Escenarios
de emisiones futuras en el sistema energético mexicano
Juan
Quintanilla Martínez*
INTRODUCCIÓN
PROSPECTAR
ES MIRAR HACIA delante; es imaginar razonadamente lo que podría
ocurrir en el futuro, anticipar posibles riesgos y oportunidades.
Prospectar no es ni adivinar ni profetizar ni pronosticar; es
pues un ejercicio de exploración de futuros. Así,
futuros en plural, aunque se trate de un solo objeto de estudio;
porque si bien el futuro será función de lo pasado,
también lo será de lo que ocurra de ahora en adelante
y esto no está predeterminado. Las imágenes de la
prospectiva son un posible insumo de la planeación, pero
no son planeación. La planeación busca definir modos
de acción para que lo deseado y la realidad percibida sean
tan iguales como sea posible en el futuro. La prospectiva se contenta
con evaluar modos de evolución posibles, probables o deseables
de lo estudiado. Las futuras acciones definidas por los planificadores
pueden ser insumo para quienes hacen prospectiva. La prospectiva
es un conjunto de técnicas que permiten definir y establecer
alternativas evolutivas.
En la década de los ochenta y parte de los noventa, el
principal producto de exportación del país fue el
petróleo (cerca de dos terceras partes de las exportaciones
del país), y aún en la actualidad su participación
es importante (en el año 2000, las exportaciones petroleras
representaron 10.92% del total de exportaciones del país).
Sin embargo, nos preguntamos: ¿y en el futuro? En la medida
en que la economía nacional crezca, crecerá también
la demanda interna de hidrocarburos. Es muy probable que éstos
sigan siendo el principal energético del país en
buena parte del presente siglo. La sustitución de una fuente
de energía, por otra parte, ha requerido en el pasado de
lapsos de más de 50 años, y la única alternativa
que hoy parece viable en la escala necesaria, la nuclear, requiere
de grandes inversiones.
En las siguientes secciones de la presente contribución
se hará uso de la prospectiva para la creación,
análisis y discusión de algunas imágenes
de futuro del sistema energético mexicano, sus necesidades
de insumos energéticos, sus implicaciones ambientales y
posibles acciones de mitigación ante el cambio climático.
El sistema energético mexicano depende en 86.42% de energéticos
fósiles (el petróleo y sus productos derivados).
El consumo de éstos se localiza mayoritariamente en el
propio sector petrolero, en el sector eléctrico y en las
grandes concentraciones urbanas, en particular en el transporte
y la industria, con impactos ambientales considerables. Por otra
parte, existe una amplia legislación ambiental cuya observancia
requiere de cambios estructurales en la oferta y uso final de
los energéticos, así como cuidados en la producción
y distribución de los mismos, y en la disposición
de los desechos generados. Asimismo, es necesario prever la demanda,
monto y estructura de productos petrolíferos que requerirá
el desarrollo económico del país en los próximos
años, sujetos a las condiciones ambientales presentes y
futuras que la legislación y la sociedad misma están
imponiendo ahora e impondrán en el futuro. Adicionalmente,
las consideraciones en el ámbito nacional e internacional
relacionadas con el posible cambio climático global habrán
de manifestarse en presiones, internas y externas, sobre el país
para definir una posición y, con ellos, líneas de
acción para contender con aquél. El propósito
central es el de analizar los impactos del desarrollo económico
y social del país sobre la demanda de energía, así
como el comportamiento de las emisiones de bióxido de carbono
(CO2), óxido nitroso (N2O) y metano (CH4) con la finalidad
de presentar elementos de análisis para la toma de decisiones
en el ámbito energético-ambiental, en las esferas
nacional e internacional (ver el capítulo El cambio climático
global y la economía mexicana, de L. M. Galindo, en la
sección III).
EVOLUCIÓN
HISTÓRICA DEL SISTEMA ENERGÉTICO MEXICANO Y EMISIONES
ASOCIADAS
Todos
los países dependen de la energía para su desarrollo,
y el suministro energético para un país dado es
el resultado del balance de su producción doméstica,
exportaciones e importaciones. En la mayoría de los casos
el petróleo y los productos derivados constituyen las principales
fuentes de energía sobre las cuales descansa la confiabilidad
del suministro energético. En el caso de México,
siendo un importante productor y exportador de petróleo,
la dependencia energética de este insumo como fuente de
energía primaria es alta.
