Estudios estratégicos del sector energético by Carlos Martinez Torres

ESTUDIOS ESTRATÉGICOS DEL SECTOR

ENERGÉTICO Nildia Yamileth Mejias Brizuela

Julieta Evangelina Sánchez Cano Coordinadoras

María del Carmen Sánchez Carreira

Editorial Martínez Zarco 529 sur. Zona Centro C.P. 34000 Durango, Dgo., México Tél: (01) 618-8-14-63-80 Cel: (618)2-06-54-55 martinezeditorial@hotmail.com Carlosmtztrres@hotmail.com

Título: Estudios Estratégicos del Sector Energético. Primera Edición 2017.

Diseño de portada: Carlos Martínez Torres. Diseño de interiores: Carlos Martínez Torres. Diseño de Libro Digital: Carlos Martínez Torres.

Este libro fue arbitrado a triple ciego. Febrero del 2017

ISBN: 978-607-9749-71-2

El Comité Científico de la obra Estudios estratégicos del sector energético, está integrado por profesores investigadores de Instituciones de Educación Superior de España, Dinamarca y México quienes dictaminaron un total de 10 sesiones — 3 preliminares y 7 plenarias — entre agosto del 2014 y julio del 2016. Basándose en un plan de trabajo que integró etapas de: planeación, recolección de datos, investigación, redacción final, evaluación pares académicos a triple ciego y dictaminación, aceptación o rechazo, asentado en una bitácora de control. Finalmente después de un intenso proceso de evaluación, la obra Estudios estratégicos del sector energético quedó terminada y compuesta por 12 capítulos. El Comité Científico de la obra Estudios estratégicos del sector energético se integra por: Carlos Berzosa Alonso-Martínez, Universidad Complutense de Madrid (España). Daniel Díaz Fuentes, Universidad de Cantabria (España). Miguel Ángel Díaz Mier, Universidad Alcalá de Henares (España). Birgitte Gregersen, Aalborg University (Dinamarca). Alfredo Islas Colín, Universidad Juárez Autónoma de Tabasco (México). Humberto Ríos Bolívar, Instituto Politécnico Nacional (México). Clemente Ruiz Durán, Universidad Nacional Autónoma de México (México). Julio Sequeiros Tizón, Universidad de Coruña (España). Erasmo Adolfo Sáenz Carrete, Universidad Autónoma Metropolitana (México). Xavier Vence Deza, Universidad de Santiago de Compostela (España). Francisco Venegas-Martínez, Instituto Politécnico Nacional (México).

CONSEJO ARBITRAL DE PUBLICACIONES NOMBRE 1.- Abigail Hernández Rodríguez 2.- Adriana Eugenia Ramos Ávila 3.- Alicia Cruz Martínez 4.- Amado Olivares Leal 5.- Armando Medina Jiménez 6.- Armando Sánchez Albarrán 7.- Arturo Morales Castro 8.- Arturo Ordaz Álvarez 9.- Berenice Juárez López 10.- Berenice Ynzunza 11.- Berta E. Madrigal Torres 12.- Bertha E. Cárdenas Hinojosa 13.- Camelia Tigau 14.- Carlos A. Arredondo Orozco 15.- María del Carmen Sánchez Carreira 16.- Caterina Clemenza 17.- Celina Lértora 18.- Clara Garc 19.- Claudia Ferino Valle 20.- Daniel Hernández 21.- Deyanira Villarreal Solís 22.- Diana Morales Urrutia 23.- Eber E. Orozco Guillén 24.- Eduardo Ahumada Tello 25.- Eduardo Barrera Arias 26.- Elba Miriam Navarro Arvizu 27.- Eliseo Díaz González 28.- Elsa M. Rosales Estrada 29.- Emigdio Larios 30.- Erick E. Vázquez Fernández 31.- Esther E. Corral Quintero 32.- Fátima de la Fuente del Moral 33.- Felipe M. Carrasco Fernández 34.- Flavio A. Rosales Díaz 35.- Florina G. Arredondo Trapero 36.- Francisco García Fernández 37.- Francisco Javier López Cerpa 38.- Georgina Tejeda Vega 39.- Germán Oyosa Roldán 40.- Graciela López Méndez 41.- Guillermo J. Rubio Astorga 42.- Jaime Jiménez 43.- Javier B. Cabrera Mejía 44.- Jerónimo Ricardez Jiménez 45.- Jorge A. López Arévalo 46.- Jorge C. Morgan Medina 47.- Jorge E. Macías Luévano 48.- José A. Ramírez de León

ADSCRIPCIÓN Univ. Autónoma de Tijuana, México Univ. Autónoma San Luis Potosí, México UNAM, México Univ. de Sonora, México Univ. Autónoma San Luis Potosí, México Univ. Autónoma Metropolitana Azcapotzalco UNAM, México Univ. Autónoma de Sonora, México Univ. Autónoma de Coahuila, México

Univ. de Guadalajara. México

Centro de Investigaciones sobre América del Norte. México Univ. de Medellín, Colombia Univ. de Santiago de Compostela, España Univ. Complutense de Madrid Univ. Autónoma Metropolitana Univ. Pedagógica Nacional Tijuana Univ. Juárez Estado de Durango, México Pontificia Universidad Católica de Ecuador (Ambato) Univ. Politécnica de Sinaloa México Univ. Autónoma de Baja California Inst. Tecnológico de Sonora El Colegio de la Frontera Norte México Univ. Autónoma del Estado de México

Univ. de Colima Univ. Autónoma de Baja California México University of Applied Sciences UPAEP, México Univ. de Sonora México Tec. de Monterrey México Univ. de Tamaulipas México Univ. Autónoma de Baja California México Universidad Juárez del Estado de Durango Univ. de Guadalajara México Inst. Tecnológico de Culiacán, México UNAM, México Univ. Católica de Cuenca, Ecuador Univ. Veracruzana, México Univ. Autónoma de Baja California, México Univ. Autónoma De Baja California, México Univ. Autónoma Aguascalientes, México Univ. Autónoma de Tamaulipas, México

49.- José L. Barrera Canto 50.- José Luis García Ruiz 51.- José M. Maraboto Q. 52.- José R. Morales Calderón 53.- José S. Méndez Morales 54.- Juan C. Dueñas Ricaurte 55.- Juan F. Aguirre Samano 56.- Juan G. Silva Treviño 57.- Juan M. A. Perusquía Velasco 58.- Juan M. Izar Landeta 59.- Juana Astorga Ceja 60.- Julia M. Domínguez Soto 61.- Kamaraj Sathish Kumar 62.- Karla M. Nava Aguirre 63.- Ladislao A. Reyes Barragán 64.- Laura A. Paniagua Solar 65.- Liliana De Jesús Gordillo Benavente 66.- Lourdes Apodaca 67.- Luis I. Sánchez Rodríguez 68.- María C. Lozano Ramírez 69.- María R. López Mejía 70.- María T. Camberos Sánchez 71.- María C. Ramírez Barón 72.- María D. González Saucedo 73.- María R. Pérez Rosas 74.- María R. Demuner Flores 75.- María E. López Parra 76.- Martha C. Jaramillo Cardona 77.- Mary A. Vera Colina 78.- Miguel Franco Nava 79.- Mónica L. Sánchez Limón 80.- Mora E. González Navarro 81.- Nilda Y. Mejias Brizuela 82.- Octavio Reyes 83.- Oscar Flores Ramírez 84.- Óscar Rodil Marzábal 85.- Oswaldo Ortega 86.- Pablo M. Chauca Malásquez 87.- Paola Vera 88.- Pedro Varela Vázquez 89.- Rafael Espinosa Mosqueda 90.- Rafael Regalado Hernández 91.- Ramón G. Recio Reyes 92.- Ricardo Verján Quiñones 93.- Robert E. Zárate Cornejo 94.- Roberta Curiazi 95.- Roberto González Acolta 96.- Roberto Rodríguez Venegas 97.- Rosario Higuera Torres 98.- Rubén Araujo 99.- Rubén Chávez Chaires 100.- Salvador Ceja Oseguera 101.- Sebastián Villegas Moncada 102.- Sergio Domínguez Reyna 103.- Sergio Rossi Heras

Univ. Complutense de Madrid, España Tec. De Monterrey Univ. Autónoma Metropolitana UNAM Ministerio del Ambiente Ecuador Univ. Politécnica de Aguascalientes Univ. Aut. de Baja California

Univ. Aut. de Baja California Univ. Politécnica de Francisco I. Madero, México Univ. Politécnica de Aguascalientes Univ. Autónoma de Tamaulipas Univ. Autónoma del Estado de Morelos Benemérita Univ. Autónoma de Puebla Univ. Politécnica de Tulancingo Univ. Autónoma de Tamaulipas UNIVA, La Universidad Católica Univ. Autónoma de Baja California Tec. de Monterrey Univ. Autónoma Metropolitana CEA Inst. Tecnológico de Sonora Univ. Autónoma de Baja California Univ. Nacional De Colombia. Inst. Tecnológico de Mazatlán, México Univ. Autónoma de Tamaulipas Inst. Tecnológico de Sonora UPSIN Universidad Virtual del Estado de Guanajuato (UVEG) Univ. Politécnica de Amozoc, México Univ. Santiago de Compostela, España Univ. Autónoma del Estado de Hidalgo, México

UNAM Univ. Santiago de Compostela Univ. Autónoma San Luis Potosí Univ. Autónoma de Baja California Univ. Autónoma de Baja California FLACSO Quito, Ecuador Univ. Autónoma de Aguascalientes Universidad de Guanajuato Uinv. Del Zulia, Venezuela

UPAEP Universidad de Medellín Universidad Autónoma Metropolitana

104.- Silva Treviño Juan Gilberto 105.- Silvia G. Novelo y Urdanivia 106.- Teresa García López 107.- Víctor Manuel Rubalcaba Domínguez

Univ. Autónoma de Tamaulipas Universidad de Guadalajara Universidad Autónoma De Tamaulipas

Índice Prólogo Presentación Introducción CAPÍTULO

13 TÍTULO DEL CAPÍTULO

Technology as a crucial factor to energy transitions governance within New International Energy Order. 15 Autores: Duilio L. Calcagno, Gustavo A. Masera.

Evolution, recent trends and future prospects of the global wind sector. 49 Autores: Pedro Varela Vázquez, María del C. Sánchez Carreira.

Análisis del uso potencial de microalgas marinas para el desarrollo de biorefinerías energéticas en México. 85 Autores: David U. Santos Ballardo, Ángel Valdez Ortiz, Nildia Y. Mejias Brizuela.

Análisis de la matriz energética del Ecuador: Hacia la autosufi- 127 ciencia. Autores: Julieta Evangelina Sánchez Cano.

Aglomeración del stock de capital en la industria energética y su influencia en el crecimiento regional español. 155 Autores: Antonio R. Peña Sánchez, Mercedes Jiménez García, José Ruiz Chico.

Aspectos Históricos del modelo petróleo Noruego y el protagonismo del Estado en el período 1960-2015. 193 Autores: Eszter Wirth, Juan M. Ramírez Cendrero.

Los cabos sueltos de la reforma energética.

249

Autora: Gabriela Muñoz Meléndez.

La demanda pública como estímulo para las innovaciones verdes: los casos de Estocolmo y Malmö. 285 Autores: María Concepción Peñate Valentín, María del Carmen Sánchez Carreira.

El esquema “vehicle to Grid” y los desafíos de su implementación en las actuales redes eléctricas. 331 Autores: Milton Moreano Alvarado, Marcos Ponce Jara, Juan Cedeño Villaprado.

Aplicación de tarjetas embebidas para el control de inversores de voltaje en la generación de energía eléctrica en sistemas fotovoltaicos aislados. 359 Autores: Joel J. Ontiveros Mireles, Néstor D. Galán Hernández, Eber E. Orozco Guillén, Guillermo J. Rubio Astorga.

La energía eléctrica en el sector residencial en Cuba: algunas respuestas colectivas de su uso. 393 Autor: Reineris Montero Laurencio.

Generación de gas de síntesis a partir de un proceso de pirólisis de neumáticos usados y su uso como fuente energética. 439 Autores: Aleph Acebo Arcentales, Juan Forti Solórzano, Jorge Mora Lizano, Milton Moreano Alvarado.

INTRODUCCIÓN El sector energético es fundamental para el desarrollo social, industrial y ambiental que conllevan al desarrollo económico de un país. A lo largo de la historia se ha vivido una transición energética, desde la energía basada en la madera, el carbón, hasta la energía obtenida a partir de los fósiles como el petróleo, el gas natural, y la nuclear. Todas ellas mantienen actualmente un mayor o menor grado de importancia y participación en la economía mundial. La problemática acerca del cambio climático provocado por las emisiones de gases de efecto invernadero producto del uso continuo de los derivados fósiles (por ser la de mayor participación a nivel global) ha obligado nuevamente a cambios significativos en el sector energético de muchos de los países miembros de las Naciones Unidas a través del compromiso de lograr en los próximos 15 años cumplir las metas fijadas en los 17 objetivos de la llamada “Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible” principalmente el objetivo número 7 que manifiesta “asegurar el acceso a una energía asequible, confiable, sostenible y moderna para todos” por lo que la energía sostenible toma un papel central al igual que el hecho de erradicar la pobreza. De igual manera, se ha estado estimulando a evaluar los mercados petroleros de los países productores para su reestructuración, a la educación ciudadana y su inclusión, a estudiar en los países latinoamericanos el recurso energético de las fuentes naturales como la solar, la eólica, la geotérmica, la biológica con la intención de determinar la capacidad de potencia a instalar de unas u otras y con ello incentivar nuevas inversiones en la investigación e implementación de sistemas energéticos sostenibles y de bajas emisiones de carbono. Basado en ello, se atestiguan ya transformaciones graduales, pero el ritmo de mejora debe 13

acelerarse si se pretende conseguir un porcentaje elevado de participación de tales fuentes alternas de generación energética. Esta publicación brinda 12 capítulos producto de trabajos de investigación que contemplan diversos análisis de problemáticas y con el conocimiento científico propio de los autores muestran como solución estrategias en el sector energético que pueden en muchos casos desarrollarse y/o implementarse y en otros casos mejorar las ya existentes de forma tal de contribuir a disminuir los retos planteados. También, en algunos capítulos, se consideran los desafíos que se enfrentan o enfrentaran de construir las capacidades institucionales necesarias para impulsar los cambios a las economías energéticas. Cada capítulo fue evaluado por triples académicos a doble ciego e incluyen información actualizada con cuadros específicos y ecuaciones matemáticas que proporcionan una visión de la problemática en estudio, esperando la obra sea un aporte a la difusión del conocimiento y de utilidad para el sector académico, institucional y social.

Nildia Yamileth Mejias Brizuela

Julieta Evangelina Sánchez Cano Coordinadoras

María del Carmen Sánchez Carreira

Introduction The New International Energy Order (NIEO) is defined by the increasing domestic and transnational interdependence between energy systems as well as between them and other socio-technical systems, such as climate change, resources depletion and extreme energy and sustained increased in energy demand. These processes are boosting multi-layered and complex socio-energy transitions. Here we analyse how technology is affecting current socio-energy systems transitions governance (Grubler and Wilson, 2014: Roper et al., 2011; Wehnert et al., 2007). In order to do so, we develop a four-case study on biofuels and unconventional hydrocarbons. The question that guides this research is: which role could play technology (innovation, management) and transitions in the context of the New International Energy Order? Accordingly, we hypothesize that, even though technology is increasingly relevant because of the weight it has in conditioning socio-energy systems transitions performance, social priorities ordered by governance mechanisms are critical for improving technology-related performances both at energy and societal levels. In other words, even if technology and technological change have a great impact, socio-political decision-making and participatory governance (stakeholders, social organizations, firms, networks, etc.) are at the center of the issue (Cherp et al., 2011; Florini and Sovacool, 2009). Technology opens up possibilities for necessary changes, but it only achieves great results provided structural decisions and market rules are performed by participatory mechanisms of governance. Briefly, technological changes are relevant but not decisive. Indeed, technology implementation must be understood in a contextual way since it will cause social, political and economic consequences.

