Informe sobre la energía neta del petróleo y la transición renovable.

Este análisis trata sobre un estudio de la energía neta del petróleo para un periodo que nos lleva hasta 2040, basado en las previsiones sobre la producción de petróleo previsto, por parte de la AIE, seguido por un cálculo aproximado de la necesidad de energía aportada por el petróleo, para conseguir una TR- transición renovable (100%) en el periodo de estudio.

Utiliza varios escenarios en función de la energía neta aportada (optimista-pesimista) y realiza varias estimaciones en el cálculo de la energía neta por fuente petrolera (convencional, no convencional, LTO, etc).

Lamentablemente no entra en la disponibilidad de materiales críticos para completar la TR y esto deja un poco cojo, lo que es un magnífico estudio científico.

El informe está realizado por Jordi Solé, Antonio Garcia-Olivares, Antonio Turiel y Joaquim Ballabrera-Poy.

Desde mi punto de vista, peca de optimismo, desde el mismo punto de partida, cuando toma las previsiones de la AIE como correctas. Las discusiones sobre el EROI (energía neta) para cada fuente son complicadas y no dejan de ser aproximaciones. Ya es difícil estimar el Eroi inicial, pero calcular su desarrollo en el tiempo, para campos convencionales o no convencionales, a medida que se agotan, se antoja una labor extraordinaria, con un porcentaje de error elevado. También la estimación de URR (cantidad de petróleo total recuperable) esta sesgada por los datos oficiales, que suelen estar inflados.

El estudio , por la elaboración en el tiempo, no computa la falta de inversión en el periodo 2015-2021, lo que distorsiona un poco los gráficos, aumentando el tono optimista.

Muy interesante, pero solo para estudiosos del tema.

https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0960148117308972

https://doi.org/10.1016/j.renene.2017.09.035 Obtenga derechos y contenido

De una licencia de licencia

acceso abierto

Reflejos

•: Se estima la energía neta disponible futura de todos los líquidos de petróleo.
•: En nuestras previsiones se utilizan varios modelos para la evolución de la EROI con el tiempo.
•: Se estima la cantidad de energía de petróleo crudo necesaria para el despliegue de las fuentes de energía renovable.
•: Se calcula la tasa de despliegue de RES necesaria para compensar la disminución de energía neta.

Resumen

Usamos el concepto de Retorno de energía sobre la energía invertida (EROI) para calcular la cantidad de energía neta disponible que se puede esperar razonablemente de los líquidos petroleros mundiales durante las próximas décadas (hasta 2040). Nuestros resultados indican una disminución en la energía neta de líquidos de petróleo disponible de 2015 a 2040. Dicha evaluación de energía neta se utiliza como punto de partida para discutir la viabilidad de una Transición Renovable (RT). Para evaluar la tasa máxima de desarrollo de Fuentes de Energía Renovable (RES) para el RT, asumimos que, para el 2040, el RES alcanzará una potencia de 11 TW (10 12 Watt). En este caso, para 2040, entre el 10 y el 20% de la energía neta procedente de hidrocarburos líquidosserá requerido. Teniendo en cuenta el decaimiento de energía neta de los líquidos del petróleo, calculamos la tasa mínima anual de despliegue de FER para compensarlo en diferentes escenarios. Nuestro estudio muestra que si nuestro objetivo es mantener un aumento del 3% de la energía neta por año, se requiere una tasa anual de despliegue de RES del 8%. Tales resultados señalan la urgente necesidad de una política decidida en los diferentes niveles (regional, nacional e internacional) que favorezca la implementación del RT en las próximas décadas.

Palabras clave

EROI

Transición energética

Energía renovable

Combustibles fósiles

Líquidos de aceite

Energía neta

URR (últimos recursos recuperables)

1 . Introducción

La necesidad de una transición global hacia fuentes de producción de energía renovable , o Transición Renovable (RT), tiene ahora un lugar relevante en la agenda política, como lo ilustra el reciente compromiso de los países del G7 y la UE para un futuro suministro de seguridad energética sostenible (CE noticias, mayo de 2015) [1]. Pero incluso antes de este compromiso, los últimos años han sido testigos de un debate muy activo sobre la necesidad y viabilidad del RT en la investigación de políticas energéticas. Actualmente, en los foros climáticos, existe un acuerdo general de que, para evitar los efectos más dañinos del cambio climático y mantener la temperatura global bajo límites manejables, el RT no debe retrasarse más. En otras palabras, aunque algunos escenarios consideran la posibilidad de extraer suficientes combustibles fósiles para mantener el crecimiento económico y mantener el sistema de la misma manera que hoy [2] , los impactos ambientales y climáticos de seguir aumentando las emisiones de GEI se producirían en el futuro. consecuencias desastrosas.

Por otro lado, la viabilidad y el ritmo de la RT también ha sido objeto de un intenso debate sobre los recursos necesarios a desplegar para lograr un sistema de energía renovable 100% global. El debate se ha centrado básicamente en la cantidad de energía que podría producirse mediante fuentes renovables [3] y si las energías renovables (principalmente eólica y solar) pueden satisfacer, por sí mismas, las demandas energéticas mundiales presentes y futuras dada la variabilidad inherente de fuentes de energía renovables [4] , [5] . El potencial renovable global estimado por diferentes estudios oscila entre unos pocos Teravatios (TW) [6] , [7] a más de 250 TW [8]., dependiendo de la metodología utilizada para el cálculo.

Una segunda cuestión crucial en este debate es sobre los requisitos en términos de materiales disponibles y combustibles fósiles [9] , [10] , [11] , [12] . La literatura anterior concluyó que, en general, excepto por algunos elementos críticos, la disponibilidad de materias primas requeridas por la implementación de RT no sería una restricción limitante. Sin embargo, se ha constatado que la plena aplicación de cualquier RT requeriría un aumento significativo de la producción de materias primas [13] , lo que podría ser un desafío para la industria minera si otros sectores económicos o industriales exigieran producción de material adicional.

En conjunto, la transición a una combinación de producción de energía renovable no es una simple sustitución, sino el resultado de enormes inversiones de capital, materiales y energía. Siguiendo esta línea, un tema que aún requiere ser estudiado en detalle es cuánta energía estaría disponible para implementar completamente el RT en un período durante el cual todos o la mayoría de los combustibles fósiles serán eliminados gradualmente.

Dicho estudio debe tener en cuenta la tasa de disminución de la energía neta disponible de los combustibles fósiles actuales. Para hacerlo, es necesario investigar y comprender más dos factores. El primero se refiere a la cantidad de energía neta que la sociedad industrializada podría extraer de los combustibles fósiles si solo se tuvieran en cuenta las limitaciones geológicas. Es decir, ¿cuánta energía neta de combustibles fósiles tendremos a nuestro alcance? Como se ilustrará a continuación, la naturaleza no renovable de los combustibles fósiles (en una escala de tiempo de algunas décadas) resulta en una reducción continua de la cantidad de energía neta para usos discrecionales. El segundo factor a abordar, en relación con la reducción de la energía neta de combustibles fósiles geofísicamente disponible, es el ritmo de desarrollo de los recursos renovables.que se requiere para equilibrar tal disminución de la producción de energía de combustibles fósiles .

En este estudio, no consideraremos todas las fuentes de energía primaria fósil (incluido el gas o el carbón), pero nos centraremos solo en los líquidos de petróleo porque: i) el petróleo (y en particular el petróleo crudo) es un combustible clave para el transporte global (ya que representa alrededor del 94% del total de energía utilizada para el transporte [14] , [15] : y, a su vez, el transporte es un factor clave en nuestra economía globalizada, por lo que el comportamiento de la producción de líquidos petrolíferos es crucial en términos económicos para su rol sobre la conexión de los flujos de bienes y servicios a nivel mundial; y ii) este es el recurso cuya disponibilidad más se ha estudiado y cuya futura evolución productiva, a pesar del conocido debate [16] , [17], ha alcanzado el mayor consenso entre la comunidad investigadora. En la actualidad, el debate ya no se centra en el hecho de que las curvas con un agotamiento máximo y posterior deben usarse para representar / pronosticar el comportamiento de la producción de líquidos de petróleo, sino en los supuestos sobre los Recursos finalmente recuperables (URR, por lo tanto, la estimación de la cantidad de recursos que puede ser potencialmente recuperable, en una fecha determinada, más las cantidades ya producidas a partir de la misma) cuantificación, sobre las estrategias específicas para ajustar y pronosticar la producción (Sorell et al., 2010 [18] , [19] , [20] , y en la dependencia del pico del petróleo de los precios [21] .

La carga ambiental, en términos de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) asociadas al agotamiento geológico del petróleo convencional, ha sido revisada por Berg y Boland (2013) utilizando actualizaciones recientes de estimaciones de reservas restantes. Los resultados indican que, incluso si los niveles de concentración de GEI fueran más bajos que los pronósticos previos del IPCC (SRES2000), los niveles de concentración aún superarían el umbral crítico de 450 ppm cuando se utilicen esas reservas. La introducción de otros combustibles fósiles para una posible transición a los sustitutos del petróleo implica un aumento de las preocupaciones medioambientales, ya que los aceites no convencionales y los combustibles sintéticos de carbón a líquidos podrían aumentar significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) aguas arriba [18] 1). El carbón es ambientalmente más contaminante de GEI y su desarrollo intensivo en el futuro, como sustituto del petróleo, también tendría profundas implicaciones ambientales [22] , [23] , [24] . Sin embargo, se requiere un análisis cuidadoso de su disponibilidad e impactos climáticos / ecológicos; Además, la producción de carbón también se está agotando y las previsiones indican que las reservas se agotarán rápidamente [25] , [26] , [27] . También se ha sugerido que el gas natural es un recurso válido para satisfacer las necesidades energéticas futuras [28] . Por otro lado, el gas natural presenta problemas medioambientales similares a los líquidos derivados del petróleo, principalmente relacionados con las emisiones de gases de efecto invernadero [29]., y su agotamiento tampoco es en un futuro lejano [30] . identifica cinco contaminantes locales (PM2.5, NOx, SO 2 , COV y NH 3 ) y una emisión global (CO 2 ) generada por combustibles fósiles y bioenergía tradicionalusos que tienen efectos sobre la salud (derivados de la exposición al aire libre y la exposición en interiores) y efectos sobre la agricultura. Los costos derivados de los efectos en la salud no son soportados por el productor sino por el sector público, y los efectos sobre la agricultura no pueden ser detectados por los productores, pero provocan una menor productividad global de los cultivos que se puede cuantificar. En ambos casos, los costes se externalizan al proceso de producción. Los costos externos totales estimados por IRENA para el año base 2010 ascienden entre 4.8% y 16.8% del PIB global (o USD 3 billones-USD 10,5 billones). El amplio rango es el resultado de incertidumbres significativas en los costos asociados con la contaminación del aire, así como también de la suposición sobre los precios del carbono. El mismo informe concluye que duplicar la proporción actual de energías renovables reduciría las externalidades en 1,2–4 USD. 2 billones por año en comparación con las políticas actuales. Sin embargo, los mercados no pueden traducir estos costos en señales correctas de precios y, por lo tanto, una transición fuera del petróleo requeriría un apoyo activo de los gobiernos.