La gráfica 1 muestra la producción doméstica
de energía, el consumo interno, las exportaciones e importaciones
del país a lo largo del periodo 1965-2000. La evolución
del suministro total de energía es, casi en su totalidad,
dominada por la producción doméstica.
En el año 2000, la producción doméstica de
energía primaria por fuente tuvo la estructura siguiente:
petróleo crudo y condensados, 69.87%; gas asociado y no
asociado, 19.11%; carbón, 2.35%; nuclear, 0.93%; hidráulica,
3.56%; geotermia, 0.64%; bagazo de caña, 0.91%, y leña,
2.63%. La producción doméstica de hidrocarburos
(petróleo crudo y gas) representó 88.98% de la producción
total doméstica de energía primaria.
Las importaciones de energía primaria fueron sólo
de carbón, y las de energía secundaria fueron: coque,
1.94%; gas licuado, 19.42%; gasolinas, 19.71%; querosinas, 0.99%;
diesel, 6.73%; combustóleo, 31.60%; gas natural, 11.65%,
y electricidad, 0.45%.
GRÁFICA 1. MÉXICO: PRODUCCIÓN
DOMÉSTICA, OFERTA INTERNA, EXPORTACIONES E IMPORTACIONES
DE ENERGÍA
En
cuanto a las exportaciones de energía primaria, 99.99%
correspondieron a petróleo crudo y el resto a carbón.
Respecto a la energía secundaria su estructura fue la siguiente:
gas licuado, 3.35%; gasolinas, 57.79%; querosinas, 3.34%; diesel,
4.12%; combustóleo, 21.44%; productos no energéticos,
5.82%; gas natural, 3.83%, y electricidad, 0.31%.
Por lo que respecta a la oferta interna de energía primaria
compuesta por la producción doméstica, las importaciones,
las exportaciones, variaciones de inventarios, maquila e intercambio
y energía no aprovechada de fuentes primarias y secundarias
de energía , su estructura fue: petróleo crudo y
condensados, 45.36%; gas asociado y no asociado, 25.94%; carbón,
4.04%; nuclear, 1.42%; hidráulica, 5.41%; geotermia, 0.96%;
bagazo de caña, 1.37%; leña, 3.99%, y una fracción
muy pequeña de energía eólica. En términos
de energía secundaria, la estructura fue: coque, 0.56%;
gas licuado, 2.35%; gasolinas, 2.70%; querosinas, 0.04%; diesel,
1.08%; combustóleo, 3.46%; gas natural, 1.44%, y electricidad,
0.05%.
De acuerdo con la gráfica 2, el sector eléctrico
es el mayor consumidor de energía, seguido, en orden de
importancia, por los sectores: transporte, industrial, petrolero
(incluye una pequeña contribución de la coquización
de carbón), residencial, agropecuario, comercial y el público
y de servicios. En el contexto de la Convención Marco de
las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y su Protocolo
de Kioto, las emisiones al aire asociadas con el consumo de energía
corresponden al CO2, CH4 y N2O.
La gráfica 3 muestra las emisiones históricas asociadas
con el consumo energético de los sectores antes mencionados.
Es conveniente indicar que todos, excepto el petrolero, de acuerdo
con los Balances Nacionales de Energía 1965-2000, consumen
electricidad en sus actividades, y las emisiones de ese consumo
están incluidas en los del sector eléctrico. El
sector petrolero genera su propia electricidad y las emisiones
asociadas están incluidas en las de ese sector.
En el año 2000, el país emitió poco más
de 363 millones de toneladas de CO2. El sector transporte fue
el que contribuyó con la mayor cantidad, 116.2, siguiéndole
el sector eléctrico, 111.7; el industrial, 55.8; el petrolero,
48.5; el residencial, 20.2; el agropecuario, 6.4; y el comercial,
4.3 millones de toneladas de CO2. Estas cifras indican sobre cuáles
sectores convendría incidir en una política de reducción
de emisiones para contender con la problemática ambiental
del país y sus compromisos internacionales futuros.