1. New International Energy Order: the IPE approach and energy The analysis of international energy affairs have started during the seventies, after the two oil crisis, being one of the branches of International Political Economy (IPE) (Hancock and Vivoda, 2014). The main issue in IPE is the study of phenomena that show how authority and markets are intertwined in shaping societies. Even if IPE highlights the relevance of supranational problems, interconnections between the domestic and the international/global are increasingly stressed. Consequently, frontiers that analytically used to separate such fields appear now as porous, at least in some social areas. IPE allows reflecting on ideas, institutions and forces that are shaping the new global economic and political order, as well as facilitating an assessment on new scenarios of international insertion. Finally, it permits to evaluate the heterogeneity of transitions and national energy strategies impacts globally. During the nineties and particularly after the 2000â&#x20AC;&#x2122;s, there have been renewed efforts to study the logics, characteristics and reasons of transnational energy management. For this purpose of the present chapter, we present a succinct resume of the three principal IPE schools that have been developing global/international energy research in order to explain our position (Goldthau, 2011 and 2013 and Stoddard, 2013). It should be noted that energy affairs have been addressed from other approaches in International Studies and social sciences (Dannreuther, 2010). Realist and liberal visions of international energy politics order the hierarchy of political and economic parallel global systems differently and locate their explanations for energy politics accordingly, sometimes reducing attention to the other perspective. Liberal approaches tend to optimistically present the virtues of the international economic system, including sub-state actors, transnational phenomena and ex17

pressing the ability of the interdependent transnational system to constrain state behavior. Realists, by contrast, privilege analysis of the interstate system, focusing on important factors such as state interests, sovereignty and material power (Klare, 2008; Moran and Russell, 2009; Molchanov, 2012; Deni, 2015). The third â&#x20AC;&#x153;traditionalâ&#x20AC;? school of thought in IPE is Marxism. According to critical studies that adhere to this approach, capitalism inherently carries class struggle between capitalists and the working class due to the capitalist class to accumulate a surplus value.. This dialectic phenomenon is replicated at the international level through the mechanism of unequal exchange, which transfers economic surplus from the periphery to the core. Clashes between states should be seen in the context of the global class struggle. In this milieu, the consequence for energy markets is that primary resource supplying countries receive a marginal share of the returns from the exploitation of resources (Di Muzio, 2015). In line with lately debates in IPE, particularly on energy issues (Keating et al., 2012; Goldthau, 2013; Stoddard, 2013) we adopt an ontological pragmatic position to investigate energy issues. The increasing complexity of present energy-related affairs, such as the weakness of international energy regimes and institutions; new energy security and geopolitical concerns; challenges about energy companies and commodity cartels; markets privatization and liberalization, etc., demands changes in theoretical frameworks (Van de Graaf et al., 2016). This eclectic approach applied to energy affairs suggests keeping the best of the abovementioned research traditions, which is studying problems at the intersection point between economic and interstate spheres (Stoddard, 2013: 449). This state of affairs on a number of issue areas reflects the necessity of new perspectives on the frontiers between political and economic areas in a less aprioristic way, which would facilitate a pluralistic under18

standing of systems, networks, process, behaviors and stakeholders in this case within the energy realm.

2. New International Energy Order and governance An international energy order is integrated by actors that influence and shape transnational and national energy affairs. This multilevel influence may include domestic affairs, such as the giant energy consumption increase in East Asia, especially China and its multilevel consequences (Andrews-Speed and Dannreuther, 2011). The main actors in international energy affairs are states, international energy (mainly fossil fuel) companies (which includes national internationalized energy companies, such as Chinaâ&#x20AC;&#x2122;s), non-governmental organizations (NGOs), among others. These actors relate to each other in different ways and could generate what is called emergent properties as a systemic behavior. Such relationships are regulated through formal and informal rules (Goldthau and Witte, 2010). Our proposal is to identify the NIEO main trends. Since the beginning of the new century, enormous changes in energy affairs have been brought about at different levels and from different sources (Krishna-Hensel, 2012). That is why we labeled the current state of affairs as â&#x20AC;&#x153;Newâ&#x20AC;?. Even though NIEO concept could be considered vague and ambiguous, we argue that it is a useful analytical tool that helps to understand large changes in global energy affairs, related to ongoing mega-trends which would help us to a better understanding of governance of current technological affairs. Such transformations are increasingly at odds with governance of energy issues, since fragmentation (Neil, 2012) and the fact that many international energy, as well as climate areas demand public policies but entail private outcomes and externalities (Keohane and Victor, 2013). 19

There already exist definitions on New International Energy Order, such as Michael Klareâ&#x20AC;&#x2122;s (2008), whom focuses on the increasing competition for natural resources (and thus energy resources), especially among big powers (Victor and Yueh, 2010). They would tend to focus on price instability and its impact in long-term investments, process that according to them is affecting energy security worldwide. They particularly emphasize on the post 2000â&#x20AC;&#x2122;s drop in oil prices and its international political consequences, such as the empowerment of energy exporter countries or the low attractive environment to invest in oil supply chain. We suggest to broaden these approaches in order to include not only qualitative shifting in prices as the core of the definition but also to adopt a systemic perspective: to focus on the increasing phenomena of interdependence of energy systems between them and between energy systems and other socio-technical fields. In other words, it is clear that oil price variation is of fundamental relevance for international (and thus national) energy affairs and even its impacts are a validation of energy interdependence. However, the concept of NIEO tries to explain an even more challenging situation as it is the increasing impact of what we may call systemic conditions, according to a more complex and complete approach (Yergin, 2011; Bilgin, 2012). Besides and following the literature, NIEO could appear as a fourth phase in the historical analysis described by Mommer (2000) according to the roles that importer and exporter states and companies play. We find that despite the enormous role that National Oil Companies have regained after the 2000â&#x20AC;&#x2122;s, the trajectory of liberalization of oil markets have not changed remarkably (Yergin, 2011; Van de Graaf, 2013). Having considered these alternative perspectives, we argue that NIEO is not based in a quantitative single-factor transformation, but it consist in a new milieu in which energy affairs as a whole have 20

changed substantially. Processes involved are not new, but have intensified since the beginning of the century. Our conceptualization is similar to that of Bilgin (2012), who characterizes the contemporary terms in energy issues as â&#x20AC;&#x153;technologicalâ&#x20AC;?. However, we think that factors that the author presents are not concrete enough to define the NIEO. That is why we present a set of socio-technical trends that are shaping the NIEO and the possibility to promote sustainable socioenergy transitions through participatory governance mechanisms. The reference to an order in energy issues demands a clarification. In international energy affairs there is a search for correspondence between governance mechanisms, understood as rules and institutions and increasing complexity and diversification of energy reality (Goldthau and Witte, 2010). In this sense, governance could be understood as the structure and processes for collective action and involves public and private actors (Nye and Donahue, 2000). From an institutional approach, it refers to actions, processes and mechanisms of participation, whereby authorities takes and enforces decisions (IRGC, 2010). Our position considers these key contributions and at the same time it aims at contributing to the debate by proposing a study that is more supported on a perception of mega-trends that are happening and that must be considered when suggesting governance proposals. According to this focus, we intend to support our recommendations on energy technology governance within NIEO transitions. In sum, we intend to focus on governance as the intervention of entities or subjects that are decisive for, or are somehow involved in a specific issue at different levels (local, national, international). Though participation is multilevel, since it could be an expert consultation on climate change or negotiations with firms that participate in energy markets, public policy is in charge of public policy designing and enforcement. In this regard, in each level, governance processes implies a 21

sense of citizen responsibility and involvement in problem-definition as well as at the level of consensual solutions, even with different and sometimes opposed interests and perspectives on critical issues. Such collaborative dynamic requires communication transparency and efficacy considering well-timed and well-balanced decision-making (Bevir, 2007).

3. Societal transitions and energy transitions: a framework The relevance of transitions leads to the discussion on innovation systems and their impacts over society. In this regard, the issue of the orientation and guidance of such processes causes a confrontation of socio-technologic paradigms. It is also relevant to wonder if changes should be boosted simultaneously or at the same speed at the national level or, by the contrary, weather the concentration of changes towards a societal transition would involve a certain redistribution of global power or, at least, the stratification of regions. Such questions should be included among ideological debates and interpretations. The concept of “societal transitions” refers to a set of changes that take place in social systems as a hole: political, since regulations and institutions are necessarily reviewed; economic, due to the emergence of technology companies and energy services, etc.; scientific, for its application in the search and innovation of appropriate technologies, etc. Such transitions involve a number of micro, meso and macrosocial transformations. They may refer to a set of an international regimen on norms and standards or to some modifications of cultural patterns that affect social energy use. The latter is illustrated by the concept of “prosumer”, which was conceived by the futurist Alvin Toffler (1980) and used by Philip Kotler (1986). This term refers to people 22

who produce some of the goods and services entering their own consumption. It captures perfectly the image of the renewable energy producer that sells its production to the energy manager meanwhile consumes energy supplied by public grids. It must be considered that a societal transition entails a step from a system A to a B, from an equilibrium state to another. Between the former and the latter there is a progress and, in a sense, an increase in the complexity of the social dynamic (more people in bigger cities, more complex infrastructures, more interdependency at the international level, emergent issues, world growth cycles, etc.). For its part, â&#x20AC;&#x153;energy transitionâ&#x20AC;? is used to describe a change in the structure of primary energy supply of a given society (Smil, 2010). Three interrelated features interact in transitions: quantities, or growth in amounts of energy used; structure, or types of energy forms that are managed, processed and delivered to consumers as well as where these activities take place; and quality, that is the energetic and environmental characteristics of the set of energy forms utilized (GrĂźber, 2009). Briefly, an energy transition implies the specific transformation from a given system of energy generation and use to another, which is accompanied by a modification of the energy supply framework. An important factor is that energy transition is capable of being analyzed considering levels of analysis, which goes from the local trough the national to the global scales. Nevertheless, it is relevant to emphasize that some changes are structural and are accompanied by big social transformations, as the transition from biomass to fossil fuels use (Smil, 2009; 2010). History shows how global energy systems have went through different transitions. An example is the partial substitution of wood and charcoal for coal in the context of the first European industrial revolution; lately, towards the end of the XIX century, another transition promoted the conversion towards oil, natural gas and electricity. Now23

adays, societies are experiencing another kind of transitions, where there are schedules, plans and policies. This causes recent transitions to be different from previous experiences of the industrial era. It should be considered that in the latter, economic and climate factors put enough pressure over energy matrixes and force them to be “greener” and move towards more sustainable processes. Nevertheless, the “energy transition” originally (Laes et al., 2014) referred to an ambitious goal that is a brake on carbon dioxide use as well as a limitation on other non-renewables resources and a ban to nuclear energy proliferation. But from a more realistic perspective, energy transition is that which will allow to incrementally adopt a significant amount of alternative sources of energy to the energy matrix. Such effort implies the implementation of strategies that aim to improve significantly energy efficiency and conservation and, particularly, deeper and wider societal changes (Araújo, 2014). We think that beyond the proliferation of a number of tendencies on technological leadership, typical of global capitalism, it must be seriously considered the issue of global governance. There is pretty widespread consensus in academia and public policy sectors that governance should be the mechanism that would help to manage such “societal transitions” in future scenarios. In few words, governance is interlinked to a wide process of political participation, negotiation, learning and experimentation in areas where stakeholders have manifold interests, points of view and perspectives (Frantzeskaki et al., 2012). This is the way we understand current transitions, which are fostered by the alignment of policies of a multitude of actors and different mechanisms to promote change, and thus require a set of consistent socio-technologic initiatives (Grübler, 2012). Consistently with such interaction among energy and social, economic and political affairs, in this analysis we consider energy and society as integrated systems, perspective that proposes the analysis of socio-energy systems (SET). We 24

understand the complex interrelation of energy, individuals and society as a better way to explain energy transformation and use, especially from social sciences perspectives (Miller et al., 2015).

4. Technology and main SET in the NIEO: growing interdependence of socio-energy systems We presented a succinct summary of how energy systems are integrated between them and (at least important parts of them) with other socio-energy and socio-technical systems, processes in which technology is crucial. All the described phenomena have challenged socio-energy systems in a way that has no precedents. This is manifesting up to what point public capacities are (or are not) ready to face multilevel and complex problems. Nevertheless, it must be stated that these processes impacts significantly differently among states and societies, since not all of them are equally affected and principally not have the same tools and capacities to answer back to inside and outside problems, as we will see. 4.1. Technology as a crucial factor in socio-energy transitions (SET) We understand technology in a broad sense, considering material artefacts, technical systems, infrastructures and scientiďŹ c practices that affects socio-energy systems Technology innovation means â&#x20AC;&#x2DC;a process of invention, innovation, and diffusion by which greater and/or higher quality outputs can be produced using fewer inputsâ&#x20AC;&#x2122; (Cleveland, 2009: 506). In energy affairs, technology is clearly shaped by state policies, both through direct public investment or even the legal framework, depending on the political economy of energy in each country (Grubler and Wilson, 2014). We hypothesised that technology is becoming continuously more relevant to countries energy performance and their ability to develop SET, irrespective of its energy matrix. 25

Technology development, implementation and access is both conditioned and foremost conditioning countries energy issues and will keep doing so in the future, according to the describes SET within the NIEO (International Energy Agency, 2014). Contemporary human life is tied to and thoroughly permeated by artefacts, technical systems and infrastructures, making it hard to imagine activities that does not have technological or scientiďŹ c aspects. This condition remains fundamentally challenging for many approaches within International Studies, in which instead science and technology have largely been treated as an exogenous variable (Mayer et al., 2014). Though technology has been considered an external factor in global affairs, we agree with Fritsch (2014) when the author highlights the importante of technology, which should be taken as a crucial core part of the global system. Described systemic transformations are not equally spread worldwide, as it is seen for instance in the lack or insufficient electrification that hundreds of millions suffer particularly in developing countries or the widely used of charcoal and firewood (Bazilian et al., 2014). In this regard, we turn to the classification offered by Sachs (2003) to present the situation of technology in the NIEO. The author classifies countries and their societies in general terms according to the public/private ability to generate and adopt innovations: technological producers; technological diffusers; and the technological excluded. Such innovation divide is caused by differences in three areas: scale of economies; the ability of public and private sectors to support innovation; and the ecological specificity of modern technology. Such classification allows to gain a better grasp of the our four-case analysis. In order to lead to an empirical testing of our proposal, we present some axes as a framework to understand the possible evolution of the NIEO according to the constraints it is suffering and the role that technology will perform in the context of energy transitions. As already mentioned, the NIEO as a system has some characteristic trends, both internal (the integration among socio-energy systems) and 26

external (the relationship with other socio-technical systems). Here we describe characteristics that qualitative and quantitative forecasting studies have identified in order to explain the increasing relevance of technology in such energy order. In this regard, we identify four kinds of interrelated transformations. Firstly, we address the increasing interdependence between socioenergy systems. Then, we present the interdependence between socioenergy systems with other socio-technical systems, such as climate change, resources depletion and extreme energy and sustained increase in energy demand. 4.2. Energy systems interdependence Firstly, we mention a trend of steadily interconnection among national and international socio-energy systems. This means that nowadays, energy sources, practices, technologies and prices are being integrated in several (but heterogeneous) ways. For instance, to analyze the interdependence between electricity and gas sectors (Peng and Poudineh, 2016). These processes are physical, such as the integration among energy resources exporters and importers mainly in the field of oil, but lately also electricity, natural gas and biofuels, etc. trough maritime or terrestrial trade. That can be exemplified by the internationalization of liquefied natural gas (LNG) trade (Yergin, 2011; Vivoda, 2014), which is affecting markets and politics worldwide and changing the way gas is bought and sold, particularly in the case of LNG consumption in Europe and its relationship with Russia. Concomitantly, socio-energy systems integration is also nonphysical. For instance, the main world crude prices variation affect directly manifold socio-technical systems at international, domestic and local levels since oil is the main source of energy and thus affects fuels for transport and electricity availability. A similar process is undergoing with natural gas as it is more and more traded internationally. Besides, other systemic areas are interlinking energy systems: access to energy 27

technology and the required investments is conditioning the security of vital energy infrastructures principally in developing countries, which puts a pressure on the balance between government and (domestic and transnational) industry participation in energy. 4.3. Climate change By the other side, energy systems are increasingly interrelated with other socio-technical systems. Externalities stemming from energy production and use no longer remain local or regional, but have truly global repercussions. In this regard, we suggest that there are three main systems that have been integrating with socio-energy systems and characterize NIEO as well: climate change, resources depletion and the consequent extreme energy and sustained increased in energy demand. Climate change, understood as the human or partially human lead process that have provoked increasing greenhouse gases emissions to the atmosphere related mainly to combustion of fossil fuels (Goldthau, 2013). This, according to the majority of scientific community, could have led (and would worsen in the future) to global warming and affect the entire world in the following decades. Particularly under the framework of United Nations system, political action has been encouraged against climate change since the nineties (Viola et al., 2013), which mainly implicates reforms in the energy sector. Climate change actions are likely to challenge energy systems in numerous ways in the future due to political and economic decarbonisation pressures. This could be performed mainly by the increase in use of renewables and natural gas and a switch to more efficient sources of energy (OECD, 2015).

Chart number 1. Shows the different scenarios that may take place according to the variation of emissions (NASA, 2016).

