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núm. 340 ▪ mayo-junio ▪ 2006

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¿Llegó a su término la edad de oro de las energías fósiles?

Jean-Marie Martin-Amouroux*

A más tardar en 2008, la Gran Catástrofe va a comenzar. Durante varias décadas o varios siglos, “el hambre remplazará a la abundancia, el frío al calor, el esfuerzo al esparcimiento, la enfermedad a la salud y la violencia a la paz”. Los Estados-Nación van a fracturarse y a desaparecer, siguiendo el ejemplo del más poderoso de ellos, Estados Unidos, dividido entre el irredentismo mexicano del suroeste y la absor-ción de la región de los Grandes Lagos por Ontario. ¿Pandemia incurable o tercera guerra mundial? Nada de eso: se trata, más banalmente, de la llegada del peak oil, que se deriva de nuestra adicción al petróleo. James Howard Kunstler,1 a quien se debe la descripción de ese cataclismo ha hecho numerosos émulos. En Francia, con el título de “Petróleo Apocalipsis”, el diputado de los Verdes, Yves Cochet, anuncia el fin muy próximo de la alimentación moderna para consumidores apre-surados y la de los desplazamientos rápidos, lejanos y baratos, en un contexto de inflación, de recesión económica, de guerras y de terrorismo permanente.2

En el origen de esas profecías sombrías se encuentra la conjunción de una nueva alza de los precios de los hidrocarburos y la difusión de las tesis de la Association for the Study of Peak Oil and Gas (ASPO). La primera empezó en 1999, cuando el barril de Brent aumentó en $10, y tomó un fuerte impulso empujada por una vigorosa de-manda china confrontada a una oferta deprimida por las muy bajas inversiones en capacidad de producción y por la guerra en Irak. La segunda se debe a la acción de algunos geólogos jubilados de las grandes compañías petroleras: una vez liberados de su deber de reserva, se han propuesto decir la verdad sobre el estado de las re-servas y de los recursos de petróleo y gas. Desde su artículo “The end of cheap oil”, publicado en 1998 por Scientific American,3 Colin Campbell (jubilado de la Shell) y Jean Laherrère (jubilado de Total) movilizaron a numerosos geólogos y a ingenieros petroleros para afirmar que “el rey está desnudo” y que los famosos cuarenta años de reservas petroleras que dicen tener las compañías son totalmente ilusorias.

El mensaje de esos geólogos está lejos de obtener un consenso unánime. Claude Mandil, director ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía (AIE), recuerda a los profetas de los malos augurios que acompañan a cada alza de los precios del petróleo.4 Esa misma Agencia ha publicado, en apoyo de ese juicio, un panorama de todos los avances tecnológicos que un petróleo a más de $405 el barril hará que ma-

* Director de Investigaciones jubilado del Consejo Nacional de la Investigación Científica (CNRS), ex-Directeur del Instituto de Economía y Política de la Energía (IEPE-CNRS), Grenoble, Francia. Traducción: Angel de la Vega Navarro.

1 La fin du pétrole, Paris, Plon, 2005, 275 p.2 Pétrole apocalypse, Paris, Fayard, 2005, 275 p.3 pp. 30-36.4 IEA, Resources to Reserves. Oil and Gas Technologies for the Energy Markets of the Future,

OECD/IEA, 2005, 123 p.5 En este trabajo el signo $ se utiliza para designar a los dólares de Estados Unidos de

América.


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duren durante las próximas décadas. Se podrá constatar entonces, dice la AIE, que “solamente una pequeña fracción de los hidrocarburos in situ ha sido producida”. En consecuencia, no hay ninguna razón de modificar su escenario de referencia para el horizonte 2030: a $39 (valor 2004) el barril, 113 millones de barriles/diarios (Mb/d) alimentarán sin mayores dificultades un mundo cuyo consumo total de energía alcanzará 16.27 miles de millones de toneladas de petróleo equivalente (Gtep).6

En oposición a la visión demasiado negra de la ASPO, la de la AIE parece color de rosa. ¿Es posible seguir a esta Agencia cuando reduce a una crisis económica (la insuficiencia de inversiones en capacidad de producción), complicada por una crisis geopolítica (la concentración de reservas en un Medio Oriente inestable), la crisis geológica (el inicio próximo de la disminución del flujo petrolero o depletion7) denunciado por la ASPO? ¿El relevo del petróleo por un gas natural adornado de to-das las virtudes (abundante, geográficamente bien distribuido, limpio e ideal para producir electricidad) se sostiene realmente con base en las evoluciones observadas, de manera particular en América del Norte? ¿Acaso la visión de la AIE no esconde el regreso rápido del carbón y, con él, la agravación de los riesgos ambientales, entre los cuales se encuentra el del cambio climático? Sobre esas diversas cuestiones va-mos a debatir, antes de presentar los cuatro pilares de la sabiduría energética.

¿Es para mañana la disminución del flujo (depletion) petrolero?

Desde hace un cuarto de siglo, a pesar de un crecimiento económico promedio anual de 1.5 a 2.0%, las reservas probadas de petróleo han continuado aumentando.8 La relación reservas/producción pasó de menos de 30 años a más de 40 años. ¿Hay que preocuparse entonces? Sí, responde ASPO, porque esos datos son ilusorios. No se puede razonar como si el crecimiento pudiera continuar hasta el agotamiento completo de las reservas dentro de 40 años, ya que estamos amenazados por la deple-tion que es “más un problema de la cantidad que sale de la llave que de tamaño del depósito”. En otros términos, mucho antes del agotamiento total de los recursos, la cantidad extraída dejará de crecer e iniciará un decrecimiento definitivo.

