CD-5858.pdf

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA
ESTUDIO DE LA REDUCCION DE EMISIONES DE
CARBONO EN EL ECUADOR
TESIS PREVIO A LA OBTENCION DEL GRADO DE
MÁSTER (MSc) EN EFICIENCIA ENERGETICA
ING. JULIO CESAR CÁRDENAS HERRERA
yajulioo@yahoo.com
DIRECTOR: ING. ALECKSEY MOSQUERA GORDILLO
aleckseym@yahoo.com.ar
CODIRECTOR: ING. ADRIÁN PATRICIO PEÑA IDROVO
Adrian,pena@epn.edu.ec
Quito, Octubre 2014
ii
DECLARACIÓN
Yo, Julio César Cárdenas Herrera, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi
autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación
profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en
este documento.
La
Escuela
Politécnica
Nacional,
puede
hacer
uso
de
los
derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.
Julio César Cárdenas Herrera
iii
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el Ingeniero Julio César
Cárdenas Herrera bajo mi supervisión.
Ingeniero Alecksey
Mosquera Gordillo
DIRECTOR DE TESIS
Ingeniero Adrián Patricio
Peña Idrovo
CODIRECTOR DE TESIS
iv
AGRADECIMIENTO
A Dios a través de su Maestro por haberme guiado en todas las facetas de mi
vida incluido la faceta intelectual.
A mi esposa, Gloria del Rocío Espinosa Vinueza, por todo su apoyo en el camino
de la vida que hemos recorrido con éxito
A mis hijos y nietos
Al Ing. Alecksey Mosquera y al Ing. Adrián Peña por sus acertadas direcciones en
la elaboración de esta tesis.
Ing. Julio César Cárdenas Herrera
v
DEDICATORIA
A la Naturaleza, la que siempre nos ha dado todo para todos, desde hace miles
de millones de años y ha mantenido sin la intervención del hombre una armonía
en todos los sectores y a la que ahora los humanos la desequilibramos, la
contaminamos y extraemos su crudo y sus minerales en un instante de ese
tiempo y para servicio de unos pocos.
También dedico a la nueva gobernanza global y nacional que buscará el
equilibrio enseñado por la naturaleza en todos los sectores: espiritual, humano,
industrial, comercial, residencial y material con recursos en abundancia y para
todos.
No esperemos que se desate la furia de la naturaleza
Ing. Julio César Cárdenas Herrera
1
INDICE GENERAL
INDICE GENERAL ........................................................................................................... 1
INDICE DE TABLAS ........................................................................................................ 6
INDICE DE FIGURAS ...................................................................................................... 9
RESUMEN ................................................................................................................... 16
PRESENTACION........................................................................................................... 19
OBJETIVOS ................................................................................................................. 20
OBJETIVO GENERAL .......................................................................................................... 20
OBJETIVOS ESPECIFICOS ................................................................................................... 20
ALCANCES. ................................................................................................................. 21
CAPÍTULO 1: LAS EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO, GEI ....................... 22
1.1.
ANTECEDENTES .................................................................................... 22
1.2.
IDENTIFICACIÓN DE LOS PROBLEMAS ENERGÉTICOS .............................. 28
1.3.
TERMODINAMICA ................................................................................ 33
1.2.1.
1.2.2.
1.2.3.
1.2.4.
1.4.
1.3.1.
1.3.1.1
1.3.1.2
1.3.1.3
1.3.2.
1.3.2.1
1.3.2.2
1.3.2.3
1.3.2.4
1.3.2.5
1.3.2.6
LA ENERGÍA .............................................................................................................. 34
LA ENTROPÍA Y LA SEGUNDA LEY DE TERMODINAMICA ......................................... 35
LA EXERGÍA ............................................................................................................... 40
CICLOS TERMODINAMICOS ...................................................................................... 42
CAUSANTES DE LOS GASES DE EFECTO INVERNADERO ........................... 45
GASES DE EFECTO INVERNADERO ............................................................................ 46
El dióxido de carbono (CO2)...................................................................................... 46
El metano, CH4........................................................................................................... 47
El óxido Nitroso (N2O) ............................................................................................... 48
GASES CONTAMINANTES LOCALES .......................................................................... 50
El monóxido de carbón (CO)...................................................................................... 50
Los compuestos orgánicos volátiles diferentes del metano, COVDM ....................... 51
Los óxidos de nitrógeno, NOx (diferente de Oxidos Nitrosos N 20) .......................... 52
Particulados, PM10 ................................................................................................... 54
Partículas Suspendidas Totales, PST .......................................................................... 55
Dióxido de azufre, SO2 ............................................................................................... 56
1.5.
EXERGÍA, AMBIENTE Y DESARROLLO SUSTENTABLE ............................... 57
1.6.
PROBLEMAS AMBIENTALES .................................................................. 57
2
1.5.1
1.5.2
1.5.3
CALENTAMIENTO GLOBAL. ...................................................................................... 58
EL AGOTAMIENTO DEL OZONO ESTRATOSFÉRICO................................................... 61
PRECIPITACIÓN ÁCIDA ............................................................................................. 62
1.7.
POTENCIALES SOLUCIONES A LOS PROBLEMAS AMBIENTALES ............... 64
1.8.
VERIFICACIÓN ESTADÍSTICA DEL CALENTAMIENTO GLOBAL ................... 66
1.7.1
1.7.2
1.7.2.1
1.7.2.2
1.7.2.3
1.7.3
1.7.3.1
1.7.3.2
1.7.3.3
1.7.3.4
1.7.4
1.7.4.1
1.7.4.2
INTRODUCCION ........................................................................................................ 66
TEMPERATURAS GLOBALES DE LOS ULTIMOS 30 AÑOS .......................................... 68
Temperatura global según National Climate Data Center, NCDC ............................. 69
Temperatura global según datos de la NASA ............................................................ 70
Temperatura global según datos de la Universidad de Alabama .............................. 71
POSIBLES FACTORES CAUSANTES DEL CAMBIO DE TEMPERATURA. ....................... 71
La Erupción de los Volcanes ...................................................................................... 72
La irradiación solar .................................................................................................... 73
Oscilaciones climáticas causadas por las corrientes del Niño y la Niña .................... 74
La variación de las concentraciones de CO2 en la atmósfera .................................... 75
REGRESIÓN DE FACTORES CON LA TEMPERATURA DE NCDC .................................. 76
Regresión de la temperatura con 1 factor: la erupción de los volcanes. .................. 78
Regresión de la temperatura con 2 factores: la erupción de los volcanes y la
radiación solar .......................................................................................................... 79
1.7.4.3
Regresión de la temperatura y 3 factores: la erupción de los volcanes, la radiación
solar y las corrientes del Niño y la Niña ................................................................... 81
1.7.4.4
Regresión de la temperatura NCDC y 4 factores: la erupción de los volcanes, la
radiación solar, las corrientes del Niño y la Niña y las emisiones de CO 2 ................ 83
1.7.5 Modelos ARIMA y ARMAX ........................................................................................................ 85
1.7.4.1 Modelo ARMAX utilizando la temperatura NCDC ........................................................... 87
1.7.4.2 Modelo ARMAX utilizando la temperatura NASA ........................................................... 89
1.7.4.3 Modelo ARMAX utilizando la temperatura Universidad de Alabama ............................. 91
1.9.
LAS EMISIONES NO BIOGENICAS DE GEI EN EL MUNDO ......................... 95
1.10.
LA MATRIZ ENERGETICA HERRAMIENTA DE ANALISIS ...........................100
1.11.
LEGISLACION ECUATORIANA PARA EVITAR EMISIONES ........................102
CAPITULO 2: POTENCIAL ENERGETICO ECUATORIANO ................................................105
2.1.
POTENCIAL PETROLERO .......................................................................105
2.2.
POTENCIAL DE GAS ASOCIADO .............................................................108
2.3.
POTENCIAL DE GAS NATURAL..............................................................112
2.4.
POTENCIAL HIDRICO ............................................................................112
2.5.
POTENCIAL EÓLICO ..............................................................................115
2.6.
POTENCIAL SOLAR ...............................................................................117
2.7.
POTENCIAL GEOTERMICO ....................................................................121
2.8.
POTENCIAL DE BIOMASA .....................................................................124
2.8.1.
BAGAZO DE CAÑA Y GENERACIÓN ELÉCTRICA ....................................................... 124
3
2.8.2.
2.8.3.
2.9.
PRODUCCION DE GASOLINAS E5 a E10 A PARTIR DEL ETANOL DE LA CAÑA DE
AZUCAR .................................................................................................................. 125
PRODUCCION DE BIODIESEL A PARTIR DE PALMA AFRICANA ............................... 126
POTENCIAL NUCLEAR ...........................................................................128
CAPÍTULO 3: REDUCCIÓN DE EMISIONES EN EL ÁREA DE TRANSFORMACIÓN ..............130
3.1.
3.1.1.
3.1.2.
3.1.3.
3.1.4.
3.1.5.
3.1.6.
3.1.6.1.
3.1.6.2.
3.1.6.3.
3.1.7.
3.1.7.1.
3.1.7.2.
3.1.7.3.
3.1.8.
3.1.9.
3.1.9.1
3.1.9.2
3.1.9.3
3.1.9.4
3.2.
3.2.1.
3.2.1.1.
3.2.1.2.
3.2.1.3.
3.2.1.4.
3.2.2.
3.2.2.1.
3.2.2.2.
3.2.2.3.
3.2.2.4.
3.2.2.5.
3.2.3.
3.2.3.1.
3.2.3.2.
3.2.3.3.
3.2.3.4.
3.2.4.
PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD ...........................................................130
COMBUSTIBLES PARA LA GENERACION DE ELECTRICIDAD .................................... 130
REPRESENTACIÓN DE LOS COSTOS DE CADA TECNOLOGÍA ................................... 132
NECESIDADES DE ENERGIA Y CURVA DE CARGA DEL SISTEMA .............................. 136
DEMANDA DE ELECTRICIDAD ................................................................................. 143
CAPACIDAD INSTALADA EN SECTOR ELECTRICO .................................................... 146
GENERACION FUTURA EN BASE A UN ORDEN DE PRIORIDAD. .............................. 151
Potencia de generación eléctrica ............................................................................ 151
Generación eléctrica hasta el 2040 ......................................................................... 153
Factores de planta ................................................................................................... 154
PROYECCION UTILIZANDO PROGRAMACION LINEAL ............................................. 154
Capacidad de generación ........................................................................................ 155
Energía optimizada .................................................................................................. 156
Factores de planta ................................................................................................... 157
REDUCCION DE EMISIONES .................................................................................... 158
REDUCCION DE EMISIONES EN OTROS PROYECTOS .............................................. 160
Generación eólica .................................................................................................... 160
Pequeñas hidroeléctricas ........................................................................................ 161
Generación geotérmica ........................................................................................... 162
Generación con biogas ............................................................................................ 163
PRODUCCION DE DERIVADOS ..............................................................164
LINEA BASE DE REFINACION................................................................................... 164
Línea Base en Refinería de Esmeraldas ................................................................... 165
Refinería Amazonas ................................................................................................. 167
Refinería la libertad ................................................................................................. 168
Planta de gas ........................................................................................................... 169
OPTIMIZACION SECTOR REFINACION .................................................................... 171
Optimización Refinería de Esmeraldas .................................................................... 171
Optimización Refinería Amazonas........................................................................... 173
Cierre de la refinería de la Libertad ......................................................................... 174
Construcción de una nueva refinería: la refinería del Pacífico ................................ 174
Optimización de Planta de Gas de Shushufindi ....................................................... 176
CAMBIO Y REDUCCION DE LA DEMANDA DE DERIVADOS ..................................... 177
Impulso a producción del Etanol ............................................................................. 178
Impulso a la producción de Biodiesel ...................................................................... 179
Rehabilitación de refinerías ..................................................................................... 180
Cogeneración en refinerías, sistema GICC .............................................................. 180
EMISIONES SECTOR REFINACION ........................................................................... 181
CAPÍTULO 4: REDUCCIÓN EMISIONES EN LA DEMANDA ..............................................182
4.1.
SECTOR RESIDENCIAL ...........................................................................183
4
4.1.1. LINEA BASE DE LA DEMANDA ............................................................................................. 183
4.1.2. CAMBIOS Y REDUCCIONES EN LA DEMANDA ..................................................................... 184
4.1.2.1.
Cambio del uso del GLP por electricidad en los hogares ......................................... 185
4.1.2.2.
Reducción de energía eléctrica por Eficiencia Energética ....................................... 187
4.1.2.2.1 Aire acondicionado residencial ......................................................................... 187
4.1.2.2.2 Refrigeración residencial................................................................................... 188
4.1.2.2.3 Iluminación residencial ..................................................................................... 189
4.1.2.2.4 Calentamiento solar del agua ........................................................................... 190
4.1.2.2.5 Estufas mejoradas de leña ................................................................................ 191
4.1.2.2.6 Producción eficiente de carbón vegetal............................................................ 192
4.1.3. REDUCCION DE EMISIONES SECTOR RESIDENCIAL............................................................. 193
4.2.
SECTOR INDUSTRIAL (INCLUYE AGROINDUSTRIAL) ...............................195
4.2.1. LINEA BASE ............................................................................................................................ 195
4.2.2. REDUCCION DE CONSUMOS ................................................................................................. 195
4.2.2.1
Motores industriales ............................................................................................... 196
4.2.2.2
Cogeneración con bagazo ....................................................................................... 196
4.2.2.3
Cogeneración en industrias ..................................................................................... 198
4.2.3. REDUCCION DE EMISIONES................................................................................................... 200
4.3.
SECTOR COMERCIAL Y SECTOR PÚBLICO ...............................................201
4.3.1. LINEA BASE ........................................................................................................................... 201
4.3.2. REDUCCION DE DEMANDA .................................................................................................. 201
4.3.2.1
Aire acondicionado en edificios.............................................................................. 202
4.3.2.2
Iluminación en edificios .......................................................................................... 203
4.3.2.3
Reducciones en alumbrado público ....................................................................... 203
4.3.3. REDUCCION DE EMISIONES ................................................................................................. 204
4.4.
SECTOR TRANSPORTE ..........................................................................205
4.4.1. LINEA BASE.............................................................................................................................. 205
4.4.2. REDUCCION DE DEMANDA ..................................................................................................... 211
4.4.2.1
Uso de vehículos más eficientes ............................................................................. 211
4.4.2.2
Vehículos diésel en lugar de a gasolina .................................................................. 213
4.4.2.3.
Uso de vehículos híbridos........................................................................................ 213
4.4.2.4
Autos más pequeños en lugar de SUVs (Jeeps) ...................................................... 215
4.4.2.5.
Uso de carros eléctricos .......................................................................................... 216
4.4.2.6
Sistema de transporte masivo con BRT .................................................................. 218
4.4.2.7.
Transporte por ferrocarril ....................................................................................... 218
4.4.3. REDUCCION TOTAL DE EMISIONES EN EL TRANSPORTE ......................................................... 221
CAPÍTULO 5: REDUCCION DE EMISIONES BIOGENICAS EN PROYECTOS NO ENERGETICOS
.................................................................................................................................222
5.1.
LINEA BASE .........................................................................................226
5.2.
REDUCCION DE EMISIONES ..................................................................232
5.2.1
5.2.2
1.2.3
CAPÍTULO 6:
REDUCCION DE EMISIONES DE CO2 POR SECTORES .............................................. 232
REDUCCION DE EMISIONES DE CH4 POR SECTORES............................................... 233
REDUCCION DE EMISIONES DE N2O POR SECTORES .............................................. 235
PLAN DE REDUCCIÓN DE EMISIONES Y POLITICAS ........................236
5
6.1.
LA EVOLUCIÓN DE LAS EMISIONES EN EL ESCENARIO DE LA LÍNEA BASE 236
6.2.
REDUCCION DE EMISIONES POR NUEVAS POLITICAS ............................237
6.3.
REDUCCION DE EMISIONES POR PROYECTO .........................................239
6.4.
ÁREAS DE ALTA PRIORIDAD .................................................................241
6.4.1.
6.4.2.
6.4.3.
6.4.4.
REDUCCIÓN EN SECTOR USO DEL SUELO, SILVICULTURA, AGRICULTURA Y
DESECHOS .............................................................................................................. 242
REDUCCIÓN EN EL SECTOR DE TRANSPORTE ......................................................... 243
REDUCCIÓN EN EL SECTOR DE GENERACION ELECTRICA....................................... 243
REDUCCIÓN EN EL SECTOR RESIDENCIAL ............................................................... 244
6.5.
INVERSIONES REQUERIDAS ..................................................................244
6.6.
FACTIBILIDAD Y BARRERAS DE IMPLEMENTACIÓN ................................246
6.7.
IMPLEMENTACIÓN DE POLÍTICAS .........................................................247
6.7.1
6.7.2
6.7.3
6.7.4
6.7.5
6.7.6
6.7.7
PROGRAMAS FORESTALES Y CONTROL DE RESIDUOS Y EFLUENTES ..................... 248
PROGRAMAS DE TRANSPORTE PÚBLICO Y PLANIFICACIÓN URBANA .................... 248
GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD OPTIMIZANDO LAS TECNOLOGÍAS EXISTENTES. 248
NORMAS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA. .................................................................. 249
NORMAS DE CALIDAD DEL AIRE ............................................................................. 249
PRECIOS DE LA ENERGÍA. ....................................................................................... 250
FINANCIAMIENTO DE LOS PROYECTOS .................................................................. 250
CONCLUSIONES .........................................................................................................253
RECOMENDACIONES..................................................................................................256
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS ..................................................................................257
ANEXO 1. Ejemplos de Entropía, Exergía, Ciclos termodinámicos ....................................260
ANEXO 2. Factores de emisión .........................................................................................261
ANEXO 3. Producción de crudo y gas ................................................................................262
ANEXO 4. Factibilidades ..................................................................................................263
6
INDICE DE TABLAS
Tabla 1 : Principales causantes del Cambio Climático .................................................. 60
Tabla 2: Regresión de la temperatura con un 1 factor que mide la erupción de los
volcanes ......................................................................................................... 78
Tabla 3: Regresión de la Temperatura con 2 factores la erupción de los volcanes y la
radiación solar .............................................................................................. 80
Tabla 4: Regresión de la Temperatura y 3 factores: erupción de los volcanes,
Radiación solar y Corrientes del Niño y la Niña ....................................... 82
Tabla 5: Regresión de la temperatura NCDC y 4 factores: Erupción de los volcanes,
Radiación solar, Corrientes del Niño y las emisiones de CO2 .................. 84
Tabla 6: ARMAX para la Temperatura NCDC y los 4 factores: Erupción de volcanes,
Radiación solar, Corrientes del Niño y emisiones de CO2 ........................ 88
Tabla 7: Modelo ARMAX con Temperatura NASA y cuatro factores ........................ 90
Tabla 8: Modelo ARMAX con los datos de Temperatura de la Universidad de
Alabama, UAH y los 4 factores ................................................................... 92
Tabla 9: Matriz energética del ecuador, año 2010 ....................................................... 100
Tabla 10: Reservas petroleras ecuatorianas ................................................................. 106
Tabla 11: Reservas de gas asociado por campos .......................................................... 108
Tabla 12: Potencial hidroeléctrico de INECEL publicado en Plan Maestro de
Electrificación 2012-2021 ........................................................................... 115
Tabla 13: Localización de posibles proyectos de generación eólica según CONELEC
...................................................................................................................... 116
Tabla 14: Potencial geotérmico de Alta Temperatura, según estudio INECELOLADE 1980 ............................................................................................... 122
Tabla 15: Potencial Geotérmico de Baja Temperatura según estudio INECEL
OLADE 1980 ............................................................................................... 122
Tabla 16: Resumen de costos típicos de plantas de generación eléctrica con diferente
tecnología..................................................................................................... 131
Tabla 17: Cálculo del costo fijo anualizado................................................................... 134
Tabla 18: Costo de cada tecnología ................................................................................ 134
Tabla 19: Costo comparativo de cada tecnología ......................................................... 135
Tabla 20: Factores de Carga en los puntos óptimos ..................................................... 136
7
Tabla 21: Rangos de demanda por Tecnología ............................................................. 140
Tabla 22: Precios de Combustibles considerados ......................................................... 141
Tabla 23: Costos de energía con precios internacionales y subsidiados ..................... 142
Tabla 24: Capacidad de generación en el 2012 en Ecuador ........................................ 146
Tabla 25: Variables consideradas para cada tecnología de generación ..................... 150
Tabla 26: Factores de Planta para el caso con orden de mérito.................................. 154
Tabla 27: Factores de planta para el caso de programación lineal ............................ 157
Tabla 28: Energía generada y factor de carga del escenario base y programación
lineal............................................................................................................. 158
Tabla 29: Costos de generación y reducción de emisiones en el escenario base y el de
programación lineal. .................................................................................. 159
Tabla 30: Esquema de refinación actual de la Refinería de Esmeraldas y su margen
de refinación................................................................................................ 166
Tabla 31: Esquema de refinación, caso Base de Refinería Amazonas y margen....... 167
Tabla 32: Esquema de refinación Ref. La Libertad, Caso Base y Margen ................ 168
Tabla 33: Esquema de refinación y margen de la Planta de Gas de Shushufindi ..... 169
Tabla 34: Esquema de refinación optimizado de la refinería Esmeraldas y su nuevo
margen de refinación ................................................................................. 172
Tabla 35: Esquema de refinación optimizada de refinería Amazonas y su nuevo
margen ......................................................................................................... 173
Tabla 36 : Rendimientos, precios y margen de refinacion estimados de la refinería del
Pacífico ........................................................................................................ 175
Tabla 37: Rendimiento de los vehículos por km. .......................................................... 210
Tabla 38: Comparación del consumo de combustibles y emisiones en un viaje de
Quito a Guayaquil por diferentes vehículos ............................................ 219
Tabla 39: Matriz de conversión para el período 1990 - 2009, equivalente a 20 años 224
Tabla 40: Matriz de conversión del Uso del Suelo estimada para el año 2006 .......... 225
Tabla 41: Inventario de emisiones de efecto invernadero estimadas para el Ecuador
...................................................................................................................... 227
Tabla 42: Emisiones del sector Agricultura por fermentación entérica y manejo del
estiércol del ganado .................................................................................... 229
Tabla 43: Emisiones del sector del Uso del Suelo en el 2006 según Directrices del
IPCC 2006 ................................................................................................... 230
8
Tabla 44: Reducción de emisiones por proyecto........................................................... 239
Tabla 45: Priorización de proyectos en función del mayor volumen de reducciones de
gases de efecto invernadero ....................................................................... 241
Tabla 46: Inversiones requeridas por proyecto ............................................................ 245
Tabla 47: Inversiones requeridas para el sector privado, los hogares y el sector
público ......................................................................................................... 251
9
INDICE DE FIGURAS
Figura 1 a: Emisiones de GEI por 2000 años .................................................................. 23
Figura 2: Incremento de temperatura, nivel del mar y reducciones de capa de nieve 25
Figura 3: IPCC emisiones por grupo de gases ................................................................ 26
Figura 4: IPCC emisiones GEI por sectores ................................................................... 27
Figura 5: IPC, Proyección del incremento de la temperatura media global................ 28
Figura 6: Proceso de conversión de energía .................................................................... 29
Figura 7: Usos de la Matriz energética de USA, 2009 ........................................... 30
Figura 8: Ineficiencia en automotores en autopistas de USA, según Hobson
realizado en el 2004 .................................................................................. 31
Figura 9: Generación con turbina de vapor usando fuel oil ............................... 32
Figura 10: Ciclo combinado o Cogeneración: Turbina de Gas + Turbinas de vapor +
procesos industriales .................................................................................... 32
Figura 11: Usos energéticos en el Ecuador en el 2010 .................................................... 33
Figura 12: Motores de Combustión Interna y Ciclos Termodinámicos de Otto y Diésel
........................................................................................................................ 42
Figura 13: Turbina de Vapor y el Ciclo Termodinámico Rankine ............................... 43
Figura 14: Turbina de Gas y el Ciclo Termodinámico de Brayton .............................. 43
Figura 15: Ciclos Combinados de Turbina de Gas y Turbina de Vapor .................... 44
Figura 16: Ciclo Termodinámico de Refrigeración (Ciclo Invertido de Carnot) ........ 45
Figura 17: Relación entre exergía, energía medio ambiente y desarrollo sustentable 57
Figura 18: Variación de la temperatura según la NASA ............................................... 59
Figura 19: Incremento de CO2 en la atmosfera .............................................................. 59
Figura 20: Funcionamiento del efecto invernadero........................................................ 60
Figura 21: Los Causantes de la reducción de la capa de Ozono ................................... 62
Figura 22: Transformaciones Químicas para formar Lluvia Ácida ............................. 63
Figura 23: Desarrollo Sustentable ................................................................................... 65
Figura 24: Variación de temperatura en base a núcleos de hielo en Groenlandia ...... 67
Figura 25: Variación de temperatura desde el año 9.000 a.c. hasta el 2.000 d.c. ........ 68
Figura 26: Variación de temperaturas global de National Climate Data Center,
NCDC ............................................................................................................ 69
Figura 27: Variación temperatura global según Instituto Goddard de NASA ........... 70
10
Figura 28: Variación temperatura según Universidad de Alabama, Huntsville ......... 71
Figura 29: Medición de la erupciones utilizando Aerosol Optical Depth, AOD de la
NASA ............................................................................................................. 72
Figura 30: Irradiación Solar total del Observatorio físico meteorológico de Davos ... 73
Figura 31: Indice multivariante ENSO de la corriente del Niño y la Niña .................. 74
Figura 32: Promedio global del CO2 en la Superficie Marina del Laboratorio de
Investigación de los Sistemas de la Tierra ................................................. 75
Figura 33: Concentraciones de SO4 en Groenlandia según Mayewski en 1993 .......... 76
Figura 34: Separación de la concentración de Sulfatos en Curva Suavizada y curva de
Residuos o Rápida ........................................................................................ 77
Figura 35: Regresión de Temperatura NCDC y el Factor aod que mide erupciones . 79
Figura 36: Regresión de la Temperatura con 2 factores: la erupción de los volcanes y
la radiación solar .......................................................................................... 81
Figura 37: Regresión de la temperatura y 3 factores: Erupción de volcanes, Radiación
solar y Corrientes del Niño y la Niña.......................................................... 83
Figura 38: Curvas de Temperatura NCDC, 4 factores y NCDC suavizado ................ 85
Figura 39: Modelo ARMAX para la Temperatura NCDC y los factores: Erupción de
volcanes, Radiación solar, Corriente del Niño y Emisiones CO2 ............. 89
Figura 40 : Modelo ARMAX con temperatura de la NASA y los cuatro factores ...... 91
Figura 41: Modelos ARAMX con temperatura Universidad de Alabama y los cuatro
factores .......................................................................................................... 93
Figura 42: Emisiones mundiales de CO2 según EIA ...................................................... 95
Figura 43: emisiones de CO2 en países no OECD........................................................... 96
Figura 44: Demanda mundial por tipo de combustibles segun EIA ............................. 97
Figura 45: Combustibles requeridos a nivel mundial para generación eléctrica ........ 98
Figura 46: Emisiones de CO2 por persona ...................................................................... 99
Figura 47: Mapa petrolero ecuatoriano con bloques en explotación y en licitación . 105
Figura 48: Producciones caso base hasta el 2040, utilizando programa LEAP ......... 107
Figura 49: Comportamiento de Reservas Remanentes utilizando el programa LEAP
...................................................................................................................... 107
Figura 50: Producción estimada de Gas Asociado en el Ecuador ............................... 109
Figura 51: Estimado del gas asociado por productos ................................................... 110
11
Figura 52: Proyección estimada de Gas Asociado en Oriente ecuatoriano, usando
LEAP ........................................................................................................... 110
Figura 53: Utilización de combustibles en Proyecto OGE de Petroamazonas,
utilizando LEAP ......................................................................................... 111
Figura 54: Producción estimada de Gas Natural de Campo Amistad, utilizando LEAP
...................................................................................................................... 112
Figura 55: Vertientes del Pacífico y Amazonas ............................................................ 113
Figura 56: Complementariedad de caudales de las Vertientes del Pacífico y del
Amazonas .................................................................................................... 114
Figura 57: Estimados de proyectos eólicos en Ecuador utilizando LEAP ................. 117
Figura 58: Mayores radiaciones solares según SunWise Technologies, de Curso de
Ning Chen.................................................................................................... 118
Figura 59: Radiación solar en Quito .............................................................................. 119
Figura 60: Insolación Global Promedio de Ecuador tomado del Atlas Solar del
Ecuador del CONELEC ............................................................................ 119
Figura 61: Proyección de generación fotovoltaica en Ecuador utilizando LEAP ..... 120
Figura 62: Gran potencial geotérmico en Ecuador por la presencia de 40 volcanes
activos. ......................................................................................................... 121
Figura 63: Proyectos de generación Geotérmica a ser instalados en Ecuador
utilizando LEAP ......................................................................................... 123
Figura 64: Generación eléctrica a partir de biomasa, utilizando LEAP .................... 124
Figura 65: Producción esperado e Etanol y área requerida de siembra en ha/año .. 125
Figura 66: Producción esperada de Biodiesel y superficie excedente de Palma
Africana en ha/año ..................................................................................... 127
Figura 67: % de biodiésel a ser mezclado con el diésel petrolero, utilizando el LEAP
...................................................................................................................... 127
Figure 68: Ubicación de posibles áreas uraníferas en Ecuador .................................. 128
Figura 69 : Variación de los costos totales vs. el factor de carga ................................ 135
Figura 70: Curva de carga diaria en el Ecuador, según el CENACE ........................ 137
Figura 71: Curva de Carga semanal según CENACE ................................................. 137
Figura 72: Curva de carga anual para el 2012 en Ecuador, según CENACE ........... 138
Figura 73: Curva de Carga Normalizada ..................................................................... 138
12
Figura 74: Correlación entre Costos de Tecnologías y la Curva de Carga normalizada
...................................................................................................................... 139
Figura 75: Curva de Carga decreciente por Tecnología .............................................. 140
Figura 76: Curva de Carga Horaria por Tecnología ................................................... 140
Figura 77: Curva de Costos Subsidiados vs. Factor de Carga .................................... 141
Figura 78: La demanda máxima considerada por año en Ecuador, considerada en el
LEAP ........................................................................................................... 143
Figura 79: Disponibilidad de energía hídrica debido al estiaje, considerado en el
LEAP ........................................................................................................... 144
Figura 80: Proyección de la demanda eléctrica por sectores según el CENACE ...... 144
Figura 81: Crecimiento de la demanda considerada en el programa LEAP ............. 145
Figura 82: Capacidad hídrica en el Ecuador: histórica y esperada ........................... 147
Figura 83: Capacidad de generación de turbinas de vapor ......................................... 148
Figura 84: Capacidad instalad de motores de combustión interna ............................ 149
Figura 85: Capacidad instalada de turbinas a gas con diesel ...................................... 149
Figura 86: Potencia instalada para el caso de mínimo Costo ...................................... 152
Figura 87: Generación instalada hasta 2040 en base a información de CENACE,
utilizada en el LEAP .................................................................................. 153
Figura 88: Capacidad Optimizada en base programación lineal del LEAP .............. 155
Figura 89: Energía generada en base a programación lineal del LEAP .................... 156
Figura 90: Reducciones de emisiones por programación lineal .................................. 160
Figura 91: Capacidad eólica estimada posible en Ecuador ......................................... 161
Figura 92: Capacidad estimada para pequeñas hidroeléctricas en Ecuador ............ 162
Figura 93: Capacidad estima en generación geotérmica en el Ecuador..................... 163
Figura 94: Capacidad de generación con biogás en base a la basura ......................... 164
Figura 95: Producción de derivados en caso base en Refinería Esmeraldas ............. 166
Figura 96: Producción de derivados en caso Base de ref. Amazonas si no se
moderniza .................................................................................................... 167
Figura 97: Producción de derivados en caso Base Ref. La Libertad .......................... 168
Figura 98: Producción de derivados de Planta de Gas de Shushufindi...................... 169
Figura 99: Cargas vs. Capacidad de Planta de Gas de Shushufindi, caso base ......... 170
Figura 100: Producción de derivados de todas las refinerías actuales, Caso Base .... 170
13
Figura 101: Optimización de la producción de la refinería de Esmeraldas con la
nueva inversión ........................................................................................... 172
Figura 102: Producción optimizada en refinería Amazonas ....................................... 174
Figura 103: Derivados a producirse en Refinería del Pacífico .................................... 175
Figura 104: La optimización de la Panta de Gas de Shushufindi a plena capacidad 176
Figura 105: Producción de derivados de todas las refinerías, caso optimizado ........ 177
Figura 106: Producción de Etanol en Barriles de crudo equivalente por día ............ 178
Figura 107: Capacidad instalada estimada de biodiesel en Ecuador ......................... 179
Figura 108: Incremento de emisiones en sector de refinación por incremento de
capacidad..................................................................................................... 181
Figura 109: Demanda de energéticos por sectores ....................................................... 182
Figura 110: Demanda por productos en sector de Demanda ...................................... 182
Figura 111: Demanda Base de energéticos en sector Residencial ............................... 183
Figura 112: Demanda optimizada del Sector Residencial ........................................... 184
Figura 113: Principales reducciones de la demanda en Sector Residencial ............... 185
Figura 114: Reemplazo de GLP por electricidad usando programa LEAP .............. 186
Figura 115: La reducción de emisiones por el reemplazo de GLP por electricidad es
alto ............................................................................................................... 186
Figura 116: Reducción de consumo eléctrico en aire acondicionado de hogares ...... 187
Figura 117: Reducción de electricidad en refrigeradores en los hogares ................... 188
Figura 118: Disminución del consumo eléctrico por el cambio de focos incandescentes
por fluorescentes ......................................................................................... 189
Figura 119: Disminución energético por el uso de paneles solares para calentamiento
de agua en los hogares ................................................................................ 190
Figura 120: En la optimización de estufas de leña hay un incremento del uso de la
leña ............................................................................................................... 191
Figura 121: Reducción del uso de la leña por procesamiento eficiente del carbón
vegetal .......................................................................................................... 192
Figura 122: Cambio en sector residencial por eficiencia energética en GJ ............... 193
Figura 123: Reducción de emisiones del sector residencial consolidado .................... 194
Figura 124: Combustibles que se reducen en el sector residencial optimizado ......... 194
Figura 125: Demanda base del Sector Industrial ......................................................... 195
14
Figura 126: Reducción del uso de electricidad en optimización de motores obsoletos
en Industria ................................................................................................. 196
Figura 127: Reducción de la demanda de electricidad y fuel oil por la cogeneración
con bagazo ................................................................................................... 197
Figura 128: Cambio en la demanda por introducir cogeneración en la Industria .... 199
Figura 129: Reducciones de emisiones por cogeneración en Industrias .................... 199
Figura 130: Cambios en la demanda por optimización sector industria ................... 200
Figura 131: Emisiones en sector industrial optimizado ............................................... 200
Figura 132: Demanda base del sector comercial y público .......................................... 201
Figura 133: Reducción de electricidad por la optimización del aire .......................... 202
Figura 134: Reducción de la electricidad por mejoramiento ...................................... 203
Figura 135: Reducción de electricidad por el cambio de luminarias del alumbrado
público ......................................................................................................... 204
Figura 136: Reducciones de emisiones en el sector comercial optimizado ................. 205
Figura 137: Tenencia de vehículos por 1000 personas en función de PIB per cápita 206
Figura 138: Tenencia de vehículos por 1000 habitantes considerado ........................ 206
Figura 139: Demanda de combustibles en sector transporte por carretera, aire y mar
...................................................................................................................... 207
Figura 140: Consumo de combustibles por tipo de vehículos en carreteras .............. 207
Figura 141: Número de vehículos por tipo en el Ecuador ........................................... 208
Figura 142: Curva de antigüedad de los vehículos existentes ..................................... 208
Figura 143: Sobrevivencia de los vehículos ................................................................... 209
Figura 144: Perfil de degradación del kilometraje ....................................................... 210
Figura 145: Reducción de combustibles por mayor rendimiento de vehículos ......... 212
Figura 146: Reducción de emisiones por mejor rendimiento de vehículos ................ 212
Figura 147: Reducción de gasolinas por el cambio a vehículos a diésel ..................... 213
Figura 148: Reducción de combustibles por el uso de vehículos híbridos ................. 214
Figura 149: Reducción de emisiones por el uso de vehículos híbridos ....................... 215
Figura 150: Reducción de combustibles por el reemplazo de Jeeps por automóviles
más livianos ................................................................................................. 216
Figura 151: Reducción de gasolinas por el uso de vehículos eléctricos ...................... 217
Figura 152: Reducción de emisiones de CO2 eq. por el uso de vehículos eléctricos .. 217
Figura 153: Reducción de combustibles por el uso de buses BRT .............................. 218
15
Figura 154: Distancias desde Quito a Guayaquil por avión y carretera .................... 219
Figura 155: Reducción de combustibles por el uso del tren de carga ......................... 220
Figura 156: Reducción de emisiones por la utilización del tren .................................. 221
Figura 157: Comparación de reducción de emisiones por escenario en transporte.. 221
Figura 158: 14 ecosistemas en el Ecuador según atlas geográfico del Instituto
Geográfico Militar ...................................................................................... 222
Figura 159: Curva de deforestación estimada en base los promedios obtenidos de las
matrices de conversión ............................................................................... 224
Figura 160: Fuentes y captaciones de gases de efecto invernadero en el sector
AFOLU, de Directrices del IPCC 2006 .................................................... 228
Figura 161: Toneladas de Emisiones de CO2, CH4 y N2O de sector no energético ... 231
Figura 162: Emisiones principales de CO2 equivalente en sector no energético ....... 232
Figura 163: Reducción de emisiones de CO2 por sectores ........................................... 233
Figura 164: Principales emisiones de CH4 en sector no energético ............................ 234
Figura 165: Principales emisiones de N2O en el sector no energético ........................ 235
Figura 166: Crecimiento del PIB en valores corrientes ............................................... 236
Figura 167: Crecimiento de la población en millones de habitantes .......................... 237
Figura 168: Emisiones en toneladas de CO2 equivalentes en el caso base . 237
Figura 169: Reducción de emisiones en todos los sectores .......................................... 238
Figura 170: Sectores de mayor reducción de emisiones ............................................... 238
Figura 171: Curva de Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en el
2040 y sus costos ......................................................................................... 240
Figura 172: Curva de deforestación y emisiones y absorciones de CO2 ..................... 242
16
RESUMEN
El calentamiento global es causado por el hombre por la emisión de gases de
efecto invernadero como el dióxido de carbono, CO2, que se emite en la
combustión de los combustibles fósiles en los vehículos, la generación
termoeléctrica y refinación del petróleo, por el metano, CH4 que se emite por
fermentación entérica y cultivos de arroz, y por el óxido nitroso, N2O, causado por
los suelos agrícolas por el contenido de fertilizantes sintéticos. Igualmente la
debilitación de la capa de Ozono causado por los compuestos orgánicos volátiles
diferentes del metano, COVDM, como los halógenos, olefinas, cetonas, y
aldehídos. La contaminación local es causada por los particulados, PM10, que se
emiten en la combustión del diésel, así como la lluvia ácida producida por la
presencia en la combustión de azufre y nitrógeno.
Las emisiones ecuatorianas en el 2013 fueron de 56 millones de toneladas de
CO2 equivalente, MM.ton.CO2.eq, que se desglosan en 20 MM.ton.CO2.eq por el
sector de la demanda, en 7 MM.ton.CO2.eq por el sector de la transformación y en
29 MM.ton.CO2.eq por el sector no energético.
Estas emisiones, en el escenario base, crecerán en el 2040 a 96,1
MM.ton.CO2.eq que se desglosaran en 43,2 MM.ton.CO2.eq por el sector de la
demanda, en 15 MM.ton.CO2.eq por el sector de la transformación y en 37,5
MM.ton.CO2.eq por el sector no energético.
Con adecuadas políticas las emisiones en el 2040 se reducirían a 61
MM.ton.CO2.eq que se desglosan en 32,4 MM.ton.CO2.eq por el sector de la
demanda, en 12,3 MM.ton.CO2.eq por el sector de la transformación y en 16,3
MM.ton.CO2.eq por el sector no energético.
Los sectores en los que se realizarán las mayores reducciones son: en el sector
no energético fundamentalmente por el control de los cambios del uso del suelo
por 21,18 MM.ton.CO2.eq, en el sector del transporte por 18,3 MM.ton.CO 2.eq; en
el sector de la transformación o sea en la generación eléctrica y refinerías por 9
MM.ton.CO2.eq; en el sector industrial y comercial por 3,6 MM.ton.CO2.eq; y en el
sector residencial por 2,4 MM.ton.CO2.eq
17
Las inversiones requeridas son de 122 mil millones de dólares de 2013 a 2040.
Las principales políticas a aplicarse serían: eficiencia energética en todos los
procesos de uso de la energía; la focalización y reducción paulatina de los
subsidios al GLP, gasolinas y diésel; mejoramiento de la calidad de los
combustibles; reemplazo del gas natural por el diésel en el transporte masivo;
mejoramiento del transporte masivo para que desplace el uso del automóvil;
acceso tecnológico e incentivos para la inclusión del auto híbrido y eléctrico;
planificación a largo plazo de los cambios del uso del suelo incentivando la
plantación de árboles y bosques y mejorando los rendimiento de cultivos y
pastizales; priorización de generación hídrica; la termoelectricidad debe
programarse en base a los precios internacionales de los combustibles;
acrecentar el uso del gas natural incluyendo la cogeneración; procesos de
cogeneración en las industrias; desarrollar proceso de gasificación en la refinerías
y en el uso de la biomasa; incluir la energía nuclear para generación eléctrica;
generación eléctrica con la basura, utilización de paneles solares; etiquetización
energética de electrodomésticos; aislamientos óptimos en las construcciones.
ABSTRACT
Global warming is caused by man by the emission of greenhouse gases such as;
carbon dioxide, CO2, which is emitted in the combustion of fossil fuels in vehicles,
in the thermoelectric generation and the refining of oil; methane, CH4 emitted from
enteric fermentation and rice cultivation; and nitrous oxide, N2O, caused by
agricultural soils for the content of synthetic fertilizers. Similarly the weakening of
the ozone layer is caused by the different methane volatile organic compounds,
DMVOC, such as halogens, olefins, ketones, and aldehydes. The local pollution is
caused by particulates, PM10, which is emitted in the combustion of diesel. The
acid rain, is caused by the combustion with contents of sulfur and nitrogen.
The Ecuadorian emissions in 2013 is 56 million tonnes of CO2 equivalent,
MM.ton.CO2.eq, broken down in 20 MM.ton.CO2.eq by demand sector, in 7
MM.ton.CO2 . eq by the transformation sector and 29 MM.ton.CO2.eq by the nonenergy sector.
18
This emissions in the baseline scenario is expected to grow in 2040 to 96,1
MM.ton.CO2.eq, broken down into 43,6 MM.ton.CO2.eq by the demand sector, into
15 MM.ton.CO2.eq by the transformation sector and into 37,5 MM.ton.CO2.eq by
the non-energy sector.
With appropriate policies, the emissions in 2040 would be reduced to 61
MM.ton.CO2.eq broken down into 32,4 MM.ton.CO2.eq by the demand sector, into
12,3 MM.ton.CO2.eq by the transformation sector and into 16,3 MM.ton.CO2.eq by
the non-energy sector.
The sectors where the greatest reductions are: the non-energy sector mainly for
control of land use changes with 21,18 MM.ton . CO2.eq, the transport sector with
18.3 MM.ton.CO2.eq; the transformation sector in power generation and in
refineries with 9 MM.ton.CO2.eq; the industrial and commercial sector with 3.6
MM.ton.CO2.eq; and the residential sector with 2.4 MM.ton.CO2.eq
Investments required are 122 billion from 2013-2040. The main policies to be
implemented are: energy efficiency in all processes of energy use; targeting and
gradual reduction of subsidies for LPG, gasoline and diesel; improving fuel quality;
replacement of diesel by natural gas in the diesel public transportation; improved
public transportation to change the private car use; technological access and
incentives for including hybrid and electric car; long-term planning of land use
changes encouraging the planting of trees and forests and improving yield of crops
and pastures; prioritizing water generation; thermoelectricity be programmed
based on international fuel prices; increasing the use of natural gas including
cogeneration processes; cogeneration in industries; develop gasification process
in refineries and in the biomass; include nuclear energy for power generation;
waste power generation; use of solar panels; energy labeling of appliances and
optimal insulation in buildings.
19
PRESENTACION
El estudio de las emisiones de carbono en el Ecuador tiene como finalidad el
disponer de una política de reducción de emisiones de carbono.
Para determinar esta política es necesario conocer el monto de las emisiones
actuales en todos los sectores, cuanto contamina la producción de crudo, el
transporte, la industria, el comercio, el sector residencial en la cocción de
alimentos, en el uso de electrodomésticos, en la iluminación, en la producción de
electricidad, en la refinerías, en la deforestación, en el cambio del uso del suelo,
etc.
Se espera solucionar los siguientes problemas que se han presentado con el
objetivo de determinar una política de reducción de emisiones:
•
El no disponer de un inventario de proyectos de reducción de
emisiones.
•
El no tener cuantificado el monto de la contaminación en cada uno de
los sectores
•
La dependencia muy alta en el recurso fósil no renovable
•
El no conocer sobre el cambio climático causado por las emisiones del
hombre
•
La baja disponibilidad de tecnología propia
•
La no existencia de un plan de eficiencia energética
•
Las altas tasas de deforestación que han disminuido la capacidad de
efecto sumidero del CO2.
•
El no disponer de una plan de bajas emisiones en el Ecuador
20
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en Ecuador a través de
nuevas inversiones en proyectos que deben ser compatibles con la protección del
medio ambiente.
OBJETIVOS ESPECIFICOS
a) Realizar un análisis costo beneficio de los proyectos para saber cuán
beneficioso o costoso es la reducción de las emisiones por dólar invertido
b) Preparar un escenario de reducción de emisiones desde el año 2013 al
2040 basado en el potencial y los costos de las opciones de mitigación en
todos los sectores.
c) Proponer un plan de políticas prioritarias para el desarrollo de proyectos de
bajas emisiones
21
ALCANCES.
Se seleccionarán los sectores objeto del análisis de reducción de emisiones, la
factibilidad y barreras de implementación en base fundamentalmente a las
inversiones requeridas y las posibles políticas que permitan la implementación de
los proyectos de bajas emisiones.
a)
Se analizarán las áreas de alta prioridad en:
a. Transporte
b. Electricidad
c. Industria del petróleo y gas
d. Uso final de energía
e. Sector forestal
b)
Se señalarán las factibilidades y las barreras a la implementación
a. Requerimientos de financiamiento
b. Financiamiento de la inversiones
i. Financiamiento sector público
ii. Financiamiento sector privado
iii. Financiamiento de la familias
c)
Se delinearán las posibles políticas para el desarrollo de proyectos de
bajas emisiones en:
a. Generación de electricidad a partir de energías renovables
b. Normas de eficiencia energética
c. Planeamiento urbano y transporte público
d. Programas forestales
e. Otros
d)
Se propondrá un plan de reducción de carbono en Ecuador
22
CAPÍTULO 1: LAS EMISIONES DE GASES DE EFECTO
INVERNADERO, GEI
1.1.
ANTECEDENTES
Para situarnos en el tema de este estudio sobre la reducción de emisiones de
carbono o más precisamente de CO2 equivalente, dentro del problema mundial
sobre el cambio climático producido por las emisiones de Gases de Efecto
Invernadero, GEI, se tomará en cuenta los trabajos realizados por el IPCC.
El IPCC es el Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático, es el principal
organismo internacional para la evaluación del cambio climático. Fue establecido
por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA) y la
Organización Meteorológica Mundial (OMM) en 1988 para ofrecer al mundo una
visión científica clara sobre el estado actual del conocimiento sobre el cambio
climático y sus posibles impactos ambientales y socio-económicos. En el mismo
año, la Asamblea General de la ONU aprobó la acción por la OMM y el PNUMA
para establecer conjuntamente el IPCC.
EL IPCC es un órgano intergubernamental. Está abierto a todos los países
miembros de las Naciones Unidas (ONU) y la OMM. Actualmente 195 países son
miembros del IPCC, en el que está incluido Ecuador.
Las actividades humanas han provocado el calentamiento global debido a la
emisión de gases de efecto invernadero. Los principales gases de efecto
invernadero son el dióxido de carbono, CO2, el metano, CH4, los óxidos nitrosos,
N2O, y los halocarburos (grupo de gases que contienen fluor, cloro y bromo).
En base a la información del IPPC (IPCC, Cambio Climático 2007), se grafican,
en la Figura 1a, las concentraciones importantes de gases de efecto invernadero
23
en los últimos 2000 años1. Los incrementos acelerados experimentados desde
aproximadamente el año 1750 se atribuyen a las actividades humanas de la era
industrial.
Figura 1 a: Emisiones de GEI por 2000 años
Las unidades de concentración se miden en partes por millones (ppm) o partes
por miles de millones (ppb), indicando la cantidad de moléculas de gases de
efecto invernadero por millones o miles de millones de moléculas de aire,
respectivamente, en una muestra de la atmósfera.
Igualmente se puede indicar la concentración de gases de efecto invernadero en
vatios por metro cuadrado, por medio de un factor denominado “Forzamiento
Radiativo”, “que es la medida de la influencia de un factor que puede causar un
cambio climático, de cómo el equilibrio del sistema atmosférico de la tierra se
comporta cuando se alteran los factores que afectan al clima. La palabra radiativo
proviene del hecho de que estos factores cambian el equilibrio entre la radiación
1
Cambio climático 2007, Preguntas Frecuentes. Informe del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el
cambio Climático
24
solar entrante y la radiación solar infrarroja saliente dentro de la atmósfera
terrestre. El equilibrio radiativo controla la temperatura de la superficie terrestre. El
término forzamiento se utiliza para indicar que el equilibrio radiativo de la tierra
está siendo separado de su estado normal.” En la Figura 1 b, se indican los
valores del Forzamiento radiativo.
Figura 1 b
El forzamiento radiativo de la irradiación solar de 0,1 vatios/m 2 es muy baja
comparada por los gases de efectos invernadero del CO2 de 1,65 vatios/m 2, sin
embargo hay que tener en cuenta el efecto de enfriamiento causado por el efecto
albedo (radiación que se refleja) de las nubes con un forzamiento radiativo de -0,7
vatios/m2.
En la Figura 2 se observan los efectos de los gases de efecto invernadero en los
incrementos de temperatura en la superficie de la tierra desde el año 1850, los
25
incrementos del nivel del mar y las disminuciones de la cubierta de nieve en el
Hemisferio Norte2.
Figura 2: Incremento de temperatura, nivel del mar y reducciones de
capa de nieve
De acuerdo al IPPC (IPCC_Cambio_Climático 2014), el crecimiento de las
emisiones de gases de efecto invernadero, (GHG en inglés) desde 1970 al 2010
se observan en la Figura 33.
2
Cambio climático 2007, Resumen para responsables de políticas. Informe del Grupo Intergubernamental de
Expertos sobre el cambio Climático
26
Figura 3: IPCC emisiones por grupo de gases
Las mayores emisiones (76%) corresponden a las emisiones de CO 2 por la
combustión de combustibles fósiles en el transporte, sistemas de calefacción, aire
acondicionado en edificaciones y procesos industriales (65%), más las emisiones
de CO2 por los cambios del uso del suelo y silvicultura (FOLU en inglés) (11%), ya
que con la deforestación se libera CO2 y se reduce la absorción del CO2 de las
plantas. El CO2 se libera tambien como proceso natural, con la descomposición
de la materia vegetal.
Luego se tienen las emisiones de CH4 (16%), relacionadas con la agricultura, la
distribucion de gas natural y los vertederos. Tambien se libera metano en los
humedales.
Las emisiones de N2O (6,2%), por el uso de fertilizantes y la quema de
combustibles fósiles. Los procesos naturales de los suelos y los océanos tambien
liberan N2O.
Por último se tiene las emisiones de halocarbonos que incluyen gases de fluor,
cloro y bromo (2%).
3
IPCC, 2014: Summary for Policymarker, In: Climate Change 2014. Contribution of Working Group III to
the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change.
27
La distribución de emisiones de gases de efecto invernadero del 2010 de 49 Gt
CO2 equivalente se indican en la Figura 4.4
Figura 4: IPCC emisiones GEI por sectores
Los sectores de mayor emisión de GEI, son el sector de generación de
electricidad y calor (25%) y el sector de Cambio del Uso del Suelo y Silvicultura
(AFOLU) (25%), luego viene el sector industrial (21%) y el sector del transporte
(14%).
Mediante simulaciones, el IPCC ha proyectado el incremento de la temperatura
hasta el 2.100 para el caso base y para el caso con reducción de emisiones con
políticas de mitigación, el mismo que se indica en la Figura 55.
4
IPCC, 2014: Summary for Policymarker, In: Climate Change 2014. Contribution of Working Group III to
the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change.
55
Greenpeace 31 marzo 2014. Quinto informe de evaluación (AR5) del grupo de trabajo II del IPCC.
28
Figura 5: IPC, Proyección del incremento de la temperatura media global
Dentro de este marco global de emisiones de GEI, se desarrolla el siguiente
trabajo en el ámbito del Ecuador, para poder calcular hasta el año 2040 las
emisiones GEI y las políticas a implementarse para reducirlas.
1.2.
IDENTIFICACIÓN DE LOS PROBLEMAS ENERGÉTICOS
Siendo el sector energético el principal emisor de GEI, se analizará este sector en
todas sus formas, tanto primaria como el petróleo, gas natural, carbón, solar,
eólica, geotérmica, nuclear, biomasa como secundaria o procesada como
electricidad, gasolinas, diésel, fuel oil, coque, que se utilizan en consumo o uso
final en los sectores de la demanda nacional, como el transporte, residencias,
comercio e industria.
29
El ser humano capta energía de la naturaleza en alguna de sus formas y los
transforma luego mediante una variedad de procesos tecnológicos a fin de
hacerla apta para la satisfacción de sus necesidades de comodidad y para la
producción de bienes y servicios. La Figura 6 presenta un ejemplo de conversión
de energía para proporcionar iluminación, calor y fuerza motriz en el hogar.
Figura 6: Proceso de conversión de energía
= 80%
Conversión de la energía
=97%
Petróleo
= 55%
Vapor
Refinería
Energia
Química
Energia
Química
Torque
Energia
Calórica
x
x
=90%
Turbina
Caldera
= Eficiencia
Eficiencia total =
=
Iluminación
= 85%
Naftas
Diesel
Fuel oil
x
x
Energia
Mecánica
=
Electricidad
Generador
Calefacción
Energia
Eléctrica
Fuerza motriz
32,7%
Dichas transformaciones o conversiones de una forma a otra forma de energía se
rigen por el primer principio de la termodinámica que dice: “La energía no se crea
ni se destruye, sino que se transforma de una forma a otra”.
En todos los procesos de conversión de la energía ocurren perdidas de energía
inherentes al proceso de transformación. Estas pérdidas no se pueden eliminar en
su totalidad, o sea, si hay transformación necesariamente ocurren pérdidas. Esto
obedece al segundo principio de la termodinámica: “Desigualdad de Clausius y
enunciado de Kelvin – Planck”. La Figura 1, ha manera de ejemplo, establece
valores de eficiencia, lo que significa que en una cadena energética, la eficiencia
total del sistema puede ser del 32.7%. El 67,3% de la energía se pierde en el
ambiente durante las transformaciones hasta llegar a su utilización final.
Si se examina el uso de la energía en USA en el 2009, tal como lo hizo Lawrence
Livermore National Laboratory, LLNL, en base a los datos de Energy Information
Administration, EIA, se observa en la Figura 7 el uso y la ineficiencia expresada
en la energía no usada, en unidades quad (1 quad = 1015 BTU). (LLNL 2010).6
6
Fuente: llnl.gob de 2010. www.llnl-gob/news/newsreleases/2010/images/energy-flow-annotated.pdf
30
Figura 7: Usos de la Matriz energética de USA, 2009
Energía
no
usada
Electricidad
38,19
Hidro
2,68
Eólica
0,70
57,6
Resid
encial
11,26
Geotérmica
0,37
Gas
Natural
23,37
Comer
cial
8,49
Carbón
19,76
Indus
trial
21,78
Energía
usada
42,3
Biomasa
3,88
Trans
porte
26,98
Petróleo
35,27
El uso de la energía para la generación de trabajo útil genera muchas
pérdidas. En los Estados Unidos solo el 43 % se utiliza como energía útil, el
resto (57 %) se desperdicia como calor. Las mayores ineficiencias se dan en
el sector de generación eléctrica y en el transporte. La generación eléctrica en
USA se genera utilizando Carbón, Gas natural y nuclear fundamentalmente.
En menor escala se utilizan los recursos renovables como los hídricos, eólica,
solar y geotérmica. El petróleo (gasolinas y diésel principalmente) se utiliza en
transporte. El sector industrial como el transporte son los sectores de mayor
consumo de energéticos.
En el sector del transporte se dan las mayores ineficiencias sobre todo en el
uso de combustibles fósiles, como se observa en el gráfico de Hobson con los
rendimientos del 2004 (Figura 8). Sólo el 13% (9 kW) es trabajo útil, el 87%
(61 kW) se disipa en el radiador y el tubo de escape.
7
7
Gráfico de Hobson. En base a estadísticas de automotores en las autopistas de USA. 2004
31
Evaporación
Combustible
1 kW
MOTOR
Tanque
Combustible
70 kW
al
Motor
69 kW
Energía
térmica
liberada
52 kW
Energía disipada
por el Radiador
26 kW
Energía disipada
por el Tubo de Escape
26 kW
DESPERDICIO, 61 kW
Figura 8: Ineficiencia en automotores en autopistas de USA, según Hobson
realizado en el 2004
87%
Fricción, 3 kW
Resistencia
Aire, 4,5 kW
Resistencia
Rodamiento, 4,5 kW
Tren de
Transmisión
TRABAJO NETO, 9 kW
Bomba Agua, otros, 5 kW
13%
Con la finalidad de mejorar las ineficiencias de los combustibles fósiles, se
está reemplazando con motores electricos o sistemas híbridos
Existen importantes pérdidas en la generación de electricidad o en los
procesos de refinación y petroquímica. En el Ecuador una planta de vapor de
generación eléctrica con fuel oil (Figura 9) tiene una eficiencia del 38%, el
resto se pierde en calor en el agua de la condensación del vapor después de
pasar por las turbinas y en las chimeneas.
32
Figura 9: Generación con turbina de vapor usando fuel oil
PLANTA ELECTRICA CON FUEL OIL
Al aire
11,19 MMBTU
2,53 MMBTU
4,84 MMBTU
Red Electrica
5,26 MMBTU
Caldero
Turbina
5,21 MMBTU
1.420 kWh
Generador
Eficiencia total = 38 %
12,72 MMBTU
Fuel oil
ENTRA, MMBTU
SALE, MMBTU
12,72 Electricidad
condensador
Chimenea
perdidas
generador
perdidas
manejo
Fuel Oil
Agua enfriamiento
4,93 MMBTU
Condensador
1,00
MMBTU
4,84
4,93
2,53
0,05
0,37
12,72
Existen procesos que permiten mejorar la eficiencia utilizando la energía de los
procesos que producen pérdidas de energía para utilizarlos en procesos
industriales y/o para generación eléctrica por medio de ciclos combinados y de
cogeneración como se puede ver la Figura 10
Figura 10: Ciclo combinado o Cogeneración: Turbina de Gas + Turbinas de vapor +
procesos industriales
Combustible
Cámara de
Combustión
Compresor
Aire
Generador de
Turbina de Gas 31%
Turbina
de Gas
Generador
Gases de
Chimenea
Vapor
Generador Turbina
de Vapor 10%
Generac. de vapor
Chimenea
15%
Turbina
de Vapor
Recuperac. calor
Generador
33
Siguiendo el mismo esquema de la matriz energética de USA se construyó el
gráfico de los usos energético del Ecuador en base a la matriz energética del
Ecuador en el 2010 presentada por el MICSE,8 Figura 11
Figura 11: Usos energéticos en el Ecuador en el 2010
BALANCE ENERGETICO DE ECUADOR 2010
25,62
generacion
electrica
34,04
5,17
Hidro
5,17
1,16
Biomasa
5,05
3,06
2,71
2,64
4,04
1,19
2,98
7,41
Gas natural
9,77
9,77
1,27
0,90
Petroleo
80,01
Energía
perdida
67,80
9,25
17,94
3,84
Residencial
13,45
Comercial 3,98
Industrial
12,80
33,11
9,42
2,79
8,96
Energía
Util
32,20
11,04
Transporte
44,15
0,01
44,14
FUENTE: MICSE, ELABORACION PROPIA
El 90% constituyen combustibles fósiles y solo el 10% energía renovable. El
sector de mayor consumo es el del transporte. La energía útil es solo el 32 %,
mientras que el 68% se pierde en calor por ineficiencias de los sistemas de
transformación. Las mayores pérdidas irreversibles se dan en el sector del
transporte y en la generación eléctrica.
1.3.
TERMODINAMICA
La termodinámica es la ciencia que permite identificar las eficiencias e
ineficiencias de la energía térmica disponible. Con la finalidad de determinar las
8
Fuente: Balance energético del Ecuador del año 2010 presentado por el MICSE_ENERINTER, en el
estudio:” Proyecto acompañamiento en la estructuración de la Matriz Energética del Ecuador. 2012”
34
eficiencias de los procesos se analizarán los conceptos de energía, entropía y
exergía que provienen de la termodinámica y son aplicables a todos los campos
de la ciencia e ingeniería.
1.2.1.
LA ENERGÍA
La energía se presenta en muchas formas y la termodinámica juega un rol
importante en el análisis de los procesos, sistemas y equipos en los que ocurren
transformaciones de energía térmica.
El valor absoluto de la energía de un sistema no es posible definir, sin embargo, el
cambio de energía es lo que se emplea para describir los diferentes procesos
energéticos.
El cambio de energía interna de un sistema termodinámico es determinado por las
propiedades termodinámicas (presión, temperatura, volumen) en los estados
inicial y final
ΔU = U2 – U1
Donde U es la energía interna.
Primera ley de termodinámica.
La primera ley de la termodinámica, es la ley de la conservación de la energía,
define la energía interna y la entalpía (energía calórica de una substancia) como
una función de estado. La primera ley no da información sobre la calidad del
proceso que puede ocurrir, o sea
los aspectos reversibles de los procesos
termodinámicos, esto define la segunda ley de termodinámica.
En un sistema termodinámico considerando la primera ley se define:
δq = du – δw
Ecuación 1
35
y considerando δw = Pdv
δq= du – Pdv
Ecuación 2
La expresión de la energía interna puede ser expresada en función de la
entalpía.
u = h - pv
Ecuación 3
En base a su derivada total y reemplazando se tiene:
δq = dh – Vdp
Ecuación 4
Los ciclos termodinámicos como el Rankine (turbina de vapor) y Brayton
(turbina de gas) emplean el volumen de control para la realización de
procesos termodinámicos. En consecuencia se aplica la ecuación de la
Continuidad:
∑ ̇ -∑ ̇ = (
)
Ecuación 5
Y la ecuación de la energía expresada como:
̇ +∑ ̇
1.2.2.
(
̅
)
∑ ̇
(
̅
)
̇ +( )
Ecuación 6
LA ENTROPÍA Y LA SEGUNDA LEY DE TERMODINAMICA
En los últimos 50 años la naturaleza ha cambiado drásticamente. La ciencia
clásica enfatizaba el equilibrio y la estabilidad. Hoy observamos fluctuaciones,
36
inestabilidad e impredictibilidad. En todas partes se observan procesos
irreversibles en los que la simetría se rompe. La definición de procesos
reversibles e irreversibles fue introducida por la termodinámica a través de
concepto de la entropía.
La entropía es la medida del desorden molecular interno y un sistema solo puede
generar entropía y no destruirlo.
Durante un proceso de transferencia de calor el resultado neto es un incremento
de entropía
Cuerpo caliente
Entropía decrece
Transferencia calor
Cuerpo frío
Entropía incrementa
Por la desigualdad de Clausius el incremento de entropía en el cuerpo frío es
mayor que la disminución de entropía del cuerpo caliente. Los procesos ocurren
en la dirección del incremento de la entropía o desorden, esto implica que toda
transferencia de energía es irreversible.
La declaración de Clausius, uno de los fundadores de la termodinámica, establece
que es imposible que el calor se mueva por sí mismo desde un reservorio de baja
temperatura a un reservorio de alta temperatura. La transferencia de calor solo
ocurre espontáneamente en la dirección del decremento de temperatura. La
declaración de Kelvin Planck establece que es imposible para un sistema que
reciba calor de un reservorio de alta temperatura produzca igual cantidad de
trabajo. Una máquina de calor no puede tener una eficiencia térmica del 100%.
La entropía y el ciclo de Carnot
37
El ciclo de Carnot recibe energía de la fuente alta absorbiendo una cantidad
de calor Qc y cede calor Qf
a la fuente de baja temperatura produciendo
un trabajo W.
CICLO DE CARNOT
FUENTE DE TEMPERATURA
CALIENTE, Tc
Qc
CICLO
W
Qf
FUENTE DE TEMPERATURA
FRIA, Tf
El diagrama del ciclo de Carnot en el diagrama presión - volumen es el siguiente:
Qc
Tc >
Qf
donde
de 1 a 2: calor añadido a temperatura constante.
Tf <
38
de 2 a 3: expansión adiabática reversible
de 3 a 4: calor rechazado a temperatura constante
de 4 a 1: compresión adiabática reversible
El diagrama del ciclo de Carnot en función de la temperatura y la entropía se
indica a continuación
T
TI
1
Qc
2
TII
4
3
Qf
S1
S2
S
El rendimiento en el ciclo de Carnot se define como:
η =
Ecuación 7
El rendimiento térmico se define también como:
η =
Ecuación 8
Para definir la entropía como propiedad termodinámica se establece que las
temperaturas del ciclo se igualan con las de la fuente, de donde
1-
= 1-
39
=
o
-
De la última expresión considerando los signos propios de la fuente se tiene:
+
Para el ciclo de Carnot se tendría:
∑
Ecuación 9
Que se puede generalizar como una integral alrededor de un ciclo reversible
como
∮
(
0
Teorema de Clausius
Lo que permite considerar que (
Ecuación 10
es una propiedad termodinámica
definiendo:
dS =
Ecuación 11
Donde S es la entropía
Al no ser posible igualar la temperatura de la fuente con los ciclos de Carnot
reversible,
1-
< 1-
el resultado es
∮
(
< 0
Desigualdad de Clausius
Ecuación 12
Desigualdad que genera para un proceso el principio de incremento de entropía.
dS >
Ecuación 13
40
Se define el concepto de generación de entropía de la siguiente manera
ΔS
> ∫
Ecuación 14
Por lo tanto
ΔS
Donde
𝑺
𝑺
+
> ∫
𝑺
Ecuación 15
es la entropía generada
para un proceso reversible
𝑺
>
para un proceso irreversible
𝑺
<
no es posible el proceso
De acuerdo a la primera ley y aplicable para cualquier sistema compresible
cerrado.
Una combinación de la primera y segunda ley
Tds = du + δw
1.2.3.
LA EXERGÍA
Ecuación 16
Tds = du + pdv
Ecuación 17
Tds = dh - vdp
Ecuación 18
41
La falta de equilibrio térmico entre un sistema y el ambiente puede explorarse
para producir un trabajo. La exergía de un sistema se define como trabajo máximo
que puede realizar una substancia en su relación con el estado del ambiente.
Exergía se define como energía disponible.
La exergía es destruida cuando ocurre un proceso irreversible.
Un sistema en equilibrio con el ambiente no tiene exergía. No hay diferencia en
temperatura, presión, concentración.
El trabajo máximo para un ciclo termodinámico se obtiene considerando el ciclo
de Carnot reversible, que recibe la misma cantidad de energía como calor
añadido, de donde:
η = 1donde
=
Ecuación 19
es la exergía
-
La destrucción de exergía o irreversibilidad es
La irreversibilidad de un proceso, I, que es la exergía destruida, se expresa como:
𝑺
Ecuación 20
Donde To es la Temperatura del ambiente
La exergía para un estado termodinámico se expresa como:
θ = (u – uo) + Po (v – vo)– To (s – so)
Ecuación 21
Cuando la substancia se considera con un volumen de control se tiene:
La exergía de un flujo, Ѱ, es igual a
Ѱ = (h – ho) – To (s – so) +
+ gz
Ecuación 22
El balance de exergía para cualquier sistema es el siguiente:
Ecuación 23
42
Transferencia neta de exergía por
calor, trabajo y masa
+
Destrucción
de exergía
=
Cambio de
exergía
Con la finalidad de una mayor compresión de las irreversibilidades se anexan al
final en el Anexo 1, ejemplos tomados de la termodinámica de Cengel
(Cengel_Boles, Termodinámica 2008) y de Dincer. (Ibrahim_Dincer 2013).
1.2.4.
CICLOS TERMODINAMICOS
A través del desarrollo tecnológico se ha buscado utilizar la energía en gran
escala convirtiendo el calor en trabajo utilizando los ciclos termodinámicos en las
máquinas que tratan de optimizar la energía térmica para producir trabajo.