4.4. Resources depletion and extreme energy The second condition that is affecting the NIEO and its future prospective is resources depletion and the consequent concept of extreme energy, which refers to the fact that much energy related activities, especially in oil and gas fields, are increasingly based on challenging projects, both for human safety and for technological means. As examples of this, there is the certainty that in the future it will be necessary to drill from deep-offshore oil and gas deposits, reach hydrocarbons situated under highly complex arctic environments and manage unconventional reservoirs, such as tar sands (as in Canada) or shale gas (Klare, 2012). This scholar also included in the definition of extreme energy food and mineral affairs. Even though such areas are out of the scope of this research, the scarcity of easy-to-access land affects directly biofuels production. 29

In 2030, such unconventional liquids will provide from 13% (up from a mere 4% in 2007) (Energy Information Administration, 2014) to 33 % of world oil supply (Walker, 2012), proportion that could substantially increase depending on national energy mixes. Besides, extreme energy as a phenomenon could also be caused mainly by human/social factors, for an important proportion of hydrocarbons deposits, mainly oil, are located under areas with different levels of social and political upheaval. This indirectly pressures over technology development, since resources in such regions could be difficult or even impossible to access. Another emerging frontier is represented by the worldâ&#x20AC;&#x2122;s aging oil fields, which require strong new investments for their redevelopment through tertiary recovery (Nolan and Thurber, 2010). 4.5. Sustained increase in energy demand There is an expected rising of energy future demand and thus production, especially highlighting the feasible composition of world energy matrix. About both, the following table shows future estimations according to a business-as-usual scenario (Energy Information Administration, 2016). It is estimated a forty percent increase in total energy consumption by the year 2040.

History Region OECD OECD Americas United States Canada Mexico/Chile OECD Europe OECD Asia Japan South Korea Australia/New Zealand Total OECD Non-OECD Non-OECD Europe and Eurasia Russia Other Non-OECD Asia China India Other Middle East Africa Non-OECD Americas Brazil Other Total Non-OECD Total World

Projections

Average annual Percent change, 2012-40

2011

2012

2020

2025

2030

2035

2040

120,6 96,8 14,5 9,3 82,0 39,4 21,2 11,3 6,9 242,0

118,1 94,4 14,5 9,2 81,4 39,0 20,8 11,4 6,8 238,4

125,7 100,8 15,1 9,8 84,9 43,4 21,9 13,9 7,6 253,9

128,1 102,0 15,6 10,5 87,5 45,0 22,3 14,7 8,1 260,6

130,7 102,9 16,3 11,6 90,3 46,2 22,3 15,4 8,5 267,2

133,8 103,8 17,1 12,8 93,1 47,4 22,2 16,1 9,2 274,3

138,1 105,7 18,1 14,3 95,5 48,5 21,5 16,9 10,1 282,1

0,6 0,4 0,8 1,6 0,6 0,8 0,1 1,4 1,4 0,6

49,9 30,9 19,0 168,2 109,4 25,0 33,7 29,9 20,1 30,5 14,8 15,7 298,6 540,5

50,7 32,1 18,6 175,9 115,0 26,2 34,7 31,7 21,5 31,0 15,2 15,8 310,8 549,3

51,8 33,2 18,7 222,7 147,3 32,8 42,7 40,8 26,1 33,5 16,3 17,2 375,0 628,9

54,8 34,7 20,1 246,4 159,4 38,4 48,6 45,4 30,0 36,7 18,1 18,6 413,3 673,9

56,4 35,1 21,3 269,9 170,4 44,9 54,6 50,7 33,8 39,7 20,0 19,8 450,5 717,7

57,9 35,5 22,4 295,1 180,7 52,8 61,6 56,6 38,4 43,3 22,0 21,2 491,2 765,6

57,6 34,5 23,1 322,1 190,1 62,3 69,6 61,8 44,0 47,3 24,3 23,0 532,8 815,0

0,5 0,3 0,8 2,2 1,8 3,2 2,5 2,4 2,6 1,5 1,7 1,4 1,9 1,4

Here, what is relevant for the purpose of this research is the percentage of increasing in energy consumption (estimated in energy terms through British thermal units), which principally involves hydrocarbons. The other fact is the stability of the share in the energy matrix. In other words, oil and gas will be the fundamentals sources of energy for world consumption for many decades. This does not mean that some countries, particularly those with access to advanced technology, would not count on a barely different matrix. 31

Such increase will be mainly lead by non-OECD countries, particularly India and China. Besides, energy efficiency will impact profoundly in such growth, slowing and limiting the relationship among the amount of energy need with the Gross Domestic Product (GDP) (International Energy Agency, 2014). There is a remarkable trend towards a more intensive use of hydrocarbons, or at least stabilization in its utilization (International Energy Agency, 2016). The increasing relevance of its consumption is due to the economic growth in the so called emerging countries, especially China, and recent cheap prices of oil. Gas is not an exception, since it is increasingly traded through either pipelines or intercontinental trade of liquefied natural gas (LNG), especially from Qatar, Indonesia and Malaysia. In this regard, LNG is creating a truly global gas market (Smil, 2015). Moreover, electric systems are suffering from mayor pressures to improve its performance and production efficiency. With unprecedented processes of urbanization, and rising living standards especially in developing countries, electricity will see an increase in its relevance in energy matrixes. The immediate consequences will be a rise in hydrocarbons consumption and concomitantly the necessity of massive investments in renewable sources of energy. In the context of the latter, it must be taken into account national and global efforts to foster energy efficiency. For instance, Europe have promoted initiatives that are lowering energy consumption (Steuwer, 2013). This is one of the counterweight of the increase in energy demand and a base of socio-energy transition, in other words â&#x20AC;&#x153;growing more with lessâ&#x20AC;?. Such socio-energy efforts include set of technologies, markets, legal issues and collective and individual behavior transformations (UNIDO, 2009; International Energy Agency, 2017).

5. Technology in the context of SET: a four-case analysis 5.1. Technology in energy affairs 1: unconventional hydrocarbons Increasing in energy demand, resource depletion and extreme energy are integrated with a lately revolution in energy, that is the so called unconventional hydrocarbons revolution. We selected this issue as well as biofuels because of the relevance of technology development and application in such activities and its importance regarding our fourcountry analysis. According to IFPEN (2012), “in the case of nonconventional hydrocarbons, the objective is to produce hydrocarbons that are very difﬁcult to extract, either because they are located in beds of very low permeability or because their very nature makes them difﬁcult or impossible to move”. Unconventional hydrocarbons are those capable to be drilled from reservoirs where traditional production does not fit and it is mandatory utilizing fracking and horizontal drilling technologies, among others (such as Canadian tar sands or Venezuelan ultra-heavy oil). Especially, International Oil Companies are devoting their efforts to these fields, since National Oil Companies have established a solid control over conventional resources. Nevertheless, the core of unconventional hydrocarbons revolution is shale gas/oil, which reserves could redraw power and wealth distribution worldwide. Anyway, their environmental impacts still remain disputed. (Cleveland and Morris, 2009: 456). 5.2. Technology in energy affairs 2: biofuels First generation biofuels are developed from a variety of crops. Its existence is well known since the beginning of the twentieth century, even though its massive use started only during the seventies. Today, they are produced as a complementation to fossil fuels, especially for transportation. First generation biofuels could be bioethanol or biodiesel. 33

Lately, advanced biofuels, or second generation biofuels, started its path to become economically viable trough intensive research and development (Moayedi-Araghi, 2014). This new kind of biofuel is based on can use a variety of non-food crops. These include waste biomass, the stalks of wheat, corn, wood, and special energy-or-biomass crops. Finally, as the most advanced and still experimental step in the bioenergy area, there are third and fourth generation biofuels. In this field, algae research and development is relevant (Borowitzka and Moheimani, 2013). Nevertheless, only first generation biofuels are economically viable according to current technological developments. As other renewable energy sources, every type of biofuels requires important research and development efforts, particularly to become competitive in contexts with relative cheap oil. Even though biofuels still represent a little portion of total energy production and demand, they can complement fossil fuels use (World Energy Council, 2010). 5.3. National cases analysis: United States When selecting the countries to be compared, we chose significantly different countries in terms of their energy characteristics and performance. The election of United States to analyse its energy performance and possible future outcomes is based on its privileged position in energy affairs, which would lead this country to the labelled as an energy hegemon (Esakova, 2012) or superpower (Jones and Steven, 2015). This is explained by many factors: the United States is the second energy consumer in the world, but the first in per capita terms. Besides, United States has enormous energy resources, which puts it in the third place as crude third-largest producer, even if it still relies heavily on energy imports, particularly of oil. Regarding biofuels and unconventional hydrocarbons, United States has an outstanding performance if compared with other countries, since United States is the first producer in the world thanks to 34

bioethanol (Energy Information Administration, 2013). Nevertheless, biofuels represent only 1% of American energy consumption. Industrial biotechnology development for second generation biofuels in USA grew substantially since 2004. Innovation indicators increased in research and development expenses, patents and marks and finally strategic alliances public subsidies (Linton, 2008). As an example of technology development in the area of bioenergy applied to biofuels, it could be cited the Bioenergy Research Centre, which was created in order to reduce gasoline consumption in United States within the next 10 years. In the case of unconventional hydrocarbons, United States is leader in technology development, mainly due to private efforts. Such technological application is transforming energy panorama in this country and abroad. United States is currently strongly dependent on energy imports and could become e net gas exporter in the next years. This will impact positively in American electricity generation, transportation, and manufacturing. The fact that principally explains such energy revolution (obviously excluding the physical resource existence) is the institutional characteristics of United States in the energy field, which has a high degree of structural regulatory certainty (Hyland, 2013). This combination of institutional rules and access to technology positions the United States in a vanguard situation in energy affairs and is also allowing the country to count on a less carbon intensive economy for the next decades, due to gas properties in this area. This may put the country also in an advanced position in terms of a low-carbon economy. 5.4. National cases analysis: Venezuela In the Venezuelan case, we focus on its hydrocarbons performance, since biofuels production in this country is not relatively relevant. Venezuela has been historically one of the main world gas and, particu35

larly, oil producers and exporters. It is one of the founders of the Organization of Petroleum Exporting Countries in 1960 and it is still a member. In hydrocarbons, Venezuela presents a strong domestic and international actor, its national oil company, PDVSA (PetrĂłleos de Venezuela), founded in 1975, after the nationalization of oil industry (Rousseau, 2015). According to recent discoveries, Venezuela is the worldâ&#x20AC;&#x2122;s top country in terms of oil reserves. Regarding technology application in hydrocarbons, we present a twofold focus in Venezuela. Firstly, its current trouble with refining capacity due principally to lack of access to necessary equipment. In this regard, chronic refinery problems have forced PDVSA to rely on imports of fuel and blending components to meet demand on the heavily subsidized domestic market (Ulmer and Parraga, 2016). Secondly, Venezuela contains billions of barrels in extra-heavy crude oil and bitumen deposits, most of which are situated in the Orinoco Belt in central Venezuela. Such reserve may contain up to 513 billion barrels of crude oil. However, much of the resources are heavy and requires additional capital to bring it to market in order to achieve the technological needs. Venezuela allows foreign firms to invest, but requires joint ventures with PDVSA holding at least 60% equity. Major joint venture partners include BP, Chevron, China National Petroleum Corporation, ENI, Petrobras, Statoil, and Total. Although Venezuela has garnered a lot of investment from such firms, production from the region has slowed down due to the lack of re-investment into infrastructure to maintain operations. Since the oil produced there is heavy, blending lighter oils or using upgraders is required to transport the commodity to market, which leads to the importation of refined oil from the United States. Instead, PDVSA is seeking financing $23 billion to improve existing upgraders and expand production facilities from foreign joint venture partners (Energy Information Administration, 2015). 36

5.5. National cases analysis: Brazil Brazil is a traditional biofuels producer. Mainly since the seventies, after the oil shocks, its production put the country as a global leader (up to recently, when United States became the first biofuels producer). Its biofuels production and its hydroelectric capabilities, among other reasons, position Brazil as a very relevant country in energy and climate affairs worldwide. As mentioned, biofuels development is strongly dependent on technology application. With the increasing global efforts to develop new technologies for ethanol production and Brazilâ&#x20AC;&#x2122;s fear to lose its position as a technology and market leader, public funding for ethanol research and development activities have increased, mainly through its Development National Bank (BNDES) (Soccol et al., 2010). Nevertheless, according to Salles Filho (2015), technology development in biofuels has stagnated during the last years and thus it will be necessary to set important measures to catch up with United States, European Union or Chinaâ&#x20AC;&#x2122;s technological advances. In Brazil, research and development is guided both by private and public efforts. In this regard, we mention the Centro de Tecnologia Canaviera as an example of technology advance efforts by private actors (Rothkopf, 2007). By the other side, Brazilian state also supports biofuels through traditional public measures, such as tax reductions for bioethanol and bioethanol cars, trade barriers and mandatory blends (Giersdorf, 2012). Regarding unconventional hydrocarbons, the Brazilian case is notable for its pre-salt fields located in Santos and Campos basins. By the end of 2014, Petrobras was producing more than 700,000 bpd from such reservoirs. The oil and gas production in this challenging environment demand the development of different riser systems, which were successfully applied and are now available for Brazilian industry. 37

Additionally, Petrobras achieved a significant reduction in the drilling and completion time for wells (Offshore Technology Conference, 2015). Nevertheless, the drop in international oil prices affected severely the possibility to drill from these fields. 5.6. National cases analysis: Argentina As Brazil, Argentina is a country that relies almost entirely on its own physical resources to its energy supply, with the exception of relevant gas imports from Bolivia. Its energy matrix is less clean than Brazil’s in relative terms, due to a bigger presence of hydrocarbons. However, recent trends shown an increase in energy imports mainly due to lack of domestic fuels to cover growing demand and investments to expand energy supply. On biofuels, with almost 1.4 million tons, Argentina is one of the world’s main biodiesel producers. However, its bioethanol production is smaller (Ministerio de Minas y Energía, 2016). Compared with Brazil, biofuels production is smaller and less state-oriented, probably because of the traditional relevance of hydrocarbons and a later start of the massive production. In this regard, Argentina has taken similar measures than Brazil, particularly on fuels blends. Nevertheless, biofuels public policies in Argentina are more export-oriented than directed to domestic markets. Within public efforts to develop biofuels, the Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria (INTA) launched bioenergy and biotechnology programs. Specifically on bioenergy, the National Bioenergy Program was launched in 2007 within the framework of its National Biofuels Program. Other public efforts are developed from the Science and Technology National Ministry (Milazzo et al., 2013). On the unconventional hydrocarbon sector, Argentina is having more trouble than Brazil to develop its resources, due also to the great challenge that mainly Vaca Muerta field represent for the country. According to estimations, Argentina will need to receive nearly 40.000 38

billion dollars in order to develop Vaca Muerta satisfactorily (Malamud, 2013). After the expropriation of REPSOL’s share of Yacimientos Petrolíferos Fiscales, Argentinian state has been trying to attract investments, with moderate results (Recalde, 2016).

6. Conclusions and the way forward This research intends to show that the relevance of technology within NIEO is likely to become deeper in the future, irrespective of the particularities of national socio-energy systems but also firmly embedded in local, regional and global political and economic heterogeneities. Energy technology affairs are acquiring such relevance that are conditioning even those countries that count on enormous reserves or natural resources. This remains clear considering presented cases, particularly Venezuela and United States as opposite examples. Societal as well as energy features are having profound impacts on the possibilities to manage sustainable transitions that may address the macro-trends characteristic of the NIEO. This means that countries that are at the forefront of technology generation are much more likeable to guide and harness (and even benefit from) SET. As studied, energy affairs will require research and development investments to perform better according to future challenges. Societies will have to choose the paths that better suit societal needs, either privileging public engagement or allowing private sector to address the process. The possibility of promoting public-private cooperation or even boosting transnational scientific research networks emerge here as options to overcome such difficulties. Besides, as it was reported, governance becomes key to a successful management or at least to try to harness socio-energy transitions if considered from a political economic approach. Multi-level stakeholders with different scopes must be engaged within a collaborative process that inevitably will have “winners” and “losers”. This is not only a 39

fashionable slogan but a mandatory necessity in order to succeed in complex processes guidance where large parts or even the totality of the citizenry gets involved. Climate change politics could pose severe limits on countries technology governance, particularly on major emitterâ&#x20AC;&#x2122;s energy systems. Concomitantly, technological solutions to climate change are being developed and they could produce big transformations in different areas and also lead to relevant jumps in countries competitiveness due to the vast amount of financial support R&D in renewables and other decarbonizing technologies are receiving in some countries and subnational governments. The future prospects of resource depletion combined with the rising phenomena of extreme energy are also in position to clearly challenge socio-energy systems. Concomitantly, societies will have to deal with an increasing demand of energy for transport, electricity and heat caused by population growth and improvement of living standards from dwindling resources. Technology will also be crucial to manage such SET. Some societies are clearly in an advantageous position and their developments may also lead to a deepening of the innovation. Energy technology access is becoming one of the keys to guarantee levels of competitiveness in a world that is increasingly interdependent in economic and political terms and where investors look for the best environments to obtain secure profits. The reflections presented above are based, as already mentioned, in IPE contributions, whereby technology is considered to embed societies and affect (and be affected by) economic and political fields. IPE analysis enable researchers to discover heterogeneities in energy technology governance in a way that traditional technological and innovation studies fall short. Down below we suggest some potential areas of research according to the articleâ&#x20AC;&#x2122;s argument and framework that may have public poli40

cy implications, too. Firstly, to delve on the channels through which energy technology is developed, particularly paying attention to the interaction among multi-level private sector, state and civil society. Secondly, to study how energy technology is formulated, communicated, adopted and adapted worldwide, focusing on the differences among each area. Such research would be relevant mainly applied to developing countries. Thirdly, to assess how and up to what point states are capable to answer to the challenges that present the NIEO as well as the consequences of not being able to perform such transitions, including lack of reliable energy services, social and territorial fragmentation and economic crisis. It should be promoted comparative studies, fundamentally on Brazil, Argentina and Venezuela, as examples of countries with abundant natural resources but low energy export rates and technology constraints (exemplified in restrictions about the development of Latin American oil refining capacity). Finally, it is mandatory to open up the black box of nation-states and foster regional, sub-national and crossborder socio-energy inquiries. This would allow having a more precise picture of transitions that occur in spaces with social or environmental particularities, even at local level, both urban and rural.

