Francia y la energía nuclear - 10 milliards d'euros pour "verdir" la France

¿Francia le dice no a la energía nuclear?

No sólo de Mundial y hold-outs vive el hombre. Entre tanto consultar encuestas y tejer y destejer alianzas, tampoco pueden aquellos candidatos con posibilidades de ganar las próximas elecciones desentenderse de un tema estratégico clave. El enorme déficit que se ha creado en el sector energético ha sido uno de los factores que nos han llevado a la actual situación económica; no el único por cierto, pero uno de los de mayor gravitación. Aún haciendo todo muy bien, el déficit energético no va a corregirse ni en uno ni en dos años. Cuáles serán las fuentes de energía a las que dé prioridad la Argentina en el próximo quinquenio, es una cuestión que ha de afectar, para bien o para mal, nuestro futuro ambiental. Las miradas se han posado, como no puede ser de otra manera, sobre Vaca Muerte. Pero todo aquel que sepa algo de gas y de petróleo sabe de los graves riesgos ambientales que puede ocasionar su extracción. Habrá una prisa entendible en poner el yacimiento en operación. ¿Nos acordaremos entonces del Desarrollo Sostenible?

Y es por ello que aún al borde del default, técnico o como los que saben quieran denominarlo, es importante ocuparnos de este otro crucial asunto estratégico. Lo que se está proponiendo a los franceses interesa como tendencia, en especial a aquellos que están delineando el futuro; porque hay entre nosotros, por suerte, gente trabajando para el día después.

Mauricio López Dardaine

Debajo del texto francés de LE MONDE de hoy, 29 de julio, encontrarán nuestra versión española.

Ségolène Royal promet 10 milliards d'euros pour « verdir » la France

LE MONDE

Par Pierre Le Hir

C'était, au départ, un projet de loi sur « la transition énergétique ». Puis c'est devenu une loi « pour un nouveau modèle énergétique français ». C'est finalement une loi de « programmation de la transition énergétique pour la croissance verte » que la ministre de l'écologie, Ségolène Royal, présentera au conseil des ministres du mercredi 30 juillet, le dernier avant les vacances du gouvernement.

Simple ajustement sémantique ? Adepte d'une écologie « positive » plutôt que « punitive », Ségolène Royal craignait, explique-t-elle, le caractère « anxiogène » du seul terme « transition », dont les Français, échaudés par la crise et le chômage, n'auraient pas su si elle annonçait des lendemains qui chantent ou qui déchantent. Or, elle veut mobiliser « toutes les forces vives de la nation, citoyens, entreprises, territoires, pouvoirs publics », autour d'une « loi d'action et de solutions ».

C'est donc sous le signe d'une « croissance durable créatrice de richesses, d'emplois pérennes et de progrès social » que la ministre place sa loi, annoncée par François Hollande comme l'un des « grands chantiers du quinquennat ». Avec un double enjeu : « lutter contre le dérèglement climatique » et « réduire la facture énergétique de la France qui s'élève à près de 70 milliards d'euros par an ».

UNE VOLONTÉ DE « DÉCARBONER » LA FRANCE

Mis bout à bout, les 64 articles montrent en effet une volonté de « décarboner » la France. Des objectifs ambitieux sont gravés dans le texte, en termes de baisse de la consommation d'énergie, de réduction des gaz à effet de serre ou de promotion des filières renouvelables. Le rôle des collectivités territoriales est mis en avant. Et Mme Royal a écouté les avis des instances – Conseil national de la transition écologique, Conseil économique, social et environnemental, Conseil d'Etat – qui ont planché sur une version préliminaire de son projet.

Le « facteur 4 », la division par quatre des émissions de gaz à effet de serre de la France à l'horizon 2050, qui était passé à la trappe dans la mouture initiale, y figure désormais. Il s'agit là, souligne le climatologue Jean Jouzel, membre du bureau du Groupe intergouvernemental d'experts sur l'évolution du climat (GIEC), d'un engagement crucial pour limiter à 2 °C le réchauffement de la planète.

De même, au chapitre des « transports propres », le texte originel favorisait les seuls véhicules électriques ou hybrides. Désormais, il encourage « tous les véhicules ayant un très faible niveau d'émission de gaz à effet de serre et de polluants atmosphériques ». Autre évolution : la possibilité pour les régions d'avancer aux particuliers une partie du coût de la rénovation thermique de leur logement.