En un motor de combustión interna se utiliza el calor de combustión
para producir trabajo mecánico. Esta generación se basa en el ciclo
termodinámico Otto (para gas). y
Diesel (para diésel y bunker).
Figura 12.
Figura 12: Motores de Combustión Interna y Ciclos Termodinámicos de Otto y Diésel
Ciclo Otto
Ciclo Diésel
43
• En una turbina de vapor se usa el vapor para mover un generador
para producir energía eléctrica. Una turbina de vapor se basa en el
ciclo Rankine. Figura 13
Figura 13: Turbina de Vapor y el Ciclo Termodinámico Rankine

También se puede generar electricidad utilizando turbinas de gas,
cuyo proceso sigue el ciclo termodinámico de Brayton. Figura 14.
Figura 14: Turbina de Gas y el Ciclo Termodinámico de Brayton
44
Con la finalidad de tener procesos más eficientes se usan actualmente con mucha
frecuencia los ciclos combinados, o cogeneración, que utilizan conjuntamente una
turbina de gas y una turbina de vapor. Figura 15.
Figura 15: Ciclos Combinados de Turbina de Gas y Turbina de Vapor

Un sistema de refrigeración utiliza el trabajo de un motor eléctrico
para transferir calor desde un espacio frío, utilizando refrigerantes
de bajo punto de ebullición para absorber energía térmica causando
en el evaporador el efecto de enfriamiento en la región a ser
enfriada, o viceversa calentando un ambiente por medio de las
bombas de calor. Figura 16.
45
Figura 16: Ciclo Termodinámico de Refrigeración (Ciclo Invertido de Carnot)
En el Anexo 1 se detalla un ejemplo de los ciclos termodinámico de una turbina de
gas y de la cogeneración. (Carl_Knopf 2012).
1.4. CAUSANTES DE LOS GASES DE EFECTO INVERNADERO
Las emisiones producto de la combustión de combustibles del petróleo y del gas,
de productos químicos o de biomasa se clasifican en:
a) Gases de efecto invernadero en los que se tiene
Dióxido de carbono, CO2
El metano, CH4
El óxido nitroso, N2O
46
b) Gases que contribuyen a la contaminación del aire local, en los que se
tienen:
El monóxido de carbono, CO
Los compuesto orgánicos diferentes del Metano, COVDM
Los óxidos de nitrógeno, NOx
Los particulados, PM10
Las partículas suspendidas
Dióxido de Azufre, SO2
1.3.1.
1.3.1.1
GASES DE EFECTO INVERNADERO
El dióxido de carbono (CO2)
El dióxido de carbono (CO2), (Wikipedia 2013)9, es el gas de efecto invernadero
más común producido por el hombre. (IPCC 2006). Es la mayor fuente de
emisiones de CO2 que es producto de la oxidación del carbono cuando se
queman combustibles fósiles, que representa el 70-90 por ciento del total de las
emisiones causadas por el hombre de CO2. Cuando se queman los combustibles,
la mayor parte del carbono se emite en forma de CO 2 inmediatamente durante el
proceso de combustión. Una parte del carbono se libera como monóxido de
carbono, metano y los hidrocarburos no metano, que se oxidan a CO 2 en la
atmósfera en un plazo de unos pocos días a 10-11 años. (IPCC 2006)10
El dióxido de carbono no es directamente tóxico para la mayoría de las plantas y
los animales, por lo que su impacto ambiental principal es el clima. Las emisiones
de CO2 procedentes de los combustibles fósiles se denominan CO2 no biogénicos
y los procedentes de la quema de la biomasa se denominan dióxido de carbono
"biogénico". El dióxido de carbono, el mismo que se emite por muchas fuentes
terrestres tienen un tiempo de vida en la atmósfera que es difícil de especificar,
pero puede ser del orden de 100 años.
9
Wikipedia. 2013. http:en.wikipedia.org/wiki/Carbon_dioxide
IPCC 2006. www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/2006gl/spanish.
10
47
Las emisiones no biogenéticas son los derivados de la combustión de
combustibles fósiles y otras fuentes de dióxido de carbono (tales como pozos
geotérmicos) en los que el carbono emitido que es de origen geológico al igual
que como el carbón, petróleo, gas, y la turba, se formaron a partir de material
biológico (producto no renovable) en escalas de tiempo geológicas, es decir, hace
mucho tiempo. Las emisiones no biogénicas constituyen una adición neta de CO2
a la atmosfera, pero en una escala de tiempo humana que son cortas comparadas
con la escala geológica.
Las emisiones biogénicas de dióxido de carbono, resultado de la combustión de
biomasa
no constituyen una adición neta de CO2 a la atmósfera, en las
condiciones de la cosecha de biomasa sostenible. En estas condiciones, el CO 2
liberado en la combustión de los combustibles derivados de la biomasa puede ser
recapturado durante la fotosíntesis en el próximo ciclo de crecimiento de la
biomasa. La recolección no sostenible de la biomasa, lo que lleva a la
degradación del suelo y, en casos extremos, la deforestación y la desertificación,
serán los causantes de un aumento neto de CO2.
1.3.1.2 El metano, CH4
El metano (CH4), (Wikipedia 2013)11 es un subproducto de la quema de
combustible, o a través de las fugas de gas natural, petróleo y extracción de
carbón, la transmisión y las instalaciones de distribución, y de otras fuentes
agrícolas y naturales (no artificiales). En general, la combustión de combustible es
un contribuyente relativamente menor a las emisiones globales de CH4 en relación
con las otras fuentes de gas. El metano es relativamente no tóxico para los seres
humanos y los animales, pero en concentraciones suficientemente altas puede
provocar asfixia (por ejemplo, a través de grandes fugas de metano en un edificio
cerrado, o filtración de metano en una mina de carbón). El metano es, sin
embargo, un poderoso gas de efecto invernadero que contribuye al calentamiento
11
Wikipedia. 2013. http:en.wikipedia.org/wiki/methane
48
global, tanto directa como (en menor medida y aún incierta) a través de sus
interacciones con el ozono troposférico y el vapor de agua estratosférico.
La contribución del metano por la combustión de combustibles es pequeña
comparada con la combustión de la biomasa. La leña, el carbón vegetal, residuos
agrícolas y la combustión de residuos municipales es el principal contribuyente a
las emisiones de CH4. La fabricación de carbón vegetal de modo tradicional, que
es un típico proceso de quema, es una gran fuente de metano. En consecuencia,
las emisiones de CH4 procedentes de países en desarrollo con gran consumo de
biomasa podrían ser significativas.
El metano se produce en pequeñas cantidades procedentes de la combustión de
combustible debido a la combustión incompleta. La producción de metano es
dependiente de la temperatura en la caldera. En las grandes instalaciones de
combustión eficientes y en aplicaciones industriales, la tasa de emisión es muy
baja. En las fuentes de combustión más pequeñas, las tasas de emisión son
mayores, sobre todo cuando se produce combustión lenta. Las tasas más altas de
las emisiones de metano procedentes de la combustión de combustible se
producen en aplicaciones residenciales (pequeños hornos y quema a cielo
abierto).
Las emisiones de CH4 de fuentes móviles están en función del contenido de
metano del combustible, la cantidad de hidrocarburos no quemados que pasan a
través del motor dependen del tipo de motor y de los controles post-combustión.
En motores sin control la proporción de las emisiones de metano es más alta a
bajas velocidades y cuando el motor está en reposo. Motores mal ajustados
pueden tener un nivel particularmente alto de CH4.
1.3.1.3 El óxido Nitroso (N2O)
49
El óxido nitroso (N2O), (Wikipedia 2013)12 es un gas de efecto invernadero muy
potente (sobre una base en peso), Se forma principalmente en condiciones
anaeróbicas a partir de abonos minerales en el suelo. El óxido nitroso tiene un
tiempo de vida en la atmósfera de aproximadamente 150 años.
Un error sistemático reciente en la medición de las emisiones de óxido nitroso ha
puesto en duda la magnitud real de los factores de emisión de N 2O. Hasta
aproximadamente 1988, las mediciones de óxido nitroso, N2O, se realizaron
tomando muestras al azar de los tubos de escape de equipos, tales como
calderas, y la evaluación de ellos en algún momento más tarde en el laboratorio.
Esta práctica, sin embargo, se ha encontrado que puede causar un error de
muestreo. Resultó que en muchas muestras, los óxidos (no-N2O) de nitrógeno,
dióxido de azufre y vapor de agua contenido en la muestra, reaccionaron de una
manera compleja para formar N2O mucho más de lo que era originalmente
presente en la muestra, a veces 50 a 100 veces más. Esto hizo que las
estimaciones de las emisiones globales de óxido nitroso del sector energético se
consideraron mayores. Las estimaciones globales de las emisiones de óxido
nitroso de la combustión de combustibles fósiles han sido recientemente
revisadas a la baja por un factor de entre 10 y 30.
El óxido nitroso se produce también directamente por la combustión de
combustibles fósiles. Se ha determinado que las temperaturas de combustión más
bajas (particularmente por debajo de 1200°K (926°C) causan mayores emisiones
de óxido nitroso, con un máximo de producción de óxido nitroso a los 1000°K
(726°C).
Las emisiones de óxido nitroso procedentes de los vehículos se han estudiado
muy poco en detalle. Las emisiones globales de esta fuente todavía se cree que
son pequeñas en relación con el total de las emisiones antropogénicas, pero
pueden ser sustancialmente mayores cuando se utilizan controles de emisiones
(especialmente catalizadores en los vehículos de carretera).
12
Wikipedia. 2013. http:en.wikipedia.org/wiki/nitrous_oxide
50
1.3.2.
GASES CONTAMINANTES LOCALES
1.3.2.1 El monóxido de carbón (CO)
El monóxido de carbono (CO), (Wikipedia 2013)13
se produce, en
concentraciones que varían ampliamente entre los diferentes tipos de dispositivos
de combustión, cuando se queman los combustibles a base de carbono (tanto de
combustibles fósiles y de biomasa). El CO es resultado de la combustión
incompleta, es decir, cuando el carbono en un combustible no está
completamente oxidado a dióxido de carbono. Como consecuencia, las emisiones
de monóxido de carbono son principalmente una función de las condiciones de
combustión; combustión ineficiente generalmente aumenta las emisiones de CO.
Los automóviles tienden a ser la principal fuente de emisiones de CO en la
mayoría de las áreas, siendo los vehículos más antiguos los principales culpables.
El monóxido de carbono se crea cuando hay poco oxígeno, debido a baja
velocidad o en áreas urbanas congestionadas. Los hogares en donde se quema
biomasa y carbón de leña son también fuentes importantes de CO, mientras que
las calderas industriales y plantas de energía de la red, por ejemplo, se producen
relativamente poco CO cuando funciona correctamente. El monóxido de carbono
se convierte (se oxidada) en la atmósfera para formar CO 2, y por lo general
permanece en la atmósfera durante algunos meses como máximo.
El monóxido de carbono es un contaminante del aire local, con impactos
respiratorios, y contribuye tanto directa (como cuando se oxida a CO 2) e
indirectamente al aumento de las concentraciones de gases de efecto invernadero
en la atmósfera. Los impactos respiratorios de CO sobre la salud humana y
animal se derivan principalmente de la capacidad de la molécula de CO para
unirse a la hemoglobina, la molécula transportadora de oxígeno en la sangre, y de
ese modo reducir el suministro de oxígeno al cerebro en los tejidos humanos y
13
Wikipedia. 2013. http:en.wikipedia.org/wiki/carbón_monoxide
51
otros. Dado que el monóxido de carbono se une más fácilmente con la
hemoglobina que el oxígeno, incluso concentraciones relativamente bajas de CO
en el aire puede llevar a una intoxicación de monóxido de carbono, que se
caracteriza por dolores de cabeza, mareos y náuseas y pérdida de la conciencia y
en casos agudos lleva a la muerte.
El tamaño y la edad de la unidad pueden indicar que en unidades más pequeñas
y antiguas, la combustión es menos controlada y por lo tanto las emisiones son
probablemente mayores que el de las plantas más grandes y más modernas.
Además, muchas estufas de madera (donde hay una gran variación en la
tecnología por región geográfica) tienen emisiones particularmente elevadas
debido a su combustión ineficiente. Las emisiones de monóxido de carbono de las
fuentes móviles son una función de la eficiencia de la combustión y los controles
de emisiones de la combustión. Las emisiones son mayores cuando hay menos
oxígeno de lo necesario para la combustión completa. Esto ocurre sobre todo en
reposo, de baja velocidad, y las condiciones de arranque en frío de motores de
explosión.
1.3.2.2 Los compuestos orgánicos volátiles diferentes del metano, COVDM
Los compuestos orgánicos volátiles diferentes del metano, COVDM, (Wikipedia
2013)14 son una sub-clase de los hidrocarburos totales, incluyendo aquellos en los
que los átomos de hidrógeno son, en parte o totalmente, reemplazado por otros
átomos (S, N, O, halógenos). Ellos son volátiles en las condiciones del aire
ambiente y se expresan en unidades de masa.
Las fuentes y los efectos de esta clase de emisiones son sustancialmente los
mismos que los enumerados anteriormente para los hidrocarburos en general, sin
embargo, los hidrocarburos volátiles también son importantes gases de efecto
invernadero indirecto. Las fuentes más importantes de COVDM procedentes de
14
Wikipedia. 2013. http:en.wikipedia.org/wiki/NMVOC
52
las actividades de combustión de combustibles son las fuentes móviles y la
combustión residencial (especialmente la combustión de biomasa).
Emisiones de COVDM (por ejemplo, olefinas, cetonas, aldehídos) son el producto
de la combustión incompleta. Ellos están directamente influenciados por el
combustible utilizado, los patrones de uso, el tipo de tecnología y el tamaño. Las
tasas de emisión pueden variar en varios órdenes de magnitud de las
instalaciones que están siendo mal utilizadas o mantenidas de forma inadecuada,
como podría ser el caso de las unidades antiguas.
Las emisiones son muy bajas para grandes instalaciones de combustión. Las
emisiones de COVDM tienden a disminuir con el aumento de tamaño de la planta
y aumentar la eficiencia del proceso de combustión. Además, las estufas de
madera pueden tener tasas particularmente altas emisiones de COVDM debido a
su combustión en gran medida ineficaz de combustible. Las emisiones de
COVDM procedentes de fuentes móviles son una función de la cantidad de
hidrocarburos no quemados que pasan a través del motor. Esto depende del tipo
de motor, el combustible utilizado, el uso de los controles de emisiones postcombustión (por ejemplo, los convertidores catalíticos) y el régimen de
conducción. Las emisiones son en general más altas a bajas velocidades y con el
motor en ralentí. Motores mal ajustados pueden tener un especial de alto
rendimiento de compuestos de hidrocarburos.
1.3.2.3 Los óxidos de nitrógeno, NOx (diferente de Oxidos Nitrosos N20)
Los óxidos de nitrógeno (NOx), (Wikipedia 2013)15 comprenden un grupo de
moléculas que pueden contribuir a la contaminación local del aire, la deposición
ácida y el cambio climático global. Se encuentran entre las emisiones a la
atmósfera con mayor frecuencia. El óxido nítrico (NO) se produce generalmente
durante la combustión de alta temperatura, este fotoquímicamente se oxida a
dióxido de nitrógeno (NO2) en la atmósfera.
15
Wikipedia. 2013. http:en.wikipedia.org/wiki/NOx
53
El nitrógeno en los productos de combustión de óxido de nitrógeno se deriva de
nitrógeno presente en diversos compuestos en el combustible y de nitrógeno
molecular (N2) que compone casi cuatro quintas partes de las moléculas en el
aire. Temperaturas de combustión superiores (que por lo general promueven una
combustión más completa) tienden a aumentar la formación de NOx, a medida
que más N2 del aire se oxida. Es importante destacar que el papel de nitrógeno
atmosférico en la formación de NOx significa que la combustión de combustibles
incluso "limpios" tales como el gas natural, metanol, o hidrógeno, que contiene en
la mayoría de pequeñas cantidades de nitrógeno, puede producir cantidades
sustanciales de óxidos de nitrógeno.
Las fuentes naturales y antropogénicas representan acciones aproximadamente
iguales de las emisiones globales. Sin embargo, cerca de tres cuartas partes de
las emisiones de NOx resultado de la combustión humana de combustibles
fósiles, gran parte proviene de los vehículos, se concentran en las zonas urbanas.
Una vez emitidos, NO y NO2 pueden tener vida en la atmósfera del orden de
meses. Tenga en cuenta que una vez emitida, el NO se oxida a menudo a dióxido
de nitrógeno por combinación con el oxígeno en el aire.
Los óxidos de nitrógeno pueden contribuir al problema ambiental de varias
maneras. La exposición a corto plazo a la elevación de las concentraciones de
NO2 (0,2 a 0,5 ppm) puede causar síntomas respiratorios en los asmáticos.
Combustión interior, en particular de las estufas de gas o el uso de combustibles
tradicionales, puede llevar a los niveles elevados en el interior que se han
asociado con un aumento de las enfermedades respiratorias y menor resistencia
a las enfermedades en los niños.
Emisiones a la atmósfera de NOx contribuyen a la formación del smog
fotoquímico frecuente en muchas zonas urbanas, y por lo tanto tener un efecto
negativo general sobre la salud respiratoria de los humanos y otros animales, así
como en la visibilidad. En altas concentraciones, el NOx puede dañar las plantas,
aunque las concentraciones requeridas normalmente sólo existen cerca de una
fuente puntual grande del contaminante. El mayor peligro para las plantas de las
emisiones de óxido de nitrógeno puede ser a través del efecto de NOx en la
54
formación de ozono. Óxidos de nitrógeno atmosférico en altas concentraciones
causan daños en el sistema respiratorio en los animales y los seres humanos, e
incluso en concentraciones relativamente bajas que pueden causar dificultades de
respiración y aumentar la probabilidad de infecciones respiratorias, especialmente
en los asmáticos y otras personas con problemas respiratorios preexistentes.
Los óxidos de nitrógeno son gases de efecto invernadero indirecto. Ellos han sido
el objetivo de las políticas de medio ambiente por su papel en la formación de
ozono (O3), además de sus efectos directos de la acidificación. Actividades de
combustión son la fuente antropogénica más importante de NOx. Dentro de la
combustión, las fuentes más importantes son las industrias de la energía y las
fuentes móviles.
Las emisiones de NOx provenientes de fuentes móviles están relacionadas con la
combustión y las temperaturas de aire y combustible, así como equipos de control
de contaminación. Para vehículos sin control de la proporción de las emisiones de
NOx de un vehículo diésel es generalmente menor que el de un vehículo a
gasolina, y el más bajo para un vehículo ligero que el de un vehículo pesado.
Vehículos pesados contribuyen con emisiones significativas, que son difíciles de
reducir.
1.3.2.4 Particulados, PM10
Los particulados, PM10, (Wikipedia 2013)16 son partículas de tamaño inferior a
10 micras de diámetro. Esta es la clase más comúnmente citada por su tamaño, e
incluye las emisiones de mayor preocupación para la salud humana. La EPA de
los EE.UU., la Junta de Recursos del Aire de California, y otros mantienen
manuales de "especificación" y bases de datos de las clases de tamaño de las
emisiones de partículas por fuente de emisión.
16
Wikipedia. 2013. http:en.wikipedia.org/wiki/particulates
55
1.3.2.5 Partículas Suspendidas Totales, PST
Las emisiones de partículas, a veces abreviado como partículas suspendidas
totales, PST, son, como cabría deducir del nombre, las partículas microscópicas
de hollín y ceniza - que a menudo incluyen otras sustancias tales como metales,
hidrocarburos y compuestos de azufre - que son emitidos por la combustión, los
procesos o se realizan en el aire de las carreteras, las actividades agrícolas, o
durante el transporte o almacenamiento de materiales sólidos finamente divididos,
tales como el carbón triturado.
Cualquiera que haya viajado por un camino polvoriento puede apreciar el efecto
de las emisiones de partículas en el sistema respiratorio superior humano (nariz,
garganta), pero las partículas más pequeñas también pueden penetrar
profundamente en los pulmones, donde pueden agravar los problemas
respiratorios ya existentes y aumentar la susceptibilidad a la resfriados y otras
enfermedades. Las partículas también pueden servir como vehículos para que
otras sustancias, incluyendo carcinógenos y metales tóxicos pueden aumentar la
longitud de tiempo que estas sustancias permanecen en el cuerpo. Las partículas
suspendidas en el aire afectan la visibilidad y las partículas que se depositan en
edificios, ropa, y seres humanos puede aumentar los costos de limpieza o
materiales dañados. El material particulado es un contaminante del aire interior
importante en áreas donde se utilizan abierta o mal ventilada cocina del hogar y
equipos de calefacción, sobre todo en los combustibles "con humo", como la
biomasa húmeda, los cultivos y los residuos animales, y carbones de baja calidad.
Las partículas se asientan en las plantas, lo que reduce el crecimiento vegetal
mediante la reducción de la absorción de la luz y el dióxido de carbono las
plantas.
La cantidad de partículas emitidas durante la combustión es una función del tipo
de combustible, la cantidad de contaminantes de combustible no combustibles
tales como ceniza presente en el combustible, las condiciones de cocción, y el
nivel de los equipos de control de la contaminación utilizado. Las emisiones de
PST cubren una amplia gama de tamaños de partículas, de las que son casi
56
visibles para el ojo desnudo a las partículas de menos de una micra (una
millonésima parte de un metro) de diámetro. Las clasificaciones del tamaño de las
partículas son importantes, como A) la más pequeña es la partícula, en general,
más tiempo permanecerá en la atmósfera, y cuanto más lejos se puede dispersar
a partir de su fuente, y B) partículas en intervalos de tamaño más pequeñas son
un más grave preocupación para la salud humana, ya que, a diferencia de las
partículas más grandes, que no son filtrados por el sistema respiratorio superior.
1.3.2.6 Dióxido de azufre, SO2
El dióxido de azufre (SO2), (Wikipedia 2013)17, es importante en la química del
cambio climático. El dióxido de azufre no es un gas de efecto invernadero, pero
su presencia en la atmósfera puede influir en el clima. El SO2 puede reaccionar
con una variedad de oxidantes producidos fotoquímicamente para formar
aerosoles de sulfato. La concentración de estas partículas es cada vez mayor
debido a la quema de combustibles fósiles que contienen azufre. Aunque SO 2 no
es un gas de efecto invernadero directo, es un precursor de aerosol y, como tal,
tiene un efecto de enfriamiento sobre el clima.
Las emisiones antropogénicas de SO2 en todo el mundo asciende de 70 hasta 80
millones de toneladas anuales. Hay, sin embargo, una escasez de información
sobre la contribución relativa de las emisiones de azufre derivadas de la
combustión, debido a la falta de información detallada sobre el nivel de azufre del
combustible consumido. Más del 80 por ciento de SO 2 proviene de la quema de
combustible, con tres cuartas partes de este derivado del carbón. En la actualidad
se estima emisiones de 10 millones de toneladas/año de SO2. Debido a la
tecnología de desulfuración de gases de combustión en todo el mundo se ha
controlado las emisiones de SO2
17
Wikipedia. 2013. http:en.wikipedia.org/wiki/sulfur_dioxide
57
1.5. EXERGÍA, AMBIENTE Y DESARROLLO SUSTENTABLE
En los años 70 la principal preocupación fue el uso de la energía para fines
económicos, no se tenía en cuenta aspectos ambientales. En los 80 ya surgen los
temas ambientalistas como la lluvia ácida, la depleción de la capa de ozono y el
calentamiento global y se presta atención a los procesos de producción,
transformación, transporte y usos que
producen impactos asociados a las
emisiones
térmicas,
químicas
y
Figura 17: Relación entre exergía,
energía medio ambiente y desarrollo
sustentable
nucleares. Se inicia un proceso de desarrollar métodos que consideren un
desarrollo sustentable en el uso de los recursos de manera eficiente.
La exergía se vuelve importante
como herramienta para mejorar la
eficiencia y su relación con el medio
Desarrollo
Sustentable
ambiente y por lo mismo para la
búsqueda
de
un
desarrollo
Exergía
sustentable. Figura 17.
La interrelación de la energía, las
Energía
Medio
Ambiente
relaciones con el medio ambiente y
el desarrollo sustentable son cubiertos por los análisis exergéticos. Los impactos
del medio ambiente son deducidos por la utilización eficiente del recurso, se
alarga la vida del recurso, hay un mejor uso de los materiales, se disminuye la
dependencia en los recursos, crece la seguridad social en un ambiente de empleo
productivo.
La exergía de una forma de energía o sustancia es una medida de lo útil, de la
calidad o del potencial de dicha sustancia o energía y su impacto en el ambiente.
1.6. PROBLEMAS AMBIENTALES
58
Los principales problemas relacionados a la producción, transformación y uso de
la energía son:

Polución del agua

Polución marina

Cambio del uso del suelo

Radiación y radioactividad

Desperdicios sólidos, basura

Contaminantes del aire

Calidad del aire que respiramos

Lluvia ácida

Depleción de la capa de ozono

Calentamiento global
Debido a estos impactos se ha desarrollado el interés en las tecnologías limpias o
energías renovables.
El impacto ambiental de las actividades humanas ha crecido aún más debido al
incremento de la población, del consumo de energía y de la actividad industrial.
1.5.1
CALENTAMIENTO GLOBAL.
El calentamiento global es una realidad medida por el incremento de la
temperatura en el planeta como se observa en la Figura 18 con datos de la
NASA, del Instituto Goddard. (NASA 2013)18
18
NASA. 2013. http://data.giss.nasa.gov/gistemp.
59
Figura 18: Variación de la temperatura según la NASA
-.2
0
.2
.4
.6
.8
Datos de NASA, Goddard Institute
Jan1980
Jan1990
Jan2000
Jan2010
La línea gris en cero marca la temperatura base, promedio desde 1951 al 1980.
El calentamiento global se atribuye al incremento de la concentración de CO2 en
la atmósfera como se observa en la Figura 19, en base a los datos de Global
average marine surface CO2, publicado por Masarie y Tans. (Masarie_Tans
1995)19
-20
0
20
Anomalia global de co2, ppm
40
Figura 19: Incremento de CO2 en la atmosfera
Jan1980
19
Jan1990
Jan2000
Jan2010
Masarie_Tans. 1995 http://www.esrl.noaa.gov/gmd/ccgg/trends/global.html#global_data.
60
Los principales gases que producen el efecto invernadero son: dióxido de
carbono, CO2, Metano, CH4, óxido Nitroso, N2O, refrigerantes R-11 y R-12, los
que se indican en la Tabla 1.
Tabla 1 : Principales causantes del Cambio Climático
Contribución de principales substancias que producen el cambio climático en le atmósfera
Substancia
Capacidad de retener la
radiacion infraroja con
relación al CO2
Dioxido de carbono, CO2
1
Metano, CH4
21
Oxido nitroso, N 2O
310
Refrigerante, R-11
17.500
Refrigerante, R-12
20.000
Fuente: Dincer and Rosen 1999, LEAP
Concentración en la atmósfera, ppm
Pre industrial
en los 90s
275,00
0,75
0,25
0,00
0,00
346,00
1,65
0,35
0,00023
0,00040
Tasa de crecimiento
anual
Participación de la
actividad humana en
efecto invernadero
% Participación de activ.
humana en efecto
invernadero
0,40
1,00
0,20
5,00
5,00
71,0%
8,0%
18,0%
1,0%
2,0%
50 % ± 5%
15 % ± 5%
9 % ± 2%
13 % ± 3%
13 % ± 3%
Se anota además la capacidad de retener la radiación infrarroja con relación al
CO2, su concentración en la atmósfera, la tasa de crecimiento anual y la
participación de la actividad humana en el efecto invernadero
Las emisiones de CO2 contribuyen con el 76% de los efectos de gases de
invernadero. El proceso de calentamiento se indica en la Figura 20.
Figura 20: Funcionamiento del efecto invernadero
EFECTO INVERNADERO
CO2, N2O, CH4, Refrigerantes, halógenos, etc
61
El calentamiento global está asociado con el incremento de la concentración de
gases de efecto invernadero en la atmósfera, los que atrapan el calor radiado por
la superficie de la tierra, elevando su temperatura. En el último siglo se ha elevado
la temperatura en 0,6°C y como consecuencia se ha elevado el nivel del mar en
20 centímetros.
La humanidad contribuye con el incremento de las emisiones de gases de efecto
invernadero en la combustión de combustibles fósiles, la deforestación, en las
emisiones de metano y óxidos nitrosos en sector de agricultura y ganadería, las
emisiones de clorofluorocarbonos. Científicos e investigadores creen que la
temperatura puede incrementar de 2 a 4 °C para el 2.100 y el nivel del mar se
puede subir de 30 a 70 cm. inundando las costas, desplazando zonas cultivables,
reducción del agua potable y para irrigación, etc.
Se deben hacer todos los esfuerzos posibles para reducir las emisiones de efecto
invernadero. Se requieren políticas claras para conjugar el desarrollo económico,
la reducción de emisiones, el uso eficiente de la energía, el uso de energías
renovables y el cambio de combustibles y el acceso a tecnologías avanzadas.
1.5.2
EL AGOTAMIENTO DEL OZONO ESTRATOSFÉRICO
El ozono en la estratósfera (altitud 12 a 25 km.) absorbe la radiación ultravioleta
(longitud de onda 240 – 320 nm) e infrarroja. Figura 21. La reducción de la capa
de ozono es causada por las emisiones de clorofluorocarbonos (usados en
acondicionadores de aire, equipos de refrigeración y espumas aislantes),
halógenos (compuestos orgánicos clorinados y brominados) y óxidos de nitrógeno
(NOx), que puede incrementar los niveles de radiaciones ultravioleta que llegan a
la tierra causando cáncer de piel, daños a los ojos y a especies biológicas.
62
Figura 21: Los Causantes de la reducción de la capa de Ozono
Se pueden utilizar refrigerantes alternos con la finalidad de eliminar totalmente los
clorofluorocarbonos.
1.5.3
PRECIPITACIÓN ÁCIDA
La lluvia ácida es el resultado de las emisiones de la combustión de combustibles
fósiles, de las fundiciones de minerales no ferrosos, calderas industriales y
vehículos de transporte. Las emisiones son transportadas por la atmósfera y
depositadas en la tierra por medio de la lluvia. Estas precipitaciones dañan los
sistemas ecológicos del agua y bosques, infraestructura y artes culturales e
históricas.
La lluvia ácida se atribuye principalmente a las emisiones de SO2 y NOx, que
reaccionan con el agua y oxígeno de la atmósfera y forman ácido sulfúrico y
nítrico. Figura 22
63
Figura 22: Transformaciones Químicas para formar Lluvia Ácida
La formación de la lluvia ácida es la siguiente:
𝑺
𝑺
𝑺
Ecuación 24
Se formaría ácido sulfúrico, o también
Ecuación 25
Se tendría ácido nítrico
Los impactos de la precipitación ácida son los siguientes:

Acidificación de lagos, ríos y aguas subterráneas

Daño de bosques, cultivos y plantas debido a la toxicidad de la
concentración ácida alta.

Daña los peces y vida acuática.

Deterioración de materiales (edificios, estructuras metálicas)
64

Alteración de las propiedades físicas y ópticas de las nubes debido a
la influencia de aerosoles de sulfato.
Muchas actividades energéticas conducen a la precipitación ácida como
generación eléctrica, calentamiento residencial e industrial que son los causantes
del 80% de las emisiones de SO2.
1.7.
POTENCIALES SOLUCIONES A LOS PROBLEMAS
AMBIENTALES

Reciclado

Cambio de procesos

Aceleración de la forestación

Aplicación de impuestos al carbón o combustibles

Sustitución de materiales

Promoción de transporte público

Cambio de estilo de vida

Incrementar el conocimiento de los problemas relacionados al
ambiente

Educación y entrenamiento

Políticas integrales

Uso de energías renovables y de avanzada tecnología

Conservación de la energía y mejoramiento dela eficiencia

Aplicar cogeneración, calentamiento y enfriamiento sectorial

Uso de energías alternativas y otras formas de transporte

Cambiar combustibles fósiles por combustibles más amigables con
el ambiente.

Usar tecnologías limpias para el carbón

Usar almacenamiento de energía

Monitoreo óptimo y evaluación de los indicadores energéticos
65
Barreras que hay que superar

Restricciones tecnológicas

Restricciones financieras

Limitada información y conocimiento de otras opciones

Falta de infraestructura para reciclado, recuperación y reuso de
materiales y productos.

Falta de facilidades

Incertidumbres en la regulaciones gubernamentales y estándares

Falta de una adecuada estructura organizacional

Falta de tasas diferenciales de electricidad para disminuir picos

Limitada demanda de productos y proceso renovables y con
avanzada tecnología.
Se requiere un desarrollo sustentable, el cual requiere que los recursos estén
disponibles, haya un sustento económico, desarrollo social sustentable en medio
de un medio ambiente también sustentable. Figura 23.
Figura 23: Desarrollo Sustentable
Ambiente
sustentable
Sustentabilidad
social
DESARROLLO
SUSTENTABLE
Recursos
sustentables
Sustentabilidad
economica
66
1.8.
VERIFICACIÓN ESTADÍSTICA DEL CALENTAMIENTO
GLOBAL
1.7.1
INTRODUCCION
Se trata de demostrar estadísticamente que las emisiones de CO2 son las
causantes del calentamiento global.
Para esto se utilizara el programa STATA, versión 12, (STATACORP 2012) para
el análisis estadístico utilizando las series de tiempo.
Primeramente se hará una regresión en base a los mínimos cuadrados entre la
temperatura como variable dependiente y como variables independientes 4
factores o drivers como posibles causantes del incremento de la temperatura, a
saber: la erupción de los volcanes, la irradiación solar, las corrientes del Niño y la
Niña y las emisiones de CO2 equivalente a la atmósfera.
Luego para corregir posibles correlaciones entre las variables, se usará el modelo
ARIMA para variables estacionarias y el modelo ARMAX para variables no
estacionarias
Muchas series de tiempo presentan una alta frecuencia de variaciones que hacen
difícil discernir que patrones (patterns) siguen. El suavizado estadístico divide los
datos en dos partes, la una que varía gradualmente (smooth, suavizado) y la parte
desigual (rough) con cambios rápidos, llamado también residuos:
Datos = variación gradual + variación rápida
La variación gradual o suavizado es el promedio de tres o más valores
consecutivos de los valores presentes, anteriores y siguientes, por ejemplo el dato
suavizado de y serían la media de los valores de yt-1, yt, y de yt+1
Científicos analizaron la variación de la temperatura utilizando los núcleos de hielo
en Groenlandia central, en donde se sacaron estos núcleos de diferentes niveles
para estimar las temperaturas desde hace 48.000 años hasta el año 1855
67
utilizando la metodología de isótopos. Se analizan 26.336 datos de la base de
datos GISP2. (Alley 2004)20.
Se siguió la metodología desarrollada por Lawrence Hamilton en su libro
“Statistics with STATA”. (Hamilton 2013)21
En la Figura 24 se observan los datos originales y la línea suavizada que indica
claramente el comportamiento de la variación de la temperatura
Figura 24: Variación de temperatura en base a núcleos de hielo en Groenlandia
-55
-50
-45
-40
-35
-30
Variación temperatura en base a núcleos de hielo
-50000
-40000
-30000
-20000
Año calendario
-10000
0
En la Figura 24 se observa claramente la transición de la denominada era del
hielo hacia condiciones más calientes, desde -50°C a -30°C, y la época actual
desde hace 9.000 años en donde se incrementa la temperatura.
20
Alley.2004.ftp://ftp.ncdc.noaa.gov/pub/data/paleo/icecore/greenland/summit/gisp2/isotopes/gisp2_temp_ac
cum_alley2000.txt.
21
Hamilton, Lawrence. Statistics with STATA. Brooks/Cole Cengage Learning: Estados Unidos, 2013.
68
En la Figura 25 se indica únicamente el sector de los últimos 11.000 años,
correspondientes a la época actual. Se puede observar que la temperatura ha
disminuido y está empezando a recuperar los picos más altos. El punto rojo indica
el intervalo real de 1987 a 1999 incluido en el gráfico.
Figura 25: Variación de temperatura desde el año 9.000 a.c. hasta el 2.000 d.c.
-28
Datos de los núcleos de hielo en la época actual
-36
-34
-32
-30
1987 –
1999
-9000 -8000 -7000 -6000 -5000 -4000 -3000 -2000 -1000
Año calendario
0
1000 2000
Vale aclarar que estas temperaturas son en Groenlandia Central y se debe ajustar
a la variación de todo el planeta.
1.7.2
TEMPERATURAS GLOBALES DE LOS ULTIMOS 30 AÑOS
69
Centrándonos en los últimos 30 años, desde 1980 hasta el 2010 existen tres
proyecciones con relación a la temperatura global: la del National Climate Data
Center, la NASA y la Universidad de Alabama.
1.7.2.1 Temperatura global según National Climate Data Center, NCDC
Con los datos de National Climate Data Center, (NCDC 2012)22 se grafican los
datos originales y la línea de ajuste suavizada. Figura 26.
Figura 26: Variación de temperaturas global de National Climate Data Center,
NCDC
0
.2
.4
.6
.8
Proyeccion temp. Climate Change Data Center, NCDC
-.2
Datos NCDC
NCDC suavizado
Jan1980
Jan1990
mes, año
Jan2000
Jan2010
La línea roja en cero marca la temperatura base, promedio desde 1901 al 2000
22
NCDC. 2012. http://www.ncdc.noaa.gov/cmb-faq/anomalies.php.
70
1.7.2.2 Temperatura global según datos de la NASA
Con los datos de la NASA, (NASA 2012)23 se grafican los datos originales y la
línea suavizada. Figura 27.
Figura 27: Variación temperatura global según Instituto Goddard de NASA
0
.2
.4
.6
.8
Proyeccion temp. Estudio Espacial Instituto Goddard, NASA
-.2
Datos NASA
NASA suavizado
Jan1980
Jan1990
mes, año
Jan2000
Jan2010
La línea roja en cero marca la temperatura base, promedio desde 1951 al 1980
23
NASA_Goddard. 2012. http://data.giss.nasa.gov/gistemp/.
71
1.7.2.3 Temperatura global según datos de la Universidad de Alabama
Con los datos de la Universidad de Alabama en Huntsville, (UAH 2012)24 se
grafican los datos originales y la línea suavizada. Figura 28.
Figura 28: Variación temperatura según Universidad de Alabama, Huntsville
0
.5
1
Proyeccion temp. Univers. Alabama de Huntsville, UAH
-.5
Datos UAH
UAH suavizado
Jan1980
Jan1990
mes, año
Jan2000
Jan2010
La línea roja en cero marca la temperatura base, promedio desde 1981 al 2010
1.7.3
24
POSIBLES FACTORES CAUSANTES DEL CAMBIO DE
TEMPERATURA.
UAH. 2012. http://vortex.nsste.uah.edu/data/msu/t2lt/uahncdc.lt.
72
Se trata de investigar cuáles son los factores que causan el cambio de la
temperatura. Para esto se analizan cuatro factores que parecen ser los más
probables causantes de cambio de temperatura, a saber: la influencia de la
erupción de los volcanes, la irradiación solar, los cambios climáticos de las
corrientes del Niño y la Niña y las emisiones de CO2 a la atmósfera
1.7.3.1 La Erupción de los Volcanes
La medición de la opacidad de la atmosfera medido por Aerosol Optical Depth a
una longitud de onda de 550 nm., indica la influencia de la erupción de los
volcanes que enfrían la superficie de la tierra bloqueando las partículas del sol en
la atmósfera. Se toman los datos de Aerosol Optical Depth, AOD, del Instituto
Goddard de Estudios Espaciales de la NASA. (AOD 1993)25 En la Figura 29 se
grafican estos datos
0
.05
.1
.15
Figura 29: Medición de la erupciones utilizando Aerosol Optical Depth, AOD de la
NASA
Jan1980
25
Jan1990
AOD. 1993. http://giss.nasa.gov/modelforce/strataer/.
Jan2000
Jan2010
73
Sobresalen en el gráfico las más importantes erupciones como la del volcán
Chichón en México en marzo de 1982 y la del monte Pinatubo en Filipinas en
junio de 1991.
1.7.3.2 La irradiación solar
La irradiación total del sol es una medición satelital en Watios por m2., en el
nivel superior de la atmósfera. Estos datos son tomados de Fróhlich en Total
Solar Irradiance (TSI) de Physikalish-Meteorologischen Observatoriums
Davos, World Radiation Center (PMOD WRC). (TSI 1993)26. En la figura 30,
se observan estos datos.
1365
1365.5
1366
1366.5
1367
Figura 30: Irradiación Solar total del Observatorio físico meteorológico de Davos
Jan1980
26
Jan1990
Jan2000
TSI. 1993. http://www-pmodwre.ch/pmod.php?topic=tsi/composite/SolarConstant.
Jan2010
74
Se observan que las variaciones son cíclicas, interrumpidas por repentinas
subidas y bajadas y se nota también un extenso período quieto del 2006 a
2009. En los años 2014 en adelante la radiación solar será alta.
1.7.3.3 Oscilaciones climáticas causadas por las corrientes del Niño y la
Niña
Las oscilaciones climáticas causadas por las corrientes del Niño y la Niña, (El
Niño Southern Oscilation, ENSO), se mide a través del índice multivariante ENSO,
quien tiene en cuenta diferentes variables: presión a nivel del mar, viento
superficial,
temperatura
superficial,
nubosidad,
etrth
Systems
Research
Laboratory, Physical Sciences Division, NOAA. (ENSO 1988)27. Estos datos se
observan en la figura 31
-2
-1
0
1
2
3
Figura 31: Indice multivariante ENSO de la corriente del Niño y la Niña
Jan1980
27
Jan1990
ENSO. 1988. http://www.esr.noaa.gov/psd/enso/mei/mei.html.
Jan2000
Jan2010
75
Este comportamiento no es cíclico, oscila en períodos irregulares en condiciones
positivas y negativas. Los valores sobre cero se refieren a la corriente del Niño y
los valores bajo cero se refieren a la corriente de la Niña. La irregularidad y los
cambios rápidos hacen difícil su predicción.
1.7.3.4 La variación de las concentraciones de CO2 en la atmósfera
La variación de concentraciones de CO2 se tomó de Global average marine
surface CO2 de Masarie y Tans. Earth System Research Laboratory, Global
Monitoring Division, NOAA. Trends in Atmospheric Carbon Dioxide. (CO2 1995)28.
Estos datos se grafican en la Figura 32.
-20
0
20
40
Figura 32: Promedio global del CO2 en la Superficie Marina del Laboratorio de
Investigación de los Sistemas de la Tierra
Jan1980
28
Jan1990
Jan2000
CO2. 1995. http://www.esrl.noaa.gov/gmd/ccgg/trends/global.html#global_data.
Jan2010
76
Este crecimiento que se observa en la figura 32 es muy predictivo y con tendencia
a la alza. Cada año se envían más de 32 gigatoneladas de CO2 no biogénico a la
atmósfera debido a actividades humanas, basado en datos de una red dispersada
geográficamente.
1.7.4
REGRESIÓN DE FACTORES CON LA TEMPERATURA DE NCDC
Con estos factores que pueden ser los causantes del cambio de temperatura se
hacen regresiones consecutivas y se compara con la proyección del cambio de
temperatura del National Climate Data Center, NCDC.
En regresiones no paramétricas se pueden utilizar el suavizado menor (Lowess
Smoothing) y separar estos datos del residuo. Es muy importante poder separar
de los datos recolectados lo que corresponde a variación gradual (lowess
smoothing) de los datos de variación rápida (residuos), con la finalidad de analizar
mejor la información. Para ilustrar lo indicado se toman los datos que miden la
concentración de las “Sales de Sulfato” de un índice de Polar Circulation Intensity
desde el año 1500. (SO4 1993)29. Estos datos se observan en la Figura 33.
150
4
Datos originales
Datos Suavizados
0
50
100
concentracion de iones SO
, ppb
200
Figura 33: Concentraciones de SO4 en Groenlandia según Mayewski en 1993
1500
29
1600
1700
año
1800
SO4. 1993. http://www.gisp2.sr.unh.edu/DATA/SO4NO3.html.
1900
2000
77
Las sales de sulfato, SO4, llegaron al hielo de Groenlandia después de ser
inyectado a la atmósfera debido a los volcanes y al CO2 de la quema del petróleo
y carbón.
Se separan de los datos recolectados lo que corresponde a variación gradual
menor (lowess smoothing) de los datos de variación rápida (residuos), con la
finalidad de analizar mejor la información, lo que se observan en la figura 34.
100
embargo petroleo 1973
gran depresion 1929
50
4
, ppb
Suavizado
150
Figura 34: Separación de la concentración de Sulfatos en Curva Suavizada y curva de
Residuos o Rápida
Industrializacion
0
Renacimiento
Laki 1783
2000
0
50
Awu 1640
100
Residuos
1900
Hekla 1970
1600
1800
Katmai 1912
1500
1700
Tambora 1815
1600
150
1500
1700
1800
1900
2000
Año
La curva suavizada indica la oscilaciones ligeras desde 1.500 a 1.800. Después
de 1.900 la combustión de los fósiles hace subir la curva, se observa la
disminución por la gran depresión de 1.929 y el incremento a inicios de 1970
afectado por el embargo petrolero árabe en 1973.
En la curva de residuos se identifican las principales erupciones volcánicas
identificadas en la figura 34 que emitieron a la atmósfera sulfatos como la de
katmai en Alaska en 1912 y la de Hekla en Islandia en 1970
78
1.7.4.1 Regresión de la temperatura con 1 factor: la erupción de los
volcanes.
Se realizó la regresión con los datos de temperatura de National Climate Data
Center, NCDC, (variable ncdctemp) con un sólo factor: la opacidad, AOD, para
medir influencia de las erupciones volcánicas, considerando el mes previo
(variable aod.L1)
Se obtuvo la tabla 2, utilizando el programa STATA
Tabla 2: Regresión de la temperatura con un 1 factor que mide la erupción de los
volcanes
. regress ncdctemp L1.aod
Source
SS
df
MS
Model
Residual
1.7221338
11.5699674
1
369
1.7221338
.031354925
Total
13.2921012
370
.035924598
ncdctemp
Coef.
Std. Err.
aod
L1.
-2.313292
.3121404
_cons
.4361341
.0105842
t
Number of obs
F( 1,
369)
Prob > F
R-squared
Adj R-squared
Root MSE
=
=
=
=
=
=
371
54.92
0.0000
0.1296
0.1272
.17707
P>|t|
[95% Conf. Interval]
-7.41
0.000
-2.92709
-1.699495
41.21
0.000
.4153213
.456947
(Donde SS es la suma de cuadrados; df son los grados de libertad y MS son los
cuadrados medios).
La ecuación 26 indica la regresión entre temperatura y el factor que mide la
erupción de los volcanes
Temp
0.436
2.31 AOD
Ecuación 26
Como se esperaba la variable aod tiene un efecto negativo en la temperatura
global.
79
El coeficiente de ajuste o determinación de la regresión R2 es muy bajo = 12.72%
En la Figura 35 se observa la correlación entre la variable ncdctemp de la
temperatura y el factor aod que mide erupción de los volcanes.
0
.2
.4
.6
.8
Figura 35: Regresión de Temperatura NCDC y el Factor aod que mide
erupciones
-.2
temp. NCDC
factor oad t-i
Jan1980
Jan1990
Jan2000
Jan2010
Como se ve en la figura 35 no se trata de un buen ajuste.
1.7.4.2 Regresión de la temperatura con 2 factores: la erupción de los
volcanes y la radiación solar
80
La tabla 3 indica la correlación entre la variación de temperatura de National
Climate Data Center (variable ncdctemp) sobre el mes previo de la opacidad
(variable L1.aod) y sobre el mes previo de la radiación solar (variable L1.tsi)
Tabla 3: Regresión de la Temperatura con 2 factores la erupción de los
volcanes y la radiación solar
. regress ncdctemp L1.aod L1.tsi1
Source
SS
df
MS
Model
Residual
1.98067563
11.3114256
2
368
.990337816
.03073757
Total
13.2921012
370
.035924598
Std. Err.
t
Number of obs
F(
2,
368)
Prob > F
R-squared
Adj R-squared
Root MSE
P>|t|
=
=
=
=
=
=
371
32.22
0.0000
0.1490
0.1444
.17532
ncdctemp
Coef.
[95% Conf. Interval]
aod
L1.
-2.172641
.3128342
-6.95
0.000
-2.787808
-1.557474
tsi1
L1.
-.0598584
.0206393
-2.90
0.004
-.1004441
-.0192727
_cons
82.19402
28.19026
2.92
0.004
26.75982
137.6282
De la tabla se deduce la ecuación 27 que representa la relación de la temperatura
y los factores que miden la erupción de los volcanes y la radiación solar
Temp
82.19
2.17 AOD
0.059 TSI
Ecuación 27
El coeficiente de ajuste de la regresión R2 mejoró un poquito = 14.44%
En la Figura 36 se observa la correlación entre la variable ncdctemp de la
temperatura y los factores aod que mide erupción de los volcanes y el factor tsi
que mide la radiación solar
81
0
.2
.4
.6
.8
Figura 36: Regresión de la Temperatura con 2 factores: la erupción de los volcanes y
la radiación solar
-.2
temp. NCDC
2 Factores: volcanes t-1 y solar t-i
Jan1980
Jan1990
Jan2000
Jan2010
Como se ve en la figura 36, tampoco se trata de un buen ajuste.
1.7.4.3 Regresión de la temperatura y 3 factores: la erupción de los
volcanes, la radiación solar y las corrientes del Niño y la Niña
En la tabla 4 se observa la correlación entre la variación de temperatura de
National Climate Data Center (variable ncdctemp) sobre el mes previo de la
opacidad (variable L1.aod), sobre el mes previo de la radiación solar (variable
L1.tsi) y sobre el mes previo de los cambios climáticos causados por las
corrientes del Niño y la Niña (variable L1.mei)
82
Tabla 4: Regresión de la Temperatura y 3 factores: erupción de los volcanes,
Radiación solar y Corrientes del Niño y la Niña
. regress ncdctemp L1.aod L1.tsi1 L1.mei
Source
SS
df
MS
Model
Residual
2.75629902
10.5358022
3
367
.918766339
.028707908
Total
13.2921012
370
.035924598
Std. Err.
t
Number of obs
F(
3,
367)
Prob > F
R-squared
Adj R-squared
Root MSE
P>|t|
=
=
=
=
=
=
371
32.00
0.0000
0.2074
0.2009
.16943
ncdctemp
Coef.
[95% Conf. Interval]
aod
L1.
-2.949131
.3372229
-8.75
0.000
-3.612262
-2.285999
tsi1
L1.
-.05509
.0199673
-2.76
0.006
-.0943546
-.0158253
mei
L1.
.0524371
.0100882
5.20
0.000
.0325991
.072275
_cons
75.67739
27.27247
2.77
0.006
22.04748
129.3073
Se deduce la Ecuación 28 que indica la siguiente correlación:
Temp
75.67
2.94 AOD
0.055 TSI
0.052 MEI
Ecuación 28
El coeficiente de ajuste de la regresión R2 mejoró otro poquito = 20.09%
En la Figura 37 se observa la correlación entre la variable ncdctemp de la
temperatura y tres factores: aod que mide erupción de los volcanes y el factor tsi
que mide la radiación solar y el factor mei que mide las variaciones de
temperatura de las corrientes del Niño y la Niña.
83
0
.2
.4
.6
.8
Figura 37: Regresión de la temperatura y 3 factores: Erupción de volcanes,
Radiación solar y Corrientes del Niño y la Niña
-.2
temp. NCDC
3 factores:volcanes t-1,solar t-1, Niño t-i
Jan1980
Jan1990
Jan2000
Jan2010
Como se ve en la Figura 37, en algo mejoró el ajuste con las tres variables, pero
tampoco satisfacen.
1.7.4.4 Regresión de la temperatura NCDC y 4 factores: la erupción de los
volcanes, la radiación solar, las corrientes del Niño y la Niña y las
emisiones de CO2
En la tabla 5, se indica la correlación la variación de temperatura de National
Climate Data Center (variable ncdctemp) sobre el mes previo de la opacidad
(variable L1.aod), sobre el mes previo de la radiación solar (variable L1.tsi1),
sobre el mes previo de los cambios climáticos causados por las corrientes del
Niño y la Niña (variable L1.mei) y sobre el mes previo de las emisiones de CO2
(variable L1.co2anom)
84
Tabla 5: Regresión de la temperatura NCDC y 4 factores: Erupción de los
volcanes, Radiación solar, Corrientes del Niño y las emisiones de CO2
. regress ncdctemp L1.aod L1.tsi1 L1.mei L1.co2anom
Source
SS
df
MS
Model
Residual
9.70518563
3.58691559
4
366
2.42629641
.009800316
Total
13.2921012
370
.035924598
Std. Err.
t
Number of obs
F(
4,
366)
Prob > F
R-squared
Adj R-squared
Root MSE
P>|t|
=
=
=
=
=
=
371
247.57
0.0000
0.7301
0.7272
.099
ncdctemp
Coef.
[95% Conf. Interval]
aod
L1.
-1.535808
.2040555
-7.53
0.000
-1.937077
-1.13454
tsi1
L1.
.0882862
.012849
6.87
0.000
.0630189
.1135534
mei
L1.
.0689124
.0059267
11.63
0.000
.0572578
.0805671
co2anom
L1.
.0109831
.0004125
26.63
0.000
.010172
.0117942
_cons
-120.1742
17.55028
-6.85
0.000
-154.6862
-85.66217
Se deduce la ecuación 29 siguiente:
Temp
CO2
120.1
1.53 AOD
0.088 TSI
0.068 MEI
+ 0.068
Ecuación 29
El coeficiente de ajuste de la regresión R2 mejoró notablemente = 72.72%
En la Figura 38 se observa la correlación entre la variable ncdctemp de la
temperatura y cuatro factores: aod que mide erupción de los volcanes y el factor
tsi que mide la radiación solar, el factor mei que mide las variaciones de
temperatura de las corrientes del Niño y la Niña y el factor CO2anom de la
emisiones de CO2 a la atmósfera. En la misma figura se añade la curva
suavizada de la temperatura NCDC.
85
Figura 38: Curvas de Temperatura NCDC, 4 factores y NCDC suavizado
0
.2
.4
.6
.8
Ajuste de curvas: NCDC, 4 factores y NCDC suavizado
-.2
temperatura NCDC
4 factores:volcan,solar,Niño+CO2
NCDC suavizado
Jan1980
Jan1990
Jan2000
Jan2010
Como se observa en la Figura 38, el ajuste con los cuatro factores es bastante
aceptable, se acerca mucho a la curva de NCDC suavizada. Se puede concluir
que los 3 factores de dependen de la naturaleza como la erupción de lo volcanes,
la radiación solar y las corrientes de Niño y la Niña no están totalmente
relacionados con el incremento de la temperatura, únicamente cuando se añade
el cuarto factor sobre el aumento de la emisiones de CO2 y de las cuales es
responsable el hombre, demuestra ser el causante del aumento de la temperatura
o del calentamiento global.
1.7.5 Modelos ARIMA y ARMAX
Con frecuencia las variables se utilizan únicamente por las propiedades de la
series del tiempo para lograr hacer pronósticos. Estos pronósticos no están
basados en un modelo teórico sino que utiliza únicamente los movimientos
pasados para medir el futuro. Gran cantidad de datos pueden seguir complejos
86
procesos de series de tiempo que pueden cambiar el método apropiado de
estimación.
Hay dos tipos principales de correlación.
1. Autorregresivo de orden p[AR(p)]
Donde
Ecuación 30
2. Promedio móvil de orden q[MA(q)]
Donde
Ecuación 31
Combinando los dos campos se tiene la representación ARIMA(p,q)
Ecuación 32
La estimación de AR(p) es simplemente una variable dependiente rezagada y
puede ser estimado mediante mínimos cuadrados, en cambio la inclusión del
proceso de promedio móvil nos lleva a ecuaciones no lineales que son estimadas
por computación con el programa STATA.
El modelo ARIMA (Autoregressive Integrated Moving Average), está compuesto
por lo tanto de datos autoregresivos (AR) y promedio móvil (MA Moving Average
en inglés). Se usa para tendencias estacinarias
Cuando se analizan los disturbios de ARIMA, o sea, con variables exógenas, se
tiene el modelo ARMAX. Para variables no estacionarias.
En forma matricial el modelo ARMAX se expresa de la siguiente manera
(Ecuación 33):
87
Ecuación 33
Donde
es el vector de variables dependientes al tiempo t,
variables exógenas y
es la matriz de
es el vector de cualquier distorsión.
Cuando se hizo el análisis de la regresión de mínimos cuadrados de la
temperatura NCDC con los 4 factores rezagados (mes anterior), se obtuvo un
buen ajuste con los datos de la temperatura. La prueba de Durbin – Watson
encontró una correlación significante entre los residuales, lo que debilita las
pruebas t y F con los mínimos cuadrados. Con ARMAX se logra una mejor
solución a este problema.
1.7.4.1 Modelo ARMAX utilizando la temperatura NCDC
En la tabla 6, se observan los resultados de este modelo para la regresión entre
la temperatura NCDC y los cuatro factores: aod que mide erupción de los
volcanes y el factor tsi que mide la radiación solar, el factor mei que mide las
variaciones de temperatura de las corrientes del Niño y la Niña y el factor
CO2anom de la emisiones de CO2 a la atmósfera
88
Tabla 6: ARMAX para la Temperatura NCDC y los 4 factores: Erupción de
volcanes, Radiación solar, Corrientes del Niño y emisiones de CO2
. arima ncdctemp L1.aod L1.tsi1 L1.mei L1.co2anom, arima(1,0,1) nolog
ARIMA regression
Sample:
Feb1980 - Dec2010
Log likelihood =
ncdctemp
Number of obs
Wald chi2(6)
Prob > chi2
378.3487
Coef.
OPG
Std. Err.
z
P>|z|
=
=
=
371
555.93
0.0000
[95% Conf. Interval]
ncdctemp
aod
L1.
-1.228967
.3855346
-3.19
0.001
-1.984601
-.4733331
tsi1
L1.
.0609574
.0173356
3.52
0.000
.0269803
.0949345
mei
L1.
.0533736
.0099622
5.36
0.000
.033848
.0728992
co2anom
L1.
.0104806
.0008328
12.58
0.000
.0088483
.0121128
_cons
-82.84697
23.68097
-3.50
0.000
-129.2608
-36.43313
ar
L1.
.7119696
.0703746
10.12
0.000
.5740378
.8499013
ma
L1.
-.3229314
.0944706
-3.42
0.001
-.5080903
-.1377725
/sigma
.0872355
.0028313
30.81
0.000
.0816863
.0927847
ARMA
Note: The test of the variance against zero is one sided, and the two-sided confidence interval is trun
De donde se obtiene la ecuación 34.
yt = βo + β1x1,t-1 + β2x2,t-1 + β2x3,t-1 + β4x4,t-1 + μt
Ecuación 34
Reemplazando sus valores:
yt = -82.8 + -1.22x1,t-1 + 0.06x2,t-1 + 0.0533x3,t-1 + 0.10x4,t-1 + μt
Los coeficientes de los 4 factores o predictores en los términos de AR
(autoregresivos) y MA (promedio móvil) son estadísticamente significantes con P
< 0,01. La Temperatura NCDC no es estacionaria.
89
En la figura 39 se indican los resultados
Figura 39: Modelo ARMAX para la Temperatura NCDC y los factores: Erupción de
volcanes, Radiación solar, Corriente del Niño y Emisiones CO2
0
.2
.4
.6
.8
Ajuste temp. NCDC y 4 factores con método ARMAX
-.2
Temperatura según NCDC
4 factores: Volcan, solar, ENSO, CO2 con ARMAX
Jan1980
Jan1990
Jan2000
Jan2010
Los datos de la temperatura NCDC son tomados en la superficie de la tierra en
miles de estaciones en el mundo.
Con este tipo de modelo, indicado en la Figura 39, el modelo explica el 77% de la
variación de la temperatura. El crecimiento de la temperatura desde 1980 al 2000
se explica por la intervención humana en el incremento de emisiones de CO2. El
que no haya continuado creciendo la temperatura en la última década se explica
más bien por factores naturales como la Niña y la radiación solar baja.
1.7.4.2 Modelo ARMAX utilizando la temperatura NASA
En la tabla 7, se observan los resultados de este modelo para la regresión entre
la temperatura NASA y los cuatro factores: aod que mide erupción de los volcanes
y el factor tsi que mide la radiación solar, el factor mei que mide las variaciones de
90
temperatura de las corrientes del Niño y la Niña y el factor CO2anom de la
emisiones de CO2 a la atmósfera
Tabla 7: Modelo ARMAX con Temperatura NASA y cuatro factores
De donde se obtiene la ecuación 35.
yt = -97.2 - 1.58x1,t-1 + 0.71x2,t-1 + 0.053x3,t-1 + 0.10x4,t-1 + μt
Ecuación 35
Los coeficientes de los 4 factores o predictores en los términos de AR
(autoregresivos) y MA (promedio móvil) son estadísticamente significantes con P
< 0,02. La Temperatura NASA no es estacionaria.
En la figura 40 se indican los resultados
91
Figura 40 : Modelo ARMAX con temperatura de la NASA y los cuatro
factores
0
.2
.4
.6
.8
Ajuste temp. NASA y 4 factores con método ARIMAX
-.2
Temperatura según NASA
4 factores: Volcan, solar, ENSO, CO2 con ARMAX
Jan1980
Jan1990
Jan2000
Jan2010
Los datos de la temperatura de la NASA son producidos por el Instituto Goddard
que produce sus propios índices (GISTEMP) también tomados en la superficie de
la tierra pero con mediciones en regiones altas. Los datos de la NASA toman
como base el promedio desde 1951 hasta 1980. Con este tipo de modelo,
indicado en la Figura 40, se observa situación similar a la de la temperatura de
NCDC.
1.7.4.3 Modelo ARMAX utilizando la temperatura Universidad de Alabama
Se va a utilizar este mismo método pero con los datos de la Universidad de
Alabama en Huntsville, UAH, que calcula la temperatura vía satélite a 4 km de
altura.
92
En la tabla 8 se observa la regresión obtenida:
Tabla 8: Modelo ARMAX con los datos de Temperatura de la
Universidad de Alabama, UAH y los 4 factores
. arima uahtemp L1.aod L1.tsi1 L1.mei L1.co2anom, arima(1,0,1) nolog
ARIMA regression
Sample:
Feb1980 - Dec2010
Log likelihood =
uahtemp
Number of obs
Wald chi2(6)
Prob > chi2
299.2819
Coef.
OPG
Std. Err.
z
P>|z|
=
=
=
371
601.88
0.0000
[95% Conf. Interval]
uahtemp
aod
L1.
-2.38566
.9011263
-2.65
0.008
-4.151835
-.6194849
tsi1
L1.
.0336446
.0289365
1.16
0.245
-.0230698
.0903591
mei
L1.
.0663992
.0154607
4.29
0.000
.0360967
.0967016
co2anom
L1.
.0084778
.0016671
5.09
0.000
.0052103
.0117453
_cons
-45.92206
39.52334
-1.16
0.245
-123.3864
31.54227
ar
L1.
.8364133
.0421928
19.82
0.000
.7537169
.9191097
ma
L1.
-.3170064
.068849
-4.60
0.000
-.451948
-.1820648
/sigma
.1078988
.0040726
26.49
0.000
.0999167
.115881
ARMA
Note: The test of the variance against zero is one sided, and the two-sided confidence inter
.
Se obtiene la ecuación 36
yt = -45.9 - 2.38x1,t-1 + 0.03x2,t-1 + 0.06x3,t-1 + 0.0084x4,t-1 + μt
En la figura 41 se indican los resultados
Ecuación 36
93
Figura 41: Modelos ARAMX con temperatura Universidad de Alabama y los cuatro
factores
1
Ajuste temp. UAH y 4 factores con método ARMAX
-.5
0
.5
Temperatura satelital de UAH
4 factores: Volcan, solar, ENSO, CO2 con ARMAX
Jan1980
Jan1990
Jan2000
Jan2010
Los investigadores de la Universidad de Alabama, Huntsville, UAH, calculan sus
índices globales de medidas satelitales medidos en la alta tropósfera, a 4 Km de
altitud. Estas mediciones son más sensibles a los eventos del Niño y la Niña.
Los datos de la Universidad de Alabama toman como base el promedio desde
1981 hasta 2010, en lugar del promedio base de los datos de National Climate
Data Center del 1901 al 2000.
En los tres modelos, las emisiones de CO2 constituyen el más fuerte predictor de
los cambios de temperatura. El segundo son las corrientes del Niño y la Niña,
luego la erupciones volcánicas y finalmente la radiación solar.
Las regresiones exhiben similares tendencias, sin embargo, con los datos de
National Climate Data Center (o la NASA) el crecimiento de la temperatura es de
0.16°C por década, frente a los 0.15 °C por década de las proyecciones de la
Universidad de Alabama.
94
En este estudio se han analizado las cuatro variables indicadas, sin embargo
habría que seguir analizando con otras variables como por ejemplo las pérdidas
de absorción del CO2 debido a la deforestación, al cambio del uso del suelo o la
depleción de la capa de Ozono, etc.
Sin embargo este no es el objetivo de este estudio, sino más bien el de identificar
la variable predomínate que influye en el cambio climático y lo constituye las
emisiones de CO2 a la atmósfera las que hay que disminuir como propósito de
este trabajo
95
1.9.
LAS EMISIONES NO BIOGENICAS DE GEI EN EL MUNDO
Las emisiones no biogénicas de gases de efecto invernadero, GEI, en el mundo
se indican en la Figura 42 que se refiere a los estudios de U.S. Energy
Information Administration a junio del 2013, (EIA 2013)30, sobre las emisiones de
CO2.
Figura 42: Emisiones mundiales de CO2 según EIA
El carbón sigue siendo el mayor contaminante,
emisiones en Giga toneladas de CO2
A la fecha son de 32 giga toneladas de CO2., las mismas que llegarán a 45 giga
toneladas de CO2 en el 2040. El carbón es el mayor contaminador.
30
EIA. International Energy Outlook 2013. Washington, 2013.
96
Como se observa en la Figura 43, las mayores emisiones vendrán de los países
NO OECD (No de la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico),
sobre todo de China e India
Figura 43: emisiones de CO2 en países no OECD
El Asia, non-OECD, tendrá el 70% del incremento de las emisiones
de CO2 ligadas a la energía,
Emisiones en Giga toneladas de CO2
Análisis de la energía en los próximos 30 años hasta el año 2040. Se avizora un
uso eficiente de la energía, la oferta energética se diversificará con la aparición de
nuevas tecnologías.
La demanda energética mundial se incrementará un 30% en el año 2040
comparada con el 2010 debido a que el PIB mundial se duplicará y la prosperidad
se expandirá a lo largo de los continentes que crecerá a los 9.000 millones de
habitantes. El crecimiento de la demanda disminuirá en tanto que las economías
97
maduren, los usos eficientes de la energía ganarán terreno y el crecimiento
poblacional se moderará.
En las naciones pertenecientes a la Organización para el desarrollo y la
Cooperación Económica, OECD, incluyendo Estados Unidos y Europa el uso de
la energía se mantendrá constante mientras que en los países no OECD la
demanda crecerá un 60%. China demandará la mayor energía por dos décadas
hasta que se mantendrá constante cuando madure la economía y la población. De
todas maneras miles de millones de personas trabajarán para mejorar su estándar
de vida y requerirán más energía.
Figura 44: Demanda mundial por tipo de combustibles segun EIA
Demanda mundial por tipo de combustible
250
Cuatrillón BTU
200
150
100
50
0
2010 2040 2010 2040 2010 2040 2010 2040 2010 2040 2010 2040 2010 2040
Años
crudo
gas natural
Carbón
Nuclear
biomasa
Eólica/solar/biof
Hidro
Como se observa en la Figura 44, El petróleo, el gas natural y el carbón
continuarán siendo los combustibles más usados. El de mayor crecimiento será el
gas natural debido a desarrollos de gas de esquistos, empezará a declinar el uso
del carbón debido fundamentalmente a cargas en los costos por contaminación.
Latinoamérica y China serán los mayores usuarios de energía hídrica.
98
Como se indica en la Figura 45, se incrementará la demanda de energía para
generar electricidad. En el año 2040 la generación de electricidad cubrirá el 40%
del consumo de energía demandado por los sectores industrial, residencial y
comercial, su crecimiento será el 80% comparado con el 2010. Los principales
combustibles para generar electricidad serán el carbón, el gas natural, la nuclear y
renovables.
Figura 45: Combustibles requeridos a nivel mundial para generación eléctrica
Combustibles para generación de electricidad
300
250
Cuatrillón BTU
200
150
100
50
0
2000
crudo
2010
gas natural
Carbón
2025
Nuclear
Hidro
Eólica
2040
o.renovables
En la Figura 46, se indica la contaminación per cápita. La mayor contaminación
por persona proviene de Estados Unidos, sin embargo, ésta declinará en el año
2040 bajando un 40% debido fundamentalmente a mejoramientos de eficiencia en
todos los sectores de la economía.
99
Figura 46: Emisiones de CO2 por persona
Emisiones de CO2 por persona
18
16
14
Tons CO2
12
10
2010
8
2025
6
2040
4
2
0
USA
Europa
China
India
100
1.10. LA MATRIZ ENERGETICA HERRAMIENTA DE ANALISIS
La matriz energética o balance energético lo elaboran regularmente la mayoría de
los países. La matriz energética es la representación del sistema energético del
país, en el que se representa las producciones de energía primaria y secundaria,
sus importaciones y exportaciones, las transformaciones de la energías primarias
en secundarias, sus procesos de transporte, distribución y almacenamiento y
finalmente todos sus usos en los sectores residencial, industrial, comercial,
transporte, etc.
Una representación esquemática de la matriz energética se indica en la Tabla 9.
La matriz energética del Ecuador en el 2010.
Tabla 9: Matriz energética del ecuador, año 2010
AÑO 2010
Hidroenergía
Leña
Productos Caña
Electricidad
Gas Licuado
Gasolinas
Jet fuel
Diesel Oil
Fuel Oil
Residuos
Gases
kbbl
Mm3
GWh
kt
kBep
GWh
kbbl
kbbl
kbbl
kbbl
kbbl
kbbl
Kbep
177.447
124.644
51.941
(49.844)
1.403
1.298
2.151
-
-
788
8.636
8.636
-
No Energético
Gas Natural
Energía Secundaria
Petróleo
PRODUCCION
IMPORTACION
EXPORTACION
OFERTA TOTAL
REFINERIA
CENTRALES ELECTRICAS
AUTOPRODUCTORES
CENTRO DE GAS
CARBONERA
COQUERIA/A. HORNO
DESTILERIA
OTROS CENTROS
TRANSFORMACION TOTAL
CONSUMO PROPIO
PERDIDAS
AJUSTE
TRANSPORTE
INDUSTRIA
RESIDENCIAL
COMERCIAL,SER,PUB
AGRO,PESCA,MINER.
CONSTRUCCION,OTR.
USOS ENERGETICOS
USOS NO ENERGETICOS
CONSUMO FINAL
Energía Primaria
19.510
2.141
9.817
2.696
11.161
18.636
3.358
-
873
9.394
12.144
89
19.930
3.135
-
-
-
-
10
-
9.892
-
-
1.298
2.151
-
-
-
(331)
(8.179)
-
-
(1.382)
(236)
(457)
-
-
(221)
(912)
20.373
16.256
551
-
-
28
kBep
4.672
-
11.482
21.617
2.613
31.650
13.322
3.358
28
4.672
1.330
9.415
2.696
-
(403)
11.161
18.636
3.358
-
4.672
-
(5.728)
(6.289)
-
-
-
(421)
-
-
-
3.254
(185)
-
-
(1.777)
-
-
-
811
402
-
-
-
-
28
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(7.505)
(6.710)
-
-
-
1.420
3.358
28
-
(51.226)
(788)
(8.636)
-
(912)
-
(185)
(403)
150
-
-
96
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(1.107)
-
-
-
715
-
-
-
-
301
-
-
-
-
-
3.290
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
11
126
20.358
-
-
-
107
1.238
7.122
634
-
-
-
1.191
-
5.114
10.263
-
-
-
-
-
4.534
-
-
-
-
-
-
125
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.298
1.238
-
-
-
-
-
-
-
-
1.298
1.238
16.782
16.782
0
-
11.147
17.429
3.762
-
-
-
123
-
5.645
2.537
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
28
-
125
-
-
-
-
680
-
-
-
-
-
-
25
-
851
-
-
-
-
6.299
-
-
-
-
-
-
4.672
6.299
-
-
4.672
21.214
11.147
2.613
21.214
2.613
2.613
24.050
24.050
Se utilizará el programa “Long-range Energy Alternatives Planing (LEAP) system,
desarrollado por Stockholm Environment Institute. (Heaps 2012)31, para la
31
Heaps. energycommunity.org. 2012. www.energycommunity.org.
101
elaboración de los balances energéticos año a año desde 1980 al 2040. En este
programa se incluye
• Las áreas de la demanda:
Residencial
Industrial
Transporte
Comercial y Servicios Públicos.
•
Las áreas de transformación:
Transmisión y distribución de electricidad
Generación eléctrica para el SNI
Generación eléctrica sistema OGE
Refinerías
Planta de gas
Planta de etanol con caña de azúcar
Producción de biodiesel con palma
Producción de carbón vegetal.
Producción de gas natural
Producción de gas asociado
Producción de petróleo
•
Las áreas de Recursos:
Recursos primarios
Recursos secundarios.
Para la cuantificación de las emisiones se utiliza la información TED, Technology
and Environmment Database, la misma que consta en el ANEXO 2 las Tablas
Factores de emisión usadas en el LEAP con los parámetros para el cálculo.
102
1.11. LEGISLACION ECUATORIANA PARA EVITAR EMISIONES
El Ecuador aprueba los derechos de la naturaleza en su Constitución, se trata de
un paso histórico de transformación en una sociedad post-petrolera basada en el
bioconocimiento y en los servicios que ofrece la naturaleza.
Esta transformación se refleja en la política pública nacional a través del Plan
Nacional para el Buen Vivir, que contempla en su Objetivo 4 “Garantizar los
derechos de la naturaleza y promover un ambiente sano y sustentable”
(SENPLADES 2013)32
El buen vivir se logra a través de la articulación organizada, sostenible y dinámica
del sistema económico, político, sociocultural y ambiental.
La Constitución de la República del Ecuador, elaborada en el 2008 por la
Asamblea Nacional Constituyente establece un marco regulatorio de avanzada.
En su Capítulo Segundo, sobre
Biodiversidad y Recursos Naturales, en la
Sección Séptima, Biosfera, ecología urbana y energías alternativas, en el Artículo
414 establece que:
“El Estado adoptará medidas adecuadas y transversales para la mitigación
del cambio climático, mediante la limitación de las emisiones de gases de
efecto invernadero, de la deforestación y de la contaminación atmosférica;
tomará medidas para la conservación de los bosques y la vegetación, y
protegerá a la población en riesgo.”
El marco de la política pública de gobierno se cuenta con el Plan Nacional para el
Buen Vivir 2013–2017: Construyendo un Estado Plurinacional e Intercultural, que
realiza un abordaje transversal de los temas ambientales a lo largo de sus 12
objetivos y plantea en particular en su Objetivo 4: Garantizar los derechos de la
naturaleza y promover un ambiente sano y sustentable.
32
Buen Vivir. Plan Nacional 2013 – 2017. Secretaría Nacional de Planificación y Desarrollo. SENPLADES
2013
103
A partir de este objetivo se cuentan con políticas y lineamientos estratégicos
relacionados a conservación, patrimonio hídrico, cambio de matriz energética,
cambio climático, prevención de la contaminación, reducción de vulnerabilidades,
y tratamiento transversal de la gestión ambiental.