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Introduction Wind energy has reached global diffusion due to an extensive deployment of onshore wind since the 1990s. It becomes, together with hydraulic power, the main renewable energies in terms of installed capacity, as well as electricity generation. In fact, wind energy represents a keystone in policy agendas in order to mitigate global warming or strengthening national energy security. This worldwide deployment shows general features and trends, but also regional singularities which could trigger different development models and market niches. In addition, wind energy sector undergoes continuous changes over time due to global and regional pressures within value chains. Studying the main sectoral characteristics could be advisable as a first analytical step in order to put the sector into context before policy analysis or sectoral economic impact assessment. This analysis takes into account general trends, main agents and markets. In this regard, the adoption of a historical perspective could make easier to analyse the scope and limits of sectoral policy promotion, as well as the identification of market opportunities. The aim of this paper is to analyse the main features and trends of the global wind energy sector, regarding key markets and stakeholders, evolution of the global value chain, as well as the R&D budgets allocated to wind energy. Likewise, the global as well as regional features along the value chain are analysed by means of a systemic perspective. The methodology is based on the extensive review of specialised literature and policy documents, as well as the information gathered from institutional databases. In this regard, data concerning R&D budgets from public bodies were collected from the Energy Technology RD&D database published by the International Energy Agency (IEA), and the sectoral R&D data at firm level were gathered from the R&D Industrial Scoreboard published by the European Commission. Furthermore, several sectoral data from the European Wind Energy Asso50

ciation (EWEA), Global Wind Energy Council (GWEC) or the International Renewable Energy Agency (IRENA) were used. This paper is structured in four sections, starting with this introduction. Section two shows the background and the global emergence of wind energy. Likewise, general environment and socioeconomic outcomes of this renewable energy are contextualised, as well as its technology development. Section three addresses the global features regarding the evolution of the onshore installed capacity over time and its geographical distribution. In addition, this analysis is also focused on the offshore wind, describing the main global markets. The next section deals with the main characteristics both of onshore and offshore global value chains. The last section is aimed at enlightening the R&D performance of public and private units in the wind sector. In this regard, this section shows the most dynamic public agents and firms, concerning funds allocated as well as R&D investments in terms of sales, respectively.

1. Sectoral development from a technology, social and economic perspectives Wind energy stands out as one of the main renewable energies in the world in terms of installed capacity and electricity generation, as well as social acceptance and reputation. In spite of this faster deployment since the 80s, several local communities had taken advantage of this resource before general commercial exploitation. Likewise, wind energy development differs across regions and over time, which results in different patterns and effects on the global value chain. In addition, this renewable energy has triggered a wide array of socioeconomic and environmental effects on local communities, as well as it undergoes itself a process of technology improvement. This section is focused on the historical development of wind energy, describing the main features and agents, as well as the geograph51

ical shifts concerning the main markets in terms of electricity generation. Later, some socioeconomic outcomes triggered by the market penetration of wind energy are contextualised, as well as the technology development undergone by this renewable energy. Many of these aforementioned effects will be analysed more in-depth in next papers. 1.1. Historical origins Windmills have been used by mankind since 200 BC for agriculture purposes as well as for pumping water; mainly in Middle East, Europe and North America. In spite of these earlier developments, it was not until the oil crisis of 1973 and the Californian boom when wind energy arose as a commercial alternative to conventional energy sources (Kaldellis & Zafirakis, 2011). Between 1981 and 1990, USA government implemented several incentives (federal investments and energy credits, among others) in order to diversify the energy portfolio and mitigate global warming. During this time, more than 16.000 wind turbines were installed and the USA became the global leader until European deployment in the 90s (Ib.). However, since the Second World War, Denmark was testing wind turbines, mainly in small-scale projects, and by the time of the Californian outbreak, it was capable to meet the demand from the USA market (Christensen, 2010). To some extent, Danish manufacturers could widen their traditional domestic market due to their technological developments and credit assistance (Campos & Klagge, 2013). Likewise, Danish firms, such as Vestas, Bonus or NEG Micon, stood out as the main global manufacturers. The Danish and North American wind sector emergences were quite different concerning the main drivers (Heymann, 1998). On the one hand, Danish wind sector was characterised by experimentation over time among small turbine manufacturers, and a technological background in the naval sector (Heymann, 1998; Cooke, 2009). In other words, its emergence and consolidation was a result of several improvements and incremental innovations. In addition, policy design as 52

well as implementation were characterised by a bottom-up scheme with clear and stable guidelines and a general social consensus (Gregersen and Jonhson, 2008; Christensen, 2010). In contrast to topdown policies mainly developed by public authorities, bottom-up initiatives consists of initiatives undertaken by the private sector aimed at strengthening interactions and innovation within clusters (FromholdEisebith and Eisebith, 2005). Moreover, the public sector enhanced the institutional learning in order to improve the design and implementation of sectoral promotion policies (Gregersen and Johnson, 2008). On the other hand, the North American wind sector was developed by means of top-down policies and technologically based on the aircraft propellers and monoplane wings (Heymann, 1998; Kaldellis and Zafirakis, 2011). Despite the funds provided by the USA government in R&D incentives, only the Danish technology, as well as its business model was worldwide successful (Lewis and Wiser, 2007). During the 90s, when wind energy was consolidating its market position mainly in the Western European economies, it represented the fastest growing renewable technology, in terms of new installed capacity (Saidur et al., 2010). In this way, as Harborne and Hendry (2009) state, wind energy has improved their market diffusion faster than other technologies, such as solar power, fuel cells or wave power. The study of wind geographical distribution makes easier the analysis of the historical sectoral evolution, as well as the main changes described above. Concerning spatial distribution, Figure 1 shows the temporal geographical distribution of the wind electricity net generation in several years of the period 1983-2012. First of all, the year 1983 is chosen as a starting point because it is the first year with global wind electricity generation data. Likewise, years 1990 and 2000 represent remarkable turning points in the global wind market; and the year 2012 is the last year with available data from the U.S. Energy Information Administration (2015). In this way, Denmark, Sweden and the United States were the pioneers providing wind electricity to the grid in 1983; 53

therefore, the production was concentrated on Europe (91%) and North America (9%). Since the Californian boom (1981-1990), the United States became the leader in terms of generation, reaching North America 79% of the global production in 1990. However, the shutdown of the incentives triggered a stagnation concerning new installed capacity and the global wind market shifted to Europe during the 90s (Kaldellis and Zafirakis, 2011). By 2000, the bulk of the wind electricity generation was located in Europe (roughly 71%), following at a significant distance by North America (19%), Asia and Oceania (8%). Recent trends in the global wind sector stand out the renewal of the North American market and the consolidation of Asian markets, mainly the Chinese and Indian ones. Currently, wind generation is mainly concentrated on Europe (41%), North America (30%), Asia and Oceania (27%), being trivial their diffusion in other places, such as Latin America (1,5%), Middle East (0,04%) or Africa (0,04%). Currently, wind sector reaches global diffusion around three areas: Europe, North America and Asia. Next sections analyse recent trends concerning the main characteristics of the global value chain, such as market evolution, main manufacturers, as well as R&D, innovation and technology features.

Figure 1. Wind electricity net generation distribution by world region (1983, 1990, 2000, 2012).

Source: Own elaboration based on U.S. Energy Information Administration (2015).

1.2. Benefits from the deployment of wind energy Given wind energy is based on a renewable resource, the development of this technology could make easier the achievement of environmental and socioeconomic goals. Fostering renewable energies instead of fossil-based technologies could represent a tool in order to mitigate global warming, acid rain or air pollution, among other global concerns. These positive externalities are not usually embedded in the price system which could trigger a lack of economic incentives. As a result of environmental concerns, there is an international commitment to establish national goals in terms of electricity generation from renewable sources, as well as implementation of energy efficiency policies (Saidur et al., 2010). In addition, wind energy could enhance national energy security through providing a constant supply of energy and reducing dependence on volatile markets. Traditionally, policy agendas have addressed these environmental and energy security goals. However, the development of renewable energies has been triggering 55

economic benefits in terms of employment or GDP (Gross Domestic Product) contribution, as well as technological ones, such as industrial diversification or the revival of declined industrial agglomerations. Concerning economic outcomes, it is generally assumed that wind energy contributes to a large extent to the growth of the GDP and the industrial job creation (Varela-Vázquez and Sánchez-Carreira, 2015). Likewise, empirical evidences underline that wind energy is not intensive on employment in comparison with its contribution to the GDP (Ib.). Given the spatial distribution of wind installations, some of the employment is geographically disseminated, i.e. on-site (Burguillo and Del Río, 2008); and another part of them depends on mass production processes; i.e. manufacturing of components (Wüstemeyer et al., 2015). For this reason, wind energy could be used as a tool of territorial cohesion (Burguillo and Del Río, 2008). Wind energy could also represent an alternative to declining industrial regions, due to its spillovers effects on the industrial sector. In this regard, when wind sector is cognitively close to the existing sectors (Boschma, 2005), such as the naval sector, synergy forces could arise between them, triggering Jacobian clusters (Cooke, 2009). Auxiliary industry from the former sector makes easier the creation of critical mass and interactions for the wind sector in the earlier stages. From a supplier-side perspective, the existence of a previous cognitively closed sector could mitigate the emergence of bottlenecks, mainly, in earlier development stages. Hence, wind sector could represent an industrial alternative to regional specialisations on traditional declined sectors, when only smooth changes on regional specialisations are required, instead of building a new sector from scratch. Concerning technology perspective, wind turbines evolved technologically, to a large extent, from their commercial emergence in the second half of the 20th century. In general, wind turbines underwent a gradual upscale process (Blanco, 2009; Kaldellis and Zafirakis, 2011), 56

in which, the tower height as well as the diameter of rotor and blades were increasing during the last decades. Likewise, this upscale process forces component manufacturers to upgrade and increase the size of their facilities. The main aim of upscaling wind turbines is to improve land exploitation, reduce operation and maintenance costs, as well as increase economies of scale (Kaldellis and Zafirakis, 2011). In spite of the stagnation of the unit capacity in onshore wind around 2-3 MW, there is a medium-term goal regarding offshore wind, consisting of reaching 10 MW of nominal power by increasing the size of wind turbines (Ib.). Overall, the main aims of these technological improvements are the achievement of economies of scale by means of learning by doing processes.

2. International evolution and sectoral trends Wind energy has stood out as one of the main renewable energy sources, since early 2000s together with hydropower. This is due to a significant deployment, mainly in Europe, and later in Asia and North America. In this regard, available data at the International Renewable Energy Agency (IRENA) database shows the recent evolution of the main renewable technologies. As Figure 2 shows, hydropower and wind energy represent the lionâ&#x20AC;&#x2122;s share, with almost 85% of the total renewable cumulative installed capacity. Hydropower reached 781.735 MW in 2000 and 1.117.002 MW in 2014, which represents an increase of 43%. Likewise, wind energy capacity growths from 17.333 MW in 2000 to 369.608 MW in 2014, which represents an annual constant increase of 24,4% in a period of 14 years. Currently, this technology represents more than 20% of the total renewable capacity, only surpassed by hydropower with a total share of 64%. Lagging behind wind energy, solar energy (photovoltaic plus concentrated solar power) and bioenergy reach a share of 10% and 5% of the total renewable capacity, respectively. 57

Figure 2. Global renewable installed capacity evolution by technology (2000-2014).

Source: Own elaboration based on IRENA (2015).

Concerning wind energy evolution, Figure 3 shows this trend with data provided by the Global Wind Energy Council (GWEC) between 1996 and 2013. The new annual installed capacity is above 20.000 MW per year from 2007, reaching the peak in 2012 with more than new 45.000 MW. In spite of the relative stagnation in the traditional European and North American markets due to an economic slowdown and the lack of incentives, the new installed capacity was substantially higher in 2013 than in 2008, the first year of the economic crisis. This faster diffusion of the technology around the world, reaching almost 320.000 MW at the end of 2013, has represented an essential tool in order to build up regional technological capabilities, as well as markets for suppliers of wind turbines and components.

Figure 3. Global cumulative installed wind capacity (1996-2013).

Source: GWEC (2014).

Nowadays, growing markets are mainly located in Asia, due to the deployment of the Chinese and the Indian markets with annual growth rates of 21,4% and 9,4% in 2013, respectively (GWEC, 2014). North American markets have also reached high growth rates, owing to the traditional leadership of the USA (13.1 GW installed in 2012) and the current boost from Canada with an annual growth rate of 25,7% in 2013 (Ib.). Figure 4 depicts the current geographical distribution of wind energy. China and USA ranks first and second, respectively, which illustrate the aforementioned trend. This situation has a crucial impact on the emergence of new regional hubs and wind turbine manufacturers, due to the large size of the Chinese, USA and Indian markets. Given the proximity-concentration hypothesis, manufacturing activities of heavy components are more likely to be located close to large markets. Such hypothesis asserts that transportation costs are key in order to establish wind energy facilities (Markusen and Venables, 2000; (Kirkegaard et al., 2009). Then, some components such as blades, nacelles or towers are manufactured close to the market. 59

Figure 4. Top ten markets by cumulative installed capacity (2013).

Source: GWEC (2014).

The development of the offshore wind energy is significantly less important in terms of cumulative capacity and it is concentrated on European economies with the exception of the recent Chinese development, as the Figure 5 shows. In this way, its low level of diffusion, in relation to onshore wind, is due to the high installation and connection cost which increase further with distance from shore and water depth (Green and Vasilakos, 2011). However, offshore wind farms have a higher number of full load hours per year (Green and Vasilakos, 2011; WĂźstemeyer et al., 2015).

Figure 5. Main markets for the offshore wind energy (2012).

Source: GWEC (2014).

