La Energía en el Mundo
IV y última Parte
Energía Renovable
Les traemos aquí la última -pero no menos importante- parte del resumen ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía 2013, y sus proyecciones hasta el año 2035. Aquí se trata de la participación que se proyecta para las energías renovables. A modo de enlace nos permitimos reproducir la última parte de la nota anterior, que hemos traducido al español: “La energía renovable explica casi la mitad del incremento en generación global de energía hasta el año 2035…”. Nadie puede no tener en cuenta que como toda proyección que supera ligeramente las dos décadas, existirán en ella supuestos que podrán no cumplirse. Dada la fuente y el enfoque de carácter global, nos interesan sobre todo, las tendencias que muy bien destaca este resumen ejecutivo que les hemos traído en cuatro etapas (con algún mínimo recorte en las primeras entregas por razones de espacio, por lo que les pedimos disculpas). Todo está en Internet para quienes quieran profundizar el tema. Muchas gracias.
Mauricio López Dardaine
“As the source of two-thirds of global greenhouse-gas emissions, the energy sector will be pivotal in determining whether or not climate change goals are achieved. “
Source: OECD/IEA, 2013
International Energy Agency
“Como fuente de los dos tercios de las emisiones globales de gases de efecto invernadero, el sector energético va a ser clave para determinar si se pueden alcanzar o no las metas en Cambio Climático”
Energy Outlook – IV and last Part
Renewable Energy
Source: OECD/IEA, 2013
International Energy Agency
The power sector adjusts to a new life with wind and solar
Renewables account for nearly half of the increase in global power generation to 2035, with variable sources – wind and solar photo-voltaics – making up 45% of the expansion in renewables.
China sees the biggest absolute increase in generation from renewable sources, more than the increase in the European Union, the United States and Japan combined. In some markets, the rising share of variable renewables creates challenges in the power sector, raising fundamental questions about current market design and its ability to ensure adequate investment and long-term reliability of supply. The increase in generation from renewables takes its share in the global power mix above 30%, drawing ahead of natural gas in the next few years and all but reaching coal as the leading fuel for power generation in 2035. The current rate of construction of nuclear power plants has been slowed by reviews of safety regulations, but output from nuclear eventually increases by two-thirds, led by China, Korea, India and Russia. Widespread deployment of carbon capture and storage (CCS) technology would be a way to accelerate the anticipated decline in the CO2 emissions intensity of the power sector, but in our projections only around 1% of global fossil fuel-fired power plants are equipped with CCS by 2035.
La energía renovable explica casi la mitad del incremento en generación global de energía hasta el año 2035, con las fuentes variables -energías eólica y solar foto-voltaica- que componen el 45 % de la expansión de las fuentes renovables.
En nuestra proyección se observa en China el mayor aumento absoluto de generación de fuentes de energía renovable. Más que el aumento combinado de la Unión Europea, los Estados Unidos y el Japón. En algunos mercados, la participación creciente de las renovables crea desafíos en el sector energético, planteando preguntas fundamentales respecto del diseño del actual mercado y su capacidad para asegurar inversiones adecuadas y confiabilidad de abastecimiento en el largo plazo.
El crecimiento de las energías renovables alcanza una participación superior al 30 % en el mix global de potencia energética, superando al gas natural en los próximos años y alcanzando prácticamente al carbón con combustible líder para generación de energía en 2035.
El ritmo actual de construcción de plantas nucleares ha sido atenuado por revisiones de las normas de seguridad, pero la producción nuclear finalmente aumenta dos tercios, liderada por China, Corea, la India y Rusia.
El uso generalizado de las tecnologías de captura y almacenaje de carbono constituiría una manera de reducir anticipadamente la intensidad de las emisiones de CO2 del sector energético, pero en nuestras proyecciones sólo un uno por ciento de las plantas de energía que utilizan combustibles fósiles, estarán dotadas de tecnología para captura y almacenamiento de carbono hacia el año 2035.