Debido a estos problemas de sostenibilidad, el supuesto aquí analizado es suponer que, si hay una disminución en la energía neta proveniente del petróleo y, como consecuencia, el transporte mundial futuro y muchos otros sectores económicos parecen estar en peligro [31] , la electricidad procedente de fuentes de energía renovable (FER) debería mantener el suministro neto de energía mundial. El enfoque seguido en este trabajo es, en primer lugar, estimar la evolución temporal de la energía neta proporcionada por los líquidos de petróleo, combinando las previsiones de producción de la Agencia Internacional de Energía (IEA) con las proyecciones sobre el Retorno de Energía de la Energía Invertida (EROI) de los líquidos de petróleo. . Esta elección se complementa con dos modelos de curvas de Hubbert con diferentes estimaciones de Recurso finalmente recuperable (URR) [32]y [33] . Se han utilizado tres modelos para la tendencia de la disminución de la EROI durante las próximas décadas (por ejemplo, Refs. [34] , [35] . A continuación, asumiendo que las FER se utilizarán y desplegarán intensivamente entre 2016 y 2040 con el fin de cubrir la brecha energética entre la demanda pronosticada y la producción neta de energía líquida de petróleo decreciente, evaluamos las tasas de crecimiento en la implementación de RES en dos escenarios diferentes de suministro de energía global: una meseta de producción de energía neta constante y un crecimiento anual del 3% en el suministro de energía neta total hasta 2040.

Uno de los puntos que faltan en las discusiones actuales sobre la necesidad del despliegue de las RES es la velocidad a la que deben desarrollarse y en qué momento deben estar operativas. El objetivo es brindar alguna orientación a los formuladores de políticas para planificar con mayor precisión el ritmo de desarrollo de las RES.

El artículo está estructurado de la siguiente manera. En la sección 2 , métodos, presentamos el concepto de EROI y revisamos cuidadosamente las proyecciones de la IEA en términos de energía disponible, que son los datos primarios de este estudio. Las proyecciones obtenidas para los escenarios propuestos se discuten en el apartado 3 , que está dedicado a la presentación de resultados y al análisis de los requerimientos energéticos para RT y tasas de despliegue de RES. En la sección 4 discutimos los principales resultados, y en la sección 5 mostramos las conclusiones y las implicaciones de política derivadas de este trabajo.

2 . Métodos

2.1 . Retorno de energía de la energía invertida

El EROI es un concepto introducido por Charles Hall [36] basado en las ideas iniciales utilizadas por Odum [37] para dar cuenta del uso de energía en los ecosistemas. Por lo tanto, EROI representa lo que podría llamarse energía útil o neta. El EROI viene dado por la relación entre la energía obtenida de una determinada tecnología de producción de energía durante su vida útil y la energía total invertida durante todo el ciclo de vida de la tecnología; se puede expresar como:(1)donde ε es el EROI, E p la energía producida y E i la energía invertida para obtener E p . Definimos la ganancia neta de energía del sistema (E n ):(2)

Si expresamos la energía neta (E n ) en función de ε obtenemos:(3)(4)

Entonces, para una cantidad constante dada de energía producida, la energía neta tiende a cero cuando el EROI se reduce a uno. A menos que se indique lo contrario, las ecuaciones (1) , (2) , (3) , (4) deben calcularse contabilizando los balances de energía durante un período de tiempo no menor que el ciclo de vida completo del sistema. También tenga en cuenta que la inversión en energía debe incluir todos los costos de energía para la fabricación de los materiales antes de la implementación del sistema, los costos de energía de la implementación, los costos de energía asociados con la operación y el mantenimiento del sistema, y eventualmente los costos asociados con el desmantelamiento. del sistema. Esta visión convencional del EROI [38] , [39]es, por tanto, estático y adecuado para tratar con sistemas (e incluso sociedades que dependen de esos sistemas), que son estacionarios. Sin embargo, este punto de vista puede plantear un problema grave cuando el EROI de una fuente de energía determinada no es constante [34] . Por ejemplo, [40] y [23] encontraron que el EROI para la producción de petróleo en Estados Unidos está relacionado con el nivel de producción y el nivel de esfuerzo (esfuerzo de perforación) en el tiempo. Por lo tanto, la EROI no disminuye de manera constante en el corto plazo, pero ambos estudios encuentran una tendencia negativa general a lo largo de décadas. En este trabajo tomamos, en aras de la simplicidad, una visión a largo plazo del declive del EROI y supondremos, como simplificación, tal declive constante ya utilizado en la Ref. [34] .

Debido a la relación no lineal entre la energía neta y el EROI, un EROI descendente podría pasar desapercibido hasta que su valor se acerque a 1, donde nuevas reducciones tendrían un impacto significativo en la energía neta disponible [35] , [41] , [42 ] .

2.2 . Proyección de la IEA en términos de energía bruta

Los datos de partida para estimar la evolución en términos de energía bruta provienen de los informes Annual World Energy Outlook (WEO) emitidos por la Agencia Internacional de Energía (IEA) que estiman la evolución de la producción global de diferentes hidrocarburos líquidos . Los datos de 2013 y la producción de petróleo prevista para 2013-2040 provienen del cuadro 3.6 de [43] . Estos valores se han combinado con los datos de la Ref. [44] para los años anteriores a 2013; en ambos casos las cifras corresponden al escenario de referencia de la IEA (Nuevas Políticas). Este escenario se toma como referencia de la futura producción primaria de petróleo ( Fig. 1 ayb).

Dado que las categorías de volúmenes producidos de todos los hidrocarburos líquidos no se corresponden completamente entre [44] y [43] ; se ha requerido cierta homogeneización . En Ref. [44] había una categoría denominada “Beneficios de procesamiento” (PG), que está ausente en la Ref. [43] Corresponde a aumentos en el volumen de hidrocarburos líquidos después de ser procesados en refinerías. Los combustibles refinados pueden tener más energía que los hidrocarburos de entrada debido a la mejora que tiene lugar en la refinería, que combina el petróleo con un aporte adicional de gas natural. Sin embargo, observe que, de acuerdo con la Segunda Ley de la Termodinámica, la suma de las energías del petróleo y el gas empleado es siempre mayor que la energía de los productos refinados. Por lo tanto, hemos decidido descartar completamente esta categoría para evitar la doble contabilidad si el petróleo y el gas se consideran por separado, porque de hecho no representa un aumento real en la energía de los hidrocarburos líquidos de entrada. Además [43] , contiene una categoría, “Recuperación mejorada de petróleo” (EOR), que no estaba presente en la Ref. [44]. Hemos considerado el criterio, quizás demasiado restrictivo, de que EOR se está empleando exclusivamente en campos que ya están en producción, por lo que acumulamos esta entrada con la de “Campos ya en producción”. Esta simplificación es discutible, no solo porque algunos campos experimentan EOR desde el comienzo de su producción, sino también porque algunos campos que comienzan a producir en la actualidad probablemente se enviarían a EOR dentro del período de tiempo de 25 años del pronóstico de la IEA.

Las figuras 1 ayb muestran claramente que la contabilidad de la IEA registra un pico de producción de petróleo crudo convencional (representado por la suma de áreas sombreadas en negro, cian y azul) alrededor de 2005. Además, los datos de la EIA anticipan un segundo pico por 2015 si los campos aún por desarrollar aumentan su producción (lo que parece poco probable en el escenario de precios del petróleo relativamente bajos que comenzaron en julio de 2014 y aún están en marcha durante el tercer trimestre de 2015), y una ligera disminución desde 2015 en adelante; La producción de crudo convencional pasaría de 70 Mb / d en 2005 a 65 Mb / d en 2040. El principal impulsor de esta decadencia es la disminución de la producción de crudo convencional de los campos ya existentes, que es de alrededor del 3% anual durante el período todo el período 2015-2040.

Con la inclusión de otras fuentes de hidrocarburos líquidos, la AIE estima que, para el 2040, la producción global de hidrocarburos líquidos sería, en volumen, de 100,7 Mb / d según su escenario de referencia. Vale la pena señalar que la marca de 100 Mb / d también se otorgó para el final del período proyectado del escenario central [44] (ver Fig. 1 b); aunque en el caso de [44] el final del período proyectado fue 2035. La producción estimada para 2035 en la Ref. [43] está muy cerca, 99,8 Mb / d. Esta coincidencia en el valor esperado de la producción volumétrica total en ambos WEO, en alrededor de 100 Mb / d para 2035, es aún más llamativa teniendo en cuenta las diferentes formas de las curvas derivadas de las Refs. [43] y[44] (ver Fig. 1 a – b).

