La Nueva Era Del Cambio Energetico

El futuro de los negocios según Booz Allen Hamilton

LA

NUEVA ERA DEL

CAMBIO ENERGÉTICO Opciones para impulsar el futuro del planeta

ERIC SPIEGEL Y NEIL MCARTHUR CON ROB NORTON

LA NUEVA ERA DEL CAMBIO ENERGÉTICO

LA NUEVA ERA DEL CAMBIO ENERGÉTICO Opciones para impulsar el futuro del planeta ERIC SPIEGEL Y NEIL McARTHUR CON ROB NORTON Traducción

Armando Valencia

Traductor profesional

MÉXICO BOGOTÁ BUENOS AIRES CARACAS GUATEMALA MADRID NUEVA YORK SAN JUAN SANTIAGO SÃO PAULO AUCKLAN AUCKLAND D LONDRES MILÁN MONTREAL NUEVA DELHI SAN FRANCISCO SINGAPUR ST. LOUIS SIDNEY TORONTO 

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Director editorial: Fernando Castellanos Rodríguez Editor sponsor: Cristina apia Montes de Oca Supervisor de producción: Zeferino García García LA NUEVA ERA DEL CAMBIO ENERGÉTICO Prohibida la reproducción total o parcial de esta obra, por cualquier medio, sin la autorización escrita del editor.

DERECHOS RESERVADOS © 2010 respecto a la primera edición en español por McGRAW-HILL INERAMERICANA EDIORES, S.A. DE C.V. A Subsidiary of Te McGraw-Hill Companies, Inc.

Corporativo Punta Santa Fe Prolongación Paseo de la Reforma 1015, orre A Piso 17, Colonia Desarrollo Santa Fe, Delegación Álvaro Obregón C.P. 01376, México, D. F. Miembro de la Cámara Nacional de la Industria Editorial Mexicana, Reg. Núm. 736 ISBN 13: 978-607-15-0246-9 ranslated from the 1st English edition of Energy Shift. Game-Changing Options for Fueling the Future By: Eric Spiegel & Neil McArthur with Rob Norton Copyright © MMIX by Te McGraw Hill Companies Inc. All rights reserved. ISBN: 978-0-07-150834-6 1234567890

1098765432190

Impreso en México

Printed in Mexico

Quiero agradecer especialmente a mi esposa, Doreen, a mi hija Jessica y a mi hijo Allan por su comprensión y apoyo en las tantas noches y fines de semana que trabajé en este libro durante el año pasado. Esperemos que en su vida ellos vean el cambio energético que describimos. E.S.

Para toda mi familia, gracias por todo su amor, apoyo, ánimo e inspiración. Sylvia, gracias por tu amor y por abrir nuevas puertas en mi vida. Annette, gracias por ser una maravillosa madre y amiga. Kyle y Nicky, gracias por la alegría que traen; pueden crecer para ser buenos ciudadanos globales en un mundo ambientalmente consciente. N.M.

CONTENIDO

1

MIRAR MÁS ALLÁ DE LA SACUDIDA

2

LA IMPLACABLE DEMANDA DE ENERGÍA

25

3

MESETA DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

37

4

TRANSPORTE: REDUCIR GRADUALMENTE EL PETRÓLEO

59

5

EL CUESTIONABLE FUTURO DEL CARBÓN

83

6

LA PROMESA DEL GAS NATURAL

105

7

EL INCIERTO CAMINO PARA LA ENERGÍA LIMPIA

121

EL ROMPECABEZAS DE LA GENERACIÓN DE LA ENERGÍA

143

8

1

vii

CONTENIDO

9 CONCLUSIÓN: APROXIMACIÓN AL CAMBIO ENERGÉTICO NOTAS

187

ÍNDICE

189

ACERCA DE LOS AUTORES

195

AGRADECIMIENTOS

viii

161

197

1 MIRAR MÁS ALLÁ DE LA SACUDIDA

LOS PRECIOS DE LA ENERGÍA son extraordinaria-

mente volátiles y recientemente han alcanzado máximos históricos. Los economistas se preocupan por los efectos que producen estos máximos en el crecimiento del producto interno bruto (PIB). Los políticos plantean advertencias acerca de la dependencia energética y la seguridad del petróleo extranjero y de los suministros de gas. Los científicos advierten sobre el daño irreversible causado a la Tierra como producto del uso descontrolado de combustibles fósiles. Hay mucho de qué hablar sobre conservación y fuentes alternativas de energía. Bienvenidos a… finales de la década de 1970. Para cualquiera que recuerde este periodo la atmósfera crítica que rodea a la energía desde 2006 evoca más que un simple déjà vu. Se intenta reconfortarse en el hecho de que no hubo apocalipsis económico después de las crisis energéticas de la década de 1970. En vez de eso, la mayor parte de los precios de la energía cayó a sus niveles más bajos durante unos cuan-

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tos años; gobiernos, negocios y consumidores se adaptaron y la economía mundial no sólo sobrevivió sino que prosperó. Es razonable preguntarse: ¿por qué las cosas no han de regresar a la normalidad tal y como lo hicieron en ese tiempo? Pero las similitudes entre la situación actual de la energía y las crisis del petróleo de la década de 1970 son limitadas y un tanto superficiales y las diferencias son más fuertes. Por supuesto, muchos de los factores más críticos son inciertos, particularmente cuando se considera el tiempo que toma cambiar la infraestructura a gran escala. Pero hay una cosa que podemos decir con certeza: la situación energética no está volviendo a la normalidad, al menos si “normalidad” significa la estructura y la estabilidad industriales de la década de 1990. Todos los CEO y altos gerentes de la actualidad se verán forzados a confrontar la realidad de lo incierto e inestable de los mercados energéticos a lo largo de dos décadas o más. Para los líderes de las organizaciones que están involucradas en la producción de energía, o que usan la energía como insumo clave, el impacto será inmenso. La estructura de su industria se someterá a un cambio significativo lentamente al principio, pero acelerando el paso a través del tiempo mientras las innovaciones recientes tienen éxito y el resto de la industria se queda en el camino. Todos los demás negocios saldrán afectados también. Los bienes que producimos, los dispositivos que creamos, los sistemas informáticos en que confiamos, las redes de transporte y logística que usamos, todo dependerá de lo que pase con los precios, la demanda y el suministro energéticos. Este libro lo ayudará a entender las importantes fuerzas que están moldeando el futuro de la energía y las alternativas que encararán los líderes en todos los aspectos de la vida. Lo ayudará a distinguir entre los mitos y las ideas equivocadas que lee en el periódico sobre la situación actual y sus implicaciones para cualquier negocio u organización, desde la empresa local más pequeña hasta las multinacionales más grandes.

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Las señales de discontinuidad en el sector energético son hoy inequívocas. Lo más evidente es la espectacular volatilidad en los precios de la energía, especialmente el precio del petróleo a principios del siglo XXI. Tan recientemente como en 2003, un barril de petróleo crudo vendido por menos de 30 dólares en 2008 –cercano a la inflación– se ajustó al nivel al cual se había tenido tendencia hasta finales de las décadas de 1980 y 1990. Sin embargo, desde entonces, el precio ha aumentado en forma impresionante, incluso hasta los 147 dólares por barril, eclipsando definitivamente su récord anterior, alcanzado durante la crisis del petróleo que siguió a la Revolución de Irán en 1980 (103.76 dólares de 2008). Un precio de 100 dólares por barril, que parecía impensable hace unos años, se volvió inadvertido. Los incrementos de precio para otros combustibles fósiles de importancia —gas natural y carbón— hicieron más que duplicarse durante el mismo periodo. El rápido incremento del precio de la energía fue menos marcado en Europa y otras regiones, dado que los precios del petróleo estaban determinados en dólares y el dólar se había devaluado significativamente en relación con otras divisas. Los precios más recientes del petróleo europeo se incrementaron hasta 80 euros, sin embargo, alrededor del récord impuesto en la década de 1980 ajustado a la inflación. Después, durante la crisis financiera de otoño de 2008, los precios mundiales del petróleo cayeron hasta los 50 dólares por barril —todavía con una ganancia neta importante— dejando mucha incertidumbre acerca del precio futuro. Aparte del malestar directo que los costos de la energía inflingen en las empresas y los consumidores, también están aumentando los precios de muchos otros bienes. El aumento de los costos de la energía, por ejemplo, ha contribuido al incremento repentino en los precios de la comida en el mundo. Éstos han aumentado aproximadamente en 60% en los últimos años y han producido privación (en algunos casos provocando disturbios) en ciertas partes del mundo en desarrollo. Los precios de otros productos, incluyendo minerales y

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materias primas, se han incrementado también rápidamente. Dichos factores, de “segundo orden”, u otras tendencias económicas significativas afectadas por los cambios en los costos de la energía, están causando estragos en toda la economía. Presentan problemas urgentes para muchos gerentes, quienes están luchando por mantener estables los costos e ingresos mientras implementan operaciones más limpias y ecológicas para sus compañías. De regreso a la década de 1970, los precios de la energía se incrementaron únicamente por la incertidumbre en torno al suministro —específicamente, acerca de la inestabilidad política de Medio Oriente. En la actualidad, la estabilidad de Medio Oriente continúa preocupando, pero factores más fundamentales están conduciendo al presente incremento del precio. La situación actual de la energía en el mundo es resultado de tres tendencias de largo plazo en conflicto: el incremento implacable en la demanda de energía conducido por el crecimiento económico del mundo, la paulatina disminución en el suministro de petróleo crudo y gas natural por parte de los productores que están fuera de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEC, por sus siglas en inglés, y OPEP, por sus siglas en español) y de los ex miembros de la Unión Soviética, y una intensificada necesidad de reducir las emisiones de gases con efecto invernadero. El resultado es una amplia toma de conciencia de que la forma en que hemos usado la energía en el pasado es inadecuada para el futuro. El fuerte y sostenido aumento de la demanda de energía en todo el mundo disminuyó durante la recesión económica de 2008, pero se reanudará conforme regrese el crecimiento. Este aumento está dirigido tanto por el crecimiento económico en el mundo desarrollado como por el crecimiento emergente y la sobrepoblación de las naciones de reciente industrialización. La producción de gas natural y petróleo, mientras tanto, ha estado estabilizándose desde finales de la década de 1990, pero durante los últimos cinco años ha sido consistentemente demasiado lenta como para seguir el ritmo de la demanda. Esta nueva dinámica es un cambio sin precedentes y discontinuo

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en la tendencia histórica registrada para el suministro y la demanda de energía. La otra diferencia principal entre la última crisis energética y la actual es el grado de preocupación sobre el calentamiento global. En la década de 1970 los ambientalistas se preocuparon mayormente por los efectos de la contaminación del aire sobre la salud y la calidad de vida. Resolver esos problemas parecía ser cuestión del cambio en incremento, factible usando las nuevas tecnologías, y no era una cuestión de preocupación pública urgente. En la actualidad, el aumento en los niveles de las emisiones de gases con efecto invernadero ha creado un temor generalizado de que el uso de la energía está poniendo en peligro el medio ambiente de la Tierra, y estas emisiones son un foco importante de debates sobre políticas nacionales e internacionales. Las preocupaciones pública y política sobre la urgencia del problema del cambio climático continúan creciendo, convenciendo a muchos ex escépticos de que se necesitarán cambios muy amplios en la práctica y política energéticas para anticiparse al daño futuro. Las preocupaciones sobre el cambio climático tendrán importantes implicaciones para los negocios. Si los precios de los combustibles fósiles de alto contenido de carbono, como el petróleo y el carbón, se incrementan para reflejar su impacto ambiental —lo cual sucederá si la regulación del cambio climático global se promulga—, entonces los modelos básicos de negocio de algunas industrias, como la industria de generación de energía, cambiarán drásticamente. Pero todos los negocios se verán significativamente afectados a medida que los precios más altos se propaguen a través de la economía mundial y las alternativas de bajo contenido de carbono se vuelvan más competitivas y prevalezcan. En este entorno lo que necesitan los ejecutivos y quienes toman decisiones es una comprensión transparente y equilibrada de su exposición a los combustibles basados en carbono: los costos de estos combustibles, sus ventajas e inconvenientes y las alternativas disponibles hoy en día o que están bajo desarrollo. La exposición en el sentido de dependencia del combustible

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de alto contenido de carbono o de uno con suministro incierto podría ser tan perjudicial como la exposición en el sentido del compromiso financiero en una inversión riesgosa. De la misma forma en que las empresas de inversión bien manejadas limitan su exposición al riesgo, los consumidores de energía bien manejada empezarán a cercar y limitar su exposición a fuentes energéticas.

MITOS Y REALIDADES Si las realidades energéticas son más desalentadoras hoy en día de lo que fueron en la década de 1980, las soluciones también son muy diferentes. La última vez hubo un movimiento dominante hacia la eficiencia energética en algunas partes del mundo (tales como Japón Japón)) y, en última instancia, un “regreso a la normalidad” que se llevó a cabo, naturalmente, cuando los precios de la OPEP cayeron. Una solución a la crisis actual no ocurrirá por sí misma. Esto significa que debe encontrarse una solución que asegure dos cosas aparentement aparentementee incompatibles: primero, que el mundo tenga el suficiente suministro de energía como para fomentar el crecimiento económico continuo en el mundo desarrollado y oportunidades continuas para las naciones recientemente industrializadas, industrializadas, y segundo, que la sociedad industrial pueda reducir o, mejor aún, revertir el incremento de las emisiones de gases con efecto invernadero relacionadas con la energía. La única forma en la que esto llegará a suceder es logrando un la historia –una transición fuera fuera cambio energético sin precedentes en la de los combustibles de carbono intenso y de las tecnologías del pasado–. El cambio ya ha comenzado, como puede verse en todo, desde el incremento de los biocombustibles y los automóviles híbridos hasta la construcción de grandes parques eólicos y la oposición popular en contra de la construcción de nuevas centrales eléctricas a base de carbón. Pero lo que hemos visto hasta ahora es sólo el comienzo de una vasta remodelación del paisaje energético. A este paisaje le tomó

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más de un siglo desarrollarse tal como lo conocemos ahora y le tomará décadas cambiar a su nueva forma. Esta transición modelará cada aspecto de los negocios y la vida diaria entre la actualidad y la década de 2030. Durante un cambio energético la vida se llena de tensión por una buena razón: las fuerzas que están afectando este cambio y lo que determinará cuán rápidamente puede ser logrado son aún difíciles de ver con claridad. Una gran cantidad de información y análisis acerca de la sacudida en los mercados energéticos es producida rápidamente cada mes, pero la mayor parte refleja los favoritismos de diferentes industrias, grupos de interés y otros elementos. Una buena cantidad de este material también es imperfectamente aterrizada en la realidad económica y de negocios, y algo de ello es ingenuo. Una forma útil para comprender mejor sus alternativas es empezar a examinar algunos de los mitos persistentes acerca de la energía, y los elementos que se benefician de su promulgación. Estos mitos son relevantes porque pueden dirigir la opinión pública, y por lo tanto las políticas públicas; y porque las prácticas de negocios también serán basadas en estos mitos llevando, en algunos casos, a desventa jas competitivas severas. severas.

El mito del agotamiento global del petróleo El mundo está quedándose sin petróleo. Realidad

Este mito se ha popularizado entre algunos ambientalistas, activistas anticrecimiento y otros promotores de fuentes alternativas de energía y de la conservación y, y, en algunos casos, entre quienes se oponen a la industrialización y el crecimiento económico sin restricciones. También ha sido popularizado por un argumento de actualidad (a menudo referido como “pico del petróleo”), basado en algunas esti-

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maciones de la oferta, de que el mundo ha rebasado el máximo de la tasa de producción petrolera. Creer en este mito resulta tentador y crea una historia fascinante. Pero no es cierto. No obstante el actual desbalance entre la oferta y la demanda de petróleo y otros combustibles fósiles, y no obstante la visión del pico del petróleo, el mundo no está quedándose sin s in esta sustancia. No importa lo que pase, el suministro a largo plazo seguirá disponible. Aún hay muchos combustibles fósiles en la Tierra en reservas probadas, y se siguen descubriendo nuevas reservas en regiones como Asia Central y Sudamérica. También hay grandes reservas probadas de “petróleo poco convencional”, las cuales pueden derivarse de arenas petrolíferas, de petróleo derivado de esquisto, e incluso de carbón. Usando las tecnologías conocidas estas fuentes podrían proveer los suficientes hidrocarburos como para impulsar una economía basada en el petróleo durante muchas décadas venideras —si las compañías y quienes elaboran políticas están dispuestos a hacer frente a los costos ambientales y al aumento de los precios–. Estas fuentes podrían mejorar la seguridad energética para muchos países, incluyendo Estados Unidos, Brasil, Rusia, China e India. Sin embargo, en cierto sentido, el argumento del agotamiento es correcto. Las restricciones de corto a mediano plazos en la oferta del petróleo son significativas, especialmente aquellas de petróleo barato y fácilmente recuperable. Las fuentes del petróleo poco convencional son más caras y posiblemente se probará también que resultan inaceptables desde una perspectiva ambiental a menos que nuevas tecnologías costosas sean desplegadas para limitar las emisiones de gases con efecto invernadero. Por lo tanto, aunque el petróleo se mantendrá abundante, no necesariamente será el “petróleo fácil” que hemos visto en el pasado, y quizá jugará un papel mucho más limitado en la economía global posterior a 2030.

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El mito de China El aumento de los precios es por culpa de Asia. Realidad

Este mito ha ganado presencia porque facilita a las personas de Occidente hacer caso omiso de su s u propio papel en el aumento de los precios de la energía. Coloca toda la responsabilidad en las naciones de reciente industrialización industrialización de Asia. Es cierto que el crecimiento de la demanda energética en China —así como en Indi Indiaa y otras naciones en proceso de industrialización— ha sido significativo. Y los pronósticos dominantes prevén que la demanda energética en los países asiáticos en desarrollo hará más que duplicarse durante los próximos 30 años. Una nueva clase media está adquiriendo rápidamente automóviles, grandes aparatos eléctricos y un estilo de vida que demanda una utilización más intensa de la energía y sus necesidades imitarán aquellas de los consumidores occidentales. Pero la verdad absoluta es más complicada. Por una cosa, las presiones del precio pueden simplemente ser culpadas de manera fácil por el crecimiento de la demanda energética en el mundo desarrollado. El uso del petróleo en Norteamérica, por ejemplo, se ha incrementado tanto como en China en los últimos 20 años. Y la demanda subyacente continuará creciendo en Estados Unidos y otras economías maduras. También, la demanda es sólo parte de la ecuación del precio. Una razón por la que los precios permanecieron bajos durante las décadas de 1980 y 1990 fue porque la producción de petróleo de naciones ajenas a la OPEP, así como de la ex Unión Soviética, estuvo creciendo sin parar. Esto reflejó el desarrollo de nuevas reservas en el Mar del Norte, Canadá, México y Brasil, entre otros lugares. La producción fuera de la OPEP y en la ex Unión Soviética, sin embargo, empezó a bajar a finales de la década de 1990 y, de hecho, decayó después de 2002, a medida que la producción y las reservas de las naciones productoras

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de petróleo establecidas, tales como Estados Unidos, disminuyeron y se encontraron pocas reservas nuevas. Desde entonces los productores de la OPEP, que controlan las reservas de gas y petróleo más económicas y fáciles de recuperar en Medio Oriente, se han estado esforzando por incrementar su capacidad para producir más petróleo, pero no han sido capaces de (o no han estado dispuestos a) hacerlo de manera suficientemente rápida como para seguir el ritmo de la demanda. De modo más general, el momento de la verdad de la oferta se ha extendido a todo el espectro energético. Los costos del suministro de otras formas de energía también han escalado en los últimos años como resultado de un crecimiento impresionante en los costos de producción de equipo, tales como la maquinaria para explotación de hulla, las terminales de gas natural líquido (LNG, por sus siglas en inglés), los buques petroleros e infraestructura de todo tipo.

El mito del “etanol fácil” Los biocombustibles son la solución ecológica para el transporte. Realidad

Este mito es promovido por aquellos que se benefician del crecimiento de los biocombustibles y están ubicados en el sector agrícola y en países como Estados Unidos y Brasil, cuya principal prioridad es la seguridad energética. También parece ser una historia atracti va para los ambientalistas. Y hay algunas razones para ser optimistas en cuanto al potencial del biocombustible. El etanol proveniente del azúcar de caña, en particular, es una alternativa viable actual para el petróleo; los biocombustibles que proceden de otras fuentes, tales como celulosa, algas y productos de desecho, podrían contribuir con un volumen significativo a la piscina de combustible, especialmente si la oferta de suelo agrícola se expande. Pero desde una perspectiva ambiental los biocombustibles de que se dispone en la actualidad están estimados para ahorrar desde 20%

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(etanol de maíz) hasta 80% o más (etanol extraído del azúcar de caña y celulosa) en cuanto a las emisiones de gases con efecto invernadero. Esto resulta en el mejor de los casos neutral y en algunos otros perjudicial, una vez que los efectos del uso de la tierra son factorizados en: el impacto que tiene sobre el cambio climático el continuar la explotación de tierras que, de otro modo, volverán a ser pastizales o bosques. Los biocombustibles también han estado implicados en la escasez de comida y en el incremento de los precios de ésta. Dado que los precios del petróleo y de la comida están inevitablemente relacionados, el impacto de los biocombustibles en los precios de la gasolina podría ser silenciado. Y también hay problemas por la escasez de agua; los países que enfrentan este problema podrían simplemente no poder expandirse hacia la producción de biocombustible. Incluso la próxima generación de biocombustibles celulósicos podría no resolver estos problemas en el corto plazo. A la larga, con el desarrollo tecnológico suficiente, algunas aproximaciones futuristas al biocombustible, como los derivados de algas que no requieren grandes cantidades de tierra, podrían probar algún día ser una alternativa de largo plazo para el petróleo. Pero esto tomará décadas lle varlo a cabo con tantos obstáculos en el camino.

El mito de la energía libre de carbono Podemos satisfacer las necesidades del mundo en cuanto a energía eléctrica y reducir las emisiones de gases con efecto invernadero en una década o dos relativamente sin dolor, cambiando a fuentes energéticas renovables libres de carbono, tales como la energía solar, la eólica y la geotérmica. Realidad

Este mito resuena fuertemente con aquellos que se preocupan por el ambiente porque le dice a la gente lo que ésta más quiere escuchar. Y es cierto que estas fuentes renovables de energía —especialmente

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la energía solar y la eólica— se constituyen en una enorme promesa para el futuro y, en definitiva, podrían contener gran parte de la respuesta al cambio climático (y a las preocupaciones de muchos países por la seguridad energética). Pero hoy en día suministran sólo un pequeño porcentaje de la generación de energía eléctrica y se necesitará desarrollar importantes avances tecnológicos en lo referente a almacenamiento y eficiencia, así como inversiones masivas en la infraestructura de transmisión, antes de que estas fuentes renovables puedan competir a gran escala, rentablemente, con los combustibles tradicionales. Incluso usando hipótesis optimistas sobre las energías renovables, la mayor parte de las necesidades de energía eléctrica del mundo en 2030 serán satisfechas, como hasta ahora, por combustibles fósiles. Sin embargo, en los próximos 20 años, es probable que las energías renovables tengan mayor porcentaje de acciones en la generación de energía y sienten las bases para lograr un cambio más significativo hacia fuentes con más bajo contenido de carbono y libres de éste en el futuro.

El mito de la ausencia de plantas nucleares La energía nuclear está muerta. Realidad

Este mito se aprovecha de los temores que surgieron sobre la seguridad a raíz de accidentes nucleares pasados. Aún tiene aceptación entre algunos ambientalistas (aunque ahora otros se oponen menos como resultado de su conciencia sobre el cambio climático global). Así, la mayor parte del debate acerca de la satisfacción de las necesidades futuras de energía se inclina a hacer caso omiso del potencial positivo para adquirir más capacidad nuclear. Hoy en día la energía nuclear de 439 reactores suministra aproximadamente 15% de las necesidades de generación de energía en todo

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el mundo. En algunas naciones cuenta con una gran participación de mercado. Francia deriva más de 80% de su electricidad de la energía nuclear; la cuota nuclear de Japón es de 35%; en Estados Unidos es de 20%. Más aún, a pesar de los persistentes temores acerca de la seguridad, la industria nuclear tiene un excelente récord, con la excepción del desastre de Chernobyl de 1986. Las preocupaciones se mantienen en cuanto a la proliferación y el almacenamiento del desecho nuclear, la disponibilidad del uranio necesario para el combustible nuclear y sobre el vínculo potencial entre la producción de energía nuclear y la producción de armas nucleares, pero estos asuntos, si bien significati vos, no podrían desacelerar el avance de esta tecnología por sí mismos. Las principales ventajas de la energía nuclear son que es una fuente de alimentación segura y continua y que no produce gases con efecto invernadero, lo cual la convierte en la tecnología de generación de energía más escalable que no contribuye al calentamiento global. Actualmente hay planes para construir más de 200 nuevas plantas nucleares en el mundo, aunque el aumento de los precios y los problemas en la cadena de suministro están retrasando el crecimiento de la industria. A la luz de las preocupaciones sobre el calentamiento global la energía nuclear mantendrá una parte esencial de la mezcla de energía eléctrica en el futuro.

El mito de la solución del sector privado La industria por sí sola puede lograr el cambio energético. Realidad

Este mito es resultado de la desconfianza sobre la capacidad gubernamental para jugar un rol positivo en la solución de los problemas económicos de largo plazo que han surgido en algunos países principales, incluyendo a Estados Unidos. Es promulgado por los partida-

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rios de que el sector público desempeñe un rol limitado. Pero aunque sea cierto que los empresarios y las corporaciones privadas realizan la mayor parte de la innovación del mundo y operan muchos de sus negocios energéticos, también lo es que, históricamente, los cambios más grandes ocurridos en los mercados energéticos han sido dirigidos por los gobiernos ejecutando estrategias de largo plazo. Desarrollos como el abrazo de Francia a la energía nuclear, la creación de la industria del etanol basada en azúcar de caña en Brasil, el aumento de energía eólica en Dinamarca (y ahora en Estados Unidos) y el desarrollo de energía solar en Alemania fueron todos adscritos a las alternativas de la política gubernamental. Dada la magnitud del reto de que el cambio energético se presente, está claro que las decisiones gubernamentales, las iniciativas de los sectores público y privado y los incentivos fiscales serán componentes necesarios para el logro de mayores avances tecnológicos y la construcción de nueva infraestructura energética. La red de energía eléctrica y los sistemas de transporte actuales no podrían haber sido construidos sin la fuerte participación del gobierno; lo mismo es cierto en cuanto a la infraestructura emergente que los reemplazará.

CONTRADICCIONES Y EXPECTATIVAS En resumen, en este siglo las realidades de la energía son percepciones —y expectativas— contradictorias de todos los sectores. Por un lado, la economía de los combustibles fósiles está equilibrándose. El suministro actual de energía está probando que es inadecuado a corto plazo para satisfacer el aumento de la demanda, y en respuesta los precios están aumentando. Al mismo tiempo, el consenso científico sobre los peligros del calentamiento global ha tomado forma. Esta convicción no puede ser ignorada o rechazada: la civilización necesita reducir tajantemente el

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aumento de gases con efecto invernadero para evitar dañar irreparablemente el ambiente. Esto limitará las alternativas de las compañías y naciones para dar satisfacción a las necesidades de energía futuras. Y acelerará el proceso de cambio de combustibles fósiles a formas de energía más sostenibles. Incluso, tan recientemente como en 2005, esta conclusión no podría haber sido declarada con la misma autoridad. Científicos y ambientalistas han estado advirtiendo sobre los peligros de las emisiones de gases con efecto invernadero (principalmente dióxido de carbono, o CO2) por cerca de 30 años. Pero la mayoría de las personas había considerado inconclusa la evidencia científica. La preocupación pública fue silenciada en Estados Unidos y algunos otros países e importantes elementos —incluyendo el gobierno estadounidense y segmentos de la comunidad global de negocios— habían estado dudando en apoyar la acción política implementada para mitigar el calentamiento global. El paradigma, sin embargo, ha cambiado tajantemente en los últimos años. Hoy en día el debate sobre el cambio climático global, efectivamente, ha terminado. Hay un reconocimiento generalizado de que los peligros del calentamiento global son reales y de que nuestro uso de combustibles fósiles es la razón principal de que existan las desestabilizadoras emisiones de gases con efecto invernadero. En ese contexto, por supuesto, los debates continuarán: sobre cómo limpiar las emisiones de CO2, cómo pagar por esa limpieza (especialmente en el mundo en desarrollo) y cómo arreglárselas con los efectos del cambio climático. Las preocupaciones por la seguridad del suministro de energía también limitarán las alternativas de energía futuras. La seguridad energética se ha convertido en una consideración cada vez más importante en las políticas nacionales, tanto por seguridad nacional como por razones geopolíticas. En Estados Unidos la dependencia del petróleo de la OPEP está conduciendo a preocupaciones por la seguridad energética; en Europa las preocupaciones giran en torno

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a la dependencia del suministro de gas natural importado, particularmente de Rusia. En Asia las preocupaciones por garantizar un suministro suficiente para dar soporte a la continua industrialización y al aumento del PIB son extremas. Muchos países, incluyendo China y Estados Unidos, están movilizándose con celeridad para garantizar los suministros de energía futuros y prepararse para considerar un futuro recurso carbón posiblemente más limitado. Y, finalmente, las expectativas públicas requieren más energía que nunca antes. Incluso las personas de bajos ingresos están adquiriendo y usando teléfonos celulares y luz eléctrica; los más ricos están viajando más que nunca y enormes conjuntos de servidores de energía están satisfaciendo la nueva e intensa demanda del mundo por servicios de información. Y los hábitos energéticos prevalecen, quizá, para no cambiar. Por más de 100 años petróleo, gas natural y carbón han sido baratos y abundantes. Esto ha dado pie a las colosales industrias que dominaron el paisaje corporativo del siglo XX , desde las propias industrias energéticas hasta el acero, los ferrocarriles, las fábricas automotrices, líneas aéreas, aparatos domésticos, y moderna manufactura. También se requirió la construcción de una enorme infraestructura energética de pozos, minas, refinerías, sistemas de transporte, tuberías, redes eléctricas y puntos de venta que circunda actualmente a la Tierra. Si las personas dan todo esto por sentado, difícilmente serán culpadas por hacerlo. De alguna forma u otra un estilo de vida basado en la abundancia de la energía se mantendrá.

EL RITMO DEL CAMBIO En algún nivel el cambio ya está en camino. El reciente aumento de precios ha vuelto más costosos los combustibles tradicionales y está creando condiciones de mercado en las que las fuentes de energía alternativa (tanto energías renovables como etanol, biodiesel, eóli-

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ca y solar, como petróleo “poco convencional” y gas natural) pueden competir con los combustibles fósiles convencionales si los precios se mantienen donde sea, pero cerca de los niveles recientes. En el pasado lo costoso de estas alternativas desanimó la investigación, el desarrollo y la comercialización; en muchos casos los prometedores proyectos lanzados después de la última crisis de petróleo fueron abandonados en la década de 1980 cuando cayeron los precios del petróleo. Los esfuerzos por fomentar la conservación de la energía realizados en ese entonces fueron mitigados o abandonados en muchos países por las mismas razones. Ahora, con los precios de la energía en su lugar de origen más altos por al menos media década, la innovación y el despliegue de nuevas tecnologías se acelerarán. El resultado será, al final, un cambio integrador en la infraestructura, sustentando la civilización humana. Pero, incluso así, los resultados aparecerán en una línea de tiempo mucho más lenta de lo que muchos consumidores y ciudadanos esperan y es probable que mucho más lentamente para compensar el aumento de la temperatura global que tanto alarma a los científicos del clima. La razón no es principalmente un vacío entre investigación y tecnología. Un factor de retraso es la cantidad inherente de tiempo que toma el desplazarse de una tecnología a otra a escala global. Otro factor es la resistencia arraigada en la base ya instalada de energía y en los sistemas de transporte alrededor del mundo. Las industrias del petróleo, gas, automotrices y de la energía eléctrica están entre las más grandes y de mayor coeficiente de capital. Las compañías han hecho inversiones cuantiosas en las instalaciones de producción e infraestructura durante muchas décadas, y así muchas tienen fuertes incentivos para preservar este estado. Incluso donde las compañías desean adaptarse y cambiar, o donde las nuevas compañías, respaldadas por capital de riesgo, entran al mercado, los retrasos entre la introducción de nuevos combustibles y tecnologías y su amplia disponibilidad son largos. Toma años diseñar y construir nuevos modelos de automóviles, construir infraestructura para bio-

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combustibles o parques eólicos, o construir plantas de energía nuclear. Peor aún, el fuerte aumento en la demanda de nuevas plantas energéticas e infraestructura de todo tipo está superando el suministro de equipo disponible y de personal capacitado y está creando presión en las cadenas de suministro a través del sector. Muchos ejecutivos están dudando, comprensivamente, en hacer inversiones grandes del tipo “apuesta la compañía” hasta saber más sobre las estructuras ambientales y fiscales en las que tendrán que operar en el futuro. Las grandes empresas están ideando estrategias para sobrevi vir en cualquier ambiente que prevalezca. Esto dificultará, entonces, ver grandes cambios en el uso de las fuentes de energía del mundo durante la próxima década, y quizá por mucho más tiempo. Como resultado, los combustibles fósiles continuarán cubriendo las necesidades de energía del mundo y el reto para gobiernos e industrias será encontrar las formas apropiadas para satisfacer la demanda futura mientras desarrollan las tecnologías y estrategias que mitigarán la producción de gases con efecto invernadero. La carga de enfrentar este reto recaerá principalmente en la industria de generación de electricidad, la cual, en muchos países, depende fuertemente del carbón: el combustible que producirá la mayor cantidad de gases con efecto invernadero en el futuro. Las compañías que dependen fuertemente de la energía como un insumo primario (siderúrgicas, fundidoras de aluminio y fabricantes de concreto) también se verán desafiadas, como lo serán asimismo las empresas automotrices y sus extensas cadenas de proveedores. Estas realidades ayudan a entender proyecciones comunes, como las realizadas por el Departamento de Energía de Estados Unidos en 2007 (ver la figura 1-1), las cuales muestran el incremento en la demanda total con todas las fuentes de energía en crecimiento para satisfacer un tanto las mismas proporciones que tienen en la actualidad. El cambio energético podría ser aplazado lo suficiente como para verse así en 2030. O podría ser acelerado. Quien tomara decisio-

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FIGURA 1-1 DEMANDA DE ENERGÍA POR TIPO 800 ) a c i n700 á t i r b a c600 i m r é t 500 d a d i n400 U ( U T300 B e d s200 e n o l l i r t a100 u C 0

32.1 26.4 26.2 20.4

105.6

33.2 27.5

43.4 32.5

103.4

50.1 38.1

199.1

2.2%

170.4

1.4%

1.9%

182.9 167.2

151.6 136.4

114.5

89.4 99.8

40.4 29.8

46.5 35.7

2004–2030 CAGR (%) 53.5 2.8% 39.7 2.6%

120.6

134.3

147

158.5

75.2 136.2

161.9

168.2

183.9

197.6

1990

2003

2004

2010

2015

Líquidos

Gas natural

210.6

224.1

238.9

2020

2025

2030

Carbón

Nuclear

Otra

Fuente: EIA, análisis de Booz & Company

nes en los últimos 2 000 años habría tenido que ser sabio para estar preparado para cualquier eventualidad. El cambio energético será realizado más visiblemente en los dos sectores de uso de energía más grandes: transporte y producción de energía eléctrica. Después de un siglo de depender de vehículos impulsados por petróleo y de plantas generadoras a base de carbón, ambas industrias serán transformadas durante las próximas décadas. Mientras tanto los líderes corporativos ubicados en estos sectores se enfrentarán a una serie de retos. ¿Cómo pueden posicionar sus negocios ante esta incertidumbre? ¿Qué forma de cambio energético les servirá mejor y cómo pueden contribuir a asegurarse de que esa

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forma es viable? Y si el cambio energético ya está en camino, ¿cuán rápidamente deberían adaptarse o cambiar sus propias operaciones y asumir un rol de liderazgo? Esta última pregunta es, quizá, la más crítica. Puede ser posible acelerar el cambio energético de algunas maneras y algunos sectores —por ejemplo, la industria automotriz, con sus incursiones de vehículos eléctricos, de hidrógeno, gas natural comprimido (CNG, por sus siglas en inglés) e híbridos— ya están confundiendo las expectativas de hace un año. Pero incluso las iniciativas más activistas y optimistas operan dentro de poderosas limitaciones. La base instalada del equipo capital representa un poderoso factor de retraso, igual que lo hace el ritmo desigual e incierto del desarrollo tecnológico. La fuente de mayor retraso, sin embargo, está constituida por los diferentes marcos de tiempo que se necesitan para conseguir la inversión necesaria en diversos componentes del sistema energético, desde la exploración y producción de fuentes de combustible hasta su distribución hacia la manufactura de bienes para el consumidor, tales como automóviles. Las compañías y los países que “se apuestan conservadores” —que no invierten en nuevas tecnologías y asumen que dominarán las antiguas— quizá ganarán a corto plazo, pero podrían encontrarse desprevenidos cuando el cambio se manifieste. Mientras tanto las compañías y los países que “se apuestan atrevidos” —asumiendo que las nuevas tecnologías sustituirán las antiguas— se encontrarán con muchos retos y dificultades al principio. Sin embargo, algunos de ellos encabezarán la economía global a largo plazo. Y para jugar ese rol de liderazgo tienen que comenzar ahora. En otras palabras, hay un punto muerto (en parte tecnológico, en parte incrustado en el ambiente de negocios) que tanto define como limita el cambio energético. Para superar ese punto muerto se necesita algún tipo de acción concertada, quizá por la industria, probablemente por el gobierno. Es posible que los precios de la energía, si pueden mantenerse cerca de sus recientes niveles récord o aumentan

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incluso más, pudieran probar que son lo suficientemente poderosos como para romper el punto muerto. Pero no es suficiente contar con los precios altos como un sustituto para iniciar un cambio en las políticas. Eso es demasiado a corto plazo y demasiado corto de miras. Los precios del petróleo aumentarán y disminuirán. Tal como se vio en la campaña presidencial estadounidense de 2008, las propuestas basadas en el precio de alivio tienen un enfoque elocuente y de corto plazo, como las vacaciones fiscales del gas o la expansión de la perforación en alta mar. Si las decisiones se apoyan únicamente sobre los costos del petróleo el mundo, simplemente, continuará como hasta ahora, “saliendo del paso de algún modo”, mientras el punto muerto resiste gradualmente, y tendrá que arreglárselas con escasez, oscilaciones del precio y cambio climático a lo largo del camino.

