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Los desafíos de la tecnología para la mitigación: Consideraciones para la formulación de políticas nacionales relativas al cambio climático
Las principales barreras a la distribución de tecnología incluyen: la información (información persuasiva sobre un nuevo producto), el financiamiento (para reducir los costos relacionados a otras tecnologías y costos absolutos), la capacidad para introducir o usar tecnología, los costos de transacción, las regulaciones excesivas o inadecuadas, incluidas las políticas de inversión, y los mercados no competitivos. Los esfuerzos para superar estas barreras se deben adaptar a tecnologías individuales mediante las iniciativas únicas del país que desea distribuir una tecnología y por el país que proporciona la tecnología.7 Sin embargo, los países en desarrollo, incluso luego de tomar medidas para abordar las barreras nacionales, a menudo tropiezan con obstáculos para la distribución de tecnologías. Uno de los elementos que dificulta la distribución de tecnología en países en desarrollo es la relación entre la nueva tecnología, y la escala y el patrimonio de recursos de los países. En la mayoría de los casos, las tecnologías reflejan la combinación original de recursos (particularmente capital, mano de obra, capacidades tecnológicas, y, también la escala de producción) en un país dado, que puede no calzar bien en la tecnología particular que se desea distribuir (consulte Tabla 1). El desafío que enfrenta la comunidad internacional y los gobiernos nacionales es determinar cómo se pueden superar estas barreras. Preguntas: • Dados los papeles respectivos de la industria y los gobiernos, ¿la comunidad internacional debería mejorar el ciclo de aprendizaje de investigación, desarrollo y demostración? De ser así, ¿cómo? • ¿Qué barreras en su país parecen bien dispuestas a ser reducidas con un esfuerzo internacional? • ¿Qué mecanismos serían los medios más adecuados para abordar cada barrera de cada tecnología en su país? • ¿Podría un nuevo mecanismo internacional ser el medio para ayudar a su país a superar barreras?, y de ser así, ¿cuál sería su papel?
4.3 La generación de energía con combustibles fósiles En términos generales, el 40% de la producción de electricidad en el mundo proviene del carbón, 20% del gas natural y el resto principalmente de energía nuclear e hidroeléctrica. Este porcentaje varía por país; Sudáfrica y Polonia utilizan carbón 7
para casi el 90% de su generación de electricidad, China para el 80% y 50% en el caso de los EE.UU. Rusia emplea gas natural para prácticamente el 50% de su producción. El rendimiento de las centrales energéticas a carbón promedió cerca del 35% desde 1992 a 2005 en el mundo, pero las plantas con mejor rendimiento pueden alcanzar el 47%. Por lo tanto, la eficiencia de la mayoría de las plantas se encuentra bastante por debajo del potencial que ofrecen las tecnologías de punta. Es posible alcanzar un mejor rendimiento reconvirtiendo plantas existentes o instalando tecnología de nueva generación. La Combustión de carbón pulverizado (CCP) explica prácticamente toda la capacidad mundial, pero muchas antiguas plantas de CCP más pequeñas presentan un rendimiento por debajo del 30%. Por lo tanto, mejorar la eficiencia ha sido un objetivo principal de muchas empresas eléctricas; por ejemplo, instalando tecnología CCP subcrítica que puede alcanzar rendimientos de entre 35-36%. Las nuevas plantas supercríticas, que se han vuelto comunes en Europa y Japón, pueden alcanzar rendimientos de entre 42-45% (consulte la Tabla 2). También existe una considerable posibilidad de mejorar el rendimiento de las plantas a gas, principalmente reemplazando la antigua tecnología de ciclo de vapor a gas con plantas de ciclo combinado de mayor rendimiento. Los costos varían con la edad de la planta; si la planta tiene menos años es más económico reconvertirla. Por ejemplo, debido a que en China la mayoría de las plantas a carbón tienen menos de 15 años, se está planeando reactivar muchas instalaciones con plantas supercríticas. Existen tecnologías incluso más nuevas que son aun más eficaces, por ejemplo, se han difundido plantas ultra-supercríticas en unos pocos países. Reducir el costo de esta tecnología sigue siendo un desafío, pero se esperan avances en problemas de control y metalurgia para los próximos años. Es probable que los nuevos aceros de alta aleación minimicen los problemas de corrosión y un nuevo equipo de control permitirá a estos tipos de plantas a ser más flexibles. La Cogeneración (CHP, por sus siglas en inglés) es la utilización simultánea de calor y electricidad desde una fuente individual. El tamaño de las plantas de CHP varía de 1 a 500MW y pueden alcanzar un rendimiento de 75 a 80% utilizando ya sea carbón o gas natural. La mayoría de los países tienen un potencial significativo de expandir el uso de la cogeneración, pero deben abordar desafíos tales como encontrar instalaciones adecuadas para utilizar el calor en la industria química, de procesamiento de alimentos/madera, y de refino, resolver temas de interconexión y proporcionar un marco reglamentario adecuado que prevea comisiones de salida y de respaldo.
onsulte los estudios de casos en el documento de Tirpak titulado: National Policies and Their Linkages to Negotiations over a Future International Climate Change Agreement [Las C políticas nacionales y su relación con negociaciones sobre un futuro acuerdo internacional sobre cambio climático] que es parte de esta serie.