6 IEA, World Energy Outlook 2005, OECD/IEA, Paris 2005, 629 p. TEP: tonelada de equivalente de petróleo.

7 La palabra depletion se ha puesto de moda en la literatura en torno al peak oil y a los trabajos de King Hubbert. La palabra existe en francés desde 1736, en el sentido de la disminución de un flujo, en oposición a la disminución de un stock. En ese sentido, si la palabra agotamiento es una buena traducción de la francesa “épuisement”, no es un buen sinónimo de déplétion que utiliza Jean-Marie Martin-Amouroux en su texto. Mientras se encuentra un buen término en español, en el resto de este trabajo utilizaré el término depletion (en itálicas), de uso común en la literatura internacional sobre el tema (N. del T.)

8 Pasando de 700 miles de millones de barriles (Gb) en 1982 a1 100 en 2004, según BP Statistical Review of World Energy.


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La tesis de la ASPO

¿Cuándo y a qué ritmos? Al mismo tiempo que de manera unánime denuncian la proximidad de la depletion, los geólogos de la ASPO no se presentan con esa unani-midad en lo que se refiere al calendario. Para Colin Campbell, el más pesimista, si el pico de producción no se encuentra ya acaso detrás de nosotros, llegará cuando más tarde en 2007, después de lo cual la producción decrecerá en 2% cada año. Para Jean Laherrère, más vale apostar por 2015 y después por una larga meseta de varios años antes de que se inicie la caída. En todos los casos, el pico significará el inicio de la crisis, caracterizada por fuertes alzas de precios y por una multiplicación de los conflictos para el control de los yacimientos explotables.

Esta predicción descansa, en primer lugar, en la constatación de falsas evalua-ciones de reservas probadas (las que aparecen en los portafolios de las compañías o de los Estados) y de los recursos (aquellos no medidos todavía, pero considerados por los geólogos como verosímiles). Porque tienen acceso a las bases de datos más serias (Petroconsultants, en particular) y a que saben interpretarlas, los miembros de la ASPO afirman que las reservas se encuentran infladas por razones económi-cas (valor de las acciones de las compañías petroleras o parapetroleras) o políticas (monto de las cuotas atribuidas a los países de la OPEP). En apoyo de su denuncia citan las reevaluaciones efectuadas durante años por la mayor parte de los países petroleros sin ninguna justificación técnica.9 Si, en lugar de aumentar cada año las reservas mediante reevaluaciones, se les pusiera en relación con la fecha de descu-brimiento de los yacimientos (backdated), se podría constatar que desde hace casi dos décadas se extrae más petróleo que el que se descubre. En consecuencia, los recursos que quedan son mucho menos importantes que lo que dice la US Geological Survey, cuyas evaluaciones optimistas parecen dudosas. Ese paso del decrecimiento de los descubrimientos al volumen de los recursos restantes se apoya en el modelo de King Gubert.10

Las conclusiones, sacadas de su aplicación a todo el mundo, constituyen el se-gundo pilar de las predicciones de la ASPO. Empleado por Shell, el célebre geólogo había anunciado en 1956 que la producción petrolera de Estados Unidos pasaría por un pico en 1970, lo cual se reveló exacto, si se excluyen los descubrimientos de Alaska y del Golfo de México imposibles de explotar con las técnicas de la época. Simplificando al máximo, su procedimiento puede resumirse como sigue:

• El desarrollo de la explotación de un recurso natural agotable reviste la forma de una curva en campana, del tipo Gauss, cuyo punto superior corresponde al

9 Véanse los saltos de las reservas de Venezuela en 1985, de Arabia Saudita en 1988 o de Irán en 2002. Cochet Yves, Pétrole, op. cit, p. 30.

10 Bien descrito por Wingert Jean-Luc, La vie après le pétrole. De la pénurie aux énergies nouvelles, Editions Autrement, Paris, 2005, 238 p.


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inicio de la depletion, con una pendiente más o menos fuerte, y al agotamiento de la mitad del depósito

• Con base en las observaciones hechas en Estados Unidos se hizo evidente que la curva de los descubrimientos revestía también una forma de curva en cam-pana cuyo punto superior (1937) precedió en unos 33 años al punto superior de la curva de explotación de los yacimientos (1970)

• Aplicado al mundo entero, ese modelo significaría dos cosas: 1) un máximo de producción muy próximo, ya que el pico de los descubrimientos mundiales (bac-kdated) data de 1965; y 2) un volumen de reservas restantes cercanas a 1000 Gb, es decir, el equivalente de lo que ha sido ya extraído

Crítica de la tesis de la ASPO

Para la AIE, las compañías petroleras y los institutos profesionales (como el IFP), no se necesita la tesis del peak oil para explicar el alza actual de los precios. Esta última resulta de capacidades de producción insuficientes que tienen como origen una sub-inversión en exploración,11 por razones técnicas (los crudos ligeros bajos en azufre escasean), económicas (los bajos precios de los años ochenta disuadieron a las com-pañías de invertir en exploración y producción e hicieron que cayeran sus gastos en investigación y desarrollo (I&D12) y geopolíticas (la exploración permanece cerrada en los países más ricos, como Arabia Saudita y México y poco accesible en otros como Irán e Irak).