Concerning offshore wind, Europe maintains its leader position with more than 77% of the new global capacity and the United Kingdom was the largest market with more than 70% (Navigant Research, 2012). With regard to the cumulative installed capacity, UK (2,948 MW) is the leader country at the end of 2012, followed by Denmark (921MW) (GWEC, 2014). However, UK has not developed completely its potential concerning onshore wind because of the lack of social commitment (Jay, 2011). In this regard, Danish authorities are developing an ambitious offshored planning, called â&#x20AC;&#x153;Near shoreâ&#x20AC;?, with around 500 MW projected. It constitutes a substantial support for the offshore wind in Europe. This market situation has its counterpart in the value chain. The main wind turbine manufacturers are from Europe, such as Vestas and Siemens Wind Power (roughly 86% of the market), as well as seven of the global top ten utilities in this niche, such as Vattenfall, Dong Energy, E.ON and RWE (Navigant Research, 2012). The Chinese wind turbine manufacturer Sinovel and the German REpower are also 61

agents in the offshore market with a market share around 5% (Ib.). However, there is a progressive decoupling process between onshore and offshore value chains, due to key components and services must be tailored due to singularities of offshore installations (Blanco, 2009; WĂźstemeyer, Madlener and Bunn, 2015). Given an increased demand of equipment and components and a relatively limited production, there are currently several bottlenecks which could raise installation costs (Green and Vasilakos, 2011). WĂźstemeyer et al.; (2015) assert that bottlenecks along the supply chain could delay the consolidation of offshore wind as a major technology. Thus, it is necessary to develop supply base capabilities at the same time that diffusion policies are implemented. In this way, component-oriented subsidies, which should support specific offshore products, such as main frame or transformers, could be an essential policy to foster this market (Ib.). Concerning forecasts, EWEA (2009) designed development scenarios both for onshore and offshore wind in Europe from the starting point in 2008. According to its figures, in the conservative scenario, the cumulative average annual rate of growth of offshore and onshore wind are 35,2% and 10,5%; respectively. Offshore wind energy will represent 19% of total wind power capacity by 2020, when it only represents 2% of the total capacity in 2008 (Green and Vasilakos, 2011). Likewise, it is expected some saturation for the onshore wind energy after 2020, where the best suitable places for wind farms will be scarce (Ib.). Last but not least, small wind turbines (SWTs, hereinafter) represent another remarkable market for future developments in wind energy, in spite of their modern emergence in the 1980s (Navigant Research, 2013). Its applications include the cattle industry in the UK and Galicia1 and the agriculture sector in Denmark; telecommunications or 1

For instance, Norvento, a Galician wind turbine manufacturer, is developing new wind turbines with some success in the UK market (NED 100). This model of wind turbine is suitable for higher wind sites, with a rotor diameter of 22 metres and a rated power of 100 kW.

defence, among others. According to Navigant Research (2013) estimations and forecasts, the installed capacity will reach, globally, 182 MW in 2018 from 89 MW in 2013. These figures are not comparable to those related to wind turbines, both onshore and offshore, because SWTs have a smaller rated power. Concerning the geographical distribution, Europe represents the lionâ&#x20AC;&#x2122;s share of the global installed capacity with roughly 60 MW in 2013, followed by North America and Asia Pacific (Ib.). Although this distribution almost will not change in 2018, Asia Pacific would increase their global share. The main drivers which trigger the maturation of SWT market are, mainly, the feed-in-tariffs model2 (FIT, hereinafter), public awareness, the emergence of the community ownership model and the social perception that SWTs are viewed as regional economic drivers (Navigant Research, 2013). Nowadays, FIT is relevant in the promotion of SWT technology in UK and Italy. Likewise, public awareness and the community ownership model are also essential due to the main stakeholders are local or property owners instead of larger utilities. In some cases, farmers and municipalities create limited liability companies in order to exploit this natural resource. Finally, SWT technology would trigger regional socioeconomic benefits, such as energy security or the emergence of manufacturers, among others.

Feed-in-tariffs is a remuneration scheme to promote the diffusion of renewable energies by means of an additional payment to the electricity market price. This instrument is based on a market price support framework (SĂśderholm, 2008) which could be market-independent (fixedprice policies), when the remuneration is independent of the electricity market price. Otherwise, FIT would be a market-dependent polices (premium-price polices) (Couture and Gagnon, 2010).

3. Main sectoral stakeholders and characteristics in the value chain As a result of this market evolution and the aforementioned features of the wind energy sector, Chinese manufacturers (Goldwind, United Power and Mingyang) or the Indian multinational firm Suzlon are gradually improving their global position in terms of installed capacity (Lewis and Wiser, 2007; Campos and Klagge, 2013). In addition, there is also an increasing importance of both Chinese manufacturers and utilities, because five of the ten top global utilities are from this country (Navigant Research, 2014a). Figure 6 shows the global growing importance of wind turbine manufacturers in emerging markets. This emergence is triggered by the size of those captive markets and several promoting policies (Lema, Berger and Schmitz, 2013; Campos and Klagge, 2013). The Danish global leader Vestas recovered its traditional first position in 2013, because the late extension of windâ&#x20AC;&#x2122;s tax credit in the USA hindered the domestic market of GE Wind (Navigant Research, 2014a). Concerning other European firms, internalization was the solution in order to maintain or even increase the market share for the Spanish Gamesa (Latin America and India) and the German Nordex (Europe, Latin America and Africa). In this regard, Enercon has heavily relied on its home market and Siemens has undergone changes for the United Statesâ&#x20AC;&#x2122; stagnation (Ib.).

Figure 6. Main worldwide wind turbine manufacturers (2013).

Source: Navigant Research (2014a).

The current situation of overcapacity in many areas, especially in Europe, as well as the pressure on manufacturing costs triggered a more flexible supply chain (Navigant Research, 2014b; Haakonsson and Kirkegaard, 2016). In this regard, technology maturation and the increasing global role of Asian manufacturers put pressure on price and the need of organisational innovations. Likewise, more firm-tailored strategies, such as make-and-buy3 or build-to-print4, enable the sector 3

Make-and-buy strategy represents a decision in which the firm manufactures in-house a percentage of a component or product and it also outsources the other part of the production. For instance, this strategy would be implemented due to a sudden increase in the demand, which cannot be met by in-house production or a bottleneck in the supply chain that restrict the inputs to the firm. 4 Build-to-print or, alternatively build-to-suit, represents an outsourcing process in which the manufacturer produces goods according to the exact technical specifications provided by the customer.

to combine in-house production with outsourcing, depending on the specific core activities and the competitive advantage of the auxiliary industry in each location. Thus, there is a shifting from the traditional vertical integration to more flexible strategies. Overall, European lead manufacturers often show higher vertical integration around core activities (manufacturing of blades, generators or controllers) than Chinese firms, which tend to be more organisationally flexible (Haakonsson and Kirkegaard, 2016). The main reason is based on strategy differences concerning technology management. Thus, European international competitiveness are built upon in-house technology developments, but Chinese are focused on assembly tasks; therefore, they outsource manufacturing activities in order to compete on price. However, Chinese firms are engaged in international innovation networks as a technology catching-up strategy (Ib.). At the same time that Asian wind turbine manufacturers increase their world’s market share, European turbine suppliers are increasing outsourcing to China, where nowadays is placed, the world’s largest manufacturing base (Navigant Research, 2014b.). Offshore energy stands out as a different market niche for component manufacturers and turbine designers, due to singularities concerning tailoring components, as well as grid connections, foundations and installations (Blanco, 2009; Wüstemeyer et al., 2015). The market of some key components is oligopolistic, with only few available suppliers in Europe, given the novelty of the offshore deployment in contrast to the onshore (Thomsen, 2014). It could be argued that promising prospects and the consolidation of this development could enhance critical mass and market competition. Although some components manufacturers could take advantage of learning process in onshore, others such as main frame, gearbox, tower or transformer require launching a different R&D line seeking remarkable improvements from onshore products and services (Wüstemeyer et al., 2015). In this regard, based on a survey analysis, these authors highlight that innovation in off66

shore and onshore are affected by different drivers. In addition, the structure of value creation is, to a large extent, different, because value creation in onshore depends on mass production; therefore, it is subject to learning process. On the contrary, value creation in offshore is created on-site and their learning paths could be similar to conventional power plants. Moreover, there is a higher degree of volatility in costs in offshore farms due to singularities and unexpected conditions in each site (Myhr et al., 2014). Table 1 depicts the cost breakdown for these kinds of wind installations in order to show the two value creation paths. Wüstemeyer et al., (2015) also underlined that the influence of technological innovations in the projects’ future costs is 24% higher for offshore than onshore. Table 1. Distribution of cost for onshore and offshore wind farms (in percentages). Stages Project development Turbine Infrastructure Grid connections Installation Foundation

Onshore 8 71 9 12

Offshore 4 40 14 23 19

Source: Wüstemeyer et al., (2015).

Currently, offshore wind energy undergoes several technological improvements not only related to cost reductions or reliability, but also to new market opportunities which enhance offshore diffusion. For instance, several developments regarding floating structures make easier the development of offshore projects in deep waters. In this regard, the Norwegian utility Statoil is installing the first worldwide floating offshore wind farm in Scotland (Hywind Scotland Pilot Park) in 2015, using Norwegian technology (Hywind foundations). Spanish firms Navantia and Windar are the suppliers of these floating foundations. It 67

is expected that this wind farm with five turbines rated 6 MW comes into operation at the end of 2017. Concerning technology and economic feasibility, Castro-Santos and Diaz-CasĂĄs (2014) apply the life-cycle methodology to undertake the feasibility of offshore installations along the Galician coast. In addition, Myhr et al., (2014), Bjerkseter and Ă&#x2026;gotnes (2013) develop a comprehensive analysis of the economic feasibility of seven different offshore floating foundations in comparison with the traditional bottom-fixed ones (jackets and monopile). In this regard, these authors quantify the levelised cost of energy (the minimum unit price of energy) and its main drivers. The main aim is to design the best choice depending on technology advantages, in terms of material costs, as well as on-site conditions. Given that almost all the floating foundations are still prototypes, these studies and the strong deployment of this market highlight the increasing relevance of offshore wind within renewable energies. However, energy cost in relation to well-established renewable energies represents a key challenge, therefore, a field for future technological improvements. Given the singularities of the offshore value chain, as well as the technological opportunities, due to the relative underdeveloped state of technology in comparison with onshore, it could be key to launch component-oriented subsidies in order to overcome bottlenecks and foster technological improvements (WĂźstemeyer et al., 2015).

4. Sectoral R&D performance R&D activities play a remarkable role in the wind sector as a way to compete successfully in international markets. Wind energy continually evolves, arising new technology solutions and management improvements along the global value chain. Thus, turbine and components manufacturers should make relevant efforts in order to develop or 68

catch-up cutting-edge technology. The increasing worldwide competition in the wind sector triggers ambitious R&D investment plans either aimed at consolidating existing competitive advantages or catching up cutting-edge technologies. For these reasons, R&D investment at firm or sectoral level could represent a key indicator of competitiveness. Concerning public domains, wind energy policy is established in the Strategic Energy Technology Plan (SET Plan), developed by the European Commission. In this regard, the main aims of this strategy focused on this renewable energy are to increase the sectoral competitiveness, take advantage of the offshore emergence, as well as make easier the grid integration (AEE, 2012). The future relevance of this sector is illustrated by the investment of 6.000 million euros of public funds during the period 2010-2020, with a special focus on offshore wind. At the firm level, companies are also increasing their efforts in R&D and innovation activities, as well as in strengthening their linkages with regional and worldwide innovation hubs. All of this underlines the relevance of technological and organizational improvements. In this section, the main features and trends of the R&D investment from the public sector, as well as at the firm level are analysed. First of all, public RD&D budgets related to wind energy are studied by means of the Energy Technology RD&D database published by the International Energy Agency (IEA). In this regard, performance of the Spanish public bodies in this field is compared with their counterparts in Denmark, United Kingdom, Germany and USA. Later, R&D performance at firm level in the global wind sector is studied through the R&D Industrial Investment Scoreboard, published by the European Commission. This database summarises the economic and financial data of top European, as well as global R&D investors.

4.1. International comparison of RD&D performance in the wind sector Analysing the evolution and trends of public sector concerning basic and applied research, as well as experimental development and demonstration, could be a good approximation to assess the innovation system performance regarding public spheres. Furthermore, this assessment could make easier to analyse public efforts with regard to the government’s guidelines in energy policy. In this regard, the International Energy Agency (IEA) publishes annual data, for its member countries, related to the public budgets in research and development, as well as demonstration activities in the energy field, following the Frascati Manual (OECD, 2002) methodology. The IEA decides to include public budgets for demonstration projects, because of their relevance in context of high uncertainty regarding the outcomes of R&D activities, mainly when demonstration projects could not be addressed only by the private sector (IEA, 2011). Energy RD&D covers “research, development and demonstration related to the production, storage, transportation, distribution and rational use of all forms of energy” (IEA, 2011, p. 16). Likewise, RD&D programs could be included in the following seven branches (Ib.):       

Energy efficiency; Fossil fuels; Renewables5; Nuclear fission and fusion; Hydrogen and fuel cells; Other power and storage techniques; Other cross-cutting technologies or research.

They encompass solar energy, wind energy (onshore and offshore), ocean energy, biofuels, geothermal energy, hydroelectricity and miscellaneous.

The IEA adopts a methodological perspective based on the government budget appropriations or outlays for RD&D (GBAORD)6; that is, the data gathered by the IEA includes public RD&D budgets regardless of the performer (IEA, 2011). In this regard, public funding bodies could be the central or federal government, as well as provincial and state units. Furthermore, the analytical scope also includes stateowned enterprises; but private funds expending by public bodies, funds from public bodies, NGOs and charities, as well as private contributions to public-private partnerships are excluded (Ib.). With the purpose of analysing public wind RD&D in Spain, as well its evolution in the main OECD markets, absolute and relative variables were selected from 1991 to 2014 (first and last year with available data). Throughout this period there is comprehensive information for the main traditional market for wind energy within the IEA member countries. In this regard, Spain, Denmark, Germany, United Kingdom and USA were selected on basis of their leadership in this market concerning installed capacity. Likewise, all the data are expressed in US dollars and purchasing power parity (PPP) terms. Analysing the following flows in PPP7 allows more accurate international comparisons and makes easier isolate the effect of inflation on RD&D expenditures. Figure 7 shows the total amount of public RD&D (government and state-owned enterprises) investment. Regardless sudden fluctuations of this variable, the main public supporters of wind RD&D in absolute terms are USA and Germany, mainly because of the size of their economies and wind sectors. In this regard, public bodies in the USA designate annually 52,2 million USD on average; and German public units almost 33,8 million USD. USA reached their peak in 2009 with more than 200 million USD and Germany in 2014 with almost 68 6

This methodology is the opposite of the RD&D intramural expenditures approach, in which RD&D expenditures are quantified from the performersâ&#x20AC;&#x2122; perspective. In this regard, performers could be both from the public or private sector. 7 PPP terms are expressed in 2014 prices.

million (IEA, 2015). Far away from these figures, Denmark, United Kingdom and Spain are lagged behind with more modest expenditures. However, Denmark and United Kingdom, on the one hand, and Spain, on the other one, show different patterns. The first two countries are increasing their public investment, but Spain depicts the opposite evolution in line with an adverse national institutional context. Figure 7. Total wind public RD&D in million USD (2014 prices and PPP).

Source: IEA (2015).

Absolute RD&D figures should be complemented with estimations which take into account the relative size of the economy in order to measure more accurately the effort of public bodies in each country. Figure 8 shows the evolution of total RD&D per million units of PPP GDP in real terms8. Denmark stands out as the main country in terms 8

Both GDP and RD&D flows in nominal terms and national currencies were deflated through the OECD GDP deflator. Likewise, both flows were also expressed in PPP by means of OECD PPP indicator. The IEA only provides directly aggregated data concerning total RD&D per unit of GDP, without a breakdown; therefore, it is advisable to estimate this measure only for wind energy.

of public investment in wind RD&D per unit of GDP. In this regard, Danish public bodies allocate, at least, $40 per million unit of GDP, and public RD&D budgets allocates annually $58,5 on average during the period analysed. The peak was reached in 2010 with more than $150 per million unit of GDP. Likewise, the general trend shows that public bodies from Denmark are increasing their relative expenditures in terms of GDP. Figure 8. Total wind RD&D per million unit of PPP GDP.

Source: Own elaboration based on IEA (2015).