En la Tabla 1 resumimos las diferencias entre ambos escenarios. La Tabla 1 muestra que las cifras publicadas en los escenarios IEA no corresponden a pronósticos gratuitos sino a pronósticos con metas de producción predefinidas. Por ejemplo, la gran diferencia durante los primeros años del pronóstico en la categoría “Campos a desarrollar” (FTD) en la Ref. [43] (hasta 4,3 Mb / d) se compensa posteriormente con un aumento mucho más lento para 2035, año en el que el escenario [44] supera esa categoría de [43] en 7 Mb / d. Este gran aumento en los primeros años de [43] con respecto a los de [44] no puede explicarse por la diferencia de dos años en el inicio de la categoría (FTD en Ref. [44] comienza en 2013 mientras que en la Ref. [43] comienza en 2015). Esta gran desviación al comienzo del período de pronóstico tampoco puede explicarse por la asignación de EOR a la categoría “Campos existentes” en la Ref. [43] ; porque otra atribución de EOR debería aumentar “FTD” en la Ref. [43] aún más con respecto a 2012. Además, la desviación positiva en “Campos existentes” y la negativa en “FTD” para 2035 no puede justificarse por una posible atribución excesiva de EOR a “Campos existentes” (las desviaciones son + 8 Mb / d en Campos existentes y −7 Mb / d en Campos a desarrollar, mientras que la EOR máxima es de 5,8 Mb / d). También vale la pena señalar que [43]tiene una dependencia mucho más fuerte en la evolución de los campos LTO pero no hay categoría PG en 2012. Incluso si ignoramos las variaciones en las otras categorías, (posibles "errores de aproximación"), las diferencias observadas en "Campos existentes", "FTD ”,“ LTO ”y“ PG ”son bastante significativas, pero sorprendentemente la diferencia entre [43] y [44] totales es muy similar, como se muestra en la última columna de la Tabla 1 .

Cuadro 1 . Diferencias en los volúmenes esperados de hidrocarburos líquidos producidos según la categoría entre [43] y [44] (WEO 2014 - WEO 2012); todas las cifras expresadas en Mb / d. Las etiquetas son las siguientes: “Existente”: Petróleo crudo convencional de campos ya existentes; “TBD”: Petróleo crudo convencional de campos por desarrollar; “TBF”: Petróleo crudo convencional de campos aún por encontrar; “LGN”: líquidos de gas natural ; “LTO”: aceite hermético ligero; “Otro”: Otro no convencional; “Total”: la suma de todas las columnas anteriores; “Total-PG”: Como la columna “Total”, pero restando la categoría “Beneficios de procesamiento” de la Ref. [44] .

	Existente	TBD	TBF	NGL	LTO	Otro	Total	Total (-PG)
2015	2.1	−0,3	0,1	−1,3	1.1	−0,4	1.3	−1,1
2020	−1,9	4.2	−0,7	−1,0	2.4	−0,6	2.4	−0,5
2025	−2,6	4.3	0,7	−0,8	2.1	−0,7	3,0	0,5
2030	2.0	−1,0	1.4	−0,4	2.9	−1,1	3.8	0,8
2035	8.0	−7,0	0,7	−0,7	2,7	−0,9	2.8	−0,2

Es difícil creer que durante el período de dos años que va de 2012 a 2014, las condiciones de producción realmente han cambiado tanto pero, sorprendentemente, conducen a la misma cifra redonda de 100 Mb / d de volumen total producido en 2035. Por lo tanto, es evidente que un objetivo de producción se ha fijado externamente y que las categorías se trabajan de acuerdo con algunas limitaciones flexibles para alcanzar el objetivo de producción. Esto implica que los valores de predicción de la AIE deben tomarse con un poco de cautela, ya que pueden ser demasiado optimistas sobre el futuro de la producción de las diferentes categorías de hidrocarburos líquidos. De hecho, estos datos no introducen restricciones basadas en la geología o la termodinámica, pero consideran la energía necesaria para un nivel pronosticado de actividad económica.

La evolución en la producción de hidrocarburos líquidos que se muestra en la Fig. 1 ayb se refiere al volumen (millones de barriles por día) de la producción de petróleo. Para estimar la energía bruta resultante, necesitamos traducir los volúmenes producidos en unidades de energía (barriles de petróleo equivalente, boe), porque no todas las fracciones líquidas tienen la misma cantidad de energía por unidad de volumen. Al hacerlo, obtendremos una estimación de la energía bruta de los hidrocarburos líquidos producidos. Todos los factores de conversión que estimaremos para los líquidos de petróleo a energía bruta aquí se suponen constantes a lo largo del tiempo, lo que sigue nuestro criterio de dar un cálculo optimista para el pronóstico de la IEA.

Para estimar el contenido energético de los líquidos de gas natural (LGN) asumimos que las fracciones de etano, propano y butano en la producción mundial de LGN son las mismas que las observadas en la producción de LGN de los EE. UU., Es decir, 41% de etano, 30% de propano, 13% gasolina natural, 9% isobuteno y 7% butano (https://www.energyandincomeadvisor.com/ngl-price-update-the-lighter-end-of-the-barrel/).

El contenido energético de estas fracciones es aproximadamente el siguiente ( https://www.neb-one.gc.ca/nrg/tl/cnvrsntbl/cnvrsntbl-eng.html ): 18,36 GJ / m 3 (etano), 25,53 GJ / m 3 (propano), 28,62 GJ / m 3 (butano), La entalpía de combustión del gas propano incluye algunas pérdidas de productos, por ejemplo, cuando los gases calientes, incluido el vapor de agua, salen de una chimenea (conocido como poder calorífico inferior) es −2043,455 kJ / mol, lo que equivale a 46,36 MJ / kg. Los valores caloríficos bajos del etano, butano, isobuteno y gasolina natural son 47,8, 45,75, 45,61 y 41,2 MJ / kg, respectivamente.

La densidad del propano líquido a 25 ° C es 493 kg / m 3 . El propano se expande a un 1,5% por -12,22 ° C. Así, el propano líquido tiene una densidad de aproximadamente 504 kg / m 3 a 15,6 ° C y 494 kg / m3 a 25 ° C [45] . Asumimos las siguientes densidades para etano, propano, butano, isobutano y gasolina natural (kg / m 3 ): 570, 494, 599, 599, 711.

Estrictamente hablando, el etano no debe considerarse como un recurso energético ya que se utiliza casi por completo para producir plásticos, líquidos anticongelantes y detergentes ( http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=5930 ). Sin embargo, las estadísticas de la IEA incluyen regularmente esta fracción de los LGN en su concepto de “todos los líquidos” y así lo hacemos en este trabajo. Por lo tanto, las proyecciones de energía discutidas en este trabajo pueden considerarse estimaciones optimistas.

Light Tight Oil (LTO) denota petróleo convencional que contiene hidrocarburos livianos, que ha sido atrapado por una roca no permeable y no porosa como el esquisto [46] y su contenido energético no debe ser mucho menor que el del crudo convencional.

[47] asume el mismo contenido energético para el petróleo sintético procedente de arenas bituminosas y para el petróleo crudo. Asumiremos el mismo contenido energético también para otros aceites no convencionales.

El poder calorífico alto (HHV) por unidad de masa es relativamente constante para diferentes tipos de aceites (alrededor de h m = 45,54 J / kg), debido al hecho de que la mayoría de las fracciones de HC en el aceite están cerca de la fórmula molecular (CH 2 ) n , donde CH 2 es el módulo de construcción básico de HC lineales. Así, para calcular el HHV por unidad de volumen h v (J / m 3 ) de los aceites no convencionales usaremos la siguiente fórmula:(5)h v = 45,54 ρdonde ρ es la densidad del combustible después de la mejora, que está relacionada con los grados API, una medida de lo pesado o liviano que es un líquido de petróleo, en comparación con el agua [48] :(6) $ρ = ρ_{w} [\frac{141.5}{A P I + 131.5}],$ donde ρ w es la densidad del agua (1000 kg / m 3 ).

Según [49] ; la actualización del betún (con 8 ° API) a syncrude (con 31–33 ° API para la " mezcla dulce syncrude ") se realiza en dos pasos. Una primera actualización parcial produce un crudo de calidad de tubería de 20-25 ° API. La segunda actualización (completa) produce un producto final, que es similar al aceite convencional. Una alternativa al primer paso es diluir el betún con líquidos de gas natural para producir “ dilbit ” con 21,5 ° API aproximadamente. Suponiendo un producto final de 32 ° API en todos los casos, la densidad del aceite del betún mejorado es 865 kg / m3.

La mejora del kerógeno es diferente a la del betún, pero el producto final es un aceite de 30 ° API aproximadamente [50] , o 876 kg / m3.

Suponemos que la densidad media de los aceites no convencionales mejorados es el promedio de las dos últimas densidades, es decir, 870,5 kg / m3. Según US Oil (2014) la densidad aparente de un barril de petróleo estándar de 159 L y 1 BOE de contenido energético (HHV) es de 845,5 kg / m3. Por lo tanto, el contenido de energía de un barril de petróleo no convencional es prácticamente igual al de un barril de petróleo estándar.

Con estos supuestos, se puede obtener la contribución de energía bruta agregada de todos los líquidos y sus componentes a medida que evolucionan a lo largo del tiempo, y se representan en la figura 2 . Podemos observar cómo la energía bruta total de los líquidos petrolíferos está creciendo a una cantidad total de 95,3 Mboe / día en 2040 con un decaimiento del Crudo (con 29 Mboe / día en 2040) compensado por las categorías de “Campos por encontrar” ( FTF) y FTD.

2.3 . Producción de petróleo

Hicimos una estimación alternativa de la evolución de todos los líquidos con la ayuda de un ajuste de Hubbert de la producción histórica bruta de energía que utiliza la estimación [51] del Recurso finalmente recuperable (URR).

Los datos históricos de producción se han extraído del portal de datos The Shift Project, 2 que los toma de la Ref. [52] y las estadísticas históricas de la EIA de EE. UU.