Los volúmenes de petróleo extraídos están efectivamente condicionados por la geología, pero los límites de ésta última han sido siempre –y así continuarán siéndo-lo- empujados por los progresos de las técnicas de extracción que evolucionan con los avances de la tecnología y el aumento de los precios del petróleo. Así lo confir-man las tasas de recuperación que han subido de 20 a 40-50%13 o los yacimientos del Mar del Norte que se convirtieron en rentables después de los choques de los años setenta. Los ingenieros petroleros critican una visión estática de la tecnología que no toma en cuenta el papel desempeñado por el progreso en la transformación de los recursos geológicos en reservas económicamente explotables. Señalan las ambigüe-

11 Appert Olivier, “Un nuovo paradigma per il mercado degli idrocarburi ?”, Energia, 2, 2005 pp. 2-8.

12 Los gastos de las 5 majors cayeron de 4 mil millones de dólares en 1990 a 2-2.5 entre 2000 y 2004, según Schlumberger, IEA, Resources to Reserves. Oil and Gas Technologies for the Energy Markets of the future, ECD/IEA, 2005, 123 p.

13 Este argumento es rechazado por los geólogos de la ASPO, según los cuales la cantidad de petróleo recuperable en un yacimiento depende únicamente de las características de la roca en la cual se deposita (porosidad y permeabiliad); toda elevación de la tasa de recuperación en un momento dado está compensada por su disminución ulterior, Wingert Jean-Luc, La vie, op. cit, pp. 45 y 67.


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dades de la distinción entre petróleos convencionales14 y no convencionales (offshore muy profundo, crudos del Ártico, aceites extra pesados, arenas asfálticas, esquistos bituminosos) que los miembros de la ASPO modifican según las circunstancias.15 Las perspectivas cambian radicalmente, según ellos, a partir del momento en que:

• Todos los recursos son tomados en consideración (continum entre los más con-vencionales y los más no-convencionales)

• Todos los cambios tecnológicos son movilizados, tanto los disponibles y no uti-lizados como los esperados próximamente de la I&D de las empresas

Una buena ilustración de ello la proporciona el informe que la AIE acaba de dedicar al tema.16 Según sus expertos, representativos de toda la industria petrolera, los re-cursos últimos restantes son estimados a:

• 2 300 miles de millones de barriles (Gb) de convencionales (incluido el offshore profundo y el Ártico), de los cuales 1 100 se encuentran en el Medio Oriente (700 probados, los demás por probar o por descubrir) y 1 200 en otros lados (400 pro-bados, los demás por probar o por descubrir)

• 1 000 a 3 000 Gb de no convencionales: yacimientos muy profundos, productos de la recuperación avanzada (hasta 75%), aceites pesados y bitúmenes, esquistos bituminosos

Todos esos líquidos serán producidos, incluso con captura y secuestro de CO2, a partir del momento en que las compañías remplazarán sus precios de referencia de $20/barril por un precio de $70 (de 2004)/barril. Utilizarán entonces técnicas disponibles, pero congeladas por ser demasiado costosas, al mismo tiempo que desarrollan otras nuevas muy prometedoras. Naturalmente, hacer disponibles esas técnicas costará muy caro: 3 billones de dólares de inversiones de aquí a 2030 estima la AIE.17

14 Esta distinción es tanto más delicada que todos los expertos no definen los petróleos convencionales según los mismos criterios. Unos consideran la densidad (todos los brutos arriba de 20° API), otros la viscosidad (todos los crudos extraídos a la temperatura y presión del depósito, sin artificio). Por lo que ve a los gases, todos son convencionales, salvo los coal bed methane (CBM) extraídos de las minas de carbón y los tight gas extraídos de los depósitos con débil permeabilidad mediante técnicas de estimulación.

15 En sus últimos textos, Colin Campbell plantea el pico ya no solamente para el caso del petróleo convencional sino, además, para lo que él llama “líquidos petroleros”, los cuales comprenden el petróleo convencional (incluído el gas natural líquido), las arenas asfálticas, los aceites extra pesados, el offshore profundo y el petróleo polar.

16 International Energy Agency, Resources to Reserves, op. cit.17 IEA, World…, op. cit., p. 94. El billon se utiliza aquí en el sentido que tiene en lengua

española (un millón de millones). El equivalente en francés es 3000 milliards, siendo el milliard equivalente a 1000 millones (N. del T.).


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En resumen: sin duda las perspectivas de producción petrolera no son tan ne-gras como las pinta la ASPO,18 sobre todo en sus versiones más pesimistas. Numero-sos especialistas, sin embargo, están de acuerdo en un probable peak oil, a más tardar en 2030, con una fuerte probabilidad de precios elevados de petróleo, de aquí a esa fecha, y graves riesgos de crisis geopolíticas relacionadas con la fuerte demanda asiática y la inestabilidad del Medio Oriente. Además, la continuación del creci-miento de la producción es concebible solamente a un ritmo cercano a 1.5% anual, lo que obligará a movilizar otras fuentes fósiles.

Un gas natural más costoso de lo previsto

Entre esas otras fuentes mencionadas al final del párrafo anterior, el gas natural está situado en primer lugar desde los años ochenta. En su escenario de referencia a 2030, la AIE le atribuye una tasa de crecimiento anual promedio de 2.1%, sensiblemente superior a los del petróleo y el carbón (1.4%) y un segundo lugar en el aprovisiona-miento energético mundial (24%). Existen varias razones: recursos más abundantes que los del petroleo; menores impactos ambientales que el carbón, el interés que le dan los productores de electricidad (bajo costo de inversión de las centrales de gas y excelentes rendimientos de los ciclos combinados); el inicio de su penetración en el mercado de la tracción de vehículos (gas comprimido y gas-to-liquid). Este crecimien-to de la demanda, siempre según el escenario de referencia de la AIE, sería particular-mente fuerte en China (5.1%), India (4.7%), África (4.3%); América Latina (4.1%).

