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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

 

 

  • En el sector transporte se considera una penetración relativamente pequeña del gas natural en sustitución de gasolinas automotores y en el residencial la penetración de gas natural en sustitución de gas licuado. Por razones de espacio se discutirá en detalle el sector eléctrico y se harán breves comentarios sobre los resultados para otros sectores. Se refiere al lector a la bibliografía asociada a la presente contribución (Quintanilla y Bauer 1995).

 

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.

 

 

 

Periférico 5000, Col. Insurgentes Cuicuilco, C.P. 04530, Delegación Coyoacán, México D.F.
Última Actualización: 15/11/2007