Economics and policies, in different doses, are key to the outlook for coal and gas
Coal remains a cheaper option than gas for generating electricity in many regions, but policy interventions to improve efficiency, curtail local air pollution and mitigate climate change will be critical in determining its longer-term prospects. Policy choices in China, which has outlined plans to cap the share of coal in total energy use, will be particularly important as China now uses as much coal as the rest of the world combined. In our central scenario, global coal demand increases by 17% to 2035, with two-thirds of the increase occurring by 2020. Coal use declines in OECD countries. By contrast, coal demand expands by one-third in non-OECD countries – predominantly in India, China and Southeast Asia – despite China reaching a plateau around 2025. India, Indonesia and China account for 90% of the growth in coal production. Export demand makes Australia the only OECD country to register substantial growth in output.
Market conditions vary strikingly in different regions of the world, but the flexibility and environmental benefits of natural gas compared with other fossil fuels put it in a position to prosper over the longer term. Growth is strongest in emerging markets, notably China, where gas use quadruples by 2035, and in the Middle East. But in the European Union, gas remains squeezed between a growing share of renewables and a weak competitive position versus coal in power generation, and consumption struggles to return to 2010 levels. North America continues to benefit from ample production of unconventional gas, with a small but significant share of this gas finding its way to other markets as LNG, contributing – alongside other conventional and unconventional developments in East Africa, China, Australia and elsewhere – to more diversity in global gas supply. New connections between markets act as a catalyst for changes in the way that gas is priced, including more widespread adoption of hub-based pricing.
Brazil is at the leading edge of deepwater and low-carbon development
Brazil, the special focus country in this year’s Outlook, is set to become a major exporter of oil and a leading global energy producer. Based mainly on a series of recent offshore discoveries, Brazil’s oil production triples to reach 6 mb/d in 2035, accounting for one-third of the net growth in global oil production and making Brazil the world’s sixth-largest producer. Natural gas production grows more than five-fold, enough to cover all of the country’s domestic needs by 2030, even as these expand significantly. The increase in oil and gas production is dependent on highly complex and capital-intensive deepwater developments, requiring levels of upstream investment beyond those of either the Middle East or Russia. A large share of this will need to come from Petrobras, the national oil company, whose mandated role in developing strategic fields places heavy weight on its ability to deploy resources effectively across a huge and varied investment programme. Commitments made to source goods and services locally within Brazil add tension to a tightly stretched supply chain.
Brazil’s abundant and diverse energy resources underpin an 80% increase in its energy use, including the achievement of universal access to electricity. Rising consumption is driven by the energy needs of an expanding middle class, resulting in strong growth in demand for transport fuels and a doubling of electricity consumption. Meeting this demand requires substantial and timely investment throughout the energy system – $90 billion per year on average. The system of auctions for new electricity generation and transmission capacity will be vital in bringing new capital to the power sector and in reducing pressure on end-user prices. The development of a well-functioning gas market, attractive to new entrants, can likewise help spur investment and improve the competitive position of Brazilian industry. A stronger policy focus on energy efficiency would ease potential strains on a rapidly growing energy system.
Brazil’s energy sector remains one of the least carbon-intensive in the world, despite greater availability and use of fossil fuels.
Brazil is already a world-leader in renewable energy and is set to almost double its output from renewables by 2035, maintaining their 43% share of the domestic energy mix. Hydropower remains the backbone of the power sector. Yet reliance on hydropower declines, in part because of the remoteness and environmental sensitivity of a large part of the remaining resource, much of which is in the Amazon region. Among the fuels with a rising share in the power mix, onshore wind power, which is already proving to be competitive, natural gas and electricity generated from bioenergy take the lead. In the transport sector, Brazil is already the world’s second-largest producer of biofuels and its production, mainly as sugarcane ethanol, more than triples. Suitable cultivation areas are more than sufficient to accommodate this increase without encroaching on environmentally sensitive areas. By 2035, Brazilian biofuels meet almost one-third of domestic demand for road-transport fuel and its net exports account for about 40% of world biofuels trade.
