evaluación de la sostenibilidad del modelo energético mundial

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INGENIERÍA INDUSTRIAL
PROYECTO FIN DE CARRERA
EVALUACIÓN DE LA
SOSTENIBILIDAD DEL MODELO
ENERGÉTICO MUNDIAL.
RECURSOS DE URANIO Y
COMBUSTIBLES FÓSILES.
Alberto Rubio Martínez
MADRID, junio de 2007
Autorizada la entrega del proyecto al alumno:
Alberto Rubio Martínez
EL DIRECTOR DEL PROYECTO
José Ignacio Pérez Arriaga
Fdo:
Fecha:
Vº Bº del Coordinador de Proyectos
Alberto Rubio Martínez
Fdo:
Fecha:
Resumen
Resumen
iii
Summary
Summary
iv
Índice
v
Índice
1 INTRODUCCIÓN.............................................................................................................................. 2
1.1 Energía y desarrollo sostenible......................................................................... 2
1.1.1
La problemática energética
2
1.1.2
El desarrollo sostenible
3
1.2 Los condicionantes de la sostenibilidad energética ...................................... 4
1.2.1
La seguridad del abastecimiento energético: los recursos disponibles
5
1.2.2
El impacto ambiental de la producción y consumo de energía
8
1.2.3
Energía para todos
12
1.3 Hacia la sostenibilidad energética ................................................................. 16
1.3.1
Patrones de consumo y ahorro energético
18
1.3.2
Las fuentes renovables de energía
20
1.3.3
El desarrollo tecnológico
21
1.3.4
Las medidas económicas y regulatorias
25
1.3.5
Educación y concienciación
28
1.4 Objetivos y conclusiones ................................................................................. 29
2 EL PETRÓLEO .................................................................................................................................. 33
2.1 Historia y características del petróleo ........................................................... 33
2.1.1
Historia del petróleo
33
2.1.2
Características del petróleo
35
2.2 La situación actual del petróleo...................................................................... 37
2.2.1
Recursos y reservas
37
2.2.1.1
Definiciones ............................................................................................................................. 37
2.2.1.2
Reservas probadas de petróleo.............................................................................................. 38
2.2.1.3
La problemática de las reservas ............................................................................................ 39
2.2.2
Producción de petróleo convencional
41
2.2.3
Capacidad de producción
46
2.2.4
Demanda de petróleo
50
2.2.5
El precio del petróleo
53
2.2.6
Emisiones de CO2 y gasto energético asociado a los procesos de extracción,
transporte y refino del crudo
55
2.3 Perspectivas del petróleo................................................................................. 56
2.3.1
El petróleo no convencional
56
2.3.1.1
Las arenas bituminosas .......................................................................................................... 57
2.3.1.2
Crudo ultrapesado .................................................................................................................. 62
Índice
vi
2.3.1.3
Pizarras Bituminosas .............................................................................................................. 62
2.3.1.4
Otros petróleos no convencionales ....................................................................................... 63
2.4 Inversiones en el sector petrolero .................................................................. 64
3 EL GAS NATURAL.......................................................................................................................... 69
3.1 Historia y características del gas natural ...................................................... 69
3.1.1
Historia del gas natural
69
3.1.2
Características del gas natural
70
3.2 La situación actual del gas natural................................................................. 70
3.2.1
Reservas de gas natural
71
3.2.2
La producción de gas natural
73
3.2.3
La demanda de gas natural
76
3.2.4
El precio del gas natural
78
3.2.5
Emisiones de CO2 y gasto energético derivado de la extracción y transporte del gas
natural
79
3.3 Perspectivas del gas natural............................................................................ 80
3.3.1
Gas natural no convencional
80
4 EL CARBÓN ...................................................................................................................................... 85
4.1 Historia y características del carbón .............................................................. 85
4.1.1
Historia del carbón
85
4.1.2
Características del carbón
87
4.2 La situación actual del carbón ........................................................................ 88
4.2.1
Reservas de carbón
88
4.2.2
Producción de carbón
89
4.2.3
Demanda de carbón
90
4.2.4
Precio del carbón
92
4.3 Perspectivas del carbón ................................................................................... 94
4.3.1
Centrales actuales
94
4.3.2
Empleo de tecnologías avanzadas
95
4.3.3
4.3.2.1
Combustión en lecho fluidizado ........................................................................................... 95
4.3.2.2
Centrales con tecnologías supercríticas y ultrasupercríticas ............................................. 95
4.3.2.3
Gasificación integrada en ciclo combinado (IGCC)............................................................ 96
Captura y almacenamiento de CO2
96
4.3.3.1
Tecnologías de captura de CO2............................................................................................. 97
4.3.3.2
Transporte e inyección del CO2 ............................................................................................ 99
5 LA ENERGÍA NUCLEAR Y EL URANIO.................................................................................. 103
5.1 Historia y origen de la energía nuclear ....................................................... 104
Índice
vii
5.2 Trasfondo de la energía nuclear................................................................... 106
5.3 El ciclo del combustible nuclear ................................................................... 109
5.3.1
El ciclo de combustible abierto
109
5.3.2
El ciclo de combustible cerrado: Reactor térmico breeder
111
5.3.3
Ciclo de combustible cerrado: Reactor rápido breeder
112
5.4 Emisiones de CO2 asociadas a la energía nuclear ..................................... 116
5.5 Costes energéticos para la obtención del combustible nuclear ............... 120
5.5.1
Gasto de energía en la minería y molienda
120
5.5.2
Requerimientos de energía para la transformación del U3O8 en UF6
121
5.5.3
Enriquecimiento
121
5.5.4
Fabricación del elemento combustible
122
5.6 Recursos nucleares ......................................................................................... 122
5.6.1
Reservas de uranio
122
5.7 Producción de Uranio.................................................................................... 125
5.8 El precio del uranio ........................................................................................ 129
5.9 Perspectivas..................................................................................................... 130
5.10 Viabilidad de la energía nuclear .................................................................. 132
6 MODELADO DE LAS RESERVAS............................................................................................. 135
6.1 Reservas de petróleo ...................................................................................... 135
6.1.1
Petróleo no convencional
137
6.1.2
Precio del petróleo
139
6.1.3
Emisiones de CO2 y gasto energético
141
6.2 Reservas de gas natural ................................................................................. 141
6.3 Reservas de carbón......................................................................................... 144
6.4 Reservas de uranio ......................................................................................... 144
6.5 Resultados ....................................................................................................... 145
6.5.1
Modelo mundial
145
6.5.2
Modelo de reservas
156
7 EL MODELO ENERGÉTICO MUNDIAL ................................................................................. 169
7.1 Introducción .................................................................................................... 169
7.2 Modelo de demanda ...................................................................................... 170
7.3 Modelo de suministro.................................................................................... 175
7.4 Modelo de reservas ........................................................................................ 182
7.4.1.1
Reservas de petróleo............................................................................................................. 182
Índice
viii
7.4.1.2
Petróleo no convencional ..................................................................................................... 184
7.4.1.3
Precio del petróleo ................................................................................................................ 186
7.4.1.4
Emisiones de CO2 y gasto energético................................................................................. 188
7.4.2
Reservas de gas natural
189
7.4.3
Reservas de carbón
191
7.4.4
Reservas de uranio
192
8 BIBLIOGRAFÍA.............................................................................................................................. 195
8.1 Referencias:...................................................................................................... 195
8.2 Páginas Web de interés:................................................................................. 197
Introducción
ix
Índice de Figuras
Figura 1. Las tres dimensiones del desarrollo sostenible. Fuente propia .......................................... 3
Figura 2. Demanda mundial de energía primaria en el 2002.Fuente: WEO 2004............................. 6
Figura 3. Evolución de las emisiones globales de CO2 según los diferentes sectores. Fuente:
IPCC 2006 ........................................................................................................................................ 8
Figura 4. El efecto invernadero. Fuente: United Status Environmental Agency, Washington
1995 .................................................................................................................................................. 9
Figura 5.Evolución de las emisiones globales de los principales gases de efecto invernadero.
Fuente: IPCC 2006 ........................................................................................................................ 10
Figura 6. Evolución de la temperatura media global. Fuente: Instituto Nacional de
Estadística ..................................................................................................................................... 11
Figura 7. Relación de la variación entre CO2, energía y PIB. Fuente: IPCC 2006........................... 15
Figura 8. Relación entre el precio del petróleo y los presupuestos en I+D ..................................... 25
Figura 9. Publicidad de la campaña “Tu controlas el cambio climático”. Fuente:
www.ec.europa.eu ....................................................................................................................... 29
Figura 10. Evolución del precio del petróleo en dólares. Fuente: BP statistical review 2006........ 35
Figura 11. Reservas probadas en miles de millones de barriles. Fuente: BP statistical review
2006 ................................................................................................................................................ 39
Figura 12. Las 20 mayores reservas de petróleo el mundo. Fuente: WEO 2006 ............................. 39
Figura 13. Producción mundial de petróleo en función de las diferentes fuentes. Fuente:
WEO 2006...................................................................................................................................... 44
Figura 14. Producción de los países no miembros de la OPEP de petróleo convencional y gas
natural liquido. Fuente: WEO 2006 ........................................................................................... 45
Figura 15. Evolución de los descubrimientos de yacimientos de petróleo en miles de millones
de barriles. Fuente: Colin Campbell 2002 ................................................................................. 47
Figura 16. Curva de Hubbert para la producción mundial de petróleo. Fuente: Hubbert, 1974 . 48
Figura 17. Consumo de petróleo per capita en toneladas. Fuente: BP statistical review 2006 ..... 51
Figura 18. Consumo de petróleo por regiones en millones de barriles diarios. Fuente: BP
statistical review 2006.................................................................................................................. 52
Figura 19. Porcentaje de emisiones de CO2 durante las diferentes fases del ciclo de vida del
crudo. Fuente: COSMO OIL GROUP ........................................................................................ 55
Figura 20. Situación de los depósitos de arenas bituminosas en la provincia de Alberta
(Canadá). Fuente: Utilities energy ............................................................................................. 57
Figura 21. Los principales proyectos de Canadá para la explotación de las arenas
bituminosas y su capacidad de producción. Fuente: WEO 2006........................................... 59
Índice de Figuras
x
Figura 22. Ingresos provenientes de la industria de las arenas bituminosas. Fuente: Utilities
energy ............................................................................................................................................ 60
Figura 23. Relación entre la producción de crudo no convencional y el consumo de gas.
Fuente: WEO 2006........................................................................................................................ 61
Figura 24. Inversiones acumuladas por actividad durante el periodo 2005-2030. Fuente: WEO
2006 ................................................................................................................................................ 65
Figura 25. Distribución de las reservas probadas de gas (Tm3/% del total mundial).Fuente:
Cédigaz.......................................................................................................................................... 71
Figura 26. Evolución de la producción de gas por zonas geográficas de 2004 a 2030. Fuente:
WEO 2006...................................................................................................................................... 75
Figura 27. Evolución de los precios de los diferentes mercados de gas natural. Fuente: WETO
2005 ................................................................................................................................................ 79
Figura 28.Distribución de reservas de metano en yacimientos de carbón .Fuente: BGR .............. 80
Figura 29. Distribución de reservas de metano en yacimientos de carbón .Fuente: BGR ............. 81
Figura 30.Distribución mundial de las reservas de tight gas. Fuente: BGR .................................... 81
Figura 31.Evolución de los costes de explotación del gas natural convencional y tight gas.
Fuente: BGR .................................................................................................................................. 82
Figura 32. Localización de los hidratos de gas. Fuente: BGR............................................................ 83
Figura 33. Duración estimada de las reservas y recursos de gas natural convencional y no
convencional. Fuente: BGR ......................................................................................................... 83
Figura 34. Distribución por países de las reservas de carbón. Fuente: BP statistical review
2006 ................................................................................................................................................ 88
Figura 35. Distribución por regiones de las reservas de carbón. Fuente: BP statistical review
2006 ................................................................................................................................................ 89
Figura 36. Producción de carbón por regiones en% en 2005. Fuente: BP statistical review 2006. 90
Figura 37. Consumo de carbón por regiones en %a finales de 2005. Fuente: BP statistical
review 2006 ................................................................................................................................... 92
Figura 38. IGCC con captura pre-combustión de CO2. Fuente: IEA Greenhouse Gas R&D
programme, 2001......................................................................................................................... 98
Figura 39. Proceso de Fisión y Fusión. Fuente: Enciclopedia Encarta 2006................................... 104
Figura 40. Ciclo de combustible abierto. Fuente: The future of nuclear power, MIT ................. 110
Figura 41. Ciclo de combustible cerrado con reutilización del plutonio o MOX. Fuente: The
future of nuclear power, MIT ................................................................................................... 111
Figura 42. Ciclo de combustible cerrado con reactor dedicado de reutilización de actínidos.
Fuente: The future of nuclear power, MIT. ............................................................................ 113
Figura 43. Comparación entre emisiones acumuladas de CO2 de una central nuclear y una
central térmica de gas natural para minerales blandos. Fuente: Stormvan Van Leewen
y Smith, 2005............................................................................................................................... 117
Introducción
xi
Figura 44. Comparación entre emisiones acumuladas de CO2 de una central nuclear y una
central térmica de gas natural para minerales duros. Fuente Store Van Leeuwen y
Smith, 2005 .................................................................................................................................. 118
Figura 45. Comparación entre emisiones acumuladas de CO2 de una central nuclear al final
de su vida útil /24 años de carga completa) y una central térmica de gas natural.
Fuente: Storm Van Leeuwen y Smith, 2005............................................................................ 119
Figura 46. Distribución de las reservas de uranio en % cuyo coste de extracción es menor de
80$/Kg de U. Fuentre: Nuclear Energy Agency.................................................................... 124
Figura 47. Distribución de las reservas de uranio cuyo coste de extracción es menor de 130
$/Kg de U. Fuente: Nuclear Energy Agency ......................................................................... 124
Figura 48. Años de disponbilidad de recursos para varias tecnologías. Fuente: Nuclear
Energy Agency ........................................................................................................................... 127
Figura 49. La evolución del precio del uranio. Fuente: Uranium Exploration and
Development .............................................................................................................................. 129
Figura 50. Producción total de petróleo acumulada. Fuente: Elaboración propia ....................... 136
Figura 51. Capacidad de producción de petróleo no convencional. Fuente: Elaboración
propia........................................................................................................................................... 138
Figura 52. Evolución del precio del petróleo en $/barril. Fuente: Elaboración propia ............... 139
Figura 53. Evolución del precio del los diferentes tipos de petróleo. ............................................ 140
Figura 54. Evolución del precio del gas natural. Fuente: Elaboración propia .............................. 143
Índice de Tablas
xii
Índice de Tablas
Tabla 1. Los mayores consumidores de energía en 2003. Fuente BP, 2004; Population
Referente Bureau, 2004. ............................................................................................................... 13
Tabla 2. Producción mundial de los países no pertenecientes a la OPEP en millones de
barriles/dia. Fuente: WEO 2006................................................................................................. 42
Tabla 3. Producción mundial de los países pertenecientes a la OPEP en millones de
barriles/día. Fuente: WEO 2006................................................................................................. 43
Tabla 4. Emisiones de CO2 y gaste energético del ciclo de vida del petróleo. Fuente: COSMO
OIL GROUP .................................................................................................................................. 55
Tabla 5.Los principales productores de gas natural en el mundo (miles de millones de metros
cúbicos). Fuente: BP statistical review 2006.............................................................................. 74
Tabla 6. Los principales consumidores mundiales de gas natural. Fuente: BP statistical
review 2006 ................................................................................................................................... 77
Tabla 7. Consumo mundial de gas natural por regiones (en miles de millones de metros
cúbicos). Fuente: BP statistical review 2006.............................................................................. 78
Tabla 8. Clasificación de los carbones según materias volátiles. Fuente: Lermusiaux, 1961 ........ 87
Tabla 9. Los diez mayores consumidores de carbón a finales de 2005. Fuente: BP statistical
review 2006 ................................................................................................................................... 91
Tabla 10. Precio del carbón según los diferentes mercados. Fuente: BP statistical review 2006 .. 93
Tabla 11. Estimaciones sobre la evolución de los precios de los combustibles fósiles. Fuente:
Greenpeace: Revolución energética........................................................................................... 93
Tabla 12. Comparativa de los ciclos de combustible. Fuente: The future of nuclear
power,MIT .................................................................................................................................. 115
Tabla 13. Reservas probadas de uranio desglosadas en costes de extracción. Nuclear Energy
Agency......................................................................................................................................... 123
Tabla 14. Escenario de desarrollo de 1000 reactores de 1000 MWe de potencia. Fuente: The
Future of Nuclear Power........................................................................................................... 131
1
Introducción
1 Introducción
1
2
Introducción
1.1
Energía y desarrollo sostenible
1.1.1
La problemática energética
La primera revolución industrial de principios de siglo XIX, que comenzó en el
Reino Unido y se expandió rápidamente por el resto del mundo, supuso un cambio
drástico en la sociedad y la economía de la época. En aquel tiempo la economía basada
en el trabajo manual fue remplazada por otra dominada por la industria. Las máquinas
se aplicaron a los transportes y a la comunicación, iniciando una enorme
transformación que dio lugar al nacimiento de las sociedades modernas basadas
principalmente en la energía. Por aquel entonces el mal y abusivo uso de las diferentes
fuentes de energía no era considerado un problema.
Desde entonces hasta hace bien poco tiempo los ciudadanos apenas nos
preguntábamos si la energía era un recurso caro o barato, si en algún momento se
podría agotar y si la producción y transporte de la energía suponía algún problema
medioambiental. La crisis del petróleo de 1973, a raíz de la decisión de la Organización
de los Países Exportadores de Petróleo Árabes (OAPEC) anunciando que no
exportarían mas petróleo a los países que habían dado su apoyo a Israel durante la
guerra del Yom Kippur, hizo tambalear la economía mundial y por primera vez temer
por el suministro energético en todo el mundo.
La grave crisis del precio del petróleo de los años setenta y otros grandes desastres
como el accidente nuclear de Chernobil han hecho que la problemática energética y sus
consecuencias medioambientales tengan cada vez mas importancia entre la comunidad
científica, las sociedades y los medios de comunicación.
Afortunadamente, este cambio de perspectiva comienza a observarse en los
posicionamientos más recientes de la Unión Europea (UE). La UE esta comenzando a
asumir un cierto liderazgo mundial en sostenibilidad energética, ya sea en defensa y
puesta en practica del Protocolo de Kyoto, en la promoción de las emergías renovables
fijándose como objetivo cubrir un 12% del consumo bruto de energía en 2010 con
energía renovable, o en la propuesta de mecanismos para proporcionar acceso a la
1 Introducción
3
electricidad y agua potable a los que carecen de ella de acuerdo con la postura
defendida en la Cumbre de Desarrollo Sostenible de Johannesburgo de 1992.
1.1.2
El desarrollo sostenible
Empecemos por definir el concepto de “sostenibilidad” que es uno de los pilares de
este proyecto y entorno al cual gira toda la problemática energética.
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 le desarrollo es posible y necesario y de que debe de hacerse de
forma sostenible, perdurable y viable en el tiempo. La sostenibilidad debe de
contemplar
tres
dimensiones
fundamentales:
la
económica,
la
social
y
la
medioambiental.
Figura 1. Las tres dimensiones del desarrollo sostenible. Fuente propia
La declaración de Río, adoptada en el seno de la famosa Conferencia de Naciones
Unidas sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo en 1992 y ratificada 10 años mas tarde
1 Introducción
4
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 gradualmente en la legislación a todos los niveles.
Desde la perspectiva energética encontramos relaciones profundas y amplias con las
tres dimensiones de la sostenibildad. Es precisamente la producción y consumo de
energía, de manera que soporte el desarrollo humano sus dimensiones sociales,
económicas y medioambientales, lo que entendemos por desarrollo energético
sostenible. 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 al
información, de forma que la disponibilidad de un cierto volumen de formas
avanzadas de emergía debería incluirse entro 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.
1.2
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. Citemos por ejemplo 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 le
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. Este documento es contundente al respecto y dice textualmente:
“Aunque no parece haber limites 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:
1 Introducción
•
5
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 mas 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 esta 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 sostenibildad 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 suministro y
consumo, y la enorme falta de equidad en el acceso a este elemento imprescindible
para el desarrollo humano en la actualidad.
1.2.1
La seguridad del abastecimiento energético: los recursos disponibles
Entendemos la “seguridad de abastecimiento” como sinónimo de disponibilidad de
toda la energía que se necesite a un precio asequible y durante un largo plazo para que
sea sostenible. Bajo una perspectiva mundial, parece que lo primero que nos debiera
preocupar es la existencia de suficientes reservas energéticas para hacer frente al
consumo esperado. Por “reservas” de una fuente determinada de energía
entenderemos aquellas cantidades que pueden 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.
Actualmente, un 80% de la demanda global actual de energía de las actividades
humanas proviene de combustibles fósiles como el petróleo (36%), el carbón (23%) o le
gas natural (21%). La energía nuclear proporciona un 6%, las grandes centrales
1 Introducción
6
hidroeléctricas un 2%, las formas avanzadas de energías renovables, tales como solar,
eólica, minihidraulica o biomasa otro 2%, mientras que la utilización tradicional de
biomasa, forma principal de suministro energético de los 2000 millones de habitantes
menos desarrollados energéticamente, representa el 10% restante.
Figura 2. 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 y el World Energy Technology and
Climate Policy Outlook de la Comisión Europea, coinciden básicamente en sus
proyecciones para el año 2030. Así, el reciente documento de la Comisión Europea:
Energía:
Controlemos
nuestra
dependencia,
afirma
que
“atendiendo
a
los
condicionantes geológicos, cabe prever que dentro de cincuenta años prácticamente ya
no habrá petróleo ni gas o, si los hay, su extracción será muy cara, sin punto de
comparación con los precios actuales. En otras palabras, hay cantidades limitadas de
estos recursos naturales y no hacemos más que dilapidarlas”.
Ambos dibujan 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 en su consumo de
energía comercial.
Los dos estudios coinciden en que los recursos energéticos de la Tierra son sin duda
alguna adecuados para cubrir la demanda durante al menos las tres próximas décadas,
pero sus proyecciones plantean serias preocupaciones sobre la seguridad del
1 Introducción
7
suministro energético, la adecuación de las inversiones en infraestructuras energéticas,
la amenaza del deterioro medioambiental causada por la producción de energía y el
desigual acceso de la población mundial a las distintas formas avanzadas de la energía.
Según el estudio de la Agencia Internacional de la Energía, en 2030 todavía 1.400
millones de personas, lo que representa el 17% de la población mundial, seguiría sin
acceso a la electricidad, a pesar del aumento generalizado de la prosperidad y del
avance tecnológico. 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. En ambos estudios las
proyecciones han sido realizadas suponiendo que las políticas energéticas son las
mismas que existen a mediados de 2002.
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 más rápida implantación de nuevas tecnologías. En el escenario alternativo habría
una fuerte reducción de las emisiones de CO2 respecto al escenario 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.
Todos los estudios actuales apuntan a que la disponibilidad de los recursos
energéticos no parece que vaya a limitar la sostenibilidad del desarrollo humano
durante el presente siglo, la ONU, el Consejo Mundial de la Energía y la Agencia
Internacional de la Energía nos 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 podemos permitirnos seguir
utilizándolos en la forma en que lo venimos haciendo, por el impacto medioambiental
que esto supone. Éste es el tema que a continuación abordamos.
1 Introducción
1.2.2
8
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, como es el caso del transporte, o en grandes instalaciones,
como las que generan electricidad, lleva asociado un considerable impacto ambiental.
Actualmente las emisiones de gases de efecto invernadero tienen su origen
principalmente en el suministro de energía.
Figura 3. Evolución de las emisiones globales de CO2 según los diferentes sectores. Fuente: IPCC 2006
La combustión de combustibles fósiles, en diverso grado según se trate de carbón,
petróleo o gas natural, ya que este último es significativamente menos contaminante,
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 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 medio ambiente
1 Introducción
9
ocurren a escala local, regional y global, aunque el impacto global más destacado de la
combustión de los combustibles fósiles es el efecto invernadero que da lugar al cambio
climático.
El cambio climático ciertamente no es la única amenaza global a la sostenibilidad
medioambiental, pero muchos coinciden en identificarle 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, de cada país, e incluso de empresas y comunidades locales, con el
desarrollo sostenible.
Los gases de efecto invernadero, entre los que los más importantes son el vapor de
agua, el dióxido de carbono (CO2), el metano y el óxido nitroso, actúan de forma
semejante al cristal o el plástico en un invernadero: dejan pasar la luz del sol pero
retienen parte del calor que la Tierra emitiría, absorbiéndolo y radiándolo de nuevo a
la Tierra.
Figura 4. El efecto invernadero. Fuente: United Status Environmental Agency, Washington 1995
1 Introducción
10
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.
Desde la Revolución Industrial hasta ahora la concentración de CO2 en la atmósfera
ha pasado de 280 ppmv a 360 ppmv y puede llegar a 750 ppmv a final del presente
siglo.
Figura 5.Evolución de las emisiones globales de los principales gases de efecto invernadero. Fuente: IPCC 2006
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, recordemos 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 fuera de toda duda razonable. Tal vez algunos piensen que una
subida de la temperatura en la superficie terrestre en unos pocos grados no es para
tanto. Los expertos de la ONU y del Consejo Mundial de la Energía nos previenen
contra esta actitud de complacencia. 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
1 Introducción
11
atmosférica, productividad agrícola, ámbito de propagación de animales y de
enfermedades, e intensidad y frecuencia de condiciones climáticas extremas.
Figura 6. Evolución de la temperatura media global. Fuente: Instituto Nacional de Estadística
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 práctica paralización de su expansión comercial en la
mayoría de estos países, pero que no produce emisiones de gases que contribuyan al
cambio climático. Por otro lado, las reservas de uranio, a partir del cual se fabrica el
combustible de las centrales nucleares son, como las de carbón, amplias y
suficientemente distribuidas, con las consiguientes implicaciones favorables sobre la
garantía de suministro, la estabilidad de los precios de producción de la electricidad y
1 Introducción
12
la distensión geopolítica. 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, –por
cientos de miles de años, 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.
1.2.3
Energía para todos
La Tierra cuenta hoy con algo más de 6000 millones de habitantes. Un tercio de la
humanidad, esto es, 2000 millones de personas, no tienen acceso a las formas
avanzadas de energía ni, por tanto, a los servicios que proporciona tales como
iluminación, cocinado de alimentos, calefacción y refrigeración, telecomunicaciones y
energía mecánica para por ejemplo, el bombeo de agua.
Los 30 países más desarrollados y que integran la OCDE, la Organización para la
Cooperación y el Desarrollo Económico, con cerca del 15% de la población mundial
consumen el 53% de estas formas avanzadas de energía. En los países ricos, las
emisiones de dióxido de carbono (CO2) per cápita son de 12,4 toneladas, mientras que
en los países de medianos ingresos éstas son de 3,2 toneladas y en los de ingresos bajos
de 1,0 toneladas. El valor medio mundial de demanda enegetica en el año 2000 fue de
1,68 tep (toneladas equivalentes de petróleo) por persona, que es 5 veces menor que en
los EEUU y la mitad que en España, pero casi 3 veces mayor que el promedio de
África. Por supuesto que muchos habitantes de países poco desarrollados consumen
mucho menos. En los países en desarrollo la utilización tradicional de biomasa es la
principal fuente de energía, con un 25% del abastecimiento, que llega a ser del 90% en
los países más pobres.
De acuerdo con la Organización Mundial de la Salud (OMS), la combustión
incompleta de la biomasa en recintos cerrados es causa de que 1.500 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
1 Introducción
13
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, en su
mayor parte mujeres y niños, tienen que emplear mucho tiempo y esfuerzo en tareas
básicas de subsistencia, como recoger leña y acarrear agua, lo que interfiere
gravemente con sus posibilidades de educación y desarrollo 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. Comparando el ratio de
toneladas equivalentes de petróleo consumidas por habitante entre los 20 países que
mas consumen, vemos que existen grandes diferencia.
Tabla 1. Los mayores consumidores de energía en 2003. Fuente BP, 2004; Population Referente Bureau, 2004.
Para apaliar el inexistente acceso básico a la energía comercial que sufre un tercio de
la humanidad, se debe proceder obviamente de forma gradual y el uso tradicional de
biomasa debiera continuar tal vez por mucho tiempo, aunque mejorando las
1 Introducción
14
tecnologías de utilización y reduciendo la intensidad para que sea sostenible. 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 1.000
TWh para los 2.000 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, supuesto que se suministrase inmediatamente en su
totalidad y con tecnologías convencionales, 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 un dólar estadounidense. 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. Dice el Consejo Mundial de la
Energía, en su Mensaje para 2002, que: para el desarrollo sostenible, la armonía y la paz
mundial es clave que todos los seres humanos tengan acceso a servicios energéticos
modernos... El comercio y la tecnología, ligados a la disponibilidad y a la aceptabilidad
de la energía, son los propulsores del crecimiento económico, requisito previo para
hacer frente a la pobreza y facilitar el acceso a la energía.
1 Introducción
15
Figura 7. Relación de la variación entre CO2, energía y PIB. Fuente: IPCC 2006
Si se actúa desde ahora para lograr estos objetivos se contribuirá a reducir las
tensiones existentes y a favorecer una mayor armonía en el mundo. En esta misma
línea, el último Informe sobre el Desarrollo Humano 2003, del Programa de las
Naciones Unidas para el Desarrollo, refiriéndose a los Objetivos de Desarrollo del
Milenio, afirma: Resulta difícil pensar en un momento más propicio para apoyar la
existencia de una alianza mundial como ésta. En 2003, el mundo ha presenciado un
incremento de los conflictos violentos, acompañados por un aumento de la tensión
internacional y el miedo al terrorismo. Algunos podrían argumentar que la lucha
contra la pobreza se debe posponer hasta que se le haya ganado la guerra al terrorismo,
pero se equivocarían. La necesidad de erradicar la pobreza no compite con la necesidad
de hacer del mundo un lugar más seguro. Por el contrario, erradicar la pobreza debería
contribuir a crear ese mundo más seguro que forma parte de la visión de la Declaración
del Milenio.