Conservar y manejar sustentablemente el patrimonio natural y su
biodiversidad terrestre y marina, considerada como sector estratégico.

Manejar el patrimonio hídrico con un enfoque integral e integrado por
cuencas hidrográficas y aprovechamiento estratégico del Estado y de
valoración social y ambiental.

Diversificar la matriz energética nacional, promoviendo la eficiencia y
una mayor participación de energías renovables sostenibles.

Prevenir, controlar y mitigar la contaminación ambiental como aporte
para el mejoramiento de la calidad de vida.

Fomentar la adaptación y mitigación a la variabilidad climática con
énfasis en el proceso de cambio climático.

Reducir la vulnerabilidad social y ambiental ante los efectos
producidos por procesos naturales y antrópicos generadores de
riesgos.

Incorporar el enfoque ambiental en los procesos sociales, económicos
y culturales dentro de la gestión pública.
Las estrategias identificadas son las siguientes:

Mitigar los impactos del cambio climático y otros eventos naturales y
antrópicos en la población y en los ecosistemas para reducir la
vulnerabilidad en los sectores: energético, industrial, transporte, cambios
y usos de suelo, gestión de residuos y agropecuario.

Implementar el manejo integral del riesgo para hacer frente a los eventos
extremos asociados al cambio climático.

Reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en los sectores
productivos y sociales.

Reducir el riesgo ambiental.
104
El CONELEC emitió el DECRETO No CONELEC – 004/11, en el que se fijan
precios preferenciales a las energías renovables.
En el artículo 6.1 se dice: “Los precios a reconocerse por la energía medida en el
punto de entrega, expresados en centavos de dólar de los Estados Unidos por
kWh, son aquellos indicados en la Tabla No. 1. No se reconocerá pago por
disponibilidad a la producción de las centrales no convencionales.
Tabla No. 1
Precios Preferentes Energía Renovables en (cUSD/kWh)
CENTRALES
Territorio
Continental
Territorio
Insular de
Galápagos
EÓLICAS
9,13
10,04
FOTOVOLTAICAS
40,03
44,03
BIOMASA Y BIOGÁS< 5 MW
11,05
12,16
BIOMASA y BIOGÁS > 5 MW
9,60
10,56
GEOTÉRMICAS
13,21
14,53
Además, para las centrales hidroeléctricas de hasta 50 MW se reconocerán los
precios indicados en la Tabla No. 2, expresados en centavos de dólar de los
Estados Unidos por kWh. No se reconocerá pago por disponibilidad a este tipo de
centrales que se acojan a la presente Regulación.
Tabla No. 2
Precios Preferentes Centrales Hidroeléctricas
hasta 50 MW en (cUSD/kWh)
CENTRALES
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS HASTA 10 MW
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS MAYORES A 10 MW
HASTA 30 MW
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS MAYORES A 30 MW
HASTA 50 MW
PRECIO
7,17
6,88
6,21
Art. 6.2. Los precios establecidos en esta Regulación se garantizarán y estarán
vigentes por un período de 15 años a partir de la fecha de suscripción del título
habilitante, para todas las empresas que hubieren suscrito dicho contrato hasta el
31 de diciembre de 2012.”
105
La Constitución de la República en el art. 394, promueve el transporte público
masivo y la adopción de una política de tarifas diferenciadas.
CAPITULO 2: POTENCIAL ENERGETICO ECUATORIANO
Se analizará el potencial energético ecuatoriano, o sea, su capacidad de producir:
petróleo, gas natural, gas asociado, el potencial hídrico, eólico, solar, geotérmico,
de biomasa y nuclear.
2.1.
POTENCIAL PETROLERO
El mapa petrolero del Ecuador, en el que constan los bloques petroleros en
explotación y en licitación se indica en la Figura 47.
Figura 47: Mapa petrolero ecuatoriano con bloques en explotación y en licitación
106
El estimado de las reservas petroleras del Ecuador se indica en la Tabla 10.
Tabla 10: Reservas petroleras ecuatorianas
RESERVAS DE PETROLEO AL 31 DE DICIEMBRE DEL 2012
Millones de barriles
RESERVAS EN PRODUCCION
PROBADAS
PROBADAS +
RESERVAS EN NO PRODUCCION
PROBADAS + PROBADAS
PROBABLES
COMPAÑIAS
PROBABLES
AUCA
CUYABENO
LIBERTADOR
SACHA
SHUSHUFINDI
LAGO AGRIO
OTROS PETROECUADOR
PETROAMAZONAS
ITT
Pungarayacu
Prospectos
Sur Oriente
SUBTOTAL PETROPRODUCCION
CIAS PRIVADAS
AGIP, bloque 10
Andes Petroleum, bloque 62
Pegaso, Puma, bloque 45
Petrobel, Tiguino, bloque 66
Petroleos Sudamericanos, bloque 64
Petroriental, bloque 14
Petroriental, bloque 17
Repsol YPF, bloque 16
ENAP, bloques 46 y 47
Tecpecuador, Bermejo, bloque 49
Pacifpetrol, Costa
TOTAL CIAS
TOTAL PAIS
167
156
175
430
435
45
364
364
0
0
0
0
2.136
167
156
175
430
435
45
376
389
0
0
0
0
2.174
43
39
6
7
9
8
7
47
30
5
3
204
2.007
47
84
8
8
9
12
12
60
58
5
3
307
2.443
47
84
8
12
14
12
12
66
58
5
3
321
2.494
PROBADAS + PROBADAS +
PROBABLES
+ POSIBLES
145
70
161
430
435
45
232
285
0
0
0
0
1.803
TOTAL RESERVAS
PROBADAS + PROBADAS + PROBADAS
PROBABLES
PROBABLES
+ POSIBLES
27
961
316
27
113
1.443
54
961
316
27
113
1.469
64
2.491
916
231
800
4.501
84
0
0
0
0
1
3
0
124
0
0
0
0
1
3
0
124
0
0
0
0
1
3
0
89
1.532
128
1.598
128
4.630
PROBABLES
+ POSIBLES
145
70
161
430
435
45
232
313
961
316
27
113
3.247
167
156
175
430
435
45
364
417
961
316
27
113
3.606
167
156
175
430
435
45
376
453
2.491
916
231
800
6.675
128
39
6
7
9
9
10
47
30
5
3
292
3.539
171
84
8
8
9
13
15
60
58
5
3
435
4.041
502
171
84
8
12
14
13
15
66
58
5
3
449
7.124
3.083
increm ento
Las reservas probadas son de 3.539 millones de barriles. Las reservas probadas
más probables son de 4.041 millones de barriles y las reservas probadas más
probables más posibles son de 7.124 millones de barriles.
Se analizaron las producciones desde 1980 hasta el año 2040. Se han incluido las
producciones
históricas
y
futuras
de
los
campos
de
Petroecuador,
Petroamazonas, Río Napo, las compañías privadas, y se han estimado las
producciones futuras por exploraciones cercanas a los campos, perforaciones
infield, de recuperación mejorada, (EOR Enhanced Oil Recovery en Inglés), y los
campos
ITT,
Pungarayacu
y
Suroriente.
(Petroecuador,
INFORME
ESTADISTICO 1972-2006 - 2013 s.f.)33 Estas producciones se indican en la
Figura 48.
33
Estadísticas de Petroecuador 1972 – 2006 / Siguientes años. Quito. 2013
107
Figura 48: Producciones caso base hasta el 2040, utilizando programa LEAP
La información principal de obtuvo de las estadísticas de Petroecuador y de las
estadísticas de la Secretaría de Hidrocarburos. (Secretaria_Hidrocarburos
2013)34. El detalle de los cálculos se encuentra en el Anexo 3. En este escenario
se estaría llegando a producciones de 600.000 barriles por día, BPD. El perfil del
comportamiento de las reservas se observa en la Figura 49.
Figura 49: Comportamiento de Reservas Remanentes utilizando el programa LEAP
El
34
Secretaria_hidrocarburos. She.gob.ec.2013/www.she.gob.ec/portal/de/web/hidrocarburos/estadística.
108
incremento delas reservas remanentes a partir del 2013 se debe a la puesta en
producción de los campos ITT, Suroriente y Pungarayacu principalmente. Existe
la posibilidad de que las producciones alcancen los 700.000 barriles por día.
Situación muy factible, pues el incremento de las reservas provendrían de los
campos nuevos del Suroriente y de las reservas posibles del campo ITT, como del
éxito de nuevas tecnologías para desarrollar el campo Pungarayacu (crudo
pesado).
2.2.
POTENCIAL DE GAS ASOCIADO
Igualmente de acuerdo al estimado de producciones de crudo indicados en el
Anexo 1, se han calculado las reservas de gas asociado, cuyos datos se indican
en la Tabla 11.
Tabla 11: Reservas de gas asociado por campos
RESERVAS DE GAS ASOCIADO
total reservas,
MMPC
SHUSHUFINDI
457.609
LIBERTADOR
282.749
AUCA
64.491
CUYABENO SANS.
56.051
LAGO AGRIO
38.379
LUMBAQUI
PUCUNA
8.400
VINITA
143
SACHA
164.361
COCA PAYAMINO
11.961
EDEN YUTURI
48.984
PALO AZUL
50.343
INDILLANA, Bloque 15
86.871
YURALPA
2.159
APAIKA NENKE
PROSPECTOS EXPLORAT
4.142
VILLANO
4.556
NANTU, bloque 14
2.425
HORMIGUERO, bloque 17
5.558
IRO, bloque 16
47.457
TIVACUNO
5.415
PUMA
419
PALANDA, 64
2.438
PINDO, Bloque 65
3.774
TIGUINO, Bloque 66
5.763
BERMEJO, Bloque 49, Tecpecuador 126.955
MDC, Bloque 46, SIPEC
11.957
PBHI, Bloque 47, SIPEC
2.478
TARAPOA, Bloque 62
55.381
MARGINALES
1.874
PUNGARAYACU
ITT
64.185
SUR ORIENTE
82.036
TOTAL
1.699.314
producido,
MMPC
329.707
219.058
38.284
31.251
33.190
6.964
53
105.970
5.552
29.948
33.783
49.118
990
4.142
2.219
1.130
3.048
29.377
3.061
131
1.777
2.266
2.883
108.831
8.355
2.299
38.803
318
1.092.507
remanente,
MMPC
127.902
63.692
26.207
24.801
5.189
1.436
90
58.391
6.409
19.036
16.560
37.753
1.169
2.336
1.294
2.510
18.080
2.354
288
660
1.508
2.880
18.124
3.602
179
16.578
1.556
64.185
82.036
606.807
109
Las reservas originales son de 1,7 tera pies cúbicos. 1 tera ya se ha consumido
(gran parte del cual se ha quemado), quedando de remanente 0,6 tera pies
cúbicos de gas asociado (3 veces las reservas remanentes del campo amistad)
La producción estimada de gas asociado en el oriente ecuatoriano se indica en la
Figura 50. (SHE 2013)
Figura 50: Producción estimada de Gas Asociado en el Ecuador
Producciones de crudo y gas asociado
700.000
300,0
600.000
250,0
500.000
41
31
26
22
26
27
29
35
34
34
36
44
48
150,0
100,0
50,0
7
100.000
60
68
200.000
78
80
86
79
89
100
84
87
81
80
87
85
84
104
95
100
113
300.000
131
127
116
114
108
104
106
107
106
96
88
84
87
83
80
76
74
71
69
66
62
59
56
53
51
48
46
43
41
38
36
34
31
29
27
26
BPD
400.000
MMPCD
200,0
-
-
EP PETROECUADOR
EP PETROAMAZONAS
SACHA
PRIVADAS
INFIELD
EXPLORATORIO
TOTAL EOR
SUR ORIENTE
ITT
PUNGARAYACU
TOTAL
GAS ASOCIADO
Actualmente se está tratando de no quemarlo sino recuperarlo lo más que se
pueda para enviarlo a la planta de gas de Shushufindi para producir GLP y
gasolina natural y el resto que sería fundamentalmente metano y etano se usaría
para generación eléctrica.
110
La disponibilidad de gas para generación eléctrica (metano + etano), para la
producción de GLP (propano y butano) y para la producción de gasolina natural
(pentanos) como de CO2 se indican en la Figura 51.
Figura 51: Estimado del gas asociado por productos
GAS ASOCIADO POR PRODUCTOS
160,00
140,00
MMPCD
120,00
100,00
80,00
60,00
40,00
20,00
Metano
Etano
Propano
Butano
Gasolina nat.
2.038
2.035
2.032
2.029
2.026
2.023
2.020
2.017
2.014
2.011
2.008
2.005
2.002
1.999
1.996
1.993
1.990
1.987
1.984
1.981
1.978
1.975
1.972
-
CO2
En la Figura 52, se observa un estimado del uso del gas asociado a largo plazo,
en base a estimaciones de EP Petroamazonas, el proyecto OGE.
Figura 52: Proyección estimada de Gas Asociado en Oriente ecuatoriano, usando LEAP
140
120
100
80
60
40
20
0
quemado / Recup mej
electricidad
2040
2037
2034
2031
2028
2025
2022
2019
2016
2013
2010
2007
2004
2001
1998
1995
1992
1989
1986
1983
Planta de gas
1980
MMPCD
Usos del gas asociado del oriente ecuatoriano,
MMPCD
111
La primera prioridad es lograr la capacidad plena de la planta de gas de
Shushufindi para la máxima producción de GLP y luego la generación eléctrica
con el gas natural (metano o etano).En la Figura 53, se observa el cambio en el
uso del gas asociado en lugar del crudo y el diésel. (Se consideró la relación de
3.500 kW / 1 MMPCD de gas residual combustible). (Proyecto_OGE 2012)35
Figura 53: Utilización de combustibles en Proyecto OGE de Petroamazonas,
utilizando LEAP
Las capacidades de generación cambiarán de la siguiente manera: se
reemplazará la generación con diésel y crudo por la generación con gas asociado,
residuo e hidroeléctrica conectado al proyecto del Coca Codo Sinclair.
35
Proyecto_OGE. Matriz energética con Gas Asociado. EP Petroecuador: Quito, 2012.
112
2.3.
POTENCIAL DE GAS NATURAL
El gas natural proviene fundamentalmente del campo Amistad que tiene una
reservas originales recuperables de 0,22 Tera Pies Cúbicos, las remanentes
serían de 0,12 Tera Pies Cúbicos. Se utiliza principalmente para generación
eléctrica.
De no demostrase mayores reservas recuperables, el gas alcanzaría hasta del
2018 con una producción de 60 millones de pies cúbicos por día. Figura 54.
Figura 54: Producción estimada de Gas Natural de Campo Amistad,
utilizando LEAP
produccion del gas natural del campo
Amistad
Millones Pies Cubicos Día
70
60
50
40
30
20
10
2.4.
2040
2037
2034
2031
2028
2025
2022
2019
2016
2013
2010
2007
2004
2001
1998
1995
1992
1989
1986
1983
1980
0
POTENCIAL HIDRICO
El recurso renovable más utilizado en el Ecuador es sin duda el hídrico. Existen
dos cursos que pueden tomar los ríos: los que atraviesan la región costera
113
teniendo como destino final la desembocadura en el Océano Pacífico pertenecen
a la vertiente del Pacífico y los que se dirigen hacia las llanuras amazónicas y
posteriormente confluyen con otras corrientes para desembocar finalmente en el
Océano Atlántico pertenecen a la vertiente del Amazonas. Figura 55.
Figura 55: Vertientes del Pacífico y Amazonas
Vertiente del
Pacífico
Vertiente del
Amazonas
Las centrales hidroeléctricas más grandes se encuentran en la vertiente
Amazónica con época lluviosa de abril a septiembre y estiaje de octubre a marzo.
El 83% de la capacidad existente en centrales hidroeléctricas .está constituida
por:

Paute Molino (1.100 MW)

Mazar (160 MW) con almacenamiento de 41.000 m3

San Francisco (230 MW)

Marcel Laniado (213 MW) con almacenamiento de 600.000 m3

Agoyan (156 MW)

Pucara (73 MW)
114
A la fecha el País cuenta con una potencia hidráulica instalada de 2.219 MW, lo
que significa un 43% de la potencia eléctrica total instalada.
La complementariedad de los caudales hídricos se observan en la Figura 56,
para los caudales de Paute Molino (promedio 1964-2009), Daule Peripa
(promedio 1950-2009), Coca Codo Sinclair (promedio 1964-2009) y Agoyan
(2012). (CONELEC, Plan Maestro 2012 - 2021 s.f.)36
Figura 56: Complementariedad de caudales de las Vertientes del Pacífico y del
Amazonas
Caudales medios
600
500
m3/s
400
300
200
100
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
meses
PAUTE MOLINO
COCA CODO
AGOYÁN
DAULE – PERIPA
El Ecuador posee 11 sistemas hidrográficos (de los 31 existentes) con un
potencial teórico de 73.390 MW. A continuación, luego de estudios de factibilidad
económica, se estimó una potencia aprovechable de 21.520 MW, 90% en la
vertiente amazónica y 10% en la vertiente del Pacífico. El mayor potencial se
establece entre las cotas 300 y 1200 msnm, distribuyéndose dicho potencial entre
36
CONELEC. «Plan Maestro de Electrificación del Ecuador 2012-2021. ( Sección 5.1.3.3).» Quito,
2013.
115
los 11 sistemas de mayor interés tal como se indica en la Tabla 12 de INECEL
sobre las cuencas hidrográficas de mayor interés. Con el proyecto Coca Codo
Sinclair de 1.500 MW, el Ecuador habrá utilizado el 17% de su potencial hídrico
Tabla 12: Potencial hidroeléctrico de INECEL publicado
en Plan Maestro de Electrificación 2012-2021
Cuencas Hidrográficas
Potencial Tecnológico
Aprovechable,MW
Potencial Económico
Aprovechable,MW
VERTIENTE DEL PACÍFICO
Mira
Esmeraldas
488,5
1.878,5
Guayas
310,7
Cañar
112,2
Jubones
687,7
Puyango
298,7
1.194,0
590,0
229,0
Catamayo
459,6
SUBTOTAL
4.235,9
2.013,0
Napo-Coca
6.355,0
Napo-Napo
5.929,0
Pastaza
1.434,0
Santiago-Namangoza
5.810,6
Santiago-Zamora
5.857,6
26.245,2
4.640,0
3.839,0
1.121,0
4.006,0
5.401,0
500,0
19.507,0
30.481,1
21.520,0
VERTIENTE DEL AMAZONAS
Mayo
SUBTOTAL
TOTAL
859,0
Vale insistir en el potencial hídrico que debe desarrollarse en la vertiente del
Amazonas para usar el potencial renovable y reemplazar los usos de
combustibles fósiles.
2.5.
POTENCIAL EÓLICO
En el Ecuador existe un alto potencial eólico gracias a la existencia de la
Cordillera de los Andes y su cercanía al Océano Pacífico, en donde se dan los
116
vientos locales, generados por las diferencias de temperatura asociadas a
mesetas, valles, cauces de ríos, microclimas etc.
De acuerdo al Conelec, (CONELEC, Plan Maestro 2012 - 2021 s.f.)37 se han
identificado las siguientes localizaciones de proyectos de generación eólica
indicados en la Tabla 13.
Tabla 13: Localización de posibles proyectos
de generación eólica según CONELEC
Provincia
Localidad
Carchi
El Ángel
Imbabura
Salinas
Pichincha
Cotopaxi
Machachi, Malchingui, Páramo
Grande
Minitrac, Tigua
Chimborazo
Chimborazo, Tixán Altar
Bolívar
Salinas, Simiatug
Azuay
Huascachaca
Loja
Saraguro, El Tablón, Manú,
Villonaco, Membrillo
San Cristóbal
Galápagos
Los parques eólicos que se pueden construir en el Ecuador, tendrían factores de
planta superiores a 27 % e incluso se espera que lleguen a un 49 % en el
proyecto Villonaco.
El parque eólico en San Cristóbal, en el Archipiélago de Galápagos con una
potencia instalada de 2,4 MW, consta de 3 aerogeneradores. Estaría por
construirse otro en Baltra de 2,21 MW.
Los prospectos con potencial eólico viables para generación eléctrica, impulsados
por el Gobierno Nacional, son los siguientes:
Villonaco de 15 MW
Salinas de 40 MW
Membrillo – Chinchas de 110 MW
37
CONELEC. «Plan Maestro de Electrificación del Ecuador 2012-2021, (Sección 5.3.22).» , 2013.
117
En el 2013 inició el proyecto eólico Villonaco (16.5 MW), ubicado cerca de la
ciudad de Loja. Se recomienda la instalación de dos centrales eólicas de 15 MW
cada una, para el año 2017.
Nuestra proyección hasta el año 2040 es la de tener instalada una capacidad de
150 MW, la que se visualiza en la Figura 57.
Figura 57: Estimados de proyectos eólicos en Ecuador utilizando LEAP
2.6.
POTENCIAL SOLAR
La radiación energética total que llega a la tierra cada año es equivalente a
130.000 mil millones de toneladas de carbón, lo que significa 20.000 veces el
consumo de energía mundial. (Chen 2012). En la Figura 58 se indican las
118
principales radiaciones solares en el planeta. Gráfico de SunWise Technologies.
2008
Figura 58: Mayores radiaciones solares según SunWise Technologies, de Curso de
Ning Chen
En el Ecuador existe una gran oportunidad de utilizar la energía renovable solar
en base la radiación directa y difusa que se recibe fundamentalmente al mediodía
El aprovechamiento de la energía solar con fines eléctricos se realiza mediante la
conversión fotovoltaica de energía solar producida en celdas fotoeléctricas de
silicio cristalino.
El Ecuador al estar ubicado sobre el centro de la tierra, tiene un potencial solar
que sin ser el mejor del planeta, se sitúa en niveles muy convenientes para el
aprovechamiento energético. Ver Figura 59.
119
Figura 59: Radiación solar en Quito
En la ciudad de Quito se tienen los
siguientes promedios
•
Radiación solar máximo 75°
•
Días de 6:10AM a 6:20PM
•
Insolación 3.8 kWh/m2/dia
•
Vientos < 2.5 m/s
La disponibilidad de energía solar es muy grande en el Ecuador. Se presenta en
la Figura 60, la insolación global de todos los meses, con un valor promedio de
4,6 kWh/m2/día.
Figura 60: Insolación Global Promedio de Ecuador tomado del Atlas Solar
del Ecuador del CONELEC
120
A través del programa Euro-Solar y el fondo FERUM, se ha impulsado el
aprovechamiento solar para generación de energía eléctrica en zonas rurales
alejadas de las redes de distribución, en 91 comunidades rurales del país
localizadas en las provincias de Guayas, Morona Santiago, Pastaza, Orellana,
Napo, Sucumbíos y Esmeraldas.
Se halla en ejecución un programa fotovoltaico de 150 MW.
La proyección hasta el 2040 es de 250 MWs, distribuidos de manera indicada en
la Figura 61.
Figura 61: Proyección de generación fotovoltaica en Ecuador utilizando LEAP
Se debe usar también la radiación solar para calentar el agua para los hogares y
sustituir el consumo del GLP.
121
2.7.
POTENCIAL GEOTERMICO
El Ecuador es un país volcánico por efecto de la presencia de un borde
convergente activo de placas tectónicas en el ecuador continental y del punto
caliente Galápagos en el territorio insular. Existen aproximadamente 40 volcanes
activos, Figura 62, que representan un alto potencial energético geotérmico.
Figura 62: Gran potencial geotérmico en Ecuador por la presencia de 40 volcanes
activos.
El “Estudio de Reconocimiento de los Recursos Geotérmicos del Ecuador”,
entregado en 1980, elaborado por las consultoras Aquater (Italia) y BRGM
(Francia) para INECEL con la participación de OLADE (INECEL – OLADE, 1980)
seleccionó las áreas de interés geotérmico en dos grupos principales:
122
i)
Grupo A, Tabla 14, de Alta Temperatura, que incluía los prospectos
Tufiño, Chachimbiro y Chalupas; y
Tabla 14: Potencial geotérmico de Alta Temperatura, según estudio INECEL-OLADE
1980
No.
Prospecto
tipo
Alta
temperatura
Alta
Chachimbiro
temperatura
Alta
Chalupas
temperatura
Alta
Chacana
temperatura
Alta
Chimborazo
temperatura
Alta
Baños de Cuenca temperatura
Alcedo
Alta
(Galápagos)
temperatura
Alta
Guapán
temperatura
1
Tufiño - Chiles
2
3
4
5
6
7
8
fase
Etapa de
Prefactibilidad
Etapa de
Prefactibilidad
Etapa de
Prefactibilidad
Etapa de
Prefactibilidad
Etapa de
Reconocimiento
Etapa de
Reconocimiento
Etapa de
Reconocimiento
Etapa de
Reconocimiento
Cota de
posibles
sitios de
perforación
(msnm)
3800 - 4200
3500
3600
Marco Geológico
Estrato volcán Adesita Dacita
Complejo de domos
Dacíticos
Caldera riolítica de colapso
Caldera riolítica con domos y
flujos dacíticos - andesíticos
Estrato volcán Adesita 3500 - 4000 Dacita
Porfidos dacíticos en caldera
3000
andesítica
Excudo volcán basáltico con
500
erupciones riolíticas
Cuenca sedimentaria del
2600
Mioceno medio
3700 - 4000
Probable
Potencial
Temperatur
estimado
a en el
(Hipotético reservorio
Mwe)
(o C)
250
138
200
113
n.d.
283
250
418
160
n.d.
200
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
El potencial es de 1.000 MWe
ii)
Grupo B, Tabla 15, de Baja Temperatura, que incluía los prospectos
Ilaló, Chimborazo y Cuenca.
Tabla 15: Potencial Geotérmico de Baja Temperatura según estudio INECEL
OLADE 1980
No.
9
10
Prospecto
tipo
fase
Baja
Temperatura
Baja
Temperatura
Etapa de
Reconocimiento
Etapa de
Prefactibilidad
Salinas de Bolívar
Baja
Temperatura
Etapa de
Reconocimiento
San Vicente
Baja
Temperatura
Etapa de
Reconocimiento
Portovelo
Baja
Temperatura
Etapa de
Reconocimiento
Chalpatán
Ilaló
11
12
13
Cota de
posibles
sitios de
perforación
(msnm)
3400
2500
Marco Geológico
Caldero Plio - Q de colapso
andesítica - riolítica
Cuenca volcanoclástica
epiclástica intramontana
Secuencia volcánica Terciaria
tardía con pórfidos dacíticos
2700 - 3200
100
400
Cuenca sedimentaria del
Mioceno
Secuencia volcánica del
Miocenio medio y porfidos
andesíticos dioríticos
Probable
Potencial
Temperatur
estimado
a en el
(Hipotético reservorio
Mwe)
(o C)
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
123
No se ha identificado el potencial de generación para geotérmica de baja
temperatura. Los proyectos de baja temperatura podrían generar energía con una
planta de ciclo binario
Igualmente se han identificado indicios de generación geotérmica en Cuicocha,
Cayanbe, Pululahua, Guagua Pichincha, Tunguragua, Imbabura, Mojanda, Iguán,
Socha y Reventador. Hacia finales del año 2009 e inicios del año 2010, el
Ministerio de Electricidad y Energía Renovable presentó el siguiente orden de
prioridad:
1. Chachimbiro
2. Chalpatán
3. Jamanco/Chacana
4. Chalupas
5. Guapán
6. Cachiyacu/Chacana
7. Tufiño (se encuentra en esta ubicación debido a que no existían
convenios específicos entre los dos países que viabilicen su realización).
8. Chimborazo
9. Oyacachi/Chacana
10. Cuenca
11. Alcedo
La recomendación para el plan a largo plazo es la de incorporar una central
geotérmica de 30 MW a inicios del año 2019.
Figura 63: Proyectos de generación
Geotérmica a ser instalados en Ecuador
utilizando LEAP
En nuestra proyección estimada hasta el
2040, se ha considerado una generación
geotérmica de al menos 500 MW , tal
como se indica en la Figura 63.
124
2.8.
POTENCIAL DE BIOMASA
El potencial de biomasa es grande en el Ecuador debido a su actividad agrícola y
ganadera, cuyas actividades generan gran cantidad de desechos que pueden ser
aprovechados energéticamente. Se analizarán: la utilización del bagazo de caña
para generación eléctrica; la producción del etanol a partir de la melaza y la
producción del biodiesel a partir de los excedentes de la palma africana
2.8.1.
BAGAZO DE CAÑA Y GENERACIÓN ELÉCTRICA
La principal planta, en base a biomasa, es la caña de azúcar, la misma que sirve
para la producción de azúcar, que con sus subproductos como la melaza se
produce el etanol y con el bagazo se ha utilizado para los proyectos de
generación eléctrica siguientes:
Ecoelectric (36,5 MW),
San Carlos (35 MW) y
Ecudos (29,8 MW).
Además del uso del bagazo, se han programado al menos 10 plantas de 25 MWs
en áreas cercanas a gran producción de desechos.
En la Figura 64, se indica el perfil de producción esperado para generación
eléctrica.
Figura 64: Generación eléctrica a partir de
biomasa, utilizando LEAP
125
A partir del 2015 se añaden 26 plantas generadoras de 25 MW en base a
biomasa, una por año
2.8.2.
PRODUCCION DE GASOLINAS E5 a E10 A PARTIR DEL ETANOL
DE LA CAÑA DE AZUCAR
Está programado por el Estado ecuatoriano el uso del Etanol en un 5% mezclado
con las gasolinas, denominado E5,
para el 2016 y una mezcla de un 10%
(denominado E10) en el 2020,
Se considera que el 2016 puede ser el año de despegue de un programa de
etanol para transporte a nivel nacional, teniendo en cuenta el tiempo necesario
para completar la definición del marco normativo y desarrollar y construir los
proyectos de inversión, así como el desarrollo agrícola.
En función de la demanda de etanol para abastecer el mercado interno, se
necesita instalar nueva capacidad de destilación de alcohol a partir de la melaza
de caña hasta unos 1.500.000 de litros diarios a partir del 2020, debiendo
adicionarse áreas sembradas con caña hasta unas 40.000 ha al final del período,
no obstante los incrementos supuestos en la productividad agroindustrial. Siendo
una planta típica de 1.465 BPD (85.000 m3 de etanol/año), se requerirán 6
plantas de procesamiento de etanol de esta capacidad. En la Figura 65 se indican
las producciones de etanol en barriles por día y el área por año requerida para
producir etanol. El potencial en el Ecuador para la caña de azúcar es de 675.000
hectáreas.
Figura 65: Producción esperado e Etanol y área requerida de siembra en ha/año
ha/año
50.000
9000
45.000
8000
40.000
7000
35.000
6000
30.000
5000
25.000
4000
20.000
3000
15.000
2000
10.000
1000
5.000
PRODUCCION DE ETANOL, BPD
AREA A COSECHAR, Ha/año
2040
2038
2036
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
0
1982
0
1980
BPD
Producción de Etanol y área a cosechar requerida
10000
126
En el futuro se podría eventualmente adicionar la producción de etanol a partir de
otras biomasas y nuevas tecnologías
2.8.3.
PRODUCCION DE BIODIESEL A PARTIR DE PALMA AFRICANA
En el caso del biodiesel la situación es totalmente distinta, ya que la agroindustria
ecuatoriana de la palma aceitera cuenta con excedentes de aceite crudo de palma
que se están exportando, actualmente unas 240.000 toneladas y que la propia
industria prevé que crecerán en el futuro, mayormente en base a un aumento de
productividad, que actualmente se encuentra muy baja en comparación con otras
áreas productoras del mundo, y en menor medida en base al aumento del área
sembrada.
Considerando solamente la producción a partir de palma aceitera y sin sobrepasar
en ningún momento los excedentes de aceite crudo de palma previstos por el
propio sector agrupado en ANCUPA (Asociación Nacional de Cultivadores de
Pala Africana), se podrían llegar a comercializar mezclas de biodiesel
comenzando gradualmente por un B3 como prueba inicial, luego llegando a un B5
a escala comercial y llegando como máximo a un B17.
Parte poder cubrir la producción de biodiesel para el mercado interno deberá
instalarse capacidad en plantas de biodiesel a partir de aceite crudo de palma,
hasta llegar a unos 1.200.000 Toneladas por año hacia el final del período. Si se
considera que un módulo eficiente es de 100.000 TM/año, eso representaría unas
12 plantas. Por otro lado, en ningún momento el área sembrada destinada a la
producción de biodiesel superaría el área equivalente para la producción de los
excedentes de aceite crudo, ya que como se mencionó anteriormente el biodiesel
se produciría únicamente en base a los excedentes previstos por la propia
agroindustria.
127
En la Figura 66, se indican los volúmenes de biodiesel que se producirían en
barriles por día y las áreas excedentes de palma africana dedicadas a la
producción de biodiesel. (Figueroa 2008)38
Figura 66: Producción esperada de Biodiesel y superficie excedente de Palma
Africana en ha/año
Producción de Biocombustibles y superficie excdente de Palma
Africana
ha/año
20000
300.000
18000
250.000
16000
14000
200.000
BPD
12000
10000
150.000
8000
100.000
6000
4000
50.000
2000
PRODUCCION DE BIOCOMBUSTIBLES, BPD
2040
2038
2036
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
0
1980
0
SUPERFICIE EXCEDENTE, Ha/año
Estos volúmenes de biodiesel a producirse corresponden a los siguientes
porcentajes de biodiesel a producirse para ser mezclados con el diésel petrolero,
los mismos que se indican en la Figura 67.
Figura 67: % de biodiésel a ser mezclado con el diésel petrolero, utilizando el LEAP
% de biodiesel B(%) a ser producido
25%
20%
%
15%
10%
5%
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
0%
Biodiesel de palma africana
38
Biodiesel de otras fuentes
Figueroa. «Tablero de comando para la promoción de los biocombustibles en Ecuador.» Naciones Unidas:
Chile, 2008.
128
Las otras fuentes corresponden a biodiesel producido, por ejemplo, del piñón o
higuerilla y en el futuro mediante tecnologías de segunda y tercera generación,
por ejemplo a partir de algas.
2.9.
POTENCIAL NUCLEAR
Entre el 24 y 28 de noviembre de 2008, el Ecuador hizo público su proyecto sobre
el "Desarrollo de actividades sobre el ciclo de producción de uranio", que se
desarrolló en Brasil, en donde el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable
(MEER) y la Subsecretaría de Control, Investigación y Aplicaciones Nucleares
explicaron los planes de explotación de este mineral. Se indicaron cinco zonas
prospectivas como se puede ver en la Figura 68.
Figure 68: Ubicación de posibles áreas uraníferas en Ecuador
129
Se plantea la necesidad de desarrollar un "programa intenso de exploración de
minerales radioactivos", así como impulsar la minería, procesamiento de
minerales, metalurgia, seguridad para explotar los recursos uraníferos y obtener
"uranio enriquecido".
La prospección de uranio en el país tiene dos etapas. La primera es de 1964 a
1976, en donde se localizaron "300 anomalías y se reconocieron 15% de
resultados deficientes".
La segunda, que arranca en 1977 a 2008, cuando se transfiere la prospección a la
Comisión Ecuatoriana de Energía Atómica (CEEA). En este período se elabora un
cuadro de favorabilidad geológica-uranífera, se investigan algunas anomalías de
uranio y se delimita sectores con mineralizaciones de uranio y expectativas de
reservas, etc.
Es en esta fase, que contó con el apoyo del programa impulsado por el PNUDOIEA-CEEA, que se establecen cinco áreas, catalogadas como "con favorabilidad
uranífera": El Limo-Catamayo (Loja), Cuenca, Tena-La Barquilla (Napo-Pastaza),
Macas (Morona) y Zamora. (Ver detalle en el mapa).
La primera tiene una superficie de 6 000 km² y está en el extremo SO de la
cordillera occidental.
El sector Cuenca está en la región centro austral de la cordillera occidental y tiene
4000 km². En cambio, Tena-La Barquilla es una faja de 180 km de longitud por 50
km de ancho (9 000 km²), que cubre el extremo norte de sierras subandinas. El
sector de Macas tiene 5 000 km² y está en la región central de las sierras
subandinas. Y Zamora, con 6000 km², que cubren el extremo sur de la cordillera
Real y el flanco O de las sierras subandinas, en donde hay "numerosas anomalías
de uranio (Pachicuntza, Namacuntza, Curintza, y otros)".
130
CAPÍTULO 3: REDUCCIÓN DE EMISIONES EN EL ÁREA
DE TRANSFORMACIÓN
Los proyectos de transformación fundamentales en el Ecuador son los de
generación eléctrica tanto hidroeléctrica como termoeléctrica, la refinación de
petróleo en las refinerías de Esmeraldas, Amazonas, la Libertad y la Refinería
planificada del Pacífico, la planta de gas en Shushufindi y pequeñas plantas para
producir biodiesel y etanol.
3.1.
PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD
3.1.1.
COMBUSTIBLES PARA LA GENERACION DE
ELECTRICIDAD
La planificación a corto, mediano y largo plazo de la generación eléctrica es
compleja, pues tiene que considerar los siguientes aspectos:
•
Capacidad de la generación en base a diferentes combustibles y
tecnologías
•
Despacho (factor de carga), o sea, manejo de la demanda de electricidad,
y
•
Precios de la electricidad y financiamiento de los proyectos.
Normalmente el usuario de la electricidad piensa en ella cuando hay corte de luz
(confiabilidad y disponibilidad del sistema) y cuando tiene que pagar la factura de
electricidad (costo de la electricidad). La determinación del costo de la electricidad
a largo plazo (costo anualizado) es uno de los más importantes en los precios de
la economía, pues un precio alto carcome al consumidor y hace incompetente un
negocio, además de esto un ambiente limpio con menor contaminación se ha
convertido en una gran prioridad en el análisis. No existe una tecnología que sea
la solución mágica para su selección.
131
Para seleccionar la mejor tecnología se requiere la mejor información disponible
con relación a sus costos. Se analizarán los proyectos de generación eléctrica por
medio de las siguientes tecnologías:
1. Generación hidroeléctrica
2. Generación con Motor de Combustión Interna. (Ciclo Diésel)
3. Turbina gas natural convencional. (Ciclo Brayton)
4. Turbina gas natural turbina avanzada, IGCC, Ciclo combinado. (Ciclo
Brayton)
5. Turbina Vapor con fuel oil. (Ciclo Rankine)
6. Turbina Vapor con residuo. (Ciclo Rankine)
7. Turbina Vapor con carbón estándar pulverizado que dispone de “scrubber”
para control de emisiones. (Ciclo Rankine)
8. Unidad de generación nuclear avanzada. (Ciclo Rankine)
9. Generación eólica
10. Generación fotovoltaica
Las capacidades típicas, inversiones, costos y precios se tomaron del informe de
Canadian Energy Research Institute. Electricity Generation Technologies:
Performance and Cost Characteristics de agosto 2005 y se actualizaron los costos
en base a la formación del CENACE 2012. Tabla 16.
Tabla 16: Resumen de costos típicos de plantas de generación eléctrica con diferente tecnología
RESUMEN DE COSTOS PARA PLANTAS TIPICAS
Capacidad,
1.2.3.-
4.5.6.7.-
8.-
9.10.-
TECNOLOGIA
planta hidrica
Generación MCI
Turbina de gas convencional
Turbina de gas avanzada
Turbina convencional gas ciclo
combinado, CCGT
Turbina avanzada gas ciclo
combinado, CCGT
Turbina Vapor con Fuel oil
Turbina Vapor con Residuo
Turbina Vapor Carbón
pulverizado
Carbón gasificado con ciclo
combinado, IGCC
unidad nuclear avanzada
Biomasa gasificado con ciclo
combinado, IGCC
Planta eólica
Planta solar termica
Planta solar fotovoltaica
MW
1000
300
300
300
Costo
inversion,
US$/kW
2200
600
700
750
300
Costo Fijo,
Eficiencia,
US$/kW.año
12,00
10,00
10,70
9,30
Costo
Variable,
US$/kWh
0,0020
0,0073
0,0125
0,0125
800
11,00
0,0065
300
850
10,50
300
300
1400
1500
600
%
100,0%
33,0%
31,5%
37,2%
Valor
calorico,
Kcal/kWh
Precio combustible
2.606
2.730
2.311
130,00
5,00
5,00
US$/Bl
US$/kPC
US$/kPC
47,4%
1.814
5,00
US$/kPC
0,0065
50,5%
1.703
5,00
US$/kPC
12,00
12,00
0,0073
0,0073
45,0%
43,0%
1.911
2.000
2.228
70,00
65,00
US$/Bl
US$/Bl
1800
24,00
0,0041
38,6%
80,00
US$/ton
600
2000
35,00
0,0030
41,1%
2.092
80,00
US$/ton
1000
2500
60,00
0,0040
32,8%
2.621
5,00
80
1800
47,00
0,0030
38,3%
2.245
50
100
5
2500
3000
4500
27,00
50,00
10,00
0,0041
0,0000
0,0000
100,0%
100,0%
US$/MWh
132
Para este estudio se usa el análisis de curvas de tamizado que permiten escoger
la alternativa más económica para la generación eléctrica. Las curvas de
tamizado es una representación simplificada de los costos de producción y la
carga de electricidad que requiere el sistema con la finalidad de escoger la mezcla
óptima de tecnologías de producción de electricidad. Esta metodología fue
desarrollada en “EXPANSION PLANNING FOR ELECTRICAL GENERATING
SYSTEMS: A GUIDEBOOK” IAEA, VIENNA, 1984 STI/DOC/10/241 ISBN 92-0-155484-2.
Se debe construir la curva de costos para cada tecnología y luego buscar los
puntos de intersección con la correspondiente curva de carga con la finalidad de
escoger la tecnología más económica y la capacidad de cada tecnología.
3.1.2.
REPRESENTACIÓN DE LOS COSTOS DE CADA
TECNOLOGÍA
Se grafican los costos totales de cada tecnología versus el factor de carga. Es
una aproximación simplificada para un análisis rápido de la competitividad
económica de diferentes tecnologías