OFERTA Y DEMANDA Este libro no es una enciclopedia sobre el futuro de la energía ni rebusca profundamente en las particularidades de cada combustible potencial y avance tecnológico. La mayoría de éstos, desde convertir la energía solar y el potencial de las mareas en biocombustibles avanzados, podrían volverse importantes en décadas futuras, pero probablemente no tendrán, pronto, un gran efecto en cualquier momento. En vez de eso este libro es una guía compacta hacia las grandes tendencias que están llevando al cambio energético actualmente y que tal vez tendrán el mayor impacto dentro de las próximas dos décadas. La historia comienza con un análisis de la fuerte y continua demanda de energía de todo tipo en el mundo en desarrollo y de la nue va y vasta demanda por venir de las naciones de reciente industrialización. Entonces examinamos el retraso en la producción por parte de los proveedores convencionales de petróleo y las implicaciones de este retraso para el futuro del transporte. Como esto incluye las al-

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ternativas emergentes de biocombustibles, electricidad e hidrógeno, también examinamos los temas con menos tendencia, como el hecho de que sólo la mitad del petróleo consumido actualmente es usado en transporte —lo cual significa que los proveedores potenciales para transporte podrían ser más de los que comúnmente se cree existen–. Después viene un análisis de los combustibles fósiles (carbón y gas natural) que actualmente suministran la mayor parte de la generación de energía, las formas en que cambiará la mezcla a medida que el mundo cambie a combustibles bajos en carbono o libres de éste, como las energías nuclear, solar o eólica, y los retos que esto representará para la industria de generación de energía. El último capítulo examina las grandes áreas de incertidumbre que dificultan observar cómo —y especialmente cuán rápido— se manifestará el cambio energético en los próximos 20 años. En cada una de estas áreas —regulación de los gases con efecto invernadero, seguridad energética y el ritmo del cambio tecnológico— examinamos tendencias, desarrollos y eventos específicos que servirán como indicadores importantes para evaluar cuán rápidamente se desarrolla el cambio energético. En la regulación de los gases con efecto invernadero, por ejemplo, la mayor parte de la atención está concentrada actualmente en cómo cambiará Estados Unidos durante la administración de Obama; una pregunta más crucial es si las naciones desarrolladas líderes podrán alcanzar un acuerdo realizable con las naciones líderes en industrialización. En seguridad energética, la mayor parte de los análisis reestudian cercanamente al petróleo, la seguridad de los proveedores de gas natural podría ser igualmente importante. En tecnología automotriz la sabiduría convencional dice que surgirá un único y nuevo método para obtener la energía para el transporte y dominar el mercado. Lo más probable es que habrá enfoques diversos y de competencia. El único indicador más importante acerca de hacia dónde estará avanzando el mercado en el futuro próximo es el ritmo de mejoramiento en la capacidad de la batería.

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En medio de toda la incertidumbre acerca del futuro de la energía, sin embargo, hay una cosa cierta: el cambio energético ya está ocurriendo y continuará. Y mientras se lleva a cabo, reorganizará —y transformará— los paisajes comerciales, industriales y de consumo del mundo a lo largo del siglo XXI. Para los líderes de negocios el estado actual no es una alternativa. Las políticas energéticas corporativas que han sido adecuadas en el pasado serán inadecuadas para hacer frente a los cambios puestos en marcha por el cambio energético. Las elecciones de energía que realicen muchas compañías hoy en día ayudarán a determinar su ventaja competitiva futura. Pero el cambio energético es complejo y las inversiones no pueden hacerse a la ligera. Para usted, sus elecciones óptimas dependerán de la industria en que esté situado, del rol que quiera jugar y de las demandas de su mercado. Las mejores alternativas a menudo involucrarán un cambio interno significativo para muchas grandes compañías de energía y transporte. Aún no queda claro cuántas de ellas estarán a la altura del reto.

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2 LA IMPLACABLE DEMANDA DE ENERGÍA EL ÚNICO FACTOR IMPORTANTE en el estableci-

miento de una fase para el cambio energético es la demanda de electricidad y combustible para el transporte en todo el mundo. La creciente demanda de energía es un hecho de vida para la economía del consumidor moderno. El uso mundial de energía de todo tipo se ha estado incrementando a una tasa promedio anual de 2.6% desde la década de 1960. Como fue señalado en el capítulo 1, debido al incremento de las fuentes de suministro, este aumento en la demanda no se reflejó en el precio del petróleo durante años. Pero a comienzos del nuevo siglo finalmente se disparó el precio. El precio bien podría fluctuar de mes en mes, especialmente mientras el colapso financiero de 2008 se agota por sí mismo y la recesión se extiende. Pero no importa cuánto cambien los precios a corto plazo, el crecimiento implacable en el uso energético continuará durante un largo tiempo. Un crecimiento más lento en el mundo desarrollado será compensado por un crecimiento más grande en las

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naciones en desarrollo. Hacia 2030, de acuerdo con las proyecciones estándar de la población y el crecimiento económico publicadas por la Asociación de Información sobre Energía del gobierno estadounidense (EIA, por sus siglas en inglés), la demanda mundial de energía habrá experimentado un incremento neto de 57%, tomando como base 2004, presentándose la mayoría de los incrementos en los combustibles fósiles —petróleo, carbón y gas natural— que actualmente suministran el vasto volumen de las necesidades del mundo. Éstas y otras proyecciones, las cuales usan la corriente principal de los pronósticos económicos del crecimiento económico y no asumen cambios importantes en alguna ley o política existentes, proporcionan un punto de partida para analizar las tendencias energéticas futuras. Para satisfacer esta demanda se necesitará una combinación de combustibles y, como vimos en el capítulo 1, se espera que crezca la demanda de cada fuente de energía utilizada en la actualidad. En los pronósticos de la EIA no se espera que cambie gravemente esta combinación de fuentes energéticas en las siguientes dos décadas. Esto es, en parte, porque la EIA asume que los precios del petróleo crudo caerán desde sus máximos recientes hasta 49 dólares por barril, ajustado por la inflación, hacia 2014 y luego se incrementarán a sólo 59 dólares por barril para 2030. Algunos analistas del sector privado pronostican niveles mayores en el precio; si están en lo correcto, o si las políticas gubernamentales cambian, entonces la combinación podría cambiar de manera plausible. Pero, incluso si hay cambios, la proporción actual de las fuentes energéticas jugará un enorme papel en la determinación de la combinación energética del futuro. Más de 86% de la demanda mundial de energía se satisface mediante combustibles fósiles. Los combustibles líquidos (principalmente productos del petróleo) rinden para casi la mitad de dicho porcentaje; aportaron 36% del uso mundial de la energía en 2007. La demanda de estos combustibles está dirigida poderosamente por la continua dependencia de gasolina y diesel para efectos de transporte. El petróleo proporciona 94% de la ener26


FIGURA 2-1 USO MUNDIAL DEL PETRÓLEO

Otros Energías renovables Gas natural

TRANSPORTE DE PETRÓLEO 94% transporte de energía 53% otros usos del petróleo

TRANSPORTE

s o d a a n c s a i o í a i e c m d r i í a g r a a l o m r u i t d r e c p q t i r e n c s o e i e a t r r o s i u t r n a d s e e c s l n t o e p I l r n a a t E o o s r O M a u c s p o r t O

NO TRANSPORTE Fuente: Booz & Company

gía necesaria para el transporte en el mundo. Pero eso es sólo una parte de la historia. Tal como indica la figura 2-1, cerca de la mitad del petróleo producido actualmente se usa para cubrir necesidades no relacionadas con el transporte —para generación de energía, en procesos industriales o como materia prima en la fabricación petroquímica–. La demanda de petróleo para actividades no relacionadas con el transporte se ha estado debilitando en los últimos años, pero ni remotamente lo suficiente como para compensar el incremento en la demanda de combustibles para transporte. Las alternativas no petroleras para combustibles de transporte, mostradas en el diagrama arriba de la línea negra, también son parte de la combinación; éstas incluyen biocombustibles (principalmente etanol y biodiesel), más el gas natural (usado en algunos vehículos),

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e incluso algo de electricidad. Como veremos en el capítulo 4, estas alternativas podrían constituirse en un componente importante del cambio energético a largo plazo. Pero actualmente suministran sólo una diminuta fracción de la demanda mundial de combustibles para el transporte. Serán necesarios avances tecnológicos significativos, mayores inversiones en infraestructura y posibles cambios en las políticas antes de que se produzcan en cantidades suficientes como para abarcar una fracción significativa de la demanda de combustibles basados en el petróleo. La demanda de carbón, la cual aportó 29% de la demanda mundial de energía en 2007 (más de 26% en 2004), va en paralelo a la demanda de electricidad. Durante un siglo el carbón ha generado la mayor parte de la carga base de electricidad (el nivel mínimo de energía que debe suministrarse para satisfacer el nivel esperado de la demanda del consumidor durante todo un año) en la mayoría de las regiones del mundo, incluyendo Estados Unidos e importantes áreas de Europa y Asia. La demanda de carbón ha sido particularmente fuerte durante los últimos años a medida que la demanda de las naciones en desarrollo, como China e India, se ha incrementado. Las proyecciones de la EIA muestran a la demanda de carbón incrementándose más rápido que la demanda de algún otro combustible, excepto las energías renovables, hasta 28% de la demanda total de energía para 2030, conforme el carbón juega un papel cada vez más importante en la producción de electricidad. Como veremos en el capítulo 5, el carbón tiene ventajas y desventajas significativas. Por el lado de las ventajas, el carbón es el combustible fósil más abundante en el mundo y la mayor parte está localizada en naciones hambrientas de energía, incluyendo China, India, Rusia y Norteamérica. Estados Unidos, por ejemplo, algunas veces es llamado “la Arabia Saudita del carbón”, dado que sus reservas son las más abundantes. Pero en el aspecto negativo, el carbón produce más gases con efecto invernadero por unidad de energía que ninguna otra fuente de energía, y los ambientalistas se han opuesto cada vez más 28


a expandir —e incluso continuar— el uso del carbón. Las tecnologías de “carbón limpio” podrían eliminar las emisiones de gas con efecto invernadero mientras exista la combustión de carbón, pero no han sido desplegadas a una escala comercial e incrementarían el costo significativamente. El gas natural contabilizó 24% del uso mundial de energía en 2007 y la demanda es empujada por su uso en calefacción casera, procesos industriales y, cada vez más, generación de energía eléctrica. En la década de 1990 el gas natural se vio favorecido para producir electricidad porque era menos costoso que alternativas tales como petróleo y carbón. Aunque los incrementos de precio han reducido su competitividad, aún es visto como una fuente de combustible atractiva tanto por su eficiencia como por su relativamente baja producción de gases con efecto invernadero. La demanda de gas natural se ha estado incrementando constantemente desde la década de 1970, pero se ha acelerado en los últimos años. En Estados Unidos, por ejemplo, la demanda por parte de la industria de energía eléctrica se incrementó 10% en 2007. En el pasado el gas natural fue producido y consumido principalmente en mercados locales o regionales, dado que la manera más eficiente de transportarlo es a través de tuberías. En los últimos años, sin embargo, el desarrollo de tecnología e infraestructura para licuar gas natural y transportarlo en tanques ha creado un mercado internacional. Como veremos en el capítulo 6, se han descubierto grandes cantidades de gas natural en Estados Unidos en fuentes poco convencionales como esquistas; además, se podrían aprovechar las grandes reservas de metano presentes en los lechos carboníferos en países con reservas abundantes de carbón. El efecto neto es triple: primero, los precios del gas natural aún varían (tanto como 30% entre algunas regiones). Segundo, por el momento dichos precios están comportándose cada vez más como si estuvieran relacionados con el precio mundial del petróleo. Tercero, podrían caerse y deslindarse de los precios del petróleo a medida que el suministro de gas natural se expanda.

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Fuentes renovables, tales como la energía eólica, la solar y la hidroeléctrica, contabilizan 7% del total y son proporcionadas principalmente mediante energía hidroeléctrica. La energía nuclear aporta 6%. La demanda para estas fuentes energéticas también se está incrementando, pero en cuanto al futuro predecible, como veremos, estará limitada por la habilidad de la industria para cubrirla a costos competitivos.

LA DINÁMICA DE LA DEMANDA GLOBAL La dinámica de la demanda de energía varía entre países desarrollados y en desarrollo. En las economías en desarrollo el uso de energía per cápita aumenta constantemente con los ingresos a medida que las personas salen de la pobreza y pueden permitirse el lujo de vivir en hogares más grandes, comprar más aparatos eléctricos y poseer vehículos automotores. En economías maduras e industrializadas el uso de energía per cápita ya está en un nivel comparativamente alto. La demanda se incrementa conforme los ingresos aumentan, pero no tanto como aumentaría en las naciones en desarrollo dado que la mayor parte del dinero gastado en bienes consumidores de energía (tales como los aparatos eléctricos) simplemente sustituye bienes más viejos con nuevos (que a menudo son más eficientes energéticamente). De manera similar, en las avanzadas economías industriales de Europa, el uso del petróleo per cápita cambia muy poco a medida que los ingresos crecen. Sobre todo, las economías se convierten a menudo en menos “intensas energéticamente” conforme crecen y maduran, usando menos energía por unidad de PIB. Pero el crecimiento relativamente lento de la demanda en las naciones industriales que constituyen la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OECD, por sus siglas en inglés) —con una tasa promedio de crecimiento de 0.8% anual— es compen-

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FIGURA 2-2 DEMANDA DE ENERGÍA EN TODO EL MUNDO POR REGIÓN 800 700 U600 T B e d500 s e n o400 l l i r t a300 u C

200 100 0 1990

2003

2004

2010

2015

2020

2025

2030

2004–2030 CAGR (%) OECD Norteamérica 1.1% OECD Europa 0.4% OECD Asia 0.9% Europa y Eurasia ajenas a la OECD 1.4% Asia ajena a la OECD 3.2% Medio Oriente ajeno a la OECD 2.3% África ajena a la OECD 2.3% América Central y Sudamérica ajenas a la OECD 2.4% Fuente: EIA, análisis de Booz & Company

sado por tasas de crecimiento más rápidas ocurridas en los países en desarrollo. Como se observa en la figura 2-2, el crecimiento en todas las regiones en desarrollo será dirigido por la futura demanda de energía. Se espera que el consumo energético crezca a una tasa anual de 2.6%, con la tasa más rápida, a 3.2%, la creciente Asia ajena a la OECD, la cual está dominada por China e India. El incremento total en la parte de Asia que está fuera de la OECD será de 128%. Para poner lo anterior en contexto, esto significa que sólo el incremento en la demanda de la Asia ajena a la OECD superará la demanda actual total de energía registrada en Norteamérica.

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El mayor y único factor que está impulsando la demanda es, por supuesto, el espectacular crecimiento y la industrialización de la economía de China. Entre 2001 y 2006 la demanda de petróleo por parte de China creció a una tasa anual de 9%, mientras el carbón (que suministra dos tercios de las necesidades energéticas totales de China) creció a 12% y el gas natural a 16%. En 2008 China construía casi un nuevo gigawatt de carbón vegetal por semana. En cuanto al combustible líquido, China produce más petróleo que cualquier otro país localizado fuera de Medio Oriente, excepto Estados Unidos, Rusia y México, y hasta 1993 fue un exportador neto. Sin embargo, sus importaciones han crecido constantemente desde entonces y han representado un tercio del incremento total en el consumo mundial de petróleo. China es ahora el tercer más grande importador de petróleo, después de Estados Unidos y Japón, y también es un significativo importador de carbón y gas natural. La amplitud del reciente aumento en la demanda de energía por parte de China se presentó como una sorpresa para la mayoría de los economistas y analistas y muestra por qué pronosticar el crecimiento futuro en la demanda de energía —un ejercicio relativamente sencillo para las naciones maduras e industrializadas— puede resultar engañoso para los países de reciente industrialización. A finales del siglo XX la intensidad energética de la economía china había estado cayendo en un patrón predecible. En parte como resultado de ello, regresando al año 2000, el gobierno chino y los analistas de energía de Occidente pronosticaban que la demanda de energía en China crecería de 3 a 4% cada año hasta 2010. De hecho, la demanda de energía creció entre dos y tres veces más que esa estimación. Lo que les faltó a quienes hicieron tales pronósticos fue considerar el crecimiento sin precedentes del sector industrial de China, especialmente el coeficiente de energía necesario en la producción. China entrega ahora casi la mitad de la producción mundial de cemento y vidrio plano, más de un tercio de la producción global de acero y cerca de un cuarto de la producción global de aluminio. Para impulsar esta actividad manufactu32


rera la intensidad energética de China se incrementó. Hacia 2006 la industria en China contabilizaba 72% del consumo final de energía, comparado con 31% registrado en Europa y 25% en Estados Unidos. Mientras el sector manufacturero impulse un crecimiento económico más prolongado la demanda total de energía continuará creciendo, aunque la contribución de la manufactura disminuirá. Pero culpar a China por la actual crisis energética es señalar sólo a uno de los actores de un drama histórico más grande. La demanda global total de energía aumenta junto con la población y el PIB. Se espera que la población mundial crezca de 6 600 millones en 2007 a 8 400 en 2030. El crecimiento del PIB total en el mundo, ajustado por la inflación, se perfila hacia 4.1% anual. Las naciones industrializadas —miembros de la OECD— crecerán a una tasa anual de 2.5%; el crecimiento en las naciones en desarrollo será de 5.3%. En breve, aunque el crecimiento de China es inmenso, no estará solo.

REDUCIR EL CRECIMIENTO EN LA DEMANDA Para reducir el crecimiento de esta oleada de demanda de energía se requerirá prestar una atención sin precedentes a la conservación de la energía. Las ganancias potenciales de este tipo de conservación son grandes. Con sólo cambiar las bombillas incandescentes tradicionales por modelos fluorescentes energéticamente eficientes se puede ahorrar hasta un 70% de la electricidad usada para iluminar. La larga lista de reformas evidentes incluye mejores aislamientos para los edificios, mejor mantenimiento de los sistemas de calefacción para reducir fugas, termostatos inteligentes que se apaguen automáticamente en la noche, más aparatos energéticamente eficientes y equipos generadores de energía y líneas de transmisión más eficientes. Pero la historia muestra que no obstante los exhortos de los ambientalistas los consumidores quizá no practiquen la conservación cuando las ganancias financieras sean pequeñas y las sociales difu-

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sas. Hay sólo dos factores que podrían llevar de manera plausible a niveles más grandes de conservación, o al menos lo han hecho en el pasado. Lo primero es la política gubernamental, por ejemplo, buscar prevenir los daños del cambio climático global. Las grandes ganancias de la conservación energética tienden a llegar cuando hay acción política concertada (reflejando liderazgo político y apoyo común de los ciudadanos). Desafortunadamente esto ha probado ser efectivo en sólo unos cuantos países en el pasado. Lo segundo es si los precios de la energía aumentan lo suficiente como para cambiar el comportamiento de las personas, tal cual sucedió después de las crisis energéticas y resultando en incrementos de precios en la década de 1970. El curso futuro de la demanda de energía —y el futuro del calentamiento global—, por lo tanto, dependerá en gran parte de la futura trayectoria de los precios de la energía. La demanda de energía generalmente se muestra lenta para reaccionar a corto plazo ante los incrementos de precios. Los consumidores a menudo tienen pocas alternativas cuando aumentan los precios del combustible. Para el propietario de un automóvil típico alimentado por gasolina, por ejemplo, la única respuesta a corto plazo ante el aumento de los precios es pagar más o conducir menos, quizás compartiendo el automóvil para ir al trabajo o reduciendo la conducción recreativa. A medida que las personas puedan comprar automóviles más pequeños y más eficientes energéticamente, el efecto en la demanda se reducirá hasta que el ritmo se generalice lo suficiente como para afectar la composición total de la flota nacional de automóviles. A largo plazo la demanda de energía, de hecho, responde poderosamente a los cambios de precio, conforme los consumidores cambian sus patrones de compras y de uso y los fabricantes cambian las combinaciones de sus productos. Sin embargo, eso toma tiempo. El capital debe ser reasignado, la planta y el equipo deben ser cambiados y los usuarios comerciales e industriales deben cambiar a cualquier fuente energética que sea la más ventajosa en función de los costos.

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En Estados Unidos la demanda empezó a reaccionar al incremento acumulativo del precio en 2007, cuando los automovilistas redu jeron el número de millas recorridas por primera vez en 20 años. El uso del transporte público masivo aumentó hasta su más alto nivel registrado en 50 años y los compradores de automóviles, en efecto, empezaron a favorecer la compra de modelos más pequeños y más eficientes energéticamente. Las ventas de vehículos completamente deportivos y de camionetas de caja cayeron por porcentajes de dos dígitos, mientras que las ventas de automóviles pequeños e híbridos aumentaron explosivamente. En Europa los vehículos alimentados por diesel, que son más eficientes en el consumo de combustible y producen menos emisiones de gases con efecto invernadero, continúan incrementando su cuota de mercado; ahora comprenden más de 50% de las ventas de automóviles nuevos. Si los precios de la energía continúan en, o cerca de, sus altos ni veles recientes o aumentan más, el crecimiento futuro de la demanda podría ser significativamente más bajo de lo que los pronósticos estándar han estado anticipando y el cambio energético podría suceder más rápidamente, resultando en cambios más notables en la mezcla de combustibles fósiles y no fósiles para 2030. Sin embargo, si los precios de la energía caen significativamente en el futuro, de igual manera en que retrocedieron en la década de 1980 después de la primera crisis del petróleo, el cambio vendrá más lentamente; si viene, después de todo.

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3 MESETA DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO sobre la energía, que ha sido repetido por décadas, es que el mundo está a punto de quedarse sin petróleo. En su forma más extrema este mito, promulgado en filmes y libros populares, profetiza que el rápido agotamiento de las fuentes de petróleo nos conducirá en breve a una depresión en todo el mundo, a la hambruna y al fin de la civilización tal como la conocemos. La buena noticia es que eso no es cierto. Aún hay mucho petróleo “convencional” en el mundo, con más yacimientos siendo descubiertos cada año, y también hay un vasto potencial de suministro de petróleo “poco convencional” que puede ser producido a partir de reservas conocidas de arenas petrolíferas, esquisto bituminoso, gas natural y carbón. Pero la mala noticia es que la producción de petróleo no se ha mantenido a la par de la creciente demanda en los últimos años. Esto es debido, en gran medida, a que la producción detuvo su crecimiento y empezó a decaer en muchas naciones productoras de UNO DE LOS MITOS PERSISTENTES

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petróleo. Las naciones donde la producción continúa al mismo nivel o a niveles expandidos son en su mayoría miembros de la OPEP o ex naciones de la Unión Soviética. Estas naciones tienden a estar menos interesadas en impulsar la oferta a menos que sirva para sus propios intereses políticos. Este desequilibrio entre oferta y demanda es la razón principal del récord alcanzado en los precios de la energía a comienzos de este siglo y es poco probable que vuelvan a subir sustancialmente en cualquier momento pronto. Las fuentes actuales de producción pueden suministrar los aproximadamente 85 millones de barriles por día que el mundo usa ahora, y podrán hacerlo por muchos años. Estas fuentes quizá pueden suministrar muchos millones de barriles adicionales por día, pero parece que se allanarán a ese nivel, incluso si la demanda continúa aumentando como se espera que lo haga. Si bien esto no significa desde luego el fin del mundo como lo conocemos, sí quiere decir que el petróleo continuará siendo más costoso en el futuro de lo que era en el pasado no tan lejano. También significa que, a mediano plazo, el mundo será cada vez más dependiente de la OPEP, en general, y de Arabia Saudita, en particular, en cuanto al suministro de petróleo. Eso, a su vez, sugiere una continuación de precios altos y volátiles y de preocupaciones en algunos países importadores sobre la seguridad del suministro energético. ¿Cuán alto llegarán los precios? Dado que el precio por barril aumentó a 147 dólares a mediados de 2008, algunos analistas de Wall Street pronosticaron que el petróleo podría aumentar tanto como a 200 dólares por barril en los próximos años. En junio de 2008 la Gazprom rusa anticipó que los precios del petróleo alcanzarían los 250 dólares en 2009. La mayoría de los analistas industriales, sin embargo, pronosticaron que a largo plazo el precio del petróleo sería considerablemente más bajo que eso. Los precios se reivindicaron después de la crisis financiera de octubre de 2008, cuando cayeron por debajo de los 70 dólares. Pero eso fue un salto neto significativo por encima de la suposición de la industria del petróleo convencional de 38


sólo unos cuantos años antes, cuando la mayoría de los analistas cre yeron que el precio no estaría por encima de los 25 dólares por barril. Uno nunca puede anticipar los precios del petróleo con certeza, pero es razonable esperar que el precio de 2009 a 2012 ó 2015 continúe manteniéndose sobre su nivel de bajo costo de la década de 1990. A un plazo más largo, el crecimiento continuo en la demanda y los precios relativamente altos pueden fomentar el descubrimiento y desarrollo de más fuentes convencionales de petróleo pero, a diferencia del petróleo relativamente barato y fácilmente recuperable que estaba disponible en el pasado, el petróleo del futuro se encontrará en lugares más remotos y en campos petroleros donde perforar es más difícil y costoso. Los precios altos también incrementarán el relativo atractivo de fuentes de petróleo poco convencionales que no fueron rentables en el pasado. Compañías energéticas ya están produciendo en Canadá más de un millón de barriles por día a partir de arenas petrolíferas. (Estos depósitos minerales, parecidos al alquitrán, contienen pesadas formas de petróleo cuya recuperación y refinación cuesta más que para el petróleo convencional y se analizarán más adelante en este capítulo.) Los productores canadienses planean incrementar la producción y, si los precios continúan aumentando, producir petróleo a partir de fuentes poco convencionales e incluso más costosas, tales como esquisto bituminoso, gas natural y carbón, que también se vol verán rentables. Explotar estas fuentes poco convencionales, sin embargo, podría incrementar significativamente las emisiones de gases con efecto invernadero. Y la producción actual de un millón de barriles por día representa sólo 1.2% del consumo actual, así que la producción de fuentes poco convencionales tendría que crecer exponencialmente para tomar una gran cuota del mercado de petróleo convencional. La demanda en aumento y los precios altos también volverán más atractivos a otros combustibles alternativos. Los biocombustibles, tales como etanol y biodiesel, ya se mostraron competitivos frente al petróleo en los últimos precios y los combustibles alternativos no líquidos para transporte, tales como electricidad e hidrógeno, po-

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drían resultar finalmente mucho menos costosos. Pero es probable que ninguna de estas alternativas reemplace al petróleo en un grado significativo en las próximas dos décadas. Tal como se detalla en el próximo capítulo, las preocupaciones por el impacto ambiental de la actual generación de biocombustibles, más obstáculos tecnológicos a la comercialización de nuevas y mejoradas variedades, reducirán la penetración de éstos en el mercado por al menos una década. Y mientras que los automóviles híbridos (que combinan baterías eléctricas con motores de combustión interna para mejorar la eficiencia del combustible) ya son populares y podrían ganar participación de mercado, se necesitarán otros avances tecnológicos antes de que los automóviles que se desplazan con pura electricidad o hidrógeno puedan producirse a una escala masiva. A largo plazo, los más altos precios del petróleo afectarán el crecimiento de la demanda petrolera. Esto pasará primero con la demanda para usos no relacionados con el transporte, tales como materias primas petroquímicas, procesos industriales y generación de electricidad. El uso del petróleo no relacionado con el transporte ha estado disminuyendo desde las primeras crisis petroleras de 1970, pero aún representa aproximadamente la mitad del petróleo utilizado en el mundo. Los precios altos continuarán trasladando a estos usuarios hacia otros combustibles, especialmente al gas natural. Los precios altos también impulsarán el cambio hacia otras fuentes de energía para el transporte, tales como biocombustibles, electricidad e hidrógeno.

LA DESACELERACIÓN FUERA DE LA OPEP La idea de que el mundo está a punto de quedarse sin petróleo está basada en la teoría del “pico de petróleo” que sugiere, muy razonablemente, que en algún punto el mundo alcanzará un nivel máximo de la producción global de petróleo, después del cual las reservas petroleras estarán consistente e inevitablemente agotadas. Esta teoría, formulada por primera vez en la década de 1950, ha pronosticado 40


FIGURA 3-1 SUMINISTRO GLOBAL 90 ) a í d r o p s e l i r r a b e d s e n o l l i m ( o e l ó r t e p e d o r t s i n i m u S

80 70 60 50 40 30 20 10 0 1967

1977

Resto del mundo OPEP exclusiva de Sudáfrica

1987

1997

2007

Exportaciones netas de ex miembros de la Unión Soviética Arabia Saudita

Nota: Incluye crudo, esquisto, arenas petrolíferas y gas natural líquido (NGL, por sus siglas en inglés) Fuentes: Evaluación estadística de la compañía British Petroleum, 2008; análisis de Booz & Company y la EIA

correctamente el momento pico de petróleo para países específicos, tales como Estados Unidos, donde la producción petrolera llegó a su máximo a finales de la década de 1960, pero los pronósticos formulados en la década de 1970 acerca de que el mundo alcanzaría su cumbre en la de 1990 resultaron incorrectos. Una razón para esto fue que las crisis del petróleo y los incrementos de precio ocurridos en la década de 1970 causaron grandes reacciones alrededor del mundo. Tal como fue señalado en el capítulo anterior, la tasa del crecimiento

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de la demanda de petróleo se redujo a medida que algunas naciones adoptaron políticas de conservación y en muchos mercados los consumidores cambiaron a automóviles más eficientes en el consumo de combustible. Por el lado del suministro, la exploración y el desarrollo de nuevos suministros de petróleo se aceleraron y la producción fuera de la OPEP continuó incrementándose. (Ver la figura 3-1.) El incremento de la producción fuera de la OPEP vino tanto de los países de la ex Unión Soviética, dirigidos por Rusia, como de nuevos descubrimientos en lugares como el Mar del Norte, Alaska y África Occidental. Estas nuevas fuentes impulsaron la producción mundial desde mediados de la década de 1980 hasta mediados de la de 1990 y ayudaron a mantener la oferta y demanda en un accidentado balance. Tal como ilustra la figura 3-1, sin embargo, los suministros del “resto del mundo” se redujeron y han estado disminuyendo más recientemente, dado que tienen proveedores de las naciones de la ex Unión Soviética. Esto refleja el agotamiento de las reservas en muchas regiones no afiliadas a la OPEP. La producción del campo más grande de Alaska, Prudhoe Bay, por ejemplo, ha caído más de dos tercios desde su punto más alto registrado en la década de 1980. La producción de Noruega está más de un cuarto por debajo de su punto más alto alcanzado en 2001, y otros campos petroleros del Mar del Norte también están en constante disminución. En México la producción en Pemex, la empresa petrolera de propiedad estatal, ha caído 15% desde su punto más alto registrado en 2004. En todo el mundo, desde el año 2000, se han descubierto y traído en línea menos campos petroleros gigantes que en ninguna otra década desde principios del siglo XX . En consecuencia, las adiciones a las reservas mundiales han caído aproximadamente a sus niveles más bajos de todos los tiempos. (Ver la figura 3-2.) La mayoría de las adiciones a las reservas mundiales anticipadas se espera que ocurran en los siguientes años en Medio Oriente. El efecto neto ha sido reducir la cantidad de la capacidad de producción adicional (la cual determina la habilidad de los mercados para arre42


FIGURA 3-2 PRODUCCIÓN GLOBAL DE PETRÓLEO CRUDO CONTRA ADICIONES A LA RESERVA ) s e l i r r a b e d s e n o l l i 120 000 m ( o100 000 d u r 80 000 c o 60 000 e l ó r 40 000 t e p 20 000 e d 0 l a u 1960 n a n e m u l o V

( e P

1970

1980

1990

2000

r $100 n e c d $ 90 ó o i $ 80 al d $ 70 er el c $ 60 s d r e $ 50 u d 2 o $ 40 0 $ 30 0 7 $ 20 / b $ 10 ar $ 0 r i l )

Producción Adiciones a la reserva Precio del petróleo crudo (en dólares de 2007)

Nota: Las reservas de petróleo probadas generalmente se toman como esas cantidades que la información geológica e ingenieril indica, con certeza razonable, que en el futuro se pueden recuperar de yacimientos conocidos bajo las condiciones económicas y operativas existentes. Fuente: IHS

glar los desequilibrios de oferta y demanda a corto plazo) a niveles históricamente bajos, y casi la mayor parte de toda la capacidad será proporcionada por Arabia Saudita en los próximos años. Como resultado, parece probable que las naciones importadoras de petróleo se vuelvan cada vez más dependientes de la OPEP para satisfacer la demanda futura. En 2005 ésta contabilizó el 42% de la producción mundial de petróleo; para 2030, dado que el crecimiento de la reserva no perteneciente a la OPEP se está reduciendo, los pronósticos formulados por la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) muestran que se recurrirá a la OPEP para suministrar la mitad de la producción mundial. Una consecuencia de esta concentración de suministros es que quizá los precios se man-

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tendrán tanto más altos como más volátiles que en el pasado; otra es que los principales suministros de petróleo estarán concentrados cada vez más en regiones donde la estabilidad política es cuestionable, aumentando los temores sobre la seguridad energética en algunas naciones importadoras de petróleo. Los productores tradicionales de petróleo no han sido capaces de aportar nuevos suministros al mercado lo suficientemente rápido como para satisfacer el continuo crecimiento en la demanda y la tensión en el mercado podría durar por algún tiempo. En octubre de 2007 la IEA advirtió que la crisis por el suministro de petróleo podría continuar en la siguiente década y desde entonces la agencia ha emprendido una evaluación general de las reservas y capacidades de producción de los 400 campos petrolíferos más grandes del mundo. Los principales productores de Medio Oriente, quienes tradicionalmente han tenido pocos problemas para incrementar sus tasas de producción, no tienen capacidad para satisfacer o exceder la creciente demanda a corto plazo. Las principales compañías de petróleo que son de propiedad estatal y producen la mayor parte del petróleo fácilmente recuperable de Medio Oriente están produciendo a su máxima capacidad actual o cerca de ésta. Por ejemplo, Saudi Aramco —la empresa petrolera estatal de Arabia Saudita, que posee aproximadamente 20% del total de las reservas mundiales— espera impulsar su producción diaria en más de 10% cuando el campo Khurais entre en operación el próximo año. Desarrollar este campo, sin embargo, requirió una ingeniería y construcción más complejas que los pozos más antiguos de Arabia Saudita. El proyecto, iniciado en 2005, podría costar tanto como 15 000 millones de dólares y los funcionarios de la empresa lo describen como uno de los proyectos industriales en curso más grandes del mundo. Nuevas expansiones de la producción de Arabia Saudita serán incluso más difíciles y costosas. Los funcionarios del gobierno saudí han minimizado la especulación de que aumentarán significativamente la producción de petróleo en el futuro. Algunos analistas externos cuestionan la habilidad de Arabia Saudita 44


para continuar aumentando la producción, citando una ausencia de transparencia en los datos conocidos sobre las reservas saudíes y las tasas de agotamiento. El petróleo proveniente de reservas descubiertas hace poco alrededor del mundo finalmente incrementará el suministro, pero muchos de los grandes campos petrolíferos que se han descubierto en los últimos años están en lugares relativamente remotos y en formaciones geológicas que hacen difícil y costosa la extracción del petróleo. El mayor descubrimiento nuevo en los últimos 40 años, por ejemplo, fue el del campo petrolífero de Kashagan, en el Mar Caspio del Norte, a 92 kilómetros de la costa de Kazajstán, en el año 2000, con aproximadamente 13 000 millones de barriles de petróleo recuperable. (Para poner este número en contexto, las reservas de Arabia Saudita están estimadas en 260 000 millones de barriles.) Originalmente estaba previsto que el petróleo fluyera en 2005, pero desarrollar el descubrimiento de Kashagan se ha encontrado es un aleccionador cuento de riesgos técnicos, logísticos, ambientales, de inversión y políticos que aguardan a los desarrolladores en las fronteras de la producción de petróleo. Las temperaturas del sitio de Kashagan oscilan entre los −35ºC en invierno y 40ºC en verano. El campo petrolífero está a 2.98 kilómetros o más bajo el mar, el cual permanece congelado de cuatro a cinco meses del año y sólo está a unos 3 metros de profundidad del pozo. Esto excluye el uso de las plataformas tradicionales de perforación a poca distancia de la costa, dado que podrían ser destruidas por una capa de hielo impulsada por el viento. En vez de eso, el consorcio del desarrollo del sitio tuvo que construir cuatro islas artificiales de roca, dos de ellas rodeadas de anillos tipo diques, como barreras de protección contra el hielo. El embalse de petróleo tiene una concentración inusualmente alta de gas de sulfuro de hidrógeno, el cual es fatal para los seres humanos, y por lo tanto requiere implementar equipo de seguridad y protección (incluyendo botes de escape rompehielos, de alta tecnología y gran velocidad, para uso de los trabajadores en

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caso de un accidente.) La infraestructura sobre la costa para apoyar el campo petrolero, la cual incluirá una instalación de tratamiento y vi vienda para cientos de trabajadores, incluye 508 kilómetros de tuberías y requerirá 120 000 toneladas de acero, casi 5 000 kilómetros de cableado eléctrico, y 148 200 metros cúbicos de concreto. Dado que el Caspio es un mar encerrado, es más sensible a los derrames de petróleo que el mar abierto, y el campo de Kashagan está ubicado en una reserva natural que es hogar de, entre otras especies, el esturión del Caspio que produce caviar. Amplios controles y diversos mecanismos han sido añadidos para contener los derrames de petróleo, pero los ambientalistas aún se muestran escépticos. Como resultado, Kashagan ha estado plagado de retrasos y sobrecostos. La fecha de inicio de 2005 fue retrasada primero a 2008 y después, más recientemente, a 2010. El costo de la fase inicial de desarrollo fue estimado originalmente en 10 000 millones de dólares, pero a comienzos de 2007 esta cifra fue aumentada a 19 000 millones de dólares. Los costos proyectados de una vida esperada de 40 años del campo han aumentado de 57 000 millones de dólares a 136 000 millones de acuerdo con funcionarios kazajstanos. El gobierno ha presionado imponiendo fianzas al consorcio, deteniendo el desarrollo por supuestas infracciones ambientales, promulgando legislaciones que le permiten anular sus contratos y demandando mayor participación de los beneficios futuros. Los descubrimientos más recientes de grandes reservas están a las afueras de la costa de Brasil. En 2007 Brasil anunció el descubrimiento del campo Tupi en aguas profundas localizadas fuera de su costa sureste, el cual contiene de 5 000 a 8 000 millones de barriles de petróleo. (Aunque es un descubrimiento considerable, de nuevo, incluso el volumen más grande, sólo es igual a aproximadamente 3% de las reservas de Arabia Saudita.) El petróleo, sin embargo, está en una formación geológica ubicada a 7 130 metros por debajo del nivel del mar, bajo 2 170 metros de agua, 3 100 metros de arena y roca y otros 1 860 metros de sal. Aunque Petrobras, la compañía petrolera 46


de propiedad estatal de Brasil, es considerada líder mundial en exploración y perforación marítimas profundas, el proyecto será tecnológicamente desafiante y la fecha más cercana en que iniciará la producción comercial se estima de 2013 a 2015, con una producción total de varios años más. A comienzos de 2008 funcionarios brasileños anunciaron el descubrimiento en aguas profundas de otro campo cercano, llamado Carioca, el cual, dicen, podría ser potencialmente más grande aún, pero que presentará el mismo tipo de retos para la perforación y producción. Las compañías petroleras confían en que existan grandes campos petrolíferos adicionales que podrían añadir a los suministros futuros. Se han descubierto grandes campos petroleros en aguas profundas del Golfo de México, por ejemplo. Uno de éstos, llamado campo Jack 2, se estima que contiene tanto como 15 000 millones de barriles de petróleo, pero se localiza a 6 200 metros por debajo de la superficie del mar en 2 170 metros de agua. Nuevamente, los costos de recuperar el petróleo de estos campos, así como la cantidad de la producción diaria que agregarán a los totales mundiales, son inciertos.

PETRÓLEO “POCO CONVENCIONAL” Y COMBUSTIBLES SINTÉTICOS Los precios elevados continúan y entre más difícil se convierte perforar pozos convencionales y recuperar petróleo de éstos, más factible se vuelve recuperar petróleo de fuentes poco convencionales, las cuales contienen potenciales suministros de petróleo que son mucho más grandes que todas las reservas de petróleo convencional conocidas. Las arenas petrolíferas, por ejemplo, ubicadas en Canadá y Venezuela en su mayoría, podrían contener el equivalente de tanto como 3.5 billones de barriles de petróleo —dos veces más que todas las reservas de petróleo convencional conocidas y más de una docena de veces el tamaño de las reservas saudíes–. Los depósitos de esquisto

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bituminoso podrían contener otros 3 billones de barriles y cerca de la mitad de estos depósitos están en el occidente de Estados Unidos. Hay una sustancial oposición ambiental y política al desarrollo de estas fuentes, pero la producción comercial de petróleo a partir de arenas petrolíferas ya está en curso en Canadá y las compañías petroleras están conduciendo proyectos piloto para convertir esquisto en petróleo en Estados Unidos. Durante décadas los expertos en energía han sabido cómo hacer carburantes para motores a partir de arenas petrolíferas, esquisto bituminoso, carbón y gas natural. Hasta el aumento en los precios de los últimos años, sin embargo, ninguna de estas alternativas tenía sentido económico excepto en circunstancias especiales. A precios que parecen probables en el futuro, algunos combustibles sintéticos se vuelven competitivos frente al petróleo y en algunos casos ya están entrando al mercado. Desde un punto de vista de seguridad energética, los combustibles sintéticos y el petróleo poco convencional podrían resultar atractivos para ciertas naciones; desde un punto de vista ambiental, sin embargo, presentan problemas significativos.