1 Introducción
1.3
16
Hacia la sostenibilidad energética
En su informe Living in one world, el Consejo Mundial de la Energía (CME) describe
lo que podría ser la situación del mundo en el año 2050 si persistiese la actual falta de
liderazgo y voluntad política para hacer frente a los grandes desafíos de la Humanidad
en materia de energía, agua, sanidad, contaminantes químicos y reducción de la
pobreza, y por una concentración de los esfuerzos exclusivamente en intereses
estrechos y cortoplacistas. Ciertamente los pobres resultados, en términos de medidas
concretas, de las recientes Cumbres Mundiales auspiciadas por las Naciones Unidas,
entre las que destaca la celebrada precisamente sobre Desarrollo Sostenible en
Johannesburgo en Septiembre de 2002, dan cabida al pesimismo. El escenario que nos
muestra el CME está gravemente deteriorado en sólo 50 años. Caracterizado por un
escaso crecimiento de la población mundial , asediada por el hambre y las
enfermedades en las tres cuartas partes que habitarían los países empobrecidos, una
agricultura limitada por las sequías, la salinidad y la contaminación química del agua,
un aumento espectacular en el volumen del transporte privado al extenderse
gradualmente el modelo de los países desarrollados al resto del mundo, un fracaso por
falta de apoyo real en el desarrollo de las fuentes renovables de energía en los países en
desarrollo con el consiguiente aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero
y de la lluvia ácida, una industria nuclear que no ha resuelto sus problemas y sigue sin
ser aceptada por la opinión pública, un cambio climático fuera de control por falta de
acuerdo en aplicar las drásticas medidas que hubiesen sido necesarias pero que
hubiesen afectado en el corto plazo a la economía o al estilo de vida y un clima de
asedio y de inseguridad ciudadana en los países desarrollados que tratarían de limitar
por cualquier medio el movimiento migratorio del resto de la población mundial. Pero
el Consejo Mundial de la Energía presenta también la alternativa opuesta, que se apoya
en las oportunidades tecnológicas disponibles y en la posibilidad de un liderazgo
correctamente dirigido a resolver los verdaderos problemas existentes. Existen
también, en efecto, motivos de peso para el optimismo: hay reservas y recursos
energéticos suficientes para permitir un cierto período de reflexión sobre las mejores
opciones, el potencial de las fuentes renovables de energía es muy grande, hay un
amplio margen para aumentar la eficiencia de los procesos y ahorrar energía, hay
muchas innovaciones tecnológicas todavía insuficientemente exploradas que pueden
reducir o compensar los impactos ambientales y se advierte una mayor concienciación
1 Introducción
17
respecto al problema energético en los individuos, las empresas y las instituciones. Al
igual que el problema, las líneas de actuación para solucionarlo son complejas y tienen
múltiples niveles: desde el puramente personal, pasando por el de las empresas e
instituciones, hasta el de los Gobiernos y grandes organizaciones internacionales.
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
básica respecto a las grandes líneas de actuación que se deben adoptar para conseguir
la sostenibilidad energética y que serían las siguientes:
•
Reconocimiento de que el sendero actual de desarrollo energético no es
sostenible.
•
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, que posiblemente debieran
incluir un elevado porcentaje de renovables, fórmulas innovadoras de
financiación y participación local en la toma de decisiones.
•
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.
•
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.
1 Introducción
18
A continuación examinaremos los diferentes escenarios descritos por los principales
expertos mundiales y el potencial encierra cada una de las líneas de actuación
anteriormente citadas.
1.3.1
Patrones de consumo y ahorro energético
La primera cuestión a la que debemos dar respuesta 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, tanto el derroche energético de los ricos
como los patrones de consumo de los más desfavorecidos, genera contaminación y
destrucción que terminan por traducirse en pobreza, pobreza que a su vez contamina y
destruye. Éste 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 es la metáfora del tren, cuanto más avanza la cabeza más avanza el
furgón de cola. El problema es que este modelo de desarrollo no es sostenible ni
medioambientalmente ni tampoco socialmente. El modelo energético de aumento del
consumo de energía y de hidrocarburos que ha sido adoptado por los países más
desarrollados nos está conduciendo a un callejón sin salida. 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. El 92% de la población mundial no tiene coche, mientras en los EEUU y en la
Unión Europea hay un coche por cada 1,8 y 2,8 habitantes respectivamente, en África la
proporción es de un coche por 110 habitantes y China de uno por cada 1.375
1 Introducción
19
habitantes. La contribución del transporte al crecimiento del CO2 en los países de la
OCDE es aproximadamente de un 33%, además de su importante contribución a las
emisiones contaminantes. Claramente nuestro modelo de desarrollo del transporte no
es sostenible. El estándar de los EEUU y de la Unión Europea no nos sirve como
referencia global. Hay un enorme trecho por recorrer en el aumento de la eficiencia del
parque automovilístico, en el desarrollo de otros medios de reducción de sus emisiones
contaminantes, en que el precio de los combustibles refleje los costes medioambientales
incurridos, en la producción y utilización de combustibles renovables y en la
modificación sustancial de los patrones actuales de utilización de los medios de
transporte.
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 chata
del progreso, que esconde enormes desequilibrios ambientales y sociales. En España,
como en muchos otros países, el que haya mucha o poca luz en las calles, casas y
comercios, está todavía asociado a riqueza o a pobreza. El derroche de luz es un
símbolo de estatus social. Igual ocurre con el transporte privado, el aire acondicionado
o la tendencia a vivir en urbanizaciones. En cambio, 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
1 Introducción
20
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.
1.3.2
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 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, la de mayor potencial es la geotérmica (unas 12 veces), seguida
de la solar (4 veces) eólica (1,5 veces), biomasa (0.6 veces) e hidroeléctrica (0,1 veces), y
deja sin cuantificar el potencial de la energía de los océanos.
Paradójicamente, este gran potencial de energía no se traduce en una gran
participación en la demanda global de energía. 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, que no son en absoluto
despreciables, para que la viabilidad económica de estas tecnologías se reconozca. 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
1 Introducción
21
sustancialmente. Así, el Grupo de Trabajo sobre Energía Renovable del G8, Grupo de
los Ocho países más industrializados, concluyó en 2001 que “aunque esto suponga un
coste mayor en las primeras décadas, y tomando en cuenta solamente los costes que
actualmente se reflejan en los mercados, una adecuada promoción de las energías
renovables hasta el 2030 será más económico que adoptar la estrategia business as
usual para cualquier valor realista de tasa de descuento”. 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. 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, que favorece 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 recientes y pasados, 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 sobre las fuentes de energía renovables será sin duda
mucho más segura.
1.3.3
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. Otra dificultad que se deriva de la anterior es que los avances tecnológicos,
aplicados asimétricamente, acaben por abrir más que cerrar la brecha entre los países
1 Introducción
22
industrializados y los países en desarrollo. Nos encontramos pues, ante una sociedad
enfrentada con la contradicción de la presencia creciente de la tecnología en cada hecho
cotidiano y la marginación de las necesidades de la mayoría, en la orientación de sus
objetivos estratégicos.
Es por consiguiente 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 flexibilidad
permite múltiples formas para su aplicación y gestión y para la organización del
trabajo. Es hora de dejar de preguntarnos hacia dónde nos llevará el nuevo orden
tecnológico, como si por sí solo condujera a alguna parte, y por el contrario
cuestionarnos el tipo de orden tecnológico que merece la pena construir. 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.
Las oportunidades de desarrollo tecnológico en el campo del ahorro energético son
innumerables. Del mismo modo se pretende mejorar la eficiencia en la utilización de
combustibles fósiles para la generación eléctrica, 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.
1 Introducción
23
Un caso paradigmático es el de las fuentes renovables de generación eléctrica, cuya
tecnología básica ya es conocida, pero que aún pueden beneficiarse de sustanciales
mejoras con el consiguiente abaratamiento de costes de producción, si son objeto de
programas adecuados de I+D. Éste ha sido por ejemplo el caso de la generación eólica
de electricidad que, tras el apoyo recibido en diversos países, España entre ellos, está
muy cercana a la viabilidad económica, incluso con los precios actuales de la
electricidad. No olvidemos el apoyo que recibieron en su momento, y aún reciben para
su desarrollo y explotación las tecnologías tradicionales, como el carbón y la nuclear.
La utilización de fuentes de energía renovables, en combinación con otras tecnologías,
según convenga, 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 electrólisis. 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 otra 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 actuales de sostenibilidad de la
1 Introducción
24
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 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.
La tecnología tiene, por otro lado, la capacidad para contribuir al desarrollo de los
mas necesitados, tratando de hacer llegar la energía eléctrica u otras formas avanzadas
de energía a 2.000 millones de personas que aun hoy día carecen de este derecho. 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.
A modo de conclusión, podemos decir que los esfuerzos a realizar en investigación
y desarrollo no son aún suficientes, y que el desarrollo de nuevas tecnologías más
eficientes y baratas es la llave hacia un futuro energético sostenible y hacia el desarrollo
energético de los países mas necesitados. Tal y como se muestra en la siguiente figura,
el mayor impulso económico en I+D fue después de la crisis del petróleo de los años
setenta. No existe todavía una respuesta similar debido a las últimas crecidas del
1 Introducción
25
precio del petróleo, pero es evidente que no se ha dado aún un impulso en I+D al
nuevo desafío del cambio climático. Contrariamente, se observa una constante
disminución de las inversiones en I+D desde los últimos 15 años que contrasta con la
introducción del tema del cambio climático en la escena política internacional.
Figura 8. Relación entre el precio del petróleo y los presupuestos en I+D
1.3.4
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 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. En
definitiva, el comportamiento de la demanda de energía no tiene la oportunidad de
1 Introducción
26
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 importantes dificultades. Por un lado, la existencia de grandes
incertidumbres
responsabilidad
en
la
cuantificación
intergeneracional,
de
que
los
costes
generalmente
medioambientales
o
corresponden
bienes
a
de
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, entre los que destaca las primas a la producción, esto es, una
retribución adicional al precio del mercado por cada kWh producido. 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, de forma que los precios comiencen a reflejar los costes de impacto
ambiental, y el apoyo a programas de ahorro energético.
La Declaración del Milenio, las conclusiones de las Cumbres de Río o de
Johannesburgo o el Protocolo de Kyoto, por citar algunos ejemplos representativos, son
magníficos manifiestos en favor del desarrollo sostenible en general y de la
sostenibilidad energética en particular. Lo mismo puede decirse de muchos de los
documentos oficiales de la Unión Europea, basta con leer por ejemplo la reciente
propuesta de la Comisión Europea de un programa de medidas en el ámbito de la
energía denominada Energía inteligente para Europa. Claramente la Unión Europea ha
adoptado una posición activa al respecto y, 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, incluyendo cualquier tipo de producción hidroeléctrica
en el año 2010, lo que supone aproximadamente una participación del 22% en la
producción de electricidad, y un 29% para España en particular. Estas medidas forman
parte de una estrategia amplia de sostenibilidad energética, donde para la Unión
1 Introducción
27
Europea es también esencial mitigar su gran dependencia. La Unión Europea ha
firmado el plan de aplicación final de la Cumbre de Johannesburgo y, entre otros
compromisos, ha asumido el de proporcionar a los países en desarrollo recursos
financieros para desarrollar conocimientos en materia energética, incluidas las fuentes
de energía renovables, y para promover la eficiencia energética y tecnologías más
limpias para los combustibles convencionales.
Sir Nicholas Stern, ex-economista-jefe del banco Mundial y uno de los mas
influyentes economistas del Tesoro Británico, sostiene que las políticas de reducción no
son solo deseables, sino que en ciertos aspectos son rentables económicamente porque
crean nuevas oportunidades( los mercados para productos de energía baja en carbono
pueden tener un valor de 500.000 millones de dólares al año en 2050) y pueden reducir
ineficiencias (los gobiernos gastan cada año 250.000 millones de dólares en subsidios
energéticos). Stern propone que las políticas para reducir emisiones se basen en tres en
tres elementos esenciales:
•
Poner precio a las emisiones de carbono
•
Fomentar las políticas tecnológicas para hacer mas rentables las
energías no fósiles
•
Eliminar las barreras que impiden un cambio de comportamiento
frente al problema del cambio climático
Poner precio al carbono significa que quien más contamina, mas paga. Con ello se
consigue desincentivar las actividades económicas más contaminantes al encarecerlas.
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 Introducción
1.3.5
28
Educación y concienciación
“Cada día resulta más evidente que la Historia ha llegado a ser una carrera entre la
educación y el desastre”. En efecto, la educación es nuestra gran esperanza para un
futuro sostenible. La Carta de la Tierra comienza afirmando que “necesitamos
urgentemente una visión compartida de valores básicos para suministrar un soporte
ético a la comunidad mundial emergente”. 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 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. Afirma Consejo
Mundial de la Energía que “sin una aceptación y comprensión ampliamente extendidas
de estas implicaciones por los pueblos mundo, no es fácil ver cómo los gobiernos
nacionales o las organizaciones internacionales estarán en condiciones de formular e
implantar marcos económicos, legales, regulatorios y administrativos que se requieren
para devolver al mundo a un sendero de sostenibilidad”.
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. Sabemos 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. El gran enemigo es la pasividad de los muchos, que pensamos que nuestras
actitudes y acciones individuales, como consumidores, ciudadanos o miembros de
instituciones y empresas, no van a tener influencia alguna y que no hacemos valer
nuestra opinión sobre los que toman decisiones.
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 tienen un papel esencial en esta actitud, pero el fenómeno
es complejo y tiene también otras dimensiones. Un reciente y acreditado estudio
1 Introducción
29
sostiene que la respuesta de empresas, pertenecientes a diversos sectores 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 su imagen pública, su valor en bolsa y, en definitiva, su
competitividad y sus beneficios. Hay constancia, por ejemplo, por parte de la Union
Europea de una gran campaña por el control del cambio climatico. La Comisión
Europea está convencida de que la lucha contra el cambio climático exige la
contribución de todos los sectores de la sociedad y de todas las personas para que
pueda funcionar. Con la campaña "Tú controlas el cambio climático", la Comisión trata
de concienciar a los ciudadanos acerca del cambio climático, una de las mayores
amenazas de nuestro tiempo, y de ayudar a las partes interesadas a contribuir a
frenarlo.
Figura 9. Publicidad de la campaña “Tu controlas el cambio climático”. Fuente: www.ec.europa.eu
Si todos hacemos pequeños cambios en nuestros hábitos cotidianos podemos reducir
considerablemente nuestras emisiones de gases invernadero y eliminar parte de la
presión que sufre el sistema climático terrestre. De hecho, en muchos casos, estos
cambios también nos ayudarán a ahorrar dinero.
1.4
Objetivos y conclusiones
Mientras los niveles de gases de efecto invernadero se situaban en 280 ppm (partes
por millón) de CO2, antes de la Revolución Industrial, ahora se elevan a 430 ppm. Si las
emisiones anuales se mantuvieran al ritmo actual, se elevarían a 550 ppm en el año
1 Introducción
30
2050. Pero si el incremento se acelera con la misma intensidad con que esta creciendo
ahora, se podría alcanzar esa cifra en el año 2035. “A ese nivel hay al menos un 77% de
posibilidades, y quizás hasta un 99%, según el modelo climático que se utilice de que la
temperatura global aumentara en 2º centígrados” afirma Sir Nicholas Stern. Si no se
tomara ninguna medida para frenar las emisiones, el volumen de gases de efecto
invernadero se triplicaría al final del siglo XXI, provocando un aumento de la
temperatura de 5 grados centígrados. Si así fuera, se perdería un tercio de los cultivos
en África y caería la fertilidad de la tierra en grandes extensiones agrícolas de otras
zonas del planeta, el nivel del mar aumentaría de tal forma que anegaría países como
Bangladesh, Vietnam y la costa andina de América del Sur e inundaría grandes
ciudades como Londres, Shangai, Nueva York, Tokio y Hong Kong. Las hambrunas se
extenderían por la tierra, mas de 1.000 millones de personas se quedarían sin agua
dulce, la selva del Amazonas podría desaparecer, al igual que numerosas especies de
flora y fauna, los fenómenos meteorológicos extremos se intensificarían: tormentas,
huracanes, sequías, olas de calor…
Frenar el calentamiento global de la tierra hasta tasas que hagan compatible el
crecimiento económico y el respeto al medio ambiente costaría un 1% del PIB mundial.
Dejar que las cosas sigan como están puede costar hasta 20 veces más, además de la
catástrofe humanitaria y patrimonial que conllevaría una subida potencial de las
temperaturas medias de la tierra de hasta 5 grados centígrados en este siglo
Este proyecto es parte de un proyecto global que tiene como objetivo la evaluación
de la sostenibilidad del modelo energético mundial. Los objetivos del presente
proyecto se resumen a continuación:
•
Examinar la abundante literatura técnica y económica en relación con
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
1 Introducción
31
información que permita formular modelos que predigan la evolución
hasta el año2030 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.
2. El petróleo
32
2
El petróleo
2. El petróleo
2
33
El Petróleo
2.1
Historia y características del petróleo
2.1.1
Historia 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 es y fue la principal fuente de
energía durante el siglo XX. 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.
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.
El petróleo empezó a entrar en juego como recurso energético a finales del siglo XIX,
época en que era utilizado para la iluminación, en 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 rápido desarrollo de nuevos sistemas de transporte
por tierra, mar y aire. Esto conllevó la sustitución de los combustibles tradicionales por
derivados del petróleo.
2. El petróleo
34
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 (1973- 1992) y Gabón (19751995). 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 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 e 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.
2. El petróleo
35
Figura 10. Evolución del precio del petróleo en dólares. Fuente: BP statistical review 2006
Actualmente existe un gran problema en cuanto a las reservas de petróleo. Mientras
los países occidentales buscan rebajar su nivel de consumo de energía de origen
primario debido a se efecto nocivo sobre la atmósfera, los países productores de crudo
intentan mantener el mercado del mismo ya que sus economías se basan
exclusivamente en la producción y exportación del petróleo. El análisis del las reservas
de petróleo será el objeto del capitulo siguiente.
2.1.2
Características del petróleo
El aceite petrolífero esta constituido por hidrocarburos, desde el metano –C1, según
la forma de expresión petrolera- hasta especies 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
2. El petróleo
36
(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. 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. El petróleo
2.2
37
La situación actual del petróleo
Este apartado tiene por objeto el análisis de la situación actual de la oferta y la
demanda de petróleo. Para ello se estudiarán las reservas y la demanda, así como la
producción y capacidad de producción del petróleo.
2.2.1
2.2.1.1
Recursos y reservas
Definiciones
Las reservas constituyen la porción de petróleo que es económicamente viable para
su extracción y explotación. Las reservas son por lo tanto cantidades variables en el
tiempo y dependen tanto de la tecnología existente como del precio del crudo en el
mercado. Las reservas se clasifican en tres tipos:
1. Reservas probadas: Aquellas que se pueden recuperar económicamente con
90% de probabilidad
2. Reservas probables: Aquellas reservas contenidas en pozos en actual
explotación pero que requieren una confirmación mas avanzada para ser
clasificadas dentro del grupo de reservas probadas (50% de probabilidad de
que exista).
3. Reservas posibles: Aquellas reservas que se estiman a partir de datos
geotécnicos de áreas no perforadas o no probadas (10% de probabilidad de
que exista).
La cantidad de petróleo existente, consumido y lo que se estima se podría
descubrir constituyen lo que se denomina últimos recursos recuperables (URR,
Ultimate Recoverables Ressources). Los últimos recursos recuperables se
distribuyen por lo tanto de la siguiente manera:
•
Producción acumulada (petróleo ya extraído hasta el momento)
•
Reservas:
2. El petróleo
38
9 Reservas probadas
9 Reservas probables
9 Reservas posibles
•
El petróleo por extraer
La cantidad de lo que se denominan últimos recursos recuperables oscila entre 1800 y
3000 Gb dependiendo de la fuente consultada.
2.2.1.2
Reservas probadas de petróleo
De acuerdo con la BP statistical review, las reservas probadas de petróleo
convencional ascienden a 1.200 Gb a finales de 2005. Las reservas se concentran
principalmente en Oriente Medio y Norte de África donde ambas regiones suman el
62% de las reservas mundiales. Arabia Saudita es de largo el país que cuenta con el
mayor porcentaje de reservas sumando un 22% de las reservas totales mundiales tal y
como se muestra en la siguiente figura:
2. El petróleo
39
Figura 11. Reservas probadas en miles de millones de barriles. Fuente: BP statistical review 2006
Entre los 20 países con mayores reservas de petróleo, siete de ellos se encuentran la
zona de Oriente Medio y norte de África tal y como se muestra en la siguiente figura:
Figura 12. Las 20 mayores reservas de petróleo el mundo. Fuente: WEO 2006
Para Canadá, se tienen en cuenta las reservas probadas de petróleo no convencional.
A grosso modo, las reservas actuales de petróleo incluidas las reservas de petróleo no
convencional, podrían sostener el ritmo actual de producción durante unos 42 años.
2.2.1.3
La problemática de las reservas
Sí hay una cuestión endemoniadamente compleja y al mismo tiempo fundamental
para el cálculo de reservas petrolíferas, ésta es sin duda los datos. Los geólogos
distinguen entre los datos técnicos, aquellos que utilizan las compañías petrolíferas
para decidir sus inversiones, y que normalmente son altamente confidenciales y
cuestan mucho dinero, y los datos “políticos” de organismos como el USGS, y agencias
como la AIE o la EIA. Por ejemplo, en el año 1998 la AIE adoptó la metodología de
2. El petróleo
40
Hubbert por primera vez, y aunque para sus cálculos partió de una generosa
estimación del USGS de 2300 Gb (Giga barrels, o mil millones de barriles) Últimos
Recursos Recuperables (URR), sus datos hablaban por primera vez de una llegada a la
cumbre de la producción para el 2015. En el año 2000, la AIE volvió a cambiar el
rumbo: haciendo servir una estimación de URR del USGS revisado al alza, consideró
que no habría problema para mantener la demanda de crudo hasta el 2020. El año 2001,
en su World Energy Outlook, la AIE finalmente admitió que los países de la OCDE
entrarían muy pronto en el declive de su producción, dejándonos en manos de los
productores de Oriente Medio, dónde se encuentran el 65% de las reservas mundiales
de petróleo. Por otra parte, la gran mayoría de la producción mundial de crudo está en
manos de los países de la OPEP, que han sido tradicionalmente poco fiables a la hora
de informar sobre sus reservas. En el año 1985 Kuwait aumentó en un 50% sus
reservas, y en 1987 Venezuela dobló también las suyas, al añadir a estas el petróleo
pesado (considerado crudo no convencional). Estos aumentos fueron seguidos por los
otros países de la OPEP, deseosos de poder aumentar sus cuotas de extracción.
Además de las fuentes, el consenso sobre el significado de cada variable es muy
importante para llegar a datos, que si bien es muy difícil que coincidan en todo el
espectro de instituciones, compañías, gobiernos y científicos que se ocupan del tema, al
menos haría mucho más fácil que todos los agentes implicados entendieran de qué se
habla cuando se habla de reservas. Por ejemplo, no es lo mismo (en términos de coste
de extracción, refinamiento y calidad energética intrínseca), el petróleo convencional,
que el petróleo no convencional, como por ejemplo las arenas asfálticas canadienses o
la denominada “orinoemulsión” del Orinoco venezolano, las “ganancias en la
refinería” o los líquidos del gas natural (denominados normalmente por las siglas
NGL). Muy a menudo, y dependiendo del interés de cada actor, este tipo de reservas se
mezclan sin un criterio único. Las compañías privadas también contribuyen a esta
manipulación, con el propósito de aumentar su valor y rendimiento financiero. El caso
más claro es la utilización de una antigua norma de la Stock Exchange Comission
norteamericana que data de los tiempos del gran boom petrolífero en los Estados
Unidos. En aquellos tiempos, eran los propietarios de los terrenos los que ostentaban la
propiedad de los yacimientos petrolíferos. Dado que la propiedad de la tierra estaba
altamente fragmentada, los propietarios aumentaban su valor exagerando la cantidad
de petróleo que se estimaba que contenían los pozos. La SEC impuso unas severas
normas para el informa sobre las reservas, de suerte que sólo se podía informar de las
2. El petróleo
41
reservas probadas (lo que había “detrás del grifo” de los pozos existentes). Esta medida
contable bastante conservadora ha sido aprovechada por las compañías petrolíferas
para informar sobre las estimaciones de las reservas muy por debajo de las reales y de
esta manera, año tras año, justificar un aumento de las reservas que les permite mejorar
su valor financiero, demostrando que son capaces de aumentar sus reservas a pesar de
la continúa extracción.
Todo el asunto de las reservas es sin duda, complicado, y se hace difícil de seguir y
entender por la gran cantidad de datos aportados, con varios orígenes y
presentaciones, sin hablar de los grandes intereses políticos y económicos que las
rodean. No es de extrañar pues que en los medios de comunicación se utilicen siempre
los datos oficiales (a menudo las más políticos y optimistas), y no se expliquen con
detalle de dónde se han sacado y cómo se han calculado. La discusión entre los
especialistas continúa, aunque parece que empieza a verse una especie de consenso en
todo el espectro de estudios energéticos: casi todos los expertos aceptan que las
previsiones del aumento de la demanda energética no hacen más que subir y que la gran
mayoría de reservas de petróleo barato y de buena calidad se encuentran concentradas
en el eje Oriente Medio – Caucaso.
2.2.2
Producción de petróleo convencional
La producción de petróleo convencional, es a día de hoy liderada por los países
miembros de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) que crece de
manera significativa. Según la AIE, la producción de petróleo de los países miembros
de la OPEP experimentará un crecimiento desde 34 millones de barriles/día en 2005 a
42 millones de barriles/día para 2015 y a 56 millones de barriles/día para 2030. Así los
países miembros de la OPEP pasarán a cubrir del 40% actual al 48% de la producción
mundial de petróleo para el año 2030.
Los países no miembros de la OPEP tienen un crecimiento en su producción más
plano desde un nivel de 48 millones de barriles/día en 2005 a 55 millones de
barriles/día en 2015 y de 58 millones de barriles/día en 2030. Por lo tanto la
producción mundial de petróleo convencional en 2005 ascendió a 82 millones de
barriles/día. Los datos mencionados anteriormente se recogen en las siguientes tablas:
2. El petróleo
42
Tabla 2. Producción mundial de los países no pertenecientes a la OPEP en millones de barriles/dia. Fuente: WEO
2006
2. El petróleo
43
Tabla 3. Producción mundial de los países pertenecientes a la OPEP en millones de barriles/día. Fuente: WEO 2006
2. El petróleo
44
Se puede observar igualmente un papel creciente de los recursos no convencionales,
los cuales se analizaran dentro de este mismo capitulo, en el aumento de la producción
tal y como se muestra en la siguiente figura:
Figura 13. Producción mundial de petróleo en función de las diferentes fuentes. Fuente: WEO 2006
Se espera, según la AIE que la producción en los países miembros de la OPEP,
especialmente en los situados en Oriente Medio, crezca más rápidamente que la de
otras regiones debido a que sus reservas de petróleo son mayores y en general su
extracción es económicamente más baja ya que sus pozos son más superficiales. Arabia
Saudita es de largo el mayor productor de petróleo convencional y gas natural liquido.
Su producción se estima que tendrá un crecimiento desde de 10,9 millones de
barriles/día en 2005 a 13,7 millones de barriles/día en 2015 y 17,6 millones de
barriles/día en 2030 (incluyendo la producción proveniente de la zona neutral
compartida con Kuwait). El resto del incremento en la producción de los países de la
OPEP proviene de Irak, Irán, Kuwait, Emiratos Árabes Unidos, Libia y Venezuela.
Otros países miembros intentan sobreponerse a sus producciones en decadencia como
Qatar, Argelia e Indonesia. Estas proyecciones están realizadas en base a los datos de
las reservas probadas de dichos países. Tanto los precios como las políticas nacionales
2. El petróleo
45
de producción y explotación de las reservas de países en vías de desarrollo o que
tienen una economía exclusivamente basadas en el petróleo son muy reservadas y
contienen un alto grado de incertidumbre como se ha desarrollado en 2.2.1.3 de este
mismo capitulo.
Fuera de la OPEP, se estima que la producción de crudo convencional alcance su
máximo para la mitad de la próxima década aunque se compensará con la creciente
producción de gas natural líquido tal y como se muestra en la siguiente figura:
Figura 14. Producción de los países no miembros de la OPEP de petróleo convencional y gas natural liquido. Fuente:
WEO 2006
La producción de importantes regiones como América del Norte y el Mar del Norte
se estabiliza y empieza a despegar después de restablecerse la capacidad de
producción perdida debido a fenómenos atmosféricos como huracanes y otros
problemas técnicos. La constante alza de los precios del petróleo en el mercado ha
influenciado igualmente en el aumento de la producción, incrementando el ritmo el
ritmo de perforación. Pero se adivina que esta tendencia sea de corta duración debido
al crecimiento del los costes de extracción cada vez mayores debido al aumento de la
dificultad de extracción. A largo plazo, solo Rusia, Asia Central, América Latina y el
2. El petróleo
46
África subsahariana, incluyendo Angola y el Congo, logran un crecimiento
significativo en la producción de petróleo convencional.
2.2.3
Capacidad de producción
El consumo mundial de petróleo sobrepasa los 12.000 millones de litros al día, y
según las directrices de la Política energética nacional estadounidense, elaborada en
mayo de 2001 bajo la dirección del vicepresidente Dick Cheney, para mantener las
actuales tasas de crecimiento económico y de población el mundo necesita aumentar su
consumo de crudo en un 2,1% al año. Tarde o temprano, el petróleo se agotará, y con
él, el combustible que ha movido y mueve los engranajes del comercio mundial y del
crecimiento económico, condición imprescindible para la continuidad de la economía
de mercado que hoy rige los destinos de un mundo globalizado.
Por suerte, la herencia recibida es inmensa, y desde los inicios de la era industrial no
se ha consumido aún la mitad del petróleo acumulado. Por tanto, su inevitable
agotamiento está lejano, pero hay que afrontar que el planeta está a las puertas de un
fenómeno que puede provocar un cambio económico y social sin precedentes: el pico
de la producción mundial de crudo. Se podrá extraer por mucho tiempo, pero cada vez
a un ritmo menor y a un coste mayor. La extracción de petróleo está sujeta a
condicionantes geográficos y geológicos ineludibles. En primer lugar, hay que
encontrarlo mediante un proceso de análisis geológico y costosas perforaciones.
Lógicamente, son las bolsas mayores las primeras que se descubren y se explotan. A
medida que queda menos crudo por descubrir, resulta más difícil encontrar nuevos
yacimientos, y los hallazgos son de menor entidad. La curva de descubrimientos
alcanzó su máximo en los 60, y a pesar del gran esfuerzo realizado a partir de los 70
aplicando las más modernas técnicas de exploración sísmica, nunca se volvieron a
alcanzar los éxitos del pasado tal y como muestra la siguiente figura:
2. El petróleo
47
Figura 15. Evolución de los descubrimientos de yacimientos de petróleo en miles de millones de barriles. Fuente:
Colin Campbell 2002
Desde 1980 cada año se consume más petróleo del que se encuentra, y llegará un
momento en que los costes de exploración superen el valor esperado de los
descubrimientos. A partir de entonces resultará económicamente inviable seguir
explorando: descubrir todo el petróleo implicaría realizar un número ilimitado de
perforaciones, la gran mayoría fallidas. Por otra parte, una vez encontrado un
yacimiento, lo que primero se extrae es el crudo más fácil de obtener y que suele ser
también el de mejor calidad. Al perforar un pozo, inicialmente mana el petróleo de
menor densidad por la propia presión del gas que suele acompañarle. Cuando
disminuye esta presión natural, lo hace también la producción del pozo, y para
mantenerla hay que inyectar gas o agua a presión para que ascienda el petróleo más
denso. A la larga, se alcanza un punto en el que para obtener un barril de petróleo
convencional hay que consumir una cantidad equivalente de energía y en este
momento el pozo deja de ser rentable, independientemente del precio de mercado del
crudo.