GRÁFICA 2. MÉXICO: EVOLUCIÓN
HISTÓRICA DEL CONSUMO DE ENERGÍA POR SECTOR
GRÁFICA
3. MÉXICO: EMISIONES DE CO2 PROVENIENTES DEL CONSUMO
DE COMBUSTIBLES FÓSILES
En
el sector transporte, el consumo de gasolinas y diesel en el autotransporte
contribuye con 85.1% de las emisiones del sector; el resto tiene
su origen en el consumo de querosinas, gas licuado, combustóleo,
diesel y gas natural. En el sector eléctrico, el consumo
de combustóleo representa 66.1% de las emisiones de CO2,
y les siguen: gas natural, 16.7%; carbón, 15.5%, y diesel,
1.7%. En el caso del sector industrial, la participación
está dada por: gas natural, 45.8%; combustóleo,
25.6%; coque, 16.4%; diesel, 7.3%; gas licuado, 4.8%; querosinas,
0.2%, y gasolinas con una cantidad muy pequeña. Para el
sector petrolero y coquizadoras de carbón, los principales
contribuyentes a las emisiones son: gas natural, 65.1%; combustóleo,
15.0%; gasolinas y naftas, 5.4%; diesel, 4.45, y carbón,
3.0%. En el sector residencial: gas licuado, 91.4%; gas natural,
8.1%, y querosinas, 0.5%. En el sector comercial los contribuyentes
a las emisiones son: gas licuado, 93.8%, y diesel, 6.2%. Finalmente,
para el sector agropecuario la participación es: diesel,
92.5%; gas licuado, 7.5%, y querosinas con una pequeña
fracción. En consecuencia, para determinar la importancia
de la contribución a las emisiones de un sector dado de
la economía es necesario determinar, con detalle, la mezcla
de energéticos que consume.
GRÁFICA
4. MÉXICO: EMISIONES DE CH4 PROVENIENTES DEL CONSUMO
DE COMBUSTIBLES FÓSILES
GRÁFICA
5. MÉXICO: EMISIONES DE N2O PROVENIENTES DEL CONSUMO
DE COMBUSTIBLES FÓSILES
Las
gráficas 4 y 5 muestran las emisiones de CH4 y N2O asociadas
con el consumo de combustibles fósiles en el Sistema Energético
Mexicano. Estas emisiones, comparadas con las mostradas en la
gráfica 3, resultan pequeñas; sin embargo, tienen
un alto Potencial de Calentamiento Global Directo (cuadro 1) a
lo largo del tiempo y, por ello, es relevante su reducción.
A diferencia de las emisiones de CO2, las de CH4 y N2O pueden
ser reducidas mediante diversas acciones de carácter tecnológico
y de sustitución de combustibles, aspectos que se discutirán
en las siguientes secciones.
CUADRO
1. POTENCIAL DE CALENTAMIENTO GLOBAL DIRECTO
Gases de efecto invernadero seleccionados
|
GAS
|
EFECTO
DIRECTO EN EL HORIZONTE
|
|
|
20
AÑOS
|
100
AÑOS
|
500
AÑOS
|
| Dióxido
de carbono, CO2 |
1 |
1 |
1 |
| Metano,
CH4 |
56 |
21 |
6.5 |
| Oxido
Nitroso, N2O |
280 |
310 |
170 |
Fuente:
UNEP/OECD/IEA/IPCC, 1997.
PROYECCIONES
DE DEMANDA DE ENERGÍA Y EMISIONES ASOCIADAS
Las
proyecciones de demanda de energía primaria y final, así
como de las emisiones asociadas, que se discutirán en ésta
y las siguientes secciones, se basan en el modelo MODEMA (MOdelo
de DEMAnda) desarrollado por el autor en la Dirección General
de Servicios de Cómputo Académico (DGSCA) y el Programa
Universitario de Energía (PUE) de la UNAM. MODEMA es un
modelo de simulación tipo top-down. Las variables exógenas
son el producto interno bruto (PIB) del país, su estructura;
la población y su estructura; las intensidades energéticas
para los sectores y subsectores, y el consumo de energía
per cápita (ver el capítulo Modelación del
impacto económico de la mitigación de emisiones
de GEI, de M.E. Ibarrarán, en esta sección).
MODEMA incorpora ocho grandes sectores (petrolero, eléctrico,
industrial, transporte, residencial, comercial, público,
y agropecuario); 17 subsectores o ramas industriales (siderurgia,
petroquímica de PEMEX, química, azúcar, cemento,
minería, celulosa y papel, vidrio, fertilizantes, cerveza
y malta, aguas envasadas, automotriz, construcción, hule,
aluminio, tabaco, y otras ramas industriales); cinco subsectores
del transporte (autotransporte, aéreo, ferroviario, marítimo,
y eléctrico), y dos subsectores del residencial (rural
y urbano). También permite el cálculo de las emisiones
de ocho contaminantes (CO2, CO, SOx, NOx, N2O, CH4, HC y partículas).