En ese horizonte, el principal obstáculo por superar es el de las inversiones de producción y, aún más, para hacer coincidir demandas y ofertas distintas geográfi-camente. América del Norte y Asia, en efecto, recurrirán cada vez más al gas natural licuado (GNL). Ahora bien, a pesar de costos unitarios con una baja sensible desde hace diez años (-20%), este último sigue siendo costoso (sólo es competitivo más allá de $4/Mbtu) y sobre todo muy exigente en inversiones (liquefacción, metaneros y unidades de regasificación), estimados en 1 billón19 de dólares de aquí a 2030. ¿Es tal cosa realista?

En el momento actual, la situación más crítica es la de América del Norte, cuyo consumo decrece bajo el efecto de una fuerte alza de precios, imputable a la dismi-nución de la producción de Estados Unidos que las exportaciones canadienses no logran compensar.20 ¿Simple retraso de las inversiones o inicio de la depletion? Sin duda un poco de las dos:21

18 Lo que ya habíamos subrayado en nuestros comentarios del primer artículo de C. Campbell et J. Laherrère. Veáse: Martin Jean-Marie, “Concerning ‘The end of Cheap Oil” . Energy Policy, vol. 27, febrero, 1999, pp. 69-72.

19 Véase la nota 17. El equivalente en francés, en este caso son 1000 milliards.20 Es decir, un consumo de 753 Gm3 en 2000 que cayó a 727 en 2004, frente a una

producción que pasó de 728 a 717 (de los cuales 546 y 532 únicamente para Estados Unidos) y exportaciones canadienses que fluctúan entre 100 y 105 Gm3. Durante ese mismo período los precios a cabeza de pozo más que se duplicaron (de menos de 3 a más de 6$/Mbtu).

21 James Kunstler, La fin, op.cit, pp. 131-140.


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• únicamente las nuevas perforaciones mantienen la producción de Estados Uni-dos desde el año 2000, pero los pozos más recientes se agotan a una velocidad inquietante, a causa ya sea de la mejora de las perforaciones o del pequeño tama-ño de los yacimientos

• el descubrimiento de nuevos yacimientos escasea tanto que la prospección ha cesado prácticamente, fuera del Golfo de México

• Canadá que exporta ya las dos terceras partes de su producción no logra parar la declinación de esta última

• el recurso más importante al GNL, todavía muy limitado (2% del consumo), se en-frentará al pequeño número de sitios en los cuales se pueden instalar unidades de regasificación (una docena de proyectos se encuentran bloqueados actual-mente por oposiciones locales)

En escala mundial también se puede uno preguntar si las inversiones requeridas por el crecimiento esperado de la demanda de gas podrán seguir esa evolución, toman-do en cuenta las incertidumbres políticas que afectan:

• A Rusia, cuyas reservas enormes serán difíciles de explotar sin inversiones ex-teriores que son difíciles de atraer a causa de la hegemonía de Gazprom y de la falta de transparencia de las nuevas instituciones22

• Medio Oriente y África del Norte en donde grandes desarrollos serían posibles en Qatar, Irán o Libia, a condición de que las inversiones extranjeras sean bien acogidas.23

Por último, en un horizonte más lejano se plantea la cuestión de la depletion. Según la ASPO, el peak gas llegará entre 2020 y 2030.24 Para la AIE, en cambio, el pico se ve más lejos: a los 2350 Gb (380 000 Gm3) de recursos convencionales que quedan por recuperar se agregan por lo menos 1500 Gb (240 000 Gm3) de gas no convencional

22 Locatelli Catherine, “La stratégie russe d’exportation gazière: l’Europe contre l’Asie”, Gaz d’aujourd’hui, 2005, 129 (6), pp. 36-42.

23 IEA. World Energy Outlook 2005, op.cit. 24 “El pico de Hubbert de la producción mundial de gas natural podría llegar hacia

2020. Un poco más tarde si una crisis económica mundial o precios muy elevados reducen la demanda, un poco más temprano si la anticipación de la próxima depletion petrolera tiene por consecuencia una afluencia precipitada hacia el gas natural”, Yves Cochet, Apocalypse, op. cit, p. 130. El pico de producción “del gas natural debería tener lugar solamente algunos años después (del petróleo), en 2030, con algunas disparidades regionales”, según Jean-Luc Wingert, La vie…op. cit, p. 139.


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bajo la forma de coal bed methane (CBM)25 en las minas de carbón, de tight gas y de gas shales,26 recuperables en cerca de 70%. No están incluidos los hidratos de metano cuya recuperación es muy problemática.27

El gas natural no parece pues próximo a desaparecer, pero no será el gran sus-tituto de petróleo que se imaginaba hace 10 años. Va a costar más caro porque las enormes inversiones necesarias a su transporte suponen precios muy remunerado-res. La actual indización de sus precios sobre los del petróleo es una garantía. Podría incluso verse superada, en particular en América del Norte, por el endurecimiento de la competencia en el mercado mundial de GNL. Esto no es extraño a partir del mo-mento en que el gas comienza a enfrentar un menor interés por parte de compañías eléctricas que ahora prefieren el carbón.