Se separan los costos de las tecnologías en “fijos” y “variables”

Se construye la curva de costos totales para cada tecnología.

Se grafica el costo total ($/KW-año) vs. Factor de carga

Se determina las alternativas de mínimo costo en función de la utilización
(factor de carga)
El costo total de cada tecnología es igual al costo fijo anualizado más el costo
variable multiplicado por el factor de carga de la planta y por el número de horas
al año.
Costo
Total
($/KW-año)
Costo
Fijo
= Anualizado +
($/KW-año)
Costo
Variable
($/KWh)
X
Factor
Carga
(fracción)
X
8760
(h-año)
El factor de carga es el total de kWh generados sobre la capacidad neta
multiplicado por las horas en el período
133
El costo fijo anualizado es el costo inicial de inversión por un factor anual de
recuperación del capital más el costo fijo anual de operación y mantenimiento
Costo
Fijo
Anualizado =
($/KW-año)
Costo
Total de
Capital X
Factor anual
recuperacion
capital
($/Kw)
+
(año)
Costo
Fijo
O&M
($/KW-año)
El factor anual de recuperación de capital es el que permite la anualización de la
inversión en pagos uniformes anuales en base a la vida útil y la tasa de
descuento.
Factor anual
recuperacion =
capital
i x (1+í)N
--------------(1+í)N - 1
N = vida util (años)
i = tasa descuento
(año)
El costo variable es igual al valor calórico (heat rate) promedio anual multiplicado
por el costo de combustible más el costos operativo variable de operación y
mantenimiento.
Costo
Variable =
($/KWh)
Valor calórico
Promedio
Anual
X
(Kcal/KWh)
Costo de
Combustible
Costo
Variable
+ O&M
($/Kcal)
($/KWh)
El valor calórico, heat rate [kcal/kWh] es la cantidad de energía, expresada en
kcal, que se requiere para producir 1 kWh de electricidad.
La eficiencia es la fracción entre la electricidad generada y la cantidad de energía
consumida por la unidad
134
En términos de energía final: 1 kWh = 859,85 kcal. El valor calórico [kcal/kWh] es
igual a 859,85 dividido para la eficiencia del equipo.
Ejemplo demostrativo en la Tabla 17 y 18
Tabla 17: Cálculo del costo fijo anualizado
CALCULOS
Costo Capital
$/kW
2200
600
Vida Util
años
50
15
Tasa Descuento
%
12,0%
12,0%
Cargo tasa
anual fijo
nivelado
%
12,04%
14,68%
700
15
12,0%
14,68%
10,70
113,5
850
15
12,0%
14,68%
10,50
135,3
1400
1500
1800
2500
2500
4500
15
15
30
30
10
5
12,0%
12,0%
12,0%
12,0%
12,0%
12,0%
14,68%
14,68%
12,41%
12,41%
17,70%
27,74%
12,00
12,00
24,00
60,00
27,00
10,00
217,6
232,2
247,5
370,4
469,5
1.258,3
Tecnología/MW
hidro/1000
diesel/300
Turbina de Gas
convencional/300
Turbina de Gas Ciclo
Combinado, CCGT/300
Fueloil/300
Residuo/300
Carbón/600
Nuclear/1000
Eólica/50
Fotovoltaica/5
Costo Fijo
O&M
$/kW-año
12,00
10,00
Costo Fijo
Anualizado
$/kW-año
276,9
98,1
859,85
0,172219
0,0036
0,9994
kcal = 1
bep = 1
GJ = 1
bep = 1
kWh
GJ
kWh
bl diesel
1,0000
bep = 1
bl fuel oil
1,0200
bep = 1
28,26 M3 GN = 1000
0,00598 bep GN = 1
5,0439
bep = 1
1 kcal =
0,001162952
bl residuo
PC
M3
Ton carbon
kWh
Tabla 18: Costo de cada tecnología
Eficiencia
%
100,0%
33,0%
Costo
Variable
O&M
$/kWh
0,0020
0,0073
2.605,59
130,00
US$/Bl
31,5%
0,0125
2.729,67
5,00
US$/mPC
0,000021
0,070731
619,60
50,5%
0,0065
1.702,66
5,00
US$/mPC
0,000021
0,042822
375,12
45,0%
43,0%
38,6%
32,8%
100,0%
100,0%
0,0073
0,0073
0,0041
0,0040
0,0041
0,0000
1.910,77
1.999,64
2.227,58
2.621,48
70,00
65,00
80,00
5,00
US$/Bl
US$/Bl
US$/Ton
US$/MWh
0,000050
0,000046
0,000011
0,000006
0,000000
0,000000
0,103739
0,099178
0,029534
0,019243
0,004060
0,000000
908,75
868,80
258,72
168,57
35,57
0,00
Costo Fijo
Anualizado
$/kW-año
276,9
98,1
Costo
Variable
$/kW-año
17,5
2.204,7
Factor Capacidad
%
1,0
1,0
Horas . Año
h-año
8.760,0
8.760,0
Costo Total
$/kW-año
294,4
2.302,8
Costo Total
$/kWh
0,0336
0,2629
113,5
619,6
1,0
8.760,0
733,1
0,0837
135,3
375,1
1,0
8.760,0
510,4
0,0583
217,6
232,2
247,5
370,4
469,5
1.258,3
908,8
868,8
258,7
168,6
35,6
0,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
8.760,0
8.760,0
8.760,0
8.760,0
8.760,0
8.760,0
1.126,3
1.101,0
506,2
538,9
505,0
1.258,3
0,1286
0,1257
0,0578
0,0615
0,0577
0,1436
Tecnología/MW
hidro/1000
diesel/300
Turbina de Gas
convencional/300
Turbina de Gas Ciclo
Combinado, CCGT/300
Fueloil/300
Residuo/300
Carbón/600
Nuclear/1000
Eólica/50
Fotovoltaica/5
Tecnología/MW
hidro/1000
diesel/300
Turbina de Gas
convencional/300
Turbina de Gas Ciclo
Combinado, CCGT/300
Fueloil/300
Residuo/300
Carbón/600
Nuclear/1000
Eólica/50
Fotovoltaica/5
Valor calorico
promedio anual
Kcal/KWh
Costo Combustible
Costo
Variable
Combustible Costo Variable
$/kcal
$/kWh
0,000000
0,002000
0,000094
0,251674
La comparación del costo total de cada tecnología en centavos de dólar por
kilovatio hora se indica en la Tabla 19.
Costo
Variable
$/kW-año
17,52
2.204,67
135
Tabla 19: Costo comparativo
de cada tecnología
Tecnología/MW
Costo Total
centUS$/kWh
3,36
hidro/1000
Eólica/50
5,77
Carbón/600
5,78
Turbina de Gas Ciclo
Combinado, CCGT/300
5,83
Nuclear/1000
6,15
Turbina de Gas
convencional/300
Residuo/300
12,57
Fueloil/300
12,86
Fotovoltaica/5
diesel/300
14,36
26,29
8,37
Evidentemente las tecnologías más convenientes son hídrica, eólica, con carbón,
con gas natural ciclo combinado y nuclear, luego vienen los equipos con gas
natural convencional, con residuo, fuel oil, fotovoltaica y con diésel.
Si se hace variar el factor de carga desde cero a uno se tiene la Figura 69.
Figura 69 : Variación de los costos totales vs. el factor de carga
1200,00
1000,00
800,00
600,00
400,00
Factor de carga
hidro/1000
Carbón/600
Turbina de Gas convencional/300
Turbina de Gas Ciclo Combinado, CCGT/300
CCGT
Residuo/300
100%
95%
90%
85%
80%
75%
70%
65%
60%
55%
50%
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
0,00
5%
200,00
0%
Costo total: Fijo + Variable, US$/kW año
Comparación de costos vs factor de carga
136
La generación óptima es considerando los costos más bajos, los mismos que se
cruzan en tres puntos. Las tecnologías con los puntos más bajos están en el
siguiente orden indicadas en la Tabla 20.
Tabla 20: Factores de Carga en los puntos óptimos
CALCULO DE FACTOR DE CARGA EN LOS PUNTOS DE CRUCE EN CURVA DE COSTOS
Tecnología
Costo Fijo ($/kW.año)
diesel/300
Costo Variable ($/kWh)
98,09
0,252
Turbo gas conv
113,48
0,071
Gas ciclo combinado
135,30
0,043
hidro/1000
396,92
0,002
PUNTOS DE
CRUCE
0,97%
8,93%
73,16%
El diésel se cruza con el gas natural convencional en el punto 0,97%.
El gas natural convencional se cruza con el gas natural ciclo combinado CCGT,
en el punto 8,93%
Y el gas natural CCGT se cruza con la generación hídrica en el factor de carga del
73,16%.
Este gráfico de costos se debe relacionar con la curva de carga normalizada con
la finalidad de cuantificar los megavatios óptimos para cada tecnología
3.1.3.
NECESIDADES DE ENERGIA Y CURVA DE
CARGA DEL SISTEMA
Las necesidades de energía del sistema según el CENACE para un día de 24
horas se visualizan en la Figura 70. Los picos están de 8 a 9 de la noche
137
Figura 70: Curva de carga diaria en el Ecuador, según el CENACE
Curva de carga diaria
1,200
Normalizado
1,000
0,800
0,600
Dia laborable
0,400
Sábado
0,200
Domingo
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Horas
Para un período de una semana se tiene la curva de carga de la Figura 71.
Figura 71: Curva de Carga semanal según CENACE
Curva de carga semanal
3.500,0
3.000,0
MW
2.500,0
2.000,0
1.500,0
1.000,0
500,0
1
9
17
25
33
41
49
57
65
73
81
89
97
105
113
121
129
137
145
153
161
-
Horas
La curva de carga anual estimada se indica en la Figura 72.
138
Figura 72: Curva de carga anual para el 2012 en Ecuador, según CENACE
Curva de carga anual, 2012
3.500
3.000
2.000
1.500
1.000
500
-
1
210
419
628
837
1.046
1.255
1.464
1.673
1.882
2.091
2.300
2.509
2.718
2.927
3.136
3.345
3.554
3.763
3.972
4.181
4.390
4.599
4.808
5.017
5.226
5.435
5.644
5.853
6.062
6.271
6.480
6.689
6.898
7.107
7.316
7.525
7.734
7.943
8.152
8.361
8.570
Horas
La mayor demanda corresponde al mes de diciembre.
Normalizando para tener el eje de las “y” la demanda normalizada de cero a 100%
y en el eje de la”x” el tiempo acumulado normalizado de cero a 100%, se tiene la
Figura 73.
Figura 73: Curva de Carga Normalizada
Curva de carga normalizada
120%
Demanda normalizada
100%
80%
60%
40%
20%
y = -15,288x6 + 41,504x5 - 38,397x4 + 12,033x3 + 1,2142x2 - 1,5812x +
0,976
R² = 0,9976
0%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
55%
60%
65%
70%
75%
80%
85%
90%
95%
100%
en MW
2.500
Fraccion tiempo acum
El mayor valor de la demanda se la fija en el 100% y los demás valores varían
proporcionalmente. Igualmente se toma el tiempo normalizado desde cero a
100%. La curva de ajuste de la demanda es igual a:
139
y = -15,288x6 + 41,504x5 - 38,397x4 + 12,033x3 + 1,2142x2 - 1,5812x + 0,976
Se indica la ecuación de ajuste de la curva con la finalidad de calcular el factor de
carga, o sea, qué demanda corresponde a determinado tiempo.
La curva de carga normalizada se relaciona con la curva de costos de las
diferentes tecnologías y se obtiene la siguiente correlación en la Figura 74.
Figura 74: Correlación entre Costos de Tecnologías y la Curva de Carga normalizada
1200,00
1000,00
800,00
600,00
400,00
100%
95%
90%
85%
80%
75%
70%
65%
60%
55%
50%
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
0,00
5%
200,00
0%
Costo total: Fijo + Variable, US$/kW año
Comparación de costos vs factor de carga
Factor de carga
hidro/1000
Carbón/600
Turbina de Gas convencional/300
Turbina de Gas Ciclo Combinado, CCGT/300
CCGT
Residuo/300
Curva de carga normalizada
100,00%
Diesel
Turbina Gas Conv
90,00%
70,00%
Turbina gas CCGT
60,00%
50,00%
40,00%
Hidro
30,00%
20,00%
y = -15,288x 6 + 41,504x 5 - 38,397x 4 + 12,033x 3 + 1,2142x 2 - 1,5812x + 0,976
R² = 0,9976
10,00%
95%
90%
85%
80%
75%
70%
65%
100%
Fraccion tiempo acum
60%
55%
50%
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0,00%
0%
Demanda normalizada
80,00%
140
Se obtienen los siguientes rangos de demanda indicados en Tabla 21.
Tabla 21: Rangos de demanda por Tecnología
Rango factor de carga
0,00%
0,97%
0,97%
8,93%
8,93%
73,16%
73,16%
100,00%
diesel/300
Turbo gas conv
Gas ciclo combinado
hidro/1000
RANGO DE DEMANDA
96,08%
100,00%
85,09%
96,08%
53,56%
85,09%
0,00%
53,56%
% mezcla
3,92%
10,99%
31,53%
53,56%
100,00%
en MW
125,77
352,43
1011,06
1717,47
3206,73
límites, MW
3.206,73
3.080,96
2.728,53
1.717,47
De acuerdo a este análisis, la energía hídrica se utilizaría con un factor del 53,0%
con una capacidad de 1.700 MW., la generación con gas natural CCGT sería del
31,53% con una capacidad de 1.000 MW, el gas natural sistema convencional
sería del 11,0% con una capacidad de 350 MW y finalmente la generación con
diésel en un 4,0% con una capacidad de 125 MW. Se tienen los siguientes
resultados de uso de tecnologías en Figuras 75 y 76.
Figura 75: Curva de Carga decreciente por Tecnología
Curva de carga decreciente por tecnología
3500,0
3000,0
MW
2500,0
2000,0
diesel/300
1500,0
Turbo gas conv
1000,0
Gas ciclo combinado
hidro/1000
500,0
0,00
0,05
0,11
0,16
0,21
0,26
0,32
0,37
0,42
0,47
0,53
0,58
0,63
0,69
0,74
0,79
0,84
0,90
0,95
0,0
Fracción tiempo acumulado
Figura 76: Curva de Carga Horaria por Tecnología
Curva de carga horaria por tecnología
3500,0
3000,0
MW
2500,0
2000,0
Turbo gas conv
1500,0
Gas ciclo combinado
hidro/1000
1000,0
500,0
0,0
Horas
141
Las áreas son iguales en los dos gráficos.
Se hizo el mismo análisis anterior pero con precios subsidiados. En la Tabla 22,
se indican los precios considerados
Tabla 22: Precios de Combustibles considerados
Precios
Precios
internacion
nacionales
.
hidro/1000
diesel/300
Turbina de Gas
convencional/300
38,59
130
US$/Bl
4,27
12
US$/mPC
4,27
12
US$/mPC
23,03
18,72
80
5
70
65
80
5
US$/Bl
US$/Bl
US$/Ton
US$/MWh
Turbina de Gas Ciclo
Combinado, CCGT/300
Fueloil/300
Residuo/300
Carbón/600
Nuclear/1000
Eólica/50
Fotovoltaica/5
La curva de carga normalizada se relaciona con la curva de costos de las
diferentes tecnologías y se obtienen los costos casi horizontales de los
combustibles, distorsionando su verdadero costo. Figura 77.
Figura 77: Curva de Costos Subsidiados vs. Factor de Carga
1200,00
1000,00
800,00
600,00
400,00
Factor de carga
hidro/1000
Carbón/600
Turbina de Gas convencional/300
Turbina de Gas Ciclo Combinado, CCGT/300
CCGT
Residuo/300
100%
95%
90%
85%
80%
75%
70%
65%
60%
55%
50%
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
0,00
5%
200,00
0%
Costo total: Fijo + Variable, US$/kW año
Comparación de costos vs factor de carga
142
Se distorsiona el valor de cada tecnología. La hídrica no es la más conveniente.
La variación de costos de energía sin y con subsidios se indica en la Tabla 23. Se
subsidian los precios del gas natural, Residuos, fuel oil y diésel.
Tabla 23: Costos de energía con precios internacionales y subsidiados
hidro/1000
Eólica/50
Costo Total sin
subsidio
centUS$/kWh
3,36
5,77
Costo Total
con subsidio
centUS$/kWh
3,36
5,77
Carbón/600
5,78
5,78
Nuclear/1000
6,15
6,15
Fotovoltaica/5
14,36
14,36
5,83
4,43
Residuo/300
12,57
5,96
Fueloil/300
Turbina de Gas
convencional/300
12,86
6,39
8,37
6,13
diesel/300
26,29
9,10
Tecnología/MW
Turbina de Gas Ciclo
Combinado, CCGT/300
Se concluye que por los costos y disponibilidades en el Ecuador de la generación
hídrica esta debe expandirse lo más que se pueda. No solo el proyecto Coca
Codo Sinclair sino aún el proyecto Zamora y todos los proyectos grandes y
pequeños de generación hídrica.
La generación con gas natural con tecnología avanzada y con ciclo combinado,
CCGT, ocupa el segundo lugar. Al poner el precio internacional del gas natural
significa que se puede importar del Perú, Colombia, Venezuela o Trinidad Tobago
en forma de GNL. No solo se optimizaría la generación eléctrica sino que se
ampliaría la demanda a otros sectores como el industrial y el del transporte
masivo.
Las tecnologías del carbón y la nuclear se presentan atractivas frente al uso de
combustibles del petróleo.
143
El subsidio de los combustibles para el sector eléctrico distorsiona el uso de la
tecnología óptima.
Con el uso del gas natural se eliminaría el uso del diésel o naftas en la generación
eléctrica.
El residuo y el fuel oil pesado de las refinerías podrían utilizarse en generadores
junto a las refinerías para evitar mezclar con el diésel (en un 22% o más). Al pasar
las refinerías a procesos de alta conversión se generaría electricidad con coque, a
través de la gasificación integrada al ciclo combinado.
DEMANDA DE ELECTRICIDAD
3.1.4.
Tal como se indicó en la Figura 66, La demanda máxima de potencia por mes
considerada se indica en la Figura 78.
Figura 78: La demanda máxima considerada por año en Ecuador, considerada en el
LEAP
Demanda máxima de potencia, %
diciembre
noviembre
octubre
septiembre
agosto
julio
junio
mayo
abril
marzo
febrero
enero
9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
144
La disponibilidad mensual de energía hídrica debido al estiaje que se ha
considerado se indica en la Figura 79.
Figura 79: Disponibilidad de energía hídrica debido al estiaje, considerado en el
LEAP
Disponibilidad de energía hidrica debido a
estiaje
diciembre
noviembre
octubre
septiembre
agosto
julio
junio
mayo
abril
marzo
febrero
enero
80,0%
70,0%
60,0%
50,0%
40,0%
30,0%
20,0%
10,0%
0,0%
La evolución de la demanda de electricidad, considerada por sectores, se indica
en la Figura 80, con los datos del Plan Maestro de Electrificación 2012 – 2021 del
CENACE y proyectados hasta el 2040
Figura 80: Proyección de la demanda eléctrica por sectores según el CENACE
Evolución de demanda de electricidad
25.000
15.000
RESIDENCIAL
COMERCIAL
10.000
INDUSTRIAL
5.000
ALUMBR.OTROS
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1.998
2.000
2.002
2.004
2.006
2.008
2.010
2.012
2.014
2.016
2.018
2.020
2.022
2.024
2.026
2.028
2.030
2.032
2.034
2.036
2.038
2.040
GWh
20.000
145
El de mayor crecimiento será la industrial debido fundamentalmente al impulso
denominado “cambio de la matriz productiva”.
La demanda total eléctrica acumulada se indica en la Figura 81.
Figura 81: Crecimiento de la demanda considerada en el programa LEAP
70.000
60.000
40.000
30.000
20.000
10.000
RESIDENCIAL
COMERCIAL
INDUSTRIAL
ALUMBR.OTROS
Los sectores de mayor consumo son la Industrial y el sector residencial, seguido
por el sector comercial y el de alumbrado público.
2.040
2.038
2.036
2.034
2.032
2.030
2.028
2.026
2.024
2.022
2.020
2.018
2.016
2.014
2.012
2.010
2.008
2.006
2.004
2.002
2.000
1996
1.998
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
-
1980
GWh
50.000
2.769
2.950
3.068
3.237
3.288
3.538
3.830
4.204
4.317
4.394
4.779
5.247
5.461
5.512
6.044
6.357
7.025
7.756
8.141
7.650
7.835
8.129
8.558
8.980
9.572
10.175
10.995
11.744
12.515
13.241
14.047
15.174
16.267
17.617
19.660
21.399
24.975
27.293
28.810
30.290
31.677
33.016
34.215
35.458
36.747
38.085
39.472
40.911
42.403
43.952
45.558
47.224
48.715
50.254
51.843
53.482
55.175
56.922
58.725
60.586
62.507
Crecimiento de la demanda
146
3.1.5. CAPACIDAD INSTALADA EN SECTOR ELECTRICO
La capacidad de generación en el 2012 se indica en la Tabla 24.
Tabla 24: Capacidad de generación en el 2012 en
Ecuador
Sistema
Tipo de
Central
Hidráulica
46,4%
625,48
558,09
11,7%
976,74
897,50
18,8%
446,00
443,00
9,3%
101,30
93,40
2,0%
4.387,82
4.203,53
88,3%
Eólica
2,40
2,40
Fotovoltáica
0,02
0,02
Hidráulica
4,11
3,65
0,1%
0,0%
0,1%
634,08
464,40
9,8%
102,25
76,40
1,6%
12,00
11,00
0,2%
Térmica
Turbogas
Térmica
Turbovapor
Térmica
Turbovapor*
Térmica MCI
Térmica
Turbogas
Térmica
Turbovapor
Total No Incorporado
Total general
%
2.211,54
Total S.N.I.
No Incorporado
Potencia
Efectiva
(MW)
2.238,30
Térmica MCI
S.N.I.
Potencia
Nominal
(MW)
754,86
557,87
5.142,68
4.761,40
11,7%
100,0%
Alrededor del 46% de la capacidad instalada de generación de electricidad es
hídrica, los sistemas turbogas (diésel y gas natural) son el 18,8%, Con motores de
combustión interna se utiliza el 11,7%, con turbinas de vapor el 9,3%, con
biomasa (2%), y pequeñas fracciones de energía eólica y fotovoltaica.
147
La capacidad hídrica instalada en el País y su proyección esperada se indica en la
Figura 82.
Figura 82: Capacidad hídrica en el Ecuador: histórica y esperada
Capacidad Hídrica en Ecuador
9.000
8.000
7.000
MWs
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
-
AGOYAN
Elecaustro
DELSI TANISAGUA
OCAÑA
PAUTE
Hidroabanico
SAN FRANCISCO
COCA CODO SINCLAIR
DAULE PERIPA
OTRAS HISTORICAS
SOPLADORA
OTRAS, ZAMORA
SIBIMBE
BABA
TOACHI PILATON
PEQUEÑAS HIDROS
E.E. Quito
MAZAR-DUDAS
QUIJOS
TOTAL
Las generadoras hídricas más importantes son el Paute (en verde), el Coca Codo
Sinclair (en amarillo) y nuevas hídricas (en rojo) por 3.000 Mws en las que se
incluiría el proyecto Zamora.
Las generadoras térmicas con turbinas de vapor que utilizan fuel oil se indican en
la Figura 83.
148
Figura 83: Capacidad de generación de turbinas de vapor
Capacidad Turbinas de vapor, Fuel Oil, en Ecuador
600
500
MWs
400
300
200
100
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
-
Gonzalo Zevallos (Vapor)
Aníbal Santos (Vapor)
Termoesmeraldas
Trinitaria
Jivino
Santa Elena III
TOTAL
Las mayores turbinas de vapor con fuel oil son la de Gonzalo Zevallos,
Termoesmeraldas y Trinitaria.
La capacidad instalada con motores de combustión interna con diésel y fuel oil se
indican en la Figura 84.
149
Figura 84: Capacidad instalad de motores de combustión interna
Capacidad Motores Combustion Interna en Ecuador
1.000
900
800
700
MWs
600
500
400
300
200
100
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
-
Pedernales
Lligua
Miraflores
Catamayo
El Descanso
Santa Elena II
Santa Elena III
La Propicia
Guangopolo
G. Hernández
Selva Alegre
Santa Elena
Power Barge II
Termoguayas
Generoca
Jaramijo
Quevedo II
Manta II
Jivino III
TOTAL
Las mayores instalaciones con motores de combustión interna son: Santa Elena,
Termoguatas, Jaramijó, Quevedo y barcazas.
La capacidad instalada con turbinas a gas a diésel se indica en la Figura 85
Figura 85: Capacidad instalada de turbinas a gas con diesel
Capacidad Turbinas de gas, Diesel, en Ecuador
900
800
700
500
400
300
200
100
-
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
MWs
600
Aníbal Santos (Gas)
Gonzalo Zevallos (Gas)
Santa Rosa
Enrique García
Álvaro Tinajero
Electroquil
Victoria II
Pascuales 2
Miraflores TG1
TOTAL
150
Las mayores instalaciones con turbinas a gas son: Electroquil, Anibal Santos,
Santa Rosa, Pascuales Electroquil, Anibal Santos, Santa Rosa, Pascuales
y
barcazas.
Las variables consideradas para planificar a largo plazo la energía a utilizarse se
indican en la Tabla 25
Tabla 25: Variables consideradas para cada tecnología de generación
Vida Util,
TECNOLOGIA
planta hidrica
Generación MCI
Turbina de gas convencional
Turbina avanzada gas ciclo
combinado,
CCGT
Turbina
Vapor
con Fuel oil
Turbina Vapor Carbón
unidad nuclear avanzada
Costo
Costos Fijos
Eficiencia,
US$/MW
Costo
Variables
O&M,
US$/kWh
inversion,
O&M,
años
US$/MW
50
2.200.000
15
Máxima
Prioridad
%
%
12.000
0,0020
100,0%
Curva estiaje
600.000
10.000
0,0073
33,0%
90,0%
15
700.000
10.700
0,0125
31,5%
90,0%
15
850.000
10.500
0,0065
50,5%
90,0%
1
15
1.400.000
12.000
0,0073
45,0%
90,0%
2
30
1.800.000
24.000
0,0041
38,6%
85,0%
3
30
2.500.000
60.000
0,0040
32,8%
90,0%
3
15
1.800.000
47.000
0,0030
38,3%
50,0%
1
10
2.500.000
27.000
0,0041
100,0%
30,0%
1
5
4.500.000
10.000
0,0000
100,0%
30,0%
1
30
3.000.000
27.000
0,0041
100,0%
40,0%
1
15
700.000
10.700
0,0125
75,0%
90,0%
1
30
3.200.000
16.000
0,0080
30,0%
80,0%
1
15
1.505.000
29.000
0,0004
45,0%
90,0%
1
disponib.,
1
2
2>3
Biomasa
Planta eólica
Planta solar fotovoltaica
Geotermica
CHP
Biogas
Gasificación
Para proyectar la generación de energía en el futuro, o sea desde 2013 al 2040 se
siguen dos caminos: el uno es seleccionando las tecnologías al menor costo
tomando como base la disponibilidad de la capacidad existente de generación,
por orden prioridad, y el otro camino es por optimización siguiendo el método
simplex.
151
3.1.6.
GENERACION FUTURA EN BASE A UN ORDEN DE
PRIORIDAD.
Para simular la generación futura se siguieron los lineamientos del Plan Maestro
de electrificación en que se delinean los siguientes órdenes de prioridad para la
selección de proyectos y en base a mínimo costo.
•
Orden de mérito 1: Hídricos y no renovables como Solar, eólica,
geotérmica, ciclo combinado, biogás, biomasa, y cogeneración en
industria como cogeneración en refinerías con procesos de
gasificación.
•
Orden de mérito 2: Térmicas a vapor con fuel oil, Motores de
combustión interna con fuel y diésel y turbinas a gas con gas natural
y diésel
•
.
Orden de mérito 3: Carbón y Nuclear (se presupone porque no se
lo cita)
En base a estas consideraciones y con los datos de la tabla 24 antes indicada, se
corrió en LEAP la simulación de la proyección futura, la misma que se indica a
continuación:
3.1.6.1. Potencia de generación eléctrica
La capacidad instalada en MW se indica en la Figura 86.
152
Figura 86: Potencia instalada para el caso de mínimo Costo
Potencia según orden de prioridad
16.000
14.000
12.000
MW
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
-
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
2025
2030
2035
2040
GASIFICACION GICC
-
-
-
-
-
-
-
-
350
350
350
350
350
BIOGAS
-
-
-
-
-
-
-
-
25
56
88
119
150
CHP
-
-
-
-
-
-
-
74
259
444
630
815
1.000
BIOMASA
-
-
-
-
-
93
93
96
102
109
115
122
128
TURBO GAS NATURAL
-
-
-
-
-
129
129
253
253
253
253
253
253
TURBO GAS DIESEL
118
169
169
250
626
626
758
758
758
758
758
758
758
MCI
90
90
90
90
212
254
599
890
890
890
890
890
890
TURBO VAPOR CARBON
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
CICLO COMBINADO
-
-
-
-
-
-
-
124
124
124
124
124
124
CENTRAL A VAPOR
775
179
310
310
310
443
443
443
775
775
775
775
775
NUCLEAR
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
SOLAR fotovoltaica
-
-
-
-
-
-
90
200
250
250
250
250
250
EOLICAS
-
-
-
-
-
-
2
19
44
75
106
138
169
GEOTERMICAS
-
-
-
-
-
-
-
-
83
188
292
396
500
HIDRICAS
208
1.308 1.487 1.487 1.781 1.787 2.242 3.320 5.733 6.264 8.295 8.326 8.358
La tecnología de mayor crecimiento es la hídrica se inicia intensamente con el
proyecto Coca Codo Sinclair y continúa hasta tener instalados 8.300 MW en
hídrica. Se usa la disponibilidad de las energías renovables y en térmicas se usa
la gasificación y la generación futura de cogeneración en industrias, se mantienen
las capacidades tradicionales de las turbinas de vapor y gas y motores de
combustión interna. No se incrementa capacidad nuclear ni de carbón.
153
3.1.6.2.
Generación eléctrica hasta el 2040
La energía en GWh a generarse en base a la capacidad instalada para cubrir la
demanda proyectada se indica en la Figura 87
Figura 87: Generación instalada hasta 2040 en base a información de CENACE,
utilizada en el LEAP
Energía según orden de prioridad
70.000
60.000
50.000
GWh
40.000
30.000
20.000
10.000
-
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
2025
2030
2035
2040
GASIFICACION GICC
-
-
-
-
-
-
-
-
3.384
3.384
3.384
3.384
3.384
BIOGAS
-
-
-
-
-
-
-
-
175
394
613
832
1.051
CHP
-
-
-
-
-
-
-
260
908
1.557
2.206
2.855
3.504
BIOMASA
-
-
-
-
-
36
115
314
176
277
243
310
489
TURBO GAS NATURAL
-
-
-
-
-
799
1.009
1.156
349
806
365
1.137
1.217
TURBO GAS DIESEL
186
267
267
396
500
1.211
2.159
-
-
-
-
-
668
MCI
169
169
169
169
216
426
2.187
4
-
47
-
665
2.773
TURBO VAPOR CARBON
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
CICLO COMBINADO
-
-
-
-
-
-
-
621
298
554
327
568
731
CENTRAL A VAPOR
3.549
930
1.610
1.610
1.610
1.945
2.583
2.510
1.679
279
861
579
2.074
NUCLEAR
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
SOLAR fotovoltaica
-
-
-
-
-
-
158
526
657
657
657
657
657
EOLICAS
-
-
-
-
-
-
4
37
39
115
102
210
333
GEOTERMICAS
-
-
-
-
-
-
-
-
74
326
277
806
1.292
1.823
3.200
5.070
6.242
7.576
6.753
8.525
16.801
25.338
29.106
36.804
39.985
42.739
HIDRICAS
Se genera intensamente de las plantas hídricas, se da preferencia a la solar,
eólica y geotérmica así como a la generación térmica por gasificación en
refinerías y a la cogeneración en las industrias. Se da preferencia al ciclo
combinado y turbinas a gas con gas natural. Se disminuye el uso de la generación
con diésel (durante más de 4 años no se las utiliza).
154
3.1.6.3.
Factores de planta
Los factores de planta se observan en la Tabla 26.
Tabla 26: Factores de Planta para el caso con orden de mérito
FACTOR PLANTA, %
HIDRICAS
GEOTERMICAS
EOLICAS
SOLAR fotovoltaica
NUCLEAR
CENTRAL A VAPOR
CICLO COMBINADO
TURBO VAPOR CARBON
MCI
TURBO GAS DIESEL
TURBO GAS NATURAL
BIOMASA
CHP
BIOGAS
GASIFICACION GICC
Total
1980
1985
28%
1990
39%
1995
48%
2000
49%
2005
43%
2010
43%
2015
58%
22%
30%
2020
50%
10%
10%
30%
2025
53%
20%
18%
30%
2030
51%
11%
11%
30%
2035
55%
23%
17%
30%
2040 Total
58% 52%
29% 22%
22% 17%
30% 29%
23%
20%
4%
27%
13%
51%
9%
30%
31%
52%
52%
67%
35%
48%
9%
36%
10%
55%
44%
40%
80%
90%
52%
12%
9%
44%
26%
40%
80%
90%
43%
59%
59%
59%
59%
50%
67%
65%
25%
57%
21%
18%
21%
18%
21%
18%
21%
18%
12%
9%
19%
22%
71%
4%
42%
33%
89%
14%
0%
40%
44%
60%
32%
40%
45%
38%
52%
37%
40%
38%
1%
16%
20%
40%
80%
90%
37%
36%
29%
40%
80%
90%
41%
16%
24%
40%
80%
90%
40%
51%
29%
40%
80%
90%
46%
La hídrica se usa a plena capacidad con las restricciones del estiaje. La
gasificación se usa a plena capacidad disponible ya que la refinería no podría
parar. La demás tecnologías se usan de acuerdo al mínimo costo.
3.1.7.
PROYECCION UTILIZANDO PROGRAMACION LINEAL
El programa LEAP dispone de una herramienta de optimización que utiliza un
modelo energético de código abierto, en inglés Open Source Energy Modeling
System, OSeMOSYS. Este programa utiliza la programación lineal entera, en
donde la función objetivo es buscar el costo mínimo de generación eléctrica
tomando en cuenta todas las tecnologías, su capacidad existente y nueva para
cubrir la demanda requerida. Analiza la Inversión los costos fijos y variables de
operación y mantenimiento, la eficiencia y las restricciones de combustible,
155
capacidad y margen de reserva. Los resultados de este análisis se indican a
continuación
3.1.7.1. Capacidad de generación
Los resultados se indican en la Figura 88.
Figura 88: Capacidad Optimizada en base programación lineal del LEAP
Potencia utilizando programación lineal
16.000
14.000
12.000
MW
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
-
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
2025
2030
2035
2040
GASIFICACION GICC
-
-
-
-
-
-
-
-
300
300
300
300
300
BIOGAS
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
150
CHP
-
-
-
-
-
-
-
-
194
213
500
500
500
BIOMASA
-
-
-
-
-
93
93
93
93
93
93
93
93
TURBO GAS NATURAL
-
-
-
-
-
129
129
253
253
253
253
253
253
TURBO GAS DIESEL
118
169
169
250
626
626
758
758
758
758
758
758
758
MCI
90
90
90
90
212
254
599
890
890
890
890
890
890
TURBO VAPOR CARBON
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
CICLO COMBINADO
-
-
-
-
-
-
-
370
370
370
124
145
1.142
CENTRAL A VAPOR
179
310
310
310
443
443
443
775
775
775
775
775
775
NUCLEAR
-
-
-
-
-
-
-
-
-
783
1.000
1.000
1.000
SOLAR fotovoltaica
-
-
-
-
-
-
90
200
250
250
250
250
250
EOLICAS
-
-
-
-
-
-
2
19
19
19
19
19
19
GEOTERMICAS
-
-
-
-
-
-
-
-
83
188
292
396
500
208
1.308
1.487
1.487
1.781
1.787
2.242
3.877
5.765
5.765
6.677
8.400
8.400
HIDRICAS
La tecnología de mayor crecimiento es la hídrica se inicia intensamente con el
proyecto Coca Codo Sinclair y se llega a utilizar 8.400 MW de capacidad hídrica.
Se usa la disponibilidad de las energías renovables y en térmicas se usa la
156
gasificación y la generación futura de cogeneración en industrias, se mantienen
las capacidades tradicionales de las turbinas de vapor y gas y motores de
combustión interna. Se incrementa capacidad nuclear. No se usa el carbón
3.1.7.2.
Energía optimizada
Energía optimizada en el programa LEAP se indica en la Figura 89.
Figura 89: Energía generada en base a programación lineal del LEAP
Energía utilizando programación lineal
70.000
60.000
50.000
GWh
40.000
30.000
20.000
10.000
-
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
2025
2030
2035
2040
GASIFICACION GICC
-
-
-
-
-
-
-
-
2.365
2.365
2.365
2.365
2.365
BIOGAS
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
723
CHP
-
-
-
-
-
-
-
-
757
836
1.938
1.898
2.324
BIOMASA
-
-
-
-
-
36
115
238
238
296
306
271
409
TURBO GAS NATURAL
-
-
-
-
-
799
1.009
445
220
194
317
338
338
TURBO GAS DIESEL
186
267
267
396
500
1.211
2.159
-
-
-
-
-
-
MCI
169
169
169
169
216
426
2.187
-
-
-
-
-
-
TURBO VAPOR CARBON
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
CICLO COMBINADO
-
-
-
-
-
-
-
1.502
766
793
309
375
4.536
CENTRAL A VAPOR
930
1.610
1.610
1.610
1.945
2.583
2.510
222
178
179
360
518
507
NUCLEAR
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3.630
4.950
4.609
7.165
SOLAR fotovoltaica
-
-
-
-
-
-
158
526
657
657
657
657
657
EOLICAS
-
-
-
-
-
-
4
29
29
29
29
29
37
GEOTERMICAS
-
-
-
-
-
-
-
-
50
112
258
350
447
1.823
3.200
5.070
6.242
7.576
6.753
8.525
HIDRICAS
18.438 26.418 28.994 34.069 42.073 42.998
La energía de mayor uso es la hídrica, a esta se incluye la energía por
gasificación en las refinerías, la cogeneración en industrias. Se da preferencia al
157
gas natural y se utiliza la energía nuclear. Se elimina el uso del diésel y se
disminuye el uso del fuel oil. Se usa la solar, eólica y la generación geotérmica.
3.1.7.3.
Factores de planta
Los factores de planta se indican en la Tabla 27, y corresponden a las variables
consideradas en esta simulación
Tabla 27: Factores de planta para el caso de programación lineal
FACTOR PLANTA, %
HIDRICAS
GEOTERMICAS
EOLICAS
SOLAR fotovoltaica
NUCLEAR
CENTRAL A VAPOR
CICLO COMBINADO
TURBO VAPOR CARBON
MCI
TURBO GAS DIESEL
TURBO GAS NATURAL
BIOMASA
CHP
BIOGAS
GASIFICACION GICC
Total
1980
1985
28%
1990
39%
1995
48%
2000
49%
2005
43%
2010
43%
2015
54%
23%
20%
17%
30%
2020
52%
7%
17%
30%
3%
46%
59%
59%
59%
59%
50%
67%
65%
21%
18%
21%
18%
21%
18%
21%
18%
12%
9%
19%
22%
71%
4%
42%
33%
89%
14%
20%
29%
40%
44%
34%
60%
32%
40%
45%
38%
3%
24%
2025
57%
7%
17%
30%
53%
3%
24%
2030
58%
10%
17%
30%
57%
5%
28%
2035
57%
10%
17%
30%
53%
8%
30%
2040
58%
10%
22%
30%
82%
7%
45%
10%
29%
45%
9%
36%
45%
14%
38%
44%
15%
33%
43%
90%
37%
90%
41%
90%
44%
90%
44%
15%
50%
53%
55%
90%
47%
158
3.1.8.
REDUCCION DE EMISIONES
De acuerdo a la simulación realizada con el programa LEAP, se obtienen los
resultados indicados en la Tabla 28.
Tabla 28: Energía generada y factor de carga del escenario base y programación lineal
ESCENARIOS
TECNOLOGIA
Hidrica
Geotérmica
Eólica
Solar
Nuclear
Turbina Vapor, fuel oil
Ciclo Combinado
Carbón
Motores Combustion Interna
Turbina gas, diesel
Turbina gas, gas natural
Biomasa
CHP
Biogas
GICC
Importaciones
TOTAL
Energía,
GWh
42.781
50
657
5.743
978
4.458
3.316
1.991
409
2.122
62.505
Escenario base
Capacidad,
Factor carga,
MW
%
8.358
58,4%
19
30,0%
250
30,0%
775
84,6%
124
90,0%
890
57,2%
758
49,9%
253
89,8%
93
50,2%
11.520
59,8%
Escenario programación lineal
Energía, Capacidad,
Factor
GWh
MW
carga, %
42.998
8.400
58,4%
447
500
10,2%
37
19
22,3%
657
250
30,0%
7.165
1.000
81,8%
507
775
7,5%
4.535
1.142
45,3%
890
0,0%
758
0,0%
338
253
15,3%
409
93
50,2%
2.324
500
53,1%
723
150
55,0%
2.365
300
90,0%
62.505
15.030
47,5%
Ambos escenarios utilizan la misma capacidad de generación hídrica. El
escenario base usa mucho fuel oil, y diésel en motores de combustión interna y
turbinas de gas. El escenario de programación lineal utiliza muy poco el fuel oil y
diésel. Utiliza la mayor cantidad de gas natural, la cogeneración en industrias, el
biogás de la basura y el ciclo combinado en los procesos de gasificación de los
residuos pesados de las refinerías del alta conversión e introduce el uso de la
energía nuclear.
Estos resultados calculados en Excel para el 2040 se indican en la Tabla 29.
Mayor
detalle
de
los
TRANSFORMACION 5,
cálculos
se
observan
en
el
Anexo
SECTOR
159
Tabla 29: Costos de generación y reducción de emisiones en el escenario base y el de
programación lineal.
TECNOLOGIA
Hidrica
Geotérmica
Eólica
Solar
Nuclear
Turbina Vapor, fuel oil
Ciclo Combinado
Carbón
Motores Combustion Interna
Turbina gas, diesel
Turbina gas, gas natural
Biomasa
CHP
Biogas
GICC
Importaciones
TOTAL
DIFERENCIAS
Energía,
GWh
42.781
50
657
5.743
978
4.458
3.316
1.991
409
2.122
62.505
Escenario base