Se consideran dos escenarios económicos (optimista y moderado)
y uno poblacional. Para cada uno de los escenarios económicos
(cuadro 2) tenemos dos opciones para las intensidades energéticas,
intensidades tendenciales y de opinión de expertos. Esto
último con el propósito de tener una idea sobre
cuál sería el efecto en la demanda y las emisiones
de las acciones de eficiencia energética y sustitución
de combustibles. El escenario de población supone que se
pasará de 98.8 millones de habitantes en el año
2000 a 111.5 millones para el 2010.
Las acciones de eficiencia energética se ven reflejadas,
respecto a la tendencia, mediante la opinión de expertos
de los diferentes sectores y subsectores. Las acciones de sustitución
de combustibles, respecto a la tendencia, se enfocan en los sectores
eléctrico, transporte y residencial, las cuales son aplicables
en cierta medida a otros sectores.
-
En el sector eléctrico se considera el efecto de la
política actual de sustitución de combustóleo
por gas natural, crecimiento limitado de la generación
hidroeléctrica, nuclear, geotermia y carbón.
Asimismo, se
compara con el caso en el que se tuvieran limitaciones en
la disponibilidad de gas natural, y que por ello fuese necesario
recurrir al combustóleo.
CUADRO 2. ECENARIOS ECONÓMICOS Y OPCIONES
DE MITIGACIÓN
|
Escenario
|
Opciones
de mitigación
|
| |
Optimista
2000-2010 DPIB
(Promedio anual )5%
|
Moderado
2000-2010 DPIB (Promedio anual )3%
|
|
| Intensidades
energéticas |
EOIA
(sin restricción) |
EMIA
(sin restricción) |
1.
No se impone restricción alguna sobre la generación hidro-eléctrica,
nuclear, geotérmica y carboeléctrica |
| Tendencias |
EOIA
(opción de gas - natural ) |
EMIA
(opción de gas - natural ) |
2.
Se considera que el crecimiento de la generación nuclea, hidroeléctrica,
geotérmica y carboeléctrica de los escenarios EOIA y EMIA
no se concreta o que lo hace parcialmente y que sus contribuciones
se cubren con ciclos combinados a base de gas natural. En
caso el sector transporte (auto transporte) hay una penetración
de gas natural. En sustituyendo, parcialmente, gasolinas por
gas natural. En el sector residencial hay una mayor penetración
de gas natural sustituyendo gas licuado de petróleo |
| |
EOIA
(opción combustóleo) |
EMIA
(opción combustóleo) |
3.
Misma consideraciones que en los escenarios EOIA y EMIA, pero
no hay suficiente disponibilidad de gas y se complementa con
combustóleo |
| |
EOIB
(sin restricción) |
EMIB
(sin restricción) |
4.
Idéntico que en la observación 1, pero se diluye la opinión
de expertos con medidas de eficiencia energética |
| |
EMIBGN
(opción de gas natural) |
EMIBGN
(opción de gas natural) |
5.
Idéntico que en la observación 2, pero se incluye la opción
de expertos con medidas de eficiencia energética |
| Opinión
experta |
EMIBCO
(opción combustóleo) |
EMIBCO
(opción combustóleo) |
6.
Idéntico que en la observación 3, pero se incluye la opción
de expertos con medidas de eficiencia energética |
DEMANDA
DE ENERGÍA: ESCENARIOS (BASE) SIN RESTRICCIONES
La
gráfica 6 muestra las proyecciones de demanda de energía
para los dos escenarios económicos, optimista (EO) y moderado
(EM), y de acuerdo con las opciones tendenciales (EOIA y EMIA)
y de opinión de expertos (EOIB y EMIB). En el periodo 2000-2010,
en el escenario EOIA la tasa de crecimiento promedio anual de
la demanda de energía es de 5.5%, y en el escenario EOIB
es 4.23%, en tanto que el PIB crece a 5%. En estas condiciones,
el escenario EOIB conduciría a un desacoplamiento entre
el crecimiento de la economía del país y su consumo
energético y, por tanto, representaría un rompimiento
con el comportamiento histórico de estas dos variables.