Para el consumo mundial futuro, los datos históricos del petróleo se han ajustado mediante una combinación de dos funciones "Hubbert" de la forma:(7) $P = \frac{f u g_{1} e^{- g_{1} (t - t_{1})}}{{[1 + e^{- g_{1} (t - t_{1})}]}^{2}} + \frac{(1 - f) u g_{2} e^{- g_{2} (t - t_{2})}}{{[1 + e^{- g_{2} (t - t_{2})}]}^{2}}$

Donde P es la producción anual de líquidos de petróleo, u es su recurso finalmente recuperable (URR), f la fracción de u que pertenece a la primera función logística , g 1,2 es el parámetro de la tasa de crecimiento de las dos funciones logísticas y t 1,2 el año de máxima producción de las dos logísticas.

Una buena estimación de u (En última instancia recurso recuperable) es importante para reducir el número de parámetros libres en el ajuste a solamente g y t p . El recurso de petróleo total que se estima recuperable de un área determinada (que difiere del total de “petróleo en el lugar”, ya que no todo puede ser recuperable) es el recurso finalmente recuperable (URR) para esa área. En cualquier momento, la URR es equivalente a la suma de la producción acumulada, las reservas restantes y los recursos recuperables estimados de los depósitos no descubiertos, normalmente denominados “aún por encontrar” (YTF) [53] .

En nuestro ajuste, URR es solo el área de la curva, y restringe fuertemente la forma de la curva, lo que disminuye la incertidumbre de g y t p . Después de obtener estos dos parámetros, la función resultante se utiliza para pronosticar las tasas de producción futuras.

La URR para líquidos de aceite ha sido estimada por las Refs. [51] , [54] para ser 3 × 10 12 boe, alrededor de 400–420 Gtep. Tomando el valor más grande, se obtienen 17580 EJ para el parámetro u . Se obtiene un mejor ajuste de raíz cuadrada media no lineal con R 2 = 0,999 para los siguientes parámetros: f = 0,07, g 1 = 0,049, t 1 = 2021, g 2 = 0,155, t 2 = 1977. Para compensar un posible sesgo pesimista, una alternativa En el montaje también se ha utilizado URR de 4 × 10 12 boe. Esta cifra se acerca al valor superior utilizado por la Ref. [32]para el URR del petróleo convencional, que se ha considerado mayor que el URR real con una probabilidad del 95% [55] .

La figura 3a muestra los dos ajustes obtenidos hasta 2050 y la figura 3b compara la proyección de energía total obtenida con los datos de la IEA (línea continua gris) con la obtenida del ajuste pesimista de Hubbert (línea discontinua negra) y el ajuste optimista de Hubbert (línea discontinua gris). Las proyecciones de IEA y ajuste pesimista tienen una evolución similar dentro de una barra de error de 5-10 EJ / año de 2010 a 2021. Después de 2021, la proyección de IEA continúa su crecimiento y se separa marcadamente de nuestro ajuste pesimista, que declina. Esta proyección sería consistente con un URR mayor que 3 Tbep, por ejemplo, un URR = 4 Tbep sería ampliamente capaz de alimentar un aumento sostenido de la producción de petróleo hasta 2040. Sin embargo, cuando los FTF se eliminen de las fracciones de la IEA, la proyección de la IEA así modificado (línea de puntos) se acerca más al ajuste pesimista con un error de 5 a 10 EJ / año hasta 2035. Después de ese año, las dos curvas se separan debido a su diferente tasa de decaimiento, que es lineal para IEA y exponencial para el ajuste. La línea negra continua en la figura corresponde a los datos históricos del portal TSP utilizados para los ajustes de Hubbert.

3 . Resultados

3.1 . Energía neta en una economía global basada en combustibles fósiles

A partir de la Fig. 2 de la estimación de energía bruta, podemos estimar la energía neta utilizando la definición de EROI. Como primera aproximación, hemos asumido que la EROI es diferente para cada tipo de hidrocarburo pero constante en el tiempo, por lo que hemos obtenido las estimaciones de producción neta de energía para los 5 tipos que se muestran en la Fig.2 . Hemos supuesto EROI = 20 para los campos existentes de crudo convencional [42] . Para los campos que se desarrollarán, hemos asumido que un EROI de 10, la mitad del valor de los campos existentes, que es un compromiso entre el EROI de petróleo no convencional y el EROI de los campos existentes [56] . Hemos estimado el EROI para líquidos de gas naturalteniendo en cuenta un EROI de 10 informado para el gas natural y la energía necesaria para separar las fracciones de LGN; el resultado es EROI = 7.7. Por último, para el petróleo no convencional asumimos que el 80% es explotación “extraída” y el 20% “in situ”, con EROI de 2,9 y 5 respectivamente [57] . La EROI combinada de los no convencionales se estima promediando los aportes de energía bruta para cada unidad de energía producida, lo que implica que la EROI combinada se estima como la inversa del promedio de las inversas de ambos tipos de EROI, a saber:ε un = [0.8 (2.9) −1 +0.2 (5) −1 ] −1 ≅ 3.2

El aceite Light Tight Oil es energéticamente caro de extraer [57] , pero no necesita mejorarse; por lo tanto, suponemos para él el mismo EROI, 5, que para las arenas bituminosas sin mejoramiento [57] . Se supone que los campos que se encuentran se encuentran a gran profundidad y / o ubicaciones en el mar y tienen el mismo EROI. El EROI utilizado para cada líquido se resume en la Tabla 2 .

Cuadro 2 . EROI de los diferentes aceites líquidos considerados para calcular los resultados de la Fig.2 .

	Petróleo crudo	TBD	TBF	NGL	suboficial	LTO
EROI	20	10	5	7.7	3.2	5

La energía neta para cada fracción líquida de petróleo se muestra en forma agregada en la Fig.4 . Podemos ver que, desde 2015, la energía neta agregada disponible de los líquidos del petróleo es casi constante, alcanzando un valor ligeramente superior a los 80 millones de barriles de petróleo equivalente (en energía neta) por día para el 2040.

Un cálculo más preciso de la energía neta requiere que la EROI de cada recurso no renovable disminuya durante las próximas décadas porque el agotamiento tiende a aumentar la energía invertida en la extracción (E i en la ecuación (1) ) [34] . propusieron dos dependencias funcionales para la disminución de EROI con el tiempo, lineal (en adelante modelo L) y exponencial (en adelante modelo E), para casos pesimistas y optimistas, respectivamente:(8) $ε (t) = ε_{2013} - δ (t - 2013)$ (9) $ε (t) = ε_{2013} - e x p (\frac{t - 2013}{τ})$

El parámetro ε 2013 es el valor inicial de EROI en el año de referencia 2013. En lo que sigue supondremos δ = 0,25 año −1 (en el modelo L) y τ = 43 años (en el modelo E). Estos valores corresponden al escenario de variación exponencial intermedia y variación lineal gradual , respectivamente, en el trabajo de [34] . Debe notarse que el valor mínimo que se permite tomar ε (t) es 1. Para valores de EROI por debajo de 1 el hidrocarburo ya no será una fuente sino un drenaje de energía y por lo tanto asumimos que su producción sería descontinuada.

La Fig. 5a muestra la energía neta obtenida cuando el modelo L, eq. (8) , se utiliza. La energía neta es la misma que en la Fig. 4 hasta 2015 y después de ese año disminuye como se muestra en la Fig. 5 a. La Fig. 5 b representa la energía neta obtenida cuando el modelo E, eq. (9) , se utiliza.

Como se muestra en la Fig. 5 a – b, ambos modelos predicen un pico de energía neta aproximadamente en 2015, con una incertidumbre de algunos años porque el tiempo de resolución de los datos es de 5 años. El descenso es bastante pronunciado en el caso de la función lineal. Además, para este modelo ( Fig.5 a), todas las fuentes, excepto el crudo convencional de los campos existentes y los campos a desarrollar, están completamente agotadas (en términos de energía neta) para el 2030. En el modelo de decaimiento exponencial ( Fig. 5 b) la caída estimada después de 2015 es más suave y lleva la energía neta de 80 a 70 Mbep / d al final del período.

Un modelo diferente para la evolución futura del petróleo EROI fue propuesto por la Ref. [58] y consiste en una disminución cuadrática de EROI en función de la fracción de Recurso finalmente recuperable (URR) que no se ha extraído ( R f (t) ). La fracción restante del petróleo total se puede calcular para cada año a partir del área de la curva de Hubbert correspondiente que se muestra en la Fig. 2 -a. Luego, el EROI para los diferentes componentes del aceite se modela de la siguiente manera:(10)ε j (t) = k j R f (t) p t> 2013donde k j = [ ε j (2013) - ε ∞j ] / R f ( 2013 ) p , para el componente j del aceite y t es el año. Esta expresión predice que el EROI petrolero toma su valor observado en 2013 y tiende asintóticamente a cero en el largo plazo. [33] ; ver Material Suplementario) obtuvo p = 3.3, un valor que proporciona un ajuste apropiado al decaimiento observado de EROI entre 1900 y 2010, y es el valor usado en este trabajo. La estimación de la energía neta obtenida con este modelo potencial (en adelante modelo P) se muestra en la Fig.5C. Se puede apreciar cómo el pronóstico para este modelo da un enfoque más optimista que los dos anteriores, con un lento decaimiento de todos los líquidos de energía neta incluyendo un pequeño crecimiento de energía neta alrededor de 2020-25 con un valor final alrededor de 75 Mb / d.