Todo ello hace que la curva de producción de un pozo, de un yacimiento, de un país, y
por tanto del mundo, tenga inevitablemente una forma de campana, llamada curva de
Hubbert, alcanzándose el punto máximo cuando se ha extraído aproximadamente la
mitad del contenido recuperable. En 1956, M. King Hubbert, entonces director del
laboratorio de prospecciones de Shell, estudió las curvas de descubrimientos y
producción de petróleo en EE UU, y concluyó que ese país alcanzaría el punto de
2. El petróleo
48
máxima producción entre 1966 y 1972. Aunque en su época estas predicciones fueron
ridiculizadas y olvidadas, la producción estadounidense alcanzó su máximo en 1970 y
ha ido descendiendo año tras año. A pesar de las enormes inversiones y los avances
técnicos aplicados desde entonces, su producción actual es inferior a la mitad de su
máximo, una cantidad similar a la que producía en 1940. Algunos discípulos,
principalmente Collin Campbell y Kenneth S. Deffeyes, han aplicado técnicas similares
para estimar el punto de máxima producción mundial.
La parte ascendente de la campana representa un periodo de producción en
aumento a un coste relativamente bajo: la fase vivida. En la descendiente, que muy
probablemente comience pronto, decrece la producción y los costes son cada vez
mayores.
Figura 16. Curva de Hubbert para la producción mundial de petróleo. Fuente: Hubbert, 1974
La certeza de este proceso ha sido corroborada por la experiencia acumulada en
Estados Unidos, que, siendo el territorio más explorado y más explotado del planeta, es
un buen modelo de lo que se puede esperar en un futuro a escala mundial. No hay
razón para pensar que lo que ha ocurrido allí no se vaya a reproducir globalmente.
Aun cuando no resulta fácil predecirlo con precisión, en la comunidad científica,
geológica y petrolera se está alcanzando un consenso que sitúa el punto de máxima
2. El petróleo
49
producción mundial a finales de esta década o a mediados de la siguiente. Los más
optimistas, en general economistas, creen que puede alargarse algo más, quizá otra
década, por la explotación de yacimientos atípicos que el alza de precios puede
convertir en rentables.
Entre los primeros destaca la Energy Information Administration (EIA) del
Departamento de Energía de los Estados Unidos que ha salido al paso de los crecientes
rumores sobre la inminencia del pico de producción, reafirmando su apoyo a los
resultados presentados el año 2000 por el Servicio Geológico de los Estados Unidos
(USGS). En función de los futuros avances tecnológicos y monto de las inversiones en
exploración y producción, el USGS contempla tres escenarios sobre la cantidad de
petróleo que finalmente podremos recuperar del subsuelo.
El menos probable (5%) habla de 3.900 Gb, el más probable (95%) de 2.200 Gb y el
esperado (con una probabilidad del 50%) de 3000 Gb. Basándose en estas estimaciones,
el USGS concluye que suponiendo para el futuro un incremento medio anual de la
producción mundial del 2% (un porcentaje similar al experimentado en los últimos
años), el pico de producción podría situarse en el 2026 o en el 2047, dependiendo de
que se trabaje con los escenario de alta o baja probabilidad anteriormente
mencionados. Si la producción creciera a una tasa del 3%, el pico tendría lugar en el
2021 o el 2037, mientras que si el incremento fuera del 1% habría que esperarlo en el
2033 o 2067. Estas fechas podrían incluso desplazarse hasta el 2045 y 2112 asumiendo
un incremento de la producción del 0%. El modelo del USGS sugiere que si, en vez de
escenarios extremos, consideramos el de probabilidad intermedia los picos de
producción se situarían en el 2030, 2037, 2050 y 2075, dependiendo de que el
crecimiento medio de la producción anual fuera del 3%, 2%, 1% o 0%, respectivamente.
Estos análisis, junto al hecho de que las proyecciones del USGS no tienen en cuenta los
llamados hidrocarburos no convencionales, como las pizarras bituminosas, las arenas
asfálticas de Canadá y los petróleos pesados de Venezuela, han llevado a algunos
economistas, como Morris Adelman del Massachussets Institute of Technology, a
afirmar que en los próximos 25 a 50 años el mercado dispondrá de una cantidad
ilimitada de crudo.
Tengan razón unos u otros, lo cierto es que éste es un horizonte lo suficientemente
próximo como para que nos afecte directamente a nosotros o a generaciones venideras.
2. El petróleo
50
Y también que, aun en el mejor de los supuestos, que la extracción de petróleos
pesados de las arenas bituminosas de Venezuela o Canadá, de las regiones polares o de
las profundidades marinas permitiera mantener una producción en aumento, la
tendencia al alza de los precios es inevitable por sus mayores costes de producción.
2.2.4
Demanda de petróleo
La demanda de petróleo durante 2005 fue de una media de 84 millones de
barriles/día. Se espera que la demanda de petróleo continúe creciendo constantemente
hasta 2030 a un ritmo anula de 1.3% alcanzando un nivel de demanda de 99 millones
de barriles/día en 2015 y de 116 millones de barriles/día en 2030 tal y como se muestra
en la siguiente tabla:
Tabla 3. Demanda mundial de petróleo en millones de barriles/día. Fuente: WEO 2006
2. El petróleo
51
Se puede observar que Estados Unidos es de largo el mayor consumidor de petróleo
en el mundo con un nivel de 24,9 Millones de barriles/día en 2005, lo que representa el
29,42% del consumo mundial. Estados Unidos tuvo una producción diaria de 9,8
Millones de barriles/día, con lo que importa una cantidad diaria de 19,6 millones de
barriles. Esta cantidad es, por ejemplo, superior a la producción diaria de Arabia
Saudita que es actualmente el mayor productor de crudo en el mundo y superior a un
tercio de la producción total de los países miembros de la OPEP. Esto hace que la
dependencia energética exterior sea elevada.
El siguiente consumidor es China con 6,6 Millones de barriles/día en 2005, casi el
8% del total. Un dato significativo es el elevado crecimiento de la demanda en China e
India que se prevé, según la AIE, que alcance un crecimiento anual del 3,4% y 3%
respectivamente desde 2005 a 2030. Sin embargo, mientras el consumo per capita en
Estados Unidos es de mas de 3 toneladas/capita, en China e India es menor de 0,75
toneladas/capita, un orden de magnitud inferior, lo que se refuerza la idea de que el
acceso a las fuentes energéticas es muy desigual y que el consumo esta íntimamente
ligado con el nivel económico del país tal y como se muestra en la siguiente figura:
Figura 17. Consumo de petróleo per capita en toneladas. Fuente: BP statistical review 2006
2. El petróleo
52
Por regiones, Norte América, Asia Pacífico y Europa y Euro Asia se hallan a la
cabeza, seguidos de lejos por América del Sur y Central, Oriente Medio y África. Entre
Norte América, 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 tal y como se muestra en la siguiente figura:
Figura 18. Consumo de petróleo por regiones en millones de barriles diarios. Fuente: BP statistical review 2006
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 debido a la creciente utilización de energías alternativas. Estados Unidos
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
2. El petróleo
53
de las crisis del petróleo en 1973 y 1979, por lo que como respuesta a la subida de
precios redujeron el consumo.
En cuanto a la utilización de los recursos, según la AIE, el transporte acaparará el
63% del incremento de la demanda desde 2004 hasta 2030. En los países miembros de
la OCDE (organización para la cooperación y el desarrollo), la demanda disminuirá en
la generación eléctrica y en los sectores residencial y servicios a favor de la industria
que aumentará su demanda de petróleo. La disminución en la demanda de petróleo
para la generación eléctrica es suplantada por las nuevas fuentes de generación como
las energías renovables y las plantas de ciclo combinado. En los países no miembros de
la OCDE el transporte es el mayor contribuidor al crecimiento de la demanda.
2.2.5
El precio del petróleo
La razón principal de la amplia variación del precio del crudo hay que buscarla
en el tradicional juego de la oferta y la demanda. Al tratarse de una energía agotable
cuyo consumo es más intensivo en momentos de boom económico, la demanda
presiona sobre la oferta y sube los precios. A la ley del mercado hay que añadirle la
presión de los países miembros de la OPEP, que reducen o aumentan la producción de
crudo según sus intereses. Y para complicar más la comprensión del mercado de este
combustible, es fundamental seguir de cerca la fluctuación del dólar: en esta moneda
cotiza el crudo y con ella se expresa el valor del barril.
El récord histórico alcanzado en 2006 muestra una variabilidad sustancial en los
precios mundiales, esto es, la volatilidad de éstos habrá de mantenerse como hasta
ahora, e inclusive en mayores proporciones y ahondando la incertidumbre acerca de
los precios futuros a largo plazo.
El estudio de la AIE, realizado en 2006, considera tres casos que arrojan más
claridad en las previsiones alternativas siguiendo la trayectoria de los precios del
petróleo en el futuro próximo. Los cálculos básicos en los precios mundiales del
combustible fósil se ubican en alrededor de 47 dólares por barril (dpb) en 2014, antes
de subir a 57 dpb en 2030.
Se distinguen tres escenarios: los casos de precios bajos, medios y altos definen
un amplio rango del trazo de las gráficas correspondientes del precio mundial en
2. El petróleo
54
potencia, el cual hacia el año 2030 muestra gran amplitud que va de 34 dpb a 96 dpb,
dependiendo de factores muy diversos, algunos susceptibles de ser evaluados y otros
no. Los que sí pueden cuantificarse son los que se refieren a la importación de los
grandes consumidores/importadores, como serían China, Japón y Estados Unidos.
Los factores que no pueden ser cuantificados son los llamados de carácter
geopolítico, entre los que figuran los conflictos de carácter internacional y los casos de
terrorismo en curso de mayor importancia. Entre los primeros están, desde luego, el
cauce que tome la guerra en Irak y el conflicto todavía no resuelto con Irán, por la gran
importancia a escala mundial que tienen uno y otro, y la enorme influencia que puede
ejercer el crudo determinando la medida de la incursión de la mayor potencia bélica
del mundo: Estados Unidos. Según los diferentes escenarios que pudieran presentarse,
que por ahora son verdaderamente imprevisibles por muchas razones, existe un cierto
grado de incertidumbre acerca de los recursos disponibles de petróleo en el futuro
próximo, lo que deberá influir también en el desarrollo de la economía planetaria.
En los tres casos considerados, bajo, medio y alto para los precios, se considera
además que los abastecedores que no pertenecen a la OPEP producirán a toda su
capacidad, lo cual constituye la base de los análisis de referencia que están hechos
sobre ciertos supuestos de una estabilidad mínima y de una consistencia en la
producción que permita realizar estos cálculos, pero no podemos dejar de considerar
que hay casos, como el de Petróleos Mexicanos, que pudiera tener variabilidades de
cierta importancia en su producción de no resolverse la situación política actual, y por
supuesto , y también de gran importancia, su situación fiscal mediante una reforma
que pueda redundar en beneficio de la empresa y del país, para que sea posible que la
paraestatal produzca petróleo y gas en situación de competencia, y en lo que a
impuestos se refiere, comparada con los estándares internacionales.
Por tanto, la variación en las gráficas de los precios en los tres casos considerados
depende en buena medida de la necesidad de abastecimiento de la OPEP a largo plazo.
En el año 2030, la demanda hacia esta organización multinacional es casi de 50 millones
de barriles diarios a precios medios, y de más de 50 millones de barriles diarios en el
escenario de precios bajos. Pero si se diera la alternativa de precios altos, esto es, la de
96 dpb, la demanda bajaría a únicamente 32 millones de barriles diarios, lo cual estaría
muy cerca del actual nivel de producción de la OPEP con las consiguientes
2. El petróleo
55
consecuencias en el desarrollo de los 10 países considerados en su integración, es decir,
exceptuando a Irak por razones obvias.
2.2.6
Emisiones de CO2 y gasto energético asociado a los procesos de extracción, transporte y
refino del crudo
Según el estudio de sostenibilidad ”sustainability report 2006” del COSMO OIL
GROUP, el gasto energético y las emisiones asociadas al proceso de extracción,
transporte y refino del crudo son los siguientes:
Oil's Life Cycle Inventory (LCI)
Stage
Crude oil
extraction
Crude oil
transportation
Refining
Product
transportation
Product
use
Total
Energy
consumption (TJ)
29,405
14,428
75,418
CO2 emissions
(thousand t-CO2)
1,639
986
5,086
229
77,015
84,955
SOx emissions (t)
22,602
21,477
5,543
1,970
160,298
211,890
NOx emissions (t)
3,626
26,604
3,154
3,814
-
-
3,664 1,127,628 1,250,542
Tabla 4. Emisiones de CO2 y gaste energético del ciclo de vida del petróleo. Fuente: COSMO OIL GROUP
Figura 19. Porcentaje de emisiones de CO2 durante las diferentes fases del ciclo de vida del crudo. Fuente: COSMO
OIL GROUP
2. El petróleo
56
Los datos anteriores son estimaciones referidas a la producción anual durante 2005.
El gasto energético total correspondiente a la extracción, transporte y refino del
petróleo durante el año 2005 asciende a 119.251 TJ. Sabemos que una tonelada
equivalente de petróleo equivale a 41.868.000.000 julios ó 0,041868 TJ. Por lo tanto el
gasto energético total es equivalente a 2.848.261 Tep ó 20.344.721,428 barriles. Si la
producción durante el año 2005 fue de 29.930 millones de barriles, quiere decir que por
cada Tep gasto 0,0006797 Tep.
Las emisiones totales correspondientes a la extracción, transporte y refino del
petróleo ascienden a 7.711.000 toneladas de CO2. Sabemos que la producción de crudo
durante 2005 fue de 82 millones de barriles/día, que corresponde a 29.930 millones de
barriles/año, por lo tanto las emisiones de CO2 ascienden a 0,2576 Kg de CO2/barril.
Sabemos que un barril contiene aproximadamente 0,14 Tep, por lo tanto, las emisiones
son de 1,84 Kg de CO2/Tep.
Según el Oil Sands Technology Roadmap las emisiones de CO2 derivadas de la
explotación de las arenas bituminosas van desde los 40 hasta los 90 Kg de CO2/barril
dependiendo de la tecnología de explotación. El nivel mas bajo de emisiones
corresponde a la explotación de las minas a cielo a abierto que son, evidentemente, las
mas escasas. Los niveles mas altos corresponden a las plataformas de extracción in-situ
y estos a su vez, dependen del combustible empleado para la extracción del crudo.
De acuerdo con la Nacional Energy Board of Canada se requieren 1.000 pies cúbicos
de gas natural/barril de crudo lo equivale a 28,31 metros cúbicos/barril. Sabemos que
una tonelada equivalente de petróleo equivale a 1.187 metros cúbicos de gas natural,
por lo tanto el gasto energético es de 0,02385 Tep/barril. Si adema un barril es
aproximadamente igual a 0,14 Tep, el gasto energético en Tep por cada Tep es de 0,17.
2.3
Perspectivas del petróleo
2.3.1
El petróleo no convencional
Según la AIE la producción de petróleo no convencional, proveniente
principalmente de los países no miembros de la OPEP, supondrá al menos el 8% de la
producción mundial para 2030. Actualmente el petróleo no convencional representa el
2. El petróleo
57
2% de la producción mundial. Esto significa un salto en la producción de 1,6 a 9
millones de barriles diarios. La mayor parte de este petróleo no convencional proviene
de las arenas bituminosas de Canadá y del crudo ultrapesado de Venezuela
2.3.1.1
Las arenas bituminosas
Las arenas bituminosas consisten en una mezcla de betún crudo (estado semisólido
del petróleo crudo), sílice, arcilla y agua. Según el World Energy (WEC) Council la
provincia de Alberta en Canadá contiene al menos el 85% de los recursos mundiales de
arenas bituminosas. Los depósitos de arenas bituminosas canadienses están situados
en la provincia de Alberta y cubren una superficie total de 141.000 km2. Existen tres
depósitos que son Peace River, Cold Lake y Athabasca, siendo este último el más
importante tal y como se muestra en el siguiente mapa:
Figura 20. Situación de los depósitos de arenas bituminosas en la provincia de Alberta (Canadá). Fuente: Utilities
energy
2. El petróleo
58
Según la WEC, la provincia contiene una cantidad estimada de petróleo no
convencional de 1700 Gb. Actualmente, existen unas reservas probadas de 174 Gb y
una cantidad recuperable estimada de 315 Gb más. En 2005, la producción de Canadá
de petróleo no convencional ascendió a 1 millón de barriles/día. Se espera triplicar la
producción para 2015 y llegar a los 5 millones de barriles/día para 2030.
Existen actualmente 12 proyectos en proceso de construcción de instalaciones para
la recuperación de petróleo no convencional y otros 38 proyectos propuestos en la
provincia de Alberta. Se planea una inversión de al menos 80.000 millones de dólares
para los próximos 10 años. De todos los proyectos propuestos, 36 de ellos son de
nuevas instalaciones para la explotación minera (integrated projects) o de perforación
(in situ projects) y el resto, únicamente dos de ellos, son mejoras de las instalaciones
actuales. De los proyectos de perforación propuestos, un 45% estriba en el uso de la
tecnología SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). Este procedimiento consiste en
inyectar vapor directamente en las arenas bituminosas, para calentar el bruto pesado,
que se recupera a continuación en estado semilíquido y se bombea hasta las
instalaciones de superficie para ser procesado. A continuación se muestran los
principales proyectos propuestos y su capacidad de producción.
2. El petróleo
59
Figura 21. Los principales proyectos de Canadá para la explotación de las arenas bituminosas y su capacidad de
producción. Fuente: WEO 2006
Debido a la manifiesta tendencia del incremento constante del precio del petróleo en
estos últimos años, grandes corporaciones petrolíferas empiezan a interesarse en las
arenas bituminosas como alternativa al crudo convencional tal y como se muestra en la
siguiente figura:
2. El petróleo
60
Figura 22. Ingresos provenientes de la industria de las arenas bituminosas. Fuente: Utilities energy
Según la AIE se prevé un aporte de capital de 6.800 millones de dólares por año
entre 2005 y 2030.
La actual producción de petróleo sintético a partir de arenas bituminosas se reduce
a la explotación de minas superficiales, que reducen ampliamente el coste de
producción hasta los 16 dólares/barril según la AIE. Estas minas superficiales alcanzan
una profundidad aproximada de entre 40 y 60 metros, lo que hace que la explotación
de estas minas sea de corta duración y hace necesaria la construcción de nuevas
instalaciones capaces de recuperar un porcentaje más amplio de los depósitos.
Según la NEBC (Nacional Energy Board of Canada) los costes de operación de las
nuevas instalaciones mineras se situarían entre los 9 y 12 dólares/barril, mientras que
el coste de operación in situ seria de entre 10 y 14 dólares/barril. Estos costes son
comparativamente altos con los de operación del petróleo convencional. En Irak o
Arabia Saudita, los costes de operación ascienden a 1 dólar/barril mientras que en
Estados Unidos o Canadá ascienden a 6 dólares/barril.
2. El petróleo
61
Incluyendo los costes de los equipos y materiales necesarios para las instalaciones,
el coste total asciende para los procesos integrated entre 18 y 20 dólares/barril y entre
18 y 22 dólares/barril para los procesos in situ. Por lo tanto, incluyendo el proceso de
transformación, obtenemos un precio final del barril de entre 36 y 40 dólares/barril
para procesos de tipo integrated.
De acuerdo con el NEBC (Nacional Energy Borrad of Canada), se requieren entre 1y
1,2 millones de pies cúbicos de gas natural para obtener un barril de crudo sintético. La
eficiencia energética tanto de los proyectos in situ como los integrated es susceptible de
mejorar en los próximos años reduciendo así el consumo de gas natural y por lo tanto
haciendo más atractivas este tipo de explotaciones. No obstante, la reducción del
consumo de gas natural será por otro lado compensada por la producción de un crudo
de mayor calidad lo que requiere un aporte mayor de hidrógeno. Actualmente el 60%
del betún crudo extraído es transformado en petróleo crudo sintético. En conjunto,
según la AIE, se prevé que el consumo de gas de las instalaciones de arenas
bituminosas crezca desde un valor actual de 10 bcm/año (miles de millones de metros
cúbicos/año) hasta 21 bcm/año en 2015 y 29bcm/año en 2030 tal y como se muestra en
la figura siguiente:
Figura 23. Relación entre la producción de crudo no convencional y el consumo de gas. Fuente: WEO 2006
2. El petróleo
62
Estas previsiones están realizadas bajo los supuestos de que no existen penalizaciones
por las emisiones de CO2, ya que este tipo de plantas emite gran cantidad de este gas.
Una de las ventajas de la explotación de las arenas bituminosas es que la
localización y contenido de los depósitos es conocida con gran exactitud. Además,
estas reservas están localizadas en una zona políticamente estable y no existe una
reserva mayor en ninguna otra parte del mundo, lo que proporciona una gran
estabilidad y seguridad.
2.3.1.2
Crudo ultrapesado
La Cuenca Petrolífera del Orinoco es una gran cuenca sedimentaria con inmensas
reservas de petróleo que PDVSA (Petróleo de Venezuela S.A.) aún está estudiando,
debido a su gran magnitud. Básicamente abarca la costa norte del Río Orinoco, desde
Guárico hasta el Delta Amacuro. La cuenca del Orinoco contiene, según el World
Energy Council, cerca del 90% de los recursos totales conocidos de crudo ultrapesado.
Según el WEC, se estima que la cuenca del Orinoco contiene unos recursos
recuperables que ascienden a 1200 Gb. Estudios recientes del PDVSA concluyen, que
solo el 22%, es decir 267 Gb, son recursos económicamente recuperables.
La explotación de este tipo de yacimientos no esta limitada únicamente por la
tecnología, lo que supone una gran barrera, sino también por los altísimos costes de
explotación que actualmente hacen que no todo el crudo hallado sea económicamente
viable de extraer.
2.3.1.3
Pizarras Bituminosas
Las pizarras bituminosas son actualmente el recurso petrolífero más importante.
Según el Energy Minerals Division, los recursos mundiales conocidos ascienden a 2600
Gb.
Los Estados Unidos acaparan entre el 45 y 70 % de los recursos mundiales
conocidos.
Estos se encuentran localizados en la formación Green River que se
extiende entre los estados de Utah, Colorado y Wyoming. Según el informe “Oil Shale
& Tar Sands Leasing Programmatic “del EIS Information Center, se estima que los
recursos de Green River son de entre 1200 y 1800 Gb.
2. El petróleo
63
Debido a los altos costes de explotación, solo una pequeña cantidad de los depósitos
conocidos se encuentran en explotación, en la mayoría de los casos en fase
experimental. La cantidad mundial producida de petróleo proveniente de las pizarras
bituminosas es por lo tanto despreciable.
Según el World Energy Council (WEC), los recursos recuperables son de 400 Gb y el
Oil Shale Resource Base estima que los recursos recuperables son de entre 500 y 1100
Gb.
Existen varias técnicas para la extracción de las pizarras bituminosas, pero según el
WEC, se estima que están no serán rentables económicamente hasta que el precio del
barril de crudo en el marcado alcance por lo menos los 90 dólares/barril. Además, se
estima que la producción no alcance los 3 millones de barriles/día hasta por lo menos
dentro de 30 años.
2.3.1.4
Otros petróleos no convencionales
Las tecnologías Gas-a-líquido (GTL), se basan en un proceso denominado TropschFischer, 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. Este método consiste en disociar las moléculas de metano, añadir vapor y
convertir la mezcla resultante en combustibles líquidos de alta calidad vía procesos
Fisher- Tropsch. El proceso GTL ha tenido desarrollos significativos en la década
pasada. 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 barriles/día,
160.000 barriles/día y 140.000 barriles/día respectivamente. Bajo condiciones businessas-usual, en el 2015 podría producirse 1 millón de barriles/día, de los cuales 600.000
barriles serían diesel y 400.000 gasolinas y otros productos. Pero el proceso GTL es
2. El petróleo
64
derrochador, con aproximadamente el 45 por ciento del gas natural perdido en la
conversión, según estimaciones de la AIE.
2.4
Inversiones en el sector petrolero
En el sector petrolero se necesitará una inversión de más de 4300 millones de
dólares, lo que equivale a 164.000 mil millones de dólares por año hasta el año 2030,
según la AIE. Las inversiones en bienes de capital tendrán que aumentar a un ritmo
constante a lo largo del período a medida que la capacidad se torna obsoleta y crece la
demanda. La inversión en los países de la OCDE será elevada en relación con su
capacidad de producción dado los mayores costos unitarios en comparación con otras
regiones. La exploración y el desarrollo dominarán la inversión en el sector petrolero,
representando más del 70% del total a lo largo del período 2005-2030.
Las proyecciones realizadas sobre las inversiones necesarias a lo largo de este
periodo son sustancialmente mayores que las actuales que rondan los 100.000 millones
de dólares frente a los 164.000 millones proyectados. Además, las inversiones deben de
ser mayores a medida que las instalaciones actuales quedan obsoletas y la demanda
crezca, lo que dará como resultado un flujo de inversión mayor durante el periodo
comprendido entre 2020 y 2030.
La inversión en el sector upstream supone una media anual de 125.000 millones de
dólares de los cuales el 90% de la inversión es destinado para el desarrollo de las
instalaciones actuales y el resto a la exploración de nuevos yacimientos.
2. El petróleo
65
Figura 24. Inversiones acumuladas por actividad durante el periodo 2005-2030. Fuente: WEO 2006
Se necesitará alrededor de un cuarto de la inversión en el sector upstream para
satisfacer la creciente demanda. El resto será necesario para contrarrestar el descenso
natural en la producción de los pozos que ya están en producción y aquellos que
comenzarán a producir en el futuro. A nivel mundial, las necesidades de inversión
son, de hecho, mucho más sensibles a los cambios en las tasas de descenso que a las
tasas de crecimiento de la demanda de petróleo.
Las inversiones en los procesos de refino del petróleo ascenderán alrededor de
30.000 millones de dólares al año hasta 2030. La inversión proyectada permitirá un
aumento en la oferta mundial de petróleo desde 85 millones de barriles/día en el año
2004 a 117 millones de barriles/día en el año 2030. Los yacimientos de alta mar
representarán casi un tercio del aumento de la producción desde la actualidad hasta el
2030, pero ocuparán una mayor proporción de la inversión ya que su desarrollo es más
costoso.
La participación de Oriente Medio en los gastos totales upstream, de menos de 20%,
es pequeña en relación a su contribución al aumento de la creciente mundial, porque
los costos de exploración y desarrollo en la región son muy bajos. La inversión en
2. El petróleo
66
proyectos de petróleo no convencional, principalmente en Canadá y Venezuela,
representará una creciente participación de los gastos totales upstream. Los costos de
capital y los costos operativos para dichos proyectos son elevados en comparación con
los proyectos petroleros más convencionales, aunque sus costos de exploración son
menores.
Las posibilidades de producción en Irak son altamente inciertas.
El ritmo del
crecimiento de la producción está ligado al ritmo de la recuperación política. Se calcula
que incrementar la capacidad a alrededor de 3,7 millones de barriles/día para el año
2010 costará alrededor de 5.000 millones de dólares. Es posible tener mayores
aumentos, pero dependerán de la futura estrategia de producción del gobierno iraquí
La inversión en buques petroleros y en oleoductos para el comercio internacional
ascenderá a 260.000 millones de dólares hasta el año 2030. Las cadenas de suministro
serán más prolongadas, de modo que la mayor parte de la inversión en transporte se
aplicará a la capacidad de los buques petroleros y no tanto a los oleoductos.
Aunque el 69% del total del la inversión en el sector petrolero, excluyendo el
transporte, tendrá lugar fuera de la OCDE, más del 40% de esta inversión se hará en
proyectos para proveer petróleo crudo y productos a los países de la OCDE.
Existe suficiente capital para satisfacer los requisitos de inversión proyectados. Pero
hasta qué punto el capital será invertido en el sector petrolero variará según los
diferentes países, dependiendo de una cantidad de factores de riesgo considerados,
incluyendo precios del petróleo, períodos fiscales, condiciones políticas y asuntos
técnicos tales como riesgo geológico. El financiamiento puede ser una limitación en los
lugares donde las políticas del gobierno o los factores geopolíticos considerados
impiden o desalientan la participación extranjera – especialmente en Medio Oriente y
África. Las presiones presupuestarias del estado podrían restringir la cantidad de
ganancias que las compañías petroleras nacionales están autorizadas a reservar para
propósitos de inversión y, por lo tanto, aumentaría su necesidad de obtención de
préstamos. Aunque la mayoría de los países productores de petróleo ahora permiten
algún tipo de inversión privada y extranjera, las condiciones del mercado ofrecidas
pueden no siempre ser lo suficientemente atractivas para los inversores y prestamistas.
2. El petróleo
67
Si no está disponible el monto de inversión proyectado en Medio Oriente y por lo
tanto la producción no aumenta tan rápidamente como se espera, será necesario contar
con más capital para invertir en otras regiones más costosas. Bajo un Escenario de
Inversión Limitada, en el cual los países de Medio Oriente adoptan políticas para
limitar el crecimiento de la producción y las inversiones, los requisitos mundiales de
inversión en petróleo son 8% más elevados que en el Escenario de Referencia. La
demanda mundial de petróleo sería 8% más baja debido a los precios más elevados que
surgirían como resultado. Los ingresos totales por petróleo en los países de la OPEP en
Medio Oriente, y en otros países de la OPEP en general, serían menores.
Estos
hallazgos implican que será de interés tanto para los países consumidores como para
los productores el facilitar los flujos de capital hacia el sector petrolero upstream de
Medio Oriente. Este es un asunto clave que será necesario abordar en el contexto del
diálogo consumidor-productor.
3
El Gas natural
3. El gas natural
3
69
El gas natural
3.1
3.1.1
Historia y características del gas natural
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 (Estados Unidos) 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
3. El gas natural
70
competencia y la aparición de una industria de gas natural mucho más dinámica e
innovadora.
3.1.2
Características 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 un 2%) y el dióxido
de carbono (hasta un 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 fácil y casi totalmente y
su combustión emite pocos residuos. 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 −161º C 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 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 Eurogás se emite entre el 4050% menos que el carbón y 25-30% menos que el petróleo.
3.2
La situación actual del gas natural
Con el desplazamiento de la curva de producción de petróleo global desde zona de
meseta a la de declive, las reservas mundiales de gas natural han cobrado mayor
relevancia. El gas es cada vez más visto como una fuente de energía alternativa vital
porque es abundante y más limpio cuando se quema que otros combustibles fósiles
3. El gas natural
3.2.1
71
Reservas de gas natural
Las reservas de gas natural son, aunque limitadas, cantidades muy importantes que
se estima que crezcan con el desarrollo de nuevas técnicas de perforación y extracción.