De acuerdo con las consideraciones de los expertos, en el escenario
EOIB se observa, para el año 2010, una menor demanda de
energía (12.67%) en comparación con el escenario
EOIA, consecuencia de un uso más eficiente de la energía,
cambio estructural o de ambos. Lamentablemente, la información
disponible no permite discernir entre estas posibilidades, tampoco
qué tanto de la reducción le corresponde a cada
una de ellas.
De darse el escenario EOIB, el país requeriría,
respecto al año 2000, 7.26% menos de energía por
peso producido. Esta reducción en la intensidad energética
del país (energía empleada por peso producido) resultaría
interesante; sin embargo, comparada con las reducciones que han
logrado otros países de la OECD en el periodo 1974-1991,
resulta pequeña y muestra las grandes posibilidades de
reducción en la demanda de energía mediante acciones
reales de conservación de energía, cambios en la
producción y cambio estructural en la producción.
Por ejemplo, en el periodo 1974-1991, el Japón redujo su
intensidad energética en 37.2%; es decir, en 1991 el Japón
requirió 37.2% menos energía para producir la misma
cantidad de PIB que en 1974, todo ello en dólares de 1985
(ECCJ 1992). Otros países de la OECD también han
logrado reducciones importantes; por ejemplo, Alemania, Estados
Unidos y el Reino Unido redujeron su intensidad energética
en 24.27, 26.09 y 28.07%, respectivamente, en el mismo periodo
que Japón.
GRÁFICA
6. MÉXICO: CONSUMO HISTÓRICO DE ENERGÍA
Y ESCENARIOS BASE DE DEMANDA DE ENERGÍA EN EL PERIODO 2001-2010
Por
el contrario, si el escenario de crecimiento económico
fuese el moderado, la demanda de energía sería menor
(en cualquiera de las dos opciones: tendencial [emib] y opinión
de expertos [emib]) en comparación con las correspondientes
al escenario optimista; sin embargo, este escenario económico
no sería el más deseable para el país.
EMISIONES
DE CO2, CH4 Y N2O: ESCENARIOS (BASE) SIN RESTRICCIONES
La
gráfica 7 muestra, para los escenarios considerados, la
evolución histórica y las emisiones de CO2 asociadas
con los escenarios de demanda de energía. Así, en
el año 2000 el país emitió 363 millones de
toneladas de CO2. Para el año 2010, en los cuatro escenarios
considerados, éstas pasarían a 630.6, 555.7, 526.3
y 464.2 millones de toneladas de CO2, respectivamente.
GRÁFICA
7. MÉXICO: EVOLUCIÓN HISTÓRICA (1965-2000)
Y ESCENARIOS (2001- 2010) PARA LAS EMISIONES DE CO2 ASOCIADAS
CON LA DEMANDA DE ENERGÍA
La
comparación de estas cifras hace ver los efectos de reducción
en las emisiones de las acciones que se mencionaron en la sección
anterior. Por ejemplo, si se diese el escenario EOIB, conduciría
a que en el 2010 se requiriese 12.67% menos de energía
y a la emisión de 555.7 millones de toneladas de CO2, esto
es, 74.9 millones de toneladas menos que en el escenario EOIA.
DEMANDA
DE ENERGÍA Y EMISIONES ASOCIADAS: ESCENARIOS CON RESTRICCIONES
Actualmente,
en México y en otras partes del mundo, la política
energética se orienta a un mayor uso de gas natural en
los sectores eléctrico, autotransporte, industrial, residencial
y comercial. Las razones son varias, pero puede decirse que la
más importante es de tipo ambiental. En el caso de México,
la política de sustitución de combustóleo
en el sector eléctrico; de gasolinas en el autotransporte;
de gas licuado de petróleo en el sector residencial, y
de diesel y otros combustibles por gas natural en los sectores
industrial y comercial tiene, claramente, objetivos ambientales.
Esto es, reducción de emisiones a la atmósfera dado
que el gas natural es un combustible que contamina en menor proporción
si se compara con el resto de los combustibles fósiles.
Para tener una imagen lo más amplia posible de los efectos
energético-ambientales de una política de gas natural,
se analizaron los siguientes escenarios:
Para
la sustitución de combustibles en el sector eléctrico:
- EOIA,
EOIB, EMIA, EMIB: sin restricciones.
- EOIAGN, EOIBGN, EMIAGN, EMIBGN: opción todo a gas natural.
- EOIAGN1, EOIBGN1, EMIAGN1, EMIBGN1: opción hidro-energía,
carbón y geotermia; el resto se va a gas natural.
