200
2250
2300
2000
2050
2100
2150
2200
2250
2300
4
Cambio de temperatura (ºC)
3,5
3
Evolución de las emisiones para estabilizar la
concentración de CO 2 a 550 ppm
2,5
2
Emisiones de CO2 constantes en los valores
del año 2000
1,5
1
0,5
0
2000
2050
2100
2150
2200
2250
2300
Fig. 6. 5. 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]
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 por siglo, durante un siglo o
incluso más, mientras que el nivel del mar puede continuar ascendiendo durante
muchos siglos. Debido al lento transporte de calor en los océanos y a la lenta
respuesta de las capas de hielo, precisan largos períodos para llegar a un nuevo
equilibrio del sistema climático. Aun después de reducirse las emisiones de CO2 y de
que se estabilicen las concentraciones atmosféricas, la temperatura de la atmósfera en
la superficie terrestre ha de continuar incrementándose lentamente durante un siglo o
más. 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.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
290
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
La comunidad científica está totalmente de acuerdo en que la Tierra se
recalienta. Y según los modelos de simulación que utilizan, el aumento global de la
temperatura de aquí a fin de siglo oscilará entre 1,4 y 5,8 ºC. El calentamiento es cien
veces más rápido que cuando se produce de forma natural, pues tiene su causa en el
hombre.
La concentración de gases con efecto invernadero (de los cuales el CO2 es el más
importante como se indicó anteriormente) ha alcanzado un nivel sin precedentes, y
ha originado que los diez últimos años sean los más calurosos que se recuerdan.
Los expertos del Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC), prevén
cambios sustanciales en el planeta, por ejemplo, en la parte sur y en la cuenca
mediterránea, donde se enclava España, disminuirá el agua, aumentarán las sequías,
habrá olas de calor y otros fenómenos meteorológicos extremos, en las zonas
costeras aumentará el riesgo de inundaciones, de pérdida de 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 se conseguiría
estabilizar los niveles, pero se iniciaría el proceso para que dentro de un siglo el
proceso se invierta.
La preocupación mundial ante el calentamiento global se ha materializado en
el Protocolo de Kyoto. En 1922, 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, este compromiso se concretó en el Protocolo de Kyoto, que
tiene como objetivo que los países industrializados reduzcan sus emisiones
globalmente en 2010 en un 5,5% por debajo de las que tenían en 1990. Pero para que
el Protocolo entre en vigor, se necesita que lo ratifiquen al menos 55 países que, en
conjunto, produzcan el 55% de las emisiones 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
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
291
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
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 evitar esto, se pretende que las empresas
empiecen por tomar medidas que mejoren la eficacia en sus propios sistemas y
puedan así reducir de forma significativa la cantidad de gases con efecto invernadero.
Algunos ejemplos los encontramos en:
•
El sector de la energía: la sustitución del carbón por el gas natural y la
utilización de
tecnologías de combustión con mejores rendimientos
energéticos puede conseguir reducciones del 50%.
•
El sector industrial: la sustitución de las instalaciones y de los procesos por
mejores opciones tecnológicas pueden reducir las emisiones en un 35%.
•
El transporte: si se utiliza diesel, gas natural o propano en lugar de gasolina,
las emisiones pueden bajar entre un 10% y un 30%, y alcanzarían un 80% si
los combustibles procedieran de fuentes renovables.
•
El sector de gestión de residuos: si los residuos se reutilizaran y reciclaran
más, y en los vertederos se recuperaran los gases, se conseguiría emitir entre
un 30% y un 50% menos.
Pero, por si estas medidas requieren a corto plazo un esfuerzo demasiado
grande para las empresas, el Protocolo de Kyoto establece unos mecanismos
llamados 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 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 en el mercado Unidades de Reducción de Emisiones (URE) que sean
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
292
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
fruto de proyectos de reducciones certificadas, de proyectos de aplicación conjunta,
etc. 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, sin duda, criticable, pero al menos tiene el mérito de tratar de
incentivar el desarrollo de tecnologías limpias, 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 podemos 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 bienes de consumo,
mejor los duraderos que los de usar y tirar para producir menos residuos.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
293
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
•
Hacer un mantenimiento regular a 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); si se puede, 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%).