Actualmente el gas natural cubre aproximadamente el 20% de la demanda mundial
de energía, convirtiéndose así en la tercera fuente de energía más importante por
detrás del petróleo y el carbón. Cabe prever que al ritmo de consumo actual, el gas
natural pase a ser la segunda fuente de energía por delante del carbón.
Según la AIE, las reservas probadas de gas ascienden 180 Tcm (trillion cubic
metres=1012 metros cúbicos) a finales de 2005 lo que equivale aproximadamente a 162
Gtep. Las reservas han ido en aumento desde 1975 donde la cantidad estimada de las
reservas ascendía a 60 Tm3. Con el ritmo de consumo actual las reservas cubrirán la
demanda durante aproximadamente 65 años.
Las reservas de gas, al igual que las de petróleo están muy concentradas en ciertas
regiones tal y como se muestra en la figura a continuación. Así, el 55% de las reservas
mundiales se reparten entre tres países: Rusia (26%), Irán (15%) y Qatar (14%).
Figura 25. Distribución de las reservas probadas de gas (Tm3/% del total mundial).Fuente: Cédigaz
3. El gas natural
72
Las reservas mundiales de gas natural han aumentado en más de un 80% durante
las dos últimas décadas. Desde el año 2000 las reservas mundiales han crecido un 15%.
El 32% de este crecimiento se debe al hallazgo de nuevos pozos de gas y el 62% a la
reevaluación de los pozos ya existentes. Es en los países del Medio Oriente donde el
crecimiento de las reservas ha sido mayor debido principalmente a la reevaluación de
los pozos de Qatar que ha supuesto un crecimiento de las reservas del 33%. Las
reservas de la zona Asiática y Oceánica han aumentado en un 25% en el mismo
periodo principalmente debido al descubrimiento de nuevos pozos. Es, en efecto, en
esta zona donde más se han descubierto nuevos pozos de gas natural tal y como se
muestra en la siguiente figura:
Figura 26.Repartición geográfica del volumen total de gas descubierto entre 2000 y 2004. Fuente: Cédigaz
Finalmente África ha experimentado un crecimiento de sus reservas de gas del 25%
entre el año 2000 y 2005 impulsadas principalmente por Nigeria, Egipto y Angola.
Contrariamente en Europa han disminuido las reservas en un 20% desde el año 2000.
Por regiones, el 40% de las reservas están en Oriente Medio. En Europa y la
Federación Rusa se hallan cerca del 36% 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 8% en cada región. En el continente Americano las reservas de gas natural
ascienden al 8% del total mundial.
3. El gas natural
73
Figura 27. Distribución por regiones, en %, de las reservas mundiales de gas natura a finales de 2005l. Fuente: BP
statistical review 2006
3.2.2
La producción de gas natural
Durante el año 2005, y continuando con la tendencia, la producción de gas natural
creció un 2,5% con respecto al 2004. En 25 años se ha duplicado la cantidad producida,
pasando de 1.216 Mtep en 1978 a los 2.356 Mtep en 2003.
La producción en el 2005 se repartió en su mayoría entre los países que se muestran
a continuación:
3. El gas natural
74
Países
2000
Federación Rusa
2001
2002
2003
2004
2005
% en 2005
545
542,4
555,4
578,6
591
598
21,60%
Estados Unidos
550,6
565,8
544,3
551,4
539,4
525,7
19,00%
Canadá
183,2
186,8
187,8
182,7
183,6
185,5
6,70%
Reino Unido
108,4
105,9
103,6
102,9
96
88,0
3,20%
Argelia
84,4
78,2
80,4
82,8
82
87,8
3,20%
Irán
60,2
66
75
81,5
84,9
87,0
3,20%
Noruega
49,7
53,9
65,5
73,1
78,5
85,0
3,10%
Indonesia
68,5
66,3
70,4
72,8
75,4
76,0
2,80%
Arabia Saudita
49,8
53,7
56,7
60,1
65,7
69,5
2,50%
Países Bajos
57,3
61,9
59,9
58,4
68,8
62,9
2,30%
Malasia
45,3
46,9
48,3
51,8
53,9
59,9
2,20%
China
25,2
27,2
30,3
32,7
35
41,0
1,80%
Emiratos Árabes Unidos
38,4
39,4
43,4
44,8
46,3
46,4
1,70%
Argentina
37,4
37,1
36,1
41
44,9
45,6
1,70%
Qatar
23,7
27
29,5
31,4
39,2
43,5
1,60%
Méjico
35,8
35,3
35,3
36,4
37,4
39,5
1,40%
Australia
31,2
32,5
32,6
33,2
35,3
37,1
1,30%
India
26,9
27,2
28,7
29,9
30,1
30,0
1,10%
TOTAL
2432,3
2492,1
2532,6
2623,3
2703,8
2763
100,00%
Resto del Mundo
411,3
438,6
449,4
477,8
516,4
552,6
20%
Total OCDE
1077,6
1103,1
1089,5
1096,5
1096,6
1079,4
39,10%
Total UE
*Cantidades en miles de millones de metros
cúbicos
218,4
220,1
215,4
212
215,3
199,7
7,20%
Tabla 5.Los principales productores de gas natural en el mundo (miles de millones de metros cúbicos). Fuente: BP
statistical review 2006
3
La Federación Rusa fue el mayor productor en 2006 con 598 Gm , un 21,6% del
total mundial. Este país es también el que más reservas posee, el 26,6%, con lo que el
ratio reservas/producción asciende a 80 años. Muy de cerca le sigue los Estados
3
Unidos con 525,7 Gm , lo que supone el 19% 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 10,4 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
3
185,5 Gm , casi el 7% del total. Les siguen Reino Unido (3,2%), Argelia (3,2%), Irán
(3,2%), Noruega (3,1%) 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 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
3. El gas natural
75
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.
Según la AIE, la producción de gas crecerá de diferente manera según cada región.
Se estima que todas las regiones aumentarán su producción de gas natural a excepción
de Europa tal y como se muestra en la siguiente figura:
Figura 26. Evolución de la producción de gas por zonas geográficas de 2004 a 2030. Fuente: WEO 2006
En efecto, los campos de explotación actuales están anticuados y los nuevos
desarrollos, escasos, no son suficientes para paliar el declive. Los aumentos más
3. El gas natural
76
importantes en la producción de gas se localizarán en Medio Oriente, Asia/Oceanía y
en la CEI (Comunidad de Estados Independientes). Los países de Oriente Medio
aumentarán su producción del 10 al 18% del total mundial durante el periodo 20042030, al igual que Asia/Oceanía que pasará a producir el 15% del gas total y África el
10%. Por otro lado la producción de gas de Europa y los Estados Unidos no crecerá,
sino que seguirá estable hasta 2030. Aún así serán los principales productores en el
mundo con el 23 y 19% respectivamente de la producción mundial. Los países de
Oriente Medio aumentarán su producción del 10 al 18% del total mundial durante el
periodo 2004-2030, al igual que Asia/Oceanía que pasará a producir el 15% y África el
10% del total.
3.2.3
La demanda de gas natural
Según la BP statistical review 2006, el consumo de gas natural a finales de 2005
asciende a 2,794 Tcm, lo que supone un incremento del 2,4% sobre el consumo de 2004.
Según la AIE, cabe esperar que el consumo de gas aumente un 2% anualmente entre
2004-2030. El gas natural representa más del 20% del consumo mundial de energía
primaria experimentando un aumento sostenido a lo largo de los años. Analizando el
consumo por países, podemos destacar que los Estados Unidos y la Federación Rusa
son de largo los mayores consumidores de gas natural con un 23 y 14,7%
respectivamente del consumo total. Con un consumo siete veces inferior respecto de
los Estados Unidos esta Canadá con 3,3% del consumo total seguido de Irán (3,2%),
Alemania (3,1%) y Japón (2,9%).
3. El gas natural
77
Países
2000
2001
2002
2003
Estados Unidos
669,7
641,4
661,6
Federación Rusa
377,2
372,7
388,9
Reino Unido
96,9
96,4
Canadá
2004
2005
% en 2005
643,1
645
633,5
23,00%
392,9
401,9
405,1
14,70%
95,1
95,3
97
94,6
3,40%
83
82,8
85,6
92,2
92,7
91,4
3,30%
Irán
62,9
70,2
79,2
82,9
86,5
88,5
3,20%
Alemania
79,5
82,9
82,6
85,5
85,9
85,9
3,10%
Japón
74,9
76,6
75,2
82,6
78,7
81,1
2,90%
Italia
64,9
65
64,6
70,9
73,6
79,0
2,90%
Ucrania
73,1
70,9
69,8
68
72,9
72,9
2,60%
Arabia Saudita
49,8
53,7
56,7
60,1
65,7
69,5
2,50%
China
23,8
26,8
28,6
33,2
39
47,0
1,70%
Francia
39,7
41,7
41,7
43,3
44,5
45,0
1,60%
Emiratos Árabes Unidos
31,4
32
36,4
37,9
40,2
40,4
1,50%
Indonesia
32,3
33,5
34,5
33,4
36,9
29,4
1,40%
Argentina
33,2
31,1
30,3
34,6
37,9
40,6
1,50%
India
26,9
27,2
28,7
29,9
32,7
36,6
1,30%
Malasia
24,3
25,8
26,8
31,8
33,9
34,9
1,30%
21
23,1
25,7
26,9
31,5
33,3
1,20%
Corea del Sur
Venezuela
27,9
29,6
28,4
25,2
28,1
28,9
1,10%
2435,4
2460,8
2540
2601,9
2649,7
2749,6
100,00%
543
577,4
599,6
632,2
625,1
790,21
29%
Total OCDE
1351,5
1339,9
1370,3
1392,5
1411,5
1416,8
51,50%
Total UE
*Cantidades en miles de millones de metros
cúbicos
416,9
430,2
430,9
450,2
463,4
471,2
17,10%
TOTAL
Resto del Mundo
Tabla 6. Los principales consumidores mundiales de gas natural. Fuente: BP statistical review 2006
Por regiones, entre Europa y Euro Asia consumen el 70%. Les sigue Asia Pacífico,
que pese a que consume sólo el 15% 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
2000
2001
791,2
663,2
789,9
781,1
94
98,9
100,7
105,3
Europa y Euro Asia
1013
1025,4
1045,2
1070,6
Oriente Medio
185,4
198,4
215,1
226,1
América del Norte
América del Sur y Central
2002
2003
2004
2005
% en 2005
786,3
774,5
28,20%
117,7
124,1
4,50%
1101,2
1121,9
40,80%
242,3
251
9,10%
África
55,2
59,1
60,1
65,2
68,6
71,2
2,60%
Asia pacifico
296,7
315,7
329
353,8
378,5
406,9
14,80%
Total Mundial
2435,4
2460,8
2540
2601,9
2694,7
2749,6
100%
*en miles de millones de metros cúbicos
3. El gas natural
78
Tabla 7. Consumo mundial de gas natural por regiones (en miles de millones de metros cúbicos). Fuente: BP
statistical review 2006
3.2.4
El precio del gas natural
En lo que concierne al gas natural, existen tres mercados mundiales de gas que son
el mercado Americano, el Euroafricano y el Asiático. Estos tres mercados siguen
caracterizados por precios que estructuralmente difieren los unos de los otros. Estas
diferencias reflejan distintos niveles en el desarrollo del transporte, infraestructuras y
diferentes condiciones de suministro, particularmente en el mix de gasoductos y gas
natural liquido. El mercado Asiático tiene una gran dependencia de la importación de
gas natural liquido, por lo que, consecuentemente los precios del gas en este mercado
son mayores que en el Euroafricano y en el Americano. Sin embargo, las diferencias de
precio entre los distintos mercados tenderán a disminuir significativamente en los
próximos 30 años debido al crecimiento de las infraestructuras que tienden a
interconectar los diferentes mercados.
Según el WETO 2005 los mercados Europeo y Africano se sitúan en un periodo de
relativa estabilidad con un crecimiento constante del precio del gas que se prevé
alcance los 28 €/barril en 2030. Con respecto al mercado Americano se prevé que el
precio del gas decaiga con respecto al precio de 2000 hasta los 14 €/barril en 2010 para
incrementarse de nuevo y alcanzar los 25 €/barril en 2030. Contrariamente a los
mercados Euroafricano y Americano que siguen trayectorias similares, el precio del gas
en el mercado Asiático crece constantemente desde los 20 €/barril de 2001 hasta los 33
€/barril en 2030
3. El gas natural
79
Figura 27. Evolución de los precios de los diferentes mercados de gas natural. Fuente: WETO 2005
3.2.5
Emisiones de CO2 y gasto energético derivado de la extracción y transporte del gas
natural
Respecto a la fase de extracción, la única incidencia medioambiental está ligada a los
pozos en los que el gas natural se encuentra ligado a yacimientos de petróleo que
carecen de sistemas de reinyección. En esos casos el gas se considera como un
subproducto y se quema en antorchas. Por otro lado, la transformación es mínima,
limitándose a una fase de purificación y en algunos casos, eliminación de componentes
pesados, sin emisión de efluentes ni producción de escorias. Igualmente, para su
consumo, el gas natural no requiere complicados procesos de transformación, sino que
se utiliza prácticamente en el mismo estado de extracción. En cuanto al transporte, solo
existen emisiones de CO2 cuando este se transporta a través de buques metaneros.
La energía empleada para la extracción y transporte del gas natural es la energía
empleada para la construcción de infraestructuras, gasoductos y plataformas de
extracción. Una vez construidas el gasto energético es prácticamente nulo. Solo el uso e
buques metaneros implican un gasto energético dentro de todo el proceso.
3. El gas natural
3.3
80
Perspectivas del gas natural
3.3.1
Gas natural no convencional
El gas natural contenido en las capas de carbón representa una porción importante
de los recursos de gas natural del mundo, y está ayudando a responder a las crecientes
necesidades energéticas. En muchas áreas, las condiciones del mercado y los avances
tecnológicos han convertido a la explotación de este recurso en una opción viable. Las
características singulares de los yacimientos de metano en capas de carbón demandan
enfoques novedosos en lo que respecta a construcción de pozos, evaluación de
formaciones, fluidos de terminación y estimulación de pozos, modelado y desarrollo
de yacimientos.
Las previsiones del USDOE para la producción de metano de los yacimientos de
carbón, indican que en el 2020 se llegará a los 2 Tcf/año, que comparado con la
demanda estimada a finales de 2005 supone un 2% del total. Las reservas de metano en
yacimientos de carbón suponen unos 100 Tcf en EE.UU., y considerando que en esta
región se encuentra un tercio de las reservas mundiales de carbón, 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 (Federal Institute for
Geosciences and Natural Resources) dan cifras calculadas con más precisión, y
proponen su posible distribución, como se puede observar en los siguientes gráfico
Figura 28.Distribución de reservas de metano en yacimientos de carbón .Fuente: BGR
3. El gas natural
81
Figura 29. Distribución de reservas de metano en yacimientos de carbón .Fuente: BGR
Otra opción es el gas conocido como “tight gas”. Se considera que pueden existir
formaciones potenciales de “tight gas” en la Federación Rusa, Oriente Medio, América
del Norte y China, pero la incertidumbre acerca de las reservas de tight gas es bastante
elevada. A pesar de la incertidumbre en la predicción de reservas, el BGR publicó en
2003 un informe con una estimación de las mismas que ascienden a 80 Tm3. 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.
Figura 30.Distribución mundial de las reservas de tight gas. Fuente: BGR
3. El gas natural
82
Figura 31.Evolución de los costes de explotación del gas natural convencional y tight gas. Fuente: BGR
Los gas shales posibilitan recuperar el gas que se adsorbe en las rocas. Los
recursos mundiales de gas 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 de gas 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.
3. El gas natural
83
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:
Figura 32. Localización de los hidratos de gas. Fuente: BGR
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.
Figura 33. Duración estimada de las reservas y recursos de gas natural convencional y no convencional. Fuente:
BGR
4
El Carbón
4. El carbón
4
85
El carbón
4.1
Historia y características 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, tal vez transitorio si se
consigue avanzar en tecnologías limpias del uso del carbón, y por la necesidad de
utilizarlo 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%.
4. El carbón
86
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.
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.
4. El carbón
87
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 responsables de, al menos, una tercera parte de la
contaminación atmosférica por sus vertidos de SO2, NOx, y CO, todos ellos
doblemente agresivos por su toxicidad y, junto al CO2, por su aportación al efecto
invernadero.
4.1.2
Características 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.
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):
Tabla 8. Clasificación de los carbones según materias volátiles. Fuente: Lermusiaux, 1961
4. El carbón
4.2
88
La situación actual del carbón
4.2.1
Reservas de carbón
El carbón es el combustible fósil más abundante por delante del petróleo, el gas y el
uranio. Actualmente, el carbón satisface más del 20% de la energía primaria, y en el
2002 fue la segunda fuente energética.
Según BP statistical review 2006 las reservas probadas de carbón ascienden a
909.064 millones de toneladas lo que equivale a 300 veces la producción de 2005. Las
reservas de carbón se distribuyen a lo largo de muchos países, pero más del 80% del
total de las reservas se encuentran concentradas únicamente en seis países tal y como
se muestra en la siguiente figura:
Figura 34. Distribución por países de las reservas de carbón. Fuente: BP statistical review 2006
El grueso de las reservas de carbón se reparte entre China, los Estados Unidos y la
India que abarcan conjuntamente aproximadamente el 50% de las reservas mundiales.
Otro grupo de países compuesto por Rusia, Australia y Sudáfrica abarcan el 31% de las
reservas de carbón.
Analizando el reparto por regiones, podemos observar que las reservas de carbón
en este caso están más diversificadas que el petróleo o el gas. Zonas más políticamente
4. El carbón
89
inestables como son Medio Oriente y Norte de África no poseen en este caso el grueso
de las reservas como ocurre con el gas o el petróleo. Así, 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 con un 5,8% y
América Central y del Sur con un 2,2%.
Figura 35. Distribución por regiones de las reservas de carbón. Fuente: BP statistical review 2006
4.2.2
Producción de carbón
La producción de carbón mundial en el 2005 aumentó un 5,2% con respecto a la
del 2004, alcanzando 2.887,2 millones de toneladas equivalentes de petróleo.
Según la AIE se espera que la producción aumente un 1,8% anualmente desde
2004 hasta 2030.
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 (615,3 Mtep), le sigue los Estados Unidos que pese a ser el
país con mayores reservas, ha reducido ligeramente la producción en los últimos años.
4. El carbón
90
Muy por detrás están Australia, India, Sudáfrica y Polonia, y entre los cuatro producen
621 Mtep, casi tres cuartos de lo que produce China.
Por regiones, Europa y Euroasia 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 sobre todo debido a al incremento en la
producción de países como China e India que han experimentado un crecimiento en su
producción del 10,3 y 4,8% con respecto al año 2004.
Producción de carbón por regiones en 2005
21,30%
1,60%
57,00%
15,10%
0,05%
Norte America
America del Sur y Central
Europa y Euroasia
Oriente Medio
Africa
Asia Pacifico
4,90%
Figura 36. Producción de carbón por regiones en% en 2005. Fuente: BP statistical review 2006
4.2.3
Demanda de carbón
Según la BP statistical review 2006, la demanda mundial de carbón a finales de 2005
ascendió a 2.929,8 millones de toneladas de petróleo equivalente, lo que supone un
crecimiento del 5% sobre el año anterior. Según la AIE, se espera que la demanda de
carbón aumente anualmente un 1,8% entre 2004 y 2030.
El consumo por países revela que China con 1081,9 Mtep es el mayor consumidor, lo
que equivale al 38,4% del total mundial. Su producción de 1107,7 Mtep le permite
cubrir sus necesidades de carbón, e incluso puede almacenar o exportar a regiones
cercanas la diferencia. El siguiente consumidor son los Estados Unidos., con 576,4 Mtep
(el 19,6% del total mundial), cifra ligeramente inferior a la que produce. En
4. El carbón
91
comparación con el principal consumidor, la cantidad es aproximadamente un 45%
inferior, pero si se considera el consumo per. cápita, resulta que el de los Estados
Unidos es el doble que el de China. Por ello es previsible que el consumo en China siga
creciendo rápidamente. El tercer puesto lo ocupa la India, con 199,6 Mtep, el 6,9% del
total a escala mundial. Si se compara el consumo per. cápita con el de los Estados
Unidos 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.
Consumo Mtep
% del total
Población (M.hab)
Cosumo per. capita
1.China
1081,9
38,4
1300,1
0,832166756
2.Estados Unidos
576,2
19,6
293,6
1,96253406
3.India
199,6
6,9
1086,6
0,183692251
4.Japón
121,3
4,1
127,6
0,950626959
5.Rusia
111,6
3,8
144,1
0,774462179
6.Sudáfrica
91,9
3,1
46,9
1,959488273
7.Alemania
82,1
2,8
82,6
0,993946731
8.Polonia
56,7
1,9
38,2
1,484293194
9.Corea del Sur
54,8
1,9
48,2
1,136929461
10.Australia
Los 10 mas
consumidores
52,2
1,8
20,1
2,597014925
2428,3
84,3
3188
12,87515479
Resto del mundo
500,5
15,7
2620,9
0,190964936
Total
2928,8
100
6386
0,458628249
Tabla 9. Los diez mayores consumidores de carbón a finales de 2005. Fuente: BP statistical review 2006
Por regiones, Asia-Pacífico consume algo más de la mitad del total mundial. Norte
América y Europa y Euroasia con el 21,3% y el 15,1% respectivamente, van por detrás.
África consume cerca del 5%. Los últimos puestos los ocupan América del Sur y
Central y Oriente Medio.
4. El carbón
92
Consumo de carbón por regiones a finales de 2005
21,3
Norte America
1,6
America Centray del Sur
Europa y Euroasia
Oriente Medio
57
15,1
0,05
Africa
Asia Pacifico
4,9
Figura 37. Consumo de carbón por regiones en %a finales de 2005. Fuente: BP statistical review 2006
4.2.4
Precio del carbón
Es difícil determinar un precio del carbón, ya que éste varía en función del país y la
región del cual provenga el carbón extraído. Esté está sujeto a factores locales tales
como las infraestructuras, la tecnología y los costes de mano de obra. La consolidación
de la industria minera a lo largo de los últimos años ha ayudado mantener unos bajos
costes de producción en la mayoría de las regiones. El desarrollo de nuevas tecnologías
paliará el incremento de los costes asociados al desarrollo de nuevas minas.
Según BP statistical review, le precio del carbón, dependiendo del mercado al que
nos refiramos, oscila entre los 60 y 90 dólares/tonelada tal y como se muestra en la
siguiente tabla:
4. El carbón
93
Tabla 10. Precio del carbón según los diferentes mercados. Fuente: BP statistical review 2006
Según la AIE, se espera que los costes del carbón se mantengan constantes al menos
hasta 2030 alrededor de los 65 dólares/tonelada y se estima no varíe mucho debido a la
gran cantidad de reservas existentes de carbón.
Según Greenpeace, en su estudio Revolución Energética predice que el precio del
carbón alcanzará los 86,4 dólares/tonelada para 2050 tal y como se refleja en la
siguiente tabla:
Tabla 11. Estimaciones sobre la evolución de los precios de los combustibles fósiles. Fuente: Greenpeace: Revolución
energética
4. El carbón
4.3
94
Perspectivas del carbón
4.3.1
Centrales actuales
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%. 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. 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.
4. El carbón
4.3.2
95
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.
4.3.2.1
Combustión en lecho fluidizado
Esta tecnología 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 Estados Unidos, 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.
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.
4.3.2.2
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
4. El carbón
96
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
4.3.2.3
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,.
Se estima que en el 2020 en Estados Unidos se produzcan cerca de 16.500 MWe
mediante esta tecnología. 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 una vez separado permitiría la generación eléctrica a través de turbinas
de gas o células de combustible, a partir del hidrógeno. Hoy en día, 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.
4.3.3
Captura y almacenamiento de CO2
Para limitar las emisiones de CO2, la captura y el almacenamiento geológico del
carbón han pasado a tener una gran importancia en la escena actual. La idea es
capturar el CO2 antes de que éste sea emitido al aire para luego ser inyectado bajo
tierra. Esta idea fue desarrollada por primera vez en 1970 en el campo de los
hidrocarburos. El creciente problema de los gases de efecto invernadero sobre el
cambio climático ha hecho resurgir esta idea, situándola entre las más prometedoras
para paliar las emisiones de CO2.
El proceso de captura y almacenamiento de CO2 se compone de cuatro etapas. En
primer lugar, el CO2 es captado del flujo de gases de escape y luego es comprimido a
una presión de alrededor de 100 atmósferas. A continuación, es transportado al lugar
donde se procede a la inyección dentro de una formación geológica como puede ser un
4. El carbón
97
pozo de petróleo o de gas donde éste puede ser almacenado de forma segura durante
miles de años.
Durante los últimos diez años, la AIE ha desarrollado tecnologías de captura y
almacenamiento de carbono llevando a cabo proyectos piloto que han ayudado a
comprender más a fondo los entresijos de esta tecnología así como los costes asociados
a la misma. Debido a los costes elevados del CO2 esta tecnología toma cada vez más
fuerza y ya son muchos los expertos que piensan que esta tecnología será competitiva
una vez que el precio del CO2 alcance entre 20 y 40 $/tonelada. Esto no implica que
todas las emisiones se evitarán a este precio, pero si una gran parte de ellas.
4.3.3.1
Tecnologías de captura de CO2
El dióxido de carbono es emitido por las centrales de generación eléctrica y otras
fuentes de combustión que dan lugar a una salida de gases que contienen sobre todo
N2 y solamente de un 5 a un 15% de CO2. Antes de inyectar el gas bajo tierra éste debe
de ser separado de la corriente de gases. Debido a la baja presencia del gas, la
separación del mismo conlleva altos costes tanto económicos como energéticos.
Para la captura del CO2 proveniente de las calderas de las centrales eléctricas o
industriales, se clasifican las diferentes tecnologías en función del momento del ciclo
donde es captado el CO2: tras la combustión del combustible fósil, lo que se denomina
captura post-combustión o antes de la combustión, lo que se denomina pre-combustión
en la cual se utilizan procesos químicos para gasificar el combustible fósil con el fin de
extraer el hidrogeno antes de que éste sea quemado. Del mismo modo, en las centrales
eléctricas, la captura se puede realizar utilizando oxigeno puro en lugar de aire para
quemar el combustible, lo que da a lugar a gases de escape compuestos únicamente por
CO2 y agua, lo que facilita enormemente la separación del CO2.
•
Captura post-combustión
De las ultimas tres tecnologías citadas anteriormente sólo la post-combustión es
considerada como una tecnología completamente desarrollada y que podría ya ser
empleada, pero los costes económicos y energéticos son muy elevados, la que la hace
inviable. Las soluciones alternativas a la post-combustión presentan muchas ventajas,
pero falta aún por efectuar un esfuerzo mayor en investigación y desarrollo para
4. El carbón
98
acercar estas tecnologías a las compañías eléctricas. A corto plazo, el lavado del carbón
se seguirá empleando para la captura post-combustión 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.
•
Captura pre-combustión
Otra alternativa para disminuir 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 de con CO. Así el CO2 se elimina
para almacenarlo o usarlo y el H2 va a una turbina de gas para producir electricidad tal
y como se muestra en la siguiente figura.
Figura 38. IGCC con captura pre-combustión de CO2. Fuente: IEA Greenhouse Gas R&D programme, 2001
4. El carbón
•
99
Oxicombustión
Se puede aumentar la concentración de CO2 en los gases de escape empleando
oxigeno puro en vez de aire para la combustión del combustible en una caldera o en
una turbina de gas. La gran ventaja de la combustión con oxigeno es que los gases
contienen concentraciones de CO2 superiores al 90%, con lo que se facilita
enormemente la separación del mismo. El inconveniente de esta tecnología es que los
métodos actuales destinados a producir grandes cantidades de oxigeno son muy
costosos, tanto en términos económicos como energéticos.
4.3.3.2
Transporte e inyección del CO2
Si se aplica la captura de CO2 a escala industrial para reducir la polución
atmosférica, se debe poder a continuación transportar y almacenar en vastos depósitos.
La puesta en marcha del almacenamiento del CO2 entraña problemas de orden
tecnológico y medioambiental que deberán resolverse con el fin poder llevar a cabo el
proceso completo de captura y almacenamiento.
El CO2 es un gas inerte y fácil de manejar. Actualmente se transporta el CO2 a lo
largo de distancias mayores de 2000 kilómetros. Para la captura de CO2 y su posterior
almacenamiento se deberán construir enormes redes de gaseoductos similares a los
actuales para el transporte del gas natural. Se podría emplear del mismo modo, barcos
para el transporte del gas para largas distancias.
Para el almacenamiento del CO2, hay que destacar que actualmente se están
investigando varias formas, entre las que destacan:
•
Pozos de petróleo y gas abandonados
La capacidad estimada de estos pozos está comprendida entre 900 y 1200 Gt de
CO2. Ésta es una solución bastante atractiva por el alto grado de conocimiento que se
posee de los yacimientos geológicos de petróleo y gas y por su bajo coste económico de
explotación ya que se puede emplear para la inyección del CO2 la misma maquinaría
que para la extracción del petróleo. Además, el almacenamiento subterráneo a formado
parte de la industria del gas natural durante años. La inyección de CO2 puede, por otro
lado incrementar la extracción de petróleo entre l0 y el 15%. Se estima por lo tanto que
4. El carbón
100
la capacidad final de almacenamiento en los campos petrolíferos es de probablemente
entre 675 y 900 Gt de CO2. Si a esto se suman los pozos que aun quedan por descubrir,
la capacidad de almacenamiento se situaría entre los 900 y 1200 Gt de CO2 pero con un
grado de incertidumbre mayor.
•
Acuíferos de agua salada profundos
La capacidad estimada de estos acuíferos asciende a 1000 Gt de CO2 como mínimo.
Los acuíferos subterráneos inapropiados para el bombeo de agua potable podrían
almacenar CO2, que disolverían el gas en el agua salada, formando carbonatos y
atrapando así el CO2. Actualmente, se está llevando a cabo un proyecto piloto
denominado “Sleipner Vest” que está ensayando esta técnica inyectando 1 Mt de CO2
al año en un acuífero de agua salina en Noruega.
•
Almacenamiento en fondos marinos
Se estima que la capacidad mundial de almacenamiento de los fondos marinos
asciende a más de 5000 Gt de CO2. Es una solución especulativa debido a la gran
complejidad técnica que ésta conlleva y al peligro potencial para la fauna marina. El
CO2 es absorbido de forma natural por los mares y océanos lentamente por lo que una
inyección masiva de CO2 en profundidades que alcanzan los 3000 m podría acelerar la
concentración de CO2 disuelta en los océanos acarreando graves consecuencias
medioambientales.