Parques Eólicos en la Argentina
Lista de Parques Eólicos en funcionamiento en LA Argentina
ACTUALIZADO A OCTUBRE DE 2013
Fuente: blog del Ing. Jorge Ignacio Andreotti
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· Jorge Romanotti, en Pico Truncado, Provincia de Santa Cruz, de 2,4 MW, perteneciente a la municipalidad de la ciudad y con tipo de distribución a la red local y a la red patagónica. En marcha desde mayo de 2005.
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· Antonio Morán, en Comodoro Rivadavia, Provincia de Chubut, de 17,06 MW, perteneciente a Pecorsa y a la cooperativa eléctrica SCPL y con tipo de distribución local. En marcha desde diciembre de 2001.
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· Rada Tilly, en Rada Tilly y Río Mayo, en la Provincia de Chubut, de 0,61 MW, perteneciente a la cooperativa de servicios de Rada Tilly (COAGUA) y con tipo de distribución local. En marcha desde 1996.
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· Tandil, en Tandil, Provincia de Buenos Aires, de 0,8 MW, perteneciente a la Cooperativa Rural Eléctrica de Tandil - Azul Lda (CRETAL) y con tipo de distribución local. En marcha desde 1998
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· Punta Alta, en Punta Alta, Provincia de Buenos Aires, de 2,2 MW, perteneciente a la Cooperativa Eléctrica de Punta Alta(CEPA) y con tipo de distribución local. En marcha desde 1998.
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· Cutral Có, en Cutral Có, Provincia de Neuquén, de 0,4 MW, perteneciente a la cooperativa eléctrica de Cutral Có y con tipo de distribución local. En marcha desde 1994.
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· Claromecó, en Claromecó, Provincia de Buenos Aires, de 0,75 MW, perteneciente a la cooperativa eléctrica de Claromecó y con tipo de distribución local. En marcha desde 1999.
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· Darregueira, en Darregueira, Provincia de Buenos Aires, de 0,75 MW, perteneciente a la cooperativa eléctrica de Darregueira y con tipo de distribución local. En marcha desde 1997.
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· Mayor Buratovich, en Mayor Buratovich, Provincia de Buenos Aires, de 1,2 MW, perteneciente a la cooperativa eléctrica de Mayor Buratovich y con tipo de distribución local. En marcha desde 1997.
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· General Acha, en General Acha, Provincia de La Pampa, de 1,8 MW, perteneciente a la cooperativa de servicios públicos de General Acha(COSEGA) y con tipo de distribución local. En marcha desde 2004.
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· Arauco- S.A.P.E.M, en la Provincia de La Rioja, de 25,2 MW, perteneciente al Gobierno dela Prov. de La Rioja y ENARSA y con tipo de distribución al sistema argentino de interconexión. En marcha desde 2011.
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· Parque Eólico Rawson I y II, en la Provincia de Chubut, de 80 MW, perteneciente a EMGASUD y ENARSA y con tipo de distribución al sistema argentino de interconexión. En marcha desde enero de 2012.
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· Diadema, en la Provincia de Chubut, de 6,3MW, perteneciente a Hychiko S.A y con tipo de distribución al sistema argentino de interconexión. En marcha desde 2011.
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· Necochea, en Necochea, Provincia de Buenos Aires, de 0,3MW, perteneciente a Sea Energy S.A. y con tipo de distribución al sistema argentino de interconexión. En marcha desde 2010.
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· El Tordillo, en la Provincia de Chubut, de 3MW, perteneciente a ENARSA y a la Prov. de Chubut. En marcha desde 2009
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· Loma Blanca IV, en la Provincia de Chubut, de 51MW, perteneciente a Isolux Corsan S.A. y con tipo de distribución al sistema argentino de interconexión. En marcha desde agosto de 2013.
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· Veladero, en la Provincia de San Juan, de 2MW, perteneciente a Barrick. En marcha desde 2008
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