Arenas petrolíferas El mundo tiene vastos depósitos de arenas petrolíferas (también llamadas arenas alquitranadas), las cuales contienen arena o arcilla, agua y una forma muy pesada y viscosa de petróleo. Los costos de recuperar y refinar combustibles líquidos a partir de estos depósitos son más altos que para el petróleo convencional, pero no hay barreras tecnológicas. Las arenas petrolíferas se encuentran en al menos 70 naciones, pero tres cuartos de las reservas conocidas se localizan en Canadá y Venezuela (donde las arenas petrolíferas a veces son referidas sólo como “petróleo extra pesado”). Producir combustible para transporte a partir de arenas petrolíferas resulta económico, dependiendo de las condiciones locales y las tecnologías empleadas, ante precios de petróleo que oscilan de aproximadamente 25 a 50 dólares

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FIGURA 3-3 MINERÍA DE ESQUISTO BITUMINOSO EN ALBERTA, CANADÁ

Fuente: Rita Leistner/Redux

por barril. Sin embargo, las técnicas de explotación minera a cielo abierto, como se muestra en la figura 3-3 (el epicentro de la industria de arenas petrolíferas de Canadá, ubicado en Fort McMurray, Alberta), han llevado a la oposición de los ambientalistas. El hecho de que cientos de miles de millones de barriles de petróleo accesible se encuentren en Canadá, una de las democracias más estables y seguras del mundo, convierte a las arenas petrolíferas en una posibilidad de suministro atractiva desde la perspectiva de seguridad energética, particularmente para Estados Unidos. El desarrollo comercial de las arenas petrolíferas comenzó en la década de 1970, pero se aceleró bruscamente en esta década. Canadá produce actualmente 1.2 millones de barriles de petróleo por día de las arenas petrolíferas, la mayor parte de los cuales son exportados a Estados Unidos. Se proyecta aumentar la producción a 5 millones de barriles

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FIGURA 3-4 GASTO CAPITAL DE ARENAS PETROLÍFERAS CANADIENSES 16 s14 e s n e i d12 a n a c s10 e r a l ó d e 8 d s e n 6 o l l i m e d 4 s e l i M 2

0 1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Año Fuentes: Asociación Canadiense de Productores de Petróleo, “Estadística de arenas petrolíferas para ocho años”, www.capp.ca

por día para 2030, lo que sería igual a 20% de la demanda estimada para Estados Unidos. El panorama para las arenas petrolíferas canadienses en desarrollo es tan prometedor que ha puesto en marcha un auge de inversión y desarrollo en Alberta, la provincia donde se encuentra la mayor parte de las arenas petrolíferas. (Ver figura 3-4 y el siguiente texto titulado “El éxito poco convencional de Canadá”.) EL ÉXITO POCO CONVENCIONAL DE CANADÁ por Murray Smith Geólogos, ingenieros y personas relacionadas con el petróleo y el gas han sabido desde hace tiempo acerca de las arenas petro-

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líferas de Canadá. Tan temprano como a finales del siglo XIX ya trataban de encontrar maneras de separar económicamente el petróleo de la arena y hacerlo fluir. La búsqueda se intensificó en la década de 1960 y en 1967 el gobierno de Alberta formó la The Great Canadian Oil Sans Company para desarrollar estas fuentes. Para mediados de la década de 1970 el petróleo ya estaba siendo producido, pero los costos eran un tanto más elevados que el precio comercial del petróleo crudo convencional, así que la sensación era de que no funcionaría como negocio. Cuando los precios del petróleo cayeron en la década de 1980 el panorama parecía muy poco prometedor. Un intento un tanto similar para refinar petróleo a partir de esquisto bituminoso en Colorado, respaldado por el gobierno de Estados Unidos, fue clausurado en gran parte en 1982. En vez de permitir que los proyectos de arenas petrolíferas murieran, sin embargo, el gobierno de Alberta puso en marcha y aportó la mayor parte del dinero para una empresa conjunta llamada la Alberta Oils Sands Technical Research Authority, junto con el gobierno federal y el sector privado, los cuales continuaron financiando la investigación y el desarrollo. Los gastos ascendieron a aproximadamente 800 millones de dólares durante un periodo de 15 a 20 años y el trabajo que fue realizándose llevó a nuevas tecnologías y tremendas innovaciones para recuperar el petróleo de las arenas. No nos dimos por vencidos y no lo abandonamos y, en retrospectiva, fue una inversión muy perspicaz. Hoy Alberta está produciendo 1.2 millones de barriles diarios de petróleo derivado de arenas petrolíferas, la mayoría de los cuales exporta a Estados Unidos, donde suministra 10% de las importaciones de ese país. Los costos de la producción de petróleo están entre 22 y 25 dólares por barril, ello lo vuelve muy competitivo dados los niveles recientes del precio del petróleo en el

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mundo. Para 2030 la Cámara de Recursos de Alberta estima que la producción de arenas petrolíferas alcanzará los 5 millones de barriles por día, lo cual significa que Alberta podrá compensar el agotamiento de las reservas internas de Estados Unidos y ayudar a impulsar el crecimiento económico. Las reservas canadienses apoyarán la producción durante al menos 150 años a un ritmo de 5 millones de barriles por día, potencialmente tanto como 400 años. Como una provincia de fuertes recursos, Alberta siempre ha reconocido la importancia de los problemas ambientales. El gobierno asegura que ha emitido normas estrictas para quienes recuperan y producen coque y que cada compañía presenta un plan anual de minas, un plan de consumo de agua y un plan correctivo. Las compañías de petróleo y gas han trabajado con el gobierno provincial, ambientalistas y grupos aborígenes. Se dan cuenta de que entre mejores sean, más podrán desarrollar. Como resultado, hemos visto continuas mejoras en los recursos usados, tales como el agua, y en proyectos de rastreo de carbono. El desarrollo de las arenas petrolíferas de Alberta es actualmente el proyecto ingenieril más grande en el planeta y estamos a la mitad del periodo más fuerte del crecimiento económico nunca antes registrado por una provincia canadiense. Todas las principales compañías de petróleo están involucradas, y ahora podemos ofrecer refinación y procedimientos modernos, instalaciones de almacenamiento masivas, un complejo petroquímico a escala mundial, un complejo de generación de electricidad significativo y una red de infraestructura de transmisión y marketing para enviar productos con valor agregado a los mercados norteamericanos y asiáticos. Las compañías que producen energía en Alberta continúan promoviendo tecnologías innovadoras que están reduciendo el

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impacto ambiental y disminuyendo los costos de producción. La limitación más grande que sobreviene podría ser la escasez de personal especializado, lo cual está afectando todos los proyectos energéticos. Lo que realmente se necesita, no sólo en las arenas petrolíferas sino también en la industria petrolera y de gas en todo el mundo, son más ingenieros, más científicos, más jefes de obra, más instaladores de tuberías, más electricistas y más personas en los comercios. Las personas especializadas van a marcar una enorme diferencia en la extracción de recursos y provisión energética dentro de los siguientes 30 a 40 años. Murray Smith fue nombrado en enero de 2005 como representante oficial de la Provincia de Alberta, Canadá, ante Estados Unidos de América. Antes de su nombramiento diplomático se desempeñó durante 12 años como miembro de la Asamblea Legislativa de Alberta. Durante su trabajo como ministro de Energía (de 2001 a 2004), la recaudación anual por derechos sobre el petróleo y gas de Alberta creció hasta 9 000 millones de dólares, más de 20 000 pozos fueron perforados y se comprometieron cerca de 60 000 millones de dólares en inversiones para los proyectos de arenas petrolíferas de Alberta.

La principal desventaja de convertir arenas petrolíferas en carburante es que empeora, comparativamente, las emisiones globales de gases con efecto invernadero. Además de las emisiones que producen el petróleo y la gasolina cuando son consumidos por los usuarios finales, también se producen cantidades significativas de gases con efecto invernadero durante los procesos de extracción y conversión. Esta situación podría ser superada añadiendo tecnología para recuperar y almacenar el CO2 producido, pero esto podría agregarse a los costos y al problema actual acerca de cómo disponer y almacenar el dióxido de carbono de una manera ambientalmente aceptable y legalmente defendible. Otra alternativa sería potenciar los procesos de producción con energía nuclear, que no produce gases con efecto invernadero.

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Esquisto bituminoso También existen vastas cantidades de esquisto bituminoso; esto es similar a las arenas petrolíferas en algunas formas, excepto que el petróleo se encuentra en rocas en lugar de arena. Las reservas potenciales son el equivalente a cerca de tres billones de barriles de petróleo y casi la mitad de los depósitos conocidos en el mundo se localiza en los estados occidentales estadounidenses de Colorado, Utah y Wyoming (en su mayoría en terrenos pertenecientes al gobierno). La Rand Corporation ha estimado que entre 500 000 millones y 1.1 billones de barriles de petróleo son recuperables a partir de la formación geológica; el punto central de esa estimación, 800 000 millones de barriles, representa el triple de las reservas probadas de Arabia Saudita. Pero convertir esquisto a petróleo requiere incluso de más energía e inversión que los procesos usados para explotar las arenas petrolíferas. Las estimaciones sobre el punto de equilibrio del precio del petróleo para la producción económica de petróleo a partir de esquisto oscilan desde menos de 40 dólares hasta más de 100 dólares por barril; además, las tecnologías para la extracción de petróleo de esquisto, aunque han sido probadas en programas piloto, no se han probado a escala comercial. El esquisto provoca los mismos tipos de problemas referentes a los gases con efecto invernadero, dado que fuertes cantidades de energía, tanto fósil como nuclear, deben ser consumidas en la producción de petróleo de esquisto. Royal Dutch Shell ha implementado un avanzado proyecto de esquisto bituminoso en Colorado, el cual promete recuperar petróleo de esquisto mientras que se evita el impacto ambiental producido por las minas explotadas a cielo abierto. Pero aunque la tecnología funcione y se puedan superar las objeciones ambientales, construir la infraestructura necesaria que permita la producción comercial a una escala importante aún tomaría 12 años de acuerdo con el informe de Rand. La producción comercial

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a escala mundial requeriría una inversión masiva y podría depender en parte del ambiente político. Si los precios del petróleo continúan aumentando, o si el suministro de petróleo importado hacia Estados Unidos se pusiera en peligro por los problemas geopolíticos, el petróleo de esquisto podría convertirse en una alternativa viable.

Carbón y gas Alemania desarrolló el proceso Fischer-Tropsch para convertir carbón en combustibles líquidos en la década de 1920 y lo explotó fuertemente durante la Segunda Guerra Mundial, cuando se interrumpieron los suministros de petróleo convencional. El costo de esta tecnología la volvió poco económica dados los precios del petróleo durante la posguerra. El gobierno segregacionista de Sudáfrica resucitó la tecnología Fischer-Tropsch en la década de 1970, después de que las naciones productoras de petróleo impusieran boicots, construyendo plantas conversivas de carbón en líquidos y de gas en líquidos que aún están en operación y suministran 25% de la demanda total de combustible líquido de esa nación. Las plantas conversivas de carbón en líquidos podrían tomar un sentido económico si los precios del petróleo se mantienen en los ni veles recientes o aumentan más; estimaciones del umbral del precio del petróleo oscilan entre los 50 y los 100 dólares por barril. Desarrollar este recurso podría mejorar significativamente la seguridad energética para países con reservas de carbón abundantes, donde se incluyen Estados Unidos, China, India y Australia. (Las reservas carboníferas de Estados Unidos, en términos de equivalencia energética, son más grandes que las reservas petroleras de Arabia Saudita.) Se extrae petróleo de las arenas alquitranadas o de esquisto, sin embargo, su comercialización podría incrementar significativamente las emisiones de gases con efecto invernadero. Convertir gas natural a líquidos es más simple y menos costoso, y puede ser rentable ante precios del petróleo tan bajos como 30 dóla-

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res por barril. El impacto ambiental de las plantas convertidoras de gas a líquidos es cercano al de las refinerías petroleras. Sasol construyó la primera planta convertidora de gas a líquidos en las afueras de Sudáfrica en Qatar, región rica en gas, en 2006 (ver la figura 3-5); produce 12 millones de barriles de petróleo por año y tiene planes para incrementar la producción a 36 millones de barriles anuales. Pero dado que los suministros más abundantes en gas tienden a estar en los mismos lugares que las reservas de petróleo convencional, tales como el Medio Oriente y Rusia, las plantas convertidoras de gas a líquidos marcarían una pequeña diferencia en el patrón actual del mundo en cuanto a seguridad energética y no marcarían una diferencia significativa en las emisiones de gas con efecto invernadero del mundo.

INCERTIDUMBRE SOBRE EL PETRÓLEO El futuro del petróleo está lleno de incertidumbre. Un factor desconocido importante, analizado en el siguiente capítulo, es cuánto y cuán rápido cambiará la demanda de petróleo para combustibles de transporte a otros recursos energéticos, tales como biocombustibles, electricidad e hidrógeno. Otra incertidumbre, que analizamos en el capítulo 5, es cuán rápido puede ser desarrollada e implementada la tecnología de retiro y almacenamiento de carbono, la cual podría allanar el camino para un mayor uso de petróleo poco convencional. Otra duda es cuán seriamente los elaboradores de políticas nacionales e internacionales prosiguen la legislación y regulación para limitar o reducir las emisiones de gas con efecto invernadero. En vista del papel preeminente que el petróleo juega hoy en el uso mundial de la energía, en particular para transporte, de las preocupaciones acerca del aseguramiento de los suministros adecuados, del crecimiento de la demanda y del impacto de los precios del petró-

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FIGURA 3-5 PLANTA CONVERTIDORA DE GAS A LÍQUIDOS UBICADA EN QATAR

Fuente: Associated Press/Str

leo en las economías del mundo, resultará esencial la formulación de políticas energéticas hacia 2030 y años subsecuentes. Si la demanda continúa creciendo y los precios se mantienen en sus recientes niveles récord, o incluso los superan, la presión para explotar las fuentes poco convencionales aumentará, llevando a conflictos con el ímpetu de limitar las emisiones de gas con efecto invernadero.

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4 TRANSPORTE: REDUCIR GRADUALMENTE EL PETRÓLEO LOS PRODUCTOS DEL PETRÓLEO han

reinado como los campeones mundiales indiscutibles en los combustibles para el transporte durante el último siglo por tres razones principales. La primera, el petróleo de la gasolina y del diesel es “energía densa” por su volumen y peso, ello lo vuelve ideal para uso portátil y, al menos hasta hace poco, ha sido relativamente barato. La segunda, los motores modernos de combustión interna son compactos, seguros y confiables. Por último, compañías y gobiernos de todo el mundo han invertido billones de dólares en la construcción de la infraestructura necesaria para obtener fluidos basados en petróleo extraído del suelo, trasladarlos a través de continentes y océanos y enviarlos a los consumidores. Sólo Estados Unidos, por ejemplo, tiene 149 refinerías, aproximadamente 321 868 kilómetros de gasoductos, y 121 000 estaciones de gasolina. Hoy en día, por primera vez desde que el motor de combustión interna alimentado por petróleo se convirtió en el medio predomi-

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nante de propulsión de vehículos de motor, las condiciones del mercado están en posición de ofrecer fuentes de energía alternativas, tales como biocombustibles, electricidad e hidrógeno, para volverlas más competitivas. Pero dado el lento ritmo de la probable mejora para la reducción de gases con efecto invernadero en el sector de transporte, quizá las iniciativas de políticas para reducir el calentamiento global se concentrarán en la industria de la energía eléctrica en el futuro cercano. En cuanto al transporte, el incremento en los precios y los avances tecnológicos serán los principales impulsores del cambio para dejar fuera el petróleo. Si los precios se mantienen cerca de los niveles alcanzados a principios de 2008 o aumentan más, el cambio se acelerará. Si los precios caen muy por debajo del nivel de los 60 dólares por barril, lo cual muchos pronosticadores industriales están usando como una estimación a largo plazo, el ritmo del cambio podría reducir su velocidad. Pero tanto el atractivo “ecológico” de algunos combustibles nuevos y trenes de potencia y sus ventajas en costo (como se verá más adelante en este capítulo) hacen posible que el cambio continúe ante cualquier acontecimiento. Mientras tanto los mitos sobre estos combustibles alternativos y su valor potencial han empañado el debate acerca de ellos. Por ejemplo, uno de los principales mitos sobre los biocombustibles es que reducirían sustancialmente las emisiones de gases con efecto in vernadero; otro es que nunca serán económicamente viables como un sustituto del petróleo. De hecho, los combustibles disponibles actualmente tienen desventajas ambientales mayores, e incluso las nuevas generaciones que actualmente están bajo desarrollo podrían probar no ser una panacea ambiental. Los biocombustibles podrían convertirse, en teoría, en una alternativa competitiva ante el petróleo, pero aún existen serios interrogantes sobre sus efectos ambientales y podría tomar años superar obstáculos técnicos significativos, tiempo durante el cual podrían arraigarse otras alternativas. Otro mito es que se puede llevar a cabo un cambio hacia los automóviles eléctricos o de hidrógeno en el futuro cercano. De hecho, las

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tecnologías necesarias aún se siguen perfeccionando y el lento cambio en las flotas nacionales de automóviles y camiones garantiza que el impacto de los nuevos combustibles y tecnologías será más gradual de lo que a muchos ambientalistas y entusiastas les gustaría. El vehículo híbrido (ya popular) es el tren de potencia y es el que más probablemente impulse una rápida toma de decisiones en la participación de mercado y el híbrido plug-in parece ser la mejor apuesta a mediano plazo. Por último está el mito del impacto del combustible para transporte. La mayor parte del debate popular acerca del cambio climático global gira en torno al uso del petróleo y el sector del transporte. A pesar de que las emisiones de automóviles, camiones y aviones son la fuente más visible y familiar de las emisiones de gases con efecto in vernadero para la mayoría de las personas, la contribución del sector transporte cuantifica sólo 13% de las emisiones de gases con efecto invernadero causadas por los seres humanos, comparado con 26% que provoca la generación de electricidad. (Ver la figura 4-1.)

USO MÁS EFICIENTE DEL PETRÓLEO El petróleo suministra actualmente 94% de las necesidades energéticas de transporte, principalmente en las formas de gasolina y diesel. Dado el lento ritmo por el que está pasando el cambio a combustibles no provenientes de petróleo y la presión actual en los suministros del petróleo, una pregunta es: ¿Habrá suficiente petróleo para satisfacer las necesidades del transporte en el futuro? La respuesta es sí, y uno de los principales motivos (señalado en el capítulo 2) es que cerca de la mitad de todo el petróleo producido actualmente no se usa para propósitos de transporte. Los principales usos fuera del transporte (o usos “estacionarios”) son para brindar calefacción a los hogares y edificios comerciales; suministrar materias primas petroquímicas; aplicaciones industriales como la operación de hornos, altos hornos y calderas de vapor y generación de electricidad. A diferencia de los

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FIGURA 4-1 EMISIONES GLOBALES ANTROPOGÉNICAS DE GASES CON EFECTO INVERNADERO POR SECTOR (2004) Edificios residenciales y comerciales 8%

Desperdicio y aguas residuales 3%

Suministro de energía 26%

Transporte 13%

Agricultura 14% 19% Serie

17% Silvicultura

19% Industrial Nota: La silvicultura incluye deforestación

Fuente: IPCC Reporte de evaluación 4 (2007), Resumen de los autores de políticas: Figura SPM3

combustibles para transporte, para los cuales las alternativas rentables no han estado disponibles sino hasta hace poco, hay sustitutos rentables para el petróleo en la mayoría de las aplicaciones estacionarias, incluyendo el carbón, la electricidad y el gas natural. La última vez que los precios del petróleo repuntaron, después de las crisis petroleras de la década de 1970, el uso de este combustible en aplicaciones estacionarias cayó significativamente. En marzo de 2008 el costo mundial de la generación de electricidad usando gas natural fue en promedio sólo de 77% del costo usando petróleo; para procesos industriales el gas natural fue sólo la mitad de costoso. Si los precios del petróleo se mantienen en o cercanos a los niveles recientes, o incluso si aumentan más, la mayor parte de la demanda de petróleo estacionario cambiará a otras fuentes de energía, liberando una proporción mayor del suministro mundial de petróleo para usos de transporte.

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Los altos precios también llevarán a un uso más eficiente del petróleo en transporte. Un efecto posible es que los automóviles serán más ligeros y pequeños y usarán motores de menor potencia y más eficientes. En Europa los altos impuestos aplicados a los carburantes automotores han fortalecido por mucho tiempo el uso de vehículos relativamente pequeños y eficientes energéticamente, y los altos precios del petróleo alentarán esa tendencia. En países con impuestos bajos sobre los combustibles, como Estados Unidos, el efecto será mayúsculo. En este país las ventas de automóviles grandes y vehículos deportivos han disminuido en forma impresionante. De nuevo, la experiencia después de las crisis del petróleo de la década de 1970 proporciona un antecedente histórico. Los precios en aumento, combinados con los estándares nacionales de kilometraje, llevaron a una disminución de 20% tanto en el tamaño promedio de los vehículos como en la relación caballos de fuerza-peso entre 1972 y 1982. Los altos precios del petróleo también fomentarán un mayor uso de motores diesel, los cuales son inherentemente más eficientes que los motores de gasolina, proporcionando tanto un kilometraje por combustible significativamente mejor como menores emisiones de gases con efecto invernadero. Hasta la década de 1990 el diesel era incapaz de igualar las características funcionales de los motores de gasolina, especialmente en aceleración, y también era más ruidoso. A comienzos de la década de 1990 los fabricantes europeos de automóviles empezaron a introducir diseños de turbo diesel tecnológicamente avanzados que mejoraron en forma significativa el rendimiento, y en el año 2000 los mejorados sistemas de inyección de combustible lograron nuevos avances. De 1985 a 2005, por ejemplo, la aceleración para un modelo típico mejoró cerca de 50% y los fabricantes europeos de automóviles adquirieron publicidad por ganar importantes carreras de automóviles, tales como la de 24 Horas de Le Mans, con automóviles de carreras alimentados por diesel (ver la figura 4-2). Como resultado, los actuales motores diesel para uso automotor tienen un

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FIGURA 4-2 UN AUDI R10 A DIESEL GANA LA CARRERA 24 HORAS DE LE MANS EN 2006

Fuente: Andre Durand/AFP Getty Images

rendimiento absolutamente comparable con los motores de gasolina, incluso son más eficientes en cuanto a consumo de combustible. Como resultado, el diesel ha tenido mayores ganancias en Europa, donde los altos impuestos sobre el combustible recompensan esa eficiencia. Aunque el precio de compra de los automóviles que funcionan a base de diesel puede ser tanto como 25% más alto que los modelos de gasolina equivalentes, su eficiencia superior en el consumo de combustible, junto con la ventaja del impuesto, les confiere un costo total menor por la propiedad en cuanto a la vida útil del vehículo. Visto como un porcentaje de las ventas totales de automóviles nuevos en los países occidentales de Europa, el diesel aumentó constantemente de 22% en 1996 a 51% en 2006, en estrecha correlación con las me joras en el rendimiento. En algunos países las tasas de penetración del diesel en el nuevo mercado automotor son de más de 66%. De 1995 a 2005 en Europa Occidental la demanda de gasolina disminu-

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FIGURA 4-3 UN AUTOMÓVIL HÍBRIDO ALIMENTADO POR ELECTRICIDAD Y GASOLINA EN UNA ESTACIÓN DE GASOLINA ECOLÓGICA EN LOS ÁNGELES

Fuente: Lucy Nicholson/Reuters

yó a una tasa anual promedio de 1.9%, mientras que la demanda de diesel aumentó a una tasa de 4.4%. Las compañías automotrices han comenzado recientemente a promover trenes de potencia modernos de diesel en el mercado estadounidense. La innovación más grande en trenes de potencia es el automóvil híbrido, el cual usa un motor de gasolina en combinación con una batería y un motor eléctrico para incrementar la eficiencia en el consumo de combustible. Las ventas de híbridos han sido modestas hasta la fecha. En Estados Unidos hoy los híbridos constituyen sólo aproximadamente 3% del mercado de automóviles nuevos y un diminuto porcentaje de la flota vehicular total del país. Las participaciones de mercado son incluso más bajas en otros lugares. Pero los híbridos han probado ser populares entre los consumidores en algunas regiones y están ganando una mayor aceptación y se espera que las ventas au-

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FIGURA 4-4 VENTAS MUNDIALES DE VEHÍCULOS HÍBRIDOS 8 000

Proyectado

7 000 ) 6 000 s e l i m5 000 ( s o 4 000 l u c í h 3 000 e V

2 000 1 000 0

2000

2005

2010

2020

Año

Todos los fabricantes

Otro Asia/Pacífico

Europa Occidental

Otras regiones

Japón

Norteamérica

Fuente: Grupo Gale, Informe sobre participación de mercado 2007; Nexis, Profound, Noticias automotrices, Salones del automóvil; “Vehículos Híbrido-eléctricos en el mundo”, Grupo Freedonia, www.freedoniagroup.com/world-hybrid-electric-vehicles

menten rápidamente en los años venideros (ver las figuras 4-3 y 4-4). Ante los recientes altos precios de la gasolina los híbridos son rentables (el ahorro de combustible compensa sus altos precios comparado con los automóviles convencionales equivalentes) y los consumidores han mostrado algo de disposición para pagar un extra por ellos. Los continuos altos precios del petróleo deberán dirigir significativamente la participación del mercado en el futuro. El modelo Prius de Toyota, el líder del mercado (y también el que más destaca en las comparaciones de eficiencia en consumo de combustible) va en su tercera generación, y Toyota está ofreciendo muchos otros modelos igual que otros fabricantes de automóviles. Dadas las tendencias actuales en la mejoría del rendimiento es probable que los híbridos alcancen paridad con los trenes de potencia convencionales en el costo total de la propiedad para 2015, incluso con precios del petróleo mucho más bajos.

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La desventaja principal de los híbridos es que su ventaja en eficiencia en consumo de combustible se ve deteriorada por una conducción inestable (el diseño usa la energía producida por el frenado para recargar la batería del automóvil), de esta forma es más probable que se vuelvan populares entre quienes viven en las ciudades y los suburbios y que no resulten competitivos en cuanto a su precio en lugares donde se conduce más en carreteras. Es más probable que los híbridos de diesel ganen participación de mercado en Europa, donde disfrutarían la misma ventaja de impuestos que los automó viles convencionales de diesel. Los fabricantes europeos de automóviles se habían mostrado escépticos sobre las posibilidades de participación de mercado de los híbridos, pero ahora ya comienzan a ofrecer modelos de este tipo. El siguiente paso hacia una eficiencia mayor en el consumo de combustible es el híbrido plug-in. En estos trenes de potencia la ecuación gasolina/electricidad del híbrido convencional está invertida y el automóvil usa su motor eléctrico y la batería para el volumen de su energía, con el motor de gasolina (o de diesel) proporcionando potencia auxiliar. La batería se recarga conectándola a un enchufe convencional. Los híbridos plug-in, como el Toyota Prius modificado en el National Renewable Energy Laboratory en Golden, Colorado, que se muestra en la figura 4-5, aún se están probando: Toyota y General Motors tienen prototipos en curso y otros fabricantes de automóviles siguen el ejemplo. La principal preocupación con los híbridos plugin es si la tecnología en baterías avanza lo suficientemente rápido como para hacerlas atractivas a un gran número de consumidores. Dado que dependen fuertemente de la electricidad, la clave para su rango y rendimiento es cuánta energía puede almacenar la batería. La tecnología en baterías, sin embargo, parece estar avanzando en forma relativamente rápida; los costos de la batería, por ejemplo, actualmente se están recortando a la mitad cada siete años, comparados con una tasa de 3.1% para los motores de combustión interna de acuerdo con el análisis de Booz & Company de la literatura científica.

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FIGURA 4-5 TOYOTA PRIUS PLUG-IN MODIFICADO

Fuente: David Zalubowski/Associated Press

Y hay muchas compañías compitiendo por traer la próxima innovación al mercado. Mejores y más baratas baterías podrían volver competitivos a los híbridos plug-in en comparación con los automóviles convencionales en la base del costo total de la propiedad algún día en la próxima década, y, como en el caso de híbridos convencionales, los fabricantes de automóviles los introducirán al mercado incluso antes de que alcancen la paridad en costos. Si el híbrido plug-in tiene éxito en el mercado, representará un importante punto de inflexión en la historia del combustible para transporte, dado que la mayor parte de la energía que usa proviene de la electricidad, el punto al que el combustible es usado para producir cambios energéticos desde el propio vehículo hasta la red eléctrica, la cual a su vez puede ser alimentada por una extensa variedad de combustibles. El costo de la energía eléctrica usada en un híbrido, de acuerdo con un estudio de 2006 hecho por el estado de California, puede ser tan bajo como 0.75 dólares por el equivalente a un galón de gasolina.

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Los híbridos plug-in, sin embargo, sí plantean varias interrogantes y retos para la infraestructura. Ya que los conductores citadinos estarían entre los consumidores más probables para comprar híbridos plug-in, ¿cómo conectarán sus automóviles en la noche las personas que viven en departamentos? ¿Necesitaremos readaptar los parquímetros con medidores de salida de energía? Algunas ciudades, Londres notablemente, ya han introducido estaciones de recarga en las calles para los automóviles eléctricos. Pero desplegarlos a una escala masiva sería un gran compromiso. Estas interrogantes necesitarán ser clasificadas, pero los híbridos plug-in podrían comenzar a estar ampliamente disponibles dentro de pocos años.

IR MÁS ALLÁ DEL PETRÓLEO Biocombustibles El desarrollo de biocombustibles tales como etanol y biodiesel ha sido uno de los principales fenómenos del cambio energético hasta ahora, marcando la primera vez que las alternativas al petróleo se han vuelto viables como combustibles para el transporte. Los biocombustibles usan fuentes renovables y promueven la seguridad energética, pero la mayor parte del entusiasmo inicial sobre éstos en los últimos años se basó en un mito: que sustituir por biocombustibles el petróleo reduciría sustancialmente las emisiones de gases con efecto invernadero. A primera vista los biocombustibles sí parecen tener una huella de carbono mucho menor que el petróleo, dado que los cultivos de la materia prima usados en su producción (como todos los cultivos) absorben CO2 mientras crecen y, en efecto, lo liberan en la atmósfera cuando se queman los biocombustibles, un proceso que se puede repetir sin aumentar el volumen total de CO 2. En efecto, estudios como el informe llamado Biocombustibles para transporte, presentado en 2004 por la Agencia Internacional de Energía, indicó que los ahorros WTW ( Well-

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To-Wheel, pozo a ruedas, término derivado del estudio que realizó la

Comunidad Económica Europea sobre el ciclo de vida de los biocombustibles y fue publicado como Analysis WTW ) de gases con efecto in vernadero podrían ir desde 20% con etanol de maíz hasta 80% o más con etanol de azúcar de caña o etanol celulósico (producido a partir de césped, residuos de plantas y cultivos leñosos). Sin embargo, estos ahorros WTW fallaron en tomar en cuenta el impacto de las tierras de cultivo que habían sido, o pudieran volver a ser, pastizales o bosques. Limpiar la tierra para convertir bosques o pastizales en cultivos energéticos resulta en un sustancial depósito de dióxido de carbono en la atmósfera. La magnitud de ese depósito depende del tipo de propiedad. Por ejemplo, talar y quemar un bosque libera más dióxido de carbono que segar pasto. Y los estudios recientemente publicados en Science encontraron que cuando este depósito inicial de dióxido de carbono se toma en cuenta, dependiendo del tipo de terreno usado para la agricultura y el tipo de cultivo, la contribución del etanol a las emisiones de gases con efecto invernadero podría ser igual a la del petróleo en cualquier lugar desde dentro de un par de décadas hasta dentro de pocos siglos. Es decir, algunas nuevas tecnologías de biocombustibles, tales como la celulósica y la de algas, requieren un cultivo de tierra menos activo. En consecuencia, más igualitarios en el futuro, la esperanza ambiental para los biocombustibles no es una total quimera. Un segundo mito acerca de los biocombustibles es que no son viables económicamente como un sustituto del petróleo. De hecho, mientras los costos del punto de equilibrio para las diferentes tecnologías de biocombustibles varían significativamente, en Brasil el etanol de azúcar de caña ya es viable comercialmente, y Brasil sólo está en segundo lugar por debajo de Estados Unidos en la producción de etanol (ver la figura 4-6). Introducido en la década de 1970, el etanol de caña fue alimentado como una industria naciente y apoyada por subsidios públicos durante muchos años, en gran medida por el deseo del gobierno de alcanzar independencia energética y conser-

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FIGURA 4-6 PRODUCCIÓN MUNDIAL DE ETANOL A TODOS LOS NIVELES Millones de galones

13 590 11 712

16 942 4 496

Resto del mundo

5958

Brasil

6488

EUA

4 022

10 746 3 562 3 469

4710 3874

4245

3404

3905

2004

2005

4857

2006

2007

Año Fuente: F.O. Litch, EIA

var las reservas de divisas extranjeras. Las nuevas plantas de etanol financiadas por el gobierno de Brasil, como la fotografiada en la figura 4-7, dirigieron la compañía Petrobras, propiedad del estado, para instalar tanques de etanol y bombas por todo el país, y ordenaron a los fabricantes de automóviles diseñar y manufacturar automóviles que puedan ser alimentados mediante etanol puro. Hace aproximadamente una década Brasil eliminó en forma progresiva los subsidios pero, dado que había una industria de etanol de caña floreciente y eficiente en su lugar, los fabricantes de automóviles tuvieron que encontrar una forma económica de crear vehículos que puedan funcionar con ambos combustibles. La respuesta fue el motor de combustible flexible, basado en un sencillo invento desarrollado por un ingeniero brasileño y promovido por Volkswagen, el cual puede funcionar con pura gasolina, puro etanol o con alguna

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FIGURA 4-7 PLANTA DE PROCESAMIENTO DE ETANOL EN BRASIL

Fuente: Ricardo Azoury/Redux

combinación de los dos. Hoy en día en Brasil todos los fabricantes de automóviles ofrecen trenes de potencia de combustible flexible y dominan 85% del mercado de automóviles nuevos. El etanol de caña suministra una porción significativa de la piscina de combustible automotor de Brasil basado únicamente en sus méritos económicos. Gracias al gran número de vehículos de combustible flexible los consumidores pueden optar por cualquier combustible que sea más barato, el cual últimamente depende de los precios relativos del petróleo crudo y del azúcar.

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A nivel global, el etanol de maíz aún es más costoso que el petróleo a menos que los precios del petróleo estén sobre los 130 dólares por barril. El etanol celulósico, aunque todavía está en la primera etapa de desarrollo, quizá romperá incluso con el petróleo cuando este último cueste unos 55 dólares por barril, sin incentivos gubernamentales, debajo de las proyecciones a largo plazo de 60 dólares o más que las compañías petroleras usan a menudo. Otras innovaciones potenciales incluyen biobutanol, el cual es menos corrosivo que el etanol, más fácil de mezclar con gasolina y puede ser transportado fácilmente vía gasoductos (a diferencia del etanol, que debe transportarse por camión o tren). Los costos de producción en 2008 fueron demasiado altos como para hacerlo competitivo con la gasolina o el etanol, aunque varias compañías, incluyendo BP y DuPont, están trabajando para sacarlo al mercado. Uno de los biocombustibles de futura generación que provoca más entusiasmo es el biodiesel hecho a partir de algas como materia prima. Aunque el biodiesel basado en algas aún está en la fase experimental y de puesta en marcha —desde luego, a muchos años de la comercialización y a varios de la adopción potencial generalizada—, muchos practicantes energéticos lo consideran entre las ideas más prometedoras en el horizonte tecnológico. Las algas, que se encuentran naturalmente en todas partes, desde piscinas hasta océanos, pueden ser usadas para hacer petróleo, y teóricamente podrían crecer en tuberías en un escenario parecido a una fábrica, evitando los problemas asociados con el uso de la tierra de la mayoría de los biocombustibles. Mejor aún, las algas pueden ser alimentadas con una dieta rica en dióxido de carbono, el gas con efecto invernadero que es el principal responsable del calentamiento global. Así, ubicando una planta de biodiesel de algas al lado de una planta de carbón, los productores podrían alimentar con el carbono a las algas y obtener dos formas de generación de energía a partir de la misma cantidad de emisiones de carbono. Hoy en día la producción de biocombustibles representa menos de 1% de la demanda global total de combustible, pero si las mejoras

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en la agricultura continúan a buen ritmo u ocurren avances tecnológicos, los biocombustibles, en teoría, finalmente podrían cubrir una porción significativa de las necesidades de combustibles para transporte. Un estudio reciente de Booz & Company, preparado por el socio mayoritario William Jackson para el Foro Económico Mundial, arrojó que, dependiendo del precio del petróleo, los biocombustibles podrían suministrar tanto como de 20 a 30 millones de barriles por día en el mundo para 2030. A largo plazo, sin embargo, los competidores más importantes, tanto del petróleo como de los biocombustibles, podrían ser los combustibles no líquidos, que tienen la ventaja de no producir emisiones en el camino: la electricidad y el hidrógeno. Ambos aún están en etapas de desarrollo como tecnologías de producción en masa.

Electricidad El siguiente paso en el cambio de la energía para el transporte fuera del camino e integrarlo a la red eléctrica es el automóvil completamente eléctrico. Ya hay automóviles eléctricos en operación en mercados específicos alrededor del mundo. Una compañía noruega, Think Global, vende automóviles pequeños en Europa y planeaba introducirlos en Estados Unidos en 2009. Apoyada por empresas estadounidenses de capital de riesgo, la compañía planea ofrecer un automóvil eléctrico de segunda generación en 2011, el cual tendrá un rango de 200 kilómetros o más entre recargas, y, promete la compañía, un rendimiento comparable al de los automóviles convencionales. Renault-Nissan tiene un proyecto importante en ese sentido, comenzando en 2011 a producir automóviles completamente eléctricos para Israel. Otra empresa, la Compañía de Automóviles Eléctricos REVA, ubicada en Bangalore, India, ofrece un modelo básico y pequeño, el cual se muestra en la figura 4-8, en India y Reino Unido. Al otro extremo del espectro automotor está un dos plazas, de alto rendimiento y con un costo de 98 000 dólares, que está siendo probado

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FIGURA 4-8 EL AUTOMÓVIL ELÉCTRICO DE REVA

Fuente: Dibyangshu Sarkar/AFP/Getty Images

por Tesla Motors, es un proyecto puesto en marcha en Silicon Valley, se ilustra en la figura 4-9. Todos los problemas relacionados con la eficiencia de la batería, el rango y la infraestructura que enfrentan los híbridos plug-in también están presentes para los automóviles completamente eléctricos, e incluso resultan más críticos dado que no hay potencia auxiliar alimentada por petróleo en la cual apoyarse. Los principales fabricantes de automóviles han construido automóviles bajo un concepto completamente eléctrico y prototipos desde la década de 1960, y continúan construyendo y probando otros nuevos. Varias compañías tienen planes para introducir nuevos modelos en los próximos años.