•
Otras opciones
Menos competitivas en el plano económico, se presentan las cuevas subterráneas
como por ejemplo las minas de sal, que se podrían construir para almacenar el CO2
bajo estado sólido, en forma de carbonatos.
Una vez se capta el CO2, éste se podría almacenar de diferentes maneras tal y como
hemos visto anteriormente. Según el GIEC, la capacidad total mundial de
almacenamiento asciende a al menos 2000 Gt de CO2 sin tener en cuenta los depósitos
de las profundidades marinas. Actualmente, el almacenamiento de CO2 tendría un
coste asociado de entre 7 a 17 USD netos por tonelada de CO2 almacenado (sin tener en
cuenta el coste de captura y transporte). Se estima que el coste de transporte por
gasoducto se situará entre 1 y 3 dólares por tonelada de CO2 a una distancia de 100
4. El carbón
101
Km. En los casos en los que se emplease el CO2 para la extracción de petróleo, el
almacenamiento tendría un coste menor.
Según el GIEC, para estabilizar la concentración de CO2 en la atmósfera a 550 ppmv
de aquí a 2100, la reducción de las emisiones debería de ser de 38 Gt de CO2/año en un
escenario “business as usual”, de ahí la importancia de la tecnología de captura y
almacenamiento de CO2 que pasa a ser una herramienta estratégica.
5
La energía nuclear y el uranio
5. El Uranio
5
103
La energía nuclear y el uranio
La energía nuclear es la que se libera durante la fisión o fusión de núcleos atómicos.
Las cantidades de energía que pueden obtenerse mediante procesos nucleares superan
con mucho a las que pueden lograrse mediante procesos químicos, que sólo implican
las regiones externas del átomo o de las moléculas.
Para comprender los procesos nucleares es necesario situarse a escala atómica. El
átomo está formado por un pequeño núcleo, cargado positivamente, rodeado de
electrones. El núcleo, que contiene la mayor parte de la masa del átomo, está
compuesto a su vez de neutrones y protones, unidos por fuerzas nucleares muy
intensas, mucho mayores que las fuerzas eléctricas que ligan los electrones al núcleo.
La energía de enlace de un núcleo mide la intensidad con que las fuerzas nucleares
mantienen ligados a los protones y neutrones. La energía de enlace por nucleón, esto
es, la energía necesaria para separar del núcleo un neutrón o un protón, depende del
número másico. La curva de las energías de enlace implica que si dos núcleos ligeros,
que ocupan posiciones muy bajas en la tabla, se fusionan para formar un núcleo de
mayor peso (o si un núcleo pesado, que ocupa posiciones muy altas en la tabla, se
divide en dos de menor peso), los núcleos resultantes están ligados con más fuerza, por
lo que se libera energía.
5. El Uranio
104
Figura 39. Proceso de Fisión y Fusión. Fuente: Enciclopedia Encarta 2006
La fisión nuclear ofrece, principalmente, dos ventajas para la generación de
electricidad. En primer lugar, la energía liberada por la fisión es muy grande. La fisión
de 1 kg de uranio 235 libera 18,7 millones de kilovatios hora en forma de calor. En
segundo lugar, el proceso de fisión iniciado por la absorción de un neutrón en el uranio
235 libera un promedio de 2,5 neutrones en los núcleos fisionados. Estos neutrones
provocan rápidamente la fisión de varios núcleos más, liberando así al menos cuatro
neutrones adicionales que inician una serie de fisiones nucleares automantenidas. Se
trata de una reacción en cadena que produce una liberación continua de energía
nuclear.
5.1
Historia y origen de la energía nuclear
En actualidad toda la energía nuclear explotada procede de los procesos de fisión.
Los reactores nucleares emplean como combustible uranio enriquecido, que apenas
contiene un 3% de uranio 235. El uranio presente en la naturaleza sólo contiene un
0,71% de uranio 235; el resto corresponde al isótopo no físil uranio 238. Una masa de
uranio natural, por muy grande que sea, no puede mantener una reacción en cadena
porque sólo el uranio 235 es fácil de fisionar. Es muy improbable que un neutrón
producido por fisión, con una energía inicial elevada de aproximadamente 1 MeV,
inicie otra fisión, pero esta probabilidad se puede aumentar cientos de veces si se frena
el neutrón a través de una serie de colisiones elásticas con núcleos ligeros como
hidrógeno, deuterio o carbono. En ello se basa el diseño de los reactores de fisión
empleados para producir energía.
En diciembre de 1942, en la Universidad de Chicago, el físico italiano Enrico Fermi
logró producir la primera reacción nuclear en cadena. Para ello empleó un conjunto de
bloques de uranio natural distribuidos dentro de una gran masa de grafito puro. En la
“pila” o reactor nuclear de Fermi, el “moderador” de grafito frenaba los neutrones y
hacía posible la reacción en cadena. A finales de 1950 comienza la utilización práctica
de ésta energía para producir electricidad con las primeras centrales nucleares de
fisión. Paralelamente al desarrollo energético de la tecnología nuclear se realizaban
ensayos con fines bélicos. Cinco años antes de que se le diera a la fisión nuclear una
aplicación práctica para la producción de energía eléctrica, fueron lanzadas dos
5. El Uranio
105
bombas atómicas sobre las ciudades de Hiroshima y Nagasaki que causaron
gravísimos daños, tanto en vidas humanas como materiales.
El principal inconveniente que presenta una reacción de fisión controlada es que
para que los neutrones liberados durante la primera división del núcleo sean capaces
de inducir otras fisiones de núcleos adicionales, estos han de reducir su velocidad. Para
ello además del combustible, en el interior de los reactores se emplea una sustancia
adicional llamado moderador, que se encarga de reducir el movimiento de los
neutrones. Tradicionalmente se suele emplear como moderador agua, agua pesada o
grafito. En el proceso de fisión se pueden llegas a producir nuevos elementos físiles, no
obstante, en los reactores comerciales con moderador, la cantidad de nuevo material
físil es mucho menor que la de uranio 235 consumido.
Generalmente en la industria eléctrica se precisa de una potencia constante, lo que
implica la fisión nuclear se ha de producir a ritmo constante. Para ello es preciso que el
número efectivo de neutrones liberado por cada núcleo fisionado sea igual a uno. Para
eliminar el exceso de neutrones de cada división del núcleo, se introducen en el reactor
materiales con una gran capacidad de absorción de neutrones, generalmente cadmio y
boro. En la práctica estos materiales toman la forma de barras que se introducen y
retiran del núcleo en función de la necesidad de aumentar o disminuir el número de
neutrones libres.
Debido a las altas temperaturas alcanzadas en el interior del reactor, se precisa la
circulación de un líquido refrigerante a través del mismo. Fundamentalmente se
emplean agua, dióxido de carbono presurizado o sodio en estado líquido. A la salida
del reactor, el refrigerante calentará otro fluido (generalmente agua) a través de un
intercambiador de calor estanco que previene del escape de sustancias radioactivas.
Finalmente el vapor de agua producido en el proceso acciona una turbina que a su vez
alimenta un generador eléctrico.
Los reactores nucleares de fisión pueden clasificarse en dos grupos:
•
Reactores térmicos donde se utiliza un material moderador. Los reactores
térmicos pueden dividirse a su vez en:
5. El Uranio
•
106
Reactores térmicos de agua ligera (LWR). En este tipo de instalaciones el
agua se emplea a la vez como moderador y refrigerante.
•
Reactores térmicos de agua a presión (PWR).
•
Reactores térmicos de agua en ebullición (BWR). Dentro de esta familia de
reactores existen variantes donde se emplea agua pesada en lugar del agua
normal. Este tipo de instalación es capaz de emplear uranio natural
directamente. Los reactores que emplean el grafito como moderador y el
dióxido de carbono como refrigerante también son capaces de utilizar el
uranio natural como combustible.
•
Los reactores rápidos son aquellos que no emplean ningún tipo de material
moderador, por ello resulta imposible utilizar el agua como refrigerante en
este tipo de planta porque actuaría como moderador indirectamente. En su
lugar se usa dióxido de carbono presurizado. Al no existir un medio
moderador, los neutrones no son frenados y la probabilidad de que estos
sean absorbidos por otro núcleo es menor. Por ello este tipo de reactores
requiere de una concentración de material físil del 20% frente al 3% de los
reactores térmicos. Puesto que no se usa ningún moderador, se puede
producir más material físil que el inicialmente producido, lo cual compensa
la mayor concentración necesaria de dicho material.
5.2
Trasfondo de la energía nuclear
En el año 2000 la energía nuclear produjo el 17% de la demanda mundial
eléctrica a partir de 442 reactores comerciales repartidos entre 31 países diferentes. Los
Estados Unidos cuentan con el mayor número de unidades, concretamente 104
reactores operativos que generaron el 20% del consumo eléctrico del país. A
continuación se sitúan Francia, Japón, Alemania y Corea. La fiabilidad de este tipo de
plantas ha mejorado mucho durante los últimos años, por ejemplo la capacidad de los
reactores norteamericanos ha alcanzado el 90%, lo cual les va a permitir extender
significativamente su vida útil. Este tipo de energía es claramente una fuente
importante de generación eléctrica a nivel mundial. Sin embargo, pronósticos oficiales
estiman que la capacidad nuclear a nivel mundial va a aumentar un mero 5% desde la
fecha actual hasta el 2020, mientras el crecimiento de la demanda eléctrica para el
5. El Uranio
107
mismo período podría alcanzar el 75%. Estas previsiones implican un reducido número
en la construcción de nuevas plantas y reflejan tanto consideraciones económicas como
el creciente sentimiento antinuclear de las principales potencias mundiales. Hoy en día,
las limitadas perspectivas de la nuclear son atribuibles en última instancia a cuatro
problemas aún no resueltos:
•
En primer lugar se trata de una cuestión de costes. Las centrales nucleares
acarrean mayores costes globales durante su vida útil que los ciclos combinados
de gas natural (CCGT) y las plantas degeneración térmica de carbón. Al menos
esto es así en ausencia de impuestos sobre el contenido en carbono de los
residuos generados o el equivalente a un mercado de emisiones de CO2.
•
La seguridad de las plantas. La energía nuclear ha sufrido serios reveses en
materia de seguridad medioambiental y efectos perjudiciales sobre la salud
motivados por los accidentes de los reactores de la Isla de las Tres Millas (1979)
y Chernobyl (1986), además de los incidentes en la conversión de combustible
en Estados Unidos, Rusia y Japón. También existe una creciente preocupación
sobre el transporte seguro de materiales nucleares y el riesgo de ataques
terroristas a las instalaciones nucleares.
•
También existe la complicación de la proliferación que supone una seria amenaza
para la seguridad mundial. El posible uso incorrecto de las instalaciones
nucleares comerciales y operaciones de adquisición de tecnología o materiales
como precursores de la elaboración de armamento nuclear, entrañan un serio
riesgo de la hegemonía global. Los ciclos de combustible que implican el
reprocesamiento químico de combustibles ya utilizados para la obtención de
plutonio utilizable en la industria armamentística, así como las tecnologías
basadas en uranio enriquecido, generan una importante preocupación, sobre
todo cuando este tipo de prácticas se extiende por todo el mundo sin ningún
tipo de control.
•
Finalmente cabe afrontar la problemática de los residuos. La energía nuclear
representa grandes desafíos en el tratamiento de residuos a largo plazo que
5. El Uranio
108
distan mucho de estar resueltos. Las principales potencias nucleares aún tienen
que desarrollar sistemas de almacenamiento definitivo de los combustibles
gastados y de tratamiento de los desechos altamente radiactivos generados a
varios niveles en el ciclo del combustible nuclear. Como estos desechos
radiactivos suponen un serio peligro para las generaciones del presente y del
futuro, la opinión pública espera que se adopten las medidas necesarias para
llegar a una solución satisfactoria en su tratamiento y eliminación. Algunos
proyectos de plantas de almacenamiento como el caso de Yuca Mountain en los
Estados Unidos, aliviarían la situación pero no la resolverían si se produjese
una expansión importante de la energía nuclear.
Sin embargo, la producción eléctrica nuclear presenta una serie de ventajas que
no se pueden desechar a la ligera, si se considera el gran desafío que supone el gran
crecimiento que va experimentar el modelo energético mundial durante la próxima
década. A la necesidad de satisfacer la futura demanda energética global (en apenas 20
años se espera que el consumo eléctrico mundial aumente en más de un 75%) se unen
las exigencias de desarrollar un sistema de suministro fiable que minimice los
conflictos asociados a la disponibilidad de recursos y fuentes de energía no renovables.
Con todo, el principal atractivo de la energía nuclear es que se trata de una importante
fuente de producción eléctrica que no da lugar a gases de efecto invernadero. La
mayoría de los países desarrollados se encuentran en fases preliminares de
implementación de políticas que estabilicen y en última instancia reduzcan las
emisiones de gases que contribuyen al calentamiento global. El consenso científico
sobre los riesgos del aumento de la concentración de gases de efecto invernadero crece
a ritmo constante y es cada vez más ampliamente respaldado. Este consenso señala la
necesidad de acciones gubernamentales que preparen el terreno para posibles
restricciones en las emisiones de CO2 durante las próximas décadas, haciendo hincapié
en la necesidad de alcanzar niveles de emisiones comparables o incluso inferiores a los
de la actualidad a pesar del considerable aumento de la producción y consumo
energético. Los países en vías de desarrollo tendrían que limitar el nivel de sus
emisiones mientras su consumo crece drásticamente. Existen pocas opciones realistas
que permitan una reducción significativa de las emisiones de dióxido de carbono en el
sector de generación eléctrica. Entra ellas se encuentran: el aumento de la eficiencia en
la producción eléctrica, un mayor uso de las energías renovables, la utilización masiva
5. El Uranio
109
de sistemas de captura de los gases emitidos por los combustibles fósiles, y la
instalación adicional de reactores de fisión nuclear. En este capítulo se va a analizar la
viabilidad de esta última solución.
5.3
El ciclo del combustible nuclear
No resulta evidente que la producción de energía nuclear requiere mucho más que
un simple reactor y el sistema turbina-generador asociado para la producción eléctrica
a partir del calor generado durante la fisión nuclear. El proceso incluye la extracción
del mineral de uranio, su enriquecimiento, la fabricación del elemento combustible, la
gestión y eliminación de residuos, y finalmente la descontaminación y desmantelación
de las instalaciones. Cada uno de los pasos del proceso implica distintas consecuencias
a nivel técnico, económico y medioambiental que se analizarán en conjunto en función
del ciclo. Se van a tratar dos tipos de ciclos del combustible: el abierto y el cerrado. En
el ciclo abierto o ciclo de un único uso, el combustible ya utilizado se extrae del reactor
y es considerado como residuo (Figura 49). En el ciclo cerrado una fracción del
combustible consumido es reprocesado de forma que se obtienen dos subproductos,
uranio (U) y plutonio (Pu) adecuados para la reconversión en combustible oxidado o
combustible oxidado mixto (MOX) que pueden ser reutilizados en el reactor. El resto
del combustible utilizado es tratado como residuos altamente radiactivos. En el futuro
los ciclos de combustible cerrados podrían incluir un reactor dedicado empleado para
la transmutación de ciertos isótopos separados del combustible utilizando reduciendo
así su vida media. Otra alternativa consiste en utilizar los reactores dedicados como
productores de nuevos materiales físiles que podrían ser empleados como combustible
gracias a la absorción de neutrones que supere el ritmo de consumo del combustible
físil por la reacción en cadena de los neutrones. En este hipotético ciclo de combustible
los desechos contendrían menos actínidos lo que reduciría notablemente la
radioactividad a largo plazo de los residuos radioactivos (Figura 50).
5.3.1
El ciclo de combustible abierto
También conocido como ciclo de un solo uso, es el más simple. Emplea mineral de
uranio como input, que tras un proceso de molido y purificación resulta apto para su
enriquecimiento. Esta fase consiste en aumentar a través de varios procesos químicos el
contenido de U235 del mineral extraído. Típicamente se enriquece hasta obtener una
5. El Uranio
110
fracción del 3 al 5% en U235 que constituye el combustible nuclear. El combustible así
producido se introduce en el reactor donde es consumido. Al final de su vida útil éste
es retirado del reactor y almacenado en una piscina con agua para refrigerarlo y
confinar su alta radioactividad. Una vez que la temperatura ha descendido por debajo
de los niveles de riesgo, los residuos son retirados de la piscina y almacenados en
formaciones geológicas estables. El aislamiento a largo plazo y la evacuación de calor
son necesarios para evitar la filtración de isótopos radiactivos. En nivel de radiación y
calor de los residuos desciende gradualmente con el paso del tiempo. En la mayoría de
los casos son necesarios miles de años para que la radiación descienda al nivel de la
radiación natural ambiental.
Las siguientes figuras muestran de forma esquemática la tecnología anteriormente
descrita. En ella se muestra el consumo anual de combustible para dos casos: uno
donde el nivel de consumo es el habitual de 50 gigavatios hora diarios por tonelada de
combustible consumido (GWD/MTIHM); y otro con un alto nivel de consumo que
asciende a los 100 GWD/MTIHM.
Figura 40. Ciclo de combustible abierto. Fuente: The future of nuclear power, MIT
5. El Uranio
5.3.2
111
El ciclo de combustible cerrado: Reactor térmico breeder
Esta segunda opción utiliza una fracción de plutonio como fuente de energía
pero requiere del reprocesamiento del combustible utilizado para la recuperación del
plutonio generado y posterior fabricación del nuevo combustible. El reprocesamiento
puede llevarse a cabo en reactores térmicos o reactores rápidos. La siguiente figura
muestra de forma esquemática el ciclo que sigue un reactor térmico breeder.
Figura 41. Ciclo de combustible cerrado con reutilización del plutonio o MOX. Fuente: The future of nuclear power,
MIT
En comparación con el ciclo abierto, el reprocesamiento térmico añade un nuevo
proceso. Se trata del reciclaje del combustible mencionado en el párrafo anterior. En la
actualidad existen plantas de reprocesamiento en Francia, Japón, Rusia y Estados
Unidos. Este tipo de proceso requiere de una serie de fases y tratamientos bien
definidos. En primer lugar es necesario esperar a que el combustible utilizado se enfríe
y reduzca su radiactividad hasta un determinado umbral. A continuación se extrae el
material físil de la vaina que lo contiene y se disuelve en ácido nítrico. Finalmente se
separan el uranio y el plutonio. Una vez separados, ambos productos vuelven a las
plantas de fabricación de combustible mencionadas en el ciclo abierto. Sin embargo
5. El Uranio
112
para la fabricación del combustible reciclado es necesaria una mayor protección de los
trabajadores y líneas de producción.
Otra opción en la gestión de residuos es, una vez separados los distintos productos,
los residuos inservibles y actínidos son confinados en cilindros de cristal y
almacenados en las mismas formaciones geológicas. La cantidad de material
radioactivo sellado dentro de los cilindros de cristal es aproximadamente la misma que
la obtenida en los ciclos abiertos por lo que el proceso no resulta rentable. El uranio
enriquecido y plutonio recuperados del combustible utilizado son reutilizados en la
fabricación de óxidos mixtos de uranio (MOX). En el mejor de los casos el ahorro de
combustible respecto al ciclo abierto es del 30%. El reprocesamiento de combustible es
un proceso muy costoso. Dado el reducido precio del mineral de uranio natural,
aunque se ha multiplicado por cerca de cuatro veces en un periodo de poco más de un
año, el reprocesamiento térmico no es una opción económicamente viable.
5.3.3
Ciclo de combustible cerrado: Reactor rápido breeder
Por su diseño, los reactores rápidos son capaces de producir más material físil que el
que consumen, por ello constituyen una fuente de energía que no requiere un
suministro continuo de U-235 y Pu-239 después de una inversión inicial de
combustible al principio de su vida útil. El núcleo de estos reactores está compuesto de
dos regiones: la “seed” (semilla) que se encuentra en el interior y el “blanket” (manta)
que la envuelve. El combustible localizado en la zona interna contiene de un 15 a un
20% de plutonio que produce la potencia y neutrones necesarios para mantener el
punto crítico, mientras la envoltura contiene U-238 que captan el exceso de neutrones
rápidos produciendo una nueva reacción en cadena. El siguiente diagrama muestra el
ciclo descrito.
5. El Uranio
113
Figura 42. Ciclo de combustible cerrado con reactor dedicado de reutilización de actínidos. Fuente: The future of
nuclear power, MIT.
Existen importantes diferencias entre los reactores rápidos y los térmicos. La más
singular son los neutrones rápidos altamente energéticos que requieren de la ausencia
de materiales moderadores como agua que provocan la pérdida de energía de los
neutrones. Como consecuencia se emplean metales líquidos como sodio o plomo para
refrigerar los reactores rápidos. Por la reducida probabilidad que los elementos
combustibles del reactor rápido capten un neutrón de éstas características, su núcleo ha
de tener una alta concentración de isótopos físiles. En comparación con los LWR, el
núcleo de los reactores rápidos contiene mucho más material físil por unidad de
volumen que los LWR. Por ello el enriquecimiento del combustible de este tipo de
plantas es mucho mayor, del 15 al 20%. Como el núcleo es mucho más compacto, debe
de haber un mayor flujo de enfriamiento y transferencia térmica para la evacuación de
calor. Esto se consigue por medio de un aumento del nivel de empaquetamiento de las
barras de combustible. Cabe mencionar que el balance de neutrones libres en los
reactores rápidos a base de Pu239 es mucho más delicado porque la fracción de
neutrones retardados es sólo un tercio de la del U235. Como resultado, un reactor
5. El Uranio
114
rápido alcanza el punto crítico con un tercio del aumento de la reactividad necesaria
para que un reactor de U235 alcance el nivel crítico.
La tecnología de los reactores rápidos es muy exigente y requiere una mayor
inversión de capital que el caso de los ciclos abiertos. La generación eléctrica basada en
este tipo de plantas traería consigo grandes cantidades de material de desecho válido
para la fabricación armamentística. Tal desarrollo supondría un considerable aumento
de la preocupación sobre la seguridad y proliferación.
En general, los reactores basados en ciclos abiertos de combustible, que en la
actualidad se presentan en forma de reactores de agua ligera, presentan ventajas en
materia de costes e impedimento de la proliferación ya que no hay reprocesamiento o
separación de actínidos. Por su parte, los de ciclo cerrado tienen la ventaja de consumir
menos recursos por la reutilización de una fracción del combustible consumido lo que
bajo un escenario de elevados precios de recursos minerales, resultaría más económico.
Algunos autores afirman que los ciclos cerrados también aventajan a los de uso único
en el tratamiento de residuos a largo plazo, puesto que los actínidos de mayor
actividad pueden ser separados del resto de productos de la fisión y transmutados en
el reactor.
Ambas familias de ciclos pueden operar tanto con uranio (U) como con torio (Th) e
involucran diferentes tipos de reactores: reactores de agua ligera (LWR), reactores de
agua pesada (HWR), reactores de agua supercrítica (SCWR), reactores de alta
temperatura y muy alta temperatura refrigerados con gases (HTGR), reactores de metal
líquido (LMFR), reactores de gas rápido (GFR) o reactores de sal fundida (MSR) de
distintos tamaños. Como ya se mencionó anteriormente, la mayoría de los reactores
instalados en el mundo corresponden al grupo de los de agua ligera (LWR). La
introducción de nuevos reactores o nuevos ciclos requerirá enormes inversiones y
cierto período de experiencia operativa antes de su implantación comercial.
Las características de los ciclos de los reactores disponibles en el momento actual se
resumen en la siguiente tabla. En el presente las centrales que emplean ciclos abiertos
de óxido de uranio enriquecido (UOX) como combustible disponen de una capacidad
total de 325 GWe. En contraste con las plantas que consumen una mezcla de plutonio y
óxido de uranio reprocesado (MOX), cuya capacidad total suponen 27GWe. Por el
5. El Uranio
115
momento este último tipo de instalaciones sólo admite combustible que ha sufrido un
único reprocesamiento. La tabla también muestra los flujos anuales de material
consumido por los reactores.
Tabla 12. Comparativa de los ciclos de combustible. Fuente: The future of nuclear power,MIT
Suponiendo una expansión progresiva de la energía nuclear durante la primera
mitad de siglo capaz de satisfacer una fracción importante de la futura demanda
eléctrica, el ciclo de combustible abierto sería una opción técnicamente creíble siempre
que se disponga de una cantidad suficiente de mineral de uranio a un precio razonable
capaz de soportar el crecimiento. Dicha discusión se abordará en las secciones
subsiguientes. Se debe destacar que la opción de un único reprocesamiento térmico
consume casi tanto mineral de uranio como el ciclo abierto para la misma potencia
instalada, esto es para 325 GWe de potencia instalada del ciclo térmico reprocesado
una única vez se requieren 44.236 Mt anuales de mineral. Por lo tanto, en el caso que
haya un suministro adecuado de uranio a un precio razonable durante los próximos
años, esta última opción resultará económicamente menos atractiva que la del ciclo
abierto.
La opción del reprocesamiento térmico posee cierta ventaja a la hora de producir
menos residuos, no obstante se trata de una diferencia mínima. En todo caso el ciclo de
reprocesamiento térmico genera una mayor cantidad de Pu que es descargado del
reactor para una misma potencia instalada. El plutonio descargado en un año supone
material suficiente para construir miles de armas nucleares. De esta manera, dicha
opción no representa una alternativa interesante mientras haya uranio disponible a un
5. El Uranio
116
precio razonable. Si los precios de la materia prima llegaran a subir mucho, el
reprocesamiento térmico podría legar a ser atractivo, pero bajo las mismas
circunstancias, un ciclo cerrado que incluyese un reactor dedicado para la
transmutación de los actínidos también lo sería. Esta última configuración paliaría el
problema de la proliferación. Por ello se concluye que el reprocesamiento térmico de
un único ciclo no es viable al menos durante la primera mitad de siglo.
Todo apunta a que, al igual que ocurre con los combustibles fósiles, el porvenir de la
energía nuclear se encontrará sujeto a la existencia de recursos suficientes de uranio
capaces de soportar una expansión significativa de este tipo de instalaciones. La
sección 4 analizará esta cuestión fundamental.
5.4
Emisiones de CO2 asociadas a la energía nuclear
Desde las primeras fases de construcción de una central nuclear hasta el final de su
vida útil se asocian las siguientes etapas con su consiguiente gasto energético:
•
Construcción y operación de la planta.
•
Obtención del uranio mineral.
•
Tratamiento de enriquecimiento del mineral y posterior fabricación del
combustible nuclear. Esta fase dependerá en gran medida de la calidad y
riqueza del mineral de uranio.
Además se deben considerar una serie de deudas energéticas contraídas por la
central nuclear incluso tras finalizar la vida útil de la misma:
•
Acondicionamiento y almacenamiento de los residuos altamente radiactivos.
Puede tratarse de un almacenamiento geológicamente estable o transitorio en
espera de una solución mejor.
•
Almacenamiento de los residuos de baja y media actividad además del uranio
empobrecido.
•
Desmantelamiento de la central y eliminación de restos radiactivos.
5. El Uranio
117
Para satisfacer los requerimientos energéticos anteriores se precisa del uso de
combustibles fósiles los cuales llevan asociados una serie de emisiones de CO2. Por ello
la energía nuclear tiene asociada de forma indirecta la generación de gases de efecto
invernadero. Storm, van Leeuwen y Smith han analizado la cuestión y elaborado un
modelo que asocia el nivel de producción de energía nuclear y ciclos de combustible
correspondientes, a las emisiones de CO2 asociadas. En su estudio han comparado la
generación nuclear a una central térmica de gas natural. Las siguientes figuras
muestran los niveles de gases contaminantes producidos teniendo en cuenta varias
consideraciones. G es el porcentaje de uranio 235 presente en el combustible nuclear.
Figura 43. Comparación entre emisiones acumuladas de CO2 de una central nuclear y una central térmica de gas
natural para minerales blandos. Fuente: Stormvan Van Leewen y Smith, 2005.
5. El Uranio
118
Figura 44. Comparación entre emisiones acumuladas de CO2 de una central nuclear y una central térmica de gas
natural para minerales duros. Fuente Store Van Leeuwen y Smith, 2005
Ambas figuras representa el nivel de emisiones para minerales blandos (Figura 52) y
minerales duros (Figura 53). En la primera se pone de manifiesto que para minerales
blandos con un contenido en uranio mayor o igual al 1%, la central nuclear resulta
competitiva en lo que a emisiones de CO2 se refiere tras siete años de carga completa.
Para un contenido del mineral del 0,02% son necesarios 9 años. Para el caso de
minerales aún más pobres (0,01%) el nivel de emisiones producido se aproxima al de
una central térmica de gas que generase la misma potencia eléctrica. En el caso de
minerales duros (Figura 53) los resultados empeoran, con 13 años para un contenido de
mineral del 0,02% y mayor producción de CO2 que una central térmica de gas para
contenidos de mineral del 0,01%.
5. El Uranio
119
Figura 45. Comparación entre emisiones acumuladas de CO2 de una central nuclear al final de su vida útil /24 años
de carga completa) y una central térmica de gas natural. Fuente: Storm Van Leeuwen y Smith, 2005.
La última figura muestra que con mineral con una riqueza en uranio del 1%, una
central nuclear al final de su vida útil y con un funcionamiento de carga completa
emitirá un 18% de las emisiones de CO2 que habría producido una planta de gas. Si se
tiene en cuenta la emisión extra de CO2 derivada del desmantelamiento de la central al
final de su periodo de producción, la cifra se dobla (37%). A partir de una riqueza de
uranio inferior al 0,1% se produce un rápido incremento en las emisiones de CO2 de
modo que si la riqueza del mineral es inferior al 0,02% para los minerales duros, o del
0,01% para los blandos, el uso de la energía nuclear produce más emisiones que si se
quemaran directamente los combustibles fósiles.
De aquí se desprende la importancia de conocer la cantidad de mineral de uranio
rico disponible. Otro estudio de los mismos autores (Storm van Leeuwen y Smith 2004)
5. El Uranio
120
señalan que las reservas actuales no permitirían mantener una producción eléctrica
anual de 60 EJ (1018 Julios), es decir 16.667 GWh durante tres años completos.
5.5
Costes energéticos para la obtención del combustible nuclear
5.5.1
Gasto 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:
•
Minerales blandos (concentraciones de U3O8 comprendidas entre 10% y 0,1%):
J molienda = J eléctrica + J térmica = 1,27 GJ/Mg mineral
R = J térmica / J eléctrica = 7,0
•
Minerales duros (concentraciones de U3O8 comprendidas entre 0,1% y 0,001% e
inferiores):
5. El Uranio
121
J molienda = J eléctrica + J térmica = 4,49 GJ/Mg mineral
R = J térmica / J eléctrica = 0,1
Así pues, la fase de minería y molienda lleva asociada los siguientes costes energéticos:
•
Minerales blandos
J mm = J eléctrica + J térmica = 2,33 GJ/Mg mineral siendo R = Jth/Je= 7,5
•
Minerales duros
J mm = J eléctrica + J térmica = 5,55 GJ/Mg mineral siendo R = Jth/Je = 1,6
5.5.2
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
5.5.3
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.