- EOIAGN2, EOIBGN2, EMIAGN2, EMIBGN2: opción hidro-energía,
nuclear, carbón y geotermia; el resto se va a gas natural.
Para
el sector autotransporte:
- EOIA, EOIB, EMIA, EMIB: sin restricciones.
- EOIAGN, EOIBGN, EMIAGN, EMIBGN: opción a gas natural.
- En
el sector residencial:
- EOIA, EOIB, EMIA, EMIB: sin restricciones.
- EOIAGN, EOIBGN, EMIAGN, EMIBGN: opción a gas natural.
- Para
el sector industrial sólo consideraremos los escenarios
de eficiencia energética.
- EOIA, EOIB, EMIA, EMIB: sin restricciones.
En
el caso de la expansión del sistema eléctrico nacional
de acuerdo con los escenarios EOIA, EOIB, EMIA y EMIB sin restricciones,
se observa el fuerte crecimiento de capacidad de generación
en vapor (mayor y menor) e hidroeléctricas. Para el resto
de las tecnologías de generación, la capacidad,
prácticamente, se duplica para el año 2010. En estos
escenarios, las proyecciones para los combustibles usados en el
sector muestran para el año 2010, prácticamente,
una duplicación en la contribución de cada uno de
ellos.
Para los escenarios sujetos a restricciones (EOIAGN, EOIBGN, EMIAGN
y EMIBGN) – es decir que no se permite crecimiento de la
capacidad de ninguna de las tecnologías de generación,
excepto de las correspondientes a ciclo combinado basado en gas
natural, hay un crecimiento en la instrumentación de la
tecnología de ciclo combinado basado en gas natural. Ello
conlleva a un notable aumento de los requerimientos de gas natural
para generación eléctrica (gráfica 8).
Por ejemplo, en el escenario EOIAGN2 la generación eléctrica
únicamente con ciclos combinados basados en gas natural
implicaría, para el año 2010, 98.24 millones de
metros cúbicos de gas natural por día. Asimismo,
implicaría una importante reducción (45.6 millones
de toneladas respecto a las del escenario base) de las emisiones
de CO2 a la atmósfera (gráfica 9).
En cuanto a las emisiones de CH4, la situación es la opuesta;
esto es, se observa un incremento importante en las emisiones
respecto al escenario base. Este incremento se debe, fundamentalmente,
al uso de gas natural en el autotransporte y muy por debajo se
ubican las contribuciones de los sectores eléctrico y residencial
por el uso de este energético.
GRÁFICA
8. CONSUMO DE GAS NATURAL EN EL SECTOR ELÉCTRICO
PARA LOS ESCENARIOS BASE Y CON RESTRICCIONES
En
los escenarios EOIAGN1, EOIBGN1, EMIAGN1 y EMIBGN1, sujetos a
las mis- mas restricciones del caso anterior, excepto que ahora
se permite, adicionalmente, el crecimiento de la hidroenergía,
carboeléctrica y la geotermia, el resultado más
notable consiste en el fuerte aumento (menos fuerte que en el
escenario anterior) de la tecnología de ciclo combinado
basado en gas natural y el crecimiento de 2,100 MW a partir de
carbón. En este escenario se tiene un crecimiento, también
notable, de los requerimientos de gas natural para generación
eléctrica (gráfica 8), la necesidad de importar
carbón, y una reducción, ligeramente menor (gráfica
9), de las emisiones a la atmósfera en comparación
con el escenario EOIAGN, debido a la penetración de carbón
en sustitución de gas natural.
Finalmente, con los escenarios EOIAGN2, EOIBGN2, EMIAGN2 y EMIBGN2,
su- jetos a las restricciones previas, excepto que ahora se permite,
en adición, el crecimiento de la capacidad de generación
nuclear, los resultados generales son semejantes a los del caso
anterior, excepto que los requerimientos de gas natural son menores
(gráfica 8), los de carbón importado se mantienen,
y crece la demanda de uranio y de geotermia. Las emisiones de
CO2 a la atmósfera se reducen aún más (gráfica
9) como resultado de la sustitución de capacidad del ciclo
combinado a base de gas natural con capacidad nuclear. Las emisiones
de CH4 permanecen, esencialmente, iguales a las del escenario
anterior.