Hidrógeno Igual que los automóviles eléctricos, los de hidrógeno usan energía producida en otros lugares y almacenada a bordo del vehículo. Una ventaja de los automóviles de hidrógeno sobre los híbridos plug-in y

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FIGURA 4-9 EL DOS PLAZAS DE TESLA

Fuente: Gabriel Bouys/AFP/Getty Images

los completamente eléctricos es que pueden realimentarse en vez de recargarse, lo cual los hace mejor adaptados y más convenientes para conducción de larga distancia. En la misma forma que el rendimiento de un automóvil completamente eléctrico depende de sus baterías, sin embargo, lo práctico de un automóvil alimentado por hidrógeno está determinado en gran parte por la capacidad energética del hidrógeno. El principal problema es que el gas de hidrógeno debe ser comprimido o licuado para poder almacenar la energía suficiente e igualar el rango de los trenes de potencia convencionales, complicando significativamente el diseño del vehículo y levantando preocupaciones por la seguridad. Y el desarrollo de celdas de combustible de hidrógeno rentables, prácticas y fuertes —los dispositivos que convierten la energía almacenada en el hidrógeno a electricidad para impulsar el vehículo— aún está en una etapa relativamente temprana, aunque muchas compañías están compitiendo para producir diseños fuertes y se han hecho inversiones significativas en la investigación

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y el desarrollo del combustible. El principal problema es que el gas de hidrógeno debe ser comprimido o licuado para poder almacenar la energía suficiente e igualar el rango de los trenes de potencia con vencionales, complicando significativamente el diseño y la manufactura de las celdas de combustible. A diferencia de los automóviles eléctricos, los cuales pueden aprovechar la red de energía existente para suministrar energía a sus baterías, distribuir hidrógeno requerirá de nueva infraestructura. Los fabricantes de automóviles tienen planes para introducir regionalmente automóviles de hidrógeno, construyendo la infraestructura de distribución en forma incremental, y han concluido que los costos no serán prohibitivos. Varios fabricantes de automóviles tienen prototipos de hidrógeno en curso. General Motors, por ejemplo, probará 100 de sus nuevos vehículos deportivos Equinox con familias en 2008. Pero pasar de probar prototipos a la producción en gran escala posiblemente llevará 10 años. Otro combustible para transporte no proveniente del petróleo, el gas natural comprimido (CNG, por sus siglas en inglés), ha recibido una publicidad sustancial, particularmente en Estados Unidos. Aunque han estado en uso durante varias décadas, los vehículos alimentados por CNG nunca se han vuelto populares, en gran medida porque la densidad de la energía del CNG es de sólo 21% comparada con la gasolina, lo cual requiere grandes tanques de combustible y limita severamente el rango de desplazamiento de los vehículos. También la adopción generalizada de CNG requeriría el mismo tipo de inversiones en infraestructura que para el caso del hidrógeno y —a diferencia de la electricidad o el hidrógeno— aún produce gases con efecto invernadero. Parece, en consecuencia, poco probable que el CNG desempeñe un papel importante en el cambio energético.

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DESCIFRAR LAS ALTERNATIVAS Durante la próxima década los fabricantes de automóviles —y los consumidores— comenzarán a determinar cuán prácticos, rentables y atractivos resultan ser los automóviles completamente eléctricos y los híbridos; mientras tanto, quizá, veremos una combinación de vehículos diversa y en aumento. El diesel convencional podría ganar participación de mercado tanto en Europa, donde ya ha tenido gran éxito, como en otras regiones. (Ver el texto “El panorama desde Detroit”, en las páginas 80 a 82, para conocer una perspectiva de la industria automotriz.) Los biocombustibles, de los cuales un pequeño porcentaje está siendo combinado con combustibles fósiles actualmente, continuarán incrementando su volumen, aunque la penetración de vehículos que se desplacen con base en biocombustibles puros posiblemente reducirá su velocidad, excepto en naciones específicas como Brasil y en regiones como el Medio Oeste estadounidense. El híbrido convencional parece ser el tren de potencia más probable de ganar participación de mercado a corto plazo, en especial entre los consumidores ambientalmente conscientes en áreas urbanas y suburbanas. En algún punto dentro de los próximos años los híbridos plug-in comenzarán a volverse más comunes, aunque su éxito dependerá, en parte, de los avances en la tecnología de las baterías. A mediano plazo, parece que el híbrido plug-in será la plataforma automotriz nueva más prometedora para sustituir al petróleo. A plazo más largo, los automóviles completamente eléctricos y de hidrógeno parecen ser los principales contendientes del dominio en un mundo que limitará la producción de carbono, con los automó viles eléctricos teniendo ventaja. Desplazarse a generaciones nuevas de combustibles a escala masiva, sin embargo, presenta un serio problema de coordinación para las industrias energética y automotriz. Las inversiones requeridas para producir combustibles alternativos a esta escala son grandes y difíciles de emprender para las compañías en lo individual, dada la incertidumbre concerniente a los precios fu-

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turos del petróleo y a la regulación y fiscalización gubernamentales. Las compañías energéticas vacilan en hacer inversiones grandes y a largo plazo para desarrollar fuentes de combustibles nuevas y construir nuevas instalaciones de distribución a menos que tengan algo de garantía sobre las futuras políticas ambientales y fiscales que pudieran afectar la demanda, y sus horizontes de inversión a menudo son de 20 o más años. Los fabricantes de automóviles, por otro lado, vacilan en hacer inversiones en trenes de potencia y vehículos nue vos, dada la incertidumbre sobre cuáles fuentes de combustible serán favorecidas, y sus horizontes temporales van de más como de 3 hasta 10 años. Esta asimetría crea una dinámica inadecuada en el mercado y una incertidumbre sustancial para las compañías. Además, cambiarse a los combustibles alternativos podría requerir una modificación significativa —o incluso un reemplazo— de la infraestructura existente de suministro y distribución, lo cual también demandará grandes inversiones. Hay a su vez grandes desfases entre la acción y los resultados en el sector del transporte: la rotación en las flotas nacionales de automóviles y camiones toma cerca de 15 años, lo cual sugiere que el impacto de combustibles nuevos o nue vas tecnologías en las emisiones de gases con efecto invernadero será lento y gradual. Además, los vehículos más viejos y menos eficientes en el consumo de combustible que se reemplazan no desaparecen. La mayoría de éstos se venden en el mercado de automóviles usados, en algunos casos migrando de países más prósperos a menos prósperos. Los automóviles obsoletos de Europa encontrarán camino rumbo a Asia Central; los de Estados Unidos aparecerán en Latinoamérica. En cualquier caso, sus emisiones permanecen de la misma forma. Bajo las hipótesis más optimistas sobre estas fuentes de combustible y tecnologías es una apuesta segura que, incluso dentro de una década o más a partir de ahora, la mayoría de los actuales vehículos en uso aún funcionarán con combustibles fósiles y una cantidad muy importante no tendrá ninguna otra forma de adquirir energía. Como resultado, es poco probable que se presenten cambios significativos

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en las emisiones de gases con efecto invernadero del sector de transporte —desde luego, no dentro de los próximos 10 a 15 años–. Además, aunque la electricidad o el hidrógeno suplanten eventualmente la gasolina y el diesel, esto no eliminará las emisiones de gases con efecto invernadero: en la medida en que la electricidad o el hidrógeno que alimente esos vehículos se produzcan a partir de combustibles fósiles, su adopción solamente cambiará las emisiones del vehículo al sector de generación de energía, lo cual es materia del próximo capítulo. EL PANORAMA DESDE DETROIT por Larry Burns Durante los últimos 10 años General Motors (GM) ha estado buscando instalar tecnologías en el sitio que nos permitieran diversificar la energía usada en los automóviles. Vimos el enorme potencial de crecimiento para nuestra industria tal como las economías que China, India, Brasil, Rusia y Corea desarrollaron, pero al mismo tiempo nos quedó claro que retos como la energía, el medio ambiente, la seguridad y la superpoblación tendrían un impacto mayor. Queríamos encontrar una forma de manejarlos a través de lo que vimos sería una transformación significativa de la industria. El etanol nos resultaba atractivo, dado que era un combustible líquido que funcionaba en un motor de combustión interna con emisiones más bajas de dióxido de carbono y podía producirse localmente. Hemos tenido gran éxito en Brasil, donde hemos estado construyendo vehículos de combustible flexible que pueden funcionar tanto con etanol como con gasolina. Hace tres años lanzamos una importante campaña para apoyar el consumo de etanol en Estados Unidos, introduciendo motores de combustible flexible que podían funcionar con etanol E85, originalmente en nuestros vehículos deportivos más grandes. Construimos un millón de vehículos de combustible flexible en 2007 y tenemos actualmente alrededor de 3.5 millones sobre las calles. Si cada

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compañía automotriz hiciera lo que GM se ha comprometido a hacer con el E85, y si Estados Unidos produjera el suficiente etanol como para que los vehículos de combustible flexible se apoyaran en él todo el tiempo, ahorraríamos cuatro veces tanto petróleo como con la reciente legislación sobre el promedio corporativo de eficiencia del combustible (CAFE, por sus siglas en inglés). La economía del etanol celulósico se ve avanzando muy bien. A corto plazo, no hay nada más que pueda tener tanto impacto sobre las emisiones de CO 2 de los automóviles o que pueda hacer mucho para reducir nuestra dependencia del petróleo. Creemos, sin embargo, que estamos en una industria donde los reguladores no se relajarán sino hasta que verdaderamente tengamos vehículos sin emisiones. Esto es cierto no sólo en Estados Unidos o en California, sino también en Europa y en cualquier otro lugar. Así que se convirtió en objetivo el producir una unidad de tren que no emita nada. Hace diez años vimos dos vías, la energía eléctrica y la de hidrógeno, y hemos perseguido ambas. En 2002 introdujimos un nuevo concepto de unidades de tren, en el que el automóvil se conduce con motores eléctricos que son controlados digital y electrónicamente y pueden ser energizados tanto con electricidad como con hidrógeno. Hemos construido modelos de muestra de este automóvil, llamado Secuela (como la secuela de los primeros cien años de la industria automotriz), alimentados por una celda de combustible de hidrógeno y cubriendo todos los estándares federales de seguridad de autopistas. El Secuela almacena ocho kilogramos de hidrógeno, tiene una batería de iones de litio para frenado regenerativo y posee aire acondicionado electrónico. Es el vehículo tecnológicamente más avanzado y nunca antes construido. En 2007 condujimos uno de estos automóviles a lo largo de 482 kilómetros —totalmente libres de emisiones— desde Rochester hasta la ciudad de Nueva York, utilizando un solo tanque de hi-

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drógeno. El hidrógeno se produjo a partir de la electricidad generada en las Cataratas del Niágara, así que fue energía ecológica. Hoy en día estamos haciendo estudios de mercado a 100 vehículos de celdas de combustible Chevrolet Equinox con familias en todo Estados Unidos, y reuniremos los datos mercadotécnicos sobre su experiencia en general. Dado que estamos interesados en la diversidad energética, queríamos encontrar también una forma de usar la electricidad de la red existente, y el año pasado estrenamos un nuevo automóvil completamente eléctrico y de amplio rango, el Chevrolet Volt, que puede viajar más de 321 kilómetros sin recargarse. Ha capturado la imaginación de muchas personas y hemos hecho el compromiso de ponerlo en producción. También estamos introduciendo vehículos híbridos al ritmo de un modelo nuevo por trimestre durante los próximos cuatro años. Además, en motores de gasolina, fuimos la primera compañía automotriz estadounidense en tener carga de encendido por compresión en lugar de ignición por chispa. Esto combina la limpieza y accesibilidad de los motores de gasolina con la eficiencia en el consumo de combustible y las ventajas en emisiones del diesel. Estas son soluciones muy diferentes y creemos que el consumidor tendrá algo qué decir sobre cuáles automóviles son más atractivos. Nuestro objetivo es posicionarnos en todas las tecnologías con respecto al futuro de los sistemas de propulsión. Si es el hidrógeno, la electricidad, los biocombustibles o el petróleo, estamos tratando de manejar la diversidad para poder tomar ventaja del enorme potencial de crecimiento presente en esta industria. Larry Burns es vicepresidente de Investigación y Desarrollo y Planeación Estratégica en General Motors. En este puesto Burns supervisa los programas de tecnología avanzada, innovación y estrategia corporativa de GM. Es miembro de las comisiones de Estrategia y Producto Automotor de GM.

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5 EL CUESTIONABLE FUTURO DEL CARBÓN

MIENTRAS EL SECTOR DEL TRANSPORTE acapara

la mayor parte de la atención en las discusiones sobre el futuro de la energía, una proporción más grande de energía se usa en aplicaciones “estacionarias”, las cuales incluyen calefacción (tanto residencial como comercial), procesos industriales, materias primas para petroquímicos y producción de electricidad, la categoría en desarrollo más grande y más rápida. El cómo impulsan el mundo los usos de energía estacionaria en general, y la generación de energía eléctrica en particular, desempeñará un rol dominante en el cambio energético y será crucial para que el mundo combata con éxito el cambio climático. Comencemos con el pronóstico para el carbón, la mayor fuente de energía y la más problemática. El carbón es la fuente más grande de combustible para la industria de la energía eléctrica, pero también un productor notable de gases con efecto invernadero. Si el cambio energético representa alguna esperanza de reducir el proceso del calentamiento global, el

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mundo necesitará desacostumbrarse del funcionamiento con carbón o invertir en nuevas tecnologías para limpiar las emisiones del carbón. Por causa de esta dinámica la minería del carbón y las industrias de generación de energía existen hoy en un medio ambiente con mucha incertidumbre. Como veremos en los próximos dos capítulos, el carbón enfrenta presión competitiva, a corto plazo, del gas natural y, en menor medida, a largo plazo, de la energía nuclear y de fuentes de energía renovables tales como la energía eólica, de biomasa y solar. Existen cerca de un billón de toneladas de reservas de carbón recuperable, suficiente para soportar los niveles actuales de producción para unos 147 años, más de un siglo y más tiempo del que se pronostica durarán las reservas de petróleo convencional. Mejor aún, algunas de las reservas de carbón más abundantes se encuentran en países que son usuarios importantes de energía y se preocupan por su dependencia de combustibles importados, tales como Estados Unidos, China e India. El carbón tiene muchas virtudes como fuente de combustible: es denso energéticamente y sus cadenas de producción y suministro son extensas y eficientes. Más importante, también es relativamente barato comparado con otras formas de energía, especialmente dados los recientes precios del petróleo y del gas natural. En la actualidad el carbón provee aproximadamente 25% del suministro de energía primaria del mundo y 40% de la generación mundial de electricidad, y en teoría podría suministrar mucho más. Incluso se puede convertir, como se vio en el capítulo 3, en un combustible sintético de alta calidad sustituto de la gasolina, el diesel y de combustible para aviación, lo que lo haría competitivo con el petróleo, visto el récord reciente de los precios de éste, usando tecnología existente y probada. Pero la trampa —y es una trampa grande— es que la combustión de carbón crea subproductos ambientales negativos: además de producir químicos nocivos como nitrógeno y óxidos de azufre, el carbón produce más emisiones de dióxido de carbono por unidad de producción de energía que cualquier otro combustible: cerca de dos veces 84


más, por ejemplo, que el gas natural. Actualmente el carbón figura en segundo lugar tras el petróleo como productor de emisiones de CO 2, pero el consumo de carbón está creciendo más rápidamente que el de petróleo y para 2030 quizá ocupará el número uno produciendo 43% de todo el CO 2 relacionado con la energía, comparado con 36% para el petróleo y 21% para el gas natural de acuerdo con la Energy Information Administration. La tendencia actual de crecimiento sugiere que la abundancia y los bajos costos del carbón están superando sus desventajas ambientales, especialmente en el mundo en desarrollo. Dados los cambios en las percepciones pública y política sobre los peligros del calentamiento global, el esfuerzo político para reducir significativamente el incremento en las emisiones de CO 2 se intensificará. Es probable que tome la forma de sistemas de “fijación de límites máximos e intercambio de derechos de emisión” que impongan un precio de mercado a las emisiones de gases con efecto in vernadero y creen subsidios negociables, tales como el sistema instituido por la Unión Europea en 2005. Se espera que una propuesta similar se promulgue en Estados Unidos entre 2009 y 2010. A nivel internacional, el Acuerdo de Kyoto de 1997, promovido por la Organización de Naciones Unidas, el cual estableció objetivos modestos para las reducciones de gases con efecto invernadero, probablemente será sustituido por un tratado más estricto en los próximos años, cuando los representantes gubernamentales de 170 naciones, que constituyen la Convención de la ONU sobre el Cambio Climático, se reúnan en Copenhague. Los esfuerzos para reducir las emisiones de gases con efecto in vernadero quizá colocarán la carga más pesada sobre el carbón, especialmente sobre las centrales eléctricas de carbón. La principal razón es que la generación de energía (examinada con todo detalle en el capítulo 8) es el sector donde las mayores reducciones de emisiones son factibles dentro de horizontes temporales relativamente cortos mediante los controles gubernamentales de emisiones. En transporte, otro sector importante que produce gases con efecto

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invernadero, las reducciones de emisiones toman más tiempo para producir resultados tanto por la actual falta de fuentes de energía alternativas a escala masiva como por la lenta rotación de los flotas mundiales de vehículos. Además, estudios realizados por Booz & Company sugieren que los costos totales de reducir las emisiones de CO2 en la generación de electricidad son significativamente más bajos que aquellos generados por tratar de limitar las emisiones en el transporte. La extensión y aplicación más amplia de sistemas de fijación de límites máximos e intercambio de derechos de emisión para reducir las emisiones de gases con efecto invernadero tendrían efectos poderosos sobre el futuro del carbón. Un efecto sería cambiar la demanda de carbón a otros combustibles, especialmente a gas natural; otro sería acelerar el desarrollo y despliegue de las tecnologías necesarias para atrapar y confinar el carbono (CCS, por sus siglas en inglés) para eliminar emisiones de CO 2 mientras el carbón se quema y almacenarlas en depósitos subterráneos. En términos más generales, la gasificación del carbón —similar a la tecnología usada en la producción de carbón a líquidos— podría ofrecer una vía potencial para usar carbón sin necesidad de realizar la costosa separación posterior a la combustión. Sin embargo, esto resultaría económico sólo si los precios del gas natural aumentaran significativamente desde sus niveles recientes.

SEGURIDAD DEL SUMINISTRO Cerca de 80% de las reservas de carbón recuperable del mundo se encuentran en seis naciones, con la mayor concentración en Estados Unidos, Rusia y China (ver figura 5-1). Estados Unidos, de hecho, es llamado a veces “la Arabia Saudita del carbón”, dado que posee una mayor proporción de reservas de carbón que la proporción de Arabia Saudita de petróleo.

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FIGURA 5-1 SEIS PAÍSES CONTROLAN APROXIMADAMENTE 80% DE LAS RESERVAS MUNDIALES DE CARBÓN (2007) 100% 90% s e l a i d n u m s a v r e s e r s a l e d n ó i c r o p o r P

80%

Sudáfrica India Australia

70%

China

60% 50%

Rusia

40% 30%

Estados Unidos

20% 10% 0% 1

4

7

10

13

16

19

22

25

28

31

Número acumulativo de países Fuentes: Evaluación estadística de la compañía British Petroleum, 2008; análisis de la EIA y de Booz & Company

En su mayor parte el carbón se extrae y consume localmente debido a sus altos costos de transporte (ver la figura 5-2). El mercado de Estados Unidos se mantiene en gran medida independiente, así como los mercados de China e India. Países como Australia, Indonesia, Rusia y Sudáfrica son exportadores significativos. Muchos países dependen del carbón para cubrir porcentajes muy grandes de todas sus necesidades de energía, incluyendo Sudáfrica (76%), China (65%), e India (52%). La distribución mundial de las reservas hace del carbón una fuente de energía importante desde un punto de vista estratégico para países que se preocupan por tener suministros de

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FIGURA 5-2 PRODUCCIÓN Y CONSUMO DE CARBÓN, 2006 Trillones de BTU 60 50 40 30 20 10 0 -10 China

EUA

India

Europa (Unión Europea 25)

Australia

Sudáfrica

Porcentaje total de energía % 65% 25% 52% 23% 43% 76% 16%

Importaciones netas

Rusia

21% 17%

Exportaciones netas

Indo- Japón nesia

Corea

Resto del mundo

*

Extraído y consumido localmente

Fuentes: Evaluación estadística de la compañía British Petroleum/Análisis de Booz & Company

energía confiables que no sean afectados por la inestabilidad política o militar. Para países con reservas grandes el carbón provee tanto seguridad a largo plazo como disponibilidad de recursos, y también seguridad a corto plazo ya que no es materia de interrupciones repentinas del suministro.

CRECIMIENTO Y GASES CON EFECTO INVERNADERO Hasta hace poco la demanda de carbón crecía lentamente. De 1985 a 2002 la demanda mundial crecía a una tasa mundial promedio de sólo 1%. Sin embargo, desde entonces el crecimiento en la demanda ha aumentado bruscamente, en gran parte por el aumento en la demanda de generación de energía e industria pesada de China (ver la figura 5-3). También es notable el cambio en la tendencia de la demanda después de 2002 en los países de la ex Unión Soviética y de la Unión Europea, donde la demanda había estado cayendo antes de

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FIGURA 5-3 CONSUMO MUNDIAL DE CARBÓN 130 120 110 U100 T 90 B e 80 d 70 s e 60 n 50 o l l i r 40 T 30 20 10 0 1985 1990 1995 2000 EUA Unión Europea Ex Unión Soviética Resto del mundo India China

2005 Japón

CAGR

EUA Unión Ex Unión Japón Resto India China Mundo Europea Soviética del mundo 1985–2002 1% -3% -4% 2% 2% 4% 3% 1% 2002–2007 1% 0% 0% 3% 3% 6% 13% 6% Fuente: British Petroleum y EIA

2002, pero ha estado aumentando desde entonces. De hecho, aparte de Estados Unidos, donde la demanda de carbón ha sido uniforme, todas las regiones muestran algún incremento en el crecimiento de la demanda. No obstante los incrementos bruscos ocurridos desde 2002, los precios del carbón han aumentado menos que los precios del petróleo y del gas natural. Históricamente los precios del carbón han estado tanto más bajos como menos volátiles que los precios del petróleo y del gas, tanto por la abundancia del suministro como por la naturaleza más regional y dispersa de los mercados del carbón. Tan recientemente como a principios de 2007, la combinación de la ventaja del costo y los atributos de la seguridad energética del carbón aparentemente había establecido el escenario para el renacimiento a gran escala en el uso del carbón para la generación de electricidad (lo cual se detalla en el capítulo 8), pero la oposición ambiental ha retrasado o descarrilado la mayoría de los planes para las nuevas plantas de carbón, especialmente en Europa y Estados Unidos

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(aunque la construcción de plantas de carbón ha continuado en las naciones en desarrollo, particularmente en China, que está agregando una nueva planta por semana en promedio). Una razón para la abrupta reversión es la incertidumbre sobre las iniciativas regulatorias o fiscales que evaluarían un gravamen para las emisiones de CO 2 y, como resultado, incertidumbre sobre la rentabilidad futura. (Ver apartado “El carbón en una encrucijada”). EL CARBÓN EN UNA ENCRUCIJADA por Michael J. Quillen El problema más grande de percepción pública que sufre el carbón desde ahora se relaciona con las preocupaciones sobre el calentamiento global. Esta percepción ha obtenido cosas mucho más negativas en el pasado reciente y ha resultado en la cancelación de muchas plantas que se habían abierto para nuevas centrales eléctricas de carbón en Estados Unidos. A pesar de eso, quizá veremos más o menos una docena de nuevas plantas de carbón para 2010. Los políticos locales no se están levantando y peleando por plantas nuevas ni son la compañía de servicios públicos. Una razón importante es que nadie sabe cómo serán las normas con respecto a la fijación de precios del carbón, si tendremos un sistema de fijación de límites máximos e intercambio de los derechos de emisión, un impuesto al carbono o algo más. Esta incertidumbre tiene un efecto de congelación en las expansiones de capital. Para el uso de carbón los problemas no van a resolverse sino hasta que tengamos políticas energéticas bien fundadas que permitan a las empresas de servicio público, a los productores y, particularmente, a la comunidad financiera, saber qué reglas están por venir. Hemos visto un gran crecimiento en los costos de los componentes de plantas nuevas de energía, como acero y con-

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creto; todos éstos son proyectos de miles de millones de dólares hoy en día. Las empresas de servicio público no van a pedirles a sus accionistas para invertir esas sumas de dinero y ningún banco va a prestarles mil millones de dólares cuando un cambio futuro en la regulación podría volver poco rentable a una planta. El péndulo puede estar oscilando demasiado lejos. Hoy las únicas tres alternativas para obtener una base ininterrumpible de la carga de energía en Estados Unidos son el carbón, el gas natural y la energía nuclear. El precio futuro del gas natural es incierto y podría subir fácilmente mucho más alto de lo que está ahora. La energía nuclear tiene su propio conjunto de problemas y enfrenta el mismo tipo de tropiezos que las plantas de carbón. En algún punto la economía entrará en juego y el resultado podría ser un gran aumento en las facturas de energía de las personas. Eso tendría sus propias consecuencias. Usted podría ver una gran agitación por construir una mayor capacidad de generación de electricidad a partir del carbón y, si eso pasa, los políticos reaccionarán a ello. Para abordar las preocupaciones ambientales por el carbón necesitamos un programa a gran escala para someter a prueba la captación y confinación del carbono. Se ha hecho a un nivel muy mínimo en esta etapa y hay mucho optimismo desde un punto de vista ingenieril de que funcionará. Los proyectos a mayor escala se agregarán a nuestro conocimiento y, tecnológicamente, vamos a saber mucho más en los próximos dos a tres años. Pero hacer el trabajo de confinamiento y almacenaje del carbono, desde un punto de vista comercial, será mucho más complicado. Hay algunos grandes problemas de responsabilidad legal y logísticos que necesitan ser negociados, y tienen que ver con la forma en que usted transporta y almacena el CO 2. Sin embargo, pasarán quizá más de 10 o 15 años antes de que

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todos estos problemas se resuelvan hasta el punto en que la captación y el confinamiento de carbono se pueda hacer a escala comercial. Michael J. Quillen es presidente y director ejecutivo de Alpha Natural Resources. Tiene una experiencia de más de 30 años en el negocio del carbón, donde empezó como ingeniero. Alpha, con ingresos por más de 2 500 millones de dólares, es el principal productor de carbón de los Apalaches centrales y también mantiene operaciones de importancia en el norte de Appalachia, produciendo tanto carbón-vapor usado en la generación de electricidad como carbón metalúrgico usado principalmente en el proceso siderúrgico. Alpha tiene 38 minas subterráneas activas, 27 minas de superficie activas y 10 plantas de preparación localizadas por todo Virginia, Virginia del Oeste, Kentucky y Pennsylvania.

No obstante, se espera que el crecimiento futuro en el consumo de carbón sea fuerte. En el caso de estimaciones de referencia de la Energy Information Administration, el consumo de carbón crece a una tasa anual de 2.2%, en promedio, de 2004 a 2030, hasta llegar a un incremento total de 74%. La región de Asia que está fuera de la OECD representa 85% de ese crecimiento. Sin embargo, esta trayectoria de crecimiento proyectado para el consumo de carbón está en curso de colisión con la imperativa política de reducir las emisiones de gases con efecto invernadero. El carbón está produciendo actualmente 39% de las emisiones totales de gases con efecto invernadero del mundo y su tasa aumentará a 43% para 2030 en el caso de referencia de la EIA. En ese punto solamente el carbón estaría produciendo más de 18 000 millones de toneladas métricas de CO 2 por año —aproximadamente dos tercios más que las emisiones de todas las fuentes actuales–. De esta forma, cualquier plan para restringir las emisiones de gases con efecto invernadero hacia la atmósfera no puede tener éxito a menos que el consumo de carbón baje su ritmo o las emisiones de carbón se reduzcan o almacenen.

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La tecnología para controlar las emisiones de gases con efecto invernadero que produce la quema de carbón —captación y confinamiento del carbono (CCS, por sus siglas en inglés)— existe, y muchas plantas demostradoras pequeñas y medianas están operando en Europa y Estados Unidos, comprobando que la tecnología básica es factible. Sin embargo, hasta ahora, la CCS no ha sido probada a escala comercial. El siguiente obstáculo es qué hacer con el CO 2. El plan es bombearlo hacia formaciones geológicas subterráneas profundas, donde se almacenará —en teoría— permanentemente. El nublado panorama existente para la CCS se ejemplifica mediante el destino de FutureGen, una alianza público-privada entre el Departamento de Energía de Estados Unidos y 12 empresas de generación de energía y mineras de Australia, China, Reino Unido y Estados Unidos. Subsidiada con 1 200 millones de dólares del gobierno de Estados Unidos y 400 millones de dólares de los miembros del sector privado, FutureGen planeó construir una planta de energía a escala comercial (fotografiada en la figura 5-4) con la tecnología de CCS para captar CO 2 y confinarlo permanentemente una milla por debajo del sitio de la planta ubicada en Illinois. El proyecto se lanzó con grandes fanfarrias en 2003; el sitio se seleccionó a finales de 2007 y las operaciones se establecieron para comenzar en 2012, pero el gobierno de Estados Unidos canceló repentinamente su apoyo en enero de 2008, después de que los costos aumentaron muy por encima de las estimaciones originales. Incluso, si la tecnología CCS funciona como fue previsto, las estimaciones actuales variarán, oscilando de 80 a 100 dólares por tonelada de CO2 confinado. Hacer este trabajo a escala masiva también sería una gran empresa dadas las cantidades de CO 2 involucradas. Un estudio reciente dirigido por el Instituto de Tecnología de Massachusetts, The Future of Coal, estimó que 1 500 millones de toneladas de CO2 producido por centrales eléctricas estadounidenses de carbón es igual a un tercio del volumen total de gas natural transportado anualmente por los gasoductos de Estados Unidos.

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FIGURA 5-4 LA PLANTA DE ENERGÍA FUTUREGEN CANCELADA

Fuentes: Associated Press/Departamento de Energía de Estados Unidos

POLÍTICA PARA REDUCIR GASES CON EFECTO INVERNADERO El futuro del carbón depende crucialmente de la regulación futura de los gases con efecto invernadero. Los esfuerzos políticos para cambiar la mezcla y el uso de combustibles para reducir los gases con efecto invernadero han estado realizándose por más de una década, pero sólo hasta ahora empiezan a afectar poderosamente los mercados. A nivel regional y nacional hay tres formas para que las naciones limiten las emisiones de gases con efecto invernadero: regulación directa, fiscalización y sistemas de fijación de límites máximos e intercambio de derechos de emisión. La regulación directa, o “mando y control”, es poco práctica en la mayoría de las economías de mercado modernas. Los impuestos sobre el carbono han sido adoptados por algunos países, entre los cuales destacan Suecia, Finlandia, Países Bajos y Noruega. Una ventaja es que los gobiernos pueden establecer una tasa fiscal específica por tonelada para las emisiones de

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CO2. Pero el enfoque más práctico parece ser el sistema de fijación de límites máximos e intercambio de derechos de emisión, en donde el gobierno selecciona la cantidad total de emisiones, después expide licencias para permitir a las compañías la emisión de cantidades específicas de gases. A las compañías que reducen sus emisiones se les otorgan créditos, o subsidios, que se pueden negociar, y estos créditos pueden ser adquiridos por compañías que exceden sus niveles de licencia. Reduciendo el nivel total de licencias y créditos a lo largo del tiempo el gobierno puede reducir las emisiones totales de CO 2. Si el sistema se diseña correctamente el costo de créditos negociables igualará el costo por tonelada de CO 2 que el gobierno considere apropiado, para que así el sistema pueda lograr las mismas metas como un impuesto directo. El enfoque de fijación de límites máximos e intercambio de derechos de emisión le da al gobierno flexibilidad para elegir las reducciones de emisiones en industrias específicas y les da a las compañías más flexibilidad en su cumplimiento. La Unión Europea estableció en 2005 el más grande sistema de fijación de límites máximos e intercambio de derechos de emisión como parte de su política global para el cambio climático. El Emissions Trading Scheme de la UE, el cual consiste en 27 países miembros actualmente, apunta hacia una reducción de 20% en CO 2, a partir de los niveles de 1990, para 2020. La primera fase del programa, que abarcó de 2005 a 2007, generalmente se vio como poco exitosa. Los países establecieron topes a niveles excesivamente altos y expidieron demasiados permisos y subsidios. Como resultado, el valor comercial de los subsidios, que inicialmente llegó tan alto como 30 dólares por tonelada de CO 2, cayó a menos de 10 dólares para mediados de 2006 y después cambió a cerca de cero en 2007. Sin embargo, Estados Unidos aprendió de su experiencia y se espera que la segunda fase, que va de 2008 a 2012, sea tanto más fuerte como más exitosa. El mercado ha puesto precio a estos subsidios de la segunda fase desde 30 hasta 40 dólares por tonelada.

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Los principales países que usan carbón en la Unión Europea enfrentan decisiones difíciles en la satisfacción de las metas. En Reino Unido, el más grande importador de carbón de Europa, el gobierno ha sido criticado por fracasar en anunciar una política clara sobre el uso del carbón, creando incertidumbre para las centrales eléctricas de carbón. El partido de oposición propuso promulgar nuevos estándares de emisiones que prohibirían efectivamente abrir plantas nue vas de carbón a menos que incorporen tecnología CCS. En Alemania, el segundo importador más grande, la nueva capacidad de quemar carbón se ve como necesaria para llenar el hueco que resultará de la planeada eliminación de energía nuclear. Estados Unidos falló en crear un sistema nacional para reducir las emisiones de gases con efecto invernadero, pero hay una especulación generalizada acerca de que un sistema de fijación de límites máximos e intercambio de derechos de emisiones será iniciado en 2010. (Para realizar una consulta sobre cómo podría evolucionar esto vea el apartado siguiente: “Cómo reducirá Estados Unidos los gases con efecto invernadero”.) Las iniciativas legislativas introducidas en el Congreso estadounidense durante los últimos años han exigido restricciones que oscilan desde meramente limitar las emisiones de CO 2 a los niveles recientes hasta reducirlos en 90% para 2050. CÓMO REDUCIRÁ ESTADOS UNIDOS LOS GASES CON EFECTO INVERNADERO por T. J. Glauthier Es probable que en el futuro cercano Estados Unidos promulgue legislaciones para controlar las emisiones de gases con efecto invernadero. Durante los últimos dos años hemos llegado al punto en que la percepción pública y la percepción dentro del Congreso es que el calentamiento global es un problema serio y tenemos que hacer algo al respecto. El mejor mecanismo para la regulación de emisiones en Estados Unidos es un sistema de fija-

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ción de límites máximos e intercambio de derechos de emisiones con asignaciones negociables de las emisiones. Un argumento a favor de los sistemas de fijación de límites máximos e intercambio de derechos de emisiones es la sensibilidad política a los incrementos de impuestos en Estados Unidos. En este país el gravamen directo de las emisiones, que algunos países europeos han adoptado, no es una alternativa. Sin embargo, las dos alternativas señaladas son meramente formas diferentes de tratar de lograr lo mismo. Las asignaciones negociables de emisiones que proporciona un sistema de fijación de límites máximos e intercambio de derechos de emisiones son superiores a la fiscalización directa en el sentido de que aportan a quienes elaboran las políticas apoyos adicionales para esas políticas, tales como la habilidad de escalonar las necesidades en algunas industrias y establecer diferentes metas para sectores diferentes. La legislación aprobada por la Comisión de Medio Ambiente del Senado estadounidense, por ejemplo, asignaría subsidios a instalaciones eléctricas, las cuales enfrentan los costos más grandes para poder cumplir con las reducciones de emisiones y reducir la asignación a lo largo del tiempo. La industria petrolera, por otro lado, que suministra la gasolina y el diesel al país, no estaría haciendo inversiones para mejorar los vehículos y, por lo tanto, no recibiría asignaciones, de manera que empezaría de inmediato el pago completo de la factura. El precio implícito para las emisiones de carbono bajo un sistema de fijación de límites máximos e intercambio de derechos de emisiones necesitará ser lo suficientemente alto como para proporcionar incentivos reales para la reducción de emisiones. El nivel sobre el que se discute —30 a 40 dólares por tonelada— es lo suficientemente alto como para afectar el tipo de plantas de energía que las personas construyen. Incrementaría los costos de

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operación de una planta de carbón típica de 500 megawatts por tanto como 70%, una vez que esté completamente en operación. Ese incremento de costos es aproximadamente el mismo que las estimaciones actuales de agregar la tecnología de captación y confinamiento del carbono, de manera que proporciona un incentivo para considerar esa alternativa. A su vez, las compañías que construyen nuevas plantas podrían construir una planta de gas natural, una planta eólica o una planta de energía nuclear en lugar de plantas de carbón. En Estados Unidos las preocupaciones por un sistema de fijación de límites máximos e intercambio de derechos de emisiones para los gases con efecto invernadero incluyen cuán bien funcionaría, cuáles serían los costos de liquidación y cuál sería el impacto sobre los consumidores. Mirando hacia atrás, la experiencia que tuvo Estados Unidos en la década de 1990 reduciendo las emisiones de dióxido de azufre causantes de la lluvia ácida puede aportar algo de alivio. Un sistema de fijación de límites máximos e intercambio de derechos de emisiones para las emisiones de dióxido de azufre —el primer sistema de control de emisiones aplicado a gran escala— se estableció en 1990 y resultó ser muy exitoso. Las emisiones se redujeron esencialmente a la mitad, los costos de liquidación ascendieron a la mitad de las cantidades estimadas originalmente y los costos pasados a la tasa de los contribuyentes fueron mínimos, incrementando sus adeudos por un porcentaje bajo. Mientras miramos la legislación del cambio climático deberíamos sentirnos cómodos de que podemos implementar un sistema de fijación de límites máximos e intercambio de derechos de emisiones y tenerlo funcionando en un camino sólido y estable. El problema de la lluvia ácida se inició a comienzos de la década de 1970 y Estados Unidos pasó por un periodo de 20 años

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de lo que yo llamaría socialización, mientras los pros y contras se discutían y se debatía la legislación, llevando a la aprobación del programa de lluvia ácida de 1990. En el área del cambio climático el problema comenzó a ser conocido cerca de 1988 y la nación ha estado pasando por un proceso de socialización similar.. La promulgación de legislación durante el próximo Congreso, lar 2008-2009, completaría un ciclo similar de 20 años. T. J. Glauthier es CEO de TJG Energy Associates, LLC, una compañía de consultoría y servicios ejecutivos de asesoramiento concentrada en servir a clientes del sector energético. Antes de fundar TJG Energy Associates, Glauthier fue presidente y CEO del Energy Innovation Institute (una filial del Electric Power Research Institute) de 2001 a 2004, subsecretario y COO del Departamento de Energía de Estados Unidos de 1999 a 2001 y director asociado de recursos naturales, energía y ciencia de la Oficina de Administración y Presupuesto en la Casa Blanca de 1993 a 1998.