El gran regreso del carbón

Fuente de energía dominante del siglo XIX, ¿acaso el carbón se está convirtiendo en la del siglo XXI? Numerosos observadores lo afirman. “The future is clean coal” decía en 2004 una cobertura de The Economist, en la línea de varios informes que anunciaban el regreso al frente de la escena de los combustibles sólidos.28 Esto apenas un cuarto de siglo después del anuncio de su salida inminente del balance energético mundial: al observar en 1979 las sustituciones entre fuentes de energía en un largo período del pasado, los investigadores del IIASA concluían que se daba una regularidad tan im-presionante que el sistema energético parecía dotado de un plan, de una voluntad,

25 Se trata del metano absorbido por carbón cuya liberación imprevista es causa de graves ac-cidentes mineros. Puede ser recuperado, en particular en depósitos de carbón demasiado pro-fundos para ser extraídos por perforaciones en las capas de carbón, a condición de resolver las siguientes dificultades: estimulación del depósito por facturación hidráulica cuando la presión es insuficiente, evacuación de grandes cantidades de agua que pueden preceder la llegada del gas a la superficie, evaluación incierta del recurso. En parte han sido resueltas en Estados Uni-dos en donde el CBM representa 10% del gas producido en 2005. Se encuentra en IEA, Resources. op. cit, pp. 86-87, la evolución de esa producción desde 1983 y el mapa de las cuencas carbon-íferas de donde proviene (principalmente San Juan, Nuevo México. Proyectos piloto están de-sarrollándose en Canadá, en China y en Rusia).

26 Estas dos últimas categorías corresponden a los gases llamados “encajonados” en arenas compactas, rocas porosas o esquistos gaseosos a muy grandes profundidades (5 000 metros o más). Su punto común es la débil permeabilidad de la roca depósito que se puede superar por fracturación hidráulica o por largas perforaciones horizontales. Esto se hace en Estados Unidos en donde ese tipo de gas representa 15% de la producción actual, o sea 15 000 Gm3 o 100 Gb.

27 Se trata de moléculas de gas atrapadas bajo alta presión y a bajas temperaturas en una “red” de moléculas de agua. Se les encuentra en las profundidades de los océanos y en las zonas de permafrost (Rusia, Alaska). Los problemas de su extracción y el mapa de sus depósitos en IEA, Resources, op. cit., pp. 89-91.

28 World Energy Council, Sustainable Global Energy Development: the Case of Coal, London, summer, 2004. World Coal Institute, Clean Coal: Building a Future Through Technology, London 2004.


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de un reloj (“the system had a schedule, a will, and a clock”, p. 15). La prolongación hacia el futuro de su funcionamiento pasado desembocaba en la expulsión definiti-va del carbón, empujado fuera del sistema por la competencia del gas natural, de la fisión nuclear, de la energía solar o de la fusión (SOLFUS), mucho antes del 2050.29

Nada de eso se dio en los hechos. Desde 1973, el consumo mundial del carbón creció a un ritmo promedio de 2.5% anual y sus intercambios internacionales en más de 5%.30 Muy recientemente el primero de esos dos crecimientos se aceleró in-cluso, con una tasa de 6.2% en 2004, muy superior a la del petróleo (3.2%) y del gas (2.7%).31 Ese éxito tiene un origen triple.

Recursos carboníferos abundantes y, en parte, baratos

Por lo menos 60% de los recursos fósiles todavía disponibles los son bajo la forma de combustibles sólidos. ¿Cuál es su volumen exacto? Las estimaciones no coinciden perfectamente, pero si se confía en las del Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), particularmente apreciadas, se observa que las reservas de carbón duro (hard coal) y de soft brown coal son tres veces más importantes que las de petró-leo o de gas. En cuanto a los recursos, los informes son extremadamente variables según que se incluya o no a los petróleos o a los gases no convencionales.

Esas reservas se encuentran distribuidas menos desigualmente que las del petró-leo, ya que están constituidas de tres subconjuntos de tamaño comparable: América del Norte, ex-URSS y Asia-Pacífico (China, India, Australia, principalmente). La dis-tribución de los recursos refuerza el peso de los dos últimos subconjuntos, a causa de los enormes yacimientos del Este siberiano, los cuales se extienden desde el lago Baïkal hasta la Mongolia exterior e interior.

En todas esas regiones los costos de extracción son muy variables, pero pueden ser muy bajos (del orden de $10/tonelada) cuando la explotación se efectúa a cielo abierto, con ayuda de excavadoras gigantes, caso del Powder River Basin en el oeste de Estados Unidos, de Queensland en Australia, de una parte del Kouznetsk y del Kanska-Atchinska en Rusia. Cuando los costos de transporte lo permiten, el carbón puede llegar a los lugares de consumo a costos comprendidos entre 30 y $50/tone-lada, o sea el equivalente de 7.5 a $12.5/barril de petróleo.

Un parque de centrales térmicas de carbón en expansión

Sobre los 17 000 TWh de electricidad producida en el mundo en 2005, cerca de 40% lo fueron con base en combustión de carbón y de lignito. En los grandes países car-

29 Marchetti C. and Nakicenovic N., The Dynamics of Energy Systems and the Logistic Substitution Model, Laxenburg, IIASA, 1979, 73 p.

30 Martin-Amouroux, Jean-Marie, “Charbon, tel le Phénix”, Medenergie, 17, octobre 2005, pp. 7-13.

31 Martin-Amouroux, Jean-Marie, “Energie mondiale 2004: l’emballement”, Revue de l’Energie, 567, sept-oct. 2005, pp. 316-319.


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boneros esos porcentajes son mucho más elevados: 52% en Estados Unidos y en Alemania, 72% en India, 78% en China, 80% en Australia, 94% en África del Sur, 95% en Polonia. Y no cesan de aumentar bajo el efecto de varias evoluciones.