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
294
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
6.6
CONCLUSIONES
Los resultados presentados en este capítulo ponen de manifiesto que el uso de
combustibles fósiles en las distintas actividades humanas lleva asociado la emisión
de contaminantes, lo que repercute tanto en la salud de las personas como en la del
planeta. De forma breve, el efecto que produce cada uno de los contaminantes
mencionados se resume en la siguiente tabla:
Contaminante
Efecto en salud humana
Efecto en el entorno
Óxidos de nitrógeno
(NOx)
y óxidos de azufre (SOx)
Hidrocarburos
Dañan los tejidos
pulmonares
Acidificación
(contribuyen a la lluvia
ácida)
Efecto invernadero
(metano)
Partículas
Monóxido de carbono
(CO)
Dióxido de carbono
(CO2)
Cáncer e irritación de vías
respiratorias
Problemas respiratorios y
cardiacos
Asfixia
Efecto invernadero
Tabla 6. 6. 1: Efectos de la utilización de energías de origen fósil. Fuente: Tráfico, 2005.
Actualmente las emisiones que suscitan mayor preocupación son las de CO2,
por ser las más numerosas e incontroladas, así como por su contribución al efecto
invernadero.
Las tecnologías empleables para la reducción de emisiones de óxidos de azufre o de
nitrógeno son muy diferentes en el caso de centrales u otras grandes instalaciones
industriales que quemen carbón (o gasóleo), que en el caso del transporte. Así en el
caso de las centrales de carbón y otras grandes instalaciones industriales, es posible
evitar, o el menos disminuir, las emisiones de SO2 y NOx mediante acciones antes
del quemado del carbón, durante la combustión, o tratando los humos resultantes de
la misma. Como ya se explicó en detalle en el capítulo 4, hay dos tipos de medidas:
•
Una es la selección de la tecnología de la caldera (subcrítica, supercrítica,
lecho fluido, etc.). Aquí el balance básico es el del coste de la caldera con la
eficiencia. Mayores eficiencias implican, entre otras cosas, menos emisiones
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
295
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
por kW eléctrico producido. En algunas tecnologías las emisiones son
claramente menores.
•
Medidas adicionales (desulfuración, filtros, etc.). Estas medidas tienen un
coste de capital mucho menor (aunque puede llegar a ser del orden del 10%
del coste de la propia caldera). Pueden también disminuir la eficiencia de la
caldera, especialmente en el caso de mecheros especiales (por el cambio de
las condiciones de combustión) o de los sistemas poscombustión (por las
pérdidas de carga adicional que causan). Estas pérdidas de eficiencia pueden
superar el 1%.
A pesar de estos costes, la adopción de este tipo de medidas está generalizada en
el mundo avanzado. Potencialmente, permiten la casi completa eliminación de las
emisiones de óxidos de azufre y nitrógeno, aunque niveles por encima del 95% en
plantas de diseño antiguo suelen ser extremadamente caros. En el tercer mundo las
regulaciones son mucho mas laxas. Esto es especialmente preocupante en el caso de
China, cuyo uso del carbón está creciendo rápidamente, y en donde la lluvia ácida
podría llegar a convertirse, para ella y para los países vecinos, en un muy grave
problema.
Por otra parte, y como ya se ha expresado en el presente capítulo, el transporte
por carretera también es una fuente de emisión importante de óxidos de nitrógeno,
mientras que su papel en las emisiones de óxidos de azufre es claramente menor, por
lo que no se tuvieron en cuenta al analizar este sector. Las emisiones han tendido a
disminuir en lo últimos años, debido a la introducción de convertidores catalíticos en
los tubos de escape. Los motores diesel producen menos dióxido de carbono, aunque
considerablemente más dióxido de azufre y óxidos de nitrógeno.
Se puede disminuir aún más las emisiones mediante métodos como el control
mediante ordenador del funcionamiento del motor, sistemas mejorados de inyección
directa del combustible, sistemas turbo de geometría variable, nuevos tipos de trenes
de válvulas y convertidores catalíticos mejorados. De hecho, todas estas técnicas se
están investigando y aplicando en prototipos, y son en esencia mejoras de sistemas
ya en uso. Tienen la ventaja adicional que, normalmente, también incrementa la
eficiencia (Km. /litro combustible) del motor.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
296
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Disminuciones más radicales requerirían nuevos tipos de motor (eléctricos, híbridos
gasolina-eléctrico, de gas, basados en células de combustible,...). Seguramente, a
largo plazo, algunos de estos tipos se acabarán imponiendo, pero no está claro cuál.
En cualquier caso, las inversiones necesarias son inmensas (no solamente habría que
cambiar los coches, sino toda la infraestructura –gasolineras, talleres, etc.- que los
apoya).