•
Enriquecimiento mediante difusión gaseosa (NRC, 1996):
J difusión =11,00 GJ/UTS (unidades trabajo de separación) R=Jth/Je = 0,083
•
Enriquecimiento mediante separación centrífuga (Kistemater, 1975 y Rotty,
1975):
J centrífuga = 3,10 GJ/UTS R=Jth/Je = 2,72
5. El Uranio
122
Teniendo en cuenta que la aplicación de los procesos llegará a tener una proporción de
30/70 como se indicó anteriormente, la energía necesaria sería:
J enriquecimiento = 5,47 GJ/UTS
5.5.4
R= Jth/Je =0,51
Fabricación del 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:
J fabricación = J eléctrica + J térmica = 0,00379 PJ/Mg U siendo R=Jth/Je=2,50
5.6
Recursos nucleares
Los elementos aprovechables como combustible nuclear son un grupo insólito.
Dentro de esta familia se encuentran el U-235, el Th-232 y los productos de fisión Pu239 y Pu-241 que no se encuentran en la naturaleza. En la actualidad el elemento más
utilizado es el U-235, isótopo con una vida media más reducida que el U-238. Por ello
éste último representa la forma predominante en la naturaleza, conteniendo una
fracción reducida del isótopo 235, típicamente menor del 1%. Esta mezcla de isótopos
constituye los que se conoce como uranio natural. Los reactores comerciales emplean
combustible con un contenido en U235 del 2 al 3%, por lo que el mineral de uranio
requiere de una serie de operaciones de enriquecimiento para su uso. Si se partiese de
1.000 kg de uranio natural, tras la fase de enriquecimiento apenas se obtendrían 182 kg
de uranio enriquecido.
5.6.1
Reservas de uranio
Según el Libro Rojo de la Agencia Internacional de la Energía, en 2004 el consumo
mundial de uranio ascendió a 67.000 toneladas. Únicamente 36.000 toneladas
provenían recursos primarios de energía. El resto del uranio provenía de recursos
secundarios, principalmente del desmantelamiento del armamento nuclear. La
disponibilidad de uranio barato proveniente del armamento nuclear ha sido uno de los
principales factores de la reducción en la capacidad de las minas durante la última
5. El Uranio
123
década. A pesar de esto, se estima que la industria minera del uranio tendrá un enorme
crecimiento entre 2010 y 2020 para satisfacer la creciente demanda.
La estimación de las reservas de uranio conlleva ciertas dificultades, ya que las
instituciones de autoridad reconocida emplean diferentes métodos. Si computamos
todo el potencial de uranio disponible, incluyendo el uranio no convencional, los
recursos de uranio accesibles ascienden a 17 millones de toneladas. La AIE (2006),
considera que una estimación razonable de las reservas de uranio es de entre 4 y 5
millones de toneladas. Algunas instituciones, como la European Commission´s Green
Paper on Energy, son mas escépticos y estiman unas reservas de uranio de entre 2 y 3
millones de toneladas.
Se suelen clasificar las reservas de uranio según su coste de extracción. La siguiente
tabla muestra los recursos convencionales más importantes que se conocen estimados
por la National Energy Agency. Las reservas se dividen según los precios asociados a
su explotación.
40 $/Kg.U
40-80 $/Kg.U
80 $/Kg.U
80-130 $/Kg.U
130 $/Kg.U
916.000
531.000
2.274.000
660.000
2.964.000
Tabla 13. Reservas probadas de uranio desglosadas en costes de extracción. Nuclear Energy Agency
En el presente las reservas que presentan mayor interés son las que presentan un
coste inferior a 80$/KgU. El 90% de dichos recursos se distribuyen en 9 países, según
muestra en la figura:
5. El Uranio
124
Figura 46. Distribución de las reservas de uranio en % cuyo coste de extracción es menor de 80$/Kg de U. Fuentre:
Nuclear Energy Agency
La distribución de las reservas cuyo coste de extracción es menor de 130$/kgU no
difiere mucho del anterior y se refleja en el siguiente diagrama.
Figura 47. Distribución de las reservas de uranio cuyo coste de extracción es menor de 130 $/Kg de U. Fuente:
Nuclear Energy Agency
5. El Uranio
125
Al contrario que en el caso de los combustibles fósiles, los recursos de uranio se
encuentran más uniformemente repartidos entre las distintas regiones. Entre ellas
destacan Australia, Canadá y Kazajstán que disponen de cerca del 50% de las reservas
conocidas. Este reparto desfavorece la dependencia energética exterior.
La Agencia de la Energía Nuclear (NEA) revela en un estudio publicado en el 2005
que los recursos convencionales conocidos en las categorías de costes menores de
80$/kgU y 130$/kgU, cuyas cantidades representan alrededor de 3,5 Mt y 4,6 Mt
respectivamente, aumentaron de forma significativa durante el 2003. Las reservas
conocidas de costes menores de 40$/kgU crecieron cerca del 21% en relación al año
anterior debido a los incrementos de Australia, Canadá, Nigeria y Kazajstán. Las
estimaciones de recursos no descubiertos se redujeron durante el mismo periodo de 9,8
Mt de uranio a 7,3 Mt, debido a las revaloraciones de los recursos de China y Rusia.
El Uranio es un elemento común en la naturaleza, pero algunos analistas
argumentan que las reservas deben de ser evaluadas no por la cantidad sino por la
calidad del mismo debido a las importantes transformaciones que éste sufre desde que
se extrae en la mina hasta que es empleado en las centrales nucleares.
Se estima que los recursos de torio (Th) existentes sobre la corteza terrestre son tres
veces mayores que los de uranio. Sin embargo los reactores que emplean este isótopo
como combustible se encuentran en fase experimental y distan bastante de hallarse en
periodo operativo en la actualidad. Países como la India son pioneros en este tipo de
tecnología, pues disponen de grandes reservas de dicho elemento.
5.7
Producción de Uranio
Durante el año 2002 la producción de uranio supuso 36.042 toneladas, cifra muy
similar a la correspondiente durante el año 2000 de 36.011 toneladas, pero algo menor
que la del 2001 de 37.020 toneladas. La producción mundial de este recurso mineral
está conformada por un grupo de 20 países. Mientras países como Francia y España
han reducido significativamente su nivel de producción, el Kazajstán la ha doblado en
apenas dos años.
Resulta de vital importancia analizar la demanda de uranio, pues de esta dependerá
la sostenibilidad energética de la fisión nuclear como fuente de energía. A finales del
5. El Uranio
126
año 2002 existían 441 reactores nucleares operativos distribuidos por todo el mundo,
cuya capacidad de generación asciende a 364 GWe y consumen 66.815 toneladas
anuales de uranio. Otro estudio de la NEA, el Uranium 2003: Resources, Production
and Demand, prevé un modesto crecimiento de la nuclear durante los próximos años.
El informe estima que en el año 2020 la capacidad nuclear podría crecer entre 418 y 483
GWe. En consecuencia el consumo anual de uranio crecería hasta los 73.495 y 86.070
toneladas para el mismo año.
Comparando las cifras referentes a la demanda y producción de uranio, se aprecia
que se produce menos de lo que se consume. Al final del 2002, la producción mundial
de uranio, las 36.042 toneladas, cubrieron el 54% de las necesidades de combustible de
los reactores comerciales de todo el mundo, las cuales ascendieron a 66.815 toneladas
U. El 46% restante provino del resto de fuentes secundarias, que incluye reservas
civiles y militares, así como uranio reprocesado a partir del uranio ya utilizado.
El mercado de uranio a medio plazo es incierto debido a la escasa información
disponible sobre la naturaleza y alcance de suministros secundarios. La información
disponible sugiere que aunque los inventarios comerciales hayan disminuido,
constituyen una aportación sustancial. El uranio derivado de la conversión de cabezas
nucleares constituirá con toda certeza una fuente significativa de suministro en el corto
plazo. Por ello se espera que en un futuro inmediato los precios se mantengan a su
reducido valor actual. Así pues se espera que los niveles de producción no aumenten,
reduciendo de esta manera los inventarios civiles y militares durante los próximos
años. El precio del uranio ha influido de forma determinante en el sector de la
producción suponiendo el cierre de algunas minas y aplazamiento de inversiones en
proyectos de desarrollo y exploración. La producción y exploración van a permanecer
probablemente en un segundo plano hasta que se disponga de un mejor conocimiento
de los suministros secundarios.
Aún en el caso de un modesto crecimiento del sector nuclear, las reservas baratas de
uranio (costes por debajo de 80$/kgU) no serán suficientes para satisfacer la futura
demanda de combustible. Por ello, recursos secundarios, como exceso de inventarios
comerciales, la reconversión del uranio altamente enriquecido de las cabezas nucleares
para su uso en la generación eléctrica y el reprocesamiento de combustible ya utilizado,
resultarán claves para garantizar el suministro en un futuro cercano. Sin embargo, se
5. El Uranio
127
espera que los recursos secundarios pierdan importancia, particularmente después de
2020, y las necesidades de los reactores tendrán que ser paulatinamente satisfechas por
la expansión de la capacidad de producción existente, junto con el desarrollo de centros
adicionales de producción o la introducción de ciclos de combustible alternativos. Con
todo, el papel moderador del mercado será necesario para regular los precios del
combustible mineral estimulando así el desarrollo de los recursos. Debido a los largos
periodos de tiempo que requiere el incorporar al mercado los nuevos descubrimientos,
típicamente un mínimo de 10 ó 20 años, resulta de vital importancia el desarrollo de los
sistemas de suministro ante el déficit de uranio y la creciente presión en los precios
cuando se produzca el agotamiento de los recursos secundarios. Un mejor
conocimiento sobre la naturaleza y extensión de los inventarios mundiales de uranio y
otros recursos secundarios, permitirían pronosticar de forma acertada las decisiones
necesarias alargo plazo para garantizar el porvenir de la nuclear.
El estudio de las reservas de uranio de la Agencia de la Energía Nuclear incluye una
estimación de los períodos que dichas reservas podrían satisfacer a un nivel de
demanda de energía nuclear similar al del año 2002, en función del tipo de reactor
empleado. Los resultados se resumen en la siguiente tabla:
Figura 48. Años de disponbilidad de recursos para varias tecnologías. Fuente: Nuclear Energy Agency
5. El Uranio
128
Se pone de manifiesto que en función del tipo de reactor o del ciclo de combustible
empleado, las previsiones son muy distintas. Con la tecnología adecuada se dispondría
de uranio suficiente para un horizonte de entre 2000 y 8000 años.
No obstante, y pese al previsible aumento de la demanda de energía, el papel de la
energía nuclear sigue siendo incierto. Según la Agencia de la Energía Nuclear, los
recursos de uranio (incluyendo recursos conocidos y no descubiertos) son adecuados
para satisfacer los requerimientos futuros proyectados. Sin embargo hay cuestiones
que permanecen sin resolver, como si estas tecnologías pueden ser desarrolladas
dentro del marco temporal requerido para satisfacer la futura demanda de uranio.
A pasar de lo crítico de las reservas de uranio, existe una postura respaldada por
expertos y autoridades a nivel mundial sobre la cuestión que apuestan claramente por
la continuidad y el desarrollo de la nuclear. Dichos estudiosos argumentan que se
requirieren únicamente 30 gramos de uranio enriquecido para generar una potencia de
8000 kWh. Para obtener la misma cantidad de energía serían necesarios 3000 kg de
carbón. Las estimaciones predicen que con las reservas probadas actuales de 80$ el kg
de uranio se pueden abastecer las 441 centrales durante solamente 50 años. El doblar el
coste de extracción del mineral hasta los 160$/kg supondría que las reservas conocidas
se multiplicarían por diez. Pese a lo que pueda parecer, la repercusión en el coste de la
electricidad generada en las centrales debido a la duplicación del coste del uranio es
del 5%. En contrapartida, si se doblase el precio del carbón la repercusión en el precio
final es del 30%, y si se tratase del gas natural sería del 60%.
Yendo aún más lejos, si el precio del uranio natural siguiese aumentando hasta
alcanzar la cifra de los 1.000 $/kg, entonces sería viable la explotación del uranio
contenido en el agua de los océanos. La Agencia Internacional de la Energía estima la
existencia de aproximadamente 14,4 Mt de uranio convencional, más unas 22 Mt de
uranio en depósitos de fosfato y nada menos que 4.000 Mt disueltas en el agua del mar.
Otro dato importante se refiere al rendimiento de las centrales nucleares. Las cifras
muestran que cada 20 años los reactores consumen un 25% menos de uranio
enriquecido. Tampoco se ha explotado el potencial del torio cuyas reservas podrían ser
tres veces más que las del mineral de uranio. Las centrales que empleasen torio como
combustible no precisarían de una tecnología muy distinta a la actual.
5. El Uranio
129
En conclusión, la energía nuclear cuenta con una amplia base de recursos. Las
reservas actuales son lo suficientemente grandes como para garantizar la producción
del combustible nuclear durante décadas. Dado que el coste del combustible nuclear
representa una parte muy pequeña del coste de producción eléctrica nuclear, una
subida de los precios del combustible podría hacer que la disponibilidad de recursos
aumentara considerablemente sin que ello incidiera materialmente en la posición de
competitividad de la energía nuclear. Es más, se podría ampliar la base de recursos
para la producción de energía eléctrica nuclear con el reciclado de los materiales
fisionables y la aplicación de los ciclos de combustible avanzados que convierten el
uranio y el torio fértiles en materiales fisionables. Con todo, el ampliar la base de
recursos naturales de la nuclear no la convierte en una forma de energía coherente con
los objetivos del desarrollo sostenible, pues aún quedan por resolver los problemas del
impacto medioambiental y seguridad asociados.
5.8
El precio del uranio
Durante los últimos años, el precio del uranio se ha incrementado enormemente y
ha subido desde los 8 dólares/libra a los 60 dólares/libra en el espacio de tan solo 6
años tal y como se muestra en la siguiente figura:
Figura 49. La evolución del precio del uranio. Fuente: Uranium Exploration and Development
Actualmente el precio se sitúa en los 123 dólares/libra. Esta subida espectacular del
precio del uranio se debe, en gran parte a las perspectivas de construcción de nuevas
5. El Uranio
130
centrales en todo el mundo. Además, los recursos de uranio no convencionales están
poco explotados ya que hasta ahora no había sido necesario. Es de esperar que el
precio del combustible nuclear descienda y se sitúe en niveles mas razonables.
5.9
Perspectivas
Hacer frente al incipiente crecimiento de la demanda que se va a producir durante
los próximos años requiere de un minucioso análisis de todas las posibilidades
tecnológicas. Preservar la opción nuclear en el futuro próximo requiere superar los
cuatro desafíos descritos en la sección 2: costes, seguridad, proliferación y residuos. A
medida que se invierta y se construyan más centrales nucleares se alcanzarán
soluciones cada vez más aceptables. Sin embargo, el esfuerzo de superar estos desafíos
será justificado sólo si la energía nuclear es capaz de reducir significativamente el
calentamiento global, lo cual implicaría una mayor expansión de la nuclear. En efecto,
preservar la energía nuclear significa desarrollar las medidas necesarias para hacer de
ésta una fuente de energía segura y competitiva con la que hacer frente al creciente
nivel de consumo.
Para tratar esta cuestión, un estudio del MIT, The Future of Nuclear Power, postula
un escenario de crecimiento en el que a mitad del presente siglo habría de 1.000 a 1.500
reactores nucleares de 1.000 MWe cada uno distribuidos por el mundo. Actualmente se
dispone de una capacidad equivalente de 366 reactores del mismo tipo en servicio. Una
expansión de estas características requeriría del compromiso de Estados Unidos, Japón,
Corea y Taiwán, así como renovar el parque nuclear europeo y un amplio desarrollo de
este tipo de instalaciones en todo el mundo. A título ilustrativo se muestra a
continuación la siguiente tabla con un despliegue de 1.000 reactores con una capacidad
de 1.000 MWe cada uno:
5. El Uranio
131
Tabla 14. Escenario de desarrollo de 1000 reactores de 1000 MWe de potencia. Fuente: The Future of Nuclear Power
Dicho escenario ahorraría una cantidad importante de emisiones de gases de efecto
invernadero asociadas a la combustión de combustibles fósiles. En el año 2002, el nivel
de emisiones asociado a la actividad humana supuso 6.500 millones de toneladas
anuales. Estás emisiones serán probablemente más del doble en el año 2050. Los 1.000
GWe de potencia nuclear instalada postulados en el escenario evitarían 800 Mt anules
de emisiones derivadas de la generación eléctrica a partir de centrales térmicas de gas
natural. En el caso de la producción de electricidad a partir del carbón el ahorro sería
de 1.800 Mt anuales, asumiendo que no se emplee ningún método de captura o
secuestro de CO2.
Dicho despliegue de potencia nuclear se basaría en reactores de ciclo de combustible
abierto porque son los que mejor se ajustan a los requerimientos de bajo coste y no
proliferación. Los ciclos cerrados poseen ciertas ventajas desde el punto de vista del
tratamiento de residuos a largo lazo. No obstante este tipo de ciclos seguirá siendo más
caro que los de un solo uso hasta que los recursos minerales sean muy escasos.
Sin embargo el escenario anteriormente descrito presenta graves inconvenientes.
Según datos de la Asociación Internacional de la Energía Atómica (IAEA), en su “Red
5. El Uranio
132
book” estiman que con el nivel de producción actual apenas quedarían de 50 a 60 años
de reservas de mineral de uranio. Esto significa que si se aumentase el número de
reactores de 366 a 1000 durante los próximos años, las reservas durarían 22 años en el
mejor de los casos. Resultaría inaceptable realizar las enormes inversiones necesarias
para la construcción de las nuevas centrales cuando los recursos de uranio no durarían
más allá del año 2030, con lo cual no se podría hacer frente a la enorme demanda
eléctrica de los años posteriores.
No se trataría de un problema realmente grave pues el escenario anterior se basa
únicamente en ciclos de combustible abiertos y no se plantea el reprocesamiento del
combustible utilizado. En el momento en el que los recursos de uranio comenzasen a
escasear, el aumento de costes derivado haría que las instalaciones de ciclo cerrado
fuesen económicamente viables. Tampoco se ha tenido en cuenta el enorme potencial
de los recursos naturales de torio. Carlo Rubbia, premio Nóbel en 1984, estima que con
la tecnología adecuada las reservas de dicho mineral serían suficientes para abastecer
la población mundial durante unos 100.000 años. Además el uso del torio en lugar del
uranio cuenta con otra ventaja, y es que no se puede emplear para la fabricación de
armamento nuclear con lo cual se evitaría el problema de la proliferación.
5.10 Viabilidad de la energía nuclear
Los problemas a los que se enfrenta la energía nuclear, tanto en lo referente a la
evolución de costes y disponibilidad de recursos, como en lo referente a la seguridad
nuclear, proliferación, y tratamiento de residuos, han llevado a proponer una enorme
cantidad de diseños alternativos (reactores de cuarta generación), que según sus
defensores, permitirían superarlos. En cualquier caso, estos enfoques se encuentran en
una fase muy preliminar, y su implementación práctica tendría que esperar como poco
unos 20 años. Si efectivamente estos problemas admitiesen solución, la alternativa
nuclear sería una posibilidad muy atractiva.
Sin embargo el mayor reto al que se enfrenta la energía nuclear no son los desafíos
tecnológicos, sino la concienciación social. A pesar de los esperanzadores avances de la
técnica, la opinión pública sigue siendo muy reticente respecto a la expansión de la
nuclear. Este tipo de actitud puede minar el futuro de esta fuente energética incluso
habiendo superado los cuatro desafíos. El interés de la nuclear reside en la generación
5. El Uranio
133
eléctrica libre de emisiones de gases de efecto invernadero. Mientras el desarrollo de
alternativas limpias, como la fusión nuclear y el hidrógeno a gran escala, parece una
utopía, la única salida son los combustibles fósiles que presentan la problemática
descrita en el capítulo anterior y agravarían significativamente el calentamiento global.
Todo apunta a que a largo plazo no habrá más alternativa que utilizar todas las
fuentes energéticas disponibles, incluida la opción nuclear. El futuro de la energía
nuclear dependerá en gran medida de la porción del mercado de generación eléctrica
que no ocupen los combustibles fósiles. Puesto que el ciclo del combustible nuclear
requiere de multitud de procesos relacionados con la minería, enriquecimiento,
fabricación del combustible, transporte, tratamiento de residuos y desmantelamiento
de la planta, que en última instancia dependen del petróleo; los costes del combustible
nuclear se encuentran estrechamente relacionados con la evolución de precios del
crudo.
Por lo tanto resulta lógico suponer un potencial limitado del uso de la energía
nuclear de fisión durante el próximo siglo. Basándose en otros estudios de perspectiva,
como el anteriormente mencionado The Future of Nuclear Energy y Energy at the
Crossroads de Vaclac Smil, se ha adoptado la hipótesis de restricción de la capacidad
nuclear instalada en el año 2100 a 2,5 GW. Dicha cifra supone un límite razonable a la
expansión de este tipo de instalaciones durante el horizonte de estudio, que tiene en
cuenta los inconvenientes de esta forma energía anteriormente mencionada.
6
Modelado de las reservas
6. Modelado de las reservas
6
6.1
135
Modelado de las reservas
Reservas de petróleo
Según la BP statistical review 2006 las reservas probadas de petróleo convencional
ascienden a 1200 Gb.
En función de los futuros avances tecnológicos y monto de las inversiones en
exploración y producción, el USGS contempla tres escenarios sobre la cantidad de
petróleo que finalmente podremos recuperar del subsuelo. El menos probable (5%)
habla de 3.900 Gb, el más probable (95%) de 2.200 Gb y el esperado (con una
probabilidad del 50%) de 3000 Gb. En nuestro caso partimos de una cantidad de URR
de 3000 Gb.
Según los geólogos, el pico de producción se alcanza cuando la producción
acumulada es superior a la mitad de las últimas reservas finalmente recuperables
(URR). Sabemos que la producción acumulada hasta el momento es aproximadamente
de 1000 Gb.
Sabemos que los países productores de petróleo no miembros de la OPEP producen
a plena capacidad, por lo tanto, la estimación del crecimiento de su producción,
corresponde con la estimación del crecimiento de su capacidad de producción. Sin
embargo, para los países de la OPEP, la incertidumbre es bastante mayor, por lo que
para nuestro modelo, suponemos que estos también producen a plena capacidad.
Según la AIE, la producción de petróleo convencional continúa siendo dominada
por los países miembros de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo)
que crece de manera significativa. La producción de petróleo de los países miembros
de la OPEP experimentará un crecimiento desde 34 millones de barriles/día en 2005 a
42 millones de barriles/día para 2015 y a 56 millones de barriles/día para 2030. Así los
países miembros de la OPEP pasarán a cubrir del 40% actual al 48% de la producción
mundial de petróleo para el año 2030. Para los países no miembros de la OPEP se
estima que tendrán un crecimiento en su producción más plano desde un nivel de 48
millones de barriles/día en 2005 a 55 millones de barriles/día en 2015 y de 58 millones
de barriles/día en 2030. Por lo tanto, el crecimiento de la producción total crece desde
6. Modelado de las reservas
136
los 82 millones de barriles/día en 2005 hasta 97 millones de barriles/día en 2015 y 114
millones de barriles/día en 2030.
Proyectando la producción acumulada esperada según las anteriores curvas de
producción obtenemos el siguiente grafico:
Producción acumulada de petróleo
2500
Gb
2000
1500
1000
500
0
2000
2005
2010
2015
2020
2025
2030
2035
Año
Figura 50. Producción total de petróleo acumulada. Fuente: Elaboración propia
Podemos constatar que para la demanda estimada por la AIE, alcanzaremos una
producción acumulada de 1500 Gb para el año 2020, lo que marca el inicio en el declive
de la capacidad de producción de petróleo convencional.
Las curvas proporcionadas por la AIE están en función de una demanda esperada.
Como en nuestro modelo tenemos una demanda distinta debemos de vincular la
capacidad de producción con la demanda esperada.
Según la teoría del Dr. M. King Hubbert en la fase pre-pico la producción aumenta
debido al incremento de los descubrimientos y el desarrollo de infraestructuras.
Sabiendo que los descubrimientos son actualmente escasos, podemos deducir que el
incremento en la producción de petróleo antes de alcanzar el pico de producción esta
en relación directa con la disponibilidad de infraestructuras que faciliten y posibiliten
la explotación de los yacimientos. Por lo tanto, supondremos que durante la fase prepico, la capacidad de producción es igual a la producción y por lo tanto a la demanda.
Durante la fase post-pico, la producción decae debido al agotamiento de los
recursos en los yacimientos y a su mayor dificultad en la extracción debido a que el
6. Modelado de las reservas
137
crudo fluye en menor cantidad hacia el exterior. Además, según esta teoría la curva de
capacidad es simétrica con respecto al pico de producción y por lo tanto suponemos
que la fase post-pico es simétrica a la fase pre-pico.
Sabemos que la producción crece desde un nivel de 5 millones de barriles/día en
1930 hasta los 82 millones de barriles/día en 2005 y que la producción acumulada
hasta ahora es de 1000 Gb. Linealizando la producción ésta responde a la siguiente
ecuación entre 1930 y 2005:
Y= 1,02667x+5 (en millones de barriles /día)
Desde 2005 hasta el pico de producción, que se producirá cuando se hayan
producido 500 Gb más, tendrá una trayectoria en función de la demanda. Tras alcanzar
el pico de producción, esta decaerá simétricamente, en primer lugar con respecto a la
trayectoria de 2005 hasta el pico de producción y más tarde con respecto a la
trayectoria ya conocida anterior a 2005.
Partiendo de un valor de 3000 Gb como URR y sabiendo que las reservas actuales
son de 1200 Gb y la producción acumulada de 1000 Gb, quedan aún 800 Gb por
descubrir. Repartiendo los 800 Gb a lo largo del periodo de estudio equivale a un
aporte de 8 Gb/año.
6.1.1
Petróleo no convencional
Según el WEC (World Energy Council) la provincia de Alberta en Canadá contiene
al menos el 85% de los recursos mundiales de arenas bituminosas. La provincia
contiene una cantidad estimada de petróleo no convencional de 1700 Gb. Actualmente,
existen unas reservas probadas de 174 Gb y una cantidad recuperable estimada de 315
Gb más.
La cuenca del Orinoco contiene, según el WEC, cerca del 90% de los recursos totales
conocidos de crudo ultrapesado. Se estima que la cuenca del Orinoco contiene unos
recursos recuperables que ascienden a 1200 Gb. Estudios recientes del PDVSA
concluyen, que el 22%, es decir 267 Gb, son recursos económicamente recuperables.
Suponiendo que éstos se explotan en su totalidad a lo largo de todo el siglo, obtenemos
unas aportaciones de 2,67 Gb/año.
6. Modelado de las reservas
138
Las pizarras bituminosas son actualmente el recurso petrolífero más importante.
Según el Energy Minerals Division, los recursos mundiales conocidos ascienden a 2600
Gb, pero, según el World Energy Council (WEC), los recursos recuperables son de 400
Gb y según el Oil Shale Resource Base son de entre 500 y 1100 Gb. Suponemos,
arbitrariamente, unos recursos recuperables de 500 Gb. Dividiendo estos recursos a lo
largo del periodo de estudio, obtenemos unas aportaciones de 5 Gb/año.
Según la AIE la producción de petróleo no convencional, proveniente
principalmente de los países no miembros de la OPEP, supondrá al menos el 8% de la
producción mundial para 2030. Actualmente el petróleo no convencional representa el
2% de la producción mundial. Esto significa un salto en la producción de 1,6 a 9
millones de barriles diarios. La mayor parte de este petróleo no convencional proviene
de las arenas bituminosas de Canadá. Suponiendo un crecimiento constante a lo largo
del periodo de estudio obtenemos la siguiente curva de capacidad:
Capacidad de producción de petróleo no convencional
35
30
25
20
15
10
5
0
2000
2020
2040
2060
2080
2100
2120
Año
Figura 51. Capacidad de producción de petróleo no convencional. Fuente: Elaboración propia
Suponemos para nuestro modelo, del mismo modo que hicimos para el petróleo
convencional, que la producción es igual al a capacidad máxima de producción. En
este caso no tenemos en cuenta picos máximos de producción ya que, por un lado no
hay estudios al respecto y por otro lado existe mucha incertidumbre acerca de la
cantidad de petróleo no convencional finalmente recuperable. Por lo tanto
6. Modelado de las reservas
139
supondremos un crecimiento de la capacidad como el estimado por la AIE de 0,296
millones de barriles/día más cada año partiendo de una capacidad actual de 1,6
millones de barriles/día.
6.1.2
Precio del petróleo
El estudio de la AIE, realizado en 2006, considera tres casos que arrojan más
claridad en las previsiones alternativas siguiendo la trayectoria de los precios del
petróleo en el futuro próximo. Los cálculos básicos en los precios mundiales del
combustible fósil se ubican en alrededor de 47 dólares por barril en 2014, antes de subir
a 57 dólares/barril en 2030. Se distinguen tres escenarios: los casos de precios bajos,
medios y altos definen un amplio rango del trazo de las gráficas correspondientes del
precio mundial en potencia, el cual hacia el año 2030 muestra gran amplitud que va de
34 dólares/barril a 96 dólares/barril, dependiendo de factores muy diversos, algunos
susceptibles de ser evaluados y otros no.
Tras analizar diversos estudios, suponemos el escenario de precios altos descrito por
la AIE y además suponemos un crecimiento constante durante todo el periodo de
estudio equivalente al predicho por la AIE hasta el 2030. Así obtenemos la siguiente
evolución para el precio del petróleo convencional.
Precio del petróleo convencional
1600
$/Tep
1400
1200
1000
Precio del petróleo
convencional
800
600
400
200
0
1980
2000
2020
2040
2060
2080
2100
2120
Año
Figura 52. Evolución del precio del petróleo en $/Tep. Fuente: Elaboración propia
En cuanto al petróleo no convencional, solo el crudo procedente de las arenas
bituminosas canadienses es económicamente rentable.
6. Modelado de las reservas
140
Se estima, según el WEC, que las pizarras bituminosas no sean económicamente
rentables hasta que el precio del barril de crudo en el mercado no alcance los 90
dólares/barril. Del mismo modo, se estima que
el crudo ultrapesado no es
económicamente rentable hasta que el precio el barril alcance los 75 dólares/barril.
Para nuestro modelo, partimos, para el petróleo convencional y las arenas
bituminosas, de un precio en 2005 de 60 dólares/barril y un crecimiento hasta 2100 de
1,44 dólares/año tal y como describe la AIE. Para el petróleo ultrapesado y las pizarras
bituminosas partimos de un
precio actual estimado en 75 y 90 dólares/barril
respectivamente y suponemos el mismo crecimiento que para el petróleo no
convencional. De este modo, el precio del petróleo , vendrá dado por el tipo de
petróleo más caro que esté en explotación en ese momento .