Far away from these figures, Germany, United Kingdom, USA and Spain are lagged behind; with average expenditures below $10 per million unit of GDP. However, Germany, United Kingdom and Spain double, and in some cases triple, the expenditures undertaken by USA public bodies during this period. Nevertheless, public units in Spain are reducing their investment in RD&D in terms of GDP since 2011; at the same time, Germany and United Kingdom are increasing them. These opposite trends could illustrate the different development stages 73

followed by these countries. In this way, United Kingdom is leading the wind offshore market and several pioneer projects related to this field. Likewise, Germany is consolidating their position in the onshore market and also open new market niches in the offshore wind. On the contrary, Spain is undergoing a sectoral stagnation due to institutional instability and the economic crisis with feedback loops. According to the most recent annual data available (2013), public bodies in Denmark spend $106 per million unit of GDP, Germany and the United Kingdom allocate $18.7 and $11.6, respectively; and both Spain and the USA $3,7 (IEA, 2015). These data are consistent with the ambitious sectoral promotion policies set up, mainly, by Denmark, Germany and the United Kingdom regarding technology infrastructure. Regarding the Danish case, it is obvious the long-run public support through the university system, as well as by means of public or semi-public technology centres which strengthen the singular Danish bottom-up or â&#x20AC;&#x153;bricolageâ&#x20AC;? development model (Garud and KarnĂ¸e, 2003; Christensen, 2010). Likewise, public bodies in the United Kingdom and, to a lesser extent Germany, are also fostering RD&D programs, mainly in offshore wind energy. In the case of Germany, the role played by the Fraunhoffer Institute network is remarkable. 4.2. R&D performance at firm level Nowadays, wind energy is characterised by the increasing globalisation of its value chain, as well as the rising competition among traditional manufacturers and those which come from emergent markets. In this context, it is key to upgrade business, diversified portfolios and markets, as well as improve innovative performance. In this regard, R&D intensity represents a widely used measure, which indicates the relative degree of investment in research and development activities in terms of the total firm sales. Alternatively, it is also used for countries and regions in terms of the GDP. Anyway, it is widely assumed that this 74

indicator can approximate the degree of investment in generating new knowledge (OECD, 2011). The EU Industrial R&D Investment Scoreboard, published by the European Commission, constitutes a database of top European, as well as some global firms regarding their economic and financial performance. This information is based on each company annual report. For this reason, not all the top firms are involved in this database, because it depends on the information available and the willingness of firms to collaborate. Likewise, it encompasses information of R&D intensity by firm from 2003 to 2013. Figure shows this indicator for the main global wind turbine manufacturers for that period of time. Before analysing these data it is key to underline some additional explanations. In this regard, it is included the Danish blade manufacturer LM, which stands out for its R&D expenditures in the wind sector. In spite of the fact that Enercon installed 10% of the total wind turbines worldwide in 2014, its data is not available in the EU Industrial R&D investment Scoreboard. The Commission of the European Communities (2009) estimated that Enercon undertook an R&D investment in the wind sector of roughly 17.5 millions of euros in 2007. This figure is above Nordexâ&#x20AC;&#x2122;s investment in the same year (17.24), Repower (13.38) or almost the same than LM (17.77). Vestas acquired NEG Micon (with an R&D intensity of 7.8% in 2003) in 2004; therefore, since that year, data from Vestas embodies the resulting group. Moreover, data from REPower is only available until 2008, because it was acquired by Suzlon in that year. According to Figure 9, investment in R&D activities of the selected firms represents, at least, 1% of their sales during the period of time analysed. Nevertheless, there are remarkable differences among manufacturers. As long as the Danish and German firms, such as Vestas, LM or Nordex reached 2% of the total sales allocated to R&D investment, the Spanish firm Gamesa was below between 2005 and 2010. 75

This period of time encompasses the deployment of Gamesaâ&#x20AC;&#x2122;s domestic market, in which achieved a leader position. Figure 9. R&D intensity of the main global wind turbine manufacturers (2003-2013; in percentages)*

*Note: R&D intensity concerning Siemens, General Electric and Mitsubishi Electric embodies the whole economic activity and not only wind energy.

Source: Own elaboration based on European Commission (2015).

Firms from emergent markets (Goldwind and Suzlon) performed poorer than those from consolidate markets. For instance, Chinese wind sector was able to close the gap with the worldwide leading sectors in only ten years by means of technology transfer mechanisms (Lewis, 2011; Klagge et al., 2012; Lema, Berger and Schmitz, 2013). Codesigning among local and overseas firms, as well as the development of R&D activities in technology centres in the main world hubs were increasing, since the end of the first decade of 21st century9 (Lewis, 9

Co-design activities among local and overseas firms was also undertaken in the Indian wind sector in the earlier 2000s (Kristinsson and Rao, 2008).

2011; Klagge et al., 2012). In spite of these recent trends, the Chinese sectoral innovation systems are undergoing several barriers to achieve a high innovative performance (Klagge et al., 2012). In this regard, it should be underlined the low R&D investment, the weak collaboration between academia and industry, as well as the lack of skilled labour force (Ib.). Lema et al., (2013) assert that innovative performance in the Chinese sector lies in business-model innovations. Moreover, there is still a dependence on foreign technology, through licensing, mergers and joint ventures (Klagge et al., 2012). For these reasons, the Chinese wind sector should foster endogenous developments and the ties with worldwide top technological hubs to avoid lock-ins. This strategy could be key in order to penetrate into new cutting-edge sectors, such as offshore wind. Current trends show an increasing R&D intensity, which could be triggered by the rising international competences among firms in emergent as well as consolidate markets. From the R&D intensity data of the main global wind turbine manufacturers, wind sector could be classified as a medium-high R&D intensity sector (between 2% and 5%), following the indications of the European Commission (2015). Siemens and, to a lesser extent, Mitsubishi Electric perform better than the sectoral average, because their data embodies industrial R&D investment in more sectors than wind power. In fact, both firms are classified into Electronic & Electrical Equipment branch, following the European Commission (2015) breakdown. Figure 10 shows the different performance between firms included into Electronic & Electrical Equipment branch and the general results for the top European firms. In this regard, firms included into this aforementioned branch performed better that the average, being currently the difference higher than two perceptual points. Given Siemens and Mitsubishi Electric undertake more activities involved in medium-high and high R&D intensity than wind energy (see Figure 9), their overall R&D intensity is higher than their competitors in the wind energy sector. Likewise, oth77

er manufacturers analysed are mainly included into Alternative Energy, as well as into Industrial Engineering. However, temporal comparison is complex due to the inexistence of these branches for the whole period analysed (2003-2013). Figure 10. Comparison between R&D intensity in Electronic & Electrical Equipment branch and the general performance of the top European firms.

Source: Own elaboration based on European Commission (2015).

5. Conclusions At the same time that wind energy reaches global diffusion, the sector has been undergoing several changes concerning main markets and agents, new market niches, as well as new technology improvements. In spite of the traditional utilisation of this renewable resource, Denmark was the modern pioneer, based on a bottom-up development model, regarding commercial deployment and its integration in the grid. Several development models arose around the world in order to take advantage of the environment and socioeconomic benefits triggered by wind energy. 78

Despite European and North American origins, the relevance of emergent markets is increasing due to ambitious strategies, which combine market promotion policies with technology policies aimed at catching-up cutting-edge regional hubs. Currently, these emergent markets constitute the sectoral driving forces and they are responsible of remarkable changes in global value chains. In this regard, Chinese and Indian multinational manufacturers are gradually improving their global position in terms of installed capacity. Domestic market size and a comprehensive set of national promotion policies could explain these progressions. Offshore wind emergence, together with its value chain singularities, as well market potentialities, are also changing the global wind sector. Regardless of its concentration on Europe, offshore wind could represent another step ahead in the green revolution due to the huge opportunities of electricity generation in deep waters. Production costs as well as supply chain bottlenecks could be the most remarkable challenges for this new wind sector. As the main sectoral features show, sectoral stakeholders are facing a global competitive context in constant transition. In this regard, R&D activities stand out as one of the most essential indicators in order to assess the competitiveness, not only at the firm level, but also of the innovation system as a whole. Concerning the performance of public bodies regarding RD&D budgets, the IEA Energy Technology RD&D Statistics provides an exhaustive database of national performance. Denmark public units stand out for their funds allocated to basic and applied research, as well as demonstration activities, in terms of its national GDP. Germany and UK are gradually increasing their budgets. At the same time, Spain, due to sectoral institutional and financial unstable contexts, undergoes a moderate decrease. Concerning R&D performance at firm level, it could be highlighted that European turbine manufacturers allocates significantly more 79

funds than manufacturers from emergent markets, in terms of their firm sales. These different patterns could be explained by the diverse development paths and institutional contexts. In this regard, manufacturers from mature markets are used to face high competitive market conditions in contrast to the characteristic captive markets in China or India. Moreover, manufacturers from emergent markets are catching up cutting-edge technologies and methods by means of technology transfer, acquisitions and mergers and, to a lesser extent, getting in touch with top regional hubs. These features and trends highlight that wind sector is facing a wide array of socioeconomic, technology and environment pressures to ensure sectoral competitiveness, as well as dealing with the response to global challenges, such as global warming and energy security.

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Introducción Durante los últimos años la comunidad científica, gobiernos de todo el mundo, y organizaciones internacionales tales como la PNUMA (Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente), conservación de la naturaleza (TNC), entre otros, han dejado claro el gran riesgo que generan los llamados gases de efecto invernadero (GEI), entre los que destacan: CO2, CH4, SOx, NOx. Estos se consideran responsables de un calentamiento paulatino y constante en la atmosfera terrestre, lo que ha generado un incremento en el promedio anual de las temperaturas del medio ambiente (aire y océanos), se ha detectado un deshielo generalizado en los polos, generado con esto, un aumento del promedio mundial en el nivel del mar. La estimación de la tendencia de la temperatura mundial en superficie entre 1906 y 2005 apunta a un calentamiento de 0. 74º C de media en la atmósfera (Bates, 2008). Por otro lado, se considera que mundialmente se ha generado una crisis energética debido que la capacidad de las energías no renovables para sostener los regímenes de producción petrolera es incierta, por lo que el agotamiento de los combustibles fósiles y el encarecimiento de estos recursos se considera inevitable; dicha situación ha impulsado a que diversos gobiernos e instituciones de todo el mundo se dediquen a buscar alternativas energéticas que permitan disminuir sus emisiones de los GEI y que les permitan ampliar su matriz energética disponible (Figura 1). Debido a esto, se ha concentrado gran parte de sus esfuerzos en la producción de energía y/o combustibles renovables; las principales tecnologías destacadas en este rubro son las fuentes: solares, fotovoltaicas, eólicas, biomasa, etc. (Collet y col., 2011). Dentro de este panorama emergen los biocombustibles como una alternativa viable para sustituir o complementar a los combustibles fósiles; además, dado que provienen de recursos renovables, estos imprimen una mayor sustentabilidad a los procesos desde el punto de 86

vista energético y ecológico (Chisti, 2008). A pesar de que en este momento los costos de producción de los biocombustibles aun no alcanzan una eficiencia económica/energética ni siquiera cercana a los observados en los combustibles fósiles; en muchos países se motiva su desarrollo y su utilización, esto debido a los problemas ambientales relacionados con su consumo y al pico de producción reportado a nivel mundial. Por lo tanto, poco a poco se observará una sustitución parcial de la energía no renovable, que se prevé que incremente conforme los avances científicos y tecnológicos lo vayan haciendo (Dragone y col., 2010). En cuanto a México, según los reportes de la Secretaría de Energía (SENER) generados en el sistema de información energética (SIE) se observa que según su origen (Figura 2), el país utiliza un alto porcentaje de energías no renovables, mientras que dentro de las de las opciones de energías alternativas solamente figuran producciones muy bajas obtenidas a partir de bagazo de caña y leña principalmente; dejando sin utilizar la energía solar, eólica, biogás y muchas fuentes de biomasa con potencial energético importante, podemos concluir que tenemos un serio déficit de aprovechamiento de fuentes energéticas alternativas lo que genera un área de oportunidad con gran potencial debido a la ubicación geográfica y características ambientales que México presenta (SENER, 2017).

Figura 1. Gráfico ilustrativo de las posibilidades de fuentes combustibles que se utilizan actualmente y el pronóstico para tiempos futuros. Adaptado de IEA, 2014.

Figura 2. Origen de la energía producida en México durante 2015. Adaptado de SENER, 2017.

1. Biocombustibles La definición de biocombustibles se refiere a los combustibles sólidos, líquidos o gaseosos producidos a partir de materia orgánica. Éstos se dividen generalmente en biocombustibles primarios y secundarios (Figura 3). Los bioenergéticos o biocombustibles, son considerados como una fuente sustentable de energía sólo cuando los insumos de éstos se obtienen de manera sostenible, algunos autores recomiendan que sólo se promuevan los bioenergéticos que presenten una huella ecológica de rango bajo. Dicha huella ecológica se calcula mediante el área total necesaria para producir alimento que se utilizaría para obtención de energía, la absorción de los desechos de esa energía consumida, la cantidad de agua dulce utilizada y el suministro del espacio para infraestructura (Loera-Quezada y Olguín, 2010). Figura 3. Clasificación de biocombustibles. Adaptado de Nigam y Singh (2011).

Para los biocombustibles, la huella ecológica está en función de ciertos factores, tales como el balance neto de energía del ciclo de vida del producto bioenergético, combinado con su rendimiento por hectárea. Asimismo, las posibles emisiones de GEI durante el ciclo de vida del producto, los niveles requeridos de agua, fertilizantes y plaguicidas para el cultivo de la materia prima, así como la cantidad de energía requerida para cultivar y refinar los insumos, debido a esto es importante el estudio y análisis de todos los aspectos de los bioenergéticos para encontrar aquellos que puedan competir y/o complementar con los combustibles fósiles (Groom y col., 2008). Usualmente los biocombustibles primarios (por ejemplo, la leña), se utilizan en su estado natural, principalmente para la producción de calefacción, cocina o electricidad; mientras que los biocombustibles secundarios, tales como el biodiesel, el bioetanol y el biogás son producidos mediante biomasa procedente de diferentes fuentes orgánicas, y tienen potencial para ser utilizados para el funcionamiento de vehículos y diversos procesos industriales (Nigam y Singh, 2011). Por otro lado, los biocombustibles secundarios se pueden clasificar en aquellos de primera, segunda y tercera generación, sobre la base de diferentes parámetros, tales como el tipo de tecnología de procesamiento, el tipo de materia prima o su nivel de desarrollo (Schenk y col., 2008). En México solamente se reporta el uso de biocombustibles primarios como la leña y el bagazo de caña, es importante que se desarrollen tecnologías que permitan la utilización de biocombustibles secundarios que impacten de manera importante en la lucha contra la crisis energética que afecta en la actualidad directamente a México y al mundo (SENER, 2017). 1.1. Primera Generación El desarrollo de los biocombustibles a nivel industrial ha permitido generar una serie de ventajas y una gran variedad de fuentes disponi90

bles para la producción de biocarburantes líquidos; debido a esto, se han logrado desarrollar sistemas de producción de biodiesel y bioetanol mediante algunas plantas de cultivo en las últimas décadas, y, en la actualidad, operan como negocios rentables en algunos países (Thi-Tai y col., 2011). En sus inicios (en la década de 1970), el contenido total de energía de ambos biocombustibles era todavía menor al 1% de la producción mundial de energía y a pesar de que la producción de biodiesel y bioetanol generada ha presentado incrementos entre 30-40% anual, aun se considera como una parte minoritaria del total de energía producida en el mundo (Williams y Laurens, 2010). Actualmente, los biocombustibles de primera generación son aquellos obtenidos a partir de algunos productos alimenticios cuya composición se traduzca en un potencial energético tangible, aquellos en los que se ha invertido más esfuerzo son: el bioetanol, obtenido principalmente a partir de caña de azúcar y de residuos del procesamiento de granos como el maíz, y el biodiesel, obtenido principalmente a partir del aceite de plantas oleaginosas tales como la soya, canola, girasol y palma (Majer y col., 2009). A pesar de que los biocombustibles de primera generación han generado una contribución relativamente pequeña, que corresponde al 1%, de la producción total de combustibles líquidos, éstos han sido objeto de escrutinio internacional considerable y una crítica bastante unánime (Quinn y col., 2012). Acerca de la obtención de biodiesel, la producción a partir de aceite de soja es muy popular. Los investigadores se han centrado en diferentes sistemas de catalizadores, disolventes, y diversos aceptores de acilo. El aceite de soja cuenta con cinco ácidos grasos principales que le confieren características adecuadas para la producción de biodiesel: ácido palmítico, ácido oleico y ácido linolénico (con porcentajes promedio de 13% cada uno), ácido linoléico (55% aprox.) y ácido esteárico (aproximadamente 4%) (Nigam y Singh, 2011). Kinney y Clemente (2005), desarrollaron biodiesel derivado de aceite de soja, el cual poseía 91

alta biodegradación, mejor punto de inflamabilidad, toxicidad reducida, menores emisiones y una mayor lubricidad; sin embargo, también presentó cierta inestabilidad oxidativa y, al utilizarse en climas fríos, se limitaba su utilidad como combustible. La sustentabilidad de la producción de los biocombustibles de primera generación, se ha visto fuertemente cuestionada; principalmente por dos factores, el primero, es que para cubrir la gran demanda energética mundial se tendrían que utilizar áreas de bosques y áreas agrícolas lo que contribuiría a la crisis ambiental del planeta. Además, el utilizar productos alimenticios para obtención de bioenergía se generaría un gran desbalance en el mercado global de alimentos, lo que incrementaría los costos de los mismos y fomentaría la crisis alimentaria de la sociedad. Debido a esto, diversos autores consideran que los biocombustibles de primera generación no son una opción adecuada para subsanar las necesidades energéticas mundiales (Chisti, 2007; Majer y col., 2009). 1.2. Segunda Generación Recientemente, se considera que para que los biocombustibles logren alcanzar una sustentabilidad económica y ambiental, se requiere un proceso de producción no sólo sea renovable, sino que también contribuya a la fijación del CO2 atmosférico (Schenk y col., 2008). Para alcanzar estos objetivos, una de las alternativas más populares es el uso de biocombustibles de segunda generación, que son aquellos derivados de productos que no requieren tierras cultivables, ni son empleados para consumo humano, que, además puedan contribuir en la reducción del espacio para la obtención de materias primas. Dentro de esta categoría se encuentran algunos residuos ligno-celulósicos y/o agrícolas; algunos cultivos oleaginosos no comestibles, que crecen en tierras actualmente no cultivables tales como las del género Miscanthus y la Jatropha curcas L (Mata y col., 2010; Mofijur y col., 2012). 92

Las principales fuentes de biocombustibles de segunda generación, son el aceite de jojoba, semillas de tabaco, la Jatropha, y el Mahua, así como residuos de la industria alimentaria (Rawat y col., 2013); lo interesante es que son fuentes no comestibles y/o pueden ser cultivadas en zonas áridas/semiáridas donde no compiten con cultivos alimenticios, además de que los cultivos pueden presentar rendimientos adecuados sin demasiados cuidados técnicos (Kirrolia y col., 2013). Sin embargo, estas fuentes energéticas poseen también una serie de desventajas, destacando que la mayoría presentan altos contenidos de ácidos grasos libres (AGL), lo que incrementa la demanda energética necesaria para su procesamiento y obtención del producto deseado; lo que se traduce en una elevación de su precio y una disminución de la calidad final del combustible producido (Rawat y col., 2013). 1.3. Tercera Generación Debido a las desventajas de los biocombustibles de segunda generación, aunado al problema en común con la primera, referente a la competencia por tierras de cultivo y aguas para consumo humano, recientemente ha surgido la tercera generación de biocombustibles, la cual se obtiene a partir de microorganismos, dentro de estos las microalgas han tomado mucha importancia como opción energética. Se considera que éstas pueden contribuir de manera importante a la fijación de CO2 ambiental y además pueden ser utilizadas para producir una amplia gama de biocombustibles, tales como el biodiesel, bioetanol y biogás (biometano y biohidrógeno). Por otro lado, también producen metabolitos secundarios con valor agregado que pueden ser empleados en la industria farmacéutica, alimentaria, acuícola y en cosmetología (Rizwan y col., 2015).