En cuanto a las emisiones de CO2, según los datos de la AIE se deben en su
mayor parte al uso de petróleo y carbón, y en menor medida al de gas natural. Si se
hace una comparativa de cómo se distribuye el consumo de cada recurso por
sectores, como se ilustra en la figura 6.6.1, se pueden hacer las siguientes
aseveraciones:
•
Las emisiones de CO2 debidas al petróleo corresponderían principalmente al
sector transporte y al industrial. Esto implica la necesidad de buscar
alternativas para el transporte, que por una parte reducirían la dependencia
que
dicho
sector
posee
del
petróleo,
y
por
otra
disminuirían
significativamente las emisiones de CO2. En este sentido cabe destacar la
Directiva 2001/0265 de la Unión Europea, que propone alcanzar una cuota
aproximada de un 20% en el uso de combustibles alternativos a los derivados
del petróleo para el transporte por carretera para 2020. Considera por ello una
significativa penetración en el mercado de los biocombustibles, el gas natural
y el hidrógeno, de forma progresiva entre el 2005 y el 2020.
•
El carbón, segundo combustible en importancia por las emisiones de CO2 que
produce, se demanda principalmente en el sector de la generación. Una
reducción de las emisiones que produce requeriría el uso masivo de las
tecnologías descritas en el capitulo 4 de secuestro y almacenamiento de
carbono. Actualmente los precios de dichas tecnologías, y en algunos casos
su falta de madurez, dificultan su implementación, pero habría que hacer un
esfuerzo para la expansión de las mismas, que puede estar incentivado con la
entrada en vigor del Protocolo de Kyoto.
•
El gas natural es el que menos emisiones de CO2 produce. Se usa en mayor
proporción en el sector de la generación, aplicación que viene siendo
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
297
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
impulsada en los últimos años por el atractivo que presentan las centrales de
ciclo combinado.
Consumo de petróleo por sectores (2002)
Emisiones de CO2 por combustible (2002)
16%
21%
38%
9%
Generación
Carbón
Petróleo
Transporte
Industria
19%
Gas Natural
56%
Otros sectores
41%
TOTAL 23579 Mt
Consumo de carbón por sectores (2002)
Consumo de gas por sectores (2002)
12%
30%
42%
Generación
Generación
16%
Residencial
Industria
Otros sectores
Industria
3%
69%
Otros sectores
28%
Fig. 6. 6. 1: Emisiones de CO2 por combustible. Consumo de combustibles por sectores (2002).
Fuente: WEO 2004.
Como consecuencia de los datos anteriores, resultaría un reparto de emisiones
de CO2 por sectores como el que se muestra en la figura 6.6.2:
Emisiones de CO2 por sectores (2002)
15%
43%
19%
Generación
Transporte
Industria
Otros sectores
23%
Fig. 6. 6. 2: Emisiones de CO2 por sectores (2002). Fuente: WEO 2004.
La mayor proporción de emisiones de CO2 se deben al sector de la generación
(43%). Como ya se ha comentado, se debe al enorme uso del carbón en dicho sector.
Casi con la mitad de la cifra anterior (23%), el sector transporte ocupa el segundo
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
298
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
lugar, de ahí la importancia de fomentar el uso de combustibles alternativos a los
derivados del petróleo.
Las predicciones que la AIE hace para el 2030, se resumen en la figura 6.6.3.
Consumo de petróleo por sectores (2030)
Emisiones de CO2 por combustible (2030)
6%
15%
24%
36%
Carbón
Generación
17%
Transporte
Petróleo
Industria
Gas Natural
62%
Otros sectores
40%
TOTAL 38214 Mt
Consumo de gas por sectores (2030)
Consumo de carbón por sectores (2030)
23%
Generación
12%
1%
8%
Generación
Residencial
Industria
54%
Industria
Otros sectores
23%
Otros sectores
79%
Fig. 6. 6. 3: Emisiones de CO2 por combustible. Consumo de combustibles por sectores (2030).
Fuente: WEO 2004.
El empleo del petróleo seguiría siendo el que más emisiones de CO2 genere,
puesto que sigue siendo el más usado. El consumo de carbón aumentará en el sector
de la generación, debido a que la demanda creciente de la región Asia-Pacífico será
soportada en gran parte gracias al uso de este combustible. El petróleo se mantendrá
como el principal combustible empleado en el transporte, y el gas natural ampliará su
aportación a la generación, pasando de destinar el 42% de su consumo en el 2002 al
54% en el 2030.