Costos al
Reduccion,
2040,
MMUS$
Ton CO2 eq.
1.193
7
262
693
3.565.009
55
397.502
1.224
3.613.152
982
2.815.556
167
1.297.336
29
211.662
2.122
6.736 11.900.217
Costo
unitario,
Cent/kWh
2,79
13,73
39,93
12,07
5,65
27,46
29,62
8,39
7,19
10,00
7,72
Escenario programación lineal
Energía,
Costos al
Reduccion,
Costo
2040,
unitario,
GWh
MMUS$
Ton CO2 eq.
Cent/kWh
42.998
1.199
2,79
447
113
25,27
37
7
18,32
657
262
39,93
7.165
361
5,03
507
165
314.724
32,54
4.535
309
1.843.222
6,81
338
45
220.241
13,24
409
29
211.662
7,19
2.324
128
636.014
5,51
723
39
955.358
5,45
2.365
53
1.078.724
2,24
10,00
62.505
2.710
5.259.944
4,34
(4.025) 6.640.273
(3,38)
Costo reducción: (606,22) US$/Ton CO2 eq.
El costo es muy alto en el caso del escenario base debido fundamentalmente al
costo de los combustibles. La reducción de emisiones es de casi 7 millones de
toneladas de CO2 eq. en el caso del escenario de programación lineal.
El costo de generación en el caso base es de 7,72 centavos el kilowatio hora. El
costos de generación con programación lineal es de 4,34 US$ el kilowatio hora
por usar mejores tecnologías, de menor costo de combustibles y de menores
emisiones de CO2 equivalente hacia la atmósfera..
Utilizando el programa LEAP, la mayor reducción de emisiones se da en el caso
de optimización por programación lineal como se indican en la Figura 90.
160
Figura 90: Reducciones de emisiones por programación lineal
Reduccion de emisiones por programación lineal,
MMTon CO2 eq.
14.000,0
12.000,0
10.000,0
8.000,0
6.000,0
4.000,0
2.000,0
-
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
2025
2030
2035
2040
""Avoided vs Esc Base""
0
0
0
0
0
0
0
1120
250
1839
982
4363
7360
GASIFICACION GICC
0
0
0
0
0
0
0
0
972
972
972
972
972
CHP
-
-
-
-
-
-
-
-
264,0
292,0
677,0
663,0
812,0
BIOMASA
-
-
-
-
-
1,0
2,0
4,0
4,0
5,0
5,0
5,0
7,0
TURBO GAS NATURAL
-
-
-
-
-
510,0
644,0
284,0
140,0
124,0
202,0
216,0
216,0
TURBO GAS DIESEL
155,0
222,0
222,0
329,0
416,0 1.007,0 1.796,0
-
-
-
-
-
-
MCI
134,0
134,0
134,0
134,0
171,0
-
-
-
-
-
-
TURBO VAPOR CARBON
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
CICLO COMBINADO
-
-
-
-
-
-
-
598,0
305,0
316,0
123,0
149,0 1.805,0
CENTRAL A VAPOR
570,0
987,0
987,0
987,0 1.193,0 1.584,0 1.539,0 136,0
109,0
110,0
221,0
318,0
338,0 1.735,0
311,0
Hay una reducción de emisiones de 6,6 millones toneladas en el 2040. El costo de
la reducción de las emisiones es de - 606 US$ por toneladas de CO2 equivalente.
3.1.9.
REDUCCION DE EMISIONES EN OTROS PROYECTOS
Se van a analizar cuatro proyectos como son la generación eólica, las pequeñas
hidroeléctricas, la generación geotérmica no desarrollada aún en el Ecuador y la
generación con biogás en base a los desechos de la basura.
3.1.9.1
Generación eólica
Objetivo de la reducción: Generar 150 MW adicionales de generación eólica.
Las variables consideradas y los cálculos se indican en el anexo 4: SECTOR
TRANSFORMACION 1, en donde se deduce que para el 2040 se puede reducir
161
1,4 millones de Gigajoules en electricidad, equivalentes a 394 GWh/año. El costo
de la reducción de emisiones es de 47,6 US$/Ton CO2 equivalente.
La capacidad instalada estimada posible se indica en la figura 91.
Figura 91: Capacidad eólica estimada posible en Ecuador
EXISTENTE
2040
2037
2034
2031
2028
2025
2022
2019
2016
2013
2010
2007
2004
2001
1998
1995
1992
1989
1986
1983
180
160
140
120
100
80
60
40
20
-
1980
MW
Generación eólica estimada posible
NUEVA
Con esta capacidad instalada se podría disminuir 28.008 Toneladas de CO2
equivalente en el 2040 de emisiones de gases de efecto invernadero.
3.1.9.2
Pequeñas hidroeléctricas
Objetivo de la reducción: Generar 150 MW con pequeñas hídricas. Las
variables consideradas y los cálculos se indican en el anexo 4: SECTOR
TRANSFORMACION 2, en donde se deduce que para el 2040 se pueden reducir
2,1 millones de Gigajoules en electricidad, equivalentes a 591 GWh/año. El costo
de la reducción es de -345,6 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
La capacidad instalada estimada posible se indica en la figura 92.
162
Figura 92: Capacidad estimada para pequeñas hidroeléctricas en Ecuador
Capacidad estimada para Pequeñas hidro
160
140
120
MW
100
80
60
40
20
2040
2037
2034
2031
2028
2025
2022
2019
2016
2013
2010
2007
2004
2001
1998
1995
1992
1989
1986
1983
1980
0
Pequeña hidro
Con esta capacidad instalada se podría disminuir 42.000 Toneladas de CO2
equivalente en el 2040 de emisiones de gases de efecto invernadero.
3.1.9.3
Generación geotérmica
Objetivo de la reducción: Generar 500 MW de generación geotérmica en el país
en base a su gran potencial geotérmico que no ha sido aún desarrollado. Las
variables consideradas y los cálculos se indican en el anexo 4: SECTOR
TRANSFORMACION 3, en donde se deduce que para el 2040 se pueden reducir
14,19 millones de Gigajoules en electricidad, equivalentes a 3.942 GWh/año. El
costo de la reducción es de 157,8 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
163
La capacidad instalada estimada posible se indica en la figura 93.
Figura 93: Capacidad estima en generación geotérmica en el Ecuador
Capacidad estimada para Geotérmicas
600
500
MW
400
300
200
100
2040
2037
2034
2031
2028
2025
2022
2019
2016
2013
2010
2007
2004
2001
1998
1995
1992
1989
1986
1983
1980
0
generacion geotérmica
Con esta capacidad instalada se podría disminuir 280.000 Toneladas de CO2
equivalente en el 2040 de emisiones de gases de efecto invernadero
3.1.9.4
Generación con biogas
Objetivo de la reducción: Generar 150 MW de generación eléctrica en el país en
base a la basura (en ciudades principales), logrando un desarrollo sustentable al
problema de la basura. Las variables consideradas y los cálculos se indican en el
anexo 4: SECTOR TRANSFORMACION 4, en donde se deduce que para el 2040
se pueden reducir 3,8 millones de Gigajoules en electricidad, equivalentes a 1.051
GWh/año. El costo de la reducción es de – 43,0 US$ por tonelada de CO2
equivalente.
164
La capacidad instalada estimada posible se indica en la figura 94.
Figura 94: Capacidad de generación con biogás en base a la basura
Capacidad estimada para biogas con basura
160
140
120
MW
100
80
60
40
20
2040
2037
2034
2031
2028
2025
2022
2019
2016
2013
2010
2007
2004
2001
1998
1995
1992
1989
1986
1983
1980
0
Biogas con basura
Con esta capacidad instalada se reducen en 791.966 Toneladas de CO2
equivalente en el 2040 las emisiones de gases de efecto invernadero, debido
fundamentalmente a la reducción del metano en los botaderos de basura.
3.2.
3.2.1.
PRODUCCION DE DERIVADOS
LINEA BASE DE REFINACION
La capacidad instalada de refinación es la siguiente:
•
Refinería
Esmeraldas
es
de
110.000
BPD
con
destilación
atmosférica y al vacío incluyendo cracking catalítico y visbreaking
•
Refinería Amazonas es de 20.000 BPD de destilación atmosférica
•
Refinería de la Libertad de 45.000 BPD de destilación atmosférica
165
•
Planta de Gas de Shushufindi de una capacidad de 25 MMPCD de
gas asociado para producir 500 TMD de GLP y 2..800 BPD de
gasolina natural
•
Planta de destilación atmosférica de 1.000 BPD en Lago Agrio
•
Planta de destilación atmosférica de 2.300 BPD de un crudo de
20,6°API en Tarapoa para producir 500 BPD de diésel y 1.800 BPD
de un residuo de 16,8 °API
•
Planta de destilación atmosférica de 7.200 BPD de un crudo de 16,7
°API en bloque de YPF para producir 2.100 BPD de diésel y 5.100
BPD de un residuo de 9.1 °API.
Se ha programado la construcción de la Refinería del Pacífico de 200.000 BPD
con procesos de alta conversión, con capacidad de procesar crudos de 18°API y
diseñado para producir petroquímica básica
Todas estas refinerías que están funcionando en el País, con excepción de la
planta de gas de Shushufindi, tienen márgenes muy bajos y hasta negativos a
precios internacionales, por esta razón se ha considerado la línea base con los
esquemas de refinación actuales, y se propone como optimización el
procesamiento de residuos en base a procesos de alta conversión.
3.2.1.1.
Línea Base en Refinería de Esmeraldas
El actual esquema de refinación de la Refinería de Esmeraldas de 110.000 BPD
no ofrece un margen de refinación muy positivo, la razón fundamental es la alta
producción de Fuel oil, como se puede ver en la Tabla 30.
166
Tabla 30: Esquema de refinación actual de la Refinería de Esmeraldas y su margen
de refinación
REFINERIA DE ESMERALDAS
REFINERIA ESMERALDAS, BPD
CASO BASE
CRUDO
102300
LPG
4910,4
GASOLINA
20869,2
JET
5012,7
DIESEL
24040,5
FUEL OIL
47058
OTROS
409,2
TOTAL
102300
Rendim, %
4,8%
20,4%
4,9%
23,5%
46,0%
0,4%
100,0%
VENTAS LPG
VENTA GASOLINA
VENTAS JET FUEL
VENTA DIESEL
VENTA FUEL OIL
TOTAL VENTAS
COSTO M. PRIMA
COSTO OPERATIVO
AMORTIZACION
BENEFICIO
MARGEN, US$/BL
precios,
US$/BL
85,0
128,00
130,00
130,00
72,0
90,00
5,0
Caso Base,
US$/DIA
417.384
2.671.258
651.651
3.125.265
3.388.176
10.253.734
9.207.000
511.500
300.000
235.234
2,30
Los perfiles de producción si no se moderniza la Refinería de Esmeraldas se
indica en la Figura 95.
Figura 95: Producción de derivados en caso base en Refinería Esmeraldas
Producción derivados Ref. Esmeraldas, Caso Base
120.000
100.000
BPD
80.000
60.000
40.000
20.000
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
-
LPG
GASOLINA
JET
DIESEL
El 46% es fuel oil, 20% gasolinas y 23,5% diésel
FUEL OIL
OTROS
TOTAL
167
3.2.1.2.
Refinería Amazonas
La refinería de Amazonas de 20.000 BPD tiene un esquema de refinación
atmosférico, igualmente con alta producción de residuos, por lo que, el margen
de refinación es negativo por el uso de crudo de 28°API. Los datos considerados
se indican en la Tabla 31.
Tabla 31: Esquema de refinación, caso Base de Refinería Amazonas y margen
precios,
US$/BL
85,0
132,00
132,00
130,00
72,0
REFINERIA AMAZONAS
REFINERIA AMAZONAS, BPD
CASO BASE
CRUDO
16720
LPG
33,44
GASOLINA
3728,56
JET
401,28
DIESEL
4280,32
RESIDUO
8259,68
OTROS
16,72
TOTAL
16720
VENTAS LPG
VENTA GASOLINA
VENTAS JET FUEL
VENTA DIESEL
VENTA FUEL OIL
TOTAL VENTAS
COSTO M. PRIMA
COSTO OPERATIVO
AMORTIZACION
BENEFICIO
MARGEN, US$/BL
Rendim, %
0,2%
22,3%
2,4%
25,6%
49,4%
0,1%
100,0%
Caso Base,
US$/DIA
2.842
492.170
52.969
556.442
594.697
1.699.120
1.588.400
83.600
50.000
-22.880
(1,37)
95,00
5
Los perfiles de producción, si no se moderniza la Refinería Amazonas, se indican
en la Figura 96
Figura 96: Producción de derivados en caso Base de ref. Amazonas si
no se moderniza
Produccion derivados Ref. Amazonas, Caso Base
25.000
20.000
BPD
15.000
10.000
5.000
LPG
GASOLINA
JET
DIESEL
RESIDUO
OTROS
TOTAL
2040
2037
2034
2031
2028
2025
2022
2019
2016
2013
2010
2007
2004
2001
1998
1995
1992
1989
1986
1983
1980
-
168
El 49,4% es fuel oil, 22,3% gasolinas y 25,6% diésel
3.2.1.3.
Refinería la libertad
La refinería de la Libertad de 45.000 BPD también es una refinería de destilación
atmosférica con alta producción de residuo a pesar de procesar un crudo Oriente
de 28 °API. El esquema de refinación se indica en la Tabla 32.
Tabla 32: Esquema de refinación Ref. La Libertad, Caso Base y Margen
REFINERIA LA LIBERTAD
REFINERIA LIBERTAD, BPD
CASO BASE
CRUDO
45000
LPG
45
GASOLINA
9225
JET
1710
DIESEL
9090
FUEL OIL
23940
OTROS
990
TOTAL
45000
Rendim, %
0,1%
20,5%
3,8%
20,2%
53,2%
2,2%
100,0%
precios,
US$/BL
Caso Base,
US$/DIA
85,0
132,00
132,00
130,00
72,0
3.825
1.217.700
225.720
1.181.700
1.723.680
4.352.625
4.275.000
225.000
100.000
-247.375
(5,50)
VENTAS LPG
VENTA GASOLINA
VENTAS JET FUEL
VENTA DIESEL
VENTA FUEL OIL
TOTAL VENTAS
COSTO M. PRIMA
COSTO OPERATIVO
AMORTIZACION
BENEFICIO
MARGEN, US$/BL
95,00
5
Las producciones esperadas de derivados se indican en la Figura 97.
Figura 97: Producción de derivados en caso Base Ref. La Libertad
Producción derivados Ref. La Libertad, Caso Base
50.000
45.000
40.000
35.000
BPD
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
-
LPG
GASOLINA
JET
DIESEL
FUEL OIL
El 53,2% es fuel oil, 20,5% gasolinas y 20,2% diésel
OTROS
TOTAL
169
3.2.1.4.
Planta de gas
La planta de gas junto a la refinería Amazonas tiene un margen muy positivo por
los altos precios de la gasolina y del GLP, comparados con el precio del gas
asociado, tal como se observa en la Tabla 33.
Tabla 33: Esquema de refinación y margen de la Planta de Gas de Shushufindi
PLANTA DE GAS
PLANTA DE GAS, MMPCD
CASO BASE
12,5
1500
2500
0
4000
GAS ASOCIADO, MMPCD
LPG, BPD
GASOLINA, BPD
OTROS
TOTAL
Bep
2500
VENTAS LPG
VENTA GASOLINA
VENTA OTROS
COSTO GAS, US$/MPC
COSTO OPERATIVO
AMORTIZ
BENEFICIO
MARGEN, US$/BL
precios,
US$/BL
85,0
112,00
4,00
Caso Base,
US$/DIA
127.500
280.000
50.000
80.000
50.000
227.500
91,0
El perfil de producción en el caso base de la planta de gas de Shushufindi se
indica en la Figura 98.
Figura 98: Producción de derivados de Planta de Gas de Shushufindi
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
-
1.980
1.983
1.986
1.989
1.992
1.995
1.998
2.001
2.004
2.007
2.010
2.013
2.016
2.019
2.022
2.025
2.028
2.031
2.034
2.037
2.040
BPD
Produccion derivados Planta de Gas
Shushufindi
LPG, BPD
Gasolinas, BPD
El estimado futuro es de 1500 barriles equivalentes de crudo por día de GLP y
2.500 Barriles equivalentes de crudo de gasolina natural.
170
Las cargas a la planta de gas han sido bajas con relación a su capacidad de
procesamiento, como se observa en la Figura 99.
Figura 99: Cargas vs. Capacidad de Planta de Gas de Shushufindi,
caso base
Cargas vs. Capacidad de Planta de Gas de
Shushufindi
30
25
MMPCD
20
15
10
5
1.980
1.983
1.986
1.989
1.992
1.995
1.998
2.001
2.004
2.007
2.010
2.013
2.016
2.019
2.022
2.025
2.028
2.031
2.034
2.037
2.040
-
Capacidad, MMPCD
Cargas, MMPCD
La producción total de derivados en el caso base se indica en la Figura 100.
Figura 100: Producción de derivados de todas las refinerías actuales, Caso Base
Producción de derivados actuales, Caso Base, miles
BPD
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Productos no_energeticos
1
1
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
Fuel oil
47
46
63
68
82
78
74
83
83
83
83
83
83
Diesel
20
20
28
31
38
36
32
38
38
38
38
38
38
Jet Kerosene
4
4
5
6
7
6
8
7
7
7
7
7
7
Gasolinas
17
16
23
25
30
29
29
30
30
30
30
30
30
Gas Licuado
2
2
2
3
3
3
2
3
3
3
3
3
3
Total
91
88
123
134
161
153
147
163
163
163
163
163
163
171
Desde el punto de vista económico la producción actual de las refinerías no
presenta
márgenes
adecuados
para
invertir
en
ese
sector,
debido
fundamentalmente a la alta ´producción de Fuel oil (50%) de bajo precio en el
mercado. En todo el mundo las refinerías de destilación atmosférica se están
cerrando. El único camino es procesar todo el fuel oil para generar gasolinas y
diésel en base a procesos de alta conversión. Este cambio en los esquemas de
refinación se indica en la propuesta de optimización del sector de refinación.
3.2.2.
OPTIMIZACION SECTOR REFINACION
De acuerdo a la política de Ecuador en materia de refinación se invertirán unos
2.800 millones de dólares para modernizar sus refinerías existentes y subir su
capacidad con miras a exportar derivados desde el 2017
La mayor parte de la inversión (2.000 millones de US$) se realizará en la refinería
de Esmeraldas, de 110.000 barriles promedio día, mientras que en la planta
Shushufindi, ubicada en la amazonia del país, se invertirá unos 800 millones de
dólares en la refinería de Shushufindi de 20.000 BPD
El proyecto además prevé un cierre definitivo de la planta La Libertad de 45.000
BPD en el 2017, cuando comience a operar la refinería del Pacífico
3.2.2.1.
Optimización Refinería de Esmeraldas
La optimización de la refinería de Esmeraldas consistiría en el procesamiento de
los residuos en base a procesos de alta conversión, cuyos rendimientos se
indican en la Tabla 34, incluido su margen de refinación totalmente atractivo para
cualquier inversionista. Para mejorar la contaminación de la quema de los
residuos pesados se usarían procesos de gasificación con lo que se lograría
procesos eficientes de cogeneración pudiendo llegar a eficiencias del 70%,
produciendo además en el sitio energía eléctrica.
172
Tabla 34: Esquema de refinación optimizado de la refinería Esmeraldas y su nuevo
margen de refinación
REFINERIA DE ESMERALDAS OPTIMIZADA
CRUDO
LPG
GASOLINA
JET
DIESEL
FUEL OIL
OTROS
TOTAL
2017
OPTIMIZACION Rendim, %
107800
7977,2
7,4%
34280,4
31,8%
5390
5,0%
47755,4
44,3%
12073,6
11,2%
323,4
0,3%
107800
100,0%
VENTAS LPG
VENTA GASOLINA
VENTAS JET FUEL
VENTA DIESEL
VENTA FUEL OIL
TOTAL VENTAS
COSTO M. PRIMA
COSTO OPERATIVO
AMORTIZACION
BENEFICIO
MARGEN, US$/BL
precios,
US$/BL
85,0
128,0
130,0
130,0
72,0
90,00
7,0
Caso Optimo,
US$/DIA
678.062
4.387.891
700.700
6.208.202
869.299
12.844.154
9.702.000
754.600
547.945
1.839.609
17,07
La nueva inversión requerida sería de 2.000 millones de dólares. De una
producción de residuos del 46% se disminuye al 11% y se incrementan las
producciones de gasolinas y diésel tal como se observa en la Figura 101.
Figura 101: Optimización de la producción de la refinería de
Esmeraldas con la nueva inversión
Producción derivados Ref. Esmeraldas, Optimizado
120.000
100.000
BPD
80.000
60.000
40.000
20.000
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
-
LPG
GASOLINA
JET
DIESEL
FUEL OIL
NO ENERGETICOS
TOTAL
La producción de fuel oil disminuye del 47% al 11,2%; la gasolina pasa del 20% al
31,8% y el diésel pasa del 23,5% al 44,3%. El residuo seguiría un proceso de
gasificación para la cogeneración de electricidad.
173
3.2.2.2.
Optimización Refinería Amazonas
La optimización de la refinería Amazonas consistiría en el procesamiento de los
residuos en base a procesos de alta conversión, cuyos rendimientos se indican en
la Tabla 35, en que se incluye el nuevo margen de refinación (se pasa de -5,5 a
+7,1US$/Bl), además que se podría procesar crudos más pesados. Los residuos
se utilizarían en cogeneración para instalar en el sitio una térmica.
Tabla 35: Esquema de refinación optimizada de refinería Amazonas y su nuevo
margen
REFINERIA AMAZONAS OPTIMIZADA
CRUDO
LPG
GASOLINA
JET
DIESEL
RESIDUO
OTROS
TOTAL
2015
PROCES.RESIDUOS
19600
980
6252,4
431,2
6860
5056,8
19,6
19600
5,0%
31,9%
2,2%
35,0%
25,8%
0,1%
100,0%
VENTAS LPG
VENTA GASOLINA
VENTAS JET FUEL
VENTA DIESEL
VENTA FUEL OIL
TOTAL VENTAS
COSTO M. PRIMA
COSTO OPERATIVO
AMORTIZACION
BENEFICIO
MARGEN, US$/BL
precios,
US$/BL
85,0
132,00
132,00
130,00
72,0
90,00
5
Alternativo,
US$/DIA
83.300
825.317
56.918
891.800
364.090
2.221.425
1.862.000
137.200
82.192
140.033
7,14
Se requiere una nueva inversión de 800 millones de dólares. De una producción
de residuos del 49% se disminuye al 25%, se incrementan las producciones de
gasolinas y diésel y queda disponible el residuo pesado para generación eléctrica
del sector petrolero. Sus producciones se observan en la Figura 102.
174
Figura 102: Producción optimizada en refinería Amazonas
Producción derivados Ref. Amazonas,
Optimizado
25.000
BPD
20.000
15.000
10.000
5.000
LPG
GASOLINA
JET
RESIDUO
OTROS
TOTAL
2.031
2.034
2.037
2.040
2.028
2.025
2.019
2.022
2.016
2.010
2.013
2.007
2.001
2.004
1.998
1.995
1.989
1.992
1.986
1.980
1.983
-
DIESEL
La producción de fuel oil disminuye del 49,4% al 25,8%; la gasolina pasa del
22,9% al 31,9% y el diésel pasa del 25,6% al 35,0%. El fuel oil se usaría para la
cogeneración de electricidad.
3.2.2.3.
Cierre de la refinería de la Libertad
La refinería de la Libertad se cerraría con la implementación de la refinería del
Pacífico, ya que una refinería de destilación atmosférica no puede competir con la
refinería del Pacífico de alta conversión y que procesa crudos más pesados de
menor precio.
3.2.2.4.
Construcción de una nueva refinería: la refinería del Pacífico
La refinería del Pacífico de 200.000 BPD tiene un esquema de alta conversión y
produciría petroquímica básica. En la Tabla 36 se indican los rendimientos
estimados como los precios y el margen de refinación de la refinería del Pacífico.
175
Tabla 36 : Rendimientos, precios y margen de refinacion estimados de
la refinería del Pacífico
Produccion
diaria
87.972
25.819
31.423
REFINERIA DEL PACIFICO
Diesel bajo azufre
Diesel Prem (LS)
Export Premium
BPSD
BPSD
BPSD
Gasolina Super 90
BPSD
Gasolina Extra 81
BPSD
Jet-A
BPSD
LPG
BPSD
Xilenos
BPSD
Benceno
BPSD
Polipropileno
Tons/day
COQUE
Tons/day
TOTAL VENTAS
COSTO MATERIA PRIMA
COSTO OPERATIVO
AMORTIZACION INVERSION
BENEFICIOS
MARGEN DE REFINACION, US$/BL
precio de polipropileno en US$/Ton
12.910
11.619
3.993
4.991
3.389
1.885
182
366
9.000.000.000
precios, Alternativo,
US$/BL
US$/DIA
130
11.436.367
130
3.356.513
132
4.147.844
132
128
130
85
160
180
1.500
0
85,00
10
20
1.704.076
1.487.193
519.048
424.222
543.471
339.218
273.471
24
24.231.424
17.000.000
2.000.000
1.232.877
3.998.547
19,99
Con el coque se produciría energía eléctrica bajo un proceso de gasificación con
la finalidad de disminuir emisiones. El perfil de producciones se indica en la
Figura 103.
Figura 103: Derivados a producirse en Refinería del Pacífico
Producción de derivados ref. del Pacífico
250000
200000
BPD
150000
100000
50000
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
2032
2034
2036
2038
2040
0
LPG
GASOLINA
JET
DIESEL
FUEL OIL
NO ENERGETICOS
COQUE
TOTAL
176
Las mayores producciones son el diésel y gasolinas, y un 5% de petroquímica
básica (Xilenos, Bencenos y polipropileno)
3.2.2.5.
Optimización de Planta de Gas de Shushufindi
Con la disponibilidad de gas asociado indicado en Figura 50, se pueden
incrementar las cargas de la planta de gas a plena capacidad como se indica en
la figura 104.
Figura 104: La optimización de la Panta de Gas de Shushufindi a plena capacidad
Cargas vs. Capacidad de Planta de Gas de
Shushufindi Optimizada
30
MMPCD
25
20
15
10
5
-
3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 39 42 45 48 51 54 57 60
Capacidad, MMPCD
Cargas, MMPCD
Las producciones totales de derivados en el caso optimizado se indican en la
Figura 105.
177
Figura 105: Producción de derivados de todas las refinerías, caso optimizado
Producción de derivados, Caso Optimizado, miles BPD
800
700
600
500
400
300
200
100
0
1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Productos no_energeticos
2
2
3
3
3
3
4
4
24
24
24
24
Fuel oil
99
97
134
145
173
165
157
156
64
64
64
64
64
Diesel
43
42
60
66
80
76
69
94
328
328
328
328
328
24
Jet Kerosene
8
8
11
12
15
14
16
18
20
20
20
20
20
Gasolinas
35
34
48
53
63
61
62
63
212
212
212
212
212
Gas Licuado
4
3
5
5
7
7
5
11
24
24
24
24
24
191
186
261
284
341
326
313
346
672
672
672
672
672
Total
Como se puede observar hay un incremento en las producciones de gasolinas,
diésel y no energéticos (xilenos, bencenos, polipropilenos) de gran valor agregado
y una disminución de fuel oil de bajo valor agregado.
3.2.3.
CAMBIO Y REDUCCION DE LA DEMANDA DE DERIVADOS
Con la finalidad de reducir emisiones en el sector de la transformación por
refinación se analizarán las reducciones de la demanda en los reemplazos de
gasolinas por etanol, de diésel por biodiesel, la rehabilitación de refinerías para
disminuir los combustibles que se queman como el fuel oil y la cogeneración en
refinerías por medio de los procesos de Gasificación Integrada con Ciclo
Combinado, GICC.
178
3.2.3.1.
Impulso a producción del Etanol
Objetivo de la reducción: Producir en el 2040 unos 9.400 BPD de Etanol para
lograr una participación del 10% en las mezclas con gasolina extra. Las variables
consideradas
y
los
cálculos
se
indican
en
el
anexo
4:
SECTOR
TRANSFORMACION 6, en donde se deduce que para el 2040 se pueden
producir 11,9 millones de Gigajoules de Etanol para mezclas con gasolinas,
equivalente a 9.434 barriles por día de Etanol. El costo de las reducciones es de
45,78 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
La capacidad instalada estimada de etanol se indica en la figura 106.
Figura 106: Producción de Etanol en Barriles de crudo equivalente por día
Equivalen a una producción en el 2040 de 9.400 BPD de etanol, producción que
permitiría vender una biogasolina (o el nombre que se le dé) con una mezcla de
179
etanol 10% y gasolina extra 90%. Las reducciones son de 110.365 toneladas de
CO2 equivalente en el 2040
3.2.3.2.
Impulso a la producción de Biodiesel
Objetivo de la reducción: Producir en el 2040 unos 17.610 BPD de Biodiesel
para lograr una participación del 17% en las mezclas con diésel. Las variables
consideradas
y
los
cálculos
se
indican
en
el
anexo
4:
SECTOR
TRANSFORMACION 7, en donde se deduce que para el 2040 se pueden
producir 37,4 millones de Gigajoules de Biodiesel para mezclas con diesel. El
costo de las reducciones es de 97,64 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
La capacidad instalada estimada de biodiesel se indica en la figura 107.
Figura 107: Capacidad instalada estimada de biodiesel en Ecuador
Equivalen a una producción en el 2040 de 17.600 BPD de biodiesel, producción
que permitiría vender un biodiesel (o el nombre que se le dé) con una mezcla de
biodiesel 17% y diésel 83%. La reducción de emisiones es de 78.355 toneladas
de CO2 equivalente
180
3.2.3.3.
Rehabilitación de refinerías
Objetivo de la reducción: Rehabilitar las refinerías de Esmeraldas y Amazonas a
alta conversión en el 2017 y lograr disminuir los consumos de combustibles que
se queman en los calderos en un 12%. Las variables consideradas y los cálculos
se indican en el anexo 4: SECTOR TRANSFORMACION 8, en donde se deduce
que para el 2017 se reducirán 2.3 millones de Gigajoules. El costo de la reducción
es de 59,37 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
Con lo que se logra disminuir de esta manera la demanda y las emisiones. La
reducción de emisiones es de 47.532 toneladas de CO2 equivalente.
3.2.3.4.
Cogeneración en refinerías, sistema GICC
Objetivo de la reducción: Instalar ciclo combinado con el gas producto de la
gasificación de los residuos pesados en el 2017. Las variables consideradas y los
cálculos se indican en el anexo 4: SECTOR TRANSFORMACION 9, en donde se
deduce que para el 2017 se pueden deducir 24,6 millones de Gigajoules de fuel
oil, y habrá una disponibilidad de electricidad para el sistema nacional
interconectado de 3.384 GWh equivalente a 350 MW. El costo de esta reducción
es de -276,98 US$ por toneladas de CO2 equivalente.
La generación de electricidad se indica en la sección de generación por el
proceso de Gasificación GICC. La reducción de emisiones por este proceso es de
1 millón de toneladas de CO2 equivalente en el 2040
181
3.2.4.
EMISIONES SECTOR REFINACION
Este incremento de producción genera un incremento de emisiones de gases de
efecto invernadero en el sector de refinación debido al uso del fuel oil mezclado
con diésel que se quema en los calderos, los cuales generan emisiones. Este
incremento de emisiones se indica en la Figura 108.
Figura 108: Incremento de emisiones en sector de refinación por incremento de
capacidad
Las emisiones de gases de efecto invernadero en el sector de refinación se
incrementan en 1,7 millones de toneladas al año por el caso optimizado.
182
CAPÍTULO 4: REDUCCIÓN EMISIONES EN LA DEMANDA
La demanda de todos los sectores se indica en la Figura 109.
Figura 109: Demanda de energéticos por sectores
El sector de mayor consumo es el del transporte. La demanda por productos o
combustibles en todos los sectores se indica en la Figura 110.
Figura 110: Demanda por productos en sector de Demanda
183
Los mayores consumos son gasolinas y electricidad luego vienen el diésel, GLP y
fuel oil
Se realiza un análisis más detallado por cada sector
4.1.
4.1.1.
SECTOR RESIDENCIAL
LINEA BASE DE LA DEMANDA
La demanda base en el sector residencial por energético se indica en la Figura
111. La mayoría de los datos sobre el crecimiento de la demanda se obtienen de
la matriz energética del MICSE elaborada por los ministerios de: Recursos
Naturales No Renovables, MRNNR, de Electricidad y Energía Renovables,
MEER, de EP Petroecuador y Ep Petroamazonas.
Figura 111: Demanda Base de energéticos en sector Residencial
En este escenario base no se toman medidas para disminuir el consumo del GLP
en los hogares que se mantiene creciente. EL crecimiento del consumo eléctrico
184
es el indicado en el “Plan Maestro de Electrificación del Ecuador 2012 – 2021” del
MEER, CONELEC, CENACE y CELEC.
4.1.2.
CAMBIOS Y REDUCCIONES EN LA DEMANDA
Se analizan los cambios y las reducciones de la demanda en los siguientes casos:
•
Reemplazo del uso del GLP por electricidad
•
Optimización del aire acondicionado en residencias
•
Optimización de refrigeradores en los hogares
•
Cambio de focos incandescentes por fluorescentes en hogares
•
Usar paneles solares para calentamiento del agua en los hogares.
•
Mejorar las estufas de leña en hogares rurales
•
Producción eficiente de carbón vegetal
Con las medidas indicadas, en base a eficiencia energética, se tendría el
siguiente consumo indicado en la Figura 112.
Figura 112: Demanda optimizada del Sector Residencial
Si se observan las figuras 111 y 112, claramente se ve una política de reducción
del uso del GLP en los hogares y un aumento en el uso de la electricidad y la leña
185
Las principales reducciones que se dan en los sectores de la demanda residencial
se observan en la Figura 113.
Figura 113: Principales reducciones de la demanda en Sector Residencial
Hay reducciones en el GLP por sustitución con electricidad. Los aumentos en
electricidad por sustitución del GLP se compensan por optimizaciones en
eficiencia energética en los otros rubros analizados
Los cambios y las reducciones de la demanda se detallan a continuación para
cada uno de los rubros indicados.
4.1.2.1.
Cambio del uso del GLP por electricidad en los hogares
Objetivo del cambio: Cambiar la mayoría de los calefones que usan GLP por
electricidad para el 2020.
Las variables consideradas y los cálculos se indican en el Anexo 4: SECTOR
RESIDENCIAL 1, en donde se deduce que para el 2020, la reducción de GLP
será de 27,4 millones de GigaJoules, GJ, y se aumentará 18,3 millones de GJ de
electricidad equivalente a 5.091 GWh/año. El costo de la reducción es – 173 US$
por tonelada de CO2 equivalente.
Los resultados del cambio de GLP por electricidad se indican en la Figura 1114.
186
Figura 114: Reemplazo de GLP por electricidad usando programa LEAP
Se espera reemplazar el uso del GLP en los hogares por electricidad hasta el
2020. La reducción de emisiones se indica en la Figura 115.
Figura 115: La reducción de emisiones por el reemplazo de GLP por electricidad es
alto
Se llegan a reducir 1,4 millones de Ton de CO2 equivalente por año
187
4.1.2.2.
Reducción de energía eléctrica por Eficiencia Energética
A continuación se indican las reducciones debidas a eficiencia energética en la
optimización del uso del aire acondicionado, la iluminación, la refrigeración, el
calentamiento de agua y el uso de estufas mejoradas y optimización en la
producción del carbón vegetal en el sector rural. Estas reducciones se refieren al
sector residencial.
4.1.2.2.1 Aire acondicionado residencial
Objetivo de la reducción: Optimizar los equipos de aire acondicionado
mejorando principalmente los aislamientos. Proyecto de cálculo hasta el 2040.Las
variables consideradas y los cálculos se indican en el anexo 4: SECTOR
RESIDENCIAL 2, en donde se deduce que en el 2040 se ahorrarán 4,5 millones
de GJ/año equivalente a 1.254 GWh/año. El costo de las reducciones es de – 591
US$ por tonelada de CO2 equivalente.
Los resultados de la optimización del aire acondicionado en hogares se indican en
la Figura 116.
Figura 116: Reducción de consumo eléctrico en aire acondicionado de hogares
188
El cambio es pequeño porque se considera el aire acondicionado el 10% de los
hogares de la costa. Hay reducción de emisiones por el menor uso de la
electricidad, porque se disminuiría su demanda y por lo tanto el uso de generación
con combustibles fósiles. La reducción es de 89.078 toneladas de CO2
equivalente.
4.1.2.2.2 Refrigeración residencial
Objetivo de la reducción: Utilizar equipos más eficientes de refrigeración de los
hogares hasta el año 2020.Las variables consideradas y los cálculos se indican
en el anexo 4: SECTOR RESIDENCIAL 3, en el que se deduce que se ahorrarán
en el 2020, 1,2 millones de GJ/año, equivalente a 331 GWh/año. El costo de las
reducciones es de -961 US$ por tonelada de CO2 equivalente
Los resultados en LEAP de la optimización de refrigeradores se indican en la
Figura 117.
Figura 117: Reducción de electricidad en refrigeradores en los hogares
189
La reducción es pequeña por tratarse solo de reemplazo de refrigeradoras
antiguas por nuevas. La reducción es de 23.546 toneladas de CO2 equivalente en
el 2020
4.1.2.2.3 Iluminación residencial
Objetivo de la reducción: Reemplazar focos incandescentes por fluorescentes
en los hogares hasta el 2020. Las variables consideradas y los cálculos se indican
en el anexo 4: SECTOR RESIDENCIAL 4, en donde se deduce que se ahorrarán
en el 2020, 21,7 millones de GJ/año, equivalente a 6.050 GWh/año. El costo de
la reducción es de -1.140 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
El reemplazo de focos incandescentes por fluorescentes se indica en la Figura
118.
Figura 118: Disminución del consumo eléctrico por el cambio de focos incandescentes
por fluorescentes
La disminución del consumo eléctrico es significativo de 10.000 barriles por día.
La reducción de emisiones es de 429.791 toneladas de CO2 equivalente.
190
4.1.2.2.4 Calentamiento solar del agua
Objetivo de la reducción: Reemplazar el 60% del uso del GLP o electricidad por
calentamiento solar en las necesidades de agua caliente hasta el 2040, tanto para
viviendas antiguas como nuevas. Las variables consideradas y los cálculos se
indican en el anexo 4: SECTOR RESIDENCIAL 5, en donde se deduce que el
ahorro en el 2040, en electricidad o GLP será de 21,7 millones de GJ/año,
equivalente a 5.435 GWh/año. El costo de la reducción es de -673 US$ por
tonelada de CO2 equivalente.
Los resultados del reemplazo de calefacción solar de agua se indican en la
Figura 119.
Figura 119: Disminución energético por el uso de paneles solares para calentamiento
de agua en los hogares
La reducción en el consumo energético es de 10.000 barriles de crudo
equivalente por día. La reducción de emisiones es de 429.000 toneladas de CO2
equivalente en el 2040
191
4.1.2.2.5 Estufas mejoradas de leña