3.2 . Transición renovable y tasas de despliegue de RES

En las secciones anteriores, todos los modelos considerados muestran el decaimiento energético neto de los hidrocarburos líquidos.durante los próximos 25 años. En esta sección analizaremos el ritmo de desarrollo de las FER para compensar esta disminución de energía neta. Aquí se estudiarán dos tasas limitantes de despliegue de FER, a saber, las tasas máxima y mínima para un período de tiempo que va de 2015 a 2040. En el contexto de este trabajo, solo queremos identificar las posibles restricciones que la disminución de la energía neta disponible de hidrocarburos líquidos impondría sobre el despliegue de las FER. En cuanto a la tasa máxima, queremos saber si es posible un reemplazo total de todas las fuentes de energía por RES durante el período. En cuanto a la tasa mínima de despliegue de las fuentes de energía renovable, queremos evaluar la tasa de crecimiento necesaria en el desarrollo de las fuentes de energía renovables, bajo los diferentes escenarios, para poder seguir el ritmo de la demanda mundial de energía una vez que se contabilice la disminución de los hidrocarburos líquidos.

3.2.1 . Coste energético de la nueva infraestructura necesaria para sacar provecho de un sistema 100% renovable

La implementación de un RT que satisfaga todas las necesidades energéticas de la humanidad implicaría utilizar una fracción de la producción de energía no renovable para construir y mantener la infraestructura de producción y transmisión de energía, para extraer y procesar materiales (recursos de prospección e inversión en minería), para reestructurar el sector de la industria pesada (entre otros, la reestructuración de la industria automotriz) y el desarrollo de actividades industriales y agrícolas no convencionales. Para evaluar el orden de magnitud de la energía neta total requerida para el RT, estimamos la energía requerida para algunos de los principales cambios en las infraestructuras necesarios para dicho RT. Hemos considerado el costo económico de 2015 (en dólares), multiplicado por la intensidad energética (0.57 Mboe / $ 15) de la industria mundial.

Hemos considerado los costos energéticos de (la Tabla 3 muestra los parámetros utilizados):

I): la interconexión entre áreas distantes (utilizando las distancias estimadas en la Ref. [46] y fabricación de vehículos eléctricos. Los costos de electrificación del transporte ferroviario no se han calculado ya que, para ser conservadores, hemos asumido que el modelo de transporte seguiría siendo automotriz De hecho, basar el transporte principalmente en trenes eléctricos ahorraría probablemente una fracción importante del costo estimado. Nuestras estimaciones dan para este sector: 118.6 Gboe (10 9 barriles de petróleo equivalente),
ii): Calefacción y refrigeración doméstica: consideramos una superficie media doméstica de calefacción y refrigeración de 20 metros cuadrados por persona en el mundo y estudiamos dos áreas principales: zonas tropicales y templadas. Tomamos el 45% de la población mundial que vive en áreas tropicales y el 55% que vive en áreas templadas para el período 2015-2040. El costo total estimado para este sector es: 1,17 Gbep.
iii): Minería y procesamiento de cobre y hierro. Necesitaremos producir un total de 5398 Mt (10 6 toneladas métricas) de hierro y acero, con un costo energético de 22,7 GJ / t para la minería y producción de acero y 23,7 GJ / t para la minería y producción de hierro, que considerando los hornos ( regular y de arco eléctrico) utilizado por la industria siderúrgica da un total de 238 EJ (10 18 J) para el hierro y 10,9 EJ para el cobre, que es una cantidad total de 40,7 Gboe.

Cuadro 3 . Parámetros utilizados en la estimación del costo energético de la infraestructura de ER.

Parámetro	Unidades	Valor	Referencia
Longitud de las conexiones HVDC	km	33 300	[10]
Potencia total transmitida	TW (10 12 W)	10	1-2 TW de energía fotovoltaica local y regional [59]
Costo de las líneas HVDC	$ MW −1 km −1	500	[60] , [61]
Intensidad energética de la industria	Koe / $ 15p por	0.081	( https://www.wec-indicators.enerdata.eu/industry-energy-intensity-world-level-trends.html
Número de motocicletas, vehículos ligeros y pesados	millones	270/584/240	[10]
Precio de una motocicleta, automóvil y camión eléctricos	euros	5000/20000/90000	Estimaciones de los autores a partir de los precios de mercado de 2015 en España
Superficie de una vivienda para 4 personas	m 2	80	Basado en: http://reneweconomy.com.au/2013/how-big-is-a-house-average-house-size-by-country-78685
Energía necesaria para la calefacción doméstica en latitudes templadas y trópicos	W / m 2	100/0	http://www.clickrenovables.com/blog/como-calcular-la-potencia-las-necesidades-de-combustible-y-el-ahorro-que-obtienes-con-una-instalacion-de-biomasa-caso- practico-y-comparativa /
Población en latitudes templadas y trópicos	millones	4263/3487	Media estimada para 2015-2040 basada en [62] ; "Escenario medio"
Precio de una caldera eléctrica combinada de 8 kW	euros	1283	Basado en el precio en España de la caldera combinada Gabarron CMX-15
Precio de una bomba de calor por 12 kW de calefacción.	euros	1559	Basado en el precio en España del Meeting MD30D
Masa de acero en dispositivos y vehículos de energía renovable	Millones de toneladas	5398	Basado en [10]
Energía para la industria siderúrgica	GJ / t	22,7	Basado en: [63] , [64]
Energía para la minería del hierro	GJ / t	1 GJ / t	[13]
Masa de cobre en dispositivos y vehículos de energía renovable	Millones de toneladas	330	[10]
Energía para minería y procesamiento de Cu	GJ / t	33	[13]

a: Koe: kg de equivalente de petróleo; $ 15p: dólares a tipo de cambio constante, paridad de precio y poder adquisitivo del año 2015.

Estos costos en conjunto dan un costo total de 160,5 Gbpe para los cambios necesarios, que deben tenerse en cuenta durante la evaluación de los costos energéticos del desarrollo de las FER (instalación y mantenimiento). Esta cantidad de energía requerida, 160,5 Gboe, es bastante impresionante: si la transición tomara 25 años, esto implicaría un flujo de energía promedio de alrededor de 17,6 Mboe / día. Solo para tener una referencia, dicho gasto de energía en comparación con la energía neta que aportan anualmente los hidrocarburos líquidos representaría un 22% en 2015 y hasta un 44% -en el modelo L- para 2040; en comparación con la cantidad total de energía primaria que se consume actualmente en el mundo, esto representaría un poco más del 7%. Sin embargo, este gasto no debe contabilizarse de la misma manera que el costo de implementación de los nuevos sistemas renovables, porque lo que implica es un cambio en los usos asignados a la energía. De hecho, algunos de los cambios requeridos implicarán un aumento del consumo de energía con respecto a los patrones de consumo actuales y de alguna manera un costo real, pero al mismo tiempo algunas actividades nuevas implicarán un menor consumo de energía y materiales con respecto a las actividades reemplazadas. por ellos. Así, evaluar el coste neto de la transición en términos de las infraestructuras requeridas implica realizar un estudio muy detallado sobre los múltiples sectores afectados, que supera con creces el marco del presente trabajo.

3.2.2 . Impactos de considerar el carbón, el gas y los biocombustibles para compensar el agotamiento del petróleo en el transporte

Analizamos en esta subsección el escenario de transición del uso de gas y carbón para compensar el agotamiento energético neto del petróleo. Solo consideramos el efecto que tendrá el agotamiento del petróleo en el transporte global. En esta línea, analizamos dos aspectos principales: el efecto del agotamiento del petróleo en el transporte y su sustitución por petróleo y gas y el uso de biocombustibles para compensar dicho agotamiento.

Si la energía del carbón y el gas será utilizada por el sector del transporte para apoyar el RT, llenando la decadencia de la energía neta del petróleo, entonces podemos considerar dos casos: 1) energía proveniente del carbón y gas o solo del gas y 2) energía proveniente de energías renovables electricidad. Para estas estimaciones, consideramos el modelo potencial para la descomposición de EROI. Consideramos que la caída de EROI para el gas será la misma que para los líquidos del petróleo y que para el carbón será constante.

1)

La descomposición del petróleo se compensa mediante el uso de carbón y gas o solo gas para producir electricidad con la que impulsar el transporte. Asumiremos que la flota de vehículos ya funciona al 100% con electricidad. Las eficiencias serían: aproximadamente 0,42 para la producción y transmisión de electricidad [14] y 0,67 para la eficiencia del enchufe a la rueda de un vehículo a batería [65] . Esto da una eficiencia de 0,281 para el proceso de producción de energía primaria a rueda. Por el contrario, la eficiencia actual hasta la rueda de un vehículo de gasolina sería 0,92 × 0,16 = 0,147. Aquí, hemos considerado que el autoconsumo de refinación y el transporte de combustibles utilizan el 8% del aceite primario [14] y que la eficiencia de tanque a rueda de una combustión internavehículo es de aproximadamente 0,16 [65] , [66] . Si dividimos esta eficiencia por la anterior, el resultado es un factor de 0,52. Por lo tanto, si consideramos la sustitución del agotamiento del petróleo por carbón y gas, la suma de los dos combustibles debe ser mayor que 0,52 de la disminución del petróleo. Si, por razones medioambientales, se evita el carbón y solo sustituimos el agotamiento del petróleo por gas, entonces la producción de gas debe ser 0,52 mayor que la disminución del petróleo (ver Fig. 7 ).

2)

La descomposición del petróleo se compensó mediante el uso de electricidad renovable y automóviles a batería. Asumiremos una eficiencia de 0,93 (7% de pérdidas) para la transmisión de electricidad de una futura red que conecte estaciones renovables y puntos de consumo [10] . Utilizando la eficiencia de enchufe a rueda dada anteriormente para vehículos con batería (0,67), la eficiencia de producción a rueda obtenida es de 0,623. La relación entre la eficiencia del pozo y la rueda de un vehículo de combustión interna (0,147) y la cifra anterior (0,67) es 0,236. Por lo tanto, si solo se utilizan electricidad renovable y vehículos con baterías, el aumento de las energías renovables debe ser al menos 0,236 veces la disminución del petróleo ( Fig. 7 ).