2. Antecedentes generales sobre el uso de microalgas para la generación de biocombustibles Las microalgas son organismos cosmopolitas autótrofos o mixótrofos que utilizan principalmente la energía proveniente del sol para crecer, multiplicarse y sintetizar compuestos orgánicos sencillos utilizando dicha energía y algunas sales minerales (Sharma y col., 2013). La clasificación de las mismas se basan en diversos criterios, dentro de los que destacan: el tipo de pigmentos, naturaleza química de los productos de almacenamiento, sus sistemas de reproducción, los componentes de la pared celular, las variaciones en su ciclo de vida, así como algunas características morfológicas, tales como: presencia o no de células flageladas, estructura de los flagelos, presencia de una dotación de retículo endoplásmico en todo el cloroplasto (Tomasseli, 2008; Brennan y Owende, 2013; Goiris y col., 2015). En la actualidad, más de 50,000 especies de microalgas han sido identificadas y reportadas alrededor del mundo; dentro de éstas, cerca de 9000 especies pertenecen a las microalgas verdes, pudiéndose encontrar éstas en una gran variedad de hábitats diferentes (Singh y Gu, 2010). Una característica importante de las microalgas es que la energía obtenida por fotosíntesis, generalmente no es utilizada para la generación de tejidos más complejos lo que permite una mayor eficiencia energética de la célula, lo que ocasiona que estos microorganismos se adapten rápidamente a distintas condiciones ambientales, y que puedan encontrarse en una gran variedad de hábitats diferentes, desde los ambientes marinos e híper-salinos, hasta en las aguas residuales (Brennan y Owende, 2013). Por otro lado, las microalgas son capaces de fijar el CO2 ambiental que se encuentra en su entorno de una manera muy eficiente, utilizando la fotosíntesis, pudiendo realizar esto a partir de diversas fuentes, incluyendo gases industriales, y algunas sales solubles de carbonato. 94

Por tal motivo, los gases de escape tales como el gas de combustión, pudieran representar una fuente rica de CO2 para el cultivo de microalgas (Sharma y col., 2013). Aunque la mayoría de las microalgas son fotosintéticas, se ha demostrado que algunas especies pueden utilizar carbono orgánico extracelular, cuando la luz solar no está disponible. Debido a esta versatilidad, se calcula que estos microorganismos son responsables de al menos el 60% de la energía primaria generada en la tierra (Richmond, 2008; Mata y col., 2013). Las microalgas han generado un gran interés como fuente energética, debido a su gran capacidad de crecimiento, y a un inmenso potencial para acumular compuestos de interés nutrimental como lípidos, carbohidratos y proteínas, esta característica lanza a estos microorganismos como una excelente fuente de materia prima para la generación de biocombustibles como biodiesel, bioetanol y biogás (Chisti, 2007; Park y Li, 2012). Por otro lado, a partir de la biomasa de microalgas se pueden obtener también una larga lista de sustancias útiles, tales como: diversos pigmentos, alimentos para ganado, biopolímeros, biofertilizantes, plaguicidas, productos nutracéuticos y compuestos de interés farmacológico (Singh y Gu, 2010; Gouveia y Oliveira, 2009; Norzagaray-Valenzuela y col., 2016). Dentro de las diferentes especies de microalgas que tienen interés como fuente de biocombustibles, se recomienda la utilización de aquellas de origen marino, debido a que éstas presentan la ventaja de no utilizar agua apta para consumo humano, debido sobre todo a los serios problemas de abasto de recursos hídricos que han surgido en diversos lugares del mundo. Además, éstas no necesitan suelos que pudieran ser utilizados para la producción de alimentos. Asimismo, el uso de microalgas se puede considerar un proceso que ayuda a disminuir la contaminación ambiental, ya que se ha demostrado que pueden ser empleadas para el tratamiento de aguas residuales. Además, la habilidad de convertir CO2 en biomasa durante la fotosíntesis puede ayudar 95

a generar un mejor balance en la acumulación de gases con efecto invernadero en el medio ambiente (Makareviciene y col., 2013). Por otra parte, se considera que las microalgas son una fuente muy versátil de biocombustibles, ya que la energía luminosa que se transforma en energía química puede ser utilizada para obtener una amplia gama de productos energéticos: se consigue obtener biohidrógeno, los carbohidratos se pueden utilizar para producir bioetanol, los lípidos pueden generar biodiesel; mientras que todas las partes de la microalgas pueden utilizarse para producir biogás mediante digestiones anaeróbicas (Figura 4) lo que genera un amplio abanico de posibilidades en la generación de energía a partir de este tipo de biomasa (Rodolfi y col., 2009; Kirrolia y col., 2013). Figura 4. Esquema de producción de biocombustibles mediante fotosíntesis de microalgas. Adaptado de Gouveia (2011).

3. Principales biocombustibles obtenidos de microalgas 3.1. Bioetanol En la actualidad, el bioetanol se encuentra establecido como un biocombustible de uso rutinario en algunos países como Brasil y Estados Unidos, éste es utilizado como complemento de la gasolina y usualmente es obtenido a partir del almidón de algunos granos (maíz, trigo o sorgo), de azúcar y de algunos materiales lignocelulósicos (Goldemberg, 2007; Gouveia, 2011). El procesamiento de este tipo de compuestos es una industria que se encuentra muy avanzada y las enzimas comerciales más utilizadas están altamente disponibles, por lo que la obtención de bioetanol se considera hoy en día como una tecnología de bajo costo. En México, aunque la gasolina representa cerca de un 50 % de la energía utilizada, el uso de bioetanol (para complementar el uso de la gasolina) como fuente de combustible de transporte se encuentra prácticamente inexistente (Drapcho y col., 2008). Recientemente, las microalgas se han propuesto como materia prima adecuada para la producción de bioetanol, se estima que a partir de algunas especies se pueden producir aproximadamente entre 47,000-140,000 litros de bioetanol por hectárea por año, esto debido a que se han reportado algunas especies con altos contenidos de carbohidratos, (Schenk y col., 2008; Harun y col., 2010; Subhadra y Edwards, 2010). Estos carbohidratos pueden ser hidrolizados hasta azúcares más simples mediante pre-tratamientos, posteriormente los azúcares monoméricos obtenidos son metabolizados a bioetanol mediante la acción de levaduras (comúnmente se utiliza Saccharomyces cerevisiae o Zymomonas mobilis), o por autofermentación (fermentación oscura); el producto obtenido finalmente es purificado de la mezcla resultante mediante destilación y deshidratación (Sharma y col., 2013). El bioetanol a partir de microalgas se puede producir mediante dos procesos distintos: la autofermentación (fermentación oscura) o la 97

fermentación por levaduras (Sharma y col., 2013). La autofermentación consiste en la producción anaeróbica de bioetanol, generada por las mismas células de microalgas mediante el consumo del almidón intracelular. A pesar de que esta tecnología se considera un proceso de bajo costo energético, no se ha podido escalar a niveles industriales debido a los bajos rendimientos obtenidos experimentalmente (Gouveia, 2011). Se han reportado intentos de producción de bioetanol intracelular a partir de microalgas, utilizando las especies Chlamydomonas reinhardtii, Chlamydomonas perigranulata y Chlorococum littorale obteniendo rendimientos de 1 a 2 % de etanol (peso/peso) (Hon-Nami, 2006). Por otro lado, la fermentación mediante levaduras es un proceso bien establecido y que ha logrado alcanzar rendimientos altos; para esto, es necesario utilizar especies que acumulen cantidades importantes de almidón y azúcares, en las células (Sharma y col., 2013; Lopes da Silva y col., 2014). Hirano y col. (1997) analizaron la fermentación con levaduras de Chlorella vulgaris (con un 37 % de almidón celular) y reportaron una tasa de 65% de transformación a bioetanol. Por otro lado, la microalga Chlorococum sp., también se ha utilizado como sustrato para la producción de bioetanol bajo distintas condiciones de fermentación. Harun y col. (2010), demostraron que para esta especie es necesaria la aplicación de pre-tratamientos con el fin de degradar los carbohidratos presentes en la pared celular, la concentración más alta de bioetanol obtenida fue de 7.22 g/L. La producción de bioetanol a partir de microalgas presenta una serie de ventajas, ya que el proceso de fermentación requiere un bajo consumo energético, además de tratarse de un procedimiento simplificado en comparación con otros sistemas de producción de energía a partir de microalgas (biohidrógeno o biodiesel). Además, el CO2 producido como subproducto de la fermentación, puede ser utilizado como fuente de carbono para el cultivo de microalgas y, por lo tanto, disminuir costes, además de reducir las emisiones de gases con efecto 98

invernadero (Wiley y col., 2011). A pesar de esto, esta tecnología aún está bajo investigación y todavía no se encuentra comercializada de manera sólida, algunos autores recomiendan que el valor energético neto y el comercial deben ser acoplados en el contexto del valor del bioetanol como combustible (Chisti, 2008). 3.2. Biohidrógeno La demanda de hidrógeno (H2) ha generado un gran interés como fuente de energía; actualmente, se ha observado un incremento en la demanda de éste en el sector de transporte. Se considera un combustible con gran potencial ya que tiene aplicaciones tanto domesticas como industriales, sin generación de compuestos contaminantes al ambiente (Balat, 2009). La producción biológica de hidrógeno (biohidrógeno) es una alternativa interesante a los combustibles líquidos convencionales, además, como se trata de una molécula producida naturalmente, se considera una opción energética más limpia y eficiente (Brennan y Owende, 2013). Algunas especies de microalgas como Chlorella reinhardtii, Chlorella fusca y Scenedesmus obliquus poseen las características genéticas, metabólicas y enzimáticas necesarias para producir H2 bajo condiciones anaeróbicas, como un donador de electrones durante el proceso de fijación de CO2 (Ghirardi y col., 2000). Cabe mencionar que en la actualidad se ha demostrado que cerca de 30 géneros de microalgas han sido capaces de llevar a cabo la fotosíntesis oxigénica, y la producción de bio-H2 en condiciones anaeróbicas, destacando las cianobacterias y algunas algas verdes (Yang y col., 2010; Gouveia, 2011). Ferreira y col. (2012), analizaron la producción de H2 a partir de Anabaena sp., mediante cultivo fotoautotrófico se alcanzaron rendimientos de 0.0114 KgH2/Kg biomasa. Esta producción de H2, se complementó con la fermentación anaeróbica de la biomasa residual del primer proceso, generando adicionalmente 0.0126 Kg H2/ Kg 99

biomasa residual. El balance energético/ambiental de la generación de H2 a partir de esta microalga, arrojó un déficit entre la energía producida y la energía consumida, además de emisiones de CO2 al ambiente. Los autores recomiendan realizar más investigaciones con el fin de optimizar el proceso y disminuir los costes energéticos y las emisiones de gases con efecto invernadero. 3.3. Biogás El biogás es producido mediante la fermentación anaeróbica (es decir en condiciones de ausencia de oxigeno) de la materia orgánica a través de la acción de microorganismos, es un proceso que involucra una serie de reacciones metabólicas como la hidrólisis, acidificación, acetogénesis y metanogénesis, mismas que son realizadas por varios grupos de microorganismos (Figura 5) (O´Flaherty y col., 2006; Ziemiński y Frąc, 2012). El primer grupo de microorganismos hidroliza los compuestos orgánicos complejos en sus monómeros (por ejemplo, glucosa, aminoácidos, etc.), éstos subsecuentemente son convertidos en ácidos grasos volátiles (AGV), H2 y ácido acético. Después, otro grupo de microorganismos convierten los AGV en H2, CO2 y ácido acético. Posteriormente, las bacterias metanogénicas convierten estos compuestos en CH4 y CO2. (Kwietniewska y Tys, 2014). La digestión anaeróbica (DA) se considera un proceso biológico bien establecido, que originalmente estaba destinado para el tratamiento de lodos activados y algunos desechos sólidos, con el objetivo de disminuir la carga orgánica de los residuos, y así, facilitar su posterior manejo. En la actualidad, se considera como un proceso adecuado y eficiente para la producción de energía renovable primaria en forma de biogás (Ehimen y col., 2009). El contenido energético del biogás está determinado principalmente por su porcentaje de metano (CH4), el cual presenta un alto poder calorífico (39,900 KJ/m3); además, el residuo digerido después de la biogasificación puede ser utilizado como 100

fertilizante o como aditivo para la alimentación de ganado (HolmNielsen y col., 2009; González-Fernández y col., 2011). Figura 5. Principales etapas y parámetros del proceso de digestión anaeróbica. Adaptado de O´Flaherty y col. (2006); Ziemiński y Frąc (2012).