La distribución de las emisiones por sectores sería pues la ilustrada en el
figura 6.6.4, que difiere poco de la correspondiente al 2002. La diferencia en que se
pasaría de emitir 23.579 Mt de CO2 en el 2002 a 38.214 Mt en 2030, aumento del
62%.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
299
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Emisiones de CO2 por sectores (2030)
12%
16%
47%
Generación
Transporte
Industria
Otros sectores
25%
Fig. 6. 6. 4: Emisiones de CO2 por sectores (2002). Fuente: WEO 2004.
Así mismo, este capítulo sugiere la necesidad de la regulación, ya que existen
una serie de externalidades (externalidades negativas, puesto que suponen un coste
para la sociedad) y de costes de transacción.
Las externalidades lo son porque imponen un coste a partes que no tienen relación
alguna con el proceso de producción y uso de la energía. La existencia de
externalidades puede llevar a operar de una forma económicamente ineficiente,
aunque para que ello ocurra es preciso tener algo más: costes de transacción.
La existencia de problemas de polución internacional es un fenómeno muy
reciente, por lo que la legislación internacional es muy reducida.
En 1979 se firmó la convención de Ginebra para el control de polución atmosférica
transfronteriza de largo alcance, cuyo objetivo era la regulación de emisiones de
dióxido de azufre en Europa y Angloamérica. Posteriormente se amplió con
protocolos similares relativos a óxidos de nitrógeno, compuestos orgánicos volátiles,
metales pesados, y otros compuestos. La convención establece procedimientos de
seguimiento y monitorización, y aunque tanto el lenguaje como las sanciones son
“suaves”, existe un consenso en que ha contribuido a invertir las tendencias
existentes hasta entonces de incremento de emisiones.
Más complejo ha sido el desarrollo de tratados centrados en la reducción de las
emisiones de CO2, que culminó a finales del 2004 con la entrada en vigor del
Protocolo de Kyoto.
6 Impacto medioambiental derivado del uso de combustibles fósiles
300
7 CONCLUSIONES FINALES
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
La energía y los servicios que proporciona son un factor esencial para el
desarrollo de la humanidad. En la actualidad casi el 80% de las necesidades
energéticas se satisfacen con combustibles fósiles, cuyas reservas son limitadas y de
cuyo consumo y producción se derivan unos efectos que perjudican a la sociedad y
al medioambiente.
Por ello, los Capítulos 2, 3, y 4 evalúan el estado actual de las reservas, producción y
consumo de petróleo, gas natural y carbón respectivamente, y mediante el desarrollo
de modelos que simulen las tendencias previstas de consumo y producción, se intenta
dar una visión del futuro al que habrá que hacer frente si se mantienen los patrones
de consumo.
Las conclusiones más relevantes son:
•
Petróleo:
7 Conclusiones Finales
302
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Si se mantuviese la producción actual, las reservas podrían satisfacer el consumo
durante unos 41 años. Sin embargo las previsiones indican que la demanda no
permanecerá constante, y experimentará crecimientos entre 1,2%/año y 2,1%/año
hasta el año 2030. La producción futura estará condicionada por la demanda, y el
dilema que se plantea es si realmente las reservas existentes podrán soportar el
aumento de la demanda, y el impacto ambiental que produce. Para dar una respuesta,
se ha formulado un modelo, que parte de previsiones de diversas instituciones de
reconocido prestigio. Los resultados más destacables obtenidos con el modelo se
resumen en la siguiente tabla:
Zona
Año cenit
Año cenit
Evolución Demanda 1,9%/año
Evolución Demanda 1,6%/año
URR
3021Gb
URR
2248 Gb
Antes del
2003
Antes del
2003
2009
2025
2008
2011
África
Después
2030
2020
Asia-Pacífico
2007
Mundial
2023
Norte
América
América del
Sur y Latina
Europa/
Euroasia
Oriente Medio
URR
2248 Gb
URR
3893 Gb
Antes del
2003
Antes del
2003
2009
Después
2030
2029
2009
Después
2030
Antes del
2003
2024
2011
Antes del
2003
2023
2027
Después
2030
2029
Después
2030
2021
Después
2030
2010
2015
2007
Después
2030
2024
Antes del
2003
2011
Después
2030
Después
2030
2014
2009
Antes del
2003
2011
URR
URR
3893 Gb 3021Gb
Después
2030
Tabla 7. 1: Resumen de los resultados del modelo de petróleo. Elaboración propia.