Otra opción, como se ha comentado anteriormente, es utilizar biocombustibles para compensar el descenso de los líquidos petroleros en el transporte [67] , [68] , [69] , especialmente en los sectores marítimo y aéreo, ya que las baterías tienen severas limitaciones en larga distancia y transporte de alta potencia. Un costo fijo medio de transporte de biocombustible en camión es de 5,7 $ 10 / m3 (por $ 10 nos referimos a USD de 2010). La energía consumida por el transporte aéreo y marítimo en 2005 fue de 285 y 330 GWy / año (basado en [14] . El [70] proyectó una demanda de energía por el transporte entre 120 y 160 EJ / año en 2040 [70]. Tomando 120 EJ / a como la cifra más probable, si se inicia una transición renovable, esta cifra equivale a 3,8 TWy / a (1 TWy / a = 31,54 EJ / a). El factor de escala para el consumo de energía entre 2005 y 2040 sería 1,31. Suponiendo que el factor de escala sea apropiado para el transporte aéreo y marítimo, estos sectores demandarían 373 y 433 GWy / a, respectivamente, en 2040. Suponemos que ambos sectores utilizarían principalmente combustibles líquidos. Suponiendo que el 50% de la demanda total de energía de estos sectores ya debe ser abastecida por biocombustibles en 2040, ese año deberían producirse y transportarse 403 GWy / año de biocombustibles [71] , [72]. Un valor típico del valor calorífico inferior del gas natural licuado (GNL) apto para ser transportado por camión y barco es 20300 MJ / m3 (Wiki 'Gas natural licuado'). Suponiendo que una pequeña fracción de GNL será transportada por barco y sumando la inflación 2010-2017, el costo final sería de 4,4 × 10 9 USD o, utilizando la intensidad energética de la industria mundial (0,081 kbep / $ 15), alrededor de 3 Mbep de energía incorporada . Esta cifra es tres órdenes de magnitud menor que el costo energético de renovar el aire acondicionado en todo el mundo, cuatro órdenes de magnitud menor que renovar la flota de vehículos y cinco órdenes de magnitud que construir la nueva infraestructura eléctrica (ver Sección 3.2.1).). Por tanto, el despliegue de una red de transporte de gas sería un problema relativamente menor en la transición.

3.2.3 . Restricciones sobre la tasa máxima de implementación de RES

Según la Administración de Información Energética de EE. UU. [73] , el consumo total anual de energía primaria mundial de 2008 a 2012 fue de 512, 506, 536, 549 y 552 EJ (1 EJ = 10 18 J), que corresponden a una potencia media de 16,2 , 16.0, 17.0, 17.4 y 17.5 TW. Para calcular el costo energético de la transición renovable, asumimos una meta de tener 11 TW de potencia promedio para el 2040, lo que implica que, para ese año, deberíamos producir el equivalente a 155 Mbep por día con fuentes de energía renovable . Se supone que estos 11 TW son suficientes para reemplazar 16 TW producidos por fuentes no renovables, si se supone implícitamente una ganancia en términos de eficiencia cuando se usa la electricidad como portador de energía o, de manera equivalente, alguna política conservadora para ahorrar energía.[10] , [74] . Suponemos una EROI de 20 para las fuentes renovables, constante en el tiempo, tanto para la energía de concentración eólica como solar [10] . Por tanto, para producir 155 Mbep por día tendríamos que invertir la vigésima parte de la energía producida en su construcción y mantenimiento. Suponemos que esta inversión será proporcionada principalmente por petróleo crudo durante ese período, a un ritmo constante. Comenzamos con una producción de energía renovable que es hoy el 13% de toda la energía primaria, y asumimos que se alcanza el 100% en 2040. En aras de la simplicidad, para evaluar la tasa máxima de despliegue, asumimos una implementación de RES, que crece linealmente con el tiempo.

Aquí, consideramos la evolución de la energía neta de todos los líquidos de petróleo en tres escenarios, cada uno de acuerdo con cada uno de nuestros tres modelos (L, P y E) ( Fig. 5 a, byc); una parte de la energía petrolera disponible se destinará (energía invertida) al despliegue renovable.

En todos los casos, la implementación de RT será factible en términos de energía neta de petróleo crudo disponible. De acuerdo con la Tabla 4 , el porcentaje máximo requerido de energía neta de petróleo crudo producido ocurre en el modelo L para 2040, alcanzando casi el 20%; en contraste, con el modelo P solo se requiere el 10% para ese año. El escenario intermedio (E) requiere 2,85 Mbep por día, que es el 11% de la energía neta total del petróleo crudo en 2040.

Cuadro 4 . Energía máxima requerida para RT en cada uno de los tres modelos de desintegración EROI: lineal (L), exponencial (E) y potencial (P), expresada tanto en mboe / dy como% de la producción neta de energía total de petróleo requerida según cada modelo .

	2015	2020	2025	2030	2035	2040
Modelo L : Cantidad de energía requerida (mb / d)	1,23	1,87	2,41	3,22	3,92	5.22
Modelo L :% de energía de petróleo crudo requerida	1,9	3.6	5,6	8,9	12,5	19,8
Modelo E : Cantidad de energía requerida (mb / d)	1,23	1,81	2.18	2,46	2,73	2,85
Modelo E :% de energía de petróleo crudo requerida	1,9	3,5	5.1	6,9	8.8	11
Modelo P : Cantidad de energía requerida (mb / d)	1,23	1.8	2.16	2,42	2,64	2,71
Modelo P :% de energía de petróleo crudo requerida	1,9	3,5	5	6,7	8.4	10,2

3.2.4 . Restricciones sobre la tasa mínima de implementación de RES

La segunda pregunta que se aborda aquí se refiere a la tasa mínima de despliegue de FER necesaria para satisfacer la demanda energética neta global en cualquier momento, especialmente teniendo en cuenta que la disminución de la energía neta puede imponer grandes tasas de cambio anual. Partimos de la cantidad de FER disponible en 2015, que consideramos igual que en el inciso anterior: 13,9% de toda la energía primaria, es decir, 31,3 Mboe / do 19420 TWh (utilizando la equivalencia 1 boe = 1,7 MWh). Luego, calcularemos la tasa de despliegue necesaria para compensar la caída de la energía neta de los hidrocarburos líquidos. Para simplificar la discusión, solo se utilizarán los modelos L y P, que representan casos optimistas y pesimistas. Se considerarán dos escenarios diferentes de suministro neto de energía en el futuro. En el primero supondremos que la producción neta de energía FER compensa en la tendencia a largo plazo el decaimiento de energía neta en los hidrocarburos líquidos: la suma de las FER y la energía neta de los hidrocarburos líquidos es constante. Reconocemos aquí que se trata de una simplificación excesiva, ya que estudios anteriores han demostrado que existen oscilaciones a corto plazo en la evolución temporal del EROI [[23] , [40] que conduce siempre a la energía neta total decae. Sin embargo, nuestro objetivo es enfocarnos en la tendencia a largo plazo de EROI y dar algunos límites optimistas considerando la hipótesis de [34] . Llamaremos a este escenario de suma constante de energía neta de FER y líquidos de petróleo el escenario constante . En el segundo, asumiremos que el despliegue de fuentes de energía renovable no solo compensa el decaimiento energético neto a largo plazo de los hidrocarburos líquidos, sino que proporciona un aumento anual adicional del 3% de la producción neta de energía del nivel dado por los hidrocarburos líquidos de 2015 a 2040. A esto lo llamaremos escenario de crecimiento.Este crecimiento del 3% puede entenderse como un 2% del crecimiento energético neto necesario para el crecimiento económico más un 1% debido al aumento esperado de la población mundial, según las previsiones de la ONU ( http://esa.un.org/ unpd / wpp / Graphs / ). Nótese que el escenario de crecimiento es de hecho bastante optimista, ya que la tasa de crecimiento es menor que las tasas históricas de crecimiento de la producción de petróleo.

Para cada período de 5 años, se calculará una tasa anualizada de crecimiento de las FER:(12)μ i = (1 + Δp i / r i-1 ) 1/5 −1donde Δp i es la desintegración + crecimiento (si lo hay) en la energía de hidrocarburos líquidos para el i-ésimo período de 5 años y r i representa la cantidad de RES en el período i; luego, podemos estimar RES para el siguiente período una vez que se conozca la calificación anualizada en el período actual mediante la fórmula:(13)r yo = r yo-1 (1 + μ yo ) 5 = r yo-1 + Δp yo

Los resultados de los escenarios constante y de crecimiento se muestran en la Fig.6 ayb y en la Tabla 5 , Tabla 6 Se dan los resultados para el modelo L y P, expresando para cada período de 5 años los requisitos de aumento de la tasa de energía de las RES para cumplir esa marca. La figura 6 a muestra los resultados para el escenario constante, mientras que la figura 6 b se refiere al escenario de crecimiento. Como el modelo L pronostica un decaimiento más rápido, implica en consecuencia un mayor aumento de RES para compensarlo. En el caso de escenario constante ( Fig.6 a, Tabla 5), el modelo L indica que para el 2040 la FER debería haberse incrementado en al menos un 105% del valor actual, pasando de 19420 TWh en el año 2015 a un mínimo de 39814 TWh en el año 2040, mientras que el aumento mínimo requerido sería de tan solo el 1,4%. en el caso del modelo P, solo 22460 TWh para 2040. La mayor tasa de crecimiento anualizada se observa en el modelo L para el período 2025-2030, cuando el crecimiento anual debería ser de al menos 5,6% anual ( Fig. 6 ay Cuadro 5 ).

Cuadro 5 . Escenario de producción de energía constante. Evolución del tiempo de reposición de energía (en mb / dy TWh) y porcentaje de crecimiento de las FER para los modelos L y P.