GRÁFICA 9. EMISIONES DE CO2 EN EL SECTOR
ELÉCTRICO PARA LOS ESCENARIOS BASE Y CON RESTRICCIONES
En
el caso del sector transporte, sólo se consideró
un escenario de sustitución de combustibles y se aplicó
al sector autotransporte mediante la sustitución de gasolinas
por gas natural. Para el año 2010, la sustitución
representa una reducción de 11.4 millones de barriles de
gasolina. La pequeña diferencia en los requerimientos de
gas natural en los escenarios EOIAGN y EOIBGN y los escenarios
EMIAGN y EMIBGN es consecuencia de las acciones de eficiencia
energética. Buena parte de los efectos benéficos
de tener motores más eficientes se ve reducida por los
problemas de vialidad que han reducido la velocidad promedio de
desplazamiento en las grandes concentraciones urbanas. Las emisiones
de CO2 a la atmósfera se reducen año con año,
conforme penetra el gas natural. Sin embargo, las emisiones de
CH4 crecen por la misma razón. Las emisiones de N2O sólo
tienen un carácter indicativo debido a la carencia de factores
de emisión para gas natural y gas licuado en el autotransporte
y del jet fuel en el sector de transporte aéreo.
En el caso del sector residencial, para los escenarios sin restricciones
se observan los mismos valores para todos los escenarios, lo cual
se explica por el hecho de que, de acuerdo con los supuestos del
modelo, el consumo depende de manera directa del escenario de
crecimiento de la población y, de manera marginal, del
escenario económico específico. Por otro lado, para
los escenarios de sustitución de combustibles en el sector,
se consideraron dos escenarios de sustitución de gas licuado
de petróleo por gas natural. El escenario de mayor grado
de penetración del gas natural se aplicó al escenario
de crecimiento económico optimista, y el de menor grado
de penetración al escenario de crecimiento económico
moderado. En ambos escenarios, las emisiones de CO2 y CH4 disminuyen
de manera progresiva conforme penetra el gas natural. El efecto
de la sustitución sobre las emisiones de CO2 es más
notable como consecuencia del factor de emisión correspondiente.
Las emisiones de CH4 también disminuyen, pero a un menor
ritmo, como consecuencia de la muy ligera diferencia entre los
factores de emisión del gas natural y gas licuado de petróleo.
CONCLUSIONES
Atendiendo
a consideraciones de crecimiento económico y con una política
de promoción del gas natural, la imagen de futuro energético
más deseable está constituida por el escenario con
restricciones: opción hidroenergía, nuclear, carbón,
geotermia (y el resto va a gas natural), constituido por el subconjunto
de escenarios: EOIBGN (opción gas natural) para los sectores
transporte y residencial y el EOIB (escenario base sin restricciones)
para los sectores industrial, petrolero, agropecuario, público
y de servicios).
La política de gas natural para sustituir otros combustibles
fósiles implicaría importantes incrementos anuales
en la demanda de ese energético y, por consecuencia, en
su producción doméstica, o depender fuertemente
de importaciones. Por ejemplo, si se diera el escenario más
deseable, con un poder calorífico para el gas natural de
35,420 kJ/m3, la demanda de gas natural pasaría de 3,892.5
millones de pies cúbicos diarios (110.2 millones de m3/día)
en el año 2000 a 4,880.4 (138.2 millones de m3/día)
en el 2005, y a 7,152 (202.5 millones de m3/día) en el
2010. Para el escenario menos deseable, las cifras correspondientes
serían 5,012.1 millones de pies cúbicos diarios
(141.9 millones de m3/día) en el 2005 y 6,764.9 millones
de pies cúbicos diarios (191.6 millones de m3/día)
en el 2010. Es importante mencionar que las cifras citadas incluyen
el gas natural que se emplea como energético y la parte
que se emplea como materia prima en la petroquímica.
Si bien las importaciones tienen su lado benéfico (razones
de logística, aprovechar precios bajos del energético
en el mercado internacional, etc.), también presentan toda
una serie de posibilidades adversas (dependencia de fuentes de
suministro externas al país y vulnerabilidad del sistema
energético nacional ante eventos externos, escalada de
precios, salida de divisas, no-disponibilidad o muy reducida disponibilidad
de recursos para invertir en el mejoramiento y la ampliación
de la capacidad de producción, transportación y
distribución del energético, etc.).