En Estados Unidos un esquema de fijación de límites máximos e intercambio de derechos de emisiones de escala económica diseñado meramente para mantener uniformes las emisiones de gases con efecto invernadero resultaría en un precio de mercado de 30 a 40 dólares por tonelada del CO 2 equivalente. Si se promulga un sistema con subsidios a estos niveles se creará un fuerte incentivo para los usuarios de carbón para cambiarse a otras formas de energía, reemplazar las centrales eléctricas de carbón existentes y disminuir bruscamente la demanda de carbón, a menos que se desarrolle una solución CCS viable. Por ejemplo, sin límite de emisiones de gases con efecto invernadero, un análisis de Booz & Company estima que la demanda de carbón aumentará a una tasa anual promedio de 1.9% hasta 2030; si las emisiones fueran mantenidas uniformes, sin embargo, la demanda caería a una tasa anual de 2.2%. (Ver la figura 5-5.) Esto podría llevar a unos precios de la electricidad significativamente significativamente más altos en mercados de carbón pesado. Booz & Company condu-

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jo un ejercicio de “juego de guerra de carbono” carbono” con siete inversores importantes que poseían instalaciones en Estados Unidos. Las restricciones de gases con efecto invernadero que desencadenaran una transición hacia fuera de la generación basada en carbón, sugirió el ejercicio, conducirían a precios reales de la electricidad mediante 5% anual durante una década. Los participantes estuvieron ampliamente de acuerdo con que incrementos de esa magnitud darían lugar a una tormenta política. Reducir las emisiones de gases con efecto invernadero requiere una coordinación internacional de políticas, dado que cada uno de los países tiene pocos incentivos para reducir voluntariamente sus propias emisiones; en efecto, hacerlo incrementaría los costos y disminuiría la ventaja competitiva del país. El mundo comenzó a actuar colectivamente para proteger la atmósfera en 1997, bajo el auspicio de la ONU, con la adopción del Protocolo de Kyoto, dado que fue ratificado por 175 países, que establecieron un objetivo conjunto de llegar a una reducción promedio de 5.2% en las emisiones para 2012. Las metas de Kyoto eran modestas y los científicos han criticado el acuerdo, diciendo que hace muy poco para reducir el calentamiento global. Sin embargo, los problemas más grandes con el Protocolo de Kyoto son que algunas naciones (más notablemente Estados Unidos, que en su tiempo fue el mayor emisor de gases con efecto invernadero) se rehusaron a participar y que muchas naciones en desarrollo, inclu yendo a China (que ha superado a Estados Unid Unidos os en las emisiones emisiones de gases con efecto invernadero), fueron excusadas de satisfacer objeti vos específicos. Las negociaciones para realizar la siguiente ronda de conversaciones encaminadas a limitar la emisión de gases con efecto invernadero comenzaron a finales de 2007 en Bali, donde los científicos instaron a las naciones asistentes a que demandaran recortes obligatorios de 50% para 2020. La ONU recomendó que las naciones desarrolladas se comprometieran a reducir las emisiones de gases con efecto invernadero de 25 a 40% para 2020 y que países emergentes 100


ESTADOS UNIDOS, 2007-2030 FIGURA 5-5 CONSUMO DE CARBÓN EN ESTADOS SIN LÍMITE EN LAS EMISIONES DE GASES CON EFECTO INVERNADERO

Carbón (millones de toneladas métricas por año)

Porcentaje del CAGR por año (millones de toneladas métricas por año)

2 000

1 500

8 000

GHG

6 000

1 000

4 000

Carbón 500

2006–2030 CAGR% +1.9% p.a.

2 000

0 0 1995 19 95 20 200 00 20 2005 05 20 2010 10 20 2015 15 20 2020 20 20 2025 25 20 2030 30

CON EMISIONES DE GASES CON EFECTO INVERNADERO UNIFORMES*

Carbón (millones de toneladas métricas por año)

Porcentaje del CAGR por año (millones de toneladas métricas por año)

2 000

8 000

GHG

1 500

1 000

6 000

4 000

Carbón 500

2006–2030 CAGR% -2.2% p.a.

2 000

0 0 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 *Cargo implícito por emisiones de CO 2 de 25 dólares por tonelada en 2020 y de 50 dólares por tonelada en 2030 (dólares de 2006)

Fuente: Modelo NEMS de la EIA, análisis de Booz & Company Company.. Sin límite: caso de referencia de AEO de 2007, Gases con efecto invernadero uniformes: la intensidad de los gases con efecto invernadero mejora en 4% p.a.

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como China acordaran emprender acciones medibles para reducir sus emisiones. Sin embargo, muchas naciones, incluyendo Estados Unidos y Japón, se opusieron exitosamente a incluir objetivos numéricos en la propuesta inicial. El problema más difícil que surgió en la reunión de Bali fue que algunas naciones desarrolladas, incluyendo a Estados Unidos y Canadá, insisten en que el próximo acuerdo climático incluya objetivos específicos para naciones en desarrollo, tales como China e India. Señalan, correctamente, que incluso si las naciones desarrolladas alcanzaran las reducciones sugeridas en los gases con efecto invernadero, las emisiones en incremento de los países en desarrollo rápidamente podrían cancelar la mayor parte del beneficio aportado al cambio climático. Las naciones en desarrollo argumentan, también correctamente, que las naciones desarrolladas son las responsables de la mayoría de las emisiones de carbono presentes en la atmósfera actualmente, que las emisiones per cápita de las naciones industrializadas son múltiplos de las de países en desarrollo y que un porcentaje significativo de los gases con efecto invernadero invernadero emitidos en países como China son producto de la fabricación de bienes que se exportan a los países industrializados. Resolver este enfrentamiento exige aplicar todas las artes de la diplomacia. Se pedirá a las naciones desarrolladas hacer algunas amplias concesiones a los países en desarrollo antes de que se pueda alcanzar un acuerdo verdaderamente general. Teniendo en cuenta su uso superior per cápita y sus pasadas contribuciones al cambio climático, se espera que acuerden reducciones mayores en emisiones generalizadas que los países en desarrollo. También parece razonable esperar que los países desarrollados subsidien las reducciones de gases con efecto invernadero directamente en el mundo en desarrollo. Negociar un acuerdo de este tipo, y venderlo políticamente políticamente en los países desarrollados, será enormemente difícil, en especial dada la crisis financiera en marcha y la recesión económica global ahora en curso. Sin embargo, también es difícil prever un marco internacional 102


nuevo sobre el cambio climático que sea lo suficientemente general como para hacer las reducciones que los científicos consideran necesarias para reducir el calentamiento global sin alguno de estos elementos. Incluso, si la negociación de acuerdos internacionales sobre el cambio climático es lenta e incierta, hay algo de duda acerca de que la presión por continuas reducciones de gases con efecto invernadero continuará en muchas regiones y países, incluyendo la Unión Europea y Estados Unidos. Así, la presión para cambiar del carbón también se incrementará. El futuro del carbón es, en efecto, dependiente en gran parte de los planes legislativos que los gobiernos adopten finalmente para establecer los costos de las emisiones de CO 2, así como de cualesquiera leyes específicas que afecten directamente el consumo de carbón. Los otros factores que estarán afectando serán el ritmo del desarrollo y la comercialización de tecnologías de carbón limpio, así como los precios y la disponibilidad de otros combustibles. Aunque las fuentes renovables de energía, tales como la energía eólica y la solar, podrían desplazar finalmente al carbón y a otros combustibles fósiles en aplicaciones importantes como la generación de energía (ver el capítulo 8), su participación actual es pequeña y no se espera que crezca significativamente durante una década o más. Para el presente, la principal alternativa al carbón es el gas natural. Tal como se explica en el siguiente capítulo, ha habido revisiones masivas al alza en las estimaciones de reservas potenciales de gas, principalmente en Estados Unidos y Canadá, volviendo más probable el hecho de que la industria de generación de energía favorecerá al gas natural como el combustible ideal para implementar los incrementos futuros en la capacidad de generación de energía, al menos a corto plazo.

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6 LA PROMESA DEL GAS NATURAL

en el que los precios de la energía están elevándose, las preocupaciones por el calentamiento global están aumentando y el futuro de las fuentes de energía tradicionales está cada vez más en duda, el gas natural es el combustible fósil con el me jor conjunto de atributos. Parece probable que sea un importante conductor del cambio energético, particularmente en ciertas regiones. El gas es fácilmente sustituido por el carbón en la generación de electricidad, requiere bienes de capital menos costosos y hay una extensa infraestructura de distribución en la mayoría de las naciones desarrolladas. Además, ambientalmente el gas natural es el más benigno de los combustibles fósiles, produce menos subproductos perjudiciales que el petróleo o el carbón y sólo la mitad de los gases con efecto in vernadero, por unidad de energía, del carbón. Es más, el gas natural es abundante. Uno de los recientes desarrollos más notables en el mundo de la energía, de hecho, es el descubrimiento de que las reservas de gas natural estimadas son mucho mayores actualmente de lo que EN UN MUNDO

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eran hace apenas un par de años. Los avances tecnológicos recientes hacen posible ahora generar más producción a partir de reservas de gas “poco convencionales” que alguna vez fueron consideradas antieconómicas, pero que en la actualidad pueden extraerse rentablemente dados niveles de precios situados en el rango de 5 a 7 dólares por millar de pies cúbicos. Dadas las nuevas estimaciones de las reservas totales y los costos de producción, el gas debería ser suficiente para satisfacer bien las necesidades mundiales en el próximo siglo. Muchas de estas reservas están en Norteamérica (Estados Unidos y Canadá), lo cual significa que al parecer el gas natural jugará un papel especialmente importante en la satisfacción de la demanda futura de electricidad en esos países mientras se desarrolla el cambio energético. El gas natural ha sido históricamente el combustible preferido para la calefacción institucional e industrial, así como para muchos procesos industriales y, desde la década de 1990, también se ha vuelto el combustible preferido para la generación de electricidad. El gas había estado ganando participación de mercado rápidamente en Estados Unidos, Europa y otros lugares a finales de la década de 1990 y comienzos del siglo XXI, pero después los precios se duplicaron brutalmente. En Europa este incremento estuvo encabezado por la subida de los precios del petróleo (ahí los precios del gas natural y del petróleo han estado relacionados durante mucho tiempo, dado que los dos combustibles pueden ser fácilmente sustituidos en muchos procesos industriales y en un poco de generación de electricidad); en Norteamérica el aumento fue resultado principalmente de la disminución en el suministro convencional que alguna vez fue abundante. Sin embargo, el aumento en los precios del gas también tuvo el efecto de desbloquear las reservas de tres diferentes tipos de gas “poco convencional”: el así llamado gas compacto, el gas de esquisto y el metano de las capas carboníferas (CBM, por sus siglas en inglés). Éstos son los mismos tipos de gas que hay en las reservas convencionales, pero se encuentran en formaciones geológicas que dificultan la recuperación, requiriendo tecnologías y equipos especiales y costosos. A 106


los precios más bajos que prevalecieron durante el siglo XX , recuperar gas poco convencional resultaba antieconómico y, como resultado, no se contabilizaba como parte de las reservas totales. Las revisiones recientes de las reservas de gas natural que incluyen reservas poco convencionales han cambiado significativamente el panorama para el gas natural, al menos en Norteamérica. El aumento en la cantidad de gas poco convencional es tan reciente que los geólogos y fuentes de información, como la EIA, aún están evaluando afanosamente su impacto sobre el suministro global. Algunos pronosticadores estiman ahora que las reservas recuperables de gas poco convencional que existen bajo 48 estados de Estados Unidos, por ejemplo, son aproximadamente iguales a todas las reservas probadas en mar y tierra de gas convencional, lo cual, efectivamente, duplica las reservas totales. Estas reservas ya se explotan; el gas poco convencional agregó cerca de 10% a la producción de gas estadounidense en 2007. Grandes reservas de gas poco convencional existen en forma similar en muchas otras regiones y países. El metano de capas carboníferas, por ejemplo, se encuentra donde sea que existan reservas; el gas compacto y el gas de esquisto se encuentran típicamente en los mismos lugares que el petróleo y el gas convencional. Aunque la extracción comercial se practica más activamente en Estados Unidos, Canadá y Australia, la exploración y evaluación técnica están en marcha en más de dos docenas de países, incluyendo Rusia, China e Indonesia.

RESERVAS Y MERCADOS La disponibilidad del gas natural es un indicador clave para observar el cambio energético. También es un indicador complejo; alrededor del mundo la economía tiende a ajustarse rápidamente a las realidades del suministro de gas natural. Las nuevas realidades de suministro ya están teniendo efectos muy diferentes en diversas regiones. Para Norteamérica los efectos pueden describirse como potencialmente

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transformacionales: el continente podría beneficiarse muy bien de la autosuficiencia en el combustible fósil más benigno ambientalmente dentro del próximo siglo, con suministros seguros y una extensa infraestructura de distribución ya instalada. Para otras regiones los efectos serán variados. En Europa las reservas de gas poco convencional también podrían desempeñar su parte en impulsar el suministro, pero dada la distribución relativamente baja de combustibles fósiles en esa región y el alto nivel de consumo de gas, Europa se mantendrá dependiente de las importaciones. Suministros adicionales de gas poco convencional impulsarán aún más las reservas y la fuerza relativa de recursos de los exportadores de gas existentes en Rusia y otros estados de la ex Unión Soviética, así como en Australia, África e Indonesia. Los suministros de gas poco convencional también afectarán la estructura y evolución del mercado mundial de gas. Hasta hace poco el desarrollo a futuro del gas natural se veía limitado por problemas de suministro y distribución. El agotamiento de reservas convencionales en Europa y Estados Unidos había significado que la demanda futura tendría que ser suministrada cada vez más por importaciones provenientes de otras regiones. Esto significó, o construir nuevas tuberías (desde algunos estados de la ex Unión Soviética hasta Europa y China, por ejemplo) o expandir la capacidad de licuar el gas natural, un proceso relativamente complejo y costoso de licuefacción de gas enfriándolo a menos 162ºC, embarcándolo en buques cisterna especialmente diseñados (ver la figura 6-1) y “regasificándolo” después para el envío y consumo a través de los canales de distribución locales. Preocupaciones adicionales en torno a la disponibilidad, confiabilidad y seguridad de los suministros también se han presentado. Aunque las reservas de gas convencional son abundantes el suministro potencial más grande está distante de los principales mercados de consumo. Desarrollar la infraestructura para expandir la producción y para apoyar una mayor capacidad de licuar gas natural es una cuestión tanto de uso intensivo de capital como de consumo de tiempo. Las principales naciones productoras de gas podrían optar por usar 108


FIGURA 6-1 ATRACAMIENTO DE UNA CISTERNA DE GAS NATURAL LICUADO EN UNA INSTALACIÓN DE ALTA MAR EN ESTADOS UNIDOS

Fuente: Matt Houston/Associated Press

sus recursos localmente, para energía eléctrica o para la industria, en vez de venderlos para exportación. Algunos productores han mostrado una reciente propensión al “nacionalismo de los recursos”, poniendo en tela de juicio su disponibilidad como proveedores a largo plazo. Además, muchas reservas importantes de gas se localizan principalmente en regiones políticamente inestables (a menudo las mismas regiones ricas en petróleo), haciendo surgir preocupaciones por la seguridad de los suministros. Y, finalmente, hay preocupación acerca de que las principales naciones productoras de gas podrían intentar formar un cártel para el gas natural, a lo largo de las líneas de la OPEP, para mejorar su capacidad de fijación de precios. Los mercados para el gas natural han sido divididos tradicionalmente en tres regiones muy autónomas: el Continente Americano; Europa, África y la Comunidad de Estados Independientes (países de la ex Unión Soviética), y Asia, Oceanía y Medio y Lejano Oriente. Tradicionalmente el gas natural ha sido transportado vía gasoductos

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regionales y nacionales. La forma alternativa de transporte, el gas natural licuado, involucra enfriar la sustancia a una forma líquida y transportarla en barco, en camión o por ferrocarril. Esta práctica, si bien costosa y difícil algunas veces, ofrece mucha mayor flexibilidad que un gasoducto, el cual permanece fijo desde el lugar de origen hasta el destino de consumo. El gas natural licuado se ha desarrollado desde la década de 1960, pero sólo comenzó a alcanzar una escala masiva en los últimos años. Actualmente el gas natural licuado cubre casi 7% de la demanda mundial de gas y representa 22% del comercio internacional de gas (con el resto siendo enviado por gasoductos). La Agencia Internacional de Energía (IEA) espera que aumenten los envíos de gas natural licuado en 6.6% anual hasta 2030, comparado con una tasa de crecimiento de 2% para la demanda de gas natural, lo cual significa que el gas natural licuado representará 50% del gas comercializado internacionalmente en 2030. El mercado para el gas natural parece destinado a volverse más global. De acuerdo con cifras recientes de la IEA, oferta y demanda estuvieron estrechamente equilibradas en las tres principales regiones y la interconectividad a través del comercio de gas natural licuado fue limitada. Esta situación ha permitido la aparición y el mantenimiento de modelos de fijación de precios de gas diferenciados en cada región. En el Continente Americano los precios se determinan mediante contratos de corto plazo indexados por los precios de mercado del gas y generalmente siguen los precios del petróleo dado que muchos usuarios pueden sustituir el gas y el petróleo en forma recíproca. En Europa los precios están determinados principalmente por contratos de largo plazo con base en la “siguiente mejor fuente alternativa de energía” y son indexados mediante productos básicos como el combustible pesado y los precios del petróleo para calefacción y, en menor medida, los precios del carbón. En Medio y Lejano Oriente los precios se basan en contratos de largo plazo que son indexados por medio de las “mezclas de productos petrolíferos”.

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FIGURA 6-2 DEMANDA MUNDIAL DE GAS POR SECTOR Miles de millones de metros cúbicos 5 000 4 500

4250 3810

4 000 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0

3300

868

756

700

1 372

2010 Industrial

1 400

1260

1 092

868

2004

952

896

812

2750

1 232

5160

4690

1512

2015

1 708

1 512

1 848

2020

Energía eléctrica

1 652

1 960

2025

2030

Otro

Fuente: Panorama Energético Internacional de la EIA para 2007

La demanda de gas está proyectada para incrementarse fuertemente. El World Energy Outlook de la IEA estima que el incremento acumulativo en la demanda global de 2004 a 2030 será de 88% (ver la figura 6-2). El crecimiento más fuerte será en el sector de la energía eléctrica (analizado en el capítulo 8); en naciones productoras de petróleo y de gas, como Argelia y Libia, que están cambiando de la generación de petróleo a la de gas, y en países desarrollados, donde la regulación del cambio climático aportará un fuerte incentivo para cambiar de carbón a gas. Los tres mercados regionales de gas tradicionalmente separados empezarán a afectarse entre sí más fuertemente a medida que el gas natural licuado se convierta en el factor más grande en cubrir el déficit alrededor del mundo, pero las nuevas proyecciones de reservas de gas poco convencional podrían haber cambiado ese panorama. Previamente, parecía posible que la competencia por el gas de la Cuenca Atlántica iba a intensificarse, sobre todo entre Europa y Estados Unidos. El potencial emergente de

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FIGURA 6-3 CONSTRUCCIÓN DE UN GASODUCTO DE GAZPROM PARA LLEVAR GAS SIBERIANO A EUROPA

Fuente: Denis Sinyakov/Reuters

Norteamérica en la producción de gas poco convencional podría vol ver eso menos probable. Disminuiría la demanda de importaciones de gas en Estados Unidos, y ello significa que el gas natural licuado del Caribe, Norte de África y Medio Oriente estaría disponible para el mercado europeo. Esto, a su vez, mejoraría el frágil equilibrio del gas del continente, donde la seguridad en los suministros ha sido una preocupación clave. Aproximadamente 40% del gas de la Unión Europea (UE) se importa y algunos pronosticadores prevén el aumento del porcentaje tan alto como 70% para 2020. Cerca de un tercio de las importaciones totales europeas de gas provienen de Rusia (ver la figura 6-3). La UE se ha preocupado cada vez más por su dependencia del gas natural importado desde que Rusia retiró el suministro de gas a Ucrania en 2005. Como resultado, la UE ha empezado a construir relaciones más estrechas con otros proveedores de gas —incluyen-

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FIGURA 6-4 PROPUESTA DE BROADWATER PARA UNA INSTALACIÓN DE GAS NATURAL LICUADO

Fuente: Associated Press/Broadwater Energy

do aquellos ubicados en Medio Oriente, Asia Central, el área de los mares Caspio y Negro, y África— y busca incrementar su uso de gas natural licuado. El uso de gas natural licuado podría variar en forma impresionante entre las regiones. Para Estados Unidos el gas natural licuado se volverá menos importante para satisfacer el crecimiento de la demanda conforme las reservas poco convencionales norteamericanas se desarrollen. El gas natural licuado representa sólo 3% del consumo estadounidense actual. Para Europa el crecimiento en el mercado del gas natural licuado significará mayor diversidad y disponibilidad de suministros de gas; algunos pronosticadores sugieren que el gas natural licuado podría suministrar 25% de la demanda europea a largo plazo. De corto a mediano plazos el crecimiento del gas natural licuado probablemente no se verá limitado por el número de terminales de

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regasificación localizadas en cualquier región. Actualmente hay 14 terminales de gas natural licuado en Europa, 6 más están en construcción y existen planes para construir otras 25 más. En Estados Unidos hay 5 terminales en operación y 3 en construcción. Y aunque se han elaborado planes para construir otras 20 más, el potencial suministro futuro de gas doméstico poco convencional los hará menos necesarios. La construcción de terminales de gas natural licuado, en general, podría verse limitada por la oposición “no en mi patio trasero” (NIMBY, por sus siglas en inglés). Esto ha sido verdad, especialmente en Estados Unidos, donde algunos sitios planeados (tales como la terminal de Broadwater, en Long Island cerca de Nueva York, mostrada en la figura 6-4) han sido bloqueados por años, así como por los costos crecientes y plazos más largos que recientemente han estado afectando los grandes proyectos de infraestructura energética de todo tipo. Al mirar hacia un futuro más lejano las implicaciones de la demanda incrementada de gas como resultado de la regulación del CO 2 son difíciles de pronosticar. La capacidad nuclear podría entrar en funcionamiento en algún punto en el futuro, como podría hacerlo la capacidad de carbón bajo en CO 2, lo cual reduciría la necesidad de gas natural. Sin embargo, el panorama de un amplio suministro para el gas podría mantener los futuros precios lo suficientemente bajos como para eliminar la necesidad de utilizar estas alternativas. Por otro lado, si el sector de transporte se cambia a la electricidad como una fuente de combustible a largo plazo, un resultado podría ser una adición sustancial a la carga de la base de la demanda de energía, incrementando la necesidad de un mayor suministro de gas. Si fuera necesaria una infraestructura de gas natural licuado más extensa en el futuro podrían construirse instalaciones de regasificación en altamar para incrementar la capacidad. Esta tecnología, relativamente nueva, tiene un menor uso intensivo de capital que las instalaciones con base en tierra, enfrenta menos obstáculos en la concesión de licencias, tiene plazos relativamente cortos de operación y, muy im114


portante, es flexible y se puede trasladar a cualquier lugar cuando los patrones de la demanda cambien.

INCERTIDUMBRES DE LA OFERTA Las regiones importadoras de gas continuarán enfrentando una preocupación fundamental por la velocidad con la que las reservas de gas conocidas serán desarrolladas para la producción y si el gas estará disponible en el mercado mundial. Una serie de retos radica en desarrollar estas reservas, dados los obstáculos actuales en la disponibilidad de equipo y capital e ingenieros y otros recursos humanos para enfrentar proyectos importantes de infraestructura. En efecto, éstos son exactamente los mismos recursos por los que la industria petrolera compite y el desafío de los recursos humanos se reconoce ampliamente como una de las amenazas al crecimiento de los negocios de petróleo y gas. Además, el reciente auge económico ocurrido en Medio Oriente podría llevar a un incremento explosivo en la demanda local, especialmente en plantas de energía a base de gas, reduciendo así la posibilidad de tener más gas natural licuado disponible para las exportaciones, al menos de corto a mediano plazos. Otras alternativas para los productores de gas incluyen construir plantas de procesamiento de gas a líquidos, desarrollar la producción química y fertilizante o, simplemente, inyectar el gas en los pozos petroleros para impulsar la producción de petróleo. En un mundo en el que la mano de obra y los recursos para implementar proyectos de capital son escasos no resulta evidente que volver disponible el gas a través del gas natural licuado tenga más sentido para algunos productores. También hay incertidumbre sobre adiciones futuras de infraestructura como resultado de la inestabilidad geopolítica. Las adiciones a la infraestructura de gas requieren enormes inversiones y tienen plazos típicamente muy largos. Las consideraciones geopolí-

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FIGURA 6-5 PRINCIPALES INDICADORES DE LA INCERTIDUMBRE POR EL EQUILIBRIO DEL GAS           

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Fuente: Análisis de Booz & Company

ticas y estratégicas formuladas por participantes del mercado pueden introducir posibles retrasos en la construcción, o incluso dudas en la credibilidad de los proyectos de gasoductos anunciados. Algunos ejemplos son el gasoducto de Nabucco, propuesto para transportar gas desde la región del mar Caspio a través de Turquía hasta Austria vía Bulgaria, Rumania y Hungría, y el gasoducto proyectado para unir la región del Golfo con India. Además, los esfuerzos para nacionalizar los activos de gas (y otros recursos naturales) pueden presentar retos específicos a los inversionistas, tales como los desarrollos que involucran una serie de concentraciones importantes de petróleo y gas occidentales en Rusia (ver la figura 6-5). Medio Oriente se encuentra en el centro de las incertidumbres mercantiles, tanto como productor como, en mayor medida, un consumidor. A pesar de todo continuará desempeñando un rol clave en los mercados globales de gas por el hecho de que representa casi dos

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quintas partes de las reservas probadas de gas del mundo. Con cerca de 28 trillones de metros cúbicos (tcm, por sus siglas en inglés) o aproximadamente 15.5% del total global, Irán tiene las reservas conocidas más grandes de gas convencional de la región, seguido por Qatar con 25.4 tcm o 14% del total global. El pronóstico del caso base realizado por la IEA es que la demanda de gas de la región se incrementará a casi 4.2% anual hasta 2015, llevado por un agudo crecimiento en la generación de energía a base de gas, dejando aproximadamente 189 000 billones de metros cúbicos (bcm, por sus siglas en inglés) disponibles para exportar en 2015. Después de esto se espera que el crecimiento anual total de la demanda asegure 3.6% a pesar del fuerte crecimiento continuo en la generación de energía a base de gas, dejando aproximadamente 232 bcm disponibles para exportar en 2030. ¿Pero qué pasaría si un número clave de países de Medio Oriente no pudiera entregar tales exportaciones incrementales? Las razones pueden incluir el uso acrecentado de gas para reinyección en la recuperación de petróleo, obstáculos de producción sobre el gas asociado al petróleo como resultado de las tarifas del petróleo de la OPEP, inestabilidad geopolítica continua o el creciente consumo de gas en la región. El auge económico reciente está llevando a un aumento local en la demanda de gas, no sólo para la generación de energía sino también para usos industriales de mayor valor agregado, tales como petroquímicos y fertilizantes. Los precios bajos han convertido al gas en el combustible principal para impulsar el crecimiento económico regional. De acuerdo con un análisis de Booz & Company, los mercados mundiales deberían poder ajustarse sin demasiada dificultad si las exportaciones de gas de Medio Oriente resultan ser significativamente menores que las asumidas en el caso base. El reciente crecimiento en las exportaciones hacia Europa desde Omán y Qatar sería reemplazado por el gas natural licuado nigeriano y el equilibrio en el mercado de gas asiático podría mantenerse gracias al aumento pre-

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visto en los suministros de Australia y Sakhalin. Los regímenes predominantes del precio del gas no serían afectados en gran medida.

¿UNA “ORGANIZACIÓN DE PAÍSES EXPORTADORES DE GAS” EN CIERNES? Los productores de gas ubicados fuera de Medio Oriente deberían tener oportunidades para explotar lo que probablemente serán significativas oportunidades de crecimiento en la exportación a mediano plazo. Inciertamente asociados con los objetivos de reducción del CO2 y con las restricciones al desarrollo del gas, deberían mejorar la posición mercantil de los productores de gas rusos y africanos en particular, pero las incertidumbres a largo plazo acerca de la demanda de gas crean un alto riesgo de sobreinvertir en infraestructura. De esta forma los principales proveedores, como Rusia, necesitarán construir una red de vínculos comerciales con otros productores de gas para prepararse contra oscilaciones en la demanda. Esto podría llevar, de hecho, a la aparición de una OPEP para el gas, a veces pre vista como una Organización de Países Exportadores de Gas (OGEC, por sus siglas en inglés). Otro factor que argumenta en favor de la aparición de dicho cártel es la revisión al alza de las estimaciones de las reservas mundiales de gas poco convencional. Mientras el suministro real y potencial se incremente la presión creará precios más bajos en el futuro. Una OGEC de buen funcionamiento podría ayudar a los principales productores de gas a coordinar su producción para maximizar su poder de fijación de precios. Gazprom, de Rusia —que tiene de 30 a 40% de las reservas mundiales de gas convencional—, recientemente se ha mostrado cada vez más activa en cuanto a forjar vínculos con otros proveedores de gas. Ha firmado un memorándum de entendimiento con el consorcio Sonatrach, propiedad del estado de Argelia, allanando el camino para

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una mayor cooperación en el campo de exploración, extracción y suministro de gas. Ha comenzado negociaciones con el gobierno nigeriano para invertir 2 500 millones de dólares en proyectos de gas a cambio de lograr el acceso a las áreas de gas natural o gas licuado. Gazprom es una de las compañías que figuran en la corta lista considerada para explorar bloques en alta mar en Libia. El incremento en la actividad de los productores de gas ubicados fuera de Medio Oriente plantea un reto para los principales productores de gas de esa zona. Dado que Nigeria y Rusia están a punto de convertirse en proveedores incrementales para más mercados, los productores de gas de Medio Oriente necesitan, como un asunto de cierta urgencia, formular un panorama de su potencial de exportación incremental y decidir si, dada la incertidumbre en la demanda, tiene sentido exportar más gas. Si tiene sentido necesitan desarrollar un plan para incrementar sus exportaciones antes de que Nigeria y Rusia actúen. Del lado de la oferta, los altos y sostenidos precios del gas están favoreciendo la creación de nuevas técnicas para desarrollar oportunidades de inversión interesantes sobre reservas de gas ácido en alta mar a cierta distancia de la costa. Del lado de la demanda, los productores de gas de Medio Oriente deberían intensificar sus esfuerzos para mejorar la eficiencia de su uso local de energía.

DESCIFRAR EL FUTURO DEL GAS El aumento de las reservas de gas poco convencional y el desarrollo de mayor conectividad entre los mercados de gas natural del mundo determinarán el panorama a más largo plazo para el futuro del gas como una fuente de energía. Ese futuro se ve mucho más brillante hoy que hace unos cuantos años. En Norteamérica el suministro poco convencional hará del gas una alternativa más que evidente para satisfacer la demanda futura de electricidad. Si se promulgan severas regulaciones estadounidenses de gases con efecto invernadero, ello

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supondrá un crecimiento incluso más rápido en la generación de energía a base de gas. Las importaciones se volverán menos necesarias, eliminando la necesidad de un mayor desarrollo del gas natural licuado, y el panorama para otros combustibles, notablemente carbón y energía nuclear, se oscurecerá. Europa estará por mucho en la misma posición que en el pasado y los esfuerzos de la Unión Europea para diversificar los suministros de gas favorecerán la inversión en el gas natural licuado. Fuera de Norteamérica, los mercados de gas quizá se volverán cada vez más globales. Muchas de las respuestas a las preguntas sobre el futuro del mercado de gas natural dependerán de la trayectoria futura de los precios mientras se desarrollan los proveedores de gas poco convencional. Si el suministro se expande tanto como pronostican muchos, los precios futuros del gas aumentarán menos rápido que los de otros combustibles, incrementando el atractivo universal del gas como fuente de energía, con importantes implicaciones para la generación de energía eléctrica, el tema del capítulo 8. Las principales negativas potenciales para el futuro del gas son la posible formulación de un cártel de productores de gas y la posibilidad de una inestabilidad política que podría poner en duda los suministros de los principales productores de gas.

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7 EL INCIERTO CAMINO PARA LA ENERGÍA LIMPIA

AL MIRAR MÁS ALLÁ del mediano plazo se advierten

dos alternativas no fósiles para satisfacer una mayor tasa de la demanda futura de electricidad en un mundo limitado por el carbón: energía nuclear y fuentes renovables. Ambas tienen enormes promesas; sin embargo, actualmente, ninguna está bien posicionada para ser la “bala de plata” que proveerá cantidades abundantes de energía libre de carbono para satisfacer la demanda mundial futura. La energía nuclear ya desempeña un papel significativo en la generación de electricidad, pero hay plazos muy largos en la construcción de plantas nucleares, profundas incertidumbres sobre los costos finales y preguntas persistentes sobre la seguridad y protección del desecho nuclear. Las energías renovables, incluyendo la eólica, la solar y la de biomasa, son las fuentes de energía en más rápido crecimiento, pero están empezando desde una base muy pequeña, aún están madurando tecnológicamente y, en la mayoría de los casos, necesitan apoyo gubernamental para poder competir con otros combustibles

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en el precio. Es probable que no haya un incremento significativo en la capacidad de generación nuclear antes de 2018 en la mayoría de las naciones y el panorama a largo plazo no es claro. Las energías renovables, dadas las líneas de tendencia actuales, parecen poco probables de desempeñar un gran papel en el cambio energético entre ahora y 2030. Lo que se necesitaría para que cualquiera de estas fuentes alternativas de energía libres de carbono creciera lo suficientemente rápido como para lograr avances significativos en relación con la tasa de generación de electricidad de los combustibles fósiles es un gran y sostenido empuje por parte de los gobiernos.

ENERGÍA NUCLEAR Como fuente de energía renovable, la energía nuclear no produce gases con efecto invernadero en su operación. A diferencia de las energías renovables (distintas de la energía hidroeléctrica), la energía nuclear ya encabeza una participación de mercado significativa, 15% de la generación total de energía en el mundo, superada sólo por el carbón y el gas natural. Actualmente hay 439 plantas nucleares operando en 31 países. Construir una gran cantidad de plantas nucleares adicionales podría satisfacer una mucho mayor proporción de las necesidades de energía futuras del mundo, y de esta forma podría constituirse en un factor importante que mitigue las emisiones de gases con efecto invernadero. Los planes están en marcha para incrementar significativamente el número de plantas nucleares alrededor del mundo. China tiene el programa nuclear más ambicioso, con 31 reactores en construcción o planeados, seguida de Rusia, Japón e India. En Estados Unidos 7 plantas están en las etapas formales de planeación y se han hecho propuestas para construir 25 más.

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Sin embargo, la industria de la energía nuclear enfrenta significativos retos e incertidumbres en la construcción futura de capacidad en muchos países, incluyendo miedos persistentes sobre la seguridad y un largo récord de excesos en el costo, demoras en la construcción y reglamentación burocrática. Se mantienen las preocupaciones por el depósito del desecho nuclear y los peligros de que el desecho sea convertido en armas nucleares, llevando a una mayor proliferación de armas de este tipo y a la inestabilidad geopolítica. Las plantas nucleares también son costosas: una sola planta puede costar tanto como 9 000 millones de dólares, incluyendo el financiamiento. Una limitación en el futuro del desarrollo de la energía nuclear es la incertidumbre sobre sus costos. En el pasado la mayoría de las plantas nucleares ha cerrado los costos en dos a tres veces más que sus estimaciones originales y los largos retrasos han sido la regla en vez de la excepción. Algunos de los proyectos en marcha, tales como un nuevo reactor en la planta Olkiluoto de Finlandia, ya están atrasados y muy por encima del presupuesto inicial. Otra restricción es el limitado número de ingenieros capacitados, obreros artesanales calificados y otro personal y la comprimida cadena de suministro para componentes de la energía nuclear. Durante las décadas en que se ha construido poca capacidad nuclear nueva, muchos fabricantes de componentes abandonaron el negocio. Sólo una siderurgia, por ejemplo (Japan Steel Works), produce actualmente los grandes contenedores (del tamaño de un edificio de seis pisos) que las plantas nucleares requieren. Todo incluido, hay propuestas en varias etapas para construir más de 200 nuevas plantas nucleares alrededor del mundo. Pero la más cercana de la mayoría de éstas llegará aproximadamente para 2018 y los problemas de la cadena de suministro sugieren que el crecimiento futuro en la industria nuclear podría reducirse, excepto, posiblemente, en China. Mientras que las plantas nucleares nuevas ayudarán a cubrir las necesidades energéticas en crecimiento, particularmente en el mundo en desarrollo, la mayoría de los expertos

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en la industria piensa que su número será insuficiente para desplazar la necesidad de nueva capacidad adicional a partir de otras fuentes de energía en las próximas dos a tres décadas. (Ver el recuadro siguiente, “Energía nuclear en el mundo desarrollado y en el mundo en desarrollo”.)

ENERGÍA NUCLEAR EN EL MUNDO DESARROLLADO Y EN EL MUNDO EN DESARROLLO por Joan MacNaughton Es posible que veamos incrementos modestos en la capacidad de generar energía nuclear en países con economías muy desarrolladas, tales como el Reino Unido, y una gran cantidad de actividad nuclear en las economías de reciente industrialización. En el Reino Unido las actitudes frente a la energía nuclear han cambiado notablemente en los últimos años, encabezadas por las preocupaciones tanto por la seguridad energética como por el cambio climático. Los sucesos que afectaron en forma importante la conciencia de las personas fue la disputa entre Rusia y Ucrania por los suministros de gas natural en 2006 y la disputa similar por el petróleo ocurrida entre Rusia y Belarús un año después. Otro factor fue un gran pinchazo en los precios del gas en el invierno de 2005 a 2006, el cual resultó a partir de la conjugación de muchas circunstancias diferentes. Las personas empezaron a sentir que no querían ser tan dependientes del petróleo como lo serían si no se tuviera energía nuclear, y que quizá la energía nuclear debería hacer una importante contribución a la mezcla de fuentes de energía. Al mismo tiempo el perfil del

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cambio climático y la preocupación de las personas estaban creciendo enormemente. Hasta el año pasado la actitud del gobierno británico hacia la energía nuclear había sido tibia por muchos años: no había descartado la energía nuclear, pero tampoco la había propiciado. El gobierno había estado alentando las fuentes renovables de energía, pero éstas estaban penetrando la combinación de fuentes de energía a una tasa muy baja. Las personas comenzaron a pensar que tal vez las energías renovables, por sí solas, no eran toda la respuesta. En cuanto al panorama para la nueva capacidad nuclear, quienes elaboran las políticas en el Reino Unido probablemente no establecerán un objetivo preciso para la capacidad nuclear futura. No tenemos un sistema en el que el gobierno o quienes elaboran las políticas, en general, prescriban qué tan grande ha de ser una cuota de una forma de energía en relación con las otras formas, aunque haya un objetivo específico para las energías renovables. Desde luego, tendremos que construir un gran número de estaciones de energía para reemplazar las que han sido retiradas recientemente o que se espera sean retiradas durante los próximos 10 a 20 años. Así que podría pensarse que la energía nuclear mantendrá su tasa en la combinación actual de fuentes de energía. Dados los plazos involucrados, podría ser tan ambiciosa como lo será probablemente el mercado. Pero, habiendo dicho eso, una combinación de un precio alto para el carbono y precios altos para los combustibles fósiles podrían conducir a un programa de inversión más grande. Los países de reciente industrialización, por otro lado, probablemente se desplazarán muy rápido hacia la energía nuclear. Muchos de éstos tienen un desajuste significativo entre la cantidad de generación de electricidad que sus economías requieren

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ahora y la que actualmente le pueden proporcionar. Dada la tendencia en los precios del petróleo y del gas durante los últimos años, y la tendencia esperada para los próximos 10 años, sería asombroso que esos países no vieran la energía nuclear como una posibilidad muy competitiva. Muchos no tienen las mismas limitaciones para construir plantas nucleares, como los países con economías altamente desarrolladas, por consiguiente poseen la capacidad de construir muy rápido. Sospecho que también ven a la energía nuclear como una forma de mostrar que son económicamente avanzados; hay una especie de distinción en la capacidad de tener energía nuclear. Existen preocupaciones por el desecho nuclear, pero ya hay mucho alrededor –algo de esto en lugares donde los regímenes de seguridad y control no podrían ser los más actualizados–. No creo que tenga mucho sentido tratar de negar a las economías de reciente industrialización el acceso al tipo de energía que otros países ya tienen, ni que sería lo correcto. En vez de eso deberíamos concentrarnos en asegurar que los proyectos nuevos cumplan con las mejores prácticas en el control del material y el mantenimiento de registros. Al mismo tiempo, deberíamos seguir adelante con el buen trabajo que está contribuyendo a heredar algunas situaciones de mejores prácticas. Dado el vacío que hemos tenido en la construcción de nuevas plantas nucleares hay cierta carencia de personas calificadas y experimentadas en el campo. Muchas personas han dejado el sector y aquellos que permanecen son de generaciones de más edad y están cerca de la jubilación. Se deberá hacer un gran esfuerzo para mantenerlas en el medio en tanto sea posible explotar sus conocimientos y habilidades y ver que éstos se transfieran a miembros más jóvenes de la mano de obra.