LE RENONCEMENT DE L'ETAT À PRENDRE LA MAIN SUR LE NUCLÉAIRE

Pour autant, le projet de loi montre ses limites car il entérine le renoncement de l'Etat à prendre la main sur le nucléaire. Ce qui, dans un pays où l'atome est la clé de voûte du système de production d'électricité, restreint singulièrement sa marge de manoeuvre. Certes, la réduction, de 75 % à 50 %, de la part de l'atome dans le mix électrique en 2025 est actée. Et la puissance nucléaire installée sera plafonnée à son niveau actuel de 63,2 gigawatts. Mais les pouvoirs publics ne pourront pas décider de la fermeture d'un réacteur pour des raisons de politique énergétique. L'arrêt de Fessenheim (Haut-Rhin) ne figure pas dans la loi. Il reviendra simplement à EDF de se conformer à une programmation pluriannuelle de l'Etat qui fixera la part de chaque source d'énergie.

Sur ce dossier ultrasensible, solidement verrouillé par l'Elysée et Matignon, Mme Royal « n'a pas voulu braquer » les esprits, en optant pour la voie contractuelle. « C'est une loi d'équilibre entre les tenants du tout nucléaire et ceux qui veulent en sortir, assure-t-elle. Un socle nucléaire est un atout dans la transition énergétique. »

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VOLUNTAD DE “DESCARBONIZAR” FRANCIA

El proyecto de ley que la ministro de ecología de Francia presentará el 30 de julio al consejo de ministros, es la “programación de la transición energética para el crecimiento verde”. El conjunto de los 64 artículos muestran la voluntad de “descarbonizar” Francia. El texto contierne objetivos ambiciosos, en términos de bajo consumo de energía, reducción del uso de gases de efecto invernadero o promoción de fuentes de energía renovable. El papel de las colectividades regionales es destacado. La ministro ha escuchado los consejos del Consejo Nacional de la Transición Ecológica, del Consejo Económico, Social y Ambiental, del Consejo de Estado, quienes analizaron la versión original del proyecto.

El “factor 4(cuatro)”, la división por cuatro de las emisiones de gases de efecto invernadero en Francia tomando el año 2050 como horizonte, que había sido “olvidado” en la primer versión, está ahora incluido. Se trata de un compromiso clave para limitar a 2ºC el recalentamiento de nuestro frágil planeta tierra. Alienta además el uso de “todo vehículo que produzca una muy baja emisión de gases de efecto invernadero y de contaminantes atmosféricos”.

RENUNCIA DEL ESTADO A TOMAR LAS RIENDAS EN EL CAMPO DE LA ENERGÍA NUCLEAR

Sin embargo, el proyecto de ley tiene sus limitaciones, puesto que confirma la renuncia del Estado a tomar las riendas en el campo de la energía nuclear. En un país donde el átomo es la llave del sistema de producción de electricidad, ello restringe de manera importante el margen de maniobra del Estado. Es cierto que la reducción del 75 % al 50 % de la participación del átomo en el mix eléctrico, para 2025, ha sido sancionada. Y el techo para potencia nuclear instalada será el actual de 63,2 gigawatt. Pero los poderes públicos no podrán ya decidir el cierre de un reactor por razones de política energética. La parada de Fessenheim (Alto Rin)  no figura en la ley. Le corresponderá simplemente a EDF (Électricité de France) atenerse a la programación plurianual del Estado, que determinará la proporción correspondiente a cada fuente de energía.

Todo lo cual nos muestra cuántas aristas de este complejo rompecabezas deben ser tenidas en cuenta al mirar hacia los próximos lustros, si es que queremos que nuestros hijos y nietos vivan en un planeta habitable.

Energía Mundial IV y última Energy Renewables IV and last

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

La Energía en el Mundo III World Energy Outlook III

La Energía en el Mundo

III Parte

Mauricio López Dardaine

Es indudable que el tema de los hold-outs ocupa gran parte de los pensamientos de los argentinos en este inicio del invierno austral. Interesa, no obstante,  poder mirar un poco más allá. Y mirar más allá significa pensar para nuestro país en un desarrollo que sea ético y sustentable. Para su desarrollo la Argentina cuenta con una serie de recursos nada desdeñables: un campo tecnificado, reservas hídricas considerables, recursos mineros importantes y reservas abundantes de shale-gas y shale-oil. Ello en un mundo ávido por todos los bienes mencionados.