Objetivo de la reducción: Utilizar estufas mejoradas de leña (biomasa moderna)
hasta el 2040, en todos los sectores que se utiliza leña para no ser reemplazadas
por el GLP. Las variables consideradas y los cálculos se indican en el anexo 4:
SECTOR RESIDENCIAL 6, en donde se deduce que se deducirán en el 2040,
8,6 millones de GJ/año de GLP pero se incrementará el uso de la leña en 570.037
Toneladas. Esta leña debe cumplir con los procedimientos de uso sostenible y
amigable del medio ambiente. El costo de la reducción es de – 78,6 US$ por
tonelada de CO2 equivalente.
Los resultados de estos cálculos de indican en la Figura 120.
Figura 120: En la optimización de estufas de leña hay un incremento del uso de la
leña
Hay un incremento en el uso de la leña, pero una igual disminución en el GLP que
tan difícilmente se transporta a los sectores rurales. La reducción de emisiones es
de 70.586 toneladas de CO2 equivalente. El uso de cocinas eficientes versus las
tradicionales disminuye en un 50% el uso de la leña. Las mayores reducciones se
192
dan en el CO (88%) y en PM2.5 (92%). Estimados basados en experiencia
mexicana. (Johnson_Alatorre_Romo_Liu 2009)39
4.1.2.2.6 Producción eficiente de carbón vegetal
Objetivo de la reducción: Procesamiento eficiente del carbón vegetal a partir de
la leña (biomasa moderna) hasta el 2040, en todos los sectores que se utilizan
carbón vegetal. La producción del carbón vegetal supone un manejo sostenible en
el que se reduce la deforestación y la degradación de los terrenos. Las variables
consideradas y los cálculos se indican en el anexo 4: SECTOR RESIDENCIAL 7,
en donde se deduce una disminución en el uso de la leña de 123.162 GJ/año
equivalente a 4.200 toneladas de leña por año. El costo de la reducción es de
15,2 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
Los resultados de la producción eficiente de carbón vegetal se indican en la
Figura 121.
Figura 121: Reducción del uso de la leña por procesamiento eficiente del carbón
vegetal
39
Johnson_Alatorre_Romo_Liu. México:Estudios sobre la disminución de emisiones de carbono. Colombia,
2009.
193
Es muy baja la disminución del uso de la leña por el procesamiento del carbón
vegetal en producciones tan pequeñas. La reducción de emisiones es de 23.733
toneladas de CO2 equivalente en el 2040.
4.1.3.
REDUCCION DE EMISIONES SECTOR RESIDENCIAL
El resultado en los cambios y reducciones por eficiencia energética se indican en
Gigajoules en la Figura 122.
Figura 122: Cambio en sector residencial por eficiencia energética en GJ
Hay un aumento en electricidad y leña y una disminución importante en GLP.
La reducción total de emisiones para el sector residencial se indica en la Figura
123.
194
Figura 123: Reducción de emisiones del sector residencial consolidado
La reducción de emisiones es de 1,8 millones de toneladas de CO2 equivalente.
Las emisiones por combustibles que se reducen en el sector optimizado
residencial se indican en la Figura 124.
Figura 124: Combustibles que se reducen en el sector residencial optimizado
EL combustible que se más reduce emisiones es el GLP sin embargo hay un
pequeño aumento de emisiones por el uso de la leña.
195
4.2.
SECTOR INDUSTRIAL (INCLUYE AGROINDUSTRIAL)
4.2.1. LINEA BASE
La demanda base en el sector industrial por energético se indica en la Figura
125.
Figura 125: Demanda base del Sector Industrial
El sector Industrial es un gran consumidor de energía eléctrica como se observa
en la proyección hasta el 2040, cuyo crecimiento se debe a la política de incentivo
al sector productivo bajo el lema de cambio de la Matriz Productiva.
4.2.2. REDUCCION DE CONSUMOS
Para lograr reducir los consumos se hará un análisis de los siguientes proyectos:
196
•
Optimización de motores industriales.
•
Cogeneración con Bagazo
•
Cogeneración en industrias
4.2.2.1
Motores industriales
Objetivo de la reducción: Utilización de motores industriales más eficientes. Las
variables consideradas y los cálculos se indican en el anexo 4: SECTOR
INDUSTRIAL 1, en donde se deduce que para el 2040 se puede reducir 4,04
millones de Gigajoules en electricidad, equivalentes a 1.123 GWh/año. El costo de
reducción de emisiones es de – 1.228 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
La reducción de la demanda se observa en la figura 126.
Figura 126: Reducción del uso de electricidad en optimización de motores obsoletos
en Industria
La reducción de electricidad es de 1123 GWh en el 2040. La reducción de
emisiones es de 79.761 toneladas de CO2 equivalente en el 2040.
4.2.2.2
Cogeneración con bagazo
197
Objetivo de la reducción: Instalar 100 MW de generación eléctrica adicionales a
las existentes con bagazo. Las variables consideradas y los cálculos se indican en
el anexo 4: SECTOR INDUSTRIAL 2, en donde se deduce que para el 2040
habrá una reducción en la demanda de 0,4 millones de Gigajoules de electricidad,
se deducirá el uso tradicional de fuel oil por 0,8 millones de Gigajoules y se podrá
vender al sistema interconectado unos 108 GWh. El costo de la reducción es de 25,8 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
La reducción de esta demanda se observa en la figura 127.
Figura 127: Reducción de la demanda de electricidad y fuel oil por la
cogeneración con bagazo
La reducción de la demanda es muy pequeña, ya que pequeña es la capacidad
de 100 MW adicionales con bagazo. La reducción de emisiones es de 60.994
toneladas de CO2 equivalente.
198
4.2.2.3
Cogeneración en industrias
La cogeneración, es la generación simultánea de calor y electricidad mediante un
proceso de alta eficiencia energética.
Si una industria necesita calor o vapor también puede simultáneamente generar
electricidad tanto para consumo interno como para vender lo restante al Sistema
Nacional Interconectado. Este proceso aprovecha eficientemente el potencial
energético de la energía primaria del combustible.
Por lo tanto, instalaciones que consuman energía térmica con regularidad durante
el año, ya sea en sus procesos industriales (industria papelera, láctea, cerámica,
alimentaria), o en grandes edificios públicos y privados (hospitales, grandes
centros deportivos, hoteles), verán reducida considerablemente su gasto global en
energía.
Se pueden llegar a eficiencias del 80%
Objetivo de la reducción: Instalar 1000 MW de generación eléctrica para el 2040
con gas natural pero con el sistema de cogeneración en el sector industrial. Las
variables consideradas y los cálculos se indican en el anexo 4: SECTOR
INDUSTRIAL 3, en donde se deduce que para el 2040 habrá una reducción de la
demanda de electricidad por 18,75 millones de Gigajoules, pero habrá que
consumir adicionalmente gas natural unos 62,5 millones de Gigajoules. Se
disminuirá el fuel oil en 65,8 millones de Gigajoules. El sector industrial podría
vender al sistema nacional interconectado 5.208 GWh/año. El costo de la
reducción es de – 99,6 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
Estos cambios en la demanda se observan en la Figura 128.
199
Figura 128: Cambio en la demanda por introducir cogeneración en la Industria
A estos cambios hay que añadir la venta de electricidad del sector industrial al
sistema nacional interconectado, cuyos valores se incluyen en el sector de la
transformación. La reducción de emisiones es de 3.3 millones de toneladas de
CO2 equivalente. En la Figura 129 se observa un menor crecimiento debido a que
hay un incremento en el uso del gas natural.
Figura 129: Reducciones de emisiones por cogeneración en Industrias
200
4.2.3. REDUCCION DE EMISIONES
Los cambios en la demanda de estos tres proyectos analizados se observan en la
Figura 130.
Figura 130: Cambios en la demanda por optimización sector industria
Se incrementa el gas natural y se reduce el consumo de electricidad y fuel oil
Las emisiones del sector industrial se observa en la Figura 131.
Figura 131: Emisiones en sector industrial optimizado
201
Se incrementa las emisiones por el uso del gas natural, pero también se reducen
las emisiones por menor uso del fuel oil, Las reducciones por estos dos
componentes es de 1.3 millones de toneladas de CO2 equivalente
4.3.
SECTOR COMERCIAL Y SECTOR PÚBLICO
4.3.1. LINEA BASE
La demanda base en el sector comercial y sector público por energético se indica
en la Figura 132.
Figura 132: Demanda base del sector comercial y público
La mayor demanda es de electricidad.
4.3.2. REDUCCION DE DEMANDA
Se analizará la optimización de la demanda en aire acondicionado e iluminación
en edificios y el mejoramiento del alumbrado público.
202
4.3.2.1
Aire acondicionado en edificios
Objetivo de la reducción: Reemplazar aires acondicionados obsoletos por más
eficientes. Se procesaran 100.000 toneladas de aire en el 2040. Las variables
consideradas y los cálculos se indican en el anexo 4: SECTOR COMERCIAL 1,
en donde se deduce que para el 2040 habrá una reducción de electricidad de 1,05
millones de Gigajoules equivalentes a 292 GWh/año. El costo de la reducción es
de – 1.084 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
La deducción de la demanda de electricidad se indica en la Figura 133.
Figura 133: Reducción de electricidad por la optimización del aire
acondicionado en edificios
La deducción de la demanda es pequeña. La reducción de emisiones es de
20.744 toneladas de CO2 equivalente en el 2040
203
4.3.2.2
Iluminación en edificios
Objetivo de la reducción: Reemplazar para el 2040 2.000.000 luminarias más
eficientes. Las variables consideradas y los cálculos se indican en el anexo 4:
SECTOR COMERCIAL 2, en donde se deduce que para el 2040 habrá una
reducción de 2,6 millones de Gigajoules equivalente a 744,6 GWh/año. El costo
de la reducción es de – 1.084 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
Esta reducción en la demanda se observa en la Figura 134.
Figura 134: Reducción de la electricidad por mejoramiento
en iluminación en edificios
La reducción es mayor que la reducción por el aire acondicionado mejorado. La
reducción de emisiones es de 52.896 toneladas de CO2 equivalente.
4.3.2.3
Reducciones en alumbrado público
Objetivo de la reducción: Reemplazar para el 2040 las luminarias del alumbrado
público por luminarias de sodio de alta presión. Las variables consideradas y los
204
cálculos se indican en el anexo 4: SECTOR COMERCIAL 3, en donde se deduce
que para el 2040 habrá una reducción de electricidad de 5,1 millones de
Gigajoules igual a 1.418 GWh/año. El costo de la reducción es de – 1.041 US$
por tonelada de CO2 equivalente.
Esta reducción de electricidad se indica en la Figura 135.
Figura 135: Reducción de electricidad por el cambio de luminarias del alumbrado
público
La reducción de demanda de electricidad es mayor. La reducción de emisiones
de efecto invernadero es de 100.750 toneladas de CO2 equivalente en el 2040
4.3.3.
REDUCCION DE EMISIONES
La reducción de emisiones para el sector comercial con la optimización de estos
tres programas se observa en la Figura 136.
205
Figura 136: Reducciones de emisiones en el sector comercial optimizado
Las reducciones son pequeñas y corresponde al diésel utilizado en el sector
comercial. Las reducciones por disminución de electricidad se indican en la
sección de generación eléctrica.
4.4.
SECTOR TRANSPORTE
4.4.1. LINEA BASE
El sector del transporte es uno de los mayores consumidores de combustibles
debido fundamentalmente a la necesidad de disponer de vehículo propio en
función de la capacidad adquisitiva de los individuos. La cantidad de vehículos por
1000 personas a nivel mundial se visualiza en la Figura 137 en función del PIB.
206
Figura 137: Tenencia de vehículos por 1000 personas en función de PIB per cápita
Gráfico tomado de informe sobre el Cambio Climático 200740.
La tenencia de vehículos en el Ecuador considerada se observa en la Figura 138
Figura 138: Tenencia de vehículos por 1000 habitantes considerado
carros por 1000 hab
160
140
120
100
80
60
40
20
2040
2035
2030
2025
2020
2015
2010
2005
2000
1995
1990
1985
1980
-
Con la información histórica disponible en base a los archivos de transporte del
INEC 2007, se ha considerado la demanda base en el sector del transporte por
tierra, aire, mar, tren o metro, tal como se indica en la Figura 139.
40
(IPCC, Contribución del Grupo de Trabajo III al cuarto informe de Evaluación del grupo
Intergubernamental de expertos sobre Cambio Climático 2007)
207
Figura 139: Demanda de combustibles en sector transporte por carretera, aire y mar
El mayor consumo está en el sector de carreteras cuyo desglose por tipo de
vehículo se indica en la Figura 140.
Figura 140: Consumo de combustibles por tipo de vehículos en carreteras
208
El número de vehículos por tipo se indica en la figura 141.
Figura 141: Número de vehículos por tipo en el Ecuador
De 1.100.000 vehículos en el 2012 se llegarán a los 2.800.000 vehículos en el
2040 (incluido motos). El crecimiento es de 77 vehículos por cada 1000 personas
a 147 vehículos por 1000 personas en el 2040, un crecimiento anual del 3,1%
Para el cálculo de la cantidad de vehículos se toman en cuenta primeramente los
vehículos existentes y las ventas anuales. Con relación al stock de vehículos hay
que tomar en cuenta la edad del parque automotor, el mismo que se expresa
como perfil de existencias por antigüedad expresado en la Figura 142.
Figura 142: Curva de antigüedad de los vehículos existentes
11,3
11,0
10,6
10,0
9,2
8,3
7,4
6,4
5,5
4,6
3,8
3,0
2,4
1,8
1,4
1,0
0,7
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,1
0,1
0,0
Curva de antigüedad de los vehículos
12
10
6
4
2
Edad del vehículo
24
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0
%
8
209
A medida que la antigüedad de los vehículos aumenta, serán retirados
gradualmente del parque automotor. Se puede representar el perfil de los autos
remanentes por medio de la siguiente función exponencial:
𝑺 =𝑺
Ecuación 37
Donde 𝑺 es la fracción de vehículos que aún están en circulación, t es la edad del
vehículo en años. Este perfil se denomina “Perfil de supervivencia” y se expresa
de la manera indicada en la Figura 143.
Figura 143: Sobrevivencia de los vehículos
100,0
98,0
94,2
88,7
81,9
74,1
65,7
57,1
48,7
40,7
33,3
26,7
21,0
16,2
12,2
9,1
6,6
4,7
3,3
2,2
1,5
1,0
0,6
0,4
0,2
0,2
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
%
Sobrevivencia de los vehículos
Edad del vehículo
A medida que la antigüedad de los vehículos aumenta, disminuye la cantidad
recorrida. Esta disminución se puede representar por medio de otra función
exponencial (ecuación 26) como se indica en la Figura 144, por medio de la curva
de “Perfil de degradación”
𝑺 =𝑺
Ecuación 38
210
Figura 144: Perfil de degradación del kilometraje
debido a la edad del vehículo
100,0
99,8
99,4
98,8
98,0
97,0
95,9
94,6
93,1
91,4
89,6
87,6
85,6
83,4
81,1
78,7
76,2
73,6
71,0
68,4
65,7
63,0
60,3
57,6
54,9
52,2
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
%
Degradación de kilometraje
Edad del vehículo
Este factor se aplica al kilometraje de los vehículos.
El consumo específico de cada vehículo se indica en la Tabla 37.
Tabla 37: Rendimiento de los vehículos por km.
Rendimientos (km/galón)
Autos
Jeeps
Taxis
Camionetas
Camiones
Buses
Motos
Otto Gasolina
Otto GLP
Otto Gas Nat.
Motor Diesel
Hibrido gasol Hibrido diesel
km/galón
km/Kg
km/m3
km/galón
km/galón
km/galón
40,0
10,0
9,0
46,0
60,0
62,0
24,0
6,0
5,4
27,0
36,0
37,2
40,0
10,0
9,0
46,0
60,0
62,0
30,0
7,5
6,8
35,0
45,0
46,5
18,0
3,4
4,1
21,0
33,8
35,8
16,0
3,0
4,0
18,7
24,0
26,0
Motor
Eléctrico
km/kWh 1 bep =
5.810,0 MJ
3,2 1 barril gasolina
0,8798 Bep
1,9 1 barril diesel 0,9994 Bep
3,2 1 barril GLP 0,6701 Bep
2,4 1000 Kg GLP = 11,83 Barriles
1,5 1000 m3 Gas Nat
5,6692
= Bep
1,3
50,0
Rendimientos trasladados al LEAP, en MJ / 100 Km
MJ gasolina/ 100
Km
Autos
Jeeps
Taxis
Camionetas
Camiones
Buses
Motos
304,26
507,11
304,26
405,69
676,14
760,66
243,41
MJ GLP/ 100
Km
460,47
767,45
460,47
613,96
1.364,36
1.534,90
MJ gas MJ diesel/ 100
natural/ 100
Km
Km
365,98
609,96
365,98
487,97
813,29
823,45
300,54
512,04
300,54
395,00
658,33
740,63
MJ Hib.gasol/ MJ Hib.diesel/ KWH/ 100 Km
100 Km
202,84
338,07
202,84
270,46
360,61
507,11
100 Km
222,98
371,64
222,98
297,31
386,71
531,73
30,86
51,44
30,86
41,15
68,59
77,16
Kilometraje
anual
promedio
15.000
15.000
91.250
50.000
100.000
100.000
7.300
211
4.4.2. REDUCCION DE DEMANDA
La demanda de energéticos en el sector del transporte puede ser reducida por
diferentes modalidades, como el uso de vehículos más eficientes, el uso de
vehículos a diésel en lugar a de gasolina, uso de vehículos híbridos, reemplazar
los vehículos grandes como los Jeeps por automóviles, uso de carros eléctricos
en el futuro, un sistema óptimo de transporte masivo en las ciudades tipo BRT y
el transporte por tren, cuyos proyectos se analizan a continuación.
4.4.2.1
Uso de vehículos más eficientes
Objetivo de la reducción: Reemplazar los vehículos livianos con motores más
eficientes tipo Otto. Las variables consideradas y los cálculos se indican en el
anexo 4: SECTOR TRANSPORTE 1, en donde se deduce que para el 2040 habrá
una reducción de 60,2 millones de Gigajoules en combustibles que es igual a
26.000 barriles de crudo equivalente por día. El costo de la reducción es de – 166
US$ por tonelada de CO2 equivalente.
Esta reducción en barriles por día se indica en la Figura 145.
212
Figura 145: Reducción de combustibles por mayor rendimiento de vehículos
Esta reducción es de 26.000 barriles por día. La reducción de emisiones de gases
de efecto invernadero se indica en la Figura 146.
Figura 146: Reducción de emisiones por mejor rendimiento de vehículos
La reducción es de 4,1 millones de toneladas de CO2 eq. En el año 2040
213
4.4.2.2
Vehículos diésel en lugar de a gasolina
Objetivo de la reducción: Reemplazar los vehículos livianos que utilizan gasolina
por vehículos más eficientes utilizado diésel. Las variables consideradas y los
cálculos se indican en el anexo 4: SECTOR TRANSPORTE 2, en donde se
deduce que para el 2040 habrá una reducción de 8,1 millones de Gigajoules en
gasolinas que es igual a 4.300 barriles de crudo equivalente por día. El costo de la
reducción es de - 614 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
Esta reducción en barriles por día se indica en la Figura 147.
Figura 147: Reducción de gasolinas por el cambio a vehículos a diésel
.
La reducción es de 4.300 barriles de crudo eq. Por día. Existe una reducción de
0,25 millones de CO2 equivalente.
4.4.2.3.
Uso de vehículos híbridos
214
Objetivo de la reducción: Reemplazar el 50% de los vehículos livianos que utilizan
gasolina y diésel por vehículos híbridos con mejores rendimientos debido a
procesos regenerativos. Las variables consideradas y los cálculos se indican en el
anexo 4: SECTOR TRANSPORTE 3, en donde se deduce que para el 2040 habrá
una reducción de 68 millones de Gigajoules en gasolinas y diésel. El costo de la
reducción es de – 183 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
Esta reducción en barriles por día se indica en la Figura 148.
Figura 148: Reducción de combustibles por el uso de vehículos híbridos
Se trata de una reducción muy significativa de 31.000 barriles por día en el 2040.
La reducción de emisiones se indica en la Figura 149.
215
Figura 149: Reducción de emisiones por el uso de vehículos híbridos
La reducción de emisiones es de 4,8 millones de toneladas de CO2 equivalente
en el 2040
4.4.2.4
Autos más pequeños en lugar de SUVs (Jeeps)
Objetivo de la reducción: Reemplazar el 80% de Jeeps que utilizan gasolina por
automóviles más livianos en el 2040. Las variables consideradas y los cálculos se
indican en el anexo 4: SECTOR TRANSPORTE 4, en donde se deduce que para
el 2040 habrá una reducción de 6,1 millones de Gigajoules en gasolinas. El costo
de la reducción es de – 745 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
Esta reducción en barriles por día se indica en la Figura 150
216
Figura 150: Reducción de combustibles por el reemplazo de Jeeps por automóviles
más livianos
La reducción es de 7.000 barriles por día en el 2040. La reducción de emisiones
es de 0,4 toneladas de CO2 equivalente
4.4.2.5.
Uso de carros eléctricos
Objetivo de la reducción: Reemplazar el 50% de vehículos que utilizan gasolina
por vehículos eléctricos en el 2040. Las variables consideradas y los cálculos se
indican en el anexo 4: SECTOR TRANSPORTE 5, en donde se deduce que para
el 2040 habrá una reducción de 101,0 millones de Gigajoules en gasolinas. El
costo de la reducción es de -126,6 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
Esta reducción en barriles por día se indica en la Figura 151
217
Figura 151: Reducción de gasolinas por el uso de vehículos eléctricos
La reducción es muy alta, de 46.000 barriles por día de gasolinas en el 2040. La
reducción de emisiones se indica en la Figura 152.
Figura 152: Reducción de emisiones de CO2 eq. por el uso de vehículos eléctricos
La reducción es de más de 7 millones de toneladas de CO2 equivalente en el
2040
218
4.4.2.6
Sistema de transporte masivo con BRT
Objetivo de la reducción: Reemplazar los buses estándares de una capacidad
en promedio de 27 pasajeros a buses articulados con un promedio de 130
pasajeros en el 2040. Las variables consideradas y los cálculos se indican en el
anexo 4: SECTOR TRANSPORTE 6, en donde se deduce que para el 2040 habrá
una reducción de 4,2 millones de Gigajoules en gasolinas. El costo de la
reducción es de -3,4 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
Esta reducción en barriles por día se indica en la Figura 153
Figura 153: Reducción de combustibles por el uso de buses BRT
Esta reducción de 1.500 barriles de crudo equivalente por día en el 2040. La
reducción de emisiones es de 300.000 toneladas de CO2 equivalente en el 2040
4.4.2.7.
Transporte por ferrocarril
219
Antes de considerar el trasporte por ferrocarril se analiza a continuación un
comparativo entre el transporte de Quito a Guayaquil en automóvil, bus, avión y
tren rápido (estimado). Las rutas por avión y carretera se indican en la Figura
154.
Figura 154: Distancias desde Quito a Guayaquil por avión y carretera
Las variables consideradas se indican en la Tabla 38.
Tabla 38: Comparación del consumo de combustibles y emisiones en un viaje de
Quito a Guayaquil por diferentes vehículos
RESULTADOS VIAJES DE QUITO A GUAYAQUIL
En Auto a diesel
En Bus
En Avión
Tren alta velocidad
distancia, Rendimiento, kWh total emisiones
totales,
Kms
Km/galón
CO2, Kg
440
56,1
301
67
442
12,8
1.322
346
330
3,0
13.991
4.321
360
2,0
6.996
1.836
Factor carga Factor carga
100%
100%
plazas kWh/ persona Galon crudo
5
56
174
355
60,3
23,5
80,4
19,7
Factor carga
100%
emisiones,
eq. / persona CO2, Kg/pers
1,57
13,4
0,61
6,1
2,09
24,8
0,51
5,2
220
El viaje más conveniente es por tren rápido (300 Km/hora), sería el de menor
consumo energético, el de menor emisiones y comparable con el transporte por
avión.
Objetivo de la reducción de emisiones en el transporte por tren: Utilizar el
tren para el transporte de carga en el 2020, en lugar del 50% de los camiones. Un
camión en promedio transporta 30 toneladas y un tren 3.000 toneladas. Las
variables consideradas y los cálculos se indican en el anexo 4: SECTOR
TRANSPORTE 7, en donde se deduce que para el 2040 habrá una reducción de
18,5 millones de Gigajoules en combustibles.
Esta reducción en barriles por día se indica en la Figura 155.
Figura 155: Reducción de combustibles por el uso del tren de carga
La reducción es de 25.500 barriles por día. La reducción de emisiones se indica
en la Figura 156.
221
Figura 156: Reducción de emisiones por la utilización del tren
La reducción es de 1,3 millones de toneladas de CO2 equivalente en el 2040. El
costo de las reducciones es de -743 US$ por tonelada de CO2 equivalente.
4.4.3. REDUCCION TOTAL DE EMISIONES EN EL TRANSPORTE
El comparativo de las alternativas de reducción de emisiones se indica en la
Figura 157.
Figura 157: Comparación de reducción de emisiones por escenario en transporte
La mayor reducción es con los vehículos eléctricos.
222
CAPÍTULO 5: REDUCCION DE EMISIONES BIOGENICAS
EN PROYECTOS NO ENERGETICOS
El Ecuador se destaca por su diversidad biológica, entendiéndose como la
variedad de organismos vivos que existen sobre el planeta respecto a
ecosistemas, especies y genes. El Ecuador ha sido catalogado como uno de los
17 países megadiversos del mundo, debido a los diferentes ecosistemas
presentes en las regiones del país. El Ecuador está considerado como el más
diverso si se relacionan el número de especies por unidad de superficie (0.017
especies/km2) (Coloma en SENPLADES, 2009). Los 14 ecosistemas que existen
en el Ecuador se indican en la Figura 158, tomado del Atlas geográfico del
Instituto Geográfico Militar, 2013.
Figura 158: 14 ecosistemas en el Ecuador según atlas geográfico del Instituto
Geográfico Militar
223
Estos ecosistemas están amenazados por factores externos como los efectos del
cambio climático y la radiación ultravioleta y factores internos como por la
conversión de suelos a la agricultura por el avance de la frontera agrícola y la
necesidad de pastos para la ganadería, el desarrollo de la infraestructura que
incrementa la presión colonizadora, la caza, la sobreexplotación maderera, las
actividades acuícolas, la explotación petrolera así como la minería a pequeña y
mediana escala y el crecimiento de las ciudades entre otros.
Uno de los factores que más incide en el incremento de las emisiones es el
Cambio del Uso del Suelo, de bosques a cultivos, pastizales, asentamientos
urbanos y carreteras. Para este análisis se tomó en cuenta la información
obtenida de la Dirección Nacional de Patrimonio Natural que presenta el cambio
del uso del suelo en base al “Mapa Histórico de Deforestación utilizando
imágenes satelitales LANDSAT y ASTER con la menor cantidad de nubes posible,
para generar mapas de cobertura y uso de la tierra para los años 1990, 2000 y
2008. Estos mapas luego de combinarlos espacialmente permitieron generar
mapas de cambio de cobertura y uso de la tierra, así como las matrices de cambio
utilizadas para calcular las tasas de deforestación para los periodos 1990 - 2000 y
2000 - 2008.”
“Las áreas donde ha ocurrido conversión de la cobertura boscosa se identificó
comparando pares consecutivos de mapas de uso y cobertura de la tierra para
generar dos mapas de cambio: 1990 - 2000 y 2000 - 2008.”
“La tasa anual de deforestación del Ecuador continental por período es:
1990-2000:
-0,66%
equivalente
a
94.817
ha/año
2000-2008:
-0,56%
equivalente
a
75.287
ha/año
2008-2012:
-0,54%
equivalente a 65.880 ha/año (por
muestreo).”
Con las matrices de conversión del Uso del Suelo, se elaboró la siguiente matriz
de conversión para un período de 20 años, como se indica en la Tabla 39.
224
Tabla 39: Matriz de conversión para el período 1990 - 2009, equivalente a 20 años
Bosque Tipo Cultivo anual tipo
Cultivo permanente
Pastizal
tipo
tipo Humedal tipo AsentamientosOtras
tipo tierras
Bosque Tipo
12.571.937
138.425
119.827
177.567
28.198
496
8.457
Cultivo anual tipo 760.861
1.807.122
157.163
516.461
51.471
3.339
8.622
Cultivo permanente777.306
tipo
311.343
1.515.679
442.415
47.856
2.538
6.360
Pastizal tipo
600.799
387.465
327.553
1.400.074
1.535.113
1.917
30.106
Humedal tipo
13.172
3.933
3.461
8.320
22.810
107
21.015
Asentamientos tipo 9.417
37.450
26.840
33.751
867
64.739
2.766
Otras tierras
14.457
6.133
5.750
35.879
21.932
172
74.336
Area inicial
14.747.948
2.691.870
2.156.273
2.614.466
1.708.246
73.308
151.661
Cambio neto
(1.703.042)
613.167
947.224
1.668.559
(1.635.428)
102.521
Area final
13.044.906
3.305.038
3.103.497
4.283.025
72.819
175.830
158.658
24.143.773
6.997
En esta matriz se observan los cambios del uso del suelo de bosques, cultivos
anuales y permanentes, pastizales para alimento de ganado, humedales para el
arroz o camaroneras, asentamientos, carreteras y otras tierras.
Se dedujo la siguiente curva de deforestación en base a las tasas anuales
promedias de deforestación continental, el mismo que se indica en la Figura 159.
Figura 159: Curva de deforestación estimada en base los promedios obtenidos de las
matrices de conversión
Curva de DEFORESTACION
120.000
y = -1929,2x + 106394
R² = 1
94.818
100.000
77.455
77.455
75.526
73.597
71.668
69.738
67.809
65.880
63.951
62.022
2.005
2.006
2.007
2.008
2.009
2.010
2.011
2.012
79.385
2.003
2.004
81.314
2.002
83.243
2.001
1.997
85.172
90.960
1.996
2.000
92.889
1.995
89.031
94.818
1.994
87.101
96.748
1.993
1.999
98.677
1.992
40.000
1.998
102.535
100.606
1.991
60.000
104.465
65.880
1.990
Hectáreas
80.000
20.000
-
Línea deforestación
prom 1990 2000
prom 2000 2008
prom 2008 2012
225
En base a la matriz de conversión a 20 años, se dedujo la tabla anual de
deforestación, que para una deforestación del año 2006 de 73.597 hectáreas se
obtiene los cambio del uso del suelo del 2006, el mismo que se indica en la Tabla
40.
Tabla 40: Matriz de conversión del Uso del Suelo estimada para el año 2006
Bosque Tipo Cultivo anual tipo
Cultivo permanente
Pastizal
tipo
tipo Humedal tipo AsentamientosOtras
tipo tierras
Bosque Tipo
5.982
5.178
7.674
1.219
21
365
Cultivo anual tipo
32.881
22.319
2.224
144
373
Cultivo permanente tipo
33.592
19.119
2.068
110
275
Pastizal tipo
25.964
16.745
14.155
66.341
83
1.301
Humedal tipo
569
170
150
360
5
908
Asentamientos tipo
407
1.618
1.160
1.459
37
120
Otras tierras
625
265
248
1.551
948
7
Area inicial
94.038
24.780
20.892
52.481
72.837
370
3.342
Cambio neto
(73.598)
33.161
34.272
72.108
(70.676)
4.431
302
Area final
20.440
57.941
55.164
124.589
2.161
4.801
3.644
268.739
(0)
Para el cálculo de las emisiones de proyectos no energéticos se siguió las
Directrices del IPCC de 200641 para los inventarios nacionales de gases de efecto
invernadero. Se ha dividido el Inventario de Gases de Efecto Invernadero, GEI,
en cinco categorías de fuentes o captaciones: 1. Agricultura; 2. Uso del Suelo
(Cambio del uso del Suelo y Silvicultura, USCUSS, o AFOLU en Inglés);
3.
emisiones fugitivas por venteo; 4. emisiones en procesos industriales y 5.
emisiones por desechos o basura
A su vez, cada sector es dividido en subsectores, donde se consideran los gases
de efecto invernadero directos: dióxido de carbono, CO2, metano, CH4 y óxido
nitroso, N2O.
Cada sector es subdivido de la siguiente manera:
1. AGRICULTURA
o Ganadería doméstica: fermentación entérica y manejo de estiércol
o Cultivo de arroz: campos de arroz en anegamiento
o Quema controlada de praderas
o Quema en campo de residuos agrícolas
2. USO DE SUELO, CAMBIO DE USO DE SUELO Y SILVICULTURA
o Cambios en bosques
41
(IPCC, Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero.
Volumen 4 2006)
226
o Cambios en áreas de cultivo
o Cambios en pastizales para cría del ganado
o Cambios en humedales para cultivo del arroz y camarones
o Cambios en asentamientos, carreteras y otros.
3. EMISIONES FUGITIVAS POR VENTEO
o Emisiones fugitivas de metano de actividades de petróleo y gas
4. PROCESOS INDUSTRIALES
o Producción de cemento
o Producción de cal
o Producción de productos químicos
5. DESECHOS
o Residuos sólidos en rellenos sanitarios y botaderos
o Vertimientos de aguas residuales, tanto del sector comercial como
industrial.
5.1.
LINEA BASE
Las emisiones consideradas como base son las obtenida de las matrices de
conversión de la Dirección Nacional de Patrimonio Natural y los estimados a nivel
1 de las Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de
efecto invernadero.
Las emisiones en toneladas de CO2 equivalente, TCO2 eq., para los años 1900,
1994, 2000 y 2006 se indican en la Tabla 41.
227
Tabla 41: Inventario de emisiones de efecto invernadero estimadas para el Ecuador
Inventario de emisiones en miles de TON CO2 Equivalente
PAIS: E CUADO R
emisiones de CO2
,TCO2 eq
Categorías de fuentes y sumideros de
gases de efecto invernadero
años
1990
1994
2000
2006
B. Emisiones fugitivas de combustibles
1. Petróleo y Gas Natural
2. Procesos Industriales
1.726,78
2.036,81
1.540,04
2.754,59
A. Productos minerales
1.726,78
2.036,81
1.540,04
2.754,59
B. Industria Química
0,00
0,00
0,00
0,00
C. Otra producción
0,00
0,00
0,00
0,00
emisiones de
N2O,TCO2 eq
emisiones de CH4
,TCO2 eq
1990
1994
2000
2006
1990
1994
2000
2006
0,00
0,00
0,00
0,00
21,63
28,14
28,35
29,61
21,63
28,14
28,35
29,61
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
3. Agricultura
8.645,66
10.333,58
9.035,67
9.643,94
8.706,47
12.632,58
9.484,36
13.630,16
A. Fermentación entérica
5.859,95
6.615,59
6.223,81
6.752,07
0,00
0,00
0,00
0,00
B. Manejo de estiércol
189,45
214,40
169,85
193,26
348,26
397,82
207,90
311,73
C. Cultivo de arroz
913,83
1.259,24
1.103,92
1.080,22
0,00
0,00
0,00
0,00
D. Suelos agrícolas
0,00
0,00
0,00
0,00
8.040,47
11.806,98
8.979,89
13.003,71
1.626,21
2.145,93
1.452,97
1.520,03
297,07
392,01
265,43
277,68
56,22
98,43
85,12
98,36
20,67
35,76
31,14
37,04
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
5. Desechos
4.526,76
5.285,91
5.945,31
7.917,00
127,10
136,40
167,40
310,00
A. Residuos sólidos (rellenos sanitarios y botaderos)
1.454,25
1.651,86
2.013,27
2.268,00
0,00
0,00
0,00
0,00
B. Vertimientos de aguas residuales
3.072,51
3.634,05
3.932,04
5.649,00
127,10
136,40
167,40
310,00
13.194,05
15.647,63
15.009,33
17.590,55
8.833,57
12.768,98
9.651,76
13.940,16
E. Quema de sabanas
F. Quema de residuos agrícolas
4. Cambio de uso del suelo y silvicultura
12.782,29
10.940,59
8.178,15
5.415,71
Bosques
-33.057,06
-34.823,81
-37.473,81
-40.123,81
Cultivos
Pastizales
44.168,03
44.168,03
44.168,03
44.168,03
832,63
757,67
645,24
532,80
838,69
838,69
838,69
838,69
Otros
14.509,07
SOLO NO ENERGIA
1.990
CO2, MMTONCO2 EQ
14,51
13,19
8,83
36,54
CH4, MMTONCO2 EQ
N2O, MMTONCO2 EQ
TOTAL, MMTONCO2 eq
12.977,40
9.718,19
1.994
12,98
15,65
12,77
41,39
2.000
9,72
15,01
9,65
34,38
8.170,30
2.006
8,17
17,59
13,94
39,70
Las emisiones y absorciones de gases de efecto invernadero para el Sector
Agricultura, Silvicultura y otros usos de la tierra, (Agriculture, Forestry and Other
Land Uses, AFOLU), que denominaremos sector AFOLU, que son causados por
la intervención del hombre incluyen los siguientes procesos que se observan en la
Figura 160.