Como se explicó en el Capítulo 2, cuando se ha extraído la mitad del petróleo
de un yacimiento la producción comienza a disminuir, de ahí el interés en conocer el
momento en el que la producción acumulada supera la mitad de las últimas reservas
finalmente recuperables (cenit). Las fechas en las que la producción de petróleo
llega al máximo según el modelo propuesto, son similares para ambas previsiones de
la demanda. Hay que destacar, que si como indica la bibliografía revisada los URR
estuviesen entre 2.000 y 3.000 Gb, la producción comenzaría a declinar entre el 2011
y el 2024. El modelo también incorpora la opción de satisfacer la demanda con
recursos no convencionales, pero en todos los casos se precisarían mayores recursos
no convencionales en el 2030 que los que predice la AIE en WEO 2004.
7 Conclusiones Finales
303
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Una vez alcanzado el máximo, habría que buscar alternativas que permitiesen
soportar el aumento de la demanda y compensar el descenso en la producción.
Como alternativa, en el Capítulo 2 se citan una serie de recursos no convencionales
de petróleo, que a los precios actuales del crudo, resultan rentables, pero no
constituyen la solución a largo plazo. El consumo eficiente o la sustitución de
derivados del petróleo en el transporte gracias a los biocombustibles o el hidrógeno,
podrían contribuir a paliar este efecto, pero es indudable que el ritmo de demanda
previsto se hace insostenible.
Por otra parte hay que considerar que la mayoría de las reservas se localizan en
Oriente Medio, y algunas regiones, como Norte América ya han superado el máximo
de producción, mientras otras como Europa/Euroasia y Asia Pacífico si no lo han
superado están cercanas a ello. Esto conduce a una enorme dependencia energética.
La situación descrita lleva a la insostenibilidad, ya que la escasez de reservas
implicaría subidas de precios, y la economía es muy sensible a estas variaciones.
Pero también afectaría a la sociedad en general, que tendría que modificar sus
hábitos de consumo, y al medioambiente, pues según el modelo, en función del
consumo la temperatura aumentaría entre 0,76 ºC y 0,62 ºC del 2002 al 2030.
Por ello, la sociedad debe poner los medios para no llegar a dicho estado. La solución
no es retardar la llegada al máximo en la producción, sino explotar aquellas
posibilidades que permitan a las generaciones futuras disponer de reservas de
petróleo para su desarrollo.
•
Gas natural:
La evaluación de las reservas probadas, el consumo y la producción actual
conduce a un futuro más alentador que el que se tenía en el caso del petróleo, y el
ratio reservas producción asciende a unos 67 años. La distribución actual de las
reservas resulta más homogénea que en el caso del petróleo, pero sigue siendo
Oriente Medio la región con más reservas.
Los resultados del modelo se basan en suponer que la demanda oscilará entre un
2,3%/año y un 3%/año, y los URRR entre 294 y 600 Tm3. En Norte América las
reservas se agotarían entorno al 2014. Esta situación de escasez ya se ha percibido en
dicha región, por lo que está dedicando mayores inversiones para encontrar nuevos
yacimientos.
7 Conclusiones Finales
304
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
En este caso, la futura demanda no parece estar tan condicionada por las reservas,
que pueden cubrirla en el período considerado sin problemas, como por la
disponibilidad de las infraestructuras que faciliten su transporte desde el lugar de
producción al de consumo.
La influencia que sobre la temperatura ejerce la demanda considerada, implicaría
aumentos de entre 0,47 ºC y 0,67 ºC hasta el año 2030.
La situación no parece insostenible a corto plazo, pero de no tomarse medidas para
que el consumo sea más racional, podría llegarse a un estado de alerta similar al del
petróleo.
•
Carbón:
Este combustible tiene limitado su uso actualmente por las emisiones de CO2 que
produce, a pesar de que sus reservas son abundantes y están más homogéneamente
distribuidas. Por ello, se concluye que se si acometen las inversiones necesarias en
las tecnologías de secuestro y almacenamiento de carbono, el carbón podría ser
relevante en el escenario energético futuro. El problema es que los costes aumentan
entre un 60% y un 90% al introducir dichas tecnologías, por lo que no se
implementarán a escala global mientras existan otras alternativas más económicas.
La demanda podría aumentar entre un 1,4 %/año y un 2,3%/año hasta el año 2030, lo
que llevaría a un incremento de la temperatura en este espacio temporal de entre 0,48
ºC y 0,89 ºC.