Anoche, en el programa de Mariano Grondona, el agudo analista Jorge Castro reiteró varias veces durante su participación, que en política internacional “lo que realmente interesa es lo que un gobernante hace”. Y agregaba lo vital que resultaba para la Argentina cerrar el ciclo de acuerdos ya logrados con Repsol y el Club de París, justamente pensando en los recursos mencionados arriba, con el fin de poder encauzar las inversiones necesarias. Su enfoque pragmático prescindió de cualquier tipo de colorido político. En el mismo sentido queremos orientar este tercer comentario sobre la Energía.

Puesto que nuestro creciente déficit energético es una de las causas (no la única) de los problemas económicos presentes, interesa para los que no somos especialistas en energía, ir redondeando una primera idea sobre el panorama mundial. Ello nos permitirá luego encuadrar la importancia de Vaca Muerta, y entender mejor la reciente visita del enviado especial del Presidente Obama a la Argentina para hablar de petróleo y de gas.

A quienes nos interesa (egoístamente) el futuro de nuestro Planeta Tierra -futuro al que está irremediablemente sujeto el de la Argentina- debemos recordar la frase con que hemos encabezado las dos notas anteriores:

“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 – Part III

Source: OECD/IEA, 2013

International Energy Agency

From the 2013 executive summary of the International Energy Agency:

The need to compensate for declining output from existing oil fields is the major driver for upstream oil investment to 2035.

Our analysis of more than 1 600 fields confirms that, once production has peaked, an average conventional field can expect to see annual declines in output of around 6% per year. While this figure varies according to the type of field, the implication is that conventional crude output from existing fields is set to fall by more than 40 mb/d by 2035. Among the other sources of oil, most unconventional plays are heavily dependent on continuous drilling to prevent rapid field-level declines. Of the 790 billion barrels of total production required to meet our projections for demand to 2035, more than half is needed just to offset declining production.

Demand for mobility and for petrochemicals keeps oil use on an upward trend to 2035, although the pace of growth slows.

The decline in oil use in OECD countries accelerates. China overtakes the United States as the largest oil-consuming country and Middle East oil consumption overtakes that of the European Union, both around 2030. The shifting geography of demand is further underlined by India becoming the largest single source of global oil demand growth after 2020. Oil consumption is concentrated in just two sectors by 2035: transport and petrochemicals. Transport oil demand rises by 25% to reach 59 mb/d, with one-third of the increase going to fuel road freight in Asia. In petrochemicals, the Middle East, China and North America help push up global oil use for feedstocks to 14 mb/d. High prices encourage efficiency improvements and undercut the position of oil wherever alternatives are readily available, with bio-fuels and natural gas gaining some ground as transport fuels.

The great migration in oil refining and trade

Major changes in the composition of oil supply and demand confront the world’s refiners with an ever-more complex set of challenges, and not all of them are well-equipped to survive.

Rising output of natural gas liquids, bio-fuels and coal- or gas-to-liquids technologies means that a larger share of liquid fuels reaches consumers without having to pass through the refinery system. Refiners nonetheless need to invest to meet a surge of more than 5 mb/d in demand for diesel that is almost triple the increase in gasoline use. The shift in the balance of oil consumption towards Asia and the Middle East sees a continued build-up of refining capacity in these regions; but, in many OECD countries, declining demand and competition in product export markets intensify pressure to shut capacity. Over the period to 2035, we estimate that nearly 10 mb/d of global refinery capacity is at risk, with refineries in OECD countries, and Europe in particular, among the most vulnerable.

The new geography of demand and supply means a re-ordering of global oil trade flows towards Asian markets, with implications for co-operative efforts to ensure oil security.

The net North American requirement for crude imports all but disappears by 2035 and the region becomes a larger exporter of oil products. Asia becomes the unrivalled centre of global oil trade as the region draws in – via a limited number of strategic transport routes – a rising share of the available crude oil. Deliveries to Asia come not only from the Middle East (where total crude exports start to fall short of Asian import requirements) but also from Russia, the Caspian, Africa, Latin America and Canada. New export-oriented refinery capacity in the Middle East raises the possibility that oil products, rather than crude, take a larger share of global trade, but much of this new capacity eventually serves to cater to increasing demand from within the region itself.

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.

To be continued.