Los desafíos de la tecnología para la mitigación: Consideraciones para la formulación de políticas nacionales relativas al cambio climático
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Tabla 2: Resumen de rendimiento para diferentes plantas alimentadas con combustibles fósiles Tipo de planta
Combustión de carbón pulverizado (CCP)
CCP
CCP
CCP
Ciclo combinado de gas natural (CCGN)
Ciclo combinado con gasificación integrada (CCGI)
Fuel
Hulla
Hulla
Hulla
Hulla
Gas natural
Hulla
Ciclo de vapor
Subcrítica
Típico supercrítica
Ultra-Supercrítica (lo mejor disponible)
Ultra-Supercrítica (AD700)
Recalentamiento triple presión
Recalentamiento triple presión
Condiciones de vapor
180 bar
250 bar 560 ˚C 560 ˚C
300 bar 600 ˚C 620 ˚C
350 bar 700 ˚C 700 ˚C
124 bar 566 ˚C 566 ˚C
124 bar 563 ˚C 563 ˚C
Potencia bruta
MW
500
500
500
500
500
500
Potencia auxiliar
MW
42
42
44
43
11
67
Potencia neta
MW
458
458
456
457
489
433
Rendimiento bruto
%
43.9
45.9
47.6
49.9
59.3
50.9
Rendimiento neto
%
40.2
42.0
43.4
45.6
58.1
44.1
CO2 emitido
t/h
381
364
352
335
170
321
CO2 emitido específico
t/MWh neto
0.83
0.80
0.77
0.73
0.35
0.74
Note: MW = Megavatio, t/h = toneladas por hora Fuente: AIE 2008
Por supuesto existen otras tecnologías emergentes que tienen el potencial de realizar contribuciones importantes a la producción de electricidad en el futuro, como es el caso de las celdas de combustible. Si bien se producen miles de sistemas cada año, se necesita más investigación y desarrollo antes de que estos sistemas se encuentren listos para una distribución amplia. La captación y almacenamiento de dióxido de carbono, un conjunto de sistemas para capturar CO2 de grandes fuentes estacionarias, también es extremadamente importante para el sector de la energía proveniente de combustibles fósiles. Aunque se usa en la industria del petróleo y el gas para mejorar la recuperación de petróleo, el desafío es demostrar la factibilidad de distribuir esta tecnología adicional a un costo razonablemente económico. Se están considerando varios procesos previos y posteriores a la combustión para capturar CO2 y, posteriormente, transportar e inyectarlos en formaciones geológicas profundas. Las tecnologías de captación más rentables pueden agregar US$25 a $50 por tonelada de CO2 evitado y provocar una pérdida de la electricidad generada. Los costos de transporte pueden agregar $10-$15 adicionales por tonelada de CO2. Las proyecciones de futuros costos
dependen de qué tecnologías se utilicen, cómo se aplican, con qué rapidez bajan los precios como resultado de la investigación, desarrollo y demostración, y los resultados en el mercado y los costos del combustible. En una escala menor, se encuentran en marcha diversos esfuerzos para demostrar otras tecnologías para capturar CO2 tales como el uso de algas. Es poco probable que aquellas tecnologías desempeñen un papel importante en el sector de la energía, pero pueden encontrar mercados nicho en otras instalaciones industriales. También pueden demostrar adaptarse mejor a las necesidades de los países en desarrollo. Argelia, Australia, Canadá, la Unión Europea, Noruega, y los EE.UU. han anunciado diversas iniciativas relacionadas con la captación y almacenamiento de dióxido de carbono, y China y Sudáfrica han expresado su interés. Sin embargo, es necesario superar diversas barreras legales, reglamentarias, ambientales, financieras y técnicas antes de que la distribución a gran escala de captación y almacenamiento de dióxido de carbono sea posible. El CSLF que se observó en el Cuadro 1 con la participación de 21 países y la comisión de la Unión Europea es el mayor foro de coordinación internacional de actividades de captación y almacenamiento de