Desprovistas de recursos de petróleo y gas, difíciles de aprovisionar por ga-soductos, las grandes economías de Asia no tienen otras soluciones más que ex-plotar sus yacimientos de carbón (China e India, en particular) para sostener una producción de electricidad que crece fuertemente (10 a 15% en China que en 2005 aumentó su parque eléctrico en 70 GW de los cuales ¡60 en centrales térmicas con base en carbón!).32

En América del Norte y en Europa, el espectro de posibilidades es más amplio, pero la crisis de la energía nuclear y el encarecimiento del gas natural empujan a la consolidación (Estados Unidos, Alemania, Europa Central) o al regreso (Italia, Reino Unido) de la producción eléctrica en centrales con base en carbón. Alimentada con combustibles sólidos a $50/tonelada, esa producción es ahora más barata que los ciclos combinados aprovisionados con gas a $6/Mbtu ($32/barril de petróleo) y aún que la nuclear (EPR), desde el momento en que las tasas de actualización superan 10 por ciento.

Mercados internacionales muy dinámicos

Desde 1980, los intercambios internacionales de carbón crecen al ritmo anual prome-dio de 5% entre dos grandes regiones importadoras (Asia industrializada y Europa occidental) y algunos países que se han convertido en grandes exportadores de carbón desde los choques petroleros de los años setenta. La reestructuración de la industria del carbón y la construcción de mercados internacionales (carbón coquiza-ble, carbón vapor del Atlántico y del pacífico) crearon una nueva dinámica.

Fraccionada durante mucho tiempo en empresas nacionales de tamaño medio, incapaces de producir y sobre todo de comercializar en gran escala, la industria del carbón se ha transformado. Al lado de algunas grandes compañías que sólo abas-tecen prácticamente al mercado de Estados Unidos (Peabody Energy, Arch Coal, Consol Energy, Massey Energy, Kennecott Energy), se desarrollaron otras, desde un principio sobre bases internacionales. Nacieron de las compras de activos del carbón por las multinacionales petroleras, buscando a través de la diversificación limitar los riesgos del retroceso del petróleo a principio de los años setenta.33 Con base en su experiencia de firmas multinacionales, Shell, Exxon, Chevron, BP, Occidental, Atlantic Richfield, Total y algunas más, crearon verdaderos mercados internaciona-

32 Martin-Jean-Marie, “Chine: le charbon-roi, jusqu’à quand?”, Revue de l’Energie, 563, enero-febrero, 2005, 14-18.

33 Humphreys David and Keith Welham, “The Restructuring of the International Coal Industry”, Int. J. Energy Issues, vol. 13, 4, 2000, pp. 333-347.


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les del carbón cuyo auge se ha mantenido desde principios de los años noventa.34 Posteriormente, una vez que regresó la abundancia petrolera, revendieron sus ac-tivos a grandes grupos mineros que concentraron y centralizaron la industria. A partir de entonces, Xstrata (ex-Glencore), Anglo American, Rio Tinto, BHP-Billiton y Drummond controlan 70% de las exportaciones de Australia y 85% de las de África del Sur y de Colombia. Las siguen de cerca firmas indonesias muy agresivas a las cuales desde hace poco se han unido las nuevas empresas rusas, provenientes de la privatización de 1998.35

Los cuatro pilares de la sabiduría energética

La perspectiva de un carbón que avanza más que el gas natural durante las próxi-mas décadas complica el dilema energético: satisfacer las necesidades de los países emergentes y de los países subdesarrollados sin degradar aún más el medio ambien-te local y planetario. A contenido calorífico equivalente, el carbón emite más grandes cantidades de desechos sólidos y de contaminantes (partículas, metales pesados, entre los cuales: mercurio, SO2, NOx) y emite casi dos veces más de CO2 (1123 kilos de equivalente carbono contre 651 por TEP) que el gas natural.

Mientras que las emisiones contaminantes se ven reducidas progresivamente, por la desulfurización de los humos y el recurso a técnicas de combustión con mejo-res resultados (supercrítica, ultrasupercrítica, lechos fluidizados, IGCC en un futuro cercano), las emisiones de gas de efecto invernadero continúan aumentando. En un plazo más o menos largo la situación será catastrófica. A pesar de hipótesis muy optimistas (un consumo mundial de energía de un poco más del doble, reanudación de la nuclear, despegue de las renovables e inicio de un secuestro-captura de CO2), el escenario de referencia de WETO-H2 desemboca en un volumen de emisión de CO2 en 2050 superior en 90% al de 2000. De 380 ppmv en la actualidad, esa trayectoria conduce a tasas de concentración de 800 a 900 ppmv.36 En este nivel, previenen los expertos en clima del IPCC, los aumentos de temperatura promedio de 4 a 6°C provo-can transformaciones con consecuencias dramáticas.37

¿Qué hacer para prevenirlas? WETO-H2 ha construido otro tipo de escenario que consiste en buscar las estrategias energéticas que permitirían tener una posibilidad

34 “La entrada de las compañías petroleras en la industria del carbón a partir de la mitad de los años setenta constituyó un acontecimiento de primera importancia”, Giraud Pierre-Noël, “Les marchés internationaux des charbons” (pp. 31-43), “Energie Internationale 1988-89”, París, Economica, 1988, 422 p.

35 Martin-Amouroux Jean-Marie, “Charbon : le choc des prix”, Revue de l’Energie, 555, marzo-abril, 2004, pp. 145-156.

36 Blanchard Odile, Criqui Patrick, Kitous Alban et Mima Silvana, “Impact des politiques climatiques sur le prix du charbon et les marchés de l’énergie”, próxima publicación en la Revue d’Economie Financière, 2006.