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Lo más importante es que debe emitirse una clara señal de que la energía nuclear va a ser una gran industria y va a estar cerca durante muchos años. Si eso ocurre, los negocios se intensificarán e invertirán tanto en las personas como en los proyectos. Pero tiene que haber confianza en que va a suceder, en que sucederá en un plazo razonable y en que va a ser un área de continua actividad. Joan MacNaughton es vicepresidenta de políticas de energía y ambiente en ALSTOM Power Systems. Ex funcionaria pública, fue la principal secretaria privada del viceprimer ministro y de dos secretarios locales. Joan MacNaughton fue directora general de energía (y después directora general internacional en seguridad energética) en el Departamento de Comercio e Industria del Reino Unido de 2002 a 2007. En este puesto dirigió los aspectos energéticos del Programa de Acción Gleneagles G8 y la agenda de energía durante la rectoría de Estados Unidos en el Reino Unido. Fue presidenta de la Agencia Internacional de Energía.

Posicionar la energía en el tipo de camino de crecimiento dinámico que podría conducir el cambio energético en las décadas venideras parece improbable sin apoyo gubernamental a gran escala. Se puede esperar que pocas compañías del sector privado hagan apuestas de largo plazo en el tipo de multimillonarias inversiones en dólares que la construcción de plantas nucleares requiere, dadas las incertidumbres en los costos de construcción, almacenamiento del desecho y regímenes regulatorios futuros. Además, el apoyo gubernamental necesitaría ser tanto a largo plazo como creíble. La experiencia pre via en la industria de generación de energía nuclear con la regulación gubernamental, cubierta en el siguiente capítulo, es probable que no inspire confianza en el futuro. El camino más probable para la energía nuclear parece ser de incrementos modestos en la capacidad, lo cual deberá mantener aproximadamente su actual participación de

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mercado entre los combustibles de que se dispone para aplicaciones estacionarias.

ENERGÍA EÓLICA, SOLAR, Y OTRAS FUENTES RENOVABLES Las fuentes renovables de energía presentan un conjunto de retos muy diferente al de la energía nuclear. Mientras que su participación de mercado es muy pequeña actualmente, sostienen una tremenda promesa de satisfacer la futura necesidad de electricidad del mundo. Y dadas las realidades del calentamiento global y la presión en incremento de quienes elaboran políticas y de la opinión pública, las energías renovables probablemente serán la fuente de energía de mayor crecimiento en las siguientes décadas. En efecto, muchas entidades gubernamentales, desde el nivel supranacional hasta el nacional, estatal o provincial, y a nivel municipal, han anunciado metas u objetivos para incrementar el porcentaje de las energías renovables en el consumo total de energía. La más completa de tales iniciativas es el objetivo obligatorio de la Unión Europea, aprobado por sus 27 naciones miembros para cubrir 20% de las necesidades totales de energía a partir de fuentes renovables para 2020, por arriba de 6.5% actual. Asimismo, más de otros 20 países, incluyendo 13 en desarrollo, han establecido objetivos para las energías renovables, tal como lo han hecho muchos estados, provincias y municipios en Estados Unidos y Canadá. Aproximadamente 56 países mantienen políticas de promoción de la energía renovable y más de 35 han adoptado aranceles para fuentes de electricidad reno vable (éstas requieren empresas de servicios públicos para comprar electricidad generada por energías renovables a tasas por encima del mercado, con los costos adicionales repartidos entre la base de clientes de los servicios públicos).

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La energía eólica es actualmente la fuente de energía más madura y escalable tecnológicamente y la mejor posicionada para ganar participación de mercado en comparación con otras fuentes de energía. El número de instalaciones de energía eólica existentes alrededor del mundo se ha incrementado fuertemente f uertemente durante la última década. La tecnología actual es segura y los costos del desarrollo eólico sobre tierra están aproximándose a la paridad con aquellos de generación tradicional a partir de combustible fósil, cuando se incluyen los subsidios, como resultado de los avances en la eficiencia y reducciones de costos por unidad conforme la escala se ha incrementado. Actualmente el viento está en la paridad sin subsidios cuando los precios del gas natural alcanzan casi 8 dólares por millar de pies cúbicos y puede ser altamente redituable cuando se incluyen subsidios. La energía eólica está libre de carbono en su operación. Su principal desventaja es que el viento es intermitente en la mayoría de los lugares, lo cual la convierte en una fuente inconveniente para proveer la carga base de energía durante periodos de demanda máxima. Como resultado, el despliegue sustancial de la energía eólica para la generación de energía requeriría reservas energéticas sustanciales provenientes de otras fuentes de energía o grandes cantidades de capacidad de almacenamiento de electricidad. Se han sugerido muchas tecnologías para este propósito, pero están en la etapa de investigación y desarrollo o no han sido probadas a niveles comerciales de operación. Otra desventaja es que muchos de los mejores lugares para desarrollar la energía eólica no están cerca de los centros de mayor población y, por lo tanto, requerirán un desarrollo de infraestructura significativo de una red de transmisión adecuada. Sin embargo, muchos países están demostrando ahora que sus redes de energía pueden operar con porciones significati vas la energía energí a suministrada s uministrada por el viento. Dinamarca, Dina marca, por ejemplo, ej emplo, ha sido líder en la tecnología del viento (ver la figura 7-1) y obtiene actualmente 20% de electricidad a partir del viento. Los avances fu-

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FIGURA 7-1 COMPONENTES DE TURBINAS DE VIENTO MARCA VESTTAS EN DIN VES DINAM AMARC ARCA A

Fuente: Sigrid Nygaard/AFP/Getty Images

turos en la tecnología de almacenamiento podrían permitir alcanzar incluso mayores porcentajes. Un factor que retrasa un crecimiento más rápido en la energía eólica ha sido un cuello de botella que se presenta en la cadena de suministro de la producción de turbinas de viento. Otro es la dificultad de situar nuevas instalaciones por razones NIMBY ( Not In My Back Yard; no en mi traspatio). Muchas personas encuentran los parques eólicos estéticamente poco atractivos. La siguiente frontera para incrementar la producción eólica es el desarrollo masivo de parques eólicos marinos, localizados fuera de la vista desde tierra. Sólo cinco naciones tienen parques eólicos marinos actualmente: Dinamarca, Suecia, el Reino Unido, los Países Bajos e Irlanda (ver la figura 7-2). La Asociación Europea de Energía Eólica estima que la energía eólica marina podría cubrir 4% del consumo de energía de Europa

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FIGURA 7-2 PARQUE EÓLICO EN CONSTRUCCIÓN FUERA DE LA COSTA COST A DE LOS LO S PAÍSES BAJOS

Fuente: Michael Kooren/Reute Kooren/Reuters rs

hacia 2020, y en última instancia podría ser desplegada a escala mucho más grande. Desarrollando 5% del área de la superficie del Mar del Norte, de acuerdo con esta asociación, podría cubrirse aproximadamente 25% de las necesidades futuras de electricidad de Europa. En Estados Unidos, un informe reciente dado a conocer por el Departamento de Energía (DOE, por sus siglas en inglés) concluyó que sería factible construir suficiente capacidad eólica para cubrir 20% de las necesidades estadounidenses de electricidad para 2020, pero sólo si los gastos de capital de la energía eólica cayeran significativamente, la eficiencia mejorara y los consumidores de energía absorbieran la mitad de los gastos. La huella de las turbinas de viento con base en tierra y las instalaciones relacionadas bajo este escenario podrían requerir cerca de 1 609 000 metros cuadrados de terreno, cerca del tamaño del estado norteamericano de Rhode Island. Además el DOE estima que se necesitaría construir aproximadamente 20 370 kilómetros de nuevas líneas de transmisión a un cos-

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to de 60 000 millones de dólares. Algunos expertos en la industria creen, sin embargo, que la energía eólica podría suministrar 10% de la energía mundial para 2020. (Ver el siguiente texto, “El potencial para la l a energía eólica” eólica”.) .) EL POTENCIAL PARA LA ENERGÍA EÓLICA por Ditlev Engel La energía eólica es una fuente de energía limpia e independiente que se puede instalar muy rápido y satisface las necesidades políticas de hoy para mejorar la seguridad energética, reducir la dependencia puesta en los combustibles fósiles y mitigar el cambio climático. El precio de la energía eólica es tanto predecible como competitivo y la tecnología es extremadamente segura. En el pasado el viento era visto simplemente como una forma alternativa de energía; hoy es una fuente de energía a gran escala y confiable que se ha ido integrando a la mezcla de fuentes de energía junto con el petróleo y el gas. En comparación con otras fuentes renovables, es la tecnología más madura y competitiva. Europa es actualmente el mercado más grande para la energía eólica, con casi dos tercios de la capacidad acumulativa del mundo. Sin embargo, otras regiones, como Estados Unidos y Asia, están emparejándosele muy rápidamente. El mercado norteamericano ha experimentado el crecimiento más grande visto en todo el mundo durante los últimos dos años. El Consejo Global de Energía Eólica pronosticó en 2006 que Estados Unidos sería el mercado global más importante para la energía eólica durante el periodo de 2007 a 2010, con un crecimiento promedio de 3 500 500 megawatts de nueva capacidad por año. Se espera que Estados Unidos supere a Alemania como el

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mercado más grande para la energía eólica hacia finales de 2009, siempre que el crecimiento continúe a la tasa actual. El crecimiento en los mercados asiáticos también ha sido impresionante: en 2007 cerca de un cuarto de toda la nueva capacidad mundial estaba instalada en el continente asiático. En China la tasa de crecimiento y el número de las instalaciones totales hicieron más que duplicarse en 2007 comparado con 2006. Uno de los principales conductores para la propaganda global de la energía eólica es el fuerte énfasis político puesto en reducir las emisiones de CO 2 para combatir el cambio climático. El Protocolo de Kyoto y el plan climático de la Unión Europea son dos iniciativas políticas importantes. El establecimiento de un precio alto y estable para el carbono favorecerá globalmente aquellas tecnologías que producen energía neutral en carbono, tales como la energía eólica. Además las discusiones globales que ocurren en el marco de reuniones políticas internacionales, tales como las conferencias de los miembros de la Organización de Naciones Unidas, el Grupo de los lo s 8 y la cumbre del Foro Económico Mundial, también son conductores significativos del macromercado. Sin embargo, el mercado del carbono y las políticas climáticas aún están muy lejos de ser genuinos conductores directos del mercado para la energía eólica. Por muchos años más el factor más importante que dirigirá el cambio continuarán siendo las políticas nacionales que apoyan las fuentes renovables de energía. Esto puede ser visto claramente en el esbozo de la propuesta directiva para la energía renovable de la Unión Europea de 2020, la cual enfatiza la necesidad de una acción a nivel nacional. Dicha acción será especialmente importante en el periodo crítico entre

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ahora y 2020, cuando las emisiones de gases con efecto invernadero deban llegar al máximo y empiecen a disminuir si queremos evitar los peores impactos del cambio climático. Otra ventaja de la energía eólica es que tiene el menor consumo de agua por unidad de energía producida a partir de cualquier tipo de generación de energía: las turbinas de viento no usan agua del todo cuando generan electricidad. Un informe reciente del Intergovernmental Panel on Climate Change concluyó que algunos de los mayores retos del calentamiento global se relacionarán con el desarrollo y la administración de los recursos de agua. Para 2030 se tendrá que renovar la mayor parte de la capacidad existente de generación de energía. Tomando en cuenta las claras ventajas de la energía eólica sobre los combustibles fósiles convencionales y otras energías renovables, Vestas cree que hay un vasto mercado potencial de energía eólica por explotarse y suena razonable creer que la energía eólica se integrará a la mezcla de la generación de energía de la mayor parte de los países a la par con otras tecnologías energéticas tradicionales. La meta de Vestas es tener al menos 10% de la producción de energía del mundo basada en la energía eólica para 2020. Para lograr esto la industria de la turbina de viento debe instalar alrededor de un millón de megawatts durante los próximos 13 años. Actualmente la cuota global de energía eólica es de menos de 1% de la demanda de electricidad en todo el mundo. Si la meta de 10% se alcanza la energía eólica como única fuente de energía representará 15% del requisito de reducción de CO2 para 2020 desarrollado en el Marco de la Convención de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático. Ditlev Engel es presidente y director ejecutivo de Vestas, una compañía que encabeza el mercado de la energía eólica con una tasa de 28%.

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Vestas ha instalado cerca de 33 500 turbinas de viento en 63 países de los cinco continentes. Durante los últimos 25 años la capacidad de las turbinas de viento de Vestas ha crecido 100 veces, de 30 kilowatts a 3 megawatts. En total, generan más de 50 millones de megawatts por año, energía suficiente para proveer de electricidad cada hogar de un país del tamaño de España, con una población de más de 40 millones de habitantes.

La energía eólica es, entonces, la tecnología renovable mejor desarrollada para generar electricidad, pero se necesitará superar obstáculos significativos —incluyendo uso del terreno, almacenamiento y transmisión— antes de que pueda crecer hasta el punto en que logre avances de dos dígitos en la participación del mercado de la demanda mundial de energía. Dada la economía actual, la energía eólica también requerirá apoyo gubernamental significativo y sostenido. Por lo tanto, parece probable que la energía eólica sea un componente importante en el cambio energético, pero no será, por sí misma, una solución al reto de satisfacer la demanda mundial futura de energía. Las tecnologías relacionadas para aprovechar el oleaje y las mareas están en su infancia, aunque muchas naciones —notablemente el Reino Unido— están fomentando un mayor desarrollo. La energía solar es la próxima tecnología renovable más prometedora. Como la eólica, la energía solar es intermitente, pero su ventaja es que genera la mayor parte de su electricidad en días soleados y cálidos, cuando el uso de energía eléctrica está a su máximo en muchos mercados. La energía solar tampoco produce gases con efecto invernadero. Enfrenta algunos de los mismos retos que la energía eólica, incluyendo la necesidad de almacenamiento y transmisión. Hay dos tipos importantes de generación de energía solar. El primero y más familiar es el fotovoltaico, que usa paneles solares desarrollados con base en el silicio para convertir la luz solar en electricidad. Estos paneles se disponen a menudo en los techos de casas y 135


edificios comerciales. Los paneles solares, populares entre los propietarios de casas y negocios con vocación medioambientalista, son subsidiados por los gobiernos en muchos lugares. En China los paneles solares se usan a escala masiva para el calentamiento de agua; proveen de agua caliente a alrededor de 30 millones de hogares. Usar tecnología solar fotovoltaica para generar energía eléctrica actualmente no es rentable con el uso de combustibles fósiles sin subsidios, pero muchos países, encabezados por Alemania, Japón y España, han construido importantes plantas de energía solar foto voltaica. El crecimiento en la energía solar fotovoltaica ha sido limitado por cierta escasez de capacidad manufacturera para el silicio utilizado para fabricar celdas solares. Sin embargo, más de una docena de compañías ubicadas en Europa, China, Japón y Estados Unidos están invirtiendo en nueva capacidad manufacturera y la industria está pronosticando reducciones significativas en los costos que podrían acelerar la comercialización. Con todo, parece posible esperar que los costos totales de la generación de energía solar fotovoltaica disminuyan aproximadamente en 50% para 2020, punto en el cual la generación alcanzará una “paridad de la red” —donde podría competir contra fuentes de generación convencionales sin subsidios— en algunos países y regiones. El segundo tipo, la energía solar térmica, no está experimentando una caída tan rápida en costos, pero podría volverse más competitiva mientras se construyen las nuevas generaciones de plantas. Las plantas de energía solar térmica (también llamada energía solar concentrada) usan conjuntos de espejos para concentrar la luz solar sobre tubos llenos de agua, produciendo así vapor para impulsar las turbinas que generan electricidad. Las plantas también pueden almacenar calor en forma de vapor altamente presurizado (o, bajo una nueva tecnología, sal fundida), permitiéndoles producir electricidad en la noche así como en el día. Se construyeron muchas plantas usando versiones tempranas de esta tecnología en el desierto Mojave, Estados Unidos, a finales de la década de 1980, incluyendo la Solar

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Energy Generating Systems, una unidad de nueve plantas propiedad de FPL Energy. Usa un millón de espejos que cubren un área de casi 6 500 metros cuadrados para producir 354 megawatts (cerca de dos tercios del tamaño de una planta carbonífera) y es la planta solar más grande del mundo. Durante los últimos años ha fluido una inversión significativa hacia la energía solar térmica. Se han construido proyectos de demostración en Europa y la primera de tres plantas pequeñas de energía solar térmica comenzó operaciones en España en 2006 (ver la figura 7-3). Aproximadamente 5.8 gigawatts de capacidad de energía solar térmica estaban en etapas de planificación alrededor del mundo a finales de 2007, incluyendo plantas diseñadas para producir tanta energía como las plantas de combustibles fósiles. Si estas plantas están a la altura de las expectativas y pueden producir electricidad a costos cercanos a los de las plantas de combustibles fósiles, la tecnología podría cambiar la cara de la energía eléctrica en las próximas décadas. Ausla, un emprendedor de Silicon Valley que planea construir el valor de un gigawatt de la capacidad solar térmica en Estados Unidos durante los siguientes siete años, alardea de que usando sus tecnologías actuales “toda la energía eléctrica de Estados Unidos puede ser generada, día y noche, usando un área de aproximadamente 14 000 metros cuadrados”. De esta manera, la energía solar es sumamente prometedora a largo plazo, particularmente dado que los principales obstáculos a su mayor adopción son tecnológicos y, por lo tanto, están sujetos a soluciones científicas e innovación empresarial. Pero en términos del uso de la energía, la solar está comenzando desde una base cercana a cero, así que incluso si el progreso tecnológico fuera rápido y la nueva capacidad solar se construyera a escala masiva, tendría un mínimo efecto en la mezcla de usos mundiales de la energía durante la próxima década o más. La siguiente más prometedora fuente renovable de energía, la de biomasa —energía derivada de la quema de bosques, desecho muni-

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FIGURA 7-3 PLANTA SOLAR TÉRMICA CERCA DE SEVILLA, ESPAÑA

Fuente: Javier Barbancho/Reuters

cipal y agrícola y del gas metano acumulado en vertederos— es otra pequeña parte del suministro mundial, aunque ha sido históricamente la energía renovable no hidráulica más grande en el mundo en desarrollo en Norteamérica y en los países nórdicos de Europa. La de biomasa es una fuente de energía libre de carbono, dado que el CO 2 que se libera durante su combustión fue previamente capturado por las plantas usadas como materias primas. La energía de biomasa es un componente importante de los planes que tiene la Unión Europea para incrementar la tasa de energía total proveniente de las fuentes renovables. La energía de biomasa se usa para alimentar pequeñas plantas de electricidad y en plantas combinadas de calor y electricidad (CHP, por sus siglas en inglés), y también se usa en co-plantas de carbón. Finlandia es el líder en la generación de electricidad a partir de biomasa, derivando 12% de su generación total de energía de la bioener-

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gía, mayormente de subproductos forestales. Otras naciones que están liderando en esta área incluyen a Suecia, Dinamarca y Alemania. En todo el mundo la energía de biomasa representa cerca de 1% de la generación de electricidad, pero la capacidad ha estado creciendo a tasas de dobles dígitos en muchos países. De acuerdo con un informe de la Unión Europea de 2005, los subsidios más efectivos para la biomasa han sido las fuentes de aranceles de Dinamarca y los programas de desgravación fiscal de Finlandia. La Unión Europea encontró que la mitad de sus países miembros necesitan proveer mayor apoyo para incrementar la generación de energía a partir de biomasa. La energía geotérmica, que aprovecha las fuentes subterráneas de vapor, no produce gases con efecto invernadero, pero sólo es práctica en situaciones geotérmicas particulares. Estados Unidos es el mayor productor, con plantas concentradas en cinco de sus estados occidentales, produciendo aproximadamente 3 gigawatts de electricidad. Algunos estudios han estimado que son factibles incrementos significativos, pero la ciencia y la tecnología para encontrar y explotar energía geotérmica no están bien desarrolladas. Islandia, con una gran concentración de volcanes, produce 26% de su electricidad y 87% de la calefacción de los hogares a partir de energía geotérmica. La energía hidroeléctrica es la única fuente renovable de energía que actualmente suministra una significativa tasa de la demanda de electricidad: 16%, y es aproximadamente igual a la energía nuclear. La energía hidroeléctrica está libre de carbono, promueve seguridad energética y tiene bajos costos de operación, pero el crecimiento futuro es limitado. La mayoría de los sitios preferidos ya han sido desarrollados en los países industrializados y la oposición, tanto ambiental como local para grandes proyectos de energía hidroeléctrica, ha reducido su velocidad de crecimiento. Se espera que la mayor parte de la capacidad futura se agregue en las naciones en desarrollo de Asia y África. Las preocupaciones ambientales podrían probar ser la mayor limitación para el crecimiento futuro y están retardando proyectos, incluso en China, que ha desarrollado más capacidad hi-

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droeléctrica que cualquier otra nación en décadas recientes. La tasa actual de 16% de generación total de electricidad a partir de la energía hidroeléctrica está por debajo de 21.5% registrado en 1973 y se espera que continúe disminuyendo.

EL CASO PARA LA ENERGÍA LIBRE DE CARBONO Los combustibles alternativos no fósiles se volverán cada vez más importantes a medida que el mundo cambie a un futuro más bajo en carbono. La energía nuclear, con su significativa tasa actual en el suministro de generación de energía, se mantiene como esencial para satisfacer los objetivos trazados en materia de emisiones de gases con efecto invernadero, y es posible anticipar incrementos continuos en la capacidad nuclear, aunque la mayoría de las plantas nuevas ahora en marcha probablemente estarán compensadas por la eliminación gradual de plantas más antiguas. Pero como veremos en el análisis sobre generación de energía que presentamos en el siguiente capítulo, a corto plazo la energía nuclear se verá sujeta a la dura competencia del costo del gas natural y, a largo plazo, a la continua competencia política de fuentes renovables de energía tales como la energía eólica y la solar. La energía eólica y la solar (y, en menor medida, la de biomasa) son las fuentes renovables de energía con el panorama a largo plazo más prometedor, pero enfrentan obstáculos significativos en el crecimiento a gran escala y parece imposible que alcancen participaciones de mercado mayores en las próximas dos décadas basadas en su tasa de crecimiento y panorama actuales. Para que desempeñen un papel importante en el cambio energético, los precios del combustible fósil necesitarían mantenerse a niveles muy altos y regulaciones estrictas sobre gases con efecto invernadero tendrían que ser im-

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puestas en los combustibles fósiles. Se requerirían avances tecnológicos significativos y los gobiernos necesitarían continuar apoyando a través de fuertes subsidios mientras implementan un caso creíble de que su compromiso era a largo plazo.

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8 EL ROMPECABEZAS DE LA GENERACIÓN DE LA ENERGÍA SATISFACER LA CRECIENTE DEMANDA MUN-

de energía eléctrica mientras se limita la emisión de gases con efecto invernadero es el imperativo más urgente para la política energética del siglo XXI. Ello también presentará algunos retos empresariales más complejos, costosos y riesgosos de lo que las compañías energéticas jamás habían enfrentado. La quema de combustibles fósiles —en especial del carbón— para generar electricidad, actualmente es responsable de más emisiones de gases con efecto invernadero que la industria y todas las formas de transporte juntas. Las inversiones que se requerirán para construir nueva capacidad de generación de energía durante las próximas décadas se medirán en billones de dólares y los riesgos e incertidumbres involucrados en seleccionar entre el rango actual de fuentes de combustible son inmensos. La necesidad de incrementar la capacidad será implacable. La demanda de electricidad ha seguido de cerca el crecimiento del PIB desde la Segunda Guerra Mundial y, dados los pronósticos estándar DIAL

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del crecimiento económico, el consumo de electricidad probablemente se duplicará para 2030. La demanda crecerá constantemente en las naciones desarrolladas, pero mucho más rápido en el mundo en desarrollo. (Ver la figura 8-1.) Norteamérica y la Unión Europea juntos representarán 21% del crecimiento en la generación de electricidad hasta el año 2030; China e India representarán 43%. A menos que la mezcla de combustibles cambie drásticamente, la emisión de gases con efecto invernadero crecerá a niveles inaceptables: en proyecciones de “actividades como de costumbre”, las emisiones de CO2 del sector energético se incrementarán en dos tercios durante el mismo periodo, convirtiendo la generación de energía en la causa más rápida y en aumento del cambio climático. Una alternativa evidente para mitigar este efecto sería reducir el crecimiento de la demanda de electricidad alentando la conservación. Sin embargo, tan atractivo como esto podría parecer, la estrecha conexión entre la demanda de electricidad y el crecimiento del PIB sugiere que es poco realista esperar un efecto importante. Un énfasis incrementado sobre la conservación podría reducir el crecimiento de la demanda significativamente en economías maduras e industrializadas, como podrían hacerlo de modo similar precios crecientes de la electricidad. La demanda también podría ser limitada bruscamente a mediano plazo si los gobiernos permitieran que precios más altos de la energía desembocaran directamente en precios más altos para el consumidor de electricidad eliminando subsidios y barreras reglamentarias. Sin embargo, tales movimientos son políticamente dolorosos. Como se señaló en el capítulo 2, la mejor evidencia histórica de la eficacia de la conservación se encuentra en la reacción a las crisis energéticas de la década de 1970, cuando algunas naciones europeas, y también entidades de Estados Unidos como California, adoptaron políticas de conservación. Pero la mayoría de los incrementos en el PIB mundial durante las próximas décadas sucederán en las naciones de reciente industrialización, donde la conservación probablemente viajará en el asiento trasero del desarrollo económico. Un factor adi144


FIGURA 8-1 DEMANDA DE ELECTRICIDAD CONTRA EL PIB PER CÁPITA Indonesia 100 000

Rusia ) Sudáfrica Reino Unido a t China i Estados Unidos Polonia p Emiratos Árabes Unidos á C / 10 000 h Japón W Arabia Saudita k Alemania Dinamarca ( Italia a t Argentina i p á México c 1 000 Brasil r e p Turquía d a Egipto d i c India i 100 r t c e Guinea l e Ecuatorial e d a Nigeria, Kenia 10 d n a m e D 1 0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

PIB per cápita (2 000 dólares/Cápita) Fuente: Análisis de Booz & Company

cional que podría fomentar una demanda incluso mayor en el futuro es el advenimiento de la electricidad como una fuente alternativa de energía para el transporte: en la medida en que los híbridos conectables y todos los vehículos eléctricos tengan éxito en el mercado, incrementarán la demanda de electricidad en proporción a la disminución que generen en la demanda de petróleo. Entre los principales mitos que tenemos hoy sobre la energía están las fuentes renovables de energía que son amistosas con el ambiente, como la energía eólica y la solar, que podrán cubrir fácilmente las necesidades futuras de generación de energía. Una mirada a las fuentes de energía en que actualmente se apoya la producción ener-

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gética mundial muestra por qué la combinación de combustibles usados hoy en día para la generación de electricidad es incompatible con las políticas diseñadas para reducir las emisiones de gases con efecto invernadero, y por qué transcurrirán muchos años —si no es que décadas— antes de que las energías renovables empiecen a suplantar una proporción bastante grande de combustibles fósiles para marcar una diferencia (ver la figura 8-2). El carbón es la principal fuente de combustible utilizada para la generación de electricidad, con una tasa de 40%, y, como se señaló en el capítulo 5, también es la principal fuente de las emisiones de gases con efecto invernadero. El gas natural está en segundo lugar, con una tasa de 20%. La combustión de aceite residual del petróleo aún suministra 6% de la electricidad, pero su tasa ha estado y continuará disminuyendo. La principal fuente no fósil para generar electricidad es la energía hidroeléctrica, con una tasa de 16%. La energía hidroeléctrica no produce gases con efecto invernadero en operación, pero su crecimiento futuro es limitado y presenta otras preocupaciones ambientales y de uso del suelo. Después viene la energía nuclear, que cubre otro 15% en la generación de electricidad. Pero, aunque la energía nuclear está libre de carbono, presenta preocupaciones de protección y seguridad, así como riesgo de inversión, y el tiempo para construir plantas nucleares es largo en muchos países. Las fuentes renovables para generar energía, incluyendo las energías eólica, solar, geotérmica, de biomasa y de desecho juntas, representan menos de 3% de la generación total de la energía mundial. Tal como ilustra la figura 8-2, las proyecciones de referencia de la IEA, basadas en las tendencias y políticas actuales, no muestran tanto cambio en la combinación de combustibles para la generación de electricidad desde ahora hasta 2030. Mientras la tasa de las energías reno vables aumenta rápidamente en términos de porcentaje, el crecimiento absoluto del carbón es bastante grande. De esta forma cualquier plan realista para limitar o reducir las emisiones de gases con efecto invernadero y reducir el calentamiento global durante las próximas décadas necesitará incluir un gran cambio en esta combinación. 146


FIGURA 8-2 SE PREVÉ QUE LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD SE DUPLIQUE PARA 2030 40 000 35 000 30 000 ) r 25 000 h W T ( d20 000 a d i c i r 15 000 t c e l E

10 000 5 000 0 2004

Otras fuentes renovables Energía hidroeléctrica Energía nuclear Gas Petróleo

Carbón

2015

a d a l a t s n i s t t a w a g i g e d d a d i c a p a C

2030

Año Fuente: Panorama de la IEA para la energía mundial, 2006

GRANDES APUESTAS, PASADAS Y PRESENTES La situación actual es confusa, ya que tanto compañías como naciones tratan de planear la demanda futura para un mundo donde el uso del carbón se verá limitado. Esto se debe a las muchas y diferentes alternativas que hay entre las tecnologías y los combustibles, y probablemente la confusión continuará por un largo tiempo. En forma histórica, el mundo ha oscilado desordenadamente entre los diferentes métodos para la generación de electricidad y el sector eléctrico ha pasado por dos ciclos de construcción importantes

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con combustibles diferentes durante las últimas cuatro décadas. El primer ciclo fue la energía nuclear. Hasta la década de 1960 los generadores de energía habían contado profundamente con el carbón, junto con la energía hidroeléctrica y algo de aceite residual del petróleo en algunas regiones. Pero cuando las primeras plantas nucleares comerciales empezaron a operar, a mediados de la década de 1950, quienes proponían su uso creyeron que la energía nuclear podría generar cantidades interminables de electricidad barata. La capacidad nuclear se desarrolló constantemente a lo largo de la década de 1970 conforme las compañías de energía, especialmente en Estados Unidos, se comprometieron a implementar mayores programas de construcción. Sin embargo, las preocupaciones sobre la seguridad aumentaron después del accidente nuclear ocurrido en Three Mile Island, en Estados Unidos, en 1979 (incluso a pesar de que el accidente no causó ninguna fatalidad y estudios posteriores encontraron que prácticamente no había efectos detectables de ningún tipo sobre la salud). Después vino el desastre nuclear en Chernobyl en 1983, que resultó en 59 muertes directas y tantas como otras 4 000 causadas por cánceres relacionados con la radiación. En respuesta, los gobiernos de muchos países, notablemente Estados Unidos y Japón, endurecieron los requisitos de diseño para la concesión de licencias y revisaron drásticamente los procedimientos implementados para las plantas nucleares, conduciendo a que su costo se duplicara o triplicara sobre las estimaciones originales. Como resultado, muchos planes para construir nuevas plantas nucleares se cancelaron y no se pusieron en marcha nuevas plantas en esos países. El valor de mercado de las plantas nucleares cayó hasta 50% de sus costos en muchos países. Francia, con menos recursos de combustible fósil que ninguna otra nación europea importante, fue una excepción. Habiendo lanzado un programa ambicioso para cambiar la generación de electricidad a partir del petróleo a la energía nuclear después de la primera crisis petrolera, Francia se mantuvo fiel a su programa a pesar de los accidentes ocurridos en Three Mile Island y Chernobyl y continuó expandiendo su 148


sector de energía nuclear. Actualmente Francia tiene 59 reactores nucleares (seguida sólo por Estados Unidos) que proveen entre 75 y 80% de las necesidades de electricidad de la nación y sus tasas de consumo de electricidad están entre las más bajas de la Unión Europea. El segundo ciclo de construcción en la capacidad eléctrica fue el traslado al gas natural iniciado en la década de 1990. Viendo una oportunidad de capitalizar los precios sostenidos y bajos del gas natural y la aparición de un ciclo de gas natural combinado altamente eficiente (NGCC, por sus siglas en inglés) generando tecnología, los inversores construyeron plantas de NGCC más pequeñas, más limpias, menos costosas y de más fácil construcción. Después los precios del gas aumentaron, dejando un exceso de capacidad generadora a partir del gas infrautilizada. El valor de mercado de la posesión de capital en las plantas de gas natural cayó, en promedio, 40%. En ambos de estos episodios de construcción de capacidad la decisión de la industria energética de invertir fuertemente en una nue va tecnología resultó mal. En el caso de la energía nuclear, los consumidores soportaron la mayor parte del costo, mientras que en el caso del gas, la desregulación trasladó gran parte del riesgo (y del costo) del consumidor a los propietarios de los activos de generación. Hubo un gran número de quiebras y las compañías de energía sobrevivientes pasaron los primeros años de esta década reparando sus estados de cuenta y reduciendo sus perfiles de riesgo. Se mantienen muy cautelosas mientras planean la nueva base de generación para dentro de cinco o diez años a partir de ahora.

EL DILEMA DE LOS PRODUCTORES Los generadores de energía, aún fuertemente dependientes del carbón, enfrentan hoy grandes incertidumbres mientras escogen en qué tecnologías y fuentes de combustible pueden invertir, incluyendo el precio futuro del gas natural, la regulación futura y el costo potencial

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de las emisiones de gases con efecto invernadero, además del verdadero costo de las alternativas para construir nueva capacidad de generación, incluyendo energía nuclear y energías renovables tales como la eólica y la solar. Si se restringen las emisiones de gases con efecto invernadero en Estados Unidos, como ya se está haciendo en Europa, por ejemplo, la carga de ajuste probablemente caerá sobre la flota existente de centrales eléctricas de carbón. Otros sectores de la economía continuarían expandiendo sus emisiones mientras crecen, aunque a una tasa más baja como resultado de los límites impuestos por la eficiencia corporativa promedio de combustible (CAFE, por sus siglas en inglés) y otras ganancias potenciales de eficiencia en el transporte, mientras la flota de carbón baja sus emisiones tan ampliamente y lo suficientemente rápido como para compensar su expansión y aún cumplir con los grandes objetivos económicos de la reducción. La razón es económica. En la mayoría de los sectores reducir las emisiones de una fuente estacionaria requiere separar los gases con efecto invernadero desde la emanación de gases de combustión y retenerlos. El costo de hacer esto con la tecnología de hoy —la cual, como hemos visto, aún no se ha probado a niveles comerciales— se estima que por lo general será de 80 a 100 dólares por tonelada retenida. Sin embargo, el sector de generación de energía tiene otra alternativa disponible: reemplazar plantas de carbón existentes con plantas de reciente construcción usando una tecnología alternativa de generación que tiene emisiones de gases con efecto invernadero mucho más bajas, tales como el NGCC (la misma solución que llevó a pérdidas en la década de 1990). A los precios actuales el costo global de reemplazar el carbón con el NGCC asciende de 30 a 40 dólares por tonelada de emisiones evitadas. Como resultado, los reguladores tienen fuertes incentivos para cumplir sus objetivos de emisiones cerrando las plantas de carbón antes de restringir significativamente otras fuentes estacionarias.