De acuerdo con datos de la Memoria de Labores de Petróleos
Mexicanos la reserva remanente de gas seco, a enero del 2002,
fue de 50,648.2 miles de millones de pies cúbicos. De darse
el escenario más deseable, la demanda acumulada de gas
natural al año 2010 representaría 18,823.5 millones
de pies cúbicos de gas seco. En consecuencia, los recursos
nacionales de gas seco serían más que suficientes
para satisfacer el escenario del crecimiento mencionado. La posible
limitante a éste y otros escenarios, se ubicaría
en la disponibilidad de recursos para invertir en el desarrollo
de los campos productores y en la infraestructura para su transportación,
procesamiento, almacenamiento y distribución.
Las acciones de eficiencia energética comentadas tienen
el efecto de reducir la demanda de energía y, con ello,
las emisiones asociadas con el consumo energético. Lo resultados
obtenidos indican “que no hay peor lucha que la que otros
hacen” y, por ello, la necesidad de llevar a cabo acciones
reales y sostenidas en este campo.
Si
bien estas acciones no resuelven el problema de emisiones, sí tienen
la virtud de contribuir, en forma importante, a la reducción
de ellas. Por otra parte, harían más competitiva
a la industria y a otras actividades mediante la reducción
de la energía requerida por peso producido. Asimismo, bajo
cualquier escenario de desarrollo económico y poblacional,
su impacto se haría sentir en el monto de las inversiones
que requiere el sector energético (petrolero y eléctrico)
para satisfacer la demanda de energía.
En el escenario más deseable, el cual incluye la penetración
de gas natural en el sector autotransporte, la demanda de gasolina
crece rápidamente, pasando de 194.7 millones de barriles
en el año 2000 a 238.3 en el 2005 y a 320.3 en el 2010.
Por otra parte, si se incluyen los consumos de gasolina de otros
sectores y sus usos como materia prima, la demanda total de gasolina
pasaría de 208.4 millones de barriles en el año
2000 a 252.4 en el 2005 y a 338.1 en el 2010. Tomando en cuenta
que la capacidad actual de refinación es de 1.525 millones
de barriles diarios, la demanda total de gasolina implicaría
que esta capacidad se ampliase a 2.1 millones de barriles diarios
en el 2005 y a 2.8 en el 2010. De no ser así, la demanda
no satisfecha con producción doméstica sería
satisfecha con importaciones y maquila e intercambio neto, tal
y como ocurre actualmente, pero con volúmenes mucho mayores.
Estos incrementos en la demanda de gasolina y en la demanda interna
de crudo, tendrían impacto en el nivel de producción
de crudo, en sus exportaciones y divisas para la economía
del país. En el año 2001, la producción de
crudo fue de 3.127 millones de barriles por día, de los
cuales se exportaron, en promedio, 1.7 millones de barriles diarios.
Satisfacer la demanda interna y mantener el nivel de las exportaciones
implicaría incrementar la producción de crudo al
nivel de 3.8 millones de barriles diarios para el 2005 y a 4.5
para el 2010.
En el sector residencial, en términos energéticos
la sustitución de un barril de gas licuado de petróleo
por gas natural equivale a emplear 105.421 metros cúbicos
de gas natural, y en términos de emisiones de CO2 equivaldría
a que se dejen de emitir 26.015 Kg de este contaminante. Las acciones
de racionalidad energética y de reducción de emisiones
apuntarían hacia el mantenimiento sistemático de
calentadores de agua basado en gas licuado y natural; la sustitución
de calentadores de agua con piloto por sistemas que no lo requieran;
la instalación de colectores solares para calentamiento
de agua con respaldo de calentador de gas convencional (Quintanilla
et al. 2001), y la sustitución de estufas con piloto por
estufas de encendido eléctrico.
BIBLIOGRAFÍA
Energy
Conservation Center (ECCJ). 1992. Japan Energy Conservation Handbook.
Japan.
Quintanilla, J. y M. Bauer. 1995. Projection of the Global, Regional
and Sectorial Energy Demand and Emissions for México. En:
Proceedings of the XVI World Energy Council, 1995, Work 4.3.13:
223-241. Tokyo, Japan.
Quintanilla, J. et al. 2001. Uso masivo de la energía solar
en sustitución de combustibles fósiles en la Zona
Metropolitana del Valle de México. México: PUE-UNAM,
Banco Mundial.
SE (Secretaría de Energía). 2001. Balance Nacional
de Energía 2000. México: Secreta- ría de
Energía.
Notas
*
Dirección General de Servicios de Cómputo Académico,
UNAM.