$/Tep
Precio del Petróleo
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
1980
Petróleo
convencional+Arenas
Bituminosas
Petróleo Ultrapesado
Pizarras Bituminosas
2000
2020
2040
2060
2080
2100
2120
Año
Figura 53. Evolución del precio del los diferentes tipos de petróleo. Fuente: Elaboración propia
El precio del petróleo se puede dar de dos maneras para el modelado de las
reservas: de manera endógena vinculado a la demanda o de manera exógena según las
estimaciones de los expertos. Para nuestro modelo asignamos el precio de manera
exógena, suponiendo el escenario de precios altos, descrito por la AIE, que a la luz de
los informes publicados, y del crecimiento estimado de la demanda, parece el más
adecuado.
6. Modelado de las reservas
6.1.3
141
Emisiones de CO2 y gasto energético
Las emisiones derivadas de la extracción, transporte y refino del crudo ascienden a
1,84 Kg de CO2 /Tep. El gasto energético total correspondiente a la extracción,
transporte y refino del petróleo equivale a 0,0006797 Tep/Tep extraída tal y como se ha
calculado en la sección 2.2.6 del segundo capitulo.
Con respecto al petróleo no convencional supondremos que las emisiones de CO2 y
el gasto energético son los mismos para los tres tipos de recursos no convencionales ya
que las emisiones y le gasto energético derivados de la explotación del crudo
ultrapesado y las pizarras bituminosas son aún bastante inciertos debido al escaso
desarrollo.
Suponemos un nivel de emisiones de 60 Kg de CO2/barril que equivale a 428,57 Kg
de CO2/Tep y un gasto energético de 0,17 Tep/Tep extraída, tal y como se ha
calculado en el apartado 2.2.6 del correspondiente capitulo. Suponemos que, para las
fases de transporte y refino, el gasto energético derivado es el mismo que para el
petróleo convencional, que es despreciable frente al obtenido para la extracción de las
arenas bituminosas.
Gasto energético
Emisiones de CO2
(Tep/Tep)
(Kg/Tep)
Petróleo convencional
0,0006797
1,84
Petróleo no convencional
0,17
428,57
6.2
Reservas de gas natural
Según la AIE en su informe WEO 2006, los recursos de gas natural, incluyendo las
reservas probadas, el crecimiento de las reservas debido a estimaciones más precisas y
nuevos descubrimientos, ascienden a 314 Tcm (Trillion cubic meters).
6. Modelado de las reservas
142
Por otro lado, según la BP statistical review 2006, las reservas probadas de gas
natural ascienden hoy día a 180 Tcm, lo que es equivalente a 180 Gtep (1 metro cúbico
de gas natural equivale a 0,001 Tep). Por lo tanto la cantidad de gas que queda por
descubrir es de 134 Tcm. Si suponemos que esta cantidad va a ser descubierta al 100%
durante el periodo de estudio, esto supone un aporte de 1,34Tcm/año.
En cuanto a la producción, tal y como se ha descrito en el apartado 3.2.2 del tercer
capitulo, se espera que sea creciente pero con distinto patrón según la región.
Globalmente se espera que la producción de gas se incremente en al menos 1,9
Tcm/año entre 2004 y 2030. A la luz de los datos consultados, 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 mismas. Por lo tanto supondremos que
en cada momento dispondremos de las redes de gasoductos necesarias y que por lo
tanto la capacidad de producción será en cada momento igual a la demanda.
Para al gas no convencional, existe un potencial inmenso de nuevos recursos, con un
grado de incertidumbre bastante elevado para la mayoría de ellos en cuanto a la
cantidad de gas encerrada en sus depósitos. Además, la mayor parte estos recursos se
encuentran en explotación experimental debido a los altos costes que conllevan.
El metano de los yacimientos de carbón es la única fuente de gas que se encuentra
actualmente en explotación y se estima, según el USDOE, que la producción de metano
alcance los 2 Tcf/año para 2020, lo que representa el 2% de la demanda de gas actual.
Las reservas de metano en yacimientos de carbón suponen unos 100 Tcf en los Estados
Unidos, y considerando que en esta región se encuentra un tercio de las reservas
mundiales de carbón, extrapolando obtenemos unas reservas mundiales de 300 Tcf.
En cuanto al tight gas, existen unas reservas probadas de 80 Tm3 con costes de
extracción entre cuatro y cinco veces superiores a los del gas natural convencional. Por
este motivo las reservas de tight gas no se encuentran actualmente en explotación.
Los recursos mundiales de gas shales están mal estimados, pero podrían sumar unos
1000 Tcf.
Por ultimo, en cuanto a los hidratos de gas, la cantidad de estos recursos es muy
incierta y va de los 60 millones de Tcf propuestos por Schlumberger a unos 5000Tcf
6. Modelado de las reservas
143
(Soloviev, 2004). 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.
Con los niveles de consumo actuales y los recursos actualmente disponibles de gas
natural convencional se puede cubrir la demanda durante los próximos 140 años. Por
lo tanto, para nuestro modelo,
únicamente tendremos en cuenta el gas metano
contenido en capas de carbón, ya que le resto de los recursos no se encuentran en
explotación y además conllevan altos costes de explotación. Las reservas mundiales de
gas metano contenido en los yacimientos de carbón, ascienden a 8,49 Tcm, lo que
supone un 5% de las reservas de gas convencional. Dividiendo las reservas entre el
periodo de estudio, obtenemos unas aportaciones anuales de 0,0893 Tcm/año.
Por lo que se refiere a la evolución del precio del gas natural existe una gran
incertidumbre. Se prevé que el precio nunca descienda del actual y siga una evolución
creciente debido al papel cada vez mayor del gas en el mercado energético.
Globalmente, según el WETO 2005, podemos decir que el precio del gas natural tiene
una evolución ascendente desde los 15 €/barril en 2005 hasta los 30 €/barril en 2030, lo
que supone un crecimiento anual del 1,2 euros/barril. A la vista de los datos
publicados, se estima que el precio del gas natural tenga una trayectoria bastante
pareja con el precio del petróleo, por lo tanto suponemos que a partir de 2030, el precio
del gas tendrá el mismo crecimiento que el del petróleo.
Precio del gas natural
1200
$/Tep
1000
800
Precio del gas natural
600
400
200
0
1980
2000
2020
2040
2060
2080
2100
2120
Año
Figura 54. Evolución del precio del gas natural. Fuente: Elaboración propia
6. Modelado de las reservas
144
Sobre el gasto energético y las emisiones derivadas de la explotación y transporte
del gas, podemos decir que son despreciables, ya que éstas se derivan, casi totalmente,
de la construcción de las infraestructuras que no son objeto de análisis de este
proyecto.
6.3
Reservas de carbón
Según BP statistical review 2006 las reservas probadas de carbón ascienden a
909.064 millones de toneladas lo que equivale a 300 veces la producción de 2005.
Debido a las inmensas reservas de carbón disponibles, no tendremos en nuestro
modelo ninguna restricción en cuanto a la capacidad de producción.
El precio del carbón, según Greenpeace, en su estudio Revolución Energética,
estima que llegará a los 86,4 dólares/tonelada para 2050. Supondremos hasta el final
del periodo, un crecimiento igual al estimado hasta 2050.
No se tendrán en cuenta, para las reservas de carbón, restricciones en cuanto a la
capacidad de producción ya que éstas están directamente relacionadas con la
disposición de más o menos instalaciones que no son objeto de estudio de este
proyecto. Por lo tanto la producción de carbón será igual, en todo momento, a la
demanda prevista.
No consideraremos las emisiones de CO2 y el gasto energético derivados de la
explotación minera, ya que estos son despreciables.
6.4
Reservas de uranio
Suponemos para nuestro modelo las reservas de uranio natural estimadas por la
Nuclear Energy Agency que ascienden a 7.345.000 toneladas. Éstas están divididas
según el coste de extracción de la siguiente manera:
40 $/Kg.U
40-80 $/Kg.U
80 $/Kg.U
80-130 $/Kg.U
130 $/Kg.U
916.000
531.000
2.274.000
660.000
2.964.000
6. Modelado de las reservas
145
Con un consumo actual aproximado de 66.000 toneladas/año, las reservas actuales
satisfacerían la demanda durante los próximos 122 años. Si computamos todo el
potencial de uranio disponible, incluyendo el uranio no convencional, los recursos de
uranio accesibles ascienden a 17 millones de toneladas. Esto supone que los recursos
actualmente accesibles, aunque no en explotación son de 9,65 millones de toneladas.
Dividiendo estos recursos entre el periodo de estudio obtenemos unas aportaciones
anuales de 96.550 toneladas/año.
En cuanto al precio del uranio es difícil dar una estimación debido a las
desorbitadas subidas recientes. Partiendo de los precios estimados por la Nuclear
Energy Agency, suponemos un precio inicial de 80 dólares/Kg de U. Aplicando la
teoría del deposito, ya empleada para el petróleo, se supone una subida del precio del
1% anual hasta agotar las 2,274 Mt disponibles. A partir de ahí, el precio pasará a ser el
correspondiente al de 130 dólares/Kg de U mas una subida del 1% anual hasta agotar
las 2,964 Mt disponibles.
El consumo de energía y las emisiones de CO2 derivadas de los procesos de
minería, transformación, enriquecimiento y fabricación del combustible nuclear son
muy variables en función de la concentración U-235 del mineral natural. Supondremos
una concentración del 0,2% del mineral de uranio. Según la Nuclear Energy Agency, el
consumo energético equivalente derivado del proceso de obtención del combustible es
de 0,17 Tep/Tep producida y las emisiones son de 697 Kg de CO2/Tep, tal y como se
ha descrito en los apartados 5.4 y 5.5 del correspondiente capitulo.
En cuanto a la capacidad de producción de combustible nuclear, no tendremos en
cuenta ningún tipo de restricción ya que para obtener mas cantidad de combustible
basta con tener mas plantas de enriquecimiento de uranio que no es objeto de estudio
de este proyecto.
6.5
Resultados
6.5.1
Modelo mundial
Las demandas estimadas en el modelo mundial, tal y como se explica en el siguiente
capitulo, se basan en las demandas previstas en el modelo WETO 2005. Estas
demandas tienen en cuenta tanto las restricciones en las capacidades de producción
6. Modelado de las reservas
146
como la producción de energía con fuentes alternativas presentes y futuras como la
eólica, la solar ó el hidrogeno para el transporte. Es decir, la demanda estimada tiene
implícitamente en cuenta todas las restricciones.
Cuando simulamos el modelo, esto hace que las restricciones de capacidad de
producción introducidas en el modelo no estén nunca activas y consecuentemente,
obtenemos un resultado “ideal”. Los resultados obtenidos en cuanto a la evolución de
las reservas para la demanda estimada en el WETO 2005 son los siguientes:
•
Demanda de petróleo
Demanda de petróleo (GTep vs Año)
4B
3.5 B
3B
2.5 B
2B
2001
2010
Demanda de petroleo : 1
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
6. Modelado de las reservas
147
Precio del petróleo ($/Tep vs Año)
2,000
1,500
1,000
500
0
2001
2010
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
Precio petroleo 0 : 1
•
Petróleo convencional
Reservas de petróleo convencional (GTep vs Año)
200 B
150 B
100 B
50 B
0
2001
2010
Reservas de petroleo convencional : 1
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
6. Modelado de las reservas
148
Producción de petróleo convencional (GTep vs Año)
4B
3B
2B
1B
0
2001
2010
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
Produccion de petroleo convencional : 1
•
Arenas Bituminosas
Reservas de arenas bituminosas (GTep vs Año)
60 B
45 B
30 B
15 B
0
2001
2010
Reservas de Arenas bituminoas : 1
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
6. Modelado de las reservas
149
Producción de arenas bituminosas (GTep vs Año)
2B
1.5 B
1B
500 M
0
2001
2010
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
Producción de Arenas bituminosas : 1
•
Petróleo Ultrapesado
Reservas de petróleo ultrapesado (GTep vs Año)
40 B
30 B
20 B
10 B
0
2001
2010
Reservas de Crudo Ultrapesado : 1
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
6. Modelado de las reservas
150
Producción de petróleo ultrapesado (GTep vs Año)
1B
750 M
500 M
250 M
0
2001
2010
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
Producción Crudo Ultrapesado : 1
•
Pizarras Bituminosas
Reservas de pizarras bituminosas (GTep vs Año)
80 B
60 B
40 B
20 B
0
2001
2010
Reservas de Pizarras Bituminosas : 1
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
6. Modelado de las reservas
151
Producción de pizarras bituminosas (GTep vs Año)
0.2
0.15
0.1
0.05
0
2001
2010
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
Producción Pizarras Bitmunosas : 1
Tal y como podemos observar, para dicha demanda no existe ningún problema en
cuanto a la cobertura de la demanda de petróleo.
•
Gas natural
Demanda de gas natural (GTep vs Año)
4B
3B
2B
1B
0
2001
2010
Demanda de gas natural : 1
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
6. Modelado de las reservas
152
Reservas de gas natural (GTep vs Año)
200 B
170 B
140 B
110 B
80 B
2001
2010
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
2073
2082
2091
2100
Reservas de gas natural : 1
Precio del gas natural ($/Tep vs Año)
1,000
750
500
250
0
2001
2010
Precio del gas natural : 1
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
6. Modelado de las reservas
•
153
Carbón
Demanda de carbón (GTep vs Año)
4B
3B
2B
1B
0
2001
2010
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
2064
2073
2082
2091
2100
Demanda de carbón : 1
Reservas de carbón (GTep vs Año)
800 B
700 B
600 B
500 B
400 B
2001
2010
Reservas de Carbón : 1
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
6. Modelado de las reservas
154
Precio del carbón ($/Tep vs Año)
200
150
100
50
0
2001
2010
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
2073
2082
2091
2100
Precio del carbón : 1
•
Uranio
Demanda de uranio (GTep vs Año)
1B
750 M
500 M
250 M
0
2001
2010
Demanda de uranio : 1
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
6. Modelado de las reservas
155
Reservas de uranio (GTep vs Año)
200 B
165 B
130 B
95 B
60 B
2001
2010
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
2064
2073
2082
2091
2100
Reservas de combustible nuclear : 1
Precio del uranio ($/Tep vs Año)
400
300
200
100
0
2001
2010
Precio del uranio : 1
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
6. Modelado de las reservas
6.5.2
156
Modelo de reservas
Para el modelo de reservas supondremos las demandas, para cada recurso,
estimadas por la AIE descritas en los capítulos anteriores correspondientes.
Según la AIE, la producción de petróleo convencional continúa siendo dominada
por los países miembros de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo)
que crece de manera significativa. La producción de petróleo de los países miembros
de la OPEP experimentará un crecimiento desde 34 millones de barriles/día en 2005 a
42 millones de barriles/día para 2015 y a 56 millones de barriles/día para 2030. Así los
países miembros de la OPEP pasarán a cubrir del 40% actual al 48% de la producción
mundial de petróleo para el año 2030. Para los países no miembros de la OPEP se
estima que tendrán un crecimiento en su producción más plano desde un nivel de 48
millones de barriles/día en 2005 a 55 millones de barriles/día en 2015 y de 58 millones
de barriles/día en 2030. Por lo tanto, el crecimiento de la producción total crece desde
los 82 millones de barriles/día en 2005 hasta 97 millones de barriles/día en 2015 y 114
millones de barriles/día en 2030.
Para el gas natural cabe esperar que el consumo aumente un 2% anualmente entre
2004-2030. A la luz de la literatura estudiada parece bastante probable que a partir de
2030, la demanda de gas y de petróleo sigan trayectorias bastante parejas, con lo que
supondremos, a partir de 2030, el mismo crecimiento que para el petróleo
convencional.
Según la AIE, se espera que la demanda de carbón aumente anualmente un 1,8%
entre 2004 y 2030. A partir de 2030, supondremos un crecimiento del 1% anual.
Finalmente, en cuanto al uranio, un estudio de la NEA, el Uranium 2003: Resources,
Production and Demand, prevé un modesto crecimiento de la nuclear durante los
próximos años. El informe estima que en el año 2020 la capacidad nuclear podría crecer
entre 418 y 483 GWe. En consecuencia el consumo anual de uranio crecería desde las
66.000 toneladas hasta las 73.495 y 86.070 toneladas para 2020. Suponemos un
crecimiento constante a lo largo todo el periodo de estudio.
6. Modelado de las reservas
157
Demanda de los distinos tipos recursos
8000000000
7000000000
6000000000
Petróleo
Tep
5000000000
Gas natural
4000000000
Carbón
3000000000
Uranio
2000000000
1000000000
0
1980
2000
2020
2040
2060
2080
2100
2120
Año
Figura 55. Demanda de los distintos tipos de recursos en Tep. Fuente: Elaboración propia
A partir de estas demandas obtenemos los siguientes resultados:
•
Petróleo
La demanda estimada de petróleo es la siguiente:
Demanda del petróleo ($/Tep vs Año)
8B
7B
6B
5B
4B
2001
2010
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
Demanda : Current
A continuación se muestran las reservas, aportaciones y producción en GTep para cada
6. Modelado de las reservas
158
tipo de petróleo:
Current
Reservas de petroleo convencional
200 B
140 B
80 B
20 B
-40 B
Aportaciones petroleo convencional
2B
1.75 B
1.5 B
1.25 B
1B
Produccion de petroleo convencional
6B
4.5 B
3B
1.5 B
0
2001
2026
2051
Time (Year)
2075
2100
2026
2051
Time (Year)
2075
2100
Current
Reservas de Arenas bituminoas
40 B
20 B
0
-20 B
-40 B
Aportaciones Arenas bituminosas
600 M
550 M
500 M
450 M
400 M
Producción de Arenas bituminosas
2B
1.5 B
1B
500 M
0
2001
6. Modelado de las reservas
159
Current
Reservas de Crudo Ultrapesado
200 B
150 B
100 B
50 B
0
Aportaciones Crudo Ultrapesado
2B
1.75 B
1.5 B
1.25 B
1B
Producción Crudo Ultrapesado
2B
1.5 B
1B
500 M
0
2001
2026
2051
Time (Year)
2075
2100
Current
Reservas de Pizarras Bituminosas
60 B
45 B
30 B
15 B
0
Aportaciones Pizarras Bituminosas
2B
1.75 B
1.5 B
1.25 B
1B
Producción Pizarras Bitmunosas
2B
1.5 B
1B
500 M
0
2001
2026
2051
Time (Year)
2075
2100
6. Modelado de las reservas
160
En este caso la demanda hace que la producción en cada momento sea siempre la
máxima posible. El modelo toma en cada momento el mínimo entre la capacidad
máxima y la demanda. Por este motivo, si observamos las graficas de las reservas de
petróleo convencional y de arenas bituminosas, podemos ver que estas pasan a ser
negativas en un determinado punto. Esto representaría la cantidad de petróleo que no
ha podido ser suministrada. Ésta es del orden 35 Gtep, lo que es equivalente a 250 GB
durante todo el periodo de estudio.
Petróleo no suminstrado (Gtep vs Año)
40 B
30 B
20 B
10 B
0
2001
2010
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
Petroleo no suministrado : Current
Como se puede observar en la siguiente figura, alrededor del año 2044, la demanda
empieza a no ser satisfecha:
6. Modelado de las reservas
161
Capacidad deficitaria (Gtep vs Año)
4B
3B
2B
1B
0
2001 2010 2019 2028 2037 2046 2055 2064 2073 2082 2091 2100
Time (Year)
Capacidad deficitaria : Current
Esto no se debe a que no haya petróleo suficiente si no a que la capacidad de
producción total no es suficiente. Si observamos la capacidad deficitaria acumulada,
podemos observar que en total no hemos sido capaces de suministrar alrededor de 75
GTep.
Capacidad deficitaria acumulada (Gtep vs Año)
80 B
60 B
40 B
20 B
0
2001 2010 2019 2028 2037 2046 2055 2064 2073 2082 2091 2100
Time (Year)
Capacidad deficitaria acumulada : Current
Por lo tanto podemos decir que, según la demanda prevista, el problema del
suministro de petróleo se centra no solo en la cantidad que haya en reserva, sino en la
6. Modelado de las reservas
162
capacidad que tengamos de extraer el crudo del subsuelo. En este modelo no se han
contabilizado todos los recursos conocidos de cada tipo de petróleo sino lo que podría
ser a día de hoy tecnológica y económicamente recuperable. Sabemos, tal y como
hemos visto a lo largo del segundo capitulo, que hay un potencial importante de
recursos no convencionales aun por explotar y que lo que debemos hacer es desarrollar
una tecnología que consiga abaratar los costes de extracción y por tanto que haga que
la extracción de ese crudo sea económicamente viable.
Por otro lado el precio obtenido para el petróleo es el siguiente:
Precio del petróleo (Dólares/Tep vs Año)
2,000
1,500
1,000
500
0
2001
2010
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
Precio petroleo : Current
A modo de conclusión podemos decir, que con la demanda actual, el principal
problema del suministro de petróleo durante el presente siglo se centra en la capacidad
máxima de producción. Por lo tanto deberemos hacer un esfuerzo considerable con el
objetivo de poder aumentar la capacidad de producción para poder satisfacer la
creciente demanda.
Por otro lado, si podemos afirmar, a la vista de los resultados obtenidos, que se
acerca el fin del petróleo barato tal y como lo conocemos hoy día. Aunque existen
recursos de petróleo suficientes, las técnicas de extracción son más costosas, lo que
encarece considerablemente , el precio del crudo.
6. Modelado de las reservas
•
163
Gas
Los resultados obtenidos para las reservas de gas son los siguientes:
Current
Reservas de gas natural
400 B
200 B
0
-200 B
-400 B
Aportaciones de gas natural convencional
2B
1.75 B
1.5 B
1.25 B
1B
Aportaciones de gas natural no convencional
100 M
95 M
90 M
85 M
80 M
Demanda de gas natural
8B
6B
4B
2B
0
2001
2026
2051
Time (Year)
2075
Con la demanda estimada por la AIE, se puede observar que las reservas de gas
natural se agotan a mediados del presente siglo. La cantidad de gas natural deficitaria
es de aproximadamente 200 Gtep. Ésta es una cifra alarmante, pero hay que tener en
cuenta, que los recursos no convencionales de gas son enormes y que aquí solo hemos
tenido en cuenta el gas metano contenido en los yacimientos de carbón que representa
únicamente el 5% de las reservas probadas actuales. Por otro lado la demanda
estimada de gas natural es una trayectoria business as usual lo que se espera cambie a lo
largo de los próximos años.
El precio obtenido para le gas natural es el siguiente:
2100
6. Modelado de las reservas
164
Precio del gas natural (Dólares/Tep vs Año)
1,000
750
500
250
0
2001
2010
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
Precio del gas natural : Current
•
Carbón
En cuanto al carbón, los resultados obtenidos son los siguientes:
Current
ReservasdeCarbón
800B
600B
400B
200B
0
Demandadecarbón
8B
6B
4B
2B
0
2001
2026
2051
Time(Year)
2075
2100
6. Modelado de las reservas
165
Podemos observar, que la demanda de carbón se satisface sin ningún problema en
cuanto a las reservas.
El precio obtenido para el carbón es el siguiente:
Precio del gas carbón (Dólares/Tep vs Año)
200
150
100
50
0
2001
2010
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
Precio del carbón : Current
•
Uranio
Los resultados obtenidos para el uranio son los siguientes:
2073
2082
2091
2100
6. Modelado de las reservas
166
Current
Reservas de combustible nuclear
80 B
70 B
60 B
50 B
40 B
Aportaciones
2B
1.75 B
1.5 B
1.25 B
1B
Demanda de Uranio
2B
1.5 B
1B
500 M
0
2001
2026
2051
Time (Year)
2075
2100
Del mismo modo que para el carbón, la demanda estimada por la AIE, se satisface
sin que suponga un problema en cuanto a las reservas.
El precio obtenido para el uranio es el siguiente:
Precio del uranio (Dólares/Tep vs Año)
400
300
200
100
0
2001
2010
Precio del uranio : Current
2019
2028
2037
2046
2055
Time (Year)
2064
2073
2082
2091
2100
6. Modelado de las reservas
167
A modo de conclusión global podemos decir que para la demanda estimada por la
AIE, existen problemas en cuanto a la capacidad de producción del petróleo y en
cuanto a las reservas de petróleo y gas natural. Puntualizando, hay que decir que
existen, tanto para el petróleo como para el gas, recursos no convencionales muy
importantes aun por explotar y que el objetivo a alcanzar durante este siglo es
desarrollar
la
tecnología
necesaria
para
que
la
extracción
del
crudo
sea
económicamente viable. Por otro lado las reservas de carbón y de uranio satisfacen sin
problemas la demanda estimada para ambos recursos a lo largo de este siglo.
7
Modelado de las reservas
7. Modelo mundial
7
7.1
169
El modelo energético mundial
Introducción
El modelo de demanda energética, principal objetivo de este proyecto, está enmarcado
dentro del modelo mundial. Además del módulo de demanda hay un módulo de
suministro y un módulo de reservas. Los tres están en relación por medio de variables que
hacen que interaccionen.
Figura 56. Esquema general del modelo mundial.
Este proyecto es continuador de una línea de investigación en torno a la sostenibilidad
energética dentro de la Cátedra BP de desarrollo sostenible, y sin duda, será continuado
tratando de seguir entendiendo los problemas que se plantean en el modelo energético
actual con sus múltiples retos.
Como se puede observar en la figura los tres módulos del modelo están relacionados,
teniendo como variables exógenas el PIB y la población de los países, las reservas de los
diferentes recursos primarios y el precio del CO2. Como salidas, el modelo nos dará los
precios de la energía, los consumos por región y sector y el nivel de reservas para cada año.
Nuestro proyecto tiene como objetivo el módulo de la demanda. Sin embargo, es
necesario entender los otros dos módulos.
7.2
Modelo de demanda
El modelo de demanda divide la población en tres regiones, siguiendo la tendencia
de los informes de los organismos internacionales:
•
Región de países desarrollados: compuesta por Europa, Norteamérica, Japón y
Oceanía.
•
Región de países en transición: formada por Sudamérica y la antigua Unión
Soviética.
•
Región de países emergentes: compuesta por África, Asia y Oriente Medio.
La clasificación la hemos hecho agrupando países con datos macroeconómicos
afines, de manera similar a otros estudios.
Asimismo la demanda está dividida en tres sectores, que son el transporte, la
industria y el sector de servicios y edificación.
En el modelado de la demanda hemos considerado dos variables exógenas: la
población y el PIB de las distintas regiones. Estos datos los hemos tomado de [Weto
2007].
En los últimos años, motivado por la problemática del cambio climático y la
importancia creciente de la energía en nuestra sociedad, son muchos los modelos que
se han elaborado con el mismo objetivo que el nuestro. El nuestro no pretende estar a
la altura de los que elaboran las grupos de expertos para organismos como la ONU o la
Comisión Europea, sino tan sólo llegar a entender los problemas que subyacen en la
composición de la demanda energética, cuáles son los factores determinantes, qué
actores entran en juego, qué capacidad de acción tienen los gobiernos y la sociedad
civil, etc. Y cómo interacciona dinámicamente todo ello.
Hemos trabajado con una estructura común para todos los sectores y regiones, que
reproducimos en la figura de abajo.
Para simplificar la programación, hemos dividido el modelo en nueve partes (3
regiones x 3 sectores) que finalmente sumamos para obtener la demanda agregada.
7. Modelo mundial
171
La estructura matemática que hemos implementado en el software Vensim está
inspirada en el modelo Poles 4. Éste es el modelo que desarrollan las agencias
internacionales para sus estudios. Sin embargo, nosotros hemos simplificado
mucho este modelo pues no podemos aspirar a la precisión del Poles.
En el modelo Poles la estructura general de la demanda es así:
Ln(FC) =
demanda de energía final
RES_FC+Ln(FC[-1])
variable residual variable de retraso
+ES*(0.67*Ln(AP/AP[-1])+0,33*Ln(AP[-1]/AP[-2]))
efecto del precio a corto plazo (años actual y anterior)
+EL* Σ (i = -1to -DP : 6*DI[i-1]/(DP*(DP**2-1))*(i**2+DP*i)*Ln(AP[i-1]/AP[i-2]))
efecto a largo plazo del precio con retraso distribuido y factor de asimetría
+EY*Ln(VA/VA[-1])
+Ln(1+TR/100)
elasticidad de la actividad
variable tecnológica
Donde:
FC: Consumo de energía final.
AP: Precio medio.
ES: Elasticidad a corto plazo.
EL: Elasticidad a largo plazo.
DI: Factor de asimetría.
DP: Factor de retraso dependiente de la duración del efecto del precio.
VA: Variable actividad
Nosotros hemos descrito la ecuación de la demanda así:
Demanda =Demanda t-1*(1+FPre1*Variación precio 1)*(1+FPre2*Variación precio
2)*(1+FPob*Variación Población)*(1+FAct*Actividad)*Tec
Donde:
Demanda t-1. Es la demanda del anterior.
Variación precio 1. Es la variación de precios de año t-2 al t-1 en tanto por uno.
Variación precio 2. Es la variación de precios de año t-3 al t-2 en tanto por uno.
Variación Población. Es la variación de población con respecto al año anterior en tanto
por uno.
Actividad. Mide el incremento de la fuerza motriz del sector, y también considera
internamente la variación de la intensidad energética según el sector y el nivel de
desarrollo. Las fuerzas motrices, son las medidas del volumen de demandas que el
sector energético recibe de la sociedad en forma de servicios y productos que requieren
energía [Cátedra BP 2005]
Tec. Factor que modela la incidencia de la tecnología.
FPre1, FPre2, FPob, FAct. Estos parámetros dan la elasticidad de cada uno de los
factores anteriores a la demanda.
En la 57 vemos el esquema general de la demanda de un sector.
7. Modelo mundial
173
Figura 57. Imagen del esquema demanda del modelo en Vensim
A continuación describimos cada uno de los elementos del modelo.
Demanda final. Éste es el resultado final de cada parte del modelo (una para cada
sector en una región dada). Es la variable de salida. Tiene unidades de energía. La
demanda total será la suma de las nueve demandas finales (una para sector en cada
región). Esta demanda viene dada por la demanda bruta afectada por la tecnología.
En otra vista del programa calculamos los resultados por sectores y por regiones:
Figura 58. Resultados finales por sectores y por regiones
Tecnología. Este elemento trata de modelar los avances en I+D así como la
penetración de dichos avances en el mercado. Su valor es un número entre 0 y 1 que
multiplica a la demanda bruta. A un mayor avance tecnológico le corresponderá un
factor más próximo a 0, de tal modo que la demanda final de energía será menor para
unas necesidades dadas. El valor que damos a la tecnología depende de una curva
tecnológica que hemos modelado como una función decreciente, cuyos valores hemos
tomado de la información obtenida en el estudio de los diferentes sectores.