37 IPCC Special Report, Carbon Dioxide Capture and Storage, 2005, 53 p.


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sobre dos de no superar un aumento de temperatura de 2°C en 2100. Para lograrlo es imperativo inscribir la evolución de las emisiones en una trayectoria que desembo-que en una tasa de concentración máxima de 450 ppmv en 2050, lo que significa:

• un techo a las emisiones mundiales antes de 2020• un regreso al nivel actual antes de 2030• emisiones en 2050 reducidas a la mitad de su nivel actual

Admitiendo que no se puedan imponer tales trayectorias a los países en vías de industrialización, la única manera de permanecer debajo de la tasa de 450 ppmv en 2050 es obtener de los países industrializados que, en esa fecha, sus emisiones no superen la cuarta parte de las de 1990 (objectivo “factor 4”).

Éstos países se dirigirán por este camino únicamente mediante políticas de pre-vención de los cambios climáticos cuya severidad puede ser expresada por un valor dado a la tonelada de carbono, cualesquiera que sean las modalidades de integra-ción en las opciones energéticas (impuesto CO2 o compra de derechos de emisión). Las simulaciones revelan que un crecimiento lineal de ese valor carbono solamente permite una desaceleración del crecimiento de las emisiones. Para alcanzar el “fac-tor 4”, el crecimiento debe ser exponencial después de 2020, de unos veinte a varios cientos de euros por tonelada de CO2.

Bajo esa condición el mundo dará la espalda a un aprovisionamiento energético cargado de carbón mediante cambios en cuatro direcciones.

Captura-secuestro de carbono

Podría intervenir en más de 20% en la reducción de las emisiones de CO2 hacia el horizonte 2050. Gracias a los progresos de las tres técnicas de captura (pre, post y oxycombustión) y de numerosos experimentos de secuestro que se se están de-sarrollando (Weiburn, Sleipner, In Salah y Esbjerg que acaba de ser inaugurado en Dinamarca en el marco del programa de investigación CASTOR…), los costos de descarbonización podrían estar comprendidos entre 50 y 70 €/tonelada de CO2 evi-tado, de los cuales 70% son imputables a la captura, cualquiera que sea la tecnología utilizada. Los costos del MWh se verían aumentados en cerca de 15 € (+ 60%) para la producción térmica con base en gas y de 30 € (+ 90%) para la térmica con base en carbón (pulverizado con post-combustión o IGCC con précombustión). Su aplicación a 22% de la potencia eléctrica instalada en 2020, y a 40% en 2050, permitiría capturar anualmente 3 Gt de CO2 en 2020 y 6 en 2040.38

38 Délégation Interministérielle au Développement Durable, Climate Change, Energy and Sustainable Development: How to Tame King Coal?, París, enero, 2006, 88 pp.


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Nuclear

Según la Agencia Internacional de Energía, la producción mundial de electricidad nuclear va a estancarse en un poco menos de 3000 TWh hasta 2030, lo que significará una fuerte disminución de su contribución a la producción mundial de electricidad: de 17 a 9%.39 Este marco de evolución se encuentra en el extremo opuesto del que exigiría el objetivo “factor 4” en los países industrializados. Es sólo por un fuerte crecimiento más allá de 2030, que la energía nuclear podrá contribuir en aproxima-damente 10% de la reducción de las emisiones de CO2 en 2050.

Tanto en Europa (reciente declaración de Tony Blair) como en Estados Unidos (discurso sobre el Estado de la Unión del 31 de enero 2006), algunos signos parecen indicar mejores perspectivas. Más seguros y menos costosos (29 €/MWh), los reac-tores más evolucionados de General Electric (1350 MW instalados en Japón en 1998) y de Areva-Siemens (EPR 1500 MW) reinician programas de construcción. Más allá podrían intervenir los reactores de generación IV, lanzados en 1999 por un Forum Internacional que reúne una decena de países que proyectan la puesta a punto de sistemas eficaces, limpios y de alta seguridad. Entran en esta familia los nuevos reactores rápidos (RNR) y los VHTR (Very-high-temperature-reactor). Mientras tanto, el problema de la gestión de los desechos deberá haber sido solucionado en donde no lo ha sido (depósito de Yucca Mountain que sigue con problemas en Estados Unidos).

Energías renovables

Su desarrollo contribuiría con cerca de 15% de la realización del objetivo “factor 4”, si se fuera capaz de multiplicar por tres los volúmenes de energía esperados de la hidráulica, de la biomasa, de la solar, de la eólica, de la geotermia y de las energías de los mares (mareas, olas, corrientes, y gradiente térmico). ¿Es eso realista ? Glo-balmente los recursos movilizables lo permiten, pero numerosos obstáculos deberán ser superados en diversos campos:

• el acceso de las poblaciones más pobres del planeta a técnicas modernas de combustión de la biomasa, masivamente utilizada bajo la forma de leña con un rendimiento inferior a 10% (introducción de hornos o recipientes modernos re-ducen en 90% las emisiones de la combustión)

• la continuación del desarrollo de la hidroelectricidad, único tipo de producción que contribuye significativamente a la producción mundial de electricidad (18%), mediante la obtención de financiamientos internacionales en los países en desarrollo que disponen todavía de sitios por equipar; mediante la incitación

39 IEA, World Energy Outlook, 2004, op. cit., p. 431.


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a la rehabilitación de las instalaciones antiguas y a la extensión de la pequeña hidráulica (≤10 MW) en los países industrializados