En el proyecto no se ha considerado el acoplamiento de los tres modelos. Por
separado, el siguiente cuadro resume cómo afectaría a la temperatura la demanda de
combustible fósiles:
Petróleo
Aumento
demanda
(2002-2030)
Aumento
Temperatura
(2002-2030)
Gas Natural
1,6%/año 1,9%/año 2,3%/año 3%/año
0,62 ºC
0,76 ºC
0,47ºC
0,67 ºC
Carbón
1,4%/año 2,3%/año
0,48 ºC
0,89 ºC
Tabla 7. 2: Resumen de los aumentos de temperaturas obtenidos con los modelos. Elaboración propia.
7 Conclusiones Finales
305
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
Si como indican las previsiones de la AIE en WEO 2004, la demanda de petróleo
aumentase un 1,6%/año, la de gas natural un 2,3%/año y la de carbón 1,4%/año, la
temperatura se elevaría por el consumo de combustibles fósiles 1,57ºC, considerando
que los resultados de los distintos modelos son aditivos. Llegado a este punto, hay
que plantearse si las energías renovables, la educación, el ahorro y la eficiencia, la
investigación y el desarrollo, y la regulación pueden frenar el inevitable
calentamiento global provocado por un modelo energético basado en energías de
origen fósil. Estas conclusiones podrían emplearse para la formulación de un modelo
que considerase todos los factores citados, y ver si aun con las posibles soluciones, la
situación tiende a la insostenibilidad. También es interesante conocer el margen de
tiempo del que se disponen antes de llegar a situaciones alarmantes y el que se
requeriría para conseguir cambiar la orientación del sistema energético mundial de
modo que fuese sostenible económica, social y medioambientalmente.
La energía nuclear podría ser otra opción a considerar en el panorama energético
futuro. Su desarrollo dependerá de la aceptación social, y de la superación de
problemas de ámbito tecnológico como son la seguridad de las plantas nucleares, el
tratamiento de residuos, los costes, y la proliferación de armas nucleares. La
valoración de los desafíos mencionados resulta compleja, porque las opiniones están
muy polarizadas. Es indudable que la superación de las dificultades llevaría tiempo,
como mínimo 20 años, por lo no constituye una posibilidad inmediata para mitigar la
insostenibilidad a la que tiende el modelo energético mundial, aunque es cierto que
superados los inconvenientes se convertiría en una alternativa con un enorme
potencial.
Por último, se evalúa el impacto ambiental por sectores. Se han realizado
estimaciones en base a diversos estudios, de las que se deduce que el sector de la
generación es el produjo casi la mitad (43%) de las 23.579 Mt de CO2 emitidas en el
2002, el de transporte el 23%, y industria el 19%, siendo el resto atribuidas a otros
sectores.
En generación el combustible más usado (38%) es el carbón, por lo que mediante
tecnologías de captura y secuestro de carbono, estas emisiones podrían reducirse. El
7 Conclusiones Finales
306
Evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial: energías de origen fósil y nuclear
gas natural, que emite comparativamente menos CO2 y SO2, está adquiriendo una
importancia creciente en este sector, y su mayor aplicación también podría mejorar
las emisiones, pero no hay que olvidar que sus reservas son limitadas y no accesibles
a todo el mundo.
El sector transporte presenta una dependencia casi absoluta del petróleo. Por ello es
necesario y urgente considerar el empleo de biocombustibles y otras opciones como
la pila de hidrógeno.
La industria se apoya en el petróleo y el gas casi por igual para cubrir sus
necesidades energéticas.
La AIE estima que en el año 2030 la distribución de las emisiones de CO2 por
sectores sería similar a la descrita para el 2002. Las emisiones ascenderían a 38.214
Mt. Si sumamos las emisiones de cada uno de los modelos desarrollados en este
estudio esta cifra sería de 37.617 Mt, por lo que parece que el aumento previsto en la
temperatura puede ser real de no tomar medidas para evitarlo. En este sentido han
surgido varias alternativas de carácter regulatorio entre las que destaca la entrada en
vigor del Protocolo de Kyoto.
De todo ello, se concluye que los combustibles fósiles llevan a la insostenibilidad
porque las reservas son limitadas, y al final sólo tendrán acceso a ellas los más ricos
o los que los que las poseen. Por otra parte, su consumo produce efectos indeseables
en el medioambiente. Es necesario investigar el potencial que ofrecen las distintas
vías de solución ya mencionadas, para alcanzar un estatus en el que ningún ser
humano se vea privado del acceso a la energía sin que ello implique dañar el entorno
que nos rodea.
7 Conclusiones Finales
307
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