Demanda bruta. Ésta es la salida nuclear del modelo, donde confluyen, como puede
verse en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., todos los factores que
intervienen en la demanda energética. Su ecuación es un producto de la demanda del
año anterior por una serie de factores, cada uno de los cuales es la unidad más el
producto de una elasticidad por la variación en tanto por uno de una variable (precio,
población, actividad, etc.). La demanda bruta nos da una idea de cómo aumentan las
necesidades energética de la población para los diversos sectores. Los factores que
multiplican la demanda del año anterior están parametrizados por un factor α que
modela la elasticidad de dicho factor con respecto a la demanda.
Variación del precio. Hemos considerado la influencia en la demanda del precio de los
dos años anteriores. Una característica de la energía como bien de consumo, desde el
punto de vista económico, es su inelasticidad. Esto es, que las variaciones de precio
tienen poca incidencia en la variación de su demanda. Lo cual es propio de los
productos o servicios de primera necesidad. De esto se deduce que los factores α que
acompañan a los precios de los años precedentes serán pequeños [cf. Hunt 2003].
Variación de población. Esta función nos da la variación de población que se produce
en dicha región en tanto por uno. Sin duda, este factor variará considerablemente
dependiendo de la región. La elasticidad será muy próxima a uno. Pues parece
evidente que si aumenta la población un determinado tanto por ciento, el consumo de
energía lo hará en una cantidad parecida para que el consumo per capita tienda a ser
constante.
7. Modelo mundial
175
Actividad. En este factor está modelada la relación entre el aumento del PIB y la
variación de demanda energética. Es ésta, una función que dependerá del sector, pues
la elasticidad de la demanda será diferente para el transporte o para la industria. Y
además dependerá del nivel absoluto de PIB per capita de cada país. Como hemos
estudiado, la intensidad energética varía en función del PIB. Así, esta elasticidad varía
según las curvas que proponen Medlock y Soligo, y que relacionan la intensidad
energética con el PIB. Lo que quiere decir que un aumento equivalente de PIB implica
un mayor consumo adicional de energía en países menos desarrollados. Esto explica
que la tendencia en los países ricos sea a crecer económicamente con poco aumento de
la factura energética, mientras que los países emergentes necesitan grandes
crecimientos de su gasto energético para ir acercándose a los niveles de desarrollo de
los países de la OCDE. Es este punto donde hemos encontrado más dificultades en la
programación, principalmente por la escasez, por no decir ausencia, de datos a este
respecto. Tan sólo nos hemos podido ayudar de las curva de [Medlock 2001] para
poder obtener información de la proporción de los coeficientes α para dimensionar la
elasticidad de la demanda con respecto al PIB.
Figura 59. Intensidad energética por sectores en función del PIB [Medlock 2001]
7.3
Modelo de suministro
Uno de los tres grandes módulos del modelo energético global es el del suministro
de energía. Éste se relaciona con los otros dos módulos principales y con otro más
simple, aunque no de menor importancia, que es el de las emisiones. En el diagrama
que se muestra a continuación pueden apreciarse estas relaciones:
Restricciones
medioambientales
PIB/cápita
Demanda
Precio de la
energía
Modelo
cambio
climático
Demanda de
Suministro energía primaria
Población
Demanda por
sectores
Precio
Reservas de
petróleo
Reservas
Reservas de gas
natural
Reservas de
carbón
Reservas de
uranio
Precio del
CO2
Figura 60. Vista del módulo de suministro
Las variables que interactúan con el resto de los módulos son las siguientes:
Demanda por sectores: Es una de las variables de entrada del módulo y es una salida
del de demanda. Los datos están representados en tep (toneladas equivalentes de
petróleo). Representa la cantidad de energía demandada por cada uno de los sectores
considerados:
•
Industrial: Incluye la demanda eléctrica y de otros tipos de energía consumida
en la industria.
•
Transporte: Demanda de energía final del sector transporte. Ya considera
mejoras tecnológicas que harán disminuir la demanda.
•
Residencial y comercial: Demanda de electricidad y de otras formas de energía
en el sector de la vivienda y del comercio.
Cada una de las tres regiones tiene muy distintos patrones de consumo y de
crecimiento, por lo que ha sido necesaria la distinción. No es que dentro de cada una
7. Modelo mundial
177
no haya diferencias significativas, pero si que existen unas características comunes que
hacen posible la generalización.
-
Precio de la energía: Es la segunda variable que interactúa con el módulo de
demanda, siendo una variable de salida del de suministro y una de entrada
para el de demanda. Representa un precio medio de la energía en función
de la cantidad y el precio de cada una de las tecnologías disponibles. En
función de la elasticidad de cada sector influirá en la demanda a largo plazo
de la energía.
Demanda de energía primaria: Es la variable de entrada para el módulo de recursos y
salida del de suministro. Pide una cantidad de energía primaria en función del mix
energético que se haya ido configurando a partir de la evolución de la demanda y los
precios.
-
Precio de los recursos: Es la variable de salida para el módulo de recursos y
entrada del de suministro. Modela el precio de la energía primaria en
función de las reservas disponibles. Los recursos considerados han sido:
-
o
Petróleo.
o
Gas natural.
o
Carbón.
o
Combustible nuclear.
Precio del CO2: Una de las variables que limitan el crecimiento de la demanda
aumentando en mayor o menor medida el precio de la energía. Se
consideran distintos escenarios en función del nivel de las restricciones.
Además de estas variables, existen factores que limitan el comportamiento del
sistema:
Curvas de emisiones: En función del nivel al que se pretenda estabilizar la
concentración atmosférica de CO2, se tendrán unas curvas de emisiones que no se
deben superar. Si esto sucediese, la temperatura media global aumentaría más de lo
previsto y las consecuencias empeorarían dependiendo de en cuanto se hayan
sobrepasado los límites.
Dentro de lo que es el modelo de suministro en su conjunto, hay otros más
pequeños que simulan cada una de las partes que lo constituyen
-
Módulo de industria: Simula la cantidad de cada tipo de energía que
consumirá la industria en función de las distintas regiones en que se ha
dividido el modelo. Incluye:
•
Carbón.
•
Petróleo.
•
Gas.
•
Electricidad
•
Calor.
•
Biomasa.
-
Módulo de transporte: Calcula la cantidad de energía demandada en el sector
transporte y la distribuye para los distintos vectores energéticos y las
distintas regiones dependiendo del nivel de desarrollo de las nuevas
tecnologías:
•
Derivados del petróleo.
•
Biocombustibles.
•
H2.
•
Electricidad (coches eléctricos o híbridos).
-
Módulo residencial y comercial: Calcula y distribuye la energía consumida por
este sector dependiendo de las distintas regiones y el nivel de penetración
7. Modelo mundial
179
de las nuevas mejoras en eficiencia. Las formas de energía que suministran
la demanda son:
•
Carbón.
•
Petróleo.
•
Gas.
•
Electricidad.
•
Calor.
•
Biomasa.
-
Módulo de suministro de electricidad: Esta parte del programa calcula, en
función de los costes de generación de electricidad de cada año, la cantidad
óptima de cada una de las tecnologías que deben aumentar su capacidad de
generación, así como la cantidad de energía suministrada por cada una, la
demanda de recursos energéticos y el precio de la energía (variable que
interactúa con el módulo de demanda). Se consideran las siguientes formas
de generación:
•
Centrales térmicas de carbón convencional.
•
Centrales térmicas de carbón de alta eficiencia (carbón directo, ciclos
supercríticos y gasificación de carbón).
•
Centrales térmicas de gas natural.
•
Ciclo combinado de gas.
•
Centrales nucleares.
•
Nuevas centrales nucleares: Generación IV.
•
Hidroeléctrica.
•
Energía solar térmica y fotovoltaica.
•
Energía eólica.
•
Biomasa.
•
Hidrógeno.
-
Módulo de emisiones: Este módulo calcula las emisiones totales anuales de
CO2 equivalente en función de las cantidades de recursos consumidas y sus
respectivas tasas de emisión. También incluye unos factores reductores que
conforme a la tecnología avanza reducen la cantidad emitida por cada
unidad energética. Por ejemplo, simula el comportamiento de las centrales
de secuestro y almacenamiento de CO2.
Dinámica de cálculo:
Introducción de datos: Según el escenario y las políticas consideradas, se introducirán
como valores de las variables sus valores y tendencias actuales.
Obtención de resultados (business as usual): Los resultados obtenidos tras esta primera
simulación, son aquellos que se producirían si las cosas siguen como hasta ahora, es
decir, que la tecnología evoluciona al mismo ritmo, que la población crece, que los
recursos recuperables son los que ahora se estiman, etc. Lo lógico es que en esta
primera simulación los objetivos no se cumplan.
Corrección de datos: Se corrigen los datos con el objetivo de no sobrepasar las
limitaciones (curva máxima de emisiones y agotamiento de recursos).
Comprobación de nuevos resultados: Una vez modificados los datos, se comparan con
las curvas de restricciones otra vez:
o
Si se sobrepasan los valores permisibles se vuelve al punto anterior y
se vuelven a modificar los datos y a obtener los nuevos resultados.
o
Si se cumplen las restricciones, los datos que hayan producido este
resultado serán una de las combinaciones deseables.
-
Análisis e interpretación de los datos. Se analizan e interpretan estos datos que
ya son válidos para materializarlos en políticas que puedan ser implantadas
por un gobierno u organización.
Propuesta de alternativas: Finalmente se buscan algunas alternativas, con el fin de
encontrar políticas distintas que vayan encaminadas hacia un mismo objetivo y que
sean igualmente validas. De esta manera se comparan ventajas y desventajas de las
7. Modelo mundial
181
distintas opciones. Por ejemplo, para reducir las emisiones de CO2 se puede recurrir a
la energía nuclear o a la renovable. La nuclear tiene los problemas asociados de los
residuos radiactivos, la seguridad y la proliferación armamentística y las renovables su
baja densidad energética por unidad de superficie, su impredecible comportamiento a
lo largo del tiempo y de momento su coste.
Datos a modificar:
Para simular cada tipo de política energética, se modificarán a lo largo del periodo
de estudio algunos datos que se explican a continuación:
-
Precio de las emisiones de gases de efecto invernadero: Estos precios evolucionarán
de distinta manera según se analice un escenario de referencia o uno de
restricción de las emisiones. También se simularán escenarios intermedios.
Estos precios añaden al de la energía un extra coste que puede convertir a
las energías limpias en rentables.
-
Porcentajes cubiertos por cada forma de energía: En cada uno de los sectores y
para cada región, se consideran unos porcentajes y una evolución a lo largo
del horizonte de estudio de energía cubierta por cada forma de energía. Se
consideran fundamentalmente electricidad, calor, carbón, petróleo, gas
natural, biocombustibles, biomasa, petróleo, hidrógeno, etc.
-
Año de entrada de la Generación IV de generadores de energía nuclear: La Generación
IV de generadores nucleares se ve como un gran salto cualitativo en cuanto
a eficiencias, seguridad y modo de generación. A partir de estos reactores
será posible la obtención de hidrógeno a partir de agua debido a las
elevadas temperaturas que se alcanzan en su interior. El año en que
empiecen a estar operativos supondrá un cambio estructural apreciable para
el mix de generación mundial.
-
Eficiencias de las tecnologías de generación de electricidad: Según sea la eficiencia
con la que una central produce electricidad, así será la cantidad de recursos
que necesitará para producir una unidad energética. Por ello, mejorar las
centrales en este sentido podría ser una de las primeras medidas a tomar,
aunque esto no siempre es fácil.
-
Cantidad de CO2 secuestrado: Con la implantación de las centrales de captura y
secuestro de CO2, se reducirán las emisiones, con lo que posiblemente sea
posible consumir carbón sin preocupaciones medioambientales.
7.4
Modelo de reservas
7.4.1.1
Reservas de petróleo
Según la BP statistical review 2006 las reservas probadas de petróleo convencional
ascienden a 1200 Gb.
En función de los futuros avances tecnológicos y monto de las inversiones en
exploración y producción, el USGS contempla tres escenarios sobre la cantidad de
petróleo que finalmente podremos recuperar del subsuelo. El menos probable (5%)
habla de 3.900 Gb, el más probable (95%) de 2.200 Gb y el esperado (con una
probabilidad del 50%) de 3000 Gb. En nuestro caso partimos de una cantidad de URR
de 3000 Gb.
Según los geólogos, el pico de producción se alcanza cuando la producción
acumulada es superior a la mitad de las últimas reservas finalmente recuperables
(URR). Sabemos que la producción acumulada hasta el momento es aproximadamente
de 1000 Gb.
Sabemos que los países productores de petróleo no miembros de la OPEP producen
a plena capacidad, por lo tanto, la estimación del crecimiento de su producción,
corresponde con la estimación del crecimiento de su capacidad de producción. Sin
embargo, para los países de la OPEP, la incertidumbre es bastante mayor, por lo que
para nuestro modelo, suponemos que estos también producen a plena capacidad.
7. Modelo mundial
183
Según la AIE, la producción de petróleo convencional continúa siendo dominada
por los países miembros de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo)
que crece de manera significativa. La producción de petróleo de los países miembros
de la OPEP experimentará un crecimiento desde 34 millones de barriles/día en 2005 a
42 millones de barriles/día para 2015 y a 56 millones de barriles/día para 2030. Así los
países miembros de la OPEP pasarán a cubrir del 40% actual al 48% de la producción
mundial de petróleo para el año 2030. Para los países no miembros de la OPEP se
estima que tendrán un crecimiento en su producción más plano desde un nivel de 48
millones de barriles/día en 2005 a 55 millones de barriles/día en 2015 y de 58 millones
de barriles/día en 2030. Por lo tanto, el crecimiento de la producción total crece desde
los 82 millones de barriles/día en 2005 hasta 97 millones de barriles/día en 2015 y 114
millones de barriles/día en 2030.
Proyectando la producción acumulada esperada según las anteriores curvas de
producción obtenemos el siguiente grafico:
Producción acumulada de petróleo
2500
Gb
2000
1500
1000
500
0
2000
2005
2010
2015
2020
2025
2030
2035
Año
Figura 61. Producción total de petróleo acumulada. Fuente: Elaboración propia
Podemos constatar que para la demanda estimada por la AIE, alcanzaremos una
producción acumulada de 1500 Gb para el año 2020, lo que marca el inicio en el declive
de la capacidad de producción de petróleo convencional.
Las curvas proporcionadas por la AIE están en función de una demanda esperada.
Como en nuestro modelo tenemos una demanda distinta debemos de vincular la
capacidad de producción con la demanda esperada.
Según la teoría del Dr. M. King Hubbert en la fase pre-pico la producción aumenta
debido al incremento de los descubrimientos y el desarrollo de infraestructuras.
Sabiendo que los descubrimientos son actualmente escasos, podemos deducir que el
incremento en la producción de petróleo antes de alcanzar el pico de producción esta
en relación directa con la disponibilidad de infraestructuras que faciliten y posibiliten
la explotación de los yacimientos. Por lo tanto, supondremos que durante la fase prepico, la capacidad de producción es igual a la producción y por lo tanto a la demanda.
Durante la fase post-pico, la producción decae debido al agotamiento de los
recursos en los yacimientos y a su mayor dificultad en la extracción debido a que el
crudo fluye en menor cantidad hacia el exterior. Además, según esta teoría la curva de
capacidad es simétrica con respecto al pico de producción y por lo tanto suponemos
que la fase post-pico es simétrica a la fase pre-pico.
Sabemos que la producción crece desde un nivel de 5 millones de barriles/día en
1930 hasta los 82 millones de barriles/día en 2005 y que la producción acumulada
hasta ahora es de 1000 Gb. Linealizando la producción ésta responde a la siguiente
ecuación entre 1930 y 2005:
Y= 1,02667x+5 (en millones de barriles /día)
Desde 2005 hasta el pico de producción, que se producirá cuando se hayan
producido 500 Gb más, tendrá una trayectoria en función de la demanda. Tras alcanzar
el pico de producción, esta decaerá simétricamente, en primer lugar con respecto a la
trayectoria de 2005 hasta el pico de producción y más tarde con respecto a la
trayectoria ya conocida anterior a 2005.
Partiendo de un valor de 3000 Gb como URR y sabiendo que las reservas actuales
son de 1200 Gb y la producción acumulada de 1000 Gb, quedan aún 800 Gb por
descubrir. Repartiendo los 800 Gb a lo largo del periodo de estudio equivale a un
aporte de 8 Gb/año.
7.4.1.2
Petróleo no convencional
Según el WEC (World Energy Council) la provincia de Alberta en Canadá contiene
al menos el 85% de los recursos mundiales de arenas bituminosas. La provincia
7. Modelo mundial
185
contiene una cantidad estimada de petróleo no convencional de 1700 Gb. Actualmente,
existen unas reservas probadas de 174 Gb y una cantidad recuperable estimada de 315
Gb más.
La cuenca del Orinoco contiene, según el WEC, cerca del 90% de los recursos totales
conocidos de crudo ultrapesado. Se estima que la cuenca del Orinoco contiene unos
recursos recuperables que ascienden a 1200 Gb. Estudios recientes del PDVSA
concluyen, que el 22%, es decir 267 Gb, son recursos económicamente recuperables.
Suponiendo que éstos se explotan en su totalidad a lo largo de todo el siglo, obtenemos
unas aportaciones de 2,67 Gb/año.
Las pizarras bituminosas son actualmente el recurso petrolífero más importante.
Según el Energy Minerals Division, los recursos mundiales conocidos ascienden a 2600
Gb, pero, según el World Energy Council (WEC), los recursos recuperables son de 400
Gb y según el Oil Shale Resource Base son de entre 500 y 1100 Gb. Suponemos,
arbitrariamente, unos recursos recuperables de 500 Gb. Dividiendo estos recursos a lo
largo del periodo de estudio, obtenemos unas aportaciones de 5 Gb/año.
Según la AIE la producción de petróleo no convencional, proveniente
principalmente de los países no miembros de la OPEP, supondrá al menos el 8% de la
producción mundial para 2030. Actualmente el petróleo no convencional representa el
2% de la producción mundial. Esto significa un salto en la producción de 1,6 a 9
millones de barriles diarios. La mayor parte de este petróleo no convencional proviene
de las arenas bituminosas de Canadá. Suponiendo un crecimiento constante a lo largo
del periodo de estudio obtenemos la siguiente curva de capacidad:
Capacidad de producción de petróleo no convencional
35
30
25
20
15
10
5
0
2000
2020
2040
2060
2080
2100
2120
Año
Figura 62. Capacidad de producción de petróleo no convencional. Fuente: Elaboración propia
Suponemos para nuestro modelo, del mismo modo que hicimos para el petróleo
convencional, que la producción es igual al a capacidad máxima de producción. En
este caso no tenemos en cuenta picos máximos de producción ya que, por un lado no
hay estudios al respecto y por otro lado existe mucha incertidumbre acerca de la
cantidad de petróleo no convencional finalmente recuperable. Por lo tanto
supondremos un crecimiento de la capacidad como el estimado por la AIE de 0,296
millones de barriles/día más cada año partiendo de una capacidad actual de 1,6
millones de barriles/día.
7.4.1.3
Precio del petróleo
El estudio de la AIE, realizado en 2006, considera tres casos que arrojan más
claridad en las previsiones alternativas siguiendo la trayectoria de los precios del
petróleo en el futuro próximo. Los cálculos básicos en los precios mundiales del
combustible fósil se ubican en alrededor de 47 dólares por barril en 2014, antes de subir
a 57 dólares/barril en 2030. Se distinguen tres escenarios: los casos de precios bajos,
medios y altos definen un amplio rango del trazo de las gráficas correspondientes del
precio mundial en potencia, el cual hacia el año 2030 muestra gran amplitud que va de
7. Modelo mundial
187
34 dólares/barril a 96 dólares/barril, dependiendo de factores muy diversos, algunos
susceptibles de ser evaluados y otros no.
Tras analizar diversos estudios, suponemos el escenario de precios altos descrito por
la AIE y además suponemos un crecimiento constante durante todo el periodo de
estudio equivalente al predicho por la AIE hasta el 2030. Así obtenemos la siguiente
evolución para el precio del petróleo convencional.
Precio del petróleo convencional
1600
$/Tep
1400
1200
1000
Precio del petróleo
convencional
800
600
400
200
0
1980
2000
2020
2040
2060
2080
2100
2120
Año
Figura 63. Evolución del precio del petróleo en $/Tep. Fuente: Elaboración propia
En cuanto al petróleo no convencional, solo el crudo procedente de las arenas
bituminosas canadienses es económicamente rentable.
Se estima, según el WEC, que las pizarras bituminosas no sean económicamente
rentables hasta que el precio del barril de crudo en el mercado no alcance los 90
dólares/barril. Del mismo modo, se estima que
el crudo ultrapesado no es
económicamente rentable hasta que el precio el barril alcance los 75 dólares/barril.
Para nuestro modelo, partimos, para el petróleo convencional y las arenas
bituminosas, de un precio en 2005 de 60 dólares/barril y un crecimiento hasta 2100 de
1,44 dólares/año tal y como describe la AIE. Para el petróleo ultrapesado y las pizarras
bituminosas partimos de un
precio actual estimado en 75 y 90 dólares/barril
respectivamente y suponemos el mismo crecimiento que para el petróleo no
convencional. De este modo, el precio del petróleo , vendrá dado por el tipo de
petróleo más caro que esté en explotación en ese momento .
$/Tep
Precio del Petróleo
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
1980
Petróleo
convencional+Arenas
Bituminosas
Petróleo Ultrapesado
Pizarras Bituminosas
2000
2020
2040
2060
2080
2100
2120
Año
Figura 64. Evolución del precio del los diferentes tipos de petróleo. Fuente: Elaboración propia
El precio del petróleo se puede dar de dos maneras para el modelado de las
reservas: de manera endógena vinculado a la demanda o de manera exógena según las
estimaciones de los expertos. Para nuestro modelo asignamos el precio de manera
exógena, suponiendo el escenario de precios altos, descrito por la AIE, que a la luz de
los informes publicados, y del crecimiento estimado de la demanda, parece el más
adecuado.
7.4.1.4
Emisiones de CO2 y gasto energético
Las emisiones derivadas de la extracción, transporte y refino del crudo ascienden a
1,84 Kg de CO2 /Tep. El gasto energético total correspondiente a la extracción,
transporte y refino del petróleo equivale a 0,0006797 Tep/Tep extraída tal y como se ha
calculado en la sección 2.2.6 del segundo capitulo.
Con respecto al petróleo no convencional supondremos que las emisiones de CO2 y
el gasto energético son los mismos para los tres tipos de recursos no convencionales ya
que las emisiones y le gasto energético derivados de la explotación del crudo
ultrapesado y las pizarras bituminosas son aún bastante inciertos debido al escaso
desarrollo.
7. Modelo mundial
189
Suponemos un nivel de emisiones de 60 Kg de CO2/barril que equivale a 428,57 Kg
de CO2/Tep y un gasto energético de 0,17 Tep/Tep extraída, tal y como se ha
calculado en el apartado 2.2.6 del correspondiente capitulo. Suponemos que, para las
fases de transporte y refino, el gasto energético derivado es el mismo que para el
petróleo convencional, que es despreciable frente al obtenido para la extracción de las
arenas bituminosas.
Gasto energético
Emisiones de CO2
(Tep/Tep)
(Kg/Tep)
Petróleo convencional
0,0006797
1,84
Petróleo no convencional
0,17
428,57
7.4.2
Reservas de gas natural
Según la AIE en su informe WEO 2006, los recursos de gas natural, incluyendo las
reservas probadas, el crecimiento de las reservas debido a estimaciones más precisas y
nuevos descubrimientos, ascienden a 314 Tcm (Trillion cubic meters).
Por otro lado, según la BP statistical review 2006, las reservas probadas de gas
natural ascienden hoy día a 180 Tcm, lo que es equivalente a 180 Gtep (1 metro cúbico
de gas natural equivale a 0,001 Tep). Por lo tanto la cantidad de gas que queda por
descubrir es de 134 Tcm. Si suponemos que esta cantidad va a ser descubierta al 100%
durante el periodo de estudio, esto supone un aporte de 1,34Tcm/año.
En cuanto a la producción, tal y como se ha descrito en el apartado 3.2.2 del tercer
capitulo, se espera que sea creciente pero con distinto patrón según la región.
Globalmente se espera que la producción de gas se incremente en al menos 1,9
Tcm/año entre 2004 y 2030. A la luz de los datos consultados, 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 mismas. Por lo tanto supondremos que
en cada momento dispondremos de las redes de gasoductos necesarias y que por lo
tanto la capacidad de producción será en cada momento igual a la demanda.
Para al gas no convencional, existe un potencial inmenso de nuevos recursos, con un
grado de incertidumbre bastante elevado para la mayoría de ellos en cuanto a la
cantidad de gas encerrada en sus depósitos. Además, la mayor parte estos recursos se
encuentran en explotación experimental debido a los altos costes que conllevan.
El metano de los yacimientos de carbón es la única fuente de gas que se encuentra
actualmente en explotación y se estima, según el USDOE, que la producción de metano
alcance los 2 Tcf/año para 2020, lo que representa el 2% de la demanda de gas actual.
Las reservas de metano en yacimientos de carbón suponen unos 100 Tcf en los Estados
Unidos, y considerando que en esta región se encuentra un tercio de las reservas
mundiales de carbón, extrapolando obtenemos unas reservas mundiales de 300 Tcf.
En cuanto al tight gas, existen unas reservas probadas de 80 Tm3 con costes de
extracción entre cuatro y cinco veces superiores a los del gas natural convencional. Por
este motivo las reservas de tight gas no se encuentran actualmente en explotación.
Los recursos mundiales de gas shales están mal estimados, pero podrían sumar unos
1000 Tcf.
Por ultimo, en cuanto a los hidratos de gas, la cantidad de estos recursos es muy
incierta y va de los 60 millones de Tcf propuestos por Schlumberger a unos 5000Tcf
(Soloviev, 2004). 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.
Con los niveles de consumo actuales y los recursos actualmente disponibles de gas
natural convencional se puede cubrir la demanda durante los próximos 140 años. Por
lo tanto, para nuestro modelo,
únicamente tendremos en cuenta el gas metano
contenido en capas de carbón, ya que le resto de los recursos no se encuentran en
explotación y además conllevan altos costes de explotación. Las reservas mundiales de
gas metano contenido en los yacimientos de carbón, ascienden a 8,49 Tcm, lo que
7. Modelo mundial
191
supone un 5% de las reservas de gas convencional. Dividiendo las reservas entre el
periodo de estudio, obtenemos unas aportaciones anuales de 0,0893 Tcm/año.
Por lo que se refiere a la evolución del precio del gas natural existe una gran
incertidumbre. Se prevé que el precio nunca descienda del actual y siga una evolución
creciente debido al papel cada vez mayor del gas en el mercado energético.
Globalmente, según el WETO 2005, podemos decir que el precio del gas natural tiene
una evolución ascendente desde los 15 €/barril en 2005 hasta los 30 €/barril en 2030, lo
que supone un crecimiento anual del 1,2 euros/barril. A la vista de los datos
publicados, se estima que el precio del gas natural tenga una trayectoria bastante
pareja con el precio del petróleo, por lo tanto suponemos que a partir de 2030, el precio
del gas tendrá el mismo crecimiento que el del petróleo.
Precio del gas natural
1200
$/Tep
1000
800
Precio del gas natural
600
400
200
0
1980
2000
2020
2040
2060
2080
2100
2120
Año
Figura 65. Evolución del precio del gas natural. Fuente: Elaboración propia
Sobre el gasto energético y las emisiones derivadas de la explotación y transporte
del gas, podemos decir que son despreciables, ya que éstas se derivan, casi totalmente,
de la construcción de las infraestructuras que no son objeto de análisis de este
proyecto.
7.4.3
Reservas de carbón
Según BP statistical review 2006 las reservas probadas de carbón ascienden a
909.064 millones de toneladas lo que equivale a 300 veces la producción de 2005.
Debido a las inmensas reservas de carbón disponibles, no tendremos en nuestro
modelo ninguna restricción en cuanto a la capacidad de producción.
El precio del carbón, según Greenpeace, en su estudio Revolución Energética,
estima que llegará a los 86,4 dólares/tonelada para 2050. Supondremos hasta el final
del periodo, un crecimiento igual al estimado hasta 2050.
No se tendrán en cuenta, para las reservas de carbón, restricciones en cuanto a la
capacidad de producción ya que éstas están directamente relacionadas con la
disposición de más o menos instalaciones que no son objeto de estudio de este
proyecto. Por lo tanto la producción de carbón será igual, en todo momento, a la
demanda prevista.
No consideraremos las emisiones de CO2 y el gasto energético derivados de la
explotación minera, ya que estos son despreciables.
7.4.4
Reservas de uranio
Suponemos para nuestro modelo las reservas de uranio natural estimadas por la
Nuclear Energy Agency que ascienden a 7.345.000 toneladas. Éstas están divididas
según el coste de extracción de la siguiente manera:
40 $/Kg.U
40-80 $/Kg.U
80 $/Kg.U
80-130 $/Kg.U
130 $/Kg.U
916.000
531.000
2.274.000
660.000
2.964.000
Con un consumo actual aproximado de 66.000 toneladas/año, las reservas actuales
satisfacerían la demanda durante los próximos 122 años. Si computamos todo el
potencial de uranio disponible, incluyendo el uranio no convencional, los recursos de
uranio accesibles ascienden a 17 millones de toneladas. Esto supone que los recursos
actualmente accesibles, aunque no en explotación son de 9,65 millones de toneladas.
Dividiendo estos recursos entre el periodo de estudio obtenemos unas aportaciones
anuales de 96.550 toneladas/año.
En cuanto al precio del uranio es difícil dar una estimación debido a las
desorbitadas subidas recientes. Partiendo de los precios estimados por la Nuclear
Energy Agency, suponemos un precio inicial de 80 dólares/Kg de U. Aplicando la
teoría del deposito, ya empleada para el petróleo, se supone una subida del precio del
7. Modelo mundial
193
1% anual hasta agotar las 2,274 Mt disponibles. A partir de ahí, el precio pasará a ser el
correspondiente al de 130 dólares/Kg de U mas una subida del 1% anual hasta agotar
las 2,964 Mt disponibles.
El consumo de energía y las emisiones de CO2 derivadas de los procesos de
minería, transformación, enriquecimiento y fabricación del combustible nuclear son
muy variables en función de la concentración U-235 del mineral natural. Supondremos
una concentración del 0,2% del mineral de uranio. Según la Nuclear Energy Agency, el
consumo energético equivalente derivado del proceso de obtención del combustible es
de 0,17 Tep/Tep producida y las emisiones son de 697 Kg de CO2/Tep, tal y como se
ha descrito en los apartados 5.4 y 5.5 del correspondiente capitulo.
En cuanto a la capacidad de producción de combustible nuclear, no tendremos en
cuenta ningún tipo de restricción ya que para obtener mas cantidad de combustible
basta con tener mas plantas de enriquecimiento de uranio que no es objeto de estudio
de este proyecto.
8
Bibliografía
8. Bibliografía
8
8.1
195
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