• la aceleración de las políticas de difusión de la solar térmica (agua caliente sa-nitaria y calefacción de locales), en dondequiera que las condiciones climáticas lo permitan, así como de la solar fotovoltaica y de la eólica (10%/año), fuera y dentro de la red, en los límites impuestos por el carácter intermitente del solea-miento y de los vientos

• el ascenso de la producción de los biocarburantes (etanol, metanol, bio-diesel) no solamente a partir de granos o de la caña de azúcar sino también de materias celulósicas

• el desarrollo de la I&D sobre la gasificación de la biomasa que será capaz de apro-visionar las centrales eléctricas IGCC, sobre las células fotovoltaicas cuyos costos deberán bajar todavía de manera significativa y sobre todas las tecnologías que permiten convertir la energía de los mares

La Unión Europea, que se ha propuesto objetivos ambiciosos en todos los campos, obliga a sus miembros a seguir el paso (directiva que fija 21% de renovables en la producción eléctrica de 2010) y dedica importantes créditos a la I&D en renovables (6ème PCRD). En Estados Unidos, la Energy Policy Act del 8 de agosto de 2005 y el Dis-curso sobre el Estado de la Unión de enero de 2006 son también relativamente ambicio-sos, en particular en términos de la producción de biocarburantes (20% del consumo en 2020).40 En enero 2006, por último, China adoptó una ley marco que convierte en prioritario el desarrollo de las fuentes renovables.

Técnicas de utilización “muy bajas emisiones”

Cualesquiera que sean los logros en esas tres direcciones (captura-secuestro, nuclear y renovables), solamente se alcanzará la mitad de la necesaria reducción de las emi-siones de CO2. El resto vendrá solamente del desarrollo y de la difusión de las téc-nicas “muy bajas emisiones” (MBE) en la construcción, los transportes y la industria.

Tales técnicas existen. En la calefacción-climatización del habitat, Suiza y Ale-mania ya construyeron varios miles de alojamientos cuyo consumo no supera 30 kwh/m2, mientras que la norma 2000 era todavía de 158. Combinando aislamiento especial, recuperación de todas las pérdidas (aire, agua, desechos sólidos), equipa-miento solar de los techos y fachadas, pozos canadienses y bombas de calor, focos y equipos para el hogar “de bajo consumo”, el habitat “cero energía”, y aún “de energía positiva”, se convierte en realidad.

Bajo la presión del alza de los precios, los industriales prosiguen la elevación de las eficiencias energéticas sobre las cuales ya habían puesto el acento luego de los choques petroleros. Un buen ejemplo de esto lo proporciona la iniciativa ULCOS

40 Principalmente a partir de etanol celulósico que se espera producir a 75 CENTS/galón.


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(Ultra Low CO2 Steelmaking) lanzado por un consorcio de 48 compañías europeas con el fin de examinar, para compararlas, todas las técnicas susceptibles de reducir los consumos específicos de energía y las emisiones de CO2 de más de 30%, después de haber sido de 60% durante los últimos 40 años.

En materia de transporte, los automóviles de 3 litros y los automóviles híbridos (Prius) existen ya, pero los constructores tienen en mente otros modelos. Después de numerosas decepciones, los progresos de las baterías (con base en litio) van quizá a asegurar la penetración del automóvil eléctrico, de manera paralela a la sustitución de una parte de los carburantes petroleros por biocarburantes. A más largo plazo, el espectro de las posibilidades (hidrocarburos de síntesis, hidrógeno y pila de com-bustible, todo eléctrico) es todavía algo muy abierto e incierto.41 Sin olvidar que el automóvil “muy baja emisión” deberá insertarse en una evolución del transporte de las personas y de las mercancías hacia modos (ferrocarriles, navíos) con un menor consumo unitario de energía.

La movilización de todas esas técnicas permite, según los resultados de WETO H2, alcanzar el objetivo “factor 4” en los países desarrollados. Pero sólo se trata de una simulación. En los hechos, la difusión de las técnicas “muy bajas emisiones” muy posiblemente se enfrente a la inercia de los parques inmobiliarios (que se renuevan en un promedio de 1% cada año), al débil atractivo de los consumidores por técnicas muchas veces más costosas (focos “bajo consumo”), al gusto inmoderado por los automóviles poderosos y rápidos. A menos que, según Jacques Lesourne, el miedo de (carecer de energía) y fuertes alzas de precios cambian los comportamientos.

En conclusión

¿Llegó a su término la edad de oro de las energías fósiles? Parece verosímil, si lo que se quiere decir es un período de transición. Las fuentes fósiles estarán aún presentes durante las próximas décadas, pero con fuertes probabilidades de riesgos geopolíticos graves. Si efectivamente la depletion afectará a los petróleos convencionales, de aquí al año 2020, no provocará ciertamente la desaparición de los carburantes petroleros. Pero evidentemente los encarecerá. ¿En qué proporción? Las simulaciones del mode-lo Pôles dan para 2050, precios del petróleo y del gas de cerca de $100 (2005/barril), al cual se agregaría un valor carbono. Sin olvidar, sin embargo, que entre más elevado sea este último más reducirá el consumo de fósiles, entonces será menor el alza de los precios ya que su disponibilidad será más grande. En esos niveles de precios, numerosas técnicas “bajas emisiones” llegan a ser rentables. Pero hace falta tiempo para asegurar su difusión ¿Tendrán nuestros gobernantes la sabiduría y el valor de proclamar precios directores de la energía que inciten a no perder ya más tiempo? ▪

41 Bauquis Pierre-René, “Quelles énergies pour les transports au 20ème siècle?”, Revue de l’Energie, 561, noviembre 2004, pp. 569-585.

¿llegó a su término la edad jean-marie martin-amouroux* de

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