Constante de escenario	2015-20	2020-25	2025-30	2030–35	2035–40
Modelo L : Potencia adicional requerida (Mb / d)	2.2	5.3	12,3	7.0	13,0
Modelo L : potencia adicional requerida (dos veces al año)	1365	3288	7632	4343	8066
Modelo L : Tasa anualizada	1.3	2.8	5,6	2.6	4.1
Modelo P: Potencia adicional requerida (Mb / d)	0	0	0,8	1.3	1,7
Modelo P : Potencia adicional requerida (TWh / año)	0	0	502	816	1082
Modelo P : Tasa anualizada	0	0	0,5	0,8	1.0

Cuadro 6 . Escenario de producción energética creciente. Reemplazo de energía, evolución temporal (en mb / dy TWh) y porcentaje de crecimiento de las FER para los modelos L y P.

Crecimiento del escenario	2015-20	2020-25	2025-30	2030–35	2035–40
Modelo L : Potencia adicional requerida (Mb / d)	15	20	29,2	26,6	35,7
Modelo L : potencia adicional requerida (dos veces al año)	9160	12345	18066	16453	22092
Modelo L : Tasa anualizada	8.05	7,46	7,6	5,05	5.27
Modelo P : Potencia adicional requerida (Mb / d)	12,6	14,6	17,8	21	24,5
Modelo P : potencia adicional requerida (dos veces al año)	7815	9060	11006	12993	15198
Modelo P : Tasa anualizada	7.01	6	5.4	5	4.6

La situación es rigurosa en el caso del escenario de crecimiento ( Fig.6 by Tabla 6), donde el despliegue de las FER no solo debe compensar la caída neta de energía en los hidrocarburos líquidos, sino que también debe producir una contribución adicional para alcanzar el aumento propuesto del 3%. Las tasas mínimas de cambio anual están siempre por encima del 4% anual para todos los períodos considerados en los modelos L y P, y para un período en el modelo L este mínimo requerido (nuevamente, 2015-2020) es del 8% por cada uno de los cinco años en el período. Nótese, sin embargo, que cada período de 5 años en el que se pospone la transición a RES, implica un aumento sustancial en el mínimo requerido de la tasa anual promedio. Entonces, para el período completo 2015-2040, la tasa anual promedio en el escenario de crecimiento es 5.6% en el modelo L y 3.8% en el modelo P; pero si la transición se retrasa hasta 2020, las tasas medias anuales requeridas de aumento (por un período de 20 años) en el despliegue de las fuentes de energía renovable serán del 8,3% (modelo L) y 6. 9% (modelo P). Si la transición se pospone 10 años a partir del presente, las tasas medias anuales requeridas (para los 15 años) serán 11,1% (modelo L) y 9,3% (modelo P).

4 . Discusión

En este artículo hemos utilizado los pronósticos de la IEA de la producción global de diferentes hidrocarburos líquidos [43] con tres proyecciones de Retorno de Energía de la Inversión en Energía (EROI o EROEI) para proporcionar estimaciones de la cantidad de energía neta que estará disponible del petróleo para usos discrecionales en las próximas décadas. Teniendo en cuenta las equivalencias de energía bruta, la energía bruta total crecerá hasta 95 Mboe por día hasta 2040. Esta cantidad hace un ajuste de la previsión WEO en alrededor de 5 Mboe por día menos para el volumen total. Cuando estas estimaciones de la IEA se comparan con dos ajustes de una función de Hubbert (siguiendo [32] y [33], todas las proyecciones tienen una evolución similar dentro de una barra de error de 5–10 EJ / año para el período 2010–2021. Después de 2021, la IEA proyecta un crecimiento continuo que se separa notablemente de nuestros ajustes de Hubbert, que disminuyen. Sin embargo, cuando los "campos por descubrir" se eliminan de las fracciones de la IEA, la proyección de la IEA evoluciona cerca del ajuste de Hubbert, con un error de 5-10 EJ / año hasta 2035. Este hecho indica que las estimaciones de la IEA probablemente se basan en la categoría “campos por encontrar” para cumplir con el crecimiento necesario de la producción hasta 2040. Esta evidencia arroja una advertencia sobre el resto de nuestro análisis. Es decir, nuestros resultados son más optimistas que si se hubieran considerado proyecciones más realistas.

Un punto importante es que las estimaciones de la evolución de los líquidos de petróleo en la Ref. [43] no consideró cómo la producción de energía bruta se traduce en energía neta, es decir, en energía disponible para la sociedad para usos diferentes de producir más energía. Nuestro análisis teniendo en cuenta el EROI muestra que la producción de energía neta se estanca alrededor de 80 Mbep / d durante todo el período hasta 2040. Los estudios sobre la evolución del EROI han demostrado que el EROI puede exhibir oscilaciones rápidas y variabilidad a corto plazo debido a inversiones puntuales y mejoras de eficiencia [56] , [75]. Sin embargo, tal comportamiento no evita un deterioro sistemático a largo plazo. Es en este contexto que hemos considerado tres escenarios para evaluar la posible evolución futura de los hidrocarburos líquidos, considerando tres modelos suavizados de EROI: lineal, exponencial y potencial.

Cualquiera que sea el modelo utilizado, el máximo de producción neta de energía se sitúa en torno a 2015-2020. Solo el petróleo crudo mantiene su producción casi sin contribución neta de ninguna otra fuente de líquidos en el modelo lineal EROI al 2040, lo que arroja un monto total de alrededor de 39 Mbep / d en ese año. Los otros dos modelos conducen a una reducción significativa de la producción, 75 Mbep / dy 70 Mbep / d en el modelo potencial y exponencial respectivamente, y bastante diferente con respecto al lineal en el que todos los líquidos aún aportan a la energía neta por 2040. Vemos en este análisis que incluso en el modelo más optimista (potencial) hay una reducción con respecto a [43]pronosticado en términos de la producción mundial total de energía neta de hidrocarburos líquidos, lo que coloca el crecimiento proyectado del suministro total bruto de energía mundial bajo una seria presión.

Para superar estos problemas, la implementación de un RT requiere otras inversiones energéticas que deben ser consideradas como parte del desarrollo de las renovables: electrificación del transporte, adaptación de la industria de tecnologías fósiles a eléctricas, cambios y extensión de la red eléctrica desde el centro geográfico de producción renovable. para los usuarios finales y consumidores, almacenamiento de energía, productores de energía a pequeña escala y producción industrial de FER a gran escala. Aquí hemos realizado una evaluación aproximada de algunos de estos temas (minería, calefacción y refrigeración, instalación de redes eléctricas y electrificación del transporte), que asciende a alrededor de 160,5 Gboe, y que debe considerarse como una primera estimación para futuras evaluaciones y discusiones de Requerimientos energéticos totales para un RT. Es más, no se puede agregar directamente a nuestras estimaciones de requerimientos de energía FER para RT, como se comentó anteriormente, porque los cambios en las infraestructuras deben evaluarse por sector y con un cálculo más preciso de cómo afectará la energía total requerida a un nuevo sistema energético basado principalmente en RES. Se debe realizar un análisis más detallado para evaluar estos problemas, principalmente calculando la desintegración neta de energía de todas las fuentes fósiles. Dichos cálculos están fuera del alcance del presente trabajo.

Centrándonos solo en el decaimiento de energía neta de los líquidos de petróleo, hemos considerado las tasas máximas y mínimas de despliegue de FER para cada modelo de caída de EROI y, de acuerdo con un escenario de reemplazo total de fuentes no renovables por 100% de FER en 25 años a partir de ahora. El objetivo de este ejercicio proporciona una evaluación de cuánta energía de todos los líquidos de aceite debe abordarse asumiendo que los líquidos de aceite no se reemplazan, sino que se utilizan como la principal fuente de energía para implementar el RT. Estas estimaciones son necesarias si el suministro de energía para el transporte debe mantenerse a nivel mundial. Queremos enfatizar que nuestro análisis asume que dicha energía proveniente del petróleo y destinada al transporte es fundamental para ser reemplazada y la forma más sustentable de hacerlo es mediante RES. Cabe señalar que la implementación práctica de dicha sustitución es un tema más complejo cuyo estudio está fuera del alcance de este trabajo. Estas estimaciones aproximadas dan un máximo del 20% de la energía neta total de los líquidos de petróleo para 2040 para ser invertido en RT en el peor de los casos (modelo lineal). Estos resultados evidencian que el RT es factible en términos de energía neta disponible, incluso en losescenario pesimista para las tasas máximas de desarrollo. Sin embargo, tal cantidad de energía requerida implica enormes esfuerzos económicos y sociales.

Por otro lado, las tasas de desarrollo mínimas para RT se calculan asumiendo que las RES deben compensar la disminución de la energía neta de todos los líquidos del petróleo en dos escenarios hipotéticos (nivel constante y crecimiento del 3%) y para los dos modelos extremos de deterioro de EROI; El objetivo de este segundo ejercicio ha sido evaluar la tasa mínima de despliegue de las FER para evitar problemas con el suministro energético neto a escala global. En el primer caso mostramos que el RT es alcanzable pero, dependiendo de la decadencia del EROI que finalmente tenga lugar, puede requerir en algunos períodos invertir al menos el 10% y hasta el 20% de toda la energía neta del petróleo disponible por año, lo que puede interferir con otros usos de la energía neta por parte de la sociedad. Esos porcentajes serían considerablemente más altos si el deterioro de la producción de petróleo convencional es más rápido de lo que espera la IEA.2. Con respecto a este segundo análisis, muestra que si queremos evitar problemas con el suministro energético neto global, el RT no puede esperar mucho, especialmente si se trata de un aumento moderado del suministro energético neto (necesario para alimentar una economía sana según muchos modelos económicos) Es de esperar: si se debe alcanzar el equivalente a un crecimiento del 3% en la energía neta a partir de hidrocarburos líquidos, se deben desplegar nuevas FER a una tasa de al menos 4% anual sin tener en cuenta el modelo EROI, e incluso llegar al 8% durante una de los períodos en el modelo lineal (L). Esas tasas bastante importantes de despliegue de RES, que son el mínimo requerido para evitar problemas con el suministro de energía global, aumentan sustancialmente a medida que se pospone la RT, y pueden superar el 10% anual en solo una década. Nuestro análisis de ambos,[75] .