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Eso podría suceder con bastante rapidez. Si las emisiones de Estados Unidos no fueran más que un límite hasta los niveles de 2006 sin verdaderas reducciones, entonces la expansión en otra parte de la economía causaría el reemplazo de alrededor de la mitad de la producción de carbón actual durante los próximos 20 años. Y objetivos más agresivos conducirían a un reemplazo más rápido. Esta lógica corta ambos caminos. La mayoría de los políticos de Estados Unidos favorece implementar restricciones a los gases con efecto invernadero (GHG, por sus siglas en inglés) a través de alguna forma de esquema de fijación de límites máximos e intercambio de los derechos de emisión en la economía que imponga un precio de mercado sobre los subsidios de emisión de GHG. ¿Pero a qué precio? El precio más bajo que mantendrán las emisiones provocadas por una ampliación de la economía en un nivel reducido (dejar que solas se reduzcan) debe ser lo suficientemente alto como para moti var a las compañías a que favorezcan la construcción de nuevas plantas para otros combustibles que no sean carbón. A los precios del gas natural en el rango de 7 a 8 dólares por 1 000 pies cúbicos (cerca de un millón de Btu) significa que los derechos de emisión se comercializarán entre 30 a 40 dólares o más por tonelada del equivalente en CO2. Sin embargo, se necesitaría una asignación del precio de aproximadamente 65 dólares o más para forzar el reemplazo de las plantas de carbón existentes. Dado que el gas natural es la alternativa favorecida, de hecho, el precio del gas fija el precio de los derechos de emisión a través de un rango bastante amplio (ver la figura 8-3). Esto está pasando en otras jurisdicciones. La Unión Europea ha impuesto un programa de amplia base de fijación de límites máximos e intercambio de los derechos de emisión para las emisiones de GHG. El programa tuvo un comienzo torpe, con un nivel insostenible de los derechos de emisión promulgado en la primera ronda; pero ahora se ha desplazado a una segunda ronda, con derechos manejados más estrechamente. El mercado ha valorado estos derechos de la segunda ronda entre 30 a 40 dólares por tonelada, dado que el costo

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FIGURA 8-3 ALTERNATIVA ECONÓMICA PARA LA NUEVA CAPACIDAD DE GENERACIÓN ) a d150 a l e n o125 t r o p100 s e r a 75 l ó d (

50 O 2

C e d 25 a g r 0 a C

Construcción de capacidad nuclear

Construcción de capacidad del ciclo combinado del gas natural

2

3

Construcción de capacidad a partir del carbón

4 5 6 7 8 9 10 Precio del gas natural (dólares por Btu)

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Carbón = 2 dólares por mmBtu Costo de capital nuclear “de la noche a la mañana” = 4 000 dólares por Kw Fuente: Análisis de Booz & Company

por cambiar de carbón a gas natural es aproximadamente el mismo en Europa que en Estados Unidos. Los productores de energía se verán forzados de esta forma a hacer algunas apuestas mientras planean expandir la capacidad de generación de energía de corto a mediano plazos y, dados los costos del capital y la naturaleza a largo plazo de los equipos de generación de energía, estas apuestas afectarán sus fortunas por décadas. Apostar por el carbón parece altamente riesgoso en la actualidad. Como lo hemos señalado, el futuro de la generación de energía a partir del carbón bajo los regímenes de carbono más discutidos comúnmente parece sombrío con base en el costo extremadamente alto de separar los gases con efecto invernadero después de la combustión desde una emanación de gases de combustión usando la actual tecnología de captación y retención del carbono (CCS), estimado de entre 80 a 100 dólares por tonelada equivalente de CO 2. ¿Cuáles son las perspectivas para que los costos de CCS mejoren drásticamente? A largo

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plazo, bastante buenas; la separación y retención, de acuerdo con un análisis de Booz & Company, podría estar disponible por aproximadamente 30 dólares por tonelada para 2020. En términos más generales, la tecnología de gasificación del carbón podría ofrecer un camino potencial para emplear carbón y evitar la necesidad de emplear la costosa separación posterior a la combustión. Desafortunadamente las tecnologías tradicionales de poscombustión con el método CCS se volverán económicas sólo si los precios del gas natural aumentan significativamente. Sin embargo, las nuevas tecnologías de gasificación podrían estar apareciendo y ser rentables con precios del gas más ba jos. Actualmente estas tecnologías existen sólo a pequeña escala, pero su potencial para causar un impacto extraordinario no debería pasarse por alto. Su impacto cortaría dos caminos. Por un lado, reviviría las fortunas de la minería del carbón, reemplazando al gas natural licuado como fuente de suministros incrementales de gas. Por otro lado, aceleraría el cambio de la generación convencional a partir del carbón. El gas natural parece ser actualmente una apuesta más razonable para la generación de energía. Pero el panorama para el gas depende de la disponibilidad de suministros suficientes a un precio razonable. Tal como señalamos en el capítulo 6, las perspectivas para el gas natural son brillantes en Norteamérica, dadas las ampliadas estimaciones de las reservas potenciales que incluyen fuentes de gas poco convencionales. Otras regiones, sin embargo —notablemente la Unión Europea—, necesitarán importar gas para compensar la disminución de las provisiones internas, principalmente en la forma de gas natural licuado, para el suministro incremental. De esta forma, quizá a largo plazo, el gas natural licuado establecerá el precio para todo el gas natural. Pero el gas natural licuado es una mercancía comercializada mundialmente con un precio más o menos global, como el petróleo crudo, no una colección de mercados locales y/o regionales separados, como la electricidad. Los productores de energía también podrían apostar a que el renacimiento de la energía nuclear resultará ser real. La energía nuclear se

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volverá cada vez más atractiva si se promulga la restricción de emisiones de gases con efecto invernadero. Y si el precio del gas natural aumenta, la generación de energía nuclear se mantiene como la principal alternativa económica al gas natural como una fuente de electricidad baja en gases con efecto invernadero, poniendo una tapa efectiva sobre los precios mundiales del gas natural licuado. Pero como se vio en el capítulo anterior, los costos de construcción de capacidad nuclear son inciertos y la variedad de las preocupaciones sobre protección y seguridad involucradas en la toma de decisiones para construir plantas nuevas es tanto una cuestión política y social como económica. No obstante, la naturaleza global del mercado del gas natural licuado hace de la alternativa nuclear algo efectivamente disponible en todas partes. Si el precio global del gas natural licuado (y el precio relacionado con las emisiones de GHG) aumenta demasiado, entonces una compañía productora de energía en algún lugar del mundo cambiará su próxima planta de energía de gas a energía nuclear, y todos los consumidores de energía se beneficiarán del taponamiento de precio resultante. Pero dados los costos y riesgos de la energía nuclear el fuerte apoyo gubernamental probablemente sería una condición previa para fomentar el desarrollo a gran escala de la generación de energía nuclear. La apuesta final está en las fuentes renovables de energía, especialmente en la energía eólica y la solar. No hay duda de que éstas se encuentran entre las alternativas más prometedoras para satisfacer a largo plazo las necesidades futuras de electricidad del mundo. Las fuentes renovables, como hemos visto, podrían lograr avances de dos dígitos en la participación del mercado de la generación de electricidad para 2020 si los avances tecnológicos y los subsidios gubernamentales continúan y los pronósticos de la industria prueban ser precisos. Estas fuentes han estado captando enormes cantidades de atención en los últimos años y están atrayendo grandes cantidades de inversiones de capital y subsidios gubernamentales, especialmente en Estados Unidos y Europa. Pero los riesgos comerciales para los productores de energía son altos en el ambiente económico actual, 154


dado que se mantienen competitivos en gran medida sobre el costo sin subsidios (CFR, por sus siglas en inglés). Uno de los determinantes clave para las fuentes renovables de energía probablemente sea el alcance y la duración del apoyo gubernamental. Las incertidumbres y dudas que rodean el rompecabezas sobre la generación de energía nos han estado agobiando durante los últimos años, conduciéndonos a la actual situación de inquietud e inactividad en el rubro de la construcción de nueva capacidad de generación de energía en los países desarrollados. ¿Cuán rápido y seriamente proseguirán los gobiernos las restricciones de gases con efecto invernadero? ¿Se mantendrán los precios del combustible fósil lo suficientemente altos en el futuro como para mantener a la energía nuclear y a la renovable competitivas con otros combustibles? ¿Qué tan importante llegará a ser el factor del ampliado suministro de gas poco convencional? ¿Puede la tecnología de “limpieza del carbón” con captación y almacenamiento de carbono desarrollarse y disminuir lo suficientemente rápido como para llenar el vacío de capacidad? ¿Cuán costosa probará ser, en última instancia, la nueva tecnología? ¿Cuán rápidamente sucederán los avances tecnológicos en energía solar? Para muchos que trabajan en la industria de generación de energía la respuesta a estas incertidumbres —y una de las apuestas más seguras para muchas compañías— podría ser ir tras una amplia gama de fuentes de energía. (Ver el siguiente texto “Donde la política se encuentra con la aritmética”.) DONDE LA POLÍTICA SE ENCUENTRA CON LA ARITMÉTICA por David Gee Mientras confrontamos el problema de asegurar suministros de energía adecuados para un futuro que limitará el uso del carbón todo el mundo está buscando la bala de plata, algo de tecnología mágica que va a resolver los problemas energéticos del mun-

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do. Pero no hay bala de plata. De hecho, hay retos, al menos a corto plazo, con todas las soluciones potenciales. Por ejemplo, actualmente una de las ideas equivocadas es que podremos satisfacer fácilmente toda la demanda futura con energías renovables y, por consiguiente, volver obsoleta la necesidad de construir plantas de combustible fósil. Las energías renovables son mucho más difíciles de ejecutar y más costosas de lo que muchas personas piensan. Un problema es que las energías eólica y solar son fuentes intermitentes, lo cual significa que típicamente sólo cuentan de manera parcial para cumplir las metas de capacidad con fines de planificación de confiabilidad (por ejemplo, algunas veces sólo 10% de su capacidad nominal se considera utilizable en cuanto a propósitos de planificación de confiabilidad). Otro problema es que, si bien hay mucho viento y mucha luz solar, no siempre se encuentran donde existe la demanda de electricidad, así que se necesita construir líneas de transmisión y ello vuelve los proyectos mucho más costosos y crea más oponentes. Por ejemplo, una de las mejores fuentes de viento en Estados Unidos está en el sur de Dakota, pero los grandes mercados, como Chicago, quedan a unos 1 609 kilómetros de distancia. Y los proyectos de energía renovable chocan incluso contra la oposición (por ejemplo, la de NIMBY). El proyecto Cape Wind, a las afueras de Cabo Cod, es un ejemplo excelente. La energía solar es prometedora, pero no resulta económica en este momento y no está claro cuán rápidamente bajarán los costos de la tecnología. Además la capacidad de producción de turbinas de viento y paneles solares es finita y funciona al 100%. La energía de biomasa también es prometedora, pero su cadena de suministro de combustible y los problemas de control de calidad hacen que su radio económico se limite a aproximadamente de 80 a 160 kilómetros de un sitio de planta, restringiendo su volumen potencial total.

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Otra percepción común es que la satisfacción de la demanda puede resolver todos nuestros problemas y tiene costos negativos. Hay múltiples barreras para beneficiarse plenamente de los esfuerzos por la satisfacción de la demanda. El ejemplo más común es el riesgo de agencia de nuevos edificios u hogares. El desarrollador quiere disminuir por adelantado el costo de un nuevo hogar o de un nuevo espacio de oficina para maximizar su comerciabilidad, de forma que tenga un incentivo limitado para pagar los costos más altos de una construcción más económica y más eficiente en términos energéticos (por ejemplo, las ventanas de triple cristal en nuevos edificios de oficina). Mientras profesan interés en la eficiencia energética, la mayoría de los compradores aún se concentra en los costos por adelantado. Todos éstos son problemas muy pragmáticos y prácticos. Aquí es donde la política se encuentra con la aritmética. De manera que, sí, podemos añadir capacidad con las energías renovables o con programas de satisfacción de la demanda, y desde un punto de vista político, deberíamos hacerlo absolutamente. Sólo que va a resultar más difícil y costoso de lo que muchas personas piensan y no vamos a poder construir nueva capacidad de energía renovable en algo parecido a los volúmenes que algunas personas están difundiendo. Mientras que estas acciones son políticamente atractivas, si realizamos la aritmética sobre cuánto impacto pueden tener en la realidad las energías renovables o la satisfacción de la demanda de corto a mediano plazos, forman parte de —pero no son la única— la solución. Simplemente no hay volumen suficiente para satisfacer el crecimiento en la demanda. Además casi todos los programas de combustibles no fósiles incrementarán los costos de la energía por encima de los niveles a los que, de otra forma, hubieran estado. En algunos casos ya empezamos a ver las comisiones estatales de servicios

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públicos plantear preguntas concernientes a los costos de estos mandatos, otra forma en que la aritmética se encuentra con la política. El carbón es la solución más económica para la generación de energía, pero se ha convertido en la bestia negra de la industria por la incertidumbre de los costos de las tecnologías de captación y retención de emisiones de CO 2. Todavía hay algo de interés en construir plantas de carbón por parte de nuestros clientes estadounidenses justo ahora. Con el gas natural la tecnología es sencilla, pero hay gran incertidumbre sobre los precios en el futuro. No obstante, el gas parece ser la propuesta más popular para lograr la nueva capacidad a corto plazo, la cual por sí misma podría imponer más presiones al alza sobre los precios del gas. Con la energía nuclear estamos viendo muchas solicitudes de licencia para construir plantas nuevas en Estados Unidos, pero los compromisos de capital son enormes y los costos inciertos; los costos de ingeniería, adquisición y construcción (EPC, por sus siglas en inglés) han estado asombrosamente altos en los últimos años. Es probable que menos de 10 a 15 nuevas plantas se construyan en los próximos años, y ninguna de éstas estará operando antes de 2017. Para todo tipo de proyectos energéticos, alrededor del mundo la demanda de nuevas plantas e infraestructura ha estado tan alta que los costos de EPC han aumentado bruscamente. Todo se está volviendo cada vez más intenso en cuanto a capital. Lo que necesitaremos hacer es alejarnos de la mentalidad de la bala de plata y, en vez de eso, hacer frente al reto más aburrido y ejecutivamente intenso de ir tras una amplia gama de soluciones energéticas: renovables, satisfacción de la demanda, carbón, gas, y así sucesivamente. No hay una única tecnología o fuente de energía que sea lo suficientemente grande como para constituirse en la única respuesta.

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David Gee es vicepresidente ejecutivo de AES Corp. y presidente de su grupo en Norteamérica. AES, con base en Arlington, Virginia, genera energía a través de 121 plantas localizadas por todo el mundo a partir de un amplio rango de fuentes de combustible, incluyendo gas natural, carbón, petróleo, coque, viento, biomasa y agua. La compañía también opera instalaciones eléctricas en seis países y ha anunciado planes para invertir tanto como 10 000 millones de dólares durante los próximos 5 a 10 años en energía alternativa, incluyendo generación eólica, gas natural licuado y tecnologías visionarias sobre el cambio climático.

En el futuro cercano el camino más probable para la industria de generación de energía para los países desarrollados parece descartar un mayor desarrollo del carbón y favorecer al gas natural como el combustible preferido para lograr la nueva capacidad incremental. Éste es desde luego el caso de Norteamérica. Habrá algunas posibilidades de tener incrementos en la capacidad nuclear en Estados Unidos, pero necesitarán ser conducidos por la política del gobierno y, posiblemente, financiamiento gubernamental. En Europa y otras regiones las negociaciones serán más duras al balancear los imperati vos de las restricciones de gases con efecto invernadero con la exposición geopolítica de usar importaciones de gas natural y los riesgos y costos de la energía nuclear. Alrededor del mundo la participación de las energías renovables se incrementará, pero impidiendo aumentos significativos en el apoyo gubernamental sucederán demasiado lento como para tener un efecto significativo en la mezcla total de combustibles durante las próximas dos décadas. Pero mientras que los problemas para resolver el rompecabezas de la generación de energía podrían resultar formidables, así son las oportunidades. El sector de la energía eléctrica, en todo el mundo, está atrasado por un auge en la construcción. Los gobiernos e inversores necesitan construir nueva capacidad para reemplazar las plantas más antiguas, en tanto construyen también nuevas para satisfacer el crecimiento anticipado, especialmente en el mundo en desarrollo.

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La demanda combinada para el reemplazo de plantas antiguas y la construcción de nuevas plantas significa que cerca de dos tercios de la capacidad generadora de la energía que estará en las líneas en 2030 aún tienen que ser construidos, proporcionando una enorme esfera de acción para efectuar el cambio. Mientras tanto los inversores están gastando masivamente en investigación, desarrollo y comercialización de las nuevas tecnologías. Dada la magnitud de la oportunidad de negocio que producirá en las próximas décadas el cambio energético, son posibles las innovaciones significativas en la generación futura de energía; quizás incluso el desarrollo del avance en tecnologías que cambiarán las reglas del juego existentes.

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9 CONCLUSIÓN: APROXIMACIÓN AL CAMBIO ENERGÉTICO TAL COMO HAN MOSTRADO los capítulos previos

de este libro, la actual inquietud en los mercados energéticos es una señal de cambios profundos en los paisajes industrial, comercial y del consumidor en el mundo, cambios que continuarán en las décadas venideras. Nuestra civilización está descubriendo que la forma en que produjimos y usamos la energía durante todo el siglo XX es insostenible en el XXI. Ha comenzado el cambio hacia un mundo con un uso menos intensivo del petróleo y menos emisor de carbono que cuenta en gran medida con nuevas tecnologías. ¿Pero cómo acabará esto en los próximos 5 a 20 años? No hay carencia de predicciones ni pronósticos. Algunos obser vadores son alarmistas, advirtiendo que hemos esperado demasiado tiempo para actuar y que el mundo experimentará inevitablemente serias perturbaciones económicas y ambientales. Otros son utópicos, afirman que resolveremos todos nuestros problemas con un sencillo plan tipo “bala de plata”. Los principales pronosticadores

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intentan sinceramente predecir los precios futuros, las tendencias de la demanda y la oferta y la participación de mercado para diversos combustibles hasta por décadas. Todas estas predicciones quizá sean erróneas y, si la historia es alguna guía, muchas de éstas resultarán, en efecto, erróneas. Hace cinco o diez años muchos expertos previeron el aumento en la demanda energética entre las naciones asiáticas en proceso de industrialización, pero subestimaron los límites sobre la respuesta de la oferta y la subida en los costos de capital. Muy pocos, si es que hubo algunos, imaginaron que los precios del petróleo se dispararían al nivel alcanzado en 2008 de más de 100 dólares por barril. Para pensar efectivamente sobre el futuro de la energía se necesita simplificar, considerar los factores más críticos que, dependiendo de su velocidad y amplitud, moldearán el cambio energético que avanza. Hay, sobre todos los otros, tres factores importantes por considerar. El primero es el camino futuro de la regulación global de gases con efecto invernadero, el segundo es el nivel de preocupación futuro sobre la seguridad energética, y el tercero es el ritmo futuro del desarrollo tecnológico. Cada nación, compañía e indi viduo debería buscar entender y considerar cuidadosamente estos tres factores, ya que la forma en que se desenvuelvan determinará el éxito o fracaso de las decisiones que tomemos hoy en relación con la energía.

EL CAMBIO HASTA AHORA El cambio energético ya está en marcha, conducido por la demanda en aumento, los limitados suministros y —más recientemente— las preocupaciones por las emisiones de CO 2 y su vínculo con el cambio climático. El consenso científico sobre los peligros del calentamien-

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CONCLUSIÓN: APROXIMACIÓN AL CAMBIO ENERGÉTICO

to global ha calado hondo en la opinión política y pública y algunas políticas energéticas ya se han reorientado alrededor de soluciones bajas en carbono. Las corporaciones ubicadas tanto en el sector de transporte como en el de generación de energía han hecho de las alternativas energéticas una parte crítica de su estrategia. “Mejor crea que (el cambio climático) va a ser un problema importante”, dijo Fulvio Conti, CEO de Enel, en una entrevista reciente sobre la estrategia de su propia compañía, “porque luego podría ser demasiado tarde para resolver el problema. Y la sustentabilidad ambiental también resulta ser una buena propuesta empresarial. Si eres una compañía energética tienes que trabajar con esta realidad. Quieres tener el abastecimiento más diverso posible de tus materias primas para llegar a una posición donde puedas combatir efectivamente el cambio climático”. En transporte, el cambio fuera del petróleo ha creado gran interés e inversiones significativas en los combustibles alternativos y trenes de potencia. Un rango de tecnologías es ahora viable, incluyendo el biocombustible, combustible flexible y los automóviles híbridos. Además, los híbridos conectables (y los vehículos completamente eléctricos y alimentados por hidrógeno) son ahora técnicamente factibles. Brasil ha demostrado que los biocombustibles pueden suministrar las necesidades de transporte a escala masiva, aunque persisten las preocupaciones por el uso del suelo y el impacto del carbono de los biocombustibles. El automóvil híbrido es el tren de potencia alternativo más exitoso hasta ahora y parece listo para ganar una participación de mercado significativa adicional en el futuro cercano. El interés del consumidor es intenso en muchas naciones y los fabricantes de automóviles (muchos de ellos se han decidido gracias a los acontecimientos de los últimos años) están apresurándose a poner los nuevos modelos híbridos en producción. La próxima iteración de los trenes de potencia automotores ambientalmente amistosos, el híbrido conectable, está muy cerca de la pro-

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ducción en masa y las condiciones de mercado parecen favorables para su adopción. En el sector de generación de electricidad, la perspectiva de un futuro más bajo en carbono ya ha tenido efectos significativos sobre la industria de carbón y los productores de energía, conduciendo al retraso o cancelación de cientos de nuevas centrales eléctricas de carbón que se han propuesto durante los últimos años. Al mismo tiempo ha causado un aumento del interés en construir centrales eléctricas de gas natural. También ha dado un impulso tremendo a las fuentes alternativas de energía para la generación de energía, aclarando el panorama para la energía eólica y solar, aunque todavía proporcionan sólo una pequeña tasa de la electricidad mundial. Por último, ha conducido a una reconsideración de la energía nuclear. Hace unos años la energía nuclear parecía muerta; hoy, otra vez está en marcha la construcción de nuevas plantas, pero aún está limitada a algunos países y regiones y todavía en sus primeras etapas.

EL CAMBIO AVANZA Pero hasta ahora, a pesar del cambio radical en la opinión pública, los torrentes de atención de los medios, y el aumento en todo el mundo de las actividades en investigación, desarrollo y planeación, no ha habido un cambio suficiente en la realidad de la producción de energía para acortar significativamente el horario para el cambio energético. Las fuentes renovables de energía bajas en carbono aún suministran sólo una pequeña fracción de las necesidades globales de energía. Con la demanda, que probablemente se duplicará durante las próximas dos décadas, lo más probable es que el uso de combustibles fósiles simplemente se duplicará también, incluso conforme el uso de combustible bajo en carbono se expanda. Y las emisiones mundiales de gases con efecto invernadero se incrementarán inexorablemente.

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Cuán rápidamente el cambio a combustibles bajos en carbono tendrá lugar tanto en el transporte como en la generación de energía (así como en la composición de la combinación o mezcla absoluta de energía del mundo en 2030 y más allá) dependerá en gran medida de cómo se resuelvan tres áreas importantes de incertidumbre. En cada una de estas tres áreas vemos una incertidumbre general —un reto que espera ser resuelto, con la solución aún poco clara–. En otras palabras, hay tres bifurcaciones por delante, tres puntos de decisión con impresionantes implicaciones de primer orden para las compañías ubicadas en la propia industria energética y grandes implicaciones de segundo orden para el resto de nosotros. La primer área de incertidumbre es el futuro de la regulación de los gases con efecto invernadero. Los apoyos popular y político para combatir el cambio climático han avanzado impresionantemente durante la última década. Sin embargo, de esta forma se ha invocado a pocos contribuyentes y consumidores a pagar los costos. La reducción en emisiones que los expertos piensan se necesita para evitar un daño permanente relacionado con el clima a la civilización humana y a la ecología global será costosa. Permanece para que se vea si el ímpetu por el cambio se fortalecerá cuando los precios de los combustibles para transporte y de bienes energéticamente intensivos aumenten lo suficiente como para hacer que comparativamente los costos de innovación parezcan bajos. Y si los costos del combustible se nivelan o disminuyen, aún no queda claro si la regulación gubernamental, basada en las preocupaciones por el cambio climático, forzarán las innovaciones necesarias de cualquier forma. Además la naturaleza del cambio climático a nivel de todo el planeta significa que la regulación regional o nacional tenderá a ser ineficaz a menos que se pueda alcanzar un acuerdo global. Negociar tal acuerdo podría probar ser uno de los ejercicios más difíciles en la historia de la diplomacia internacional. El principal tropiezo para implementar la política mundial del cambio climático en los países

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desarrollados a la fecha —la oposición de Estados Unidos— parece que probablemente se desvanecerá. De esta manera es probable que la atención pública se concentre en los cambios ocurridos en la política de Estados Unidos y en las negociaciones que conduzcan la siguiente ronda de pláticas globales para promulgar un sucesor del Tratado de Kyoto, programado para finales de 2009 en Copenhague. El único desarrollo más importante por vigilar —el meollo de esta bifurcación— es si las principales naciones industrializadas, quizá bajo el auspicio del G8 (Canadá, Francia, Alemania, Italia, Japón, Rusia, Reino Unido y Estados Unidos), prueban tener tanto disposición como capacidad para alcanzar un acuerdo con las naciones en vías de industrialización importantes, particularmente China e India, para reducir significativamente las emisiones de CO 2. Estas últimas tal vez insistirán en transferencias de riqueza y tecnología para ayudarlos a instalar tecnología libre de carbón en plantas nuevas y reemplazar las contaminantes plantas de carbón, ya sea con tecnologías de energía libre de carbón, nuclear, de gas o renovable. Los costos serían considerables y vender esta idea a los contribuyentes de las naciones en desarrollo podría probar ser desafiante. Si la incertidumbre por la regulación de los gases con efecto in vernadero se resuelve a través de la promulgación de un sistema global que incluya tanto naciones desarrolladas como en proceso de industrialización, los altos costos serán el mandato para las emisiones de CO2, y de esta forma para todos los usuarios de combustibles fósiles. El impacto será impresionante e inmediato para muchos sectores muy grandes de la economía mundial, incluyendo a los productores de energía, instalaciones eléctricas y compañías de transporte. En un mundo con altos costos conferidos por mandato para las emisiones de CO2 la ventaja competitiva de las compañías cuyas fortunas se basan en los combustibles fósiles sufriría, incluyendo, en términos generales, todas las compañías que son titulares en las industrias de carbón y petróleo. Por otro lado, las oportunidades se abrirían para toda la gama de compañías que están persiguiendo las

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alternativas bajas en carbono. Las energías nuclear y renovable recibirían el impulso que necesitan si es que se expandirán a un ritmo mucho más rápido. Las compañías energéticas que invirtieron tempranamente en estas tecnologías tendrían un inicio ventajoso sobre sus competidores y podrían verse favorecidas por la expansión. Los líderes corporativos ubicados en estas industrias, por supuesto, son plenamente conscientes de esto y están estudiando de cerca las implicaciones e ideando estrategias para sobrevivir en cualquier ambiente que predomine. (Ver el siguiente texto, “Listos para una lucha, esperando un plan”.) Algunos de ellos, inevitablemente, se sentirán forzados a apostar fuerte en la innovación del combustible no fósil. Dados los costos puestos en marcha, estas apuestas convertirán a las compañías en líderes industriales globales si tienen éxito, y les será devastador si fracasan. LISTOS PARA UNA LUCHA, ESPERANDO UN PLAN por Graeme Sweeney La sociedad se enfrenta a decisiones críticas sobre cuánto quiere que el sistema energético global se desarrolle durante los próximos 50 años. Estamos viendo un cambio en la tasa de crecimiento de la demanda energética. El suministro de petróleo convencional y gas natural, que es relativamente fácil de extraer, no podrá continuar. Esto no es decir que el petróleo está agotándose repentinamente, pero tal como está aumentando la demanda energética, muchos de los campos de petróleo convencional del mundo van en disminución. De hecho, todas las fuentes de energía del mundo —hidrocarburos, energías renovables y energías alternativas juntos— lucharán para satisfacer la demanda. La sociedad tendrá que alcanzar nuevos niveles de eficiencia energética y vamos a necesitar toda la energía que podamos conseguir.

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Al mismo tiempo las presiones ambientales —tanto del cambio climático como de contaminación local— se están incrementando y poniendo limitaciones sobre la manera en que los productores de energía pueden actuar. Si usted mira los escenarios posibles para el futuro, dos rutas parecen posibles. Un camino es un escenario de “lucha”, donde compañías y naciones se apresuren a garantizar los recursos energéticos temiendo que la seguridad energética sea un juego de suma cero en el que algunos ganarán mientras otros pierden. En este escenario el uso de carbón local y de biocombustibles regionales se incrementa muy rápido, tomando el camino de menor resistencia, y quienes elaboran las políticas muy probablemente pondrán algo de atención para frenar en efecto el consumo de energía hasta que realmente se queden sin provisiones. Asimismo, a pesar de tanta conversación, las emisiones de gases con efecto invernadero no están seriamente dirigidas sino hasta que conmociones importantes desencadenen reacciones políticas severas, conduciendo a aumentos y volatilidad del precio energético. El resultado es un mundo turbulento e incómodo. La segunda ruta es un escenario de “planes”, donde los retos de la seguridad energética, el suministro de energía y el cuidado del ambiente son anticipados, y surgen coaliciones dispuestas en el sector privado y a niveles gubernamentales locales y nacionales para tomar la iniciativa. Mucha innovación ocurre. A nivel local, las ciudades importantes desarrollan conexiones con la industria para reducir las emisiones locales. Los gobiernos nacionales introducen estándares de eficiencia, impuestos y otros instrumentos políticos; la armonización se incrementa y en todo el mundo las políticas convergen. Establecemos una capacidad sustancial para la captación y almacenamiento del dióxido de

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carbono. El resultado es un sistema energético más estable y un mucho mejor resultado ambiental. Royal Dutch Shell plc tiene una estrategia para asegurar que tenemos una clara preferencia por vivir y trabajar en un mundo donde el plan de enfoque conduce a un sistema energético y a un medio ambiente más estables. Este futuro ofrece una mejor vía, no sólo para proporcionar suficiente energía para el crecimiento económico sino también para administrar las emisiones de gases con efecto invernadero. Creemos que Shell tiene un papel que jugar mediante el incremento en la eficiencia de nuestras operaciones, estableciendo una capacidad sustancial para captar dióxido de carbono y almacenarlo con seguridad, continuando la investigación y el desarrollo de tecnologías que incrementen la eficiencia y reduzcan las emisiones, dirigiendo el desarrollo sostenible de los biocombustibles y otras fuentes de energía bajas en CO2 y promoviendo el uso responsable de la energía. Estamos comprometidos a trabajar con la sociedad y los gobiernos para avanzar hacia ese mejor futuro. Sucederá sólo si quienes elaboran las políticas pueden ponerse de acuerdo en todo un conjunto de enfoques y promover activamente la eficiencia energética y nueva tecnología para sectores importantes de la economía, incluyendo la generación de energía y calor, la industria, el transporte y los edificios. El tiempo es corto. Tenemos que movernos con la misma urgencia, inventiva y persistencia que pusieron a los humanos sobre la Luna y crearon la era digital. Graeme Sweeney es vicepresidente ejecutivo de combustibles futuros y CO2 en Royal Dutch/Shell Group. Previamente ha ocupado numerosos puestos en la compañía, incluyendo ser presidente de Shell Global Solutions en Estados Unidos y vicepresidente del suministro de fabricación y distribución para Shell Europe Oil Products. El doctor Sweeney ha sido elegido como presidente del Advisory Council of the European Technology Platform of Zero Emission Fossil Fules (ETP-ZEP, por sus siglas en

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inglés). También es miembro del Gleneagles Dialogue Project Steering Board y de la UK Energy Research Partnership.

Los efectos de segundo orden también tendrán impactos generalizados a lo largo de todas las industrias. Muchos administradores apenas empiezan a darse cuenta de cómo podrían salir afectadas sus compañías. Industrias de uso intensivo de energía, tales como siderúrgicas e industrias de fundición de aluminio, verían aumentar sus estructuras de costos. Pero cualquier compañía que maneje bienes transportados a través de largas distancias también se vería afectada por precios más altos del transporte. Esto podría afectar las decisiones a largo plazo de localización externa, por ejemplo. Algunas manufactureras procederán a trabajar más cerca de los mercados al por menor y el futuro favorecerá algunos fuertes cambios en logística: por ejemplo, los pasos de la cadena de suministro, donde el flu jo de mercancías pueda ser reconfigurado rápidamente mientras el combustible y las alternativas de transporte cambian. Las medidas de la eficiencia energética también se verían favorecidas en este futuro, aunque el “fruto colgante bajo” de ahorros fáciles ya ha sido llevado a cabo en muchas partes de la industria. Sin embargo, si la incertidumbre de la regulación de los gases con efecto invernadero se resuelve mediante un fracaso en alcanzar un acuerdo con todo el mundo, el cambio energético avanzará mucho más lentamente, conduciendo a impactos muy diferentes en la industria. El impulso de reducir el crecimiento de las emisiones de CO 2 probablemente se disiparía. Cada una de las naciones tendría menos de un incentivo para acordar los límites y podría poner primero sus inversiones nacionales en la seguridad energética y el desarrollo económico, conduciendo a un retroceso. Hay alguna evidencia de que esto ya está sucediendo. En muchas naciones desarrolladas, inclu yendo Italia y Estados Unidos, las solicitudes para construir nuevas centrales eléctricas de carbón se aprobaron en años recientes y mu-

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chas plantas nuevas de carbón se están construyendo en naciones en desarrollo, como China e India. Además es muy poco probable que los gobiernos nacionales continúen aportando subsidios para energía solar y eólica (muchos de dichos subsidios son a corto plazo) o incrementando incentivos y apoyo regulatorio para construir capacidad nuclear. El cambio total a fuentes de energía más bajas en carbono podría tomar mucho más tiempo y la actual incertidumbre del futuro de la energía continuaría, con los incentivos actuales permaneciendo donde están. Incluso si el ritmo de regulación fuera más lento algunas medidas, como el paso de la cadena de suministro flexible, aún valdrán la pena. Sin embargo, la urgencia disminuirá y tomará más tiempo darse cuenta de las inversiones hechas en tales medidas. Muy pocas compañías ganadoras podrían construir reputaciones a largo plazo por adoptar en forma temprana la logística baja en carbono, pero podrían pasar 20 años o más antes de que sientan todo el impacto. La segunda área importante de la incertidumbre es la seguridad energética. Las preocupaciones por la estabilidad política de los suministros de petróleo han sido y continuarán siendo un conductor importante de las políticas energéticas nacionales y regionales. Nue vamente vemos una posible bifurcación: si los mercados energéticos mundiales continuarán volviéndose más globales, con un comercio en aumento en los recursos energéticos y las tecnologías energéticas, o se volcarán hacia el comercio interno por regiones y naciones. En un mundo en el que el comercio de la energía continúa expandiéndose, diferentes combustibles y tecnologías tenderán a competir globalmente basados en sus características intrínsecas, incluyendo costo, conveniencia e impacto ambiental. Esto tendrá un impacto particular sobre el uso del gas natural, el cual, por el desarrollo de la infraestructura del gas natural licuado, está convirtiéndose cada vez más en una mercancía global que es especialmente adecuada para la generación de electricidad (por su producción relativamente baja de gases con efecto invernadero).

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Pero si las preocupaciones por la seguridad energética empujan a naciones y negocios hacia soluciones más regionales y nacionales, las decisiones sobre las fuentes de energía futuras serán dirigidas más por cuestiones de geografía y disponibilidad de recursos que por factores económicos o ambientales. Con más de 40% de las reser vas totales de gas natural concentradas en Medio Oriente y 15% en Irán (aunque un estudio reciente estima que las reservas de Estados Unidos podrían ser mucho mayores de lo que estimaciones pasadas sugirieron), el futuro del gas como un artículo global ampliamente disponible podría volverse incierto. El pronóstico de un mercado energético fragmentado se vuelve aún más probable si los productores importantes de gas, incluyendo Rusia y las naciones de Medio Oriente, forman un cártel como la OPEP. (El gobierno iraní propuso tal arreglo en 2007 y ha mantenido pláticas con otras naciones productoras de gas.) Las naciones consumidoras de energía buscarían cualesquiera fuentes que encontraran sin costo político. Y esto incrementaría la presión para desarrollar tecnología libre de carbón y acelerar el desarrollo de las energías eólica, solar y nuclear. Además las crecientes preocupaciones por la seguridad energética animarían a los países importadores de energía a actuar más puramente en su propio interés y a poner menos atención a los obstáculos ambientales. Estados Unidos, por ejemplo, quizá desarrollaría más biocombustibles a gran escala para expandir la extracción de petróleo de la costa y el ártico y para explotar sus grandes reservas de arenas petrolíferas, esquisto bituminoso y carbón como una cuestión de rutina. Otras naciones de Asia y Latinoamérica harían lo mismo con sus propias reservas. Tal vez Europa cambie a las importaciones de carbón, al desarrollo a gran escala de biocombustibles y a la energía nuclear para reducir su dependencia del gas natural de Rusia y Medio Oriente. Esta industria energética global más fragmentada tendría serias implicaciones para las compañías con cadenas de suministro globales e integradas, demandándoles una vez más construir con más flexibilidad para poder arreglárselas con las diferencias regionales y

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nacionales en el uso de la energía. Algunas compañías podrían tener que seleccionar en qué regiones operar con base en su habilidad para alcanzar acuerdos cooperativos con los gobiernos involucrados. La tercer área de incertidumbre es el ritmo de la innovación tecnológica. En muchas esferas de producción y consumo de energía la investigación y el desarrollo que podrían cambiar significativamente las normas del juego de la energía están en marcha actualmente. Como lo hemos señalado a lo largo de este libro, el desarrollo tecnológico es difícil de predecir, particularmente en la energía, porque la invención de nuevas tecnologías no es suficiente. Pero estamos en la etapa de la historia donde cambios tecnológicos aparentemente pequeños podrían desencadenar innovaciones importantes en todo el sistema en un marco de tiempo de 10 ó 20 años. En la generación de energía, por ejemplo, un avance en la tecnología de retención y almacenamiento del carbono podría conducir a un renacimiento en la producción de electricidad alimentada por carbón, dando una ventaja a las compañías energéticas que ya tienen líneas de suministro de carbón y ejerciendo presiones crecientes de costo en toda la gama de combustibles alternativos, desde el gas natural hasta las energías renovables. Por otro lado, un cambio anticipado en la eficiencia y el almacenamiento de la energía solar podría retar muchas de las suposiciones existentes sobre la generación de electricidad. En ambos casos los efectos de segundo orden serían vastos. Considere los ferrocarriles, sólo una parte de la extensa cadena de suministro que se acumuló durante décadas para trasladar el carbón. En un mundo en el que se favorece el carbón limpio los ferrocarriles se vuelven incluso más importantes; en un mundo en el que la energía solar es ascendente, una de las principales actividades de los ferrocarriles podría ir desapareciendo y sus activos más grandes podrían convertirse en los derechos de paso para encadenar las líneas de transmisión de energía eléctrica donde se usan los trenes para transportar carbón.

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El impacto de los avances tecnológicos podría ser similarmente consecuencial para los fabricantes de automóviles y sus proveedores. Si los avances tecnológicos en los trenes de potencia alternativos son lentos para desarrollarse, el motor de combustión interna podría mantenerse competitivo por muchas décadas. Los biocombustibles podrían convertirse en una alternativa cada vez más atractiva, conduciendo a cambios importantes en el uso y la infraestructura de tierra. Pero, ¿qué sucedería si las innovaciones en los trenes de potencia alternativos se realizaran rápidamente? La industria informática es famosa por la ley de Moore: la observación, realizada primero por el ingeniero Gordon Moore de Intel, de que la potencia de las computadoras por dólar se estaba duplicando aproximadamente cada 18 meses y continuaría haciéndolo. La ley de Moore ha demostrado ser verdadera por cuatro décadas y ha sido la principal y formidable fuerza empleada para lograr la prosperidad global y calidad de vida (y ha reforzado la riqueza de muchas compañías e individuos). La presencia de un equivalente a la ley de Moore en la tecnología de las baterías es menos conocida: la eficiencia de las baterías ha estado mejorando constantemente a una tasa de casi 7% anual durante las últimas dos décadas. Esto significa que se duplica aproximadamente cada ocho años, no tan rápido como la potencia de las computadoras, pero lo suficiente como para acelerar drásticamente el cambio energético en el transporte para 2030, al menos si continúa o incluso mejora. (Y se están gastando miles de millones de dólares en investigación y desarrollo para acelerar esta tendencia.) Una vez que las baterías se vuelvan lo suficientemente baratas y eficientes como para hacer a los automóviles completamente eléctricos más prácticos y rentables, podríamos ver la obsolescencia de la infraestructura que se ha establecido para fabricar, refinar, transportar y vender productos derivados del petróleo. Los biocombustibles podrían ser superados y, al mismo tiempo, una enorme fuente de demanda energética nueva se abriría para las instalaciones eléctricas.

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Un indicador importante para rastrear el impacto potencial de la tecnología es vigilar dónde colocan sus apuestas los gobiernos y cuán grandes son estas apuestas. En la generación de energía las políticas gubernamentales son las que han conducido los cambios notables entre los combustibles para generación de energía en el pasado. Por ejemplo, en Francia, una falta de recursos de combustible fósil condujo a la creación de la capacidad nuclear del país, la cual proporciona una cuota más grande de electricidad actualmente que en cualquier otra nación. Otro ejemplo es Dinamarca, donde el conductor para la independencia energética después de las crisis petroleras de la década de 1970 dio a luz a su industria líder de energía eólica. También en transporte los cambios pasados en el uso de combustible han sido en gran medida resultado de las políticas gubernamentales. La decisión de Brasil de crear una industria e infraestructura con base en el etanol en la década de 1970, por ejemplo, estableció la etapa para la adopción a gran escala de los vehículos de combustible flexible; la decisión colectiva de Europa de proporcionar ventajas fiscales para el diesel sobre la gasolina creó las condiciones para el cambio a los trenes de potencia de diesel durante la última década.

ESTRATEGIAS PARA ACELERAR EL CAMBIO ¿Entonces qué pasa cuando combinas una fuerza social aceleradora (la regulación de los gases con efecto invernadero), una escena política vacilante (seguridad energética) y una potencial discontinuidad floreciente (cambio tecnológico)? La respuesta breve es que nadie sabe. No hay ejemplos evidentes en la historia.