Las emisiones y absorciones de CO2 resultantes de los cambios en las
existencias de carbono en la biomasa, materia orgánica muerta y suelos
minerales, para todas las tierras gestionadas (con intervención del
hombre);

Las emisiones de CO2 y CH4, N2O, NOx Co y NMVOC producidas por
incendios en todas las tierras gestionadas en la quema de la leña y
residuos agrícolas;

Las emisiones de CO2 relacionadas con la aplicación de cal y urea en
tierras gestionadas;
228

Las emisiones de CH4 del cultivo del arroz;

Las emisiones de CO2 y N2O de las tierras de cultivo orgánico;

Las emisiones de CO2 y N2O de humedales;

La emisión de CH4 producida por el ganado (fermentación entérica);

Las emisiones de CH4 y N2O de los sistemas de gestión del estiércol
(denominado estercolado);

El cambio en las existencias de carbono relacionado con los productos de
madera recolectada (HWP, en inglés) o tala de bosques;

Quema de la leña; y

Cambio de carbono en los suelos.
Figura 160: Fuentes y captaciones de gases de efecto invernadero en el sector
AFOLU, de Directrices del IPCC 2006
Tala de
bosques
Quema
de leña
El uso, la gestión y el cambio del uso de la tierra tiene su influencia sobre una
diversidad de procesos del ecosistema que afectan a los flujos de los gases de
efecto invernadero (Figura 160), tales como la fotosíntesis, la respiración, la
descomposición, la nitrificación y desnitrificación, la fermentación entérica y la
combustión. Estos procesos incluyen transformaciones del carbono y del
nitrógeno provocadas por los procesos biológicos (actividad de microorganismos,
plantas y animales) y físicos (combustión, lixiviación y escurrimiento).
229
Las emisiones en el sector Agricultura para el 2006, según las Directrices del
IPCC 2006 se indican en la Tabla 42.
Tabla 42: Emisiones del sector Agricultura por fermentación entérica y manejo del
estiércol del ganado
AÑO 2006
Ton CO2
equivalente
Gg
Categorías
CH4
3.A 3.A.1 -
Ganado
Fermentacion entérica
3.A.1.a -Ganado vacuno
3.A.1.a.i -Ganado lechero
3.A.1.a.ii -Ganado no lechero
3.A.1.b -Búfalos
3.A.1.c -Ovejas
3.A.1.d -Cabras
3.A.1.e -Camelidos
3.A.1.f - Caballos
3.A.1.g -Mulas y Asnos
3.A.1.h -Chanchos
3.A.1.j - Otros
3.A.2 - Manejo del estiercol
3.A.2.a -Ganado vacuno
3.A.2.a.i -Ganado lechero
3.A.2.a.ii -Ganado no lechero
3.A.2.b -Búfalos
3.A.2.c -Ovejas
3.A.2.d -Cabras
3.A.2.e -Camelidos
3.A.2.f - Caballos
3.A.2.g -Mulas y Asnos
3.A.2.h -Chanchos
3.A.2.i - Aves corral
3.A.2.j - Otros
Número de
cabezas
1.088.864
4.164.669
0
792.497
134.824
18.500
367.248
264.405
1.489.761
1.088.864
4.164.669
0
792.497
134.824
18.500
367.248
264.405
1.489.761
47.786.976
Emisiones y
captaciones
netas de CO2
N2O
CH4
N2O
337,2
0,8
0
7.080.418
248.901
327,4
0,0
0
6.874.364
0
311,1
77,9
233,2
0,0
4,0
0,7
0,9
6,6
2,6
1,5
0,0
9,8
5,6
1,4
4,2
0,0
0,1
0,0
0,0
0,6
0,2
2,2
1,0
0,0
0,0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6.533.495
1.635.844
4.897.651
0
83.212
14.157
17.871
138.820
55.525
31.285
0
206.054
117.441
29.983
87.458
0
1.789
490
497
13.240
5.046
46.292
21.259
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
248.901
31.384
10.455
20.929
0
1.154
0
0
357
0
206.784
9.222
0
0,8
0,1
0,0
0,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,7
0,0
0,0
Las mayores emisiones del CH4 provienen del ganado vacuno. Las mayores
emisiones de N2O provienen de las aves de corral, del uso de este estiércol como
abono.
Las emisiones CO2 del sector del cambio del Uso del Suelo, según la Directrices
del IPCC 2006 se indican en la Tabla 43.
230
Tabla 43: Emisiones del sector del Uso del Suelo en el 2006 según Directrices del
IPCC 2006
AÑO 2006
Ton CO2
equivalente
Gg
Categorías
3.B 3.B.1 3.B.1.a
Uso del suelo
Bosques
Bosques que permancen como t ales
-
3.B.1.b
Madera cosechada
Madera quemada
Tierras convet idas a Bosques
3.B.1.b.i - Cultivos convertidos a Bosques
3.B.1.b.ii - Pastizales convertidos a Bosques
3.B.1.b.iii - Humedales convertidos a Bosques
3.B.1.b.iv - Asentamientos convertidos a Bosques
3.B.1.b.v - Otras tierras convertidos a Bosques
3.B.2 Cultivos
3.B.2.a
Cult ivos que permancen como t ales
3.B.2.b
Decremento
Biomasa
24.143.773
13.044.906
(40.124)
(61.270)
44.168
44.168
12.571.937
(59.048)
44.168
27.417
16.751
Materia
Orgánica
Suelos
minerales
533
(182)
0
839
(356)
0
3.B.2.b.i - Bosques convertidos a Cultivos
3.B.2.b.ii - Pastizales convertidos a Cultivos
3.B.2.b.iii - Humedales convertidos a Cultivos
3.B.2.b.iv - Asentamientos convertidos a Cultivos
3.B.2.b.v - Otras tierras convertidos a Cultivos
3.B.3 Pastizales
3.B.3.a
Past izales que permancen como t ales
-
3.B.3.b.i - Bosques convertidos a Pastizales
3.B.3.b.ii - Cultivos convertidos a Pastizales
3.B.3.b.iii - Humedales convertidos a Pastizales
3.B.3.b.iv - Asentamientos convertidos a Pastizales
3.B.3.b.v - Otras tierras convertidos a Pastizales
3.B.4 Humedales
3.B.4.a
Humedales que permancen como t ales
-
-
3.B.5.b.i - Bosques convertidos a Asentamientos
3.B.5.b.ii - Cultivos convertidos a Asentamientos
3.B.5.b.iii - Pastizales convertidos a Asentamientos
3.B.5.b.iv - Humedales convertidos a Asentamientos
3.B.5.b.v - Otras tierras convertidos a Asentamientos
3.B.6 Otras tierras
3.B.6.a
Ot ras t ierras que permancen como
t ales
3.B.6.b
Tierras convet idas a Ot ras t ierras
3.B.6.b.i 3.B.6.b.ii 3.B.6.b.iii 3.B.6.b.iv 3.B.6.b.v -
Bosques convertidos a Otras tierras
Cultivos convertidos a Otras tierras
Pastizales convertidos a Otras tierras
Humedales convertidos a Otras tierras
Asentamientos convertidos a Otras tierras
27.417
16.751
27.417.120
16.750.915
0
(182)
(356)
(2.759)
(2.759.217)
0
0
0
0
0
0
(99)
(68)
(11)
(0)
(3)
512
(505)
150
0
0
0
5.142
(1.818)
(753)
(143)
(3)
(43)
24.530
(1.817.877)
(752.548)
(143.295)
(2.521)
(42.975)
24.530.076
(563)
(563.020)
3.791.306
0
0
0
(563)
2.617.228
1.538.167
958.876
99.327
5.877
14.982
4.283.025
18.876
14.580
4.052
244
0
0
1.308
0
0
0
0
0
0
0
512
512
0
0
0
0
200
5.705
2.778
2.695
188
12
31
(3.847)
1.400.074
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
200
200
0
0
0
0
0
0
2.882.952
600.799
715.018
1.535.113
1.917
30.106
72.819
1.308
3.516
215
(2.308)
(7)
(109)
152
(3.847)
(507)
(2.018)
(1.295)
(2)
(25)
0
-
-
(14.880) (14.880.049)
(1.213)
(834)
(132)
(2)
(40)
18.876
Tierras convet idas a Humedales
3.B.4.b.i - Bosques convertidos a Humedales
3.B.4.b.ii - Cultivos convertidos a Humedales
3.B.4.b.iii - Pastizales convertidos a Humedales
3.B.4.b.iv - Asentamientos convertidos a Humedales
3.B.4.b.v - Otras tierras convertidos a Humedales
3.B.5 Asentamientos
3.B.5.a
Asent amient os que permancen como
t ales
3.B.5.b
Tierras convet idas a Asent amient os
5.416
5.415.715
(17.639) (17.639.266)
(2.221)
3.B.4.b
Emisiones y
captaciones
netas de CO2
258.252
177.567
28.198
496
8.457
6.408.535
Tierras convet idas a Past izales
-
Emisiones y
captaciones
netas de CO2
472.969
Tierras convet idas a Cult ivos
-
3.B.3.b
Incremento
Biomasa
175.830
446
0
3
(108)
64.739
0
0
0
111.090
9.417
64.290
33.751
867
2.766
158.658
446
89
231
123
2
0
364
0
0
0
0
0
0
0
3
3
0
0
0
0
0
74.336
0
0
0
0
84.323
14.457
11.883
35.879
21.932
172
364
137
49
131
47
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
8
0
(22)
30
0
0
0
(108)
0
(137)
28
0
0
8
25.093
25.093.096
17.870
6.747
432
12
31
(2.340)
17.870.433
6.747.017
431.968
12.191
31.486
(2.339.635)
0
0
(2.340)
(2.339.635)
3.209
(1.803)
(3.603)
(9)
(135)
152
3.209.083
(1.802.683)
(3.602.886)
(8.567)
(134.582)
152.182
0
0
0
0
0
0
0
0
0
341
0
0
0
0
0
340.571
0
0
341
340.571
92
95
152
2
0
372
92.398
94.584
151.749
1.841
0
371.786
0
0
372
371.786
137
27
161
47
0
137.033
26.867
161.316
46.570
0
231
Vale resaltar que las captaciones debido a los bosques es de 61,2 millones de
toneladas de CO2, sin embargo a este valor hay que restar: 27,4 millones de
toneladas de CO2 por la tala de bosques y 16,7 millones de toneladas de CO2 por
madera para leña. El convertir bosques a cultivos incrementa las emisiones de
CO2 en 24,5 millones de toneladas, produciéndose la mayor emisión de 17,8
millones de toneladas de CO2 por la conversión de bosques a cultivos. Los
pastizales absorben CO2 en 2,3 millones de toneladas debido a la conversión de
cultivos y humedales a pastizales.
Estas emisiones de CO2, CH4 y N2O en el sector no energético se han trasladado
al programa LEAP, cuyos resultados en toneladas se indican en la Figura 161.
Figura 161: Toneladas de Emisiones de CO2, CH4 y N2O de sector no energético
Las emisiones de CO2 debido al cambio del uso del suelo van disminuyendo hasta
convertirse en captadores de CO2. (el cambio es de 5,1 a -3.9 MMtCO2eq. desde
2013 al 2040) La mayor emisión proviene de la agricultura por las emisiones de
CH4. (el cambio es de 17.8 a 23.1 MMtCO2eq. desde 2013 al 2040) Luego se
tienes las emisiones de N2O (el cambio es de 14,1 a 18.9 MMtCO2eq. desde 2013
al 2040). El total de emisiones del sector no energético es de 37,5 MMtCO2eq.
232
5.2.
REDUCCION DE EMISIONES
Por políticas de reducción de emisiones en el sector no energético se obtienen los
siguientes resultados de reducción de emisiones hasta el 2040, las mismas que
se indican en la Figura 162.
Figura 162: Emisiones principales de CO2 equivalente en sector no energético
La mayor reducción proviene del CO2 debido al cambio del uso del suelo que van
de -3.9 a -15,3 MMtCO2eq. en el 2040. Luego vienen las reducciones de las
emisiones de N2O por nitrificación que van desde 18.3 a 12,2 MMtCO2eq. en el
2040. Finalmente las reducciones por el CH4 en la agricultura que van desde
23,1 a 19.4 MMtCO2eq. en el 2040. El total de reducción de emisiones del sector
no energético es de 21,2 MMtCO2eq. en el 2040
5.2.1 REDUCCION DE EMISIONES DE CO2 POR SECTORES
Las principales reducciones por emisiones de CO2 se indican en la Figura 163.
233
Figura 163: Reducción de emisiones de CO2 por sectores
La mayor reducción se daría en el sector de uso del suelo, que de acuerdo a la
proyección indicada en la figura 167, se convierte en absorvedor de CO2. Luego
viene el sector de procesos industriales en el que se deben establecer políticas de
reducción de emisiones de CO2 en chimeneas. La reducción de emisiones
esperadas hasta el año 2040 son de 11,4 millones de toneladas de CO2.
Las reducciones de CO2 por el uso del suelo se indican en el anexo 4: SECTOR
NO ENERGETICO 2, en donde se deduce que para el 2040 habrá una reducción
de 9,7 millones de toneladas de CO2.
Las reducciones de CO2 en el sector de procesos industriales no energéticos se
indican en el anexo 4: SECTOR NO ENERGETICO 4, en donde se deduce que
para el 2040 habrá una reducción de 1,6 millones de toneladas de CO2.
5.2.2 REDUCCION DE EMISIONES DE CH4 POR SECTORES
234
Las principales emisiones de CH4, por sectores se indican en la Figura 164
Figura 164: Principales emisiones de CH4 en sector no energético
Las principales emisiones de metano se dan en el sector de la agricultura y de los
botaderos de basura y vertederos del sector comercial e industrial. La reducción
de emisiones debe darse en el procesamiento de los desechos de las ciudades y
botaderos de basura. La reducción de emisiones podría llegar a los 3,7 millones
de toneladas de CO2 equivalente.
Las reducciones de CH4 por fermentación entérica se indican en el anexo 4:
SECTOR NO ENERGETICO 1, en donde se deduce que para el 2040 habrá una
reducción de 0,7 millones de toneladas de CO2
equivalente. Se requieren
procesos que manejen adecuadamente la fermentación entérica
Las reducciones de CH4 en el sector de basura y desechas industriales se indican
en el anexo 4: SECTOR NO ENERGETICO 5, en donde se deduce que para el
2040 habrá una reducción de 2,9 millones de toneladas de CO2 equivalente.
Las reducciones de CH4 por venteo de gas asociado se indican en el anexo 4:
SECTOR NO ENERGETICO 3, en donde se deduce que para el 2040 habrá una
reducción de 0,02 millones de toneladas de CO2 equivalente.
235
1.2.3 REDUCCION DE EMISIONES DE N2O POR SECTORES
Las principales emisiones de N2O, por sectores se indican en la Figura 165.
Figura 165: Principales emisiones de N2O en el sector no energético
Las reducciones de N2O por el mejor manejo de los suelos agrícolas se indican
en el anexo 4: SECTOR NO ENERGETICO 1, en donde se deduce que para el
2040 habrá una reducción de 6,1 millones de toneladas de CO2 equivalente. Se
espera uso óptimo de fertilizantes y cultivos orgánicos y sistemas de cultivo con
labranza cero
236
CAPÍTULO 6:
PLAN DE REDUCCIÓN DE EMISIONES
Y POLITICAS
Una vez obtenidos los resultados de las reducciones de emisiones de cada sector
se analizarán de manera integrada estas reducciones hasta el año 2040. Se
compara los costos (o beneficios) netos de las reducciones de las emisiones en
todos los sectores bajo la forma de una curva de costos marginales de reducción.
6.1.
LA EVOLUCIÓN DE LAS EMISIONES EN EL
ESCENARIO DE LA LÍNEA BASE
Primero se analiza la línea base. Para este análisis, se utilizó, como se ha dicho,
el modelo LEAP para contabilizar las emisiones generadas por las actividades de
producción y consumo de energía, o sea, en las áreas de demanda,
transformación así como las emisiones de las actividades que no están asociadas
a la energía, como son los procesos industriales (cemento), de agricultura, del uso
del suelo, el venteo de gas asociado y los desechos.
El escenario de la línea base descansa en supuestos macroeconómicos del
Ecuador, o sea un crecimiento promedio anual del PIB del 4,0%. Figura 166.
Figura 166: Crecimiento del PIB en valores corrientes
237
y un crecimiento promedio anual de la población del 1,07%. Figura 167.
Figura 167: Crecimiento de la población en millones de habitantes
Se han considerado los precios internacionales para los combustibles que
corresponden a un precio del petróleo WTI (West Texas Intermediate) de
aproximadamente 100 US$ el barril. Los que se han considerado constantes
hasta el 2040. Con base en estos supuestos, el escenario de la línea base estima
que las emisiones totales de gases de efecto invernadero crecerán de 56 Mt
CO2e en 2013 a 96,1 Mt en 2040 como se indica en la Figura 168.
Figura 168: Emisiones en toneladas de CO2 equivalentes en el caso base
6.2.
REDUCCION DE EMISIONES POR NUEVAS
POLITICAS
238
La reducción de emisiones de todos los sectores se indican en la Figura 169.
Figura 169: Reducción de emisiones en todos los sectores
La reducción de emisiones es de 35.1 millones de toneladas de CO2 en el 2040,
llegando las emisiones a 61,1 millones de toneladas de CO2, similares a las del
2008. Las reducciones corresponden a los sectores indicados en la Figura 170.
Figura 170: Sectores de mayor reducción de emisiones
Las mayores reducciones se darían en el sector no energético (21.2 millones de
toneladas), luego en el sector de la demanda (11.2 millones de toneladas) y
finalmente el sector de la transformación (2.7 millones de toneladas). Dando un
total de 35.1 millones de toneladas de CO2 equivalente.
239
6.3.
REDUCCION DE EMISIONES POR PROYECTO
Las reducciones por proyecto y su costo o (ahorro) por tonelada de CO2
equivalente se indican en la Tabla 44.
Tabla 44: Reducción de emisiones por proyecto
REDUCCIONES DE EMISIONES Y COSTO (AHORRO) / TON CO2 eq.
AREA DE TRANSFORMACION
PRODUCCION DE ELECTRICIDAD
Generación eólica
Pequeñas hidroeléctricas
Generación geotérmica
Generación con Biogás
Electricidad con prog. Lineal
PRODUCCION DE DERIVADOS
Producción de etanol
Produccion de biodiesel
Rehabilitacion de refinerías
Cogeneracion en refinerías GICC
AREA DE DEMANDA O USOS FINALES
SECTOR RESIDENCIAL
Reducción del uso de GLP por electricidad
Aire acondicionado residencial
Refrigeracion residencial
Iluminación residencial
Calentamiento solar de agua
Estufas mejoradas de leña
Produccion eficiente de carbón vegetal
SECTOR INDUSTRIAL
Motores industriales
Cogeneración con bagazo
Cogeneracion en industrias CHP
SECTOR COMERCIAL Y SECTOR PUBLICO
Aire acondicionado en edificios
Iluminación en edificios
Alumbrado público
SECTOR TRANSPORTE
Eficiencia de vehículos
Cambio vehículos a diesel por gasolina
Cambio a vehículos híbridos
Cambio Jeeps por Autos
Usos de carros eléctricos
Sistemas de transporte BRT
Carga por ferrocarril
AREA NO ENERGETICA
AREA DE PROYECTOS NO ENERGETICOS
Optimizacion agricultura
Otimización Uso del Suelo
Optimizacion venteo
Optimizacion Procesos industriales
Optimizacion basura
TOTAL
Reduccion
Ton CO2 eq
7.782.286
28.004
42.006
280.037
791.966
6.640.273
1.237.597
110.365
78.355
47.532
1.001.346
Re ducción, tCO2e q.
2.443.560
1.377.826
89.078
23.546
429.791
428.999
70.586
23.733
3.464.511
79.761
60.994
3.323.756
174.390
20.744
52.896
100.750
18.318.656
4.187.296
247.909
4.805.087
426.482
7.032.194
298.631
1.321.056
Re ducción, tCO2e q.
21.179.787
6.877.362
9.726.100
22.197
1.600.530
2.953.598
54.600.788
Costo (ahorro)
de CO2,
$/Ton CO2
(518)
48
(346)
158
(43)
(606)
(212)
46
98
59
(277)
Cos to(ahorro) $/tCO2e q
(449)
(173)
(591)
(961)
(1.140)
(673)
(79)
15
(124)
(1.228)
(26)
(100)
(1.060)
(1.085)
(1.085)
(1.042)
(214)
(167)
(614)
(183)
(745)
(127)
(3)
(743)
Cos to(ahorro) $/tCO2e q
2
(20)
7
(1.126)
12
44
(181)
Considerando por proyecto por separado, el total de reducciones para el año 2040
serían de 54.6 millones de toneladas de CO2 equivalente. Este valor difiere del
obtenido en el programa LEAP debido que en el programa de optimización se
incluyen los proyectos que aumentan las emisiones de CO2, de modo que la
reducción neta es de 35.1 millones de toneladas de CO2 equivalente para el 2040.
CURVA DE AHORROS (-) Y COSTOS (+) DE LAS REDUCCIONES DE EMISIONES DE CO equivalente
Cambio del Uso del Suelo
Emisiones Agricultura
sedan
Ahorros (-) y Costos (+), US$/tonelada de CO equivalente
Figura 171
Basura y
desechos
Industria
no energética
Sector Eléctrico
Optimizado con
Programación Lineal
COMERCIAL,
ALUBRADO PÚBLICO: 0,17
Cambio SUV por
sedan
Industria
no energética
Industria
no energética
ELECTRICIDAD Y REFINACIÓN
241
Las reducciones de emisiones se realizan paulatinamente desde el 2013 al 2040.
La reducción de emisiones en el 2040 sería de la manera indicada en la Figura
171.
6.4.
ÁREAS DE ALTA PRIORIDAD
Las reducciones de gases de efecto invernadero en orden de importancia o de
más alta prioridad se indican en la Tabla 45.
Tabla 45: Priorización de proyectos en función del mayor volumen de reducciones de
gases de efecto invernadero
Costo (ahorro) en
PROYECTO
MM ton CO2 eq
US$/ton CO2 eq
1 Otimización Uso del Suelo
9,73
2 Usos de carros eléctricos
7,03
7
3 Optimizacion agricultura
6,88
(20)
4 Electricidad con prog. Lineal
6,64
(606)
5 Cambio a vehículos híbridos
4,81
(183)
6 Eficiencia de vehículos
4,19
(167)
7 Cogeneracion en industrias CHP
3,32
(100)
8 Optimizacion basura
2,95
9 Optimizacion Procesos industriales
1,60
(127)
44
12
10 Reducción del uso de GLP
1,38
(173)
11 Carga por ferrocarril
1,32
(743)
12 Cogeneracion en refinerías GICC
1,00
(277)
13 Generación con Biogás
0,79
(43)
14 Iluminación residencial
0,43
(1.140)
15 Calentamiento solar de agua
0,43
(673)
16 Cambio Jeeps por Autos
0,43
(745)
17 Sistemas de transporte BRT
0,30
18 Generación geotérmica
0,28
158
19 Cambio vehículos a diesel por gasolina
0,25
(614)
20 Producción de etanol
0,11
21 Alumbrado público
0,10
22 Aire acondicionado residencial
0,09
(591)
23 Motores industriales
0,08
(1.228)
24 Produccion de biodiesel
0,08
98
25 Estufas mejoradas de leña
0,07
(79)
26 Cogeneración con bagazo
0,06
(26)
27 Iluminación en edificios
0,05
(1.085)
28 Rehabilitacion de refinerías
0,05
29 Pequeñas hidroeléctricas
0,04
30 Generación eólica
0,03
31 Produccion eficiente de carbón vegetal
0,02
32 Refrigeracion residencial
0,02
(961)
33 Optimizacion venteo
0,02
(1.126)
34 Aire acondicionado en edificios
0,02
(1.085)
TOTAL
54,6
13 primeros proyectos
51,6
(3)
46
(1.042)
59
(346)
48
15
95%
El sector de mayor reducción es el sector no energético por el cambio del uso del
suelo, la agricultura y el manejo de los desechos (21,2 millones de toneladas de
CO2 equivalente). Luego se tiene el sector del transporte (18,3 millones de
242
toneladas de CO2 equivalente), a continuación el sector de la electricidad con el
manejo integrado y optimizado de todas la tecnologías (7,7 millones de toneladas
de CO2 equivalente), se continua con el sector industrial (3,4 millones de
toneladas de CO2 equivalente), luego el sector residencial (2,4 millones de
toneladas de CO2 equivalente), finalmente el sector de refinación de
hidrocarburos (1,2 millones de toneladas de CO2 equivalente) y el sector
comercial (0,2 millones de toneladas de CO2 equivalente)
Se analizarán los primeros 13 proyectos, los mismos que cubren el 95% de las
emisiones a reducir.
6.4.1.
REDUCCIÓN EN SECTOR USO DEL SUELO, SILVICULTURA,
AGRICULTURA Y DESECHOS
Incluye el proyecto 1 (Cambios del uso del suelo, 9,73 MM.ton.CO2.eq.), proyecto
3 (Emisiones en agricultura, 3.88 MM.ton.CO2.eq), proyecto 8 (emisiones en
basura y desechos industriales, 2,95 MM.ton.CO2.eq), proyecto 9 (emisiones en
industrias no energéticas, 1,6 MM.ton.CO2.eq)
El objetivo fundamental es mantener y mejorar la curva de deforestación indicada
en la Figura 159, la misma que para el 2040 sería como se indica en la Figura
172.
Figura 172: Curva de deforestación y emisiones y absorciones de CO2
Emisiones (absorciones) de CO2 y deforestación
123.757
20.000
150.000
15.000
60.093
100.000
10.000
5.000
1.980
1.985
1.990
1.995
2.000
2.005
2.010
2.015
2.020
2.025
2.030
2.035
2.040
(50.000)
(5.000)
(100.000)
(10.000)
(15.000)
(150.000)
EMISIONES (ABSORSIONES),M TON.CO2
DEFORESTACION, Ha
Hectáreas
8.005
miles ton CO2
50.000
243
El objetivo de la deforestación en el 2040 es de 8.000 hectáreas versus la
deforestación en 1980 de 123.000 hectáreas. Esta proyección es la línea base,
adicionalmente se espera una reducción de 9,7 millones de toneladas de CO 2
equivalente por un crecimiento de las plantaciones en todo el territorio ecuatoriano
de 2 millones de hectáreas hasta el 2040. Se puede lograr mayores reducciones
si se disminuye o reemplaza el consumo de leña y por el aumento de
rendimientos en los cultivos lo que disminuiría la necesidad de mayores áreas
para cultivos y pastizales.
A partir del 2018 se tienen ya absorciones de CO2 en lugar de emisiones en el
sector del Uso del Suelo.
La reducción en el sector de agricultura se espera por el mejor manejo de los
suelos con cero arado por ejemplo y cultivos orgánicos
Se espera una reducción de 3 millones de toneladas de CO 2 equivalente por el
tratamiento de aguas residuales industriales y el mejor manejo de la basura.
6.4.2.
REDUCCIÓN EN EL SECTOR DE TRANSPORTE
Incluye el proyecto 2 (Uso de vehículos eléctricos, 7,03 MM.ton.CO2.eq.), proyecto
4 (Cambio a vehículos híbridos, 4,81 MM.ton.CO2.eq), proyecto 5 (Eficiencia de
vehículos con consumos menores y mayores kilometrajes, 4,19 MM.ton.CO2.eq),
proyecto 11 (Carga por ferrocarril, 1,32 MM.ton.CO2.eq)
Todas estas reducciones se deben a la disminución del consumo de combustibles
fósiles por el uso de la electricidad y por mejores eficiencias tecnológicas.
6.4.3.
REDUCCIÓN EN EL SECTOR DE GENERACION ELECTRICA
244
Incluye el proyecto 3 (el menor costo de generación con mejores tecnologías y
con la inclusión intensiva de generación hídrica, 6,64 MM.ton.CO 2.eq.), el
proyecto 7 (Cogeneración en industrias CHP, 3,32 MM.ton.CO2.eq), proyecto 12
(Cogeneración en refinerías GICC,
1,00 MM.ton.CO2.eq) y el proyecto 13
(Generación eléctrica con biogás, 0,79 MM.ton.CO2.eq)
Se da la reducción de 6,64 MM.ton.CO2.eq. a un costo de generación de 4,34
Centavos el kWh. Esto se logra con el incremento de generación hídrica, el uso
mínimo del fuel oil y diésel, el mayor uso del gas natural con ciclo combinado, la
cogeneración en las industrias, el biogás de la basura, la cogeneración en
procesos de gasificación en las refinerías y el uso de la energía nuclear.
6.4.4.
REDUCCIÓN EN EL SECTOR RESIDENCIAL
Incluye el proyecto 10 (Uso de electricidad en lugar del GLP en los hogares, 1,38
MM.ton.CO2.eq.)
Se usaría energía eléctrica de 4,34 centavos el kWh (12 US$/GJ) en lugar del
GLP (20,6 US$/GJ)
6.5.
INVERSIONES REQUERIDAS
Las inversiones requeridas para la implementación de los proyectos son elevadas
tal como se indican en la Tabla 46.
245
Tabla 46: Inversiones requeridas por proyecto
TOTAL INVERSIONES, US$
AREA DE TRANSFORMACION
PRODUCCION DE ELECTRICIDAD
Generación hídrica
Motores combustion interna, diesel
Geotérmica
Eólica
Solar, voltaica
Nuclear
Fuel oil
Gas natural ciclo combinado
Turbina gas, diesel
Generación con biomasa
Cogeneración en industrias, CHP
Generacion basura
Gasificacion integrada con ciclo combinado,
GICC
Turbina gas con gas natural
PRODUCCION DE DERIVADOS
Plantas de etanol
Plantas biodiesel
Rehabilitacion de refinerías, (opt comb.)
Gasificación en refinerías GICC
AREA DE DEMANDA O USOS FINALES
SECTOR RESIDENCIAL
Cocinas electricas en vez de GLP
Aire acondicionado residencial
Refrigeracion residencial
Iluminación residencial
Calentamiento solar de agua
Estufas mejoradas de leña
Produccion eficiente de carbón vegetal
SECTOR INDUSTRIAL
Motores industriales
Cogeneración con bagazo
Cogeneracion en industrias CHP
SECTOR COMERCIAL Y S.PUBLICO
Aire acondicionado en edificios
Iluminación en edificios
Alumbrado público
SECTOR TRANSPORTE
Vehículos más eficientes
Cambio vehículos a diesel por gasolina
Cambio a vehículos híbridos
Cambio SUV(jeeps) por autos
Usos de carros eléctricos
Sistemas de transporte BRT
Transporte por ferrocarril
Contrucción vía rápida
AREA NO ENERGETICA
PROYECTOS NO ENERGETICOS
Optimizacion agricultura
Otimización Uso del Suelo
Optimizacion venteo
Optimizacion Procesos industriales
Optimizacion basura
Labranza cero
TOTAL
27.334.035.000
18.480.000.000
1.500.000.000
47.250.000
1.125.000.000
2.500.000.000
1.085.000.000
970.785.000
167.400.000
350.000.000
480.000.000
451.500.000
177.100.000
1.821.800.000
255.000.000
540.000.000
274.300.000
752.500.000
4.596.859.550
121.593.131
641.403.768
828.622.632
67.700.547
2.841.554.837
94.994.634
990.000
1.728.009.421
135.509.421
87.500.000
1.505.000.000
257.338.190
114.000.000
110.000.000
33.338.190
80.963.535.500
10.409.000.000
2.498.160.000
10.489.000.000
(2.016.000.000)
20.976.000.000
207.375.500
14.400.000.000
24.000.000.000
5.066.618.922
540.900.000
207.078.553
2.000.000.000
300.000.000
2.000.000.000
18.640.369
121.768.196.582
Las inversiones totales para la implementación de los proyectos son de 122 mil
millones de dólares que tiene que invertirse desde el 2013 al 2040. Las
246
inversiones mayores son en la generación hidroeléctrica por 18.4 mil millones de
dólares, en la construcción del tren rápido Quito Guayaquil por 38 mil millones de
dólares y en el transporte en la adquisición de vehículos modernos más eficientes,
nuevos vehículos eléctricos e híbridos.
6.6.
FACTIBILIDAD Y BARRERAS DE IMPLEMENTACIÓN
Casi todos los proyectos de este análisis ya se han implementado en Ecuador
como proyectos regulares de inversión, demostrando así su factibilidad, por lo
menos en una escala limitada. Pero lo que precisamente se necesita es la
ampliación de un proyecto individual a un programa más amplio, lo que por lo
general involucra cambios en las políticas, en las instituciones y en los
comportamientos de las personas..
El saber que un proyecto tenga beneficios económicos netos positivos y sea
factible, no quiere decir que sucederá automáticamente.
Las principales barreras para la implementación de los proyectos indicados son:
•
El subsidio a los combustibles con precios tan bajos como los del GLP, el
diésel y la gasolina. En el caso del subsidio del GLP que no permite la
implementación del uso de la energía solar. (sin embargo hay que
reconocer que por el precio tan bajo se ha desestimulado el uso de la leña
en la cocción de alimentos).
•
No existen suficientes incentivos y compensaciones si las personas o
empresas reducen el consumo de combustibles por el de energías
renovables.
•
La inexperiencia y la falta de información con respecto al beneficio de
reducir emisiones de gases de efecto invernadero tanto para las personas,
el país y el mundo.
•
La incompatibilidad con las normas de la industria o las reglamentaciones
del gobierno
•
Numerosos proyectos que se han evaluado en el presente estudio
enfrentan una variedad de barreras de mercado.
247
•
Tanto el beneficiario como el inversor tienen intereses diferentes.
•
El financiamiento inicial por inversiones altas en maquinaria y equipo
•
La falta de instrumentación de políticas y programas favorables.
•
Si bien las políticas para promover los proyectos indicados existen, sin
embargo se requieren políticas nuevas o modificaciones en las actuales
con el propósito de acelerar su implementación
•
Los proyectos de eficiencia energética y energías renovables tienen costos
iniciales de inversión más altos que deberían ser compensados por los
menores costos de combustible y operativos, sin embargo para su
implementación se encuentra que los mercados de crédito no están bien
desarrollados o las tasas de descuento implícitas son elevadas, y por lo
tanto el crédito es costoso
6.7.
IMPLEMENTACIÓN DE POLÍTICAS
Es necesario Introducir regímenes positivos de impuestos y esquemas de
incentivos, remover las barreras del mercado y la eliminación gradual de subsidios
(en combustibles fósiles), promover los mercados verdes, la energía renovable, la
eficiencia energética, los productos verdes, inversión en la conservación de los
recursos, la salud humana, incluido las políticas para el desarrollo de proyectos de
bajas emisiones de gases de efecto invernadero
Estos proyectos de reducción de emisiones requerirán cambios en las políticas
antes de que puedan implementarse.
Algunos proyectos de bajas emisiones, como aquéllas en el transporte urbano,
requerirán
una
mayor
coordinación
entre
las
múltiples
instituciones
gubernamentales y entre los diferentes niveles de gobierno, municipios y
prefecturas. Numerosos proyectos requieren una planeación de más largo plazo
por parte del gobierno y una mayor continuidad transversal en el gobierno central
y en los municipios y prefecturas
248
Una amplia variedad de políticas podrían sustentar el desarrollo de proyectos para
reducir las emisiones. Las principales políticas se describen a continuación:
6.7.1 PROGRAMAS
EFLUENTES
FORESTALES
Y
CONTROL
DE
RESIDUOS
Y
Las políticas para el manejo y la protección de los bosques nativos, como
aquéllas para el control de la tala ilegal de bosques, la prevención de incendios
rendirán beneficios ambientales a nivel local y global. Otro ejemplo de medida
para reducir la deforestación y promover los programas de reforestación y
plantaciones es el programa para el manejo forestal comunitario.
6.7.2 PROGRAMAS
URBANA
DE
TRANSPORTE
PÚBLICO
Y
PLANIFICACIÓN
Se requieren reglamentaciones complementarias y acciones coordinadas por
parte de los organismos del Gobierno Central, Ministerios del ramo, Prefecturas y
Municipios para promover modelos de planeación urbana que reduzcan la
demanda de transporte (zonas de alta densidad, corredores radiales, etc.) y
ofrezcan una infraestructura de transporte público cómodo, accesible y seguro,
incluyendo áreas para los peatones y las bicicletas.
6.7.3 GENERACIÓN
DE
ELECTRICIDAD
TECNOLOGÍAS EXISTENTES.
OPTIMIZANDO
LAS
Incentivos a pequeños generadores de electricidad y sobre todo un sistema
modal integrado de redes eléctricas que permita tanto la compra como la venta
249
de electricidad. Si un hogar, un condominio, un barrio, un centro comercial o
una industria generan energía estén en posibilidad de vender sus excedentes al
sistema interconectado.
6.7.4 NORMAS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA.
Mejora de las normas existentes sobre eficiencia energética para equipos de
amplio uso como motores, bombas, lámparas, calderas, hornos, etc., y aparatos
electrodomésticos como cocinas, acondicionadores de aire, refrigeradores,
hornos domésticos, calefones, y
vehículos como automóviles, camiones y
autobuses reduciría el consumo de energía por equipo o vehículo.
Las normas necesitan ser complementadas con medidas que garanticen la
eficiencia energética de los vehículos y equipos usados, tales como los
programas de verificación vehicular y los pagos en efectivo por la cauterización
o desguace de vehículos y aparatos electrodomésticos.
6.7.5 NORMAS DE CALIDAD DEL AIRE.
Verificación vehicular en todas las provincias. Las mejores normas de calidad de
combustibles y el mejor cumplimiento de las normas de calidad del aire podrían
tener como resultado una reducción de gases de efecto invernadero efectiva.
Las mejorías en la calidad de los combustibles, principalmente de la gasolina, el
diésel y el combustóleo de parte de las refinerías, servirían para que se cumplan
con las normas de calidad del aire ambiente y, al permitir un mejor desempeño de
los motores.
Los programas de verificación vehicular servirían para mantener fuera de las
calles a los vehículos que no están afinados, mejorando la calidad del aire local y
elevando la eficiencia de los vehículos.
La ampliación del sistema de transporte público reduciría el consumo de combustibles por persona.
250
6.7.6 PRECIOS DE LA ENERGÍA.
Un requerimiento de la eficiencia energética es la reducción paulatina de los
subsidios, ya que los subsidios distorsionan el uso óptimo de las tecnologías que
se desarrollan en un mundo globalizado con precio de combustibles altos y no
subsidiados.
La focalización de los subsidios sería un paso necesario para favorecer a las
personas de menores recursos económicos.
El subsidio ha estimulado el uso intensivo de automóviles privados, en contra del
uso de transporte masivo o público
6.7.7 FINANCIAMIENTO DE LOS PROYECTOS
Es importante evaluar los requerimientos de inversión para los proyectos de bajas
emisiones y para identificar el potencial de las fuentes de financiamiento para
inversión.
Los requerimientos de financiamiento provienen de tres sectores: del inversionista
privado, de los hogares o las familias y del sector público
Las inversiones requeridas por estos sectores se indican en la Tabla 47.
251
Tabla 47: Inversiones requeridas para el sector privado, los hogares y el sector
público
INVERSIONISTA
PRIVADO, US$
AREA DE TRANSFORMACION
PRODUCCION DE ELECTRICIDAD
Generación hídrica
Motores combustion interna, diesel
Geotérmica
Eólica
Solar, voltaica
Nuclear
Fuel oil
Gas natural ciclo combinado
Turbina gas, diesel
Generación con biomasa
Cogeneración en industrias, CHP
Generacion basura
Gasificacion integrada con ciclo combinado,
GICC
Turbina gas con gas natural
PRODUCCION DE DERIVADOS
Plantas de etanol
Plantas biodiesel
Rehabilitacion de refinerías, (opt comb.)
Cogeneracion en refinerías GICC
5.422.535.000
SECTOR COMERCIAL Y S.PUBLICO
Aire acondicionado en edificios
Iluminación en edificios
Alumbrado público
SECTOR TRANSPORTE
47.250.000
1.125.000.000
2.500.000.000
1.085.000.000
970.785.000
167.400.000
350.000.000
480.000.000
451.500.000
177.100.000
795.000.000
Optimizacion agricultura
Otimización Uso del Suelo
Optimizacion venteo
Optimizacion Procesos industriales
Optimizacion basura
Labranza cero
TOTAL
-
1.026.800.000
255.000.000
540.000.000
274.300.000
752.500.000
4.596.859.550
121.593.131
641.403.768
828.622.632
67.700.547
2.841.554.837
94.994.634
990.000
1.728.009.421
135.509.421
87.500.000
1.505.000.000
257.338.190
114.000.000
110.000.000
33.338.190
-
Vehículos más eficientes
Cambio vehículos a diesel por gasolina
Cambio a vehículos híbridos
Cambio SUV(jeeps) por autos
Usos de carros eléctricos
Sistemas de transporte BRT
Transporte por ferrocarril
Contrucción vía rápida
AREA NO ENERGETICA
PROYECTOS NO ENERGETICOS
21.911.500.000
1.500.000.000
Cocinas electricas en vez de GLP
Aire acondicionado residencial
Refrigeracion residencial
Iluminación residencial
Calentamiento solar de agua
Estufas mejoradas de leña
Produccion eficiente de carbón vegetal
Motores industriales
Cogeneración con bagazo
Cogeneracion en industrias CHP
-
INVERSION
PUBLICA, US$
18.480.000.000
AREA DE DEMANDA O USOS FINALES
SECTOR RESIDENCIAL
SECTOR INDUSTRIAL
INVERSION POR
HOGARES, US$
42.356.160.000
38.607.375.500
10.409.000.000
2.498.160.000
10.489.000.000
(2.016.000.000)
20.976.000.000
207.375.500
14.400.000.000
24.000.000.000
840.900.000
18.640.369
4.207.078.553
540.900.000
207.078.553
2.000.000.000
300.000.000
2.000.000.000
18.640.369
9.043.782.611
46.971.659.918
65.752.754.053
252
El sector público tiene la mayor carga de inversiones ya que debería invertir en los
proyectos grades de generación hídrica, los mismos que requieren una capacidad
de 8.400 MW hasta el 2040 y la construcción del tren rápido Quito Guayaquil.
Luego las mayores inversiones corresponden al sector de los hogares
fundamentalmente en la adquisición de los vehículos modernos.
Las inversiones del sector privado y público requieren del apoyo del
financiamiento externo
253
CONCLUSIONES
ASPECTOS GENERALES
Las conclusiones se basan en lograr el objetivo fundamental de proveer energía
para todos los sectores, aún los más abandonados, bajo la perspectiva de lograr
reducción de emisiones de gases de efecto invernadero con protección de la
salud humana y del medio ambiente.
Lograr el desarrollo energético junto con los objetivos climáticos, requerirá un
cambio en los sistemas energéticos con nuevas tecnologías, la disminución de los
combustibles fósiles, el uso de energías renovables y la eficiencia energética en
todos los sectores.
Esto requerirá grandes inversiones (122 mil millones de dólares), sin embargo los
proyectos que requieren financiamiento se compensarán con los proyectos que
ahorran energía.
La reducción paulatina de subsidios no es suficiente para lograr la transformación,
se requiere una adecuada gobernanza para acelerar el proceso a través de
medidas regulatorias como los estándares tecnológicos, los mecanismos de
mercado (certificados verdes), mecanismos de financiamiento internacional,
soporte y coordinación en investigación y desarrollo, inversión pública y acceso al
financiamiento y capital. Se necesitará un nuevo régimen tanto social como
tecnológico
y
el
desincentivar
sistemas
tecnológicos
obsoletos
y
no
sustentables42.
Las tres vías para lograr la transformación son, siguiendo la agenda de energía
con desarrollo compartido del Instituto del ambiente de Estocolmo, el mismo
creador del programa LEAP:
1) Acceso a la energía básica para todos
2) Eficiencia energética y cambio en el estilo de vida
3) Energías renovables.
42
Nilsson_Heaps..... Energy for Shared Development Agenda: Global Scenarios and Governance
Implications. Stockholm Enviroment Institute: Estocolmo, 2012.
254
Se requieren reducciones ambiciosas en la intensidad energética además
cambios en el transporte, en el consumo, en el uso del suelo y en el tratamiento
de la basura y desechos. Para lograrlo se requiere:

Capacitación

Estándares para nuevas y más avanzadas tecnologías

Mejoramiento en infraestructura

Nuevos modelos de negocios con asistencia técnica y financiera

Colaboración entre actores públicos y privados hacia un objetivo global

Cambio en la cultura y prácticas sociales

Acceso al crédito para los hogares y pequeños negocios

Sistemas de monitoreo

Incentivos para las energías limpias

Redes inteligentes abiertas para generación distribuida

Desarrollo tecnológico incluyendo innovación global y mecanismos para
compartir tecnologías.

Grandes esfuerzos para investigación tanto a nivel nacional como
internacional

Planificación energética para permitir que entren nuevos actores al sector

Regulaciones estables y predecibles con relación a la construcción a los
estándares de eficiencia y a los procesos y productos de desecho.

Aprendizaje social y reflexiones sobre el consumo inteligente y estilo de
vida.

Incentivos económicos

Planificación urbana y de infraestructura de modo que se logren los
incentivos.

Comercialización de nuevas tecnologías verdes
ASPECTOS PARTICULARES
Para lograr las reducciones de gases de efecto invernadero en el Ecuador se
requiere:
255
•
Focalización y reducción paulatina y previsible de los combustibles
fundamentalmente del GLP, gasolinas y diésel.
•
Mejoramiento de los combustibles a través de la rehabilitación de las
refinerías hacia procesos de alta conversión y la construcción de la
refinería del Pacífico
•
Reemplazo del gas natural por el diésel en el transporte masivo.
•
Estimular el transporte masivo para que desplace el uso del automóvil
•
Facilitar acceso tecnológico e incentivos para desarrollar el uso del
vehículo híbrido y eléctrico
•
Planificación a largo plazo de los cambios del uso del suelo. Incentivar la
plantación de árboles y bosques. Capacitar para mejorar los rendimientos
de los cultivos y pastizales.
•
La generación hídrica de alto potencial en el país debe ser la base en la
generación eléctrica. La termoelectricidad debe programase en base a
precios internacionales. Estimular el uso del gas natural, la cogeneración y
el desarrollo de los procesos de gasificación en las refinerías. Planificar el
uso de energía nuclear y la del hidrógeno.
•
Desarrollar en las industrias los procesos de generación tanto de calor
como de electricidad.
•
Estimular los tratamientos de aguas residuales y óptimos procesos para los
desechos industriales.
•
Selección y tratamiento de la basura incluyendo la generación eléctrica.
•
En los hogares estimular el uso de los paneles solares para calentamiento
y el uso de los electrodomésticos óptimos a través de la etiquetación.
•
Incentivar procedimientos de aislamientos óptimos en las construcciones.
256
RECOMENDACIONES
En la presente tesis se han hecho los análisis y cálculos en base a datos de nivel
1 (Tier 1) según la metodología del IPCC para los cálculos de las emisiones de
gases de efecto invernadero. En los datos de nivel 1 se incluyen datos estimados
en base a procesos de otros países o promedios internacionales.
Es necesario realizar los análisis en base a datos de Nivel 2 y Nivel 3, o sea con
datos de laboratorio o datos reales de equipos o sistemas existentes reales
medidos en cada sector.
Se deben estudiar los procesos de energía en base a la exergía con la finalidad
de conocer con mayor exactitud la causa de las pérdidas en los procesos.
Se deben investigar con más profundidad en los siguientes procesos:
•
Cogeneración en industrias para producir calor y electricidad
•
Procesos de gasificación en refinación y para residuos sólidos
•
Generación nuclear y del hidrógeno
•
Generación eléctrica de la basura
•
Procesos binarios para generación geotérmica de baja temperatura.
•
Sistemas de aislamiento en construcciones
257
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260
ANEXO 1. Ejemplos de Entropía, Exergía, Ciclos termodinámicos
EJEMPLOS DE
ENERGÍA
ENTROPÍA,
EXERGÍA
CICLOS TERMODINÁMICOS DE UNA TURBINA DE
GAS Y LA COGENERACIÓN.
261
ANEXO 2. Factores de emisión
TABLAS DE FACTORES DE EMISIÓN USADAS EN
EL LEAP
262
ANEXO 3. Producción de crudo y gas
PRODUCCIONES DE CRUDO Y GAS ASOCIADO
POR BLOQUES
263
ANEXO 4. Factibilidades
FACTIBILIDAD DE LOS PROYECTOS.
INVERSIONES, INGRESOS, COSTOS Y CÁLCULO
DE LAS EMISIONES
Anexo SECTOR TRANSFORMACION
Anexo SECTOR RESIDENCIAL
Anexo SECTOR INDUSTRIAL
Anexo SECTOR COMERCIAL
Anexo SECTOR TRANSPORTE
Anexo SECTOR NO ENERGETICO