Otro punto que surge en dicha RT es que el petróleo en la actualidad casi no afecta la producción de electricidad y, como las FER producen electricidad, hay algunos impactos menores del petróleo en la generación de electricidad. Aquí sostenemos que el decaimiento de la energía neta de los líquidos del petróleo tendrá fuertes impactos en el sistema de transporte [59] , [76] , ya que este sector consume aproximadamente el 28% de la energía secundaria total, el 92% en forma de derivados del petróleo [14] , [77] . La economía global actual requiere un sistema de transporte extenso y de bajo precio para mantener los flujos industriales y de materias primas para permitir y desplegar las RES. Este transporte de cargase basa básicamente en Petróleo. Toda esta demanda neta de energía tendrá que abastecerse con energía renovable en una futura economía post-petrolera. Según García-Olivares [59] , [76] una futura sociedad post-carbono podría sostener una flota de vehículos similar a la que tenemos actualmente (alrededor de 10 9vehículos) si se hiciera una reestructuración inteligente del transporte. Para gestionar las reservas limitadas de platino-paladio, los motores de pila de combustible deberían reservarse principalmente para barcos, ambulancias, policía y camiones de bomberos, y en un 10% del número actual de tractores agrícolas. Otros tractores deben funcionar con baterías o mediante conexión a la red eléctrica, y de manera similar para otros camiones comerciales. Esta solución podría implementarse más fácilmente si el transporte terrestre se basara en trenes eléctricos para carga y pasajeros entre ciudades y pueblos. El trabajo a campo abierto en la agricultura, la minería y la construcción a veces requiere tractores de alta potencia que también deben ser alimentados por vehículos de celda de combustible., mientras que otros trabajos agrícolas genéricos podrían realizarse utilizando muchos tractores eléctricos más pequeños que recargarían sus baterías en la red. Por lo tanto, la conexión completa de las granjas a la red eléctrica sería necesaria en la economía futura. Por razones similares, cualquier proyecto que implique la construcción de campo abierto deberá planificar la construcción de una conexión a la red. Esta reorganización del trabajo de campo abierto es un gran desafío, pero no crea necesariamente un problema insuperable si existe voluntad política para fomentar una transición energética. Entonces, la decadencia en energía neta de los líquidos del petróleo tiene que ser compensada necesariamente con otras fuentes de energía, nuestro trabajo muestra cómo esta compensación no solo es necesaria para el RT a una economía post-carbono sino también alcanzable si se implementan políticas determinadas y urgentes.

5 . Conclusiones

Este trabajo muestra que la transición a un sistema de Suministro de Energía Renovable debe definirse teniendo en cuenta el EROI de las fuentes de energía primaria disponibles . Las cifras presentadas en este trabajo deben tomarse como estimaciones optimistas / conservadoras sobre las necesidades de un futuro RT; Las tasas reales de despliegue y las necesidades energéticas requeridas pueden ser significativamente mayores que las que se presentan aquí si se tienen en cuenta correctamente otros factores.

5.1 . Evolución de la energía neta para todos los líquidos de petróleo y su implicación para la RT

En este trabajo acabamos de analizar la situación de la energía neta petrolera, pero el análisis debe extenderse al resto de fuentes no renovables: carbón, gas natural y uranio, aunque esperamos que su importancia sea relativamente menor en la energía particular. sectores en los que el petróleo tiene un alto impacto (es decir, transporte). Consideramos una estimación inicial de los impactos del carbón, el gas y los biocombustibles para el sector del transporte, pero en este punto se requieren más análisis. El trabajo necesario para un análisis tan detallado está mucho más allá del alcance de este documento.

La hipótesis que maneja este trabajo es intentar mantener el nivel de producción de energía actual (o incrementarlo) simplemente reemplazando una fuente de energía no renovable por otra (FER) más sostenible en términos de emisiones de CO 2 . Por lo tanto, la idea principal es analizar si la economía basada en combustibles fósiles podría ser parcialmente apoyada en el futuro por fuentes de energía renovables.. El despliegue de RES tendrá un doble efecto: llenará el vacío de energía neta proveniente de los líquidos del petróleo y la necesidad de mantener / aumentar la producción de energía para una economía saludable y también ayudará a reducir las emisiones de GEI. Pero, de hecho, la conservación será un instrumento crucial en cualquier transición viable a las energías renovables. Como ejemplo, el informe Energy Savings 2020 de la Unión Europea muestra que el 38% de la energía podría ahorrarse en 2030 para el sector residencial (en relación con un escenario de caso base) si se implementara un escenario de “alta intensidad política” de medidas de ahorro. Para todos los sectores finales, este ahorro podría ser del 29% de la energía secundaria en relación con el caso de base [78] .

Teniendo en cuenta nuestras estimaciones sobre el deterioro futuro de la energía neta, hemos demostrado cómo la disponibilidad de energía neta actual y futura en términos de líquidos de petróleo puede permitir una transición renovable. Los tipos mínimos requeridos de desarrollo RES para cumplir con el RT, son factibles teniendo en cuenta que durante los últimos 5 años el desarrollo global media RES ha sido alrededor del 5%, con el año 2012 que tiene un crecimiento del 8% (según los datos de REN21 [79] informe ). Estas tasas de desarrollo de las FER también son compatibles con las previsiones de la AIE de un crecimiento medio de las FER del 5% para los próximos 5 años [80] .

5.2 . Políticas necesarias para la RT en materia de energía neta de hidrocarburos líquidos

En este punto, surge una pregunta acerca de cómo se debe apoyar este RT necesario, particularmente teniendo en cuenta las tasas de desarrollo requeridas para compensar el decaimiento energético neto de los líquidos del petróleo. Tales tarifas requieren un apoyo continuo a la inversión para mantener el ritmo de RT. Muchos economistas apoyan alguna forma de tarifa de carbono, como una tarifa de carbono neutral en ingresos y un plan de dividendos, como una solución basada en el mercado para el problema. El esfuerzo que se ha realizado para promover los planes de tarifas de carbono es loable, y la fijación de precios del carbono es claramente una de las palancas de política pública que los gobiernos y los reguladores deberán utilizar en el futuro. Pero un impuesto al carbono por sí solo probablemente no resolverá el problema: (i) no se moverá lo suficientemente rápido como para catalizar cambios muy específicos y necesarios, y (ii) se tendría que implementar una tarifa de carbono y un sistema de dividendos a nivel mundial, algo que difícilmente va a suceder. Otra posibilidad de obtener el capital de inversión necesario para apoyar el RT es desarrollar instrumentos financieros. Así, en lugar de depender únicamente de la financiación pública de los cambios e infraestructuras necesarios, un apoyo adicional podría provenir de iniciativas privadas. Por ejemplo, un instrumento financiero actualmente en uso es el Yield Cos, que permite a los inversores privados participar en la energía renovable sin muchos de los riesgos asociados. Sin embargo, tienen riesgos relacionados con el tiempo de amortización de la inversión dentro del marco regulatorio que pueden influir en ella. Otro problema relacionado surge de las oscilaciones del precio de la electricidad, que pueden afectar los costos de los consumidores, pagando más por la electricidad de sus paneles solares que por la electricidad de la red.

Independientemente de que la inversión provenga de los sectores público o privado, lo que queda claro de las cifras que estamos manejando aquí es que ya no debe evitarse un esfuerzo decisivo por parte de las políticas que apoyan el RT. En particular, en Europa, la Comisión Europea puso en marcha planes o estrategias principales para promover la socioeconomía baja en carbono. Uno de ellos es el Plan Estratégico de Tecnología Energética [81], que tiene como objetivo acelerar el desarrollo de tecnologías bajas en carbono y promueve los esfuerzos de investigación e innovación para apoyar la transformación de la UE en un sistema energético bajo en carbono. Sin embargo, tales planes actúan como un marco general para acciones políticas más concretas. El trabajo aquí desarrollado tiene como objetivo dar un conjunto de valores estimados bajo supuestos optimistas, estimular un debate, y también advertir sobre la futura disponibilidad neta energética global y la urgencia de políticas más concretas y determinadas en todos los niveles administrativos (región, país y internacional) para apoyar y mejorar la implementación de RES.

5.3 . Limitaciones e impactos del RT

Por último, no podemos descartar el efecto secundario del desarrollo de la RT producido por el estrés y las limitaciones en el suministro de materias primas críticas utilizadas en la implementación de las FER como se señala en varios informes [82] , [83] y se discute en la literatura (por ejemplo, Ref. . [9]; Davidson et al., 2014). Como muestra un análisis reciente, se puede producir una retroalimentación negativa por la necesidad de materias primas habituales en tecnologías de energía eólica y metales de células solares (Elshkaki y Graedel, 2014, 2015). La mayoría de ellos se clasifican en elementos de tierras raras que aparecen como subproductos de materiales más comunes. La tasa de implementación de las FER implicaría mayores esfuerzos para obtener materias primas y, a su vez, producir un exceso de coproductos con dos impactos negativos. Primero, el exceso de oferta de productos de acogida eventualmente innecesarios puede reducir sus precios y luego desalentar el reciclaje vitalicio de esos metales, una situación que actualmente ha atrapado a las economías emergentes que dependen en gran medida de las materias primas, pero también a las empresas mineras. Una segunda retroalimentación negativa es el impacto ambiental asociado a la extracción y procesamiento de grandes cantidades de materia prima, que se traduce en el mejor de los casos en un aumento de las emisiones de GEI superior a los beneficios del ahorro de RT y en el peor de los casos en un aumento de envenenamiento por metales pesados y elementos radiactivos. Esta situación solo puede superarse mediante la promoción de esfuerzos de investigación para desarrollar tecnologías ecológicas que dependan menos de dichos materiales y mediante políticas que fomenten firmemente el reciclaje de materiales.

Las referencias no las incluyo por falta de espacio, pero aparecen en el post original, al principio del informe.

Saludos.

Buscar este blog

Futuro, ciencia ficción y Matrix