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Pero es posible sugerir algunas estrategias en todo caso, tanto a niveles macro (nacional e internacional) como micro (concentrado en las compañías). Al mirar en retrospectiva la historia de la energía sabemos que los cambios importantes a menudo han tomado muchas décadas para ocurrir. El primer buque de vapor comercialmente viable, por ejemplo, fue lanzado en 1807, aunque no fue sino hasta la década de 1850 que los buques de vapor se volvieron competitivos con los veleros en términos de velocidad, y el buque no suplantó enteramente el poder del velero durante muchas más décadas. En los días recientes de la electricidad la corriente alterna (el tipo de electricidad que alimenta al mundo actual) fue desarrollada en la década de 1880 y la primera planta de energía comercial empezó operaciones en California en 1893. La nueva tecnología permitió la distribución a larga distancia de la energía eléctrica, pero en algunas regiones de Estados Unidos la electricidad se volvió extensamente disponible sólo en la década de 1950. La energía nuclear fue desplegada por primera vez como una fuente de energía eléctrica hace más de medio siglo, en la década de 1950, pero su progreso se detuvo en la década de 1970 como resultado de las preocupaciones por la seguridad aunque, como lo muestra el subsecuente registro de seguridad de la industria, esas preocupaciones eran exageradas. En la actualidad, dadas las demandas futuras para el incremento de energía y las limitaciones impuestas por el cambio climático, el mundo no puede darse el lujo de esperar mucho tiempo para iniciar el cambio hacia el futuro bajo en carbono. Las consecuencias de la inacción simplemente podrían ser demasiado severas y la trayectoria actual del cambio energético es demasiado lenta para producir los tipos de cambios masivos que se necesitan. De esta manera la tarea predominante de quienes elaboran políticas, líderes empresariales, y muchas otras circunscripciones involucradas con la energía es encontrar formas de acelerar el proceso. Se deben perseguir tres estra-

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tegias para acelerar el cambio energético, una en cada una de las áreas de incertidumbre que hemos identificado. La primera estrategia es resolver las incertidumbres concernientes a la fijación de precios para el carbono . Un acuerdo global sobre las emisio-

nes de carbono, uno que incluya tanto a las naciones desarrolladas importantes como a las principales naciones de reciente industrialización del mundo, proporcionaría una guía tanto para quienes elaboran políticas como para la industria sobre los probables costos futuros de diferentes fuentes y tecnologías de energía. Sin una política sobre las emisiones de CO 2 ampliamente apoyada, lo que pase durante la siguiente década tal vez sea lo que pasó la última: incertidumbre acerca de qué tipos de fuentes y tecnologías de energía futuras serán tanto factibles como rentables y, como resultado, retrasos y decisiones subóptimas a corto plazo. Pero alcanzar un acuerdo global sobre el carbono requerirá mecanismos a través de los cuales el mundo desarrollado ayudará a las naciones de reciente industrialización en satisfacer sus necesidades de suministro de energía de una forma ambientalmente responsable. Sin dichos mecanismos son poco probables las reducciones significativas en las emisiones mundiales de CO 2. La segunda estrategia es elevar el concepto de seguridad energética desde el nivel del propio interés nacional hasta un nivel global que refleje la creciente internacionalización e interdependencia de las políticas ener géticas. Mientras que las naciones coloquen la autosuficiencia a corto

plazo sobre la elasticidad de la energía a largo plazo, las preocupaciones por la seguridad energética actuarán como una fuerza desaceleradora en el cambio a combustibles bajos en carbono. En otras palabras, muchas naciones se verán tentadas a buscar una ventaja competitiva explotando los recursos nacionales, aun cuando éstos produzcan resultados ambientales negativos o representen una oportunidad perdida para prosperar a partir de la innovación energética. En la medida en que los gobiernos visualicen la seguridad energética como una preocupación global a largo plazo, sin embargo, y en la medida en

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que visualicen las emisiones de gases con efecto invernadero como un factor que podría complicar sus posiciones de seguridad a largo plazo, la seguridad energética podría convertirse en una fuerza que acelere el cambio energético. En última instancia, las naciones que pongan sus apuestas energéticas a largo plazo en los combustibles bajos en carbono y renovables incrementarán su seguridad energética mucho más que aquellos que tomen la vía rápida de hacer apuestas a corto plazo en combustibles fósiles seguros. La historia energética reciente registrada en naciones tales como Brasil, Dinamarca y Francia —donde las iniciativas políticas de décadas pasadas han conducido a enriquecer la independencia energética actualmente— apoya esta visión. La tercera estrategia para acelerar el cambio energético es que el gobierno y la industria concentren sus apuestas en tecnología futura en las áreas que mantienen la promesa más grande de entregar las enormes cantidades de energía baja en carbono que se necesitarán en las décadas venideras para apoyar el crecimiento económico. En última instancia, por

supuesto, el mercado es el mejor árbitro para decidir qué tecnologías son las más prometedoras y el antecedente del gobierno de seleccionar ganadores y perdedores tecnológicos es imperfecto. Pero la escala de inversión que se necesitará para hacer cambios masivos en el uso de la energía es tan elevada que está asegurado un gran papel para el gobierno. La energía nuclear, por ejemplo, es la tecnología disponible más escalable actualmente para producir electricidad baja en carbono, y la capacidad nuclear necesitará expandirse si el mundo satisfará la demanda futura al mismo tiempo en que reduce las emisiones de carbono. Los gastos de capital que se necesitan para construir plantas de energía nuclear, así como los obstáculos regulatorios, convierten a la energía nuclear en un terreno fértil para las asociaciones público-privadas. Otras áreas donde los avances parecen posibles, y por lo tanto donde se debería concentrar la inversión, incluyen la energía solar para la generación de electricidad, la retención y el almace-

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namiento del carbono para el carbón, la tecnología de baterías para hacer posible la producción de los automóviles híbridos y eléctricos avanzados y una tercera generación de biocombustibles que podrían crear combustibles líquidos sin generar el impacto adverso en el uso del suelo y en los precios de los alimentos. Si estas estrategias sufrieran un colapso el cambio energético aún continuaría. Pero en ese caso el proceso probablemente generaría gran tensión, expectativas incumplidas y dificultades. Si el futuro se desenvuelve en una forma escasa y limitada, entonces viene el 2030, ni la combinación de combustibles que esté siendo usada en el mundo ni el nivel de gases con efecto invernadero que esté siendo producido probablemente serán materialmente diferentes de lo que son en la actualidad. En ese punto, si las advertencias de la comunidad científica mundial resultan ser correctas, el mundo estaría en la incómoda posición de experimentar las consecuencias del calentamiento global con poco tiempo para emprender alguna acción correctiva. Por otro lado, si hay un cambio exitoso en los tres ámbitos fundamentales —controlando las emisiones de carbono, redefiniendo la seguridad energética y desarrollando nuevas tecnologías producti vas— entonces la velocidad del cambio energético se acelerará. Este futuro no vendrá fácilmente. Podría requerir esfuerzo concertado; por ejemplo, las asociaciones público-privadas podrían necesitar desplazarse finalmente de proyectos “de muestra” al desarrollo de infraestructura a gran escala. Hay una sólida experiencia creciente con proyectos de infraestructura, en particular, que sugiere que cuando el gobierno y los líderes empresariales trabajan juntos en una estructura administrativa bien diseñada pueden superar los retrasos, sobrecostos y otras dificultades que obstruyan grandes proyectos. Tal como nuestros colegas Viren Doshi y Daniel Gabaldon sugirieron en un artículo sobre infraestructura publicado en 2007 (“¡Luces! ¡Agua! ¡Movimiento!”), mucho depende de reformar las prácticas establecidas desde hace tiempo, tanto en el lado gubernamental como en el

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empresarial, para el diseño y la aprobación, la supervisión y el financiamiento y la construcción y las operaciones. Por primera vez algunos gobiernos locales líderes están experimentando con estas reformas y descubriendo que su habilidad para construir nuevos sistemas de energía y transporte está mejorando como corresponde.

LA MICRO IMAGEN Hemos argumentado en este libro que las decisiones más críticas serán tomadas por el gobierno o serán el resultado de grandes macrofuerzas como la oferta y la demanda. ¿Por qué, entonces, los encargados corporativos de tomar decisiones tendrían que preocuparse? ¿Por qué poner atención al cambio energético? Para los líderes corporativos que trabajan en la industria energética la respuesta es evidente: ya ven que sus negocios están en la línea. ¿Pero qué hay del fabricante, proveedor de servicios o propietario de un pequeño negocio que está tratando de tomar decisiones para los próximos años (o meses)? Para estar seguro, si está leyendo este pasaje, usted ya reconoce el impacto que el precio de la energía tiene en su negocio u operación. Marca una diferencia si usted paga dos o cuatro dólares por galón de petróleo; importa lo que paga por cada Btu. Pero hay formas más sofisticadas de ver este problema. El suministro de electricidad, por ejemplo —si es fungible y global o limitado y local—, afectará en la medida en que usted puede desplazar operaciones hacia las naciones emergentes. Muchas compañías han revisado completamente sus cadenas de suministro en años recientes para tomar ventaja de los costos más bajos que hay en lugares distantes. En un mundo con suministros de energía fragmentados podría ser más difícil darse cuenta de los beneficios.

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En vez de esperar a que tenga lugar el cambio energético y reaccionar como corresponda, vale la pena mirar ahora los retos que podrían afectar su industria. Por ejemplo, si usted es un minorista de alimentos o un fabricante de prendas de vestir, ya transporta mercancías a largas distancias. Si los costos de hacer esto continúan incrementándose, ¿se verá usted forzado a aumentar los precios? ¿O está preparado para poner en marcha operaciones de cadena de suministro menos costosas con la misma velocidad y confianza con que obtuvo originalmente sus mercancías de todo el mundo? ¿Está preparado, por ejemplo, para transportar algo de sus operaciones de fabricación de prendas de vestir de vuelta a Norteamérica o Europa? ¿O está preparado para unirse a muchas otras compañías en desplazar su sistema de transporte basado en vehículos automotores de vuelta al ferrocarril, con su huella energética menos costosa? Tal como lo señalamos anteriormente, las compañías más elásticas ya están diseñando cadenas de suministro flexibles y elaborando los tipos de alianzas y adquisiciones que les permitirán mantener sus posibilidades abiertas. No es esta la primera vez que hemos visto tal cambio. Algo semejante pasó en la década de 1970 cuando las compañías petroleras ya no pudieron contar fácilmente en obtener petróleo crudo a partir de fuentes particulares de suministro. Los diseñadores de refinerías empezaron a desarrollar e implementar tecnologías “rápidas” que les permitieron producir combustible para automóvil y otros productos a partir de una gran variedad de tipos de petróleo crudo. Se llevó muchos años poner en marcha estas inversiones pero, una vez hechas, la industria de la refinación fue transformada completamente en una parte mucho más resistente del negocio. Otras industrias tendrán que enfrentarse también con efectos de segundo orden. En la industria de servicios informáticos, compañías desde Google hasta Microsoft están invirtiendo en innovación energética como un vehículo que les permitirá continuar incrementan-

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do la capacidad de sus servidores. En compañías de transformación orientadas a los productos básicos, tales como la minería y la fundición de aluminio, algunas compañías se han dado cuenta repentinamente de que su futuro depende de la capacidad que desarrollen en cuanto a eficiencia energética y mejora continua. Las compañías que producen plásticos, tales como policarbonatos, están profundamente afectadas; los costos por transportar marítimamente sus productos hasta plantas manufactureras ubicadas en China, por ejemplo, se han incrementado rápidamente. Los productores de caucho, vidrio y componentes electrónicos también están profundamente afectados. Ya está claro que las industrias que son sumamente dependientes del combustible —aerolíneas, compañías de transporte y compañías de generación de energía— experimentarán una creciente presión para consolidarse. Por ejemplo, en el sector aéreo, los costos del combustible han aumentado a partir de 10% del gasto total anual hasta 30%. Para este sector las dificultades de los últimos años probablemente sean el comienzo; las aerolíneas no pueden sostener su estructura empresarial actual en tanto el cambio energético continúe y las regulaciones que han desalentado las fusiones y adquisiciones ya no podrán seguir influyendo. El único factor que separará a los pocos ganadores de los muchos perdedores será la calidad de su innovación; Southwest Airlines y otros pocos compañeros continuarán teniendo una ventaja, no tanta por su modelo empresarial de punto a punto sino por sus prácticas arraigadas de mejora del modelo empresarial. El cambio energético también proporcionará nuevas oportunidades para muchas industrias. Mientras se desarrollan nuevos prototipos y experimentos se necesitarán proveedores de nuevos componentes y servicios adaptados. Una gran industria solar necesitará plásticos, vidrio y componentes fotovoltaicos; una industria eólica necesitará turbinas, y ambas necesitarán acero, caucho, cobre y servicios de construcción incluidos en la construcción de líneas de transmisión eléctrica.

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Las compañías de servicios financieros están encontrando oportunidades en el financiamiento innovador para proyectos de infraestructura, particularmente en el mundo en desarrollo. El servicio orientado a los recursos humanos podría encontrar grandes oportunidades en el entrenamiento de personas para compensar el retiro de empleados calificados de la industria energética, las compañías petroleras y de gas podrían trabajar cada vez más en construir “campos petroleros digitales” y los productores de energía podrían mirar hacia “redes inteligentes” y otras innovaciones mejoradas de tecnología desplegadas en el suministro de energía. Incluso, si la combinación de energía se fragmenta para los próximos 20 años, y aun si la emisión global de carbono y los problemas de seguridad permanecen sin resolver, las oportunidades para unirse al cambio energético aún continuarán creciendo. Conforme las tres áreas de incertidumbre energética comiencen a resolverse en los años venideros vale la pena recordar otro hecho histórico: cuando ocurra el cambio masivo a través de las industrias y los sectores empresariales será poco común para los operadores tradicionales mantener sus posiciones preeminentes. Hay ejemplos innumerables de antiguas empresas gigantes que se extinguieron mientras el mundo a su alrededor cambió y pocos ejemplos de gigantes que mantuvieron su posición reelaborando sus modelos empresariales (viene a la mente IBM) o construyendo una arraigada capacidad inatacable (Toyota). La compañía energética preeminente de 2050 podría ser un comienzo desconocido actual, construyendo una tecnología solar marginal que pruebe ser más valiosa que las reservas de combustible fósil de los líderes energéticos del siglo XX ; la compañía automotriz líder podría construirse en torno al tren de potencia eléctrico innovador que cancele la experiencia en combustión interna de los fabricantes titulares de automóviles. Los líderes de las compañías titulares, y además sus inversores, están plenamente conscientes de este reto. Dados el tamaño y la magnitud de esta revolución, y el impacto que tendrá en cada as-

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pecto del negocio, desde las cadenas de suministro hasta el financiamiento, ¿cuántas de las grandes compañías principales podrán sobrevivir? Es digno de hacer notar que de las compañías importantes involucradas en la producción de electricidad a finales del siglo XIX sólo una (General Electric) existe todavía. Y tal como lo advirtió el Financial Times en 2007, los titulares petroleros establecidos de Europa y Estados Unidos están siendo eclipsados por un conjunto de competidores, a menudo con propiedad estatal, que han construido sus fortunas con base en el control del suministro en el terreno: Saudi Aramco, Gazprom (con base en Rusia), China National Petroleum Corporation (CNPC), National Iranian Oil Company (NIOC), Petróleos de Venezuela (PDVSA), Petrobras (en Brasil) y Petronas (en Malasia). Ninguna compañía titular energética o de transporte, ni siquiera esas nuevas empresas energéticas, pueden darse el lujo de ser complacientes durante los próximos 20 años. Y es claro que la habilidad en producir viejas formas de energía y transporte (tales como combustible basado en carbón o trenes de potencia de combustión interna) puede no traducirse necesariamente en habilidad para producir formas nuevas (digamos energía nuclear o eólica o trenes de potencia basados en la electricidad). Los titulares podrían no tener una ventaja natural y ser frenados por sus consumidores, empleados y proveedores existentes. Particularmente en la energía, con tantas personas usando formas establecidas de transporte y energía, habrá una enorme resistencia a cualquier cambio significativo, sin importar cuán loable sea. Las compañías titulares pre visoras, bien manejadas e innovadoras, realmente se tardarán en superar esta resistencia. En forma breve, la velocidad del cambio es incierta, los retos están intimidando y las oportunidades no podrían ser mayores. Para 2030 la combinación de los combustibles mundiales puede ser brutalmente diferente, la trayectoria del calentamiento global puede ser mejorada y, en vez de una crisis por confrontar, el mundo puede tener

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procesos probados en sitio para satisfacer los continuos retos inherentes a la creciente demanda, a las emisiones de gases con efecto invernadero y a los problemáticos suministros de energía. Con optimismo, todos podremos mirar hacia atrás y darnos cuenta de que a causa de que ayudamos a acelerar el cambio energético en los primeros años del siglo XXI creamos el tipo de futuro en el que nuestros hijos y nietos alrededor del globo pueden prosperar en un mundo consciente ambientalmente y más bajo en carbono.

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NOTAS

Capítulo 1 19 Figura 1-1: CAGR = compound annual growth rate.

Capítulo 2 31 Figura 2-2: CAGR = compound annual growth rate. OCED = Organisation for Economic Co-operation and Development.

Capítulo 3 43 “En 2005 la OPEP representó 42% de la producción mundial de petróleo; para 2030, como el crecimiento de la reserva no perteneciente a la OPEP se reduce…”: Key World Energy Statistics 2007, Agencia Internacional de Energía. 54 “La Corporación Rand ha estimado…”: Oil Shale Development in the United States: Prospects and Policy Issues , The Rand Corporation (2005).

Capítulo 4 69 “En efecto, estudios como el informe Biofuels for Transport de 2004 de la Agencia Internacional de Energía…”: Biofuels for Transport And International Perspective, Agencia Internacional de Energía (2004). 70 “Y los estudios recientemente publicados en Science encontraron que cuando este depósito inicial de dióxido de carbono se toma en cuenta…”: “El uso de las tierras de cultivo de Estados Unidos para 187

NOTAS

biocombustibles incrementa los gases con efecto invernadero a través de las emisiones por el cambio en el uso del suelo.” Science, febrero de 2008.

Capítulo 5 85 “Actualmente el carbón figura en segundo lugar después del petróleo como productor de emisiones de CO 2…”: International Energy Outlook 2007, Administración de Información de Energía, Departamento de Energía de Estados Unidos. 94 “Un estudio reciente efectuado por el MIT…”: The Future of Coal: Options for a Carbon-Constrained World, Massachusetts Institute of Technology (2007).

Capítulo 6 110 “La Agencia Internacional de Energía espera que aumenten los en víos de gas natural licuado en 6.6%…”: World Energy Outlook 2007, Agencia Internacional de Energía.

Capítulo 7 131 “Desarrollando 5% del área de la superficie del Mar del Norte, dice la asociación…”: Delivery Offshore Wind Power in Europe, la Asociación Europea de Energía Eólica (2008). 131 “En Estados Unidos, un informe reciente efectuado por el Departamento de Energía (DOE, por sus siglas en inglés) concluyó…”: 20% Wind Energy By 2020: Increasing Wind Energy’s Contribution to U.S. Energy Supply , Oficina de Información Científica y Técnica, Depar-

tamento de Energía de Estados Unidos (2008). 139 “La Unión Europea encontró que la mitad de sus países miembros necesitan proveer…”: The Support of Energy from Renewable Energy Sources, Comisión de las Comunidades Europeas (2005).

Capítulo 8 146 “Tal como ilustra la figura 8-2, las proyecciones de referencia de la IEA…”: World Energy Outlook 2006, Agencia Internacional de Energía. 188

ÍNDICE

A Alquitrán de arena (ver Arenas petrolíferas) Arabia Saudita, 43-45 Arenas petrolíferas, 47-54 costos de los combustibles de las, 48-49 en Canadá, 49-53 reservas de, 48-49 y las emisiones de gases con efecto invernadero, 53-54 Asociaciones público-privadas, 180 Ausla, 137 Automóviles eléctricos, 60-61, 74-75, 78 Autoridad de Investigación Técnica de Arenas Petrolíferas de Alberta, 51-53 B Biobutanol, 73 Biocombustibles, 69-74 biobutanol, 73 biodiesel, 27, 73 como competencia para el petróleo, 39 etanol, 10-11, 27, 69-73 impacto ambiental, 40 mitos sobre los, 60, 69-71 uso en el transporte, 27 y el mito del “etanol fácil”, 10-11 Biodiesel, 27, 73 Booz & Company, 99-100 Brasil, 70-72 C Calefacción, energía para, 83, 106 Calentamiento global, 4-5, 85 peligros del, 14-15 políticas para cambiar el, 165-166 y el uso del carbón, 90-92 (Véase también Emisiones de gases con efecto invernadero) Cambio climático (ver Calentamiento global) Cambio energético, 6-7, 161-185 e innovación tecnológica, 173-176

el ritmo del, 16-21 estado actual del, 162-164 estrategias para acelerar el, 176-180 factores que conducen el, 21-23 incertidumbres del, 164-165 limitaciones sobre el, 20-21 micro factores en el, 180-185 periodos históricos del, 176-177, 182 pronósticos sobre el, 161-162 y la regulación de gases con efecto invernadero, 165-171 y seguridad energética, 171-173 Campo petrolero Carioca, 47 Campo petrolero Jack 2, 47 Campo petrolero Kashagan, 45-46 Campo petrolero Tupi, 46-47 Canadá, fuentes de petróleo en, 49-53 Carbón, 83-103 aumento de los precios para el, 3 como una fuente de petróleo poco convencional, 55-56 consumo futuro del, 92-93 demanda de, 19, 28, 88-89 en la generación de energía, 146, 147, 157158 oposición al uso del, 89-93 reservas de, 84-88 subproductos del, 83-86 tecnología para el control de emisiones con el, 93 ventajas y desventajas del, 28-29 y la política de reducción de gases con efecto invernadero, 95-103 “Carbón limpio”, tecnologías de, 28-29, 155 CBM (ver Metano de las capas carboníferas) Celdas de combustible de hidrógeno, 76 China, demanda de energía en, 32-33 China, el mito de, 9-10 China National Petroleum Corporation (CNPC), 184 CNPC (China National Petroleum Corporation), 184 Combustibles basados en carbono (fósiles), 5

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ÍNDICE

cambio a partir de, 6-7, 17, 18 (Véase también Carbón, Gas natural, Petróleo) en la combinación (o mezcla) de combustibles, 26-27 y el cambio climático, 26-27 Combustibles fósiles, (ver Combustibles basados en carbono) Combustibles sintéticos, 48, 84 Conservación de la energía, 33-34, 144 Conti, Fulvio, 163 Convención de la ONU sobre el Cambio Climático, 85 Crisis de la energía: crisis del petróleo de la década de 1970, 1-2, 4-5 en el momento actual, 1-6, 33 y el calentamiento global, 4-5

D Demanda de energía, 16, 25-35 combinación (o mezcla) de fuentes de combustible en la, 26-30 de carbón, 88-89 dinámicas globales de la, 30-33 electricidad, 143-145 en Asia, 9 en la crisis actual, 4-5 gas natural, 111 incremento en la, 4, 26 por tipo de energía, 19 reducción del crecimiento en la, 33-35 y cambios de precio, 34-35 Diesel, 59 Doshi, Viren, 180 E Electricidad: cambios en la producción de, 19-20 consumo proyectado de, 144 costos de generación para la, 62 (Véase también Generación de energía) demanda de (Ver Demanda de energía) para usos de transporte, 27, 74-75 Emisiones de gases con efecto invernadero, 5, 6 a partir de la generación de energía, 143, 144 a partir del carbón, 83-86, 93 a partir del procesamiento de arenas petrolíferas, 53-54 con biocombustibles, 11, 69-70 de fuentes de petróleo poco convencionales, 39 de los combustibles del transporte, 61, 79 fuentes de, 62 peligros de las, 15 política para la reducción de, 95-103 regulación de (ver Regulación de emisiones de gases con efecto invernadero)

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tecnología para el control de, 93-94 y el cambio energético, 162, 163 y tecnologías de “carbón limpio”, 28-29 Energía: contradicciones y expectativas sobre la, 15-16 mitos sobre la, 7-13 precios para la, 3-5, 9, 38-39 Energía de biomasa, 138-139 Energía eólica, 129-135 mercados para la, 132-133 parques eólicos, 130-131 potencial para, 132-135 suministro de, 131 ventajas y desventajas de la, 129-130 Energía geotérmica, 139 Energía hidroeléctrica, 139-140 en la combinación (o mezcla) de combustibles, 30 en la generación de energía, 146, 147 Energía libre de carbono, 121-141 cambio a, 164-165 el caso para la, 140-141 el mito de la, 11-12 fuentes renovables de, 121-122, 128-140 nuclear, 121-128 Energía nuclear, 121-128 demanda de, 19 en la combinación (o mezcla) de energía, 30 generación de energía a partir de la, 146, 147, 153-154, 158 inversión en, 167 para la seguridad energética, 179 participación de mercado de la, 12-13 retos e incertidumbres con la, 122-123 ritmo de crecimiento para la, 127-128 ventajas de la, 13 Energía para el transporte, 59-82 automóviles híbridos, 65-69 biocombustibles, 69-74 cambio en la, 163, 183-184 cambios venideros en la, 19-20 demanda de (ver Demanda de energía) electricidad, 74-75 fuentes alternativas de, 60-61, 77-78 hidrógeno, 75-77 petróleo, 61-69 precios de la, 63 uso eficiente del petróleo, 61-69 vehículos de combustible flexible, 80-81 vehículos de celda de combustible, 76-77, 81-82 y cambios a la infraestructura, 79 Energía solar, 135-138 Energía solar térmica (concentrada), 136-137 Esquisto bituminoso, 48, 54-55 Estados Unidos: sistemas de fijación de límites máximos e intercambio de

ÍNDICE

derechos de emisiones, 96-101 y directrices internacionales sobre emisiones, 99-100, 102 Etanol: ahorros en gases con efecto invernadero con el, 69-70 de caña, 70-72 de maíz, 73 desarrollo de la industria del, 70-72 uso en transporte del, 27 y el mito del “etanol fácil”, 10-11 Europa, precios de la energía en, 3

F Factores de segundo orden, 3-4, 170, 174, 182 Fijación de precios del carbono, 177 Fuentes de energía alternativas, 17, 39-40 mitos sobre las, 60-61 para el transporte, 60-61, 77-78 poco convencionales (ver Fuentes de gas natural poco convencional; Fuentes de petróleo poco convencional) renovables (ver Fuentes de energía renovables) Fuentes de energía líquida: demanda de, 19 procesos de carbón a líquidos, 55-56 Fuentes de energía renovables, 121-122, 128140 biocombustibles, 69-74 biomasa, 138-139 demanda de, 30 eólica, 129-135 geotérmica, 139 hidroeléctrica, 139-140 ideas equivocadas sobre las, 155-157 inversión en las, 167 mitos sobre las, 11-12, 145-147 para la generación de energía, 145-147, 154 solar, 135-138 uso en el transporte de las, 27-28 Fuentes de gas natural poco convencional, 106107 Fuentes de petróleo poco convencional, 47-56 arenas petrolíferas, 48-54 carbón y gas, 55-56 en Canadá, 50-53 esquisto bituminoso, 54-55 y precios del petróleo, 39 FutureGen, 93 G Gabaldon, Daniel, 180 Gas compacto, 106, 107 Gas de esquisto, 106, 107 Gas natural, 105-120

como fuente de petróleo poco convencional, 55-56 demanda de, 19, 29 descifrar el futuro del, 119-120 disminución en el suministro de, 4 disponibilidad del, 107-109 en la generación de energía, 146, 147, 153, 158, 159 incertidumbres del lado de la oferta con el, 115-117 infraestructura en desarrollo para el, 108, 109 LNG (ver Gas natural licuado) mercados para el, 109-110 producción de, 4 reservas de, 105-106 reservas poco convencionales de, 106-107 uso en el transporte, 27 usos preferidos del, 3, 29 y la Organización de Países Exportadores de Gas, 118 Gas natural licuado (LNG), 56, 110-116 demanda de, 115 disponibilidad de, 111-113 para la generación de energía, 153 proceso para producir, 108, 110 tasa de crecimiento del, 110, 113-114 tecnología e infraestructura para el, 29 Gasolina, 59 Gazprom, 118, 184 Generación de energía, 143-160 a partir de fuentes renovables, 145, 147 a partir del viento, 134 cambio en la, 164 carbón para la, 84 ciclos importantes de construcción para la, 148-149 de biomasa, 139 gas natural para la, 105 hidroeléctrica, 139-140 ideas equivocadas sobre la, 155-158 incertidumbres y dudas sobre la, 149-155 necesidad de incremento de la capacidad, 143-145 oportunidades en la, 159-160 Generación del ciclo del gas natural combinado (NGCC), 149, 150 General Motors (GM), 67 vehículos de celda de combustible, 81-82 vehículos de combustible flexible, 80-81 vehículos de hidrógeno, 77 GM (ver General Motors) Gobiernos, como conductores del cambio, 1314 ( Véase también Regulación de las emisiones de gases con efecto invernadero) Gran Compañía Canadiense de Arenas Petrolíferas, 51

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H Híbridos conectables, 67-69 I Industrias, cambios relacionados con la energía para las, 2 Infraestructura: para el gas natural, 108, 109, 115, 116 para la energía eólica, 131-132 para la energía nuclear, 122-124 para la generación de energía, 159 para LNG (gas natural licuado), 114 tiempo para la, y costo de los cambios en la, 17-18 L Ley de Moore, 174 Lluvia ácida, 98-99 LNG (ver Gas natural licuado) M Materia prima de energía, 83 Metano de las capas carboníferas (CBM), 106107 Mito de la ausencia de plantas nucleares, 12-13 Mito de solución por el sector privado, 13-14 Mito del “etanol fácil”, 10-11 Mito global del agotamiento del petróleo, 7-8 Mitos sobre la energía, 7-14 biocombustibles, 69-71 combustibles alternativos, 60-61 China, el mito de, 9-10 energía libre de carbono, 11-12 “etanol fácil”, 10-11 fuentes de energía renovables, 145-147 mito de la ausencia de plantas nucleares, 12-13 mito del agotamiento global del petróleo, 7-8 soluciones del sector privado, 13-14 Moore, Gordon, 174 Motores de combustión interna, 59 N Nacionalismo de los recursos, 109 Naciones industriales: crecimiento de la demanda en, 30-31 y la política sobre el calentamiento global, 166 (Véase también Países desarrollados) National Iranian Oil Company (NIOC), 184 NIOC (National Iranian Oil Company), 184

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O OECD (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos), 33 OGEC (Organización de los Países Exportadores de Gas), 118 OPEP, 9, 10, 43 Organización de los Países Exportadores de Gas (OGEC), 118 Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OECD), 33 Oriente Medio: inestabilidad en, 4 producción de petróleo en, 44 reservas de gas y petróleo en, 10, 42-43 y la producción de gas natural, 115-117, 119 P Países desarrollados: crecimiento de la demanda en, 30-31 demanda de electricidad en, 144 directrices internacionales de derechos de emisión para, 100, 102-103 energía nuclear en, 124-125 (Ver también Naciones industriales) Países en desarrollo: demanda de electricidad en, 144 demanda de energía en los, 30 energía nuclear en, 124, 127 y directrices internacionales de derechos de emisión, 100, 102-103 PDVSA (Petróleos de Venezuela), 184 Petrobras, 184 Petróleo, 37-57 crisis del petróleo de la década de 1970, 1-2 desequilibrio entre oferta y demanda de, 38-40 disminución en el suministro del, 4 en la generación de energía, 146, 147 fuentes poco convencionales de, 47-56 futuro incierto para el, 56-57 mito del agotamiento global del petróleo, 7-8 precio del, 3, 38, 40 precio proyectado del, 26, 38-39 producción del, 4, 9-10, 37-38, 41, 42 reservas de, 9-10, 42-47 teoría del “pico de petróleo”, 40-42 uso eficiente del transporte del, 61-69 uso en el transporte, 27 uso más eficiente del, 61-69 usos distintos al transporte para el, 61-62 Petróleos de Venezuela (PDVSA), 184 Petronas, 184 Precios de los alimentos, 3, 11 Proceso Fischer-Tropsch, 55

ÍNDICE

Procesos industriales, energía para, 83, 106 Producción de energía: electricidad, 19-20 gas natural, 4 petróleo, 4, 9-10, 37-38 (Véase también Generación de energía) Protocolo de Kyoto, 100

R Red de energía eléctrica, 14 Régimen de Comercio de Emisiones (Unión Europea), 95-96 Regulación de las emisiones de gases con efecto invernadero, 95-103 directa, 94-95 en el sector de generación de energía, 150-151 para fiscalización, 95 políticas internacionales para la, 99-100, 102-103 sistemas de fijación de límites máximos e intercambio de derechos de emisiones para la, 95-101 y el cambio energético, 165-171 Reino Unido, 124-125, 135 REVA, Compañía de Automóviles Eléctricos, 74 Royal Dutch Shell plc, 54-55, 169 S Saudi Aramco, 184 Seguridad energética, 171-173 a nivel global, 178 con carbón, 86-88 con gas natural, 108-109 preocupaciones por la, 15-16 Sistemas de fijación de límites máximos e intercambio de derechos de emisiones, 85, 86, 95-101 en Estados Unidos, 96-101 en la Unión Europea, 95-96 para la generación de energía, 151 Sistemas generadores de energía solar, 137 Sonatrach, 118 Suministro de energía: costos del, 10 desarrollo global del sistema energético, 167-170 energía eólica, 131 fuentes de petróleo poco convencional, 47-56 gas natural, 10, 42-43, 105-108, 115-117

gas natural poco convencional, 106-107 necesidad de un incremento en el, 143-145 reservas de carbón, 84-88 reservas de petróleo, 10, 37, 42-45 y el mito del agotamiento global del petróleo, 7-8 y los incrementos en la demanda, 25

T Tecnología de baterías, 67-68 Tecnología solar fotovoltaica, 136 Tecnología(s): “carbón limpio”, 28-29, 155 de baterías, 67-68 en el cambio energético, 20-21 generación del ciclo de gas natural combinado, 149, 150 impactos potenciales de las, 175 para atrapar y confinar el carbono, 86, 9194, 152-153 para la seguridad energética, 178-179 ritmo de innovación, 173-176 solar, 136-137 tiempo requerido para los cambios en, 17 Tecnologías de CCS (ver Tecnologías para atrapar y confinar el carbono) Tecnologías para atrapar y confinar el carbono (CCS), 86, 91-94, 152-153 Teoría del “pico de petróleo”, 40-42 Tesla Motors, 74-75 Think Global, 74 Toyota, 66, 67 U UE (ver Unión Europea) Unión Europea (UE), 95-96, 128 Usos de la energía estacionaria, 83 V Vehículos de celda de combustible, 75-77, 8182 Vehículos de combustible flexible, 71-72, 80-81 Vehículos de diesel, 63-65, 67 Vehículos de hidrógeno, 60-61, 75-78 Vehículos híbridos, 40, 61, 65-69, 78 Vestas, 134

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9 ACERCA DE LOS AUTORES

([email protected]) es socio ma yoritario de Booz & Company con base en McLean, Virginia, y dirige el trabajo de Booz & Company para la energía global, química y de servicio a clientes. Tiene aproximadamente 25 años de experiencia en la industria de consultoría y utilidad de la energía, dirigiendo las principales tareas energéticas del cliente en Asia, Medio Oriente, Europa y Norte y Sudamérica. Spiegel también dirigió el negocio de consultoría internacional de Booz & Company en Asia-AustralasiaMedio Oriente y vivió en Tokio de 1999 a 2003. Sus áreas de habilidad incluyen estrategia, fusión y adquisiciones corporativas, asociación de compañías y organización de unidades de negocio, proyectos de gran capital y reestructuración de gran costo, así como outsourcing y offshoring , integración posterior a una fusión y adquisiciones y rediseño de la cadena de suministro. Eric tiene una maestría en administración de empresas por parte de la Escuela de Posgrado Amos Tuck de Administración de Empresas de la Universidad Dartmouth, donde fue un Edward Tuck Scholar, y recibió la licenciatura en Economía con honores por parte de la Universidad Harvard. Desde hace mucho tiempo colabora para strategy+business y otras publicaciones. Antes de integrarse a Booz & Company, Spiegel trabajó en Brown Boveri (ahora ABB) en el área de marketing, y en Temple, Barker & Sloane (ahora Oliver Wyman) en su práctica de consultoría energética. ERIC SPIEGEL

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ACERCA DE LOS AUTORES

NEIL McARTHUR ([email protected]) es socio mayori-

tario de Booz & Company con base en Ámsterdam y dirige los negocios europeos de la empresa. Neil McArthur tiene más de 24 años de experiencia en las industrias energética, de productos químicos y de servicios públicos. Tiene amplia experiencia en consultoría dirigiendo importantes tareas por todo el mundo. Sus áreas de especialidad incluyen estrategia corporativa y fusiones y adquisiciones, holding y organización de unidades de negocio, integración posterior a una fusión, proyectos de gran capital y gastos de reestructuración, proceso de rediseño y transformación, adquisiciones y rediseño de la cadena de suministro y diseño de servicios compartidos. Neil tiene una maestría en administración de empresas obtenida con distinción y una licenciatura en ciencia. Recibió el Premio George Harvey, 1ª clase de honores, en ingeniería civil por parte de la Universidad de Glasgow. Es ingeniero bien posicionado M.I.Mech.Eng., y miembro de la administración de Sainsbury. Ha colaborado con numerosas publicaciones, incluyendo el libro CEO: Chief European Officer-European Leadership in Europe. Antes de integrarse a Booz & Company, McArthur trabajó para Shell International Petroleum B.V. Exploration & Production en comisión en Qatar y los Países Bajos. ROB NORTON ([email protected]) es editor ejecutivo de strategy+business en Nueva York. Ex editor ejecutivo de la revista Fortune y profesor adjunto en la Escuela de Posgrado de Periodismo en la Universidad Columbia. Su trabajo ha aparecido en numerosas publicaciones. Rob es editor de CFO Thought Leaders: Advancing the Frontiers of Finance y coautor de Content Critical: Gaining Competitive Advantage through High Quality Web Content , y The Web Content Style Guide: An Es sential Reference for Online Writers, Editors and Managers.

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AGRADECIMIENTOS

La serie “La nueva era de…” ha sido un esfuerzo de con junto desde el principio. Nuestro editor y redactor en McGraw-Hill, Herb Schaffner, ha sido una guía sabia y entusiasta en cada paso que hemos dado, el modelo de una empresa editorial. También nos hemos beneficiado del talento de la gerente de producción Ruth Mannino y del resto del equipo que trabaja en McGraw-Hill. El libro fue desarrollado y editado con el apoyo de strategy+business, la revista trimestral publicada por nuestra empresa. Quisiéramos agradecer a todo el equipo de s+b y, en particular, al editor Jonathan Gage, quien ayudó a concebir el proyecto y lo condujo a lo largo de cada etapa; al agente literario Jim Levine, quien ayudó a hacer posible este libro; y al publicista Mark Fortier y al gerente de marketing Alan Shapiro, quienes han ayudado a hacer visible este libro. Art Kleiner, editor en jefe de strategy+business, aportó supervisión y claridad editoriales, se involucró en el proyecto desde su concepción hasta la edición final y contribuyó con muchas de las ideas y los enfoques que hicieron que el libro funcionara. Este libro no habría sido posible sin la colaboración de muchas personas excepcionales que forman el talentoso equipo de Booz & Company. En particular, quisiéramos reconocer el papel de Bertram Shelton, asesor superior en Booz & Company y ex socio, quien ha asesorado a líderes petroleros, de servicios financieros, aeroespaciales,

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AGRADECIMIENTOS

y de bienes de consumo en todo el mundo. Sin la dirección de Bert para entender los principios fundamentales, sin la pasión que tiene por sus ideas y sin su habilidad para encontrar simplicidad al otro lado de la complejidad, este libro no sería posible. Bert no sólo dio su tiempo en forma desinteresada, sino que desafió continuamente a los autores y editores a pensar más allá de los problemas y elaborar una lógica pero sencilla historia para explicar el cambio energético. También tenemos una deuda de gratitud con él como un socio invaluable, mentor y amigo a lo largo de nuestra carrera. Nuestros colegas en la empresa nos han dado el ánimo y apoyo que necesitábamos para lograr la excelencia en este proyecto. Como parte del “motor de capital intelectual”, este libro se benefició de una plataforma de soporte y pensamiento de colaboración que es poco común en cualquier empresa. Adrienne Crowther, directora de gestión del conocimiento, jugó un papel vital coordinando cada aspecto de este proyecto, así como proporcionando ideas clave al contenido del libro. Obtuvimos un provecho enorme a partir de la visión de nuestros antiguos y actuales colegas de Booz & Company y de Booz Allen Hamilton, quienes contribuyeron con sus ideas, incluyendo a David Aldrich, Andrew Clyde, Timothy Donohue, Viren Doshi, Molly Finn, Ibrahim El-Husseini, Thomas Flaherty, Juan Carlos Gay, Daniel Gabaldon, Richard Goffi, William Jackson, Cynthia Kibble, Gary Leatherman, George List, Julia MacDonald, Joe Martha, Alonzo Martinez, Mark Moran, Nick Pennell, Paolo Pigorini, Harry Quarls, Gary Rahl, Joachim Rotering, Joe Saddi, Ken Saenz, David Sulek, Andrew Steinhubl, Lord Andrew Turnbull, Joseph Vandenberg, Mathijn Wagenmakers, Otto Waterlander, Walter Wintersteller y James Woolsey. También tenemos una deuda de gratitud para con los tantos clientes conocidos en la industria energética cuya experiencia y visión ayudaron a revelar la perspectiva de Cambio energético. En particular, quisiéramos agradecer a aquellos que contribuyeron directamente: Murray Smith (provincia de Alberta), Larry Burns (General Motors),

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AGRADECIMIENTOS

Michael J. Quillen (Alpha Natural Resources), T. J. Glauthier (TJG Energy Associates), Joan MacNaughton (ALSTOM Power Systems), Ditlev Engel (Vestas), David Gee (AES) y Graeme Sweeney (Royal Dutch/Shell).

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La Nueva Era Del Cambio Energetico

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