Chisti (2008) estimó teóricamente el contenido energético del biogás que se produciría a partir de diversos substratos, obteniendo valores que oscilaban entre 16,200 y 30,600 KiloJoules por metro cúbico (Kj/m3), dependiendo de la materia prima utilizada. El mismo autor estimó que los rendimientos promedios de biogás que se obtendrían a partir de residuos agrícolas, varían entre 0.15 y 0.65 m3 de biogás/gramo de biomasa seca (m3 biogás/gbs). La DA de la biomasa de microalgas no se considera como algo novedoso, ya que este tema ha sido objeto de estudio desde los años 50´s. El primer estudio acerca del tema fue realizado por Golueke y col. en 1957, donde utilizaron 101

directamente un ecosistema de microalgas (Chlorella y Scenedesmus) en un digestor anaeróbico, obteniendo una producción de 0.17-0.32 litros de metano por gramo de sólido volátil agregado (LCH4/gSV). Es importante analizar y caracterizar la composición bioquímica de la biomasa de las microalgas, con el fin de obtener una estimación teórica del potencial de generación de CH4 (Sialve y col., 2009). Cabe la pena mencionar que diversos autores mencionan que la composición general presenta gran variabilidad entre las especies de microalgas y está fuertemente influenciada por la especie, así como por las condiciones de crecimiento (Fuentes-Grunewald y col., 2012; Dębowski y col., 2013). Heaven y col. (2011) realizaron el cálculo teórico del potencial metanogénico de algunas especies de microalgas que usualmente se utilizan para obtención de energía; dichos cálculos fueron realizados utilizando la composición proximal de la biomasa y la siguiente formula C1.9H3.8O1N0.5. Es importante destacar que este enfoque teórico no toma en cuenta factores importantes, como el tipo y características del inóculo o las condiciones de digestión anaeróbica. Algunos autores comentan que es necesaria la comparación de los valores teóricos calculados con resultados prácticos; debido a esto, se han desarrollado algunas investigaciones sobre digestión anaerobia de microalgas, usando diferentes especies y condiciones operativas (Chisti, 2007). Mussgnug y col. (2010) analizaron el potencial metanogénico de 6 especies de microalgas: Arthrospora platensis, Dunaliella salina, Chlamydomonas reinhardtii, Chlorella kessleri, Euglena gracilis, y Scenedesmus obliquus, utilizando bagazo de maíz como control comparativo; sus resultados mostraron que algunas especies de microalgas pueden ser sustratos adecuados para digestión anaeróbica, ya que rindieron una cantidad de biogás adecuada, con un alto contenido de CH4. Aunque observó que el tipo de medio de crecimiento utilizado para cultivo celular, tuvo una influencia determinante en los rendimientos de biogás. Como resulta102

do, se enlistan las especies Scenedesmus sp., Isochrysis sp. y Scenedesmus dimorphus como las que mostraron mejores rendimientos de CH4, con 410, 408 y 397 mL CH4/gSV, respectivamente. Bohutskyi y col. (2014) compararon la producción teórica de metano con los resultados prácticos, obtenidos mediante la DA de 5 especies de microalgas. Se obtuvieron rendimientos que oscilaron entre 340 a 510 mL CH4/gSV. Los menores rendimientos se registraron en Chlorella sp., y Nannochloropsis sp., donde se alcanzaron entre 55 y 60% del valor teórico calculado, esto pudiera deberse a que éstas especies presentan paredes celulares formadas por polisacáridos complejos. Por otro lado, Tetraselmis sp., Pavlova_cf sp. y Thalassiosira weissflogii mostraron rendimientos superiores, alcanzando valores mayores al 80% del valor teórico calculado, esto pudo deberse, a que, según los análisis proximales realizados a la biomasa, se encontraron porcentajes más altos de lípidos en dichas especies. Es importante destacar que debido a la gran variedad de especies de microalgas existentes y a que diversos autores han reportado que dependiendo de las condiciones de crecimiento (temperatura, nutrientes, luminosidad, aeración, etc.) la composición bioquímica de la biomasa presenta grandes variaciones; se presenta una gran oportunidad para analizar el potencial de producción de biogás de las diversas especies de microalgas, creciendo bajo diferentes ambientes, con la finalidad de encontrar las condiciones óptimas para obtención de este importante producto energético, lo que pudiera representar una de las opciones energéticas de tercera generación más prometedoras hoy en día (Santos-Ballardo y col., 2015). 3.4. Biodiesel Actualmente el biodiesel se ha convertido en uno de los combustibles de mayor importancia comercial, ya que prácticamente todos los vehículos industriales están basados en motores diésel (Sharma y col., 103

2013). El biodiesel normalmente es producido a partir de algunos cultivos oleaginosos (soya, girasol y palma), a través de un proceso de transesterificación química entre sus aceites y alcoholes de cadena corta. Este biocombustible es considerado un combustible alternativo no tóxico y biodegradable; además, éste ofrece un rendimiento comparable al diésel del petróleo en los motores, mientras que reduce las emisiones de azufre y de otras partículas características del diésel fósil (Chisti, 2007; Hossain y col., 2008; Brennan y Owende, 2013). Según Chisti (2007) para reemplazar todo el combustible destinado para transporte en Estados Unidos (EU) sería necesaria una producción de 0.53 mil millones de metros cúbicos (m3) de biodiesel anual. En caso de que el biodiesel se obtuviera a partir de aceite de palma (una de las principales fuentes a de aceite para biodiesel en el mundo), se requeriría una superficie de cultivo equivalente a 47% de la superficie agrícola de EU solo para abastecer el 50% de dicho consumo, mientras que en el caso de Jatropha se necesitaría 140 % de la superficie cultivable; debido a esto, los cultivos oleaginosos convencionales no representan una opción adecuada para cubrir la demanda energética; en cambio, con la utilización de biomasa de microalgas se necesitaría una superficie equivalente al 2% del territorio disponible, sin que éste tuviera que ser tierra fértil. Para el caso de México, con base en el estudio de Wijfels (2008), se estima que para lograr la sustitución total de los combustibles destinados al transporte con biodiesel de microalgas, sería necesaria la utilización de una superficie equivalente al 0.68% del territorio nacional, dejando disponible la mayoría de las tierras destinadas a la producción de alimento. En la actualidad se han reportado incrementos en el uso de plantas oleaginosas para producción de biodiesel (utilizando cerca del 10 % de la producción mundial de las mismas para este fin), causando con esto un aumento en el precio de algunos productos comestibles en los últi104

mos años; a pesar de que se observa un ligero acrecentamiento en la producción, esta fuente energética se encuentra muy lejos de lograr satisfacer la demanda existente de combustibles para transporte (Chisti, 2007; Schenk y col., 2008). Debido a lo anterior, algunos autores han propuesto las microalgas como una de las opciones que podría satisfacer las necesidades de combustible para transporte, tomando en cuenta que los rendimientos de aceite de microalgas dependen de las condiciones de crecimiento, así como de la especie utilizada (Chisti, 2007; Mata y col., 2010; Gouveia, 2011). Debido a la naturaleza del proceso de transesterificación, la producción de biodiesel a partir de microalgas depende fuertemente de la cantidad y naturaleza de los lípidos intracelulares. Por esta razón, no todas las especies de microalgas son adecuadas para utilizarse en la producción de biodiesel, factor que se ha convertido en un importante desafío, la determinación y caracterización de las microalgas que presenten un alto rendimiento de biomasa con el menor gasto energético posible; que además contengan un alto contenido de lípidos y que la naturaleza de éstos, sea adecuada para producir combustibles de calidad (Thi-Thai y col., 2011; Gonzales-Fernández y col., 2012). Algunos autores han reportado especies de microalgas que producen aceites que cumplen con las especificaciones para producir biodiesel, con características muy similares a los obtenidos a partir de algunas fuentes vegetales tradicionales (Cuadro 1) (Guerrero, 2009; Gouveia, 2011). Se ha comprobado también que los parámetros más importantes en la calidad del biodiesel (propiedades físicas y de combustión) producido a partir de microalgas, son adecuados y son, de hecho, muy parecidos a los del diesel generado a partir de fuentes fósiles (Amin, 2009). Por otro lado, Fuentes-Grünewald y col. (2009), realizaron el análisis de 6 variedades de microalgas: Alexandrium andersonni, Alexandrium minutum, Alexandrium catenella, Karlodinium veneficum (las cuales son dino105

flageladas), además de Heterosigma akashiwo y Tetraselmis suecica, en donde se analizaron tasas de crecimiento celular, cantidad de biomasa generada, lípidos totales y perfil de ácidos grasos generados; el mejor desempeño en cuanto a acumulación de lípidos se observó en K. veneficum, donde el contenido de lípidos fue en incremento a través de las diferentes fases de crecimiento: se reportó desde un 40 % en la fase de latencia, mientras que durante el cambio de la fase exponencial a la fase estacionaria, se alcanzó una acumulación lipídica cercana al 97 %. Además, de estos lípidos, un 39.7 % eran ácidos grasos saturados con tamaños entre 16:0 y 18:0 carbonos. Cuadro 1. Comparación de los parámetros de calidad del aceite de microalgas comparado con otras fuentes. Aceite

Viscosidad (cP a 40 oC) Calor de combustión (Kj/g)

Palma

38.3

Canola

38.52

Aceite

Soya

38.37

36.6

38.72

Microalgas cP= centipoises,

oC=

grados centígrados, g= gramos, Kj = Kilojouls.

Fuente: Adaptado de Guerrero (2009) y Gouveia (2011).

En cuanto al desarrollo de biodiesel a partir de microalgas, se han reportado contenidos de hasta 30 % de lípidos intracelulares en la especie Chlorella sp., sin embargo, esta misma especie puede presentar grandes variaciones en su contenido de aceite dependiendo de las condiciones tanto de operación como ambientales involucradas en su cultivo (Tickell, 2000). Debido a esto, hoy en día una gran parte de la investigación sobre este tema gira en la modificación de las condiciones de crecimiento de las microalgas, esto con la intención de generar un 106

estrés durante el cultivo (déficit de nutrientes, fotoperiodos, incrementos en la temperatura del proceso, etc.) y motivar una mayor acumulación de lípidos celulares, así como para promover la generación de determinado tipo de ácidos grasos, con mayor potencial para generar biodiesel (Santos-Ballardo y col., 2016). Thi-Thai y col. (2011), realizaron una búsqueda exhaustiva dentro de las costas de Singapur, encontrando un total de 96 especies de microalgas, a partir de éstas se realizó la caracterización de 21 de ellas; reportando la tasa de crecimiento celular, concentración de biomasa y el perfil de ácidos grasos. Las especies Skeletonema costatum, Chaetoceros y Thalassiosira fueron las que presentaron mayores tasas de crecimiento, sin embargo, la microalga que alcanzó un mayor rendimiento neto de lípidos fue Nannochloropsis sp., reportando contenidos de lípidos que iban desde 39.4 a 44.9 % de la biomasa en peso seco. Se realizó la transesterificación de los lípidos resultantes, obteniendo rendimientos de entre el 25 al 51 % de biodiesel, es decir, el contenido total de biodiesel obtenido osciló entre 11 y 21 % de la biomasa en peso seco. También se realizaron comparaciones de las características de crecimiento, composición proximal y el perfil de ácidos grasos de la microalga Phaeodactylum tricornutum, cultivada bajo diversas condiciones, las cuales fueron: fotobiorreactores de laboratorio con luz-temperatura controlada y, bajo el estrés de las condiciones de crecimiento outdoor (es decir en reactores al aire libre), los resultados obtenidos reportaron que en cultivos controlados se generó un mayor número de células por mililitro, sin embargo, en condiciones de crecimiento al exterior se obtuvo una mayor tasa de crecimiento celular (es decir un crecimiento más eficiente), un mayor porcentaje de lípidos por célula, así como un incremento en la cantidad de ácidos grasos saturados, lo cual incrementa el potencial de la biomasa producida para utilizarse como fuente de biodiesel (Santos-Ballardo y col., 2016). 107

Por otro lado, se ha demostrado que el uso de microalgas como fuente de biodiesel genera grandes cantidades de nitrógeno y fosfato residuales, por lo que el proceso de extracción y transesterificación de lípidos a partir de éstas, pudiera tener un impacto ambiental y económico no sostenible. Además, en la actualidad la obtención de biodiesel a partir de microalgas, se considera aún como un proceso con un déficit energético y económico (Ehimen y col., 2009; Sialve y col., 2009). Algunos autores recomiendan el desarrollo de procesos integrales de producción de biocombustibles a partir de microalgas, como la única opción para hacer viable el uso de estos microorganismos como fuente energética; esto se refiere a poder acoplar la producción de más de un producto a partir de la biomasa de microalgas (Chisti, 2007; Lopes da Silva y col., 2014). En el caso de la obtención de biodiesel a partir de microalgas, hoy en día una de las principales propuestas en la búsqueda de un equilibrio económico/ambiental, es que la biomasa residual generada después de la extracción de lípidos sea procesada para la generación de biogás (Ehimen y col., 2009; Mata y col., 2010). Así, la digestión anaeróbica se utilizaría para disminuir la carga orgánica residual del proceso, permitiendo, además, la generación de otro compuesto con valor agregado (biogás). El desarrollo de un proceso integral de producción de biodiesel-biogás a partir las microalgas (Figura 6) puede potencialmente conducir al balance económico/energético de las microalgas como fuente de biocombustibles (Chisti, 2007; Ehimen y col., 2011; Santos-Ballardo y col., 2015).

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Figura 6. Proceso esquemático de la producción integral de biodiesel-biogás a partir de microalgas. Adaptada de Santos-Ballardo y col. (2015).

3.5. Biorefinerías Actualmente el concepto de biorefinerías se considera como una de las estrategias claves para alcanzar la eficiencia energética/económica de las microalgas como fuente energética renovable (Figura 7); para esto es esencial la integración de diferentes bioprocesos sustentables para lograr incrementar el rendimiento de la conversión de biomasa a energía utilizable. Es importante remarcar que esta estrategia no solo contribuye a mejorar la viabilidad económica del proceso, sino que, también permite obtener productos de alto valor a partir de las microalgas; estos productos pueden ser desde suplementos alimenticios, compuestos químicos de alto valor (con diversas aplicaciones) hasta acarreadores energéticos como biodiesel, bioetanol y biogás (Singh y Gu, 2010; Lakaniemi y col., 2013; Zhu, 2014; Norzagaray-Valenzuela y col., 2016). 109

Figura 7. Flujo de masa y energía, sistemas de reciclaje para una cadena de biorefinería a partir de microalgas. Adaptada de Zhu, (2014).

Una opción de la aplicación del concepto de biorefinería es acoplar la producción de biocombustibles (biodiesel, biohidrógeno o bioetanol) previo a la digestión anaeróbica de la biomasa, ya que al romper las células para obtener los compuestos de interés (ya sea aceites o azúcares), se puede mejorar el rendimiento de CH4 al dejar más disponibles el resto de los compuestos intracelulares (Figura 8) (GonzálezFernández y col., 2012). Sobre esto, Ehimen y col. (2009) analizaron la digestión anaeróbica de la biomasa residual de Chlorella obtenida después de la extracción de aceite; los resultados mostraron que el rendimiento de CH4 se vio afectado principalmente por los solventes utilizados normalmente en el proceso de extracción, sin embargo, también se observó que al realizar transesterificacion in situ se generó un efecto benéfico en la digestibilidad anaeróbica de la biomasa desgrasada. Por otro lado, Bohutskyi y Bouwer (2013) estudiaron la producción de CH4 a partir de biomasa residual obtenida después de la ex110

tracción de aceite de la biomasa de Auxenochlorella protothecoides, alcanzando una producción de 0.25 litro de metano por gramo de solido volátil añadido (LCH4/gSV), y reportando incremento de 30% en el rendimiento energético neto de la biomasa de microalgas; adicionalmente, el efluente generado posterior a la digestión anaeróbica se recicló, aprovechándolo como parte del medio de cultivo para el crecimiento de microalgas, reduciendo así el costo de los nutrientes en un 45 %, y mejorando con esto la sustentabilidad del proceso especialmente para el escalamiento de proceso a gran escala. Figura 8. Esquema de utilización de microalgas como fuentes energéticas bajo el modelo de biorefinerías.

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4. Posibilidades de cultivo de microalgas en México para obtención de energía y recomendaciones En el país son pocos los trabajos que han buscado la aplicación del recurso microalgal a nivel de producción comercial. Sin embargo, es vital enfocar la atención en buscar aplicaciones para este importante recurso, debido a que México cuenta con una excelente ubicación geográfica y alta biodiversidad, lo que podría beneficiar al desarrollo de los cultivos a gran escala. La producción de biomasa microalgal representa una oportunidad ideal para la producción de biocombustibles, ya que no compiten con la producción de alimentos, no requieren suelo fértil, ni agua de uso humano o agrícola, debido a que pueden utilizar aguas residuales municipales o salinas, logrando así un doble beneficio ambiental, una disminución de la carga orgánica de los contaminantes orgánicos y biomasa con potencial para biocombustible (RodríguezPalacio y Vázquez-Perales, 2012). En el caso particular de México, durante los últimos 25 años se han reportado grandes proliferaciones de microalgas en algunas regiones (Figuras 9 y 10), que pueden llegar a cubrir cientos de kilómetros de la zona (Ochoa, 2002). Durante estos fenómenos se han reportado diversos géneros de microalgas, tanto de naturaleza autótrofa (como Pseudo-nitzschia, Chaetoceros muelleris, Chaetoceros calcitrans, Thalasiossira, entre otros) como de naturaleza mixotrótrofa (Gymnodinium, Alexandrium, etc.), estas algas (que pueden crecer bajo diversas condiciones y prácticamente en casi todo el país) han demostrado ser capaces de producir una elevada biomasa en el océano, dicha biomasa no es utilizada y puede provocar daños serios al medio ambiente y a la sociedad, además de pérdidas económicas por largos periodos de cierre de áreas.

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Figura 9. Principales sucesos de crecimiento incontrolado de microalgas en el litoral mexicano en los años recientes. Tomada de Ochoa, 2002.

Figura 10. Crecimiento incontrolado de microalgas genera coloración de diversos tonos de verde en aguas pertenecientes del golfo de México. Fotografía registrada el 26 de Abril de 2001. Tomada de Visible Earth (NASA). Disponible en: http://visibleearth.nasa.gov/view.php?id=65086.

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El cuadro 2 registra las principales especies de microalgas que han mostrado grandes acumulaciones naturales en la zona de costa del golfo de México (Figura 11), algunos autores indican que este fenómeno puede deberse a la presencia de una concentración de nutrientes en el agua de las costas, ocasionada por la descarga de dichos compuestos mediante algunos ríos interconectados (como el Coatzacoalcos, Usumacinta y/o Champotón), lo que podría resultar en que las condiciones ambientales de esas ubicaciones geográficas pudieran utilizarse para la producción de biomasa microalgal para producción de energía (Ulloa y col., 2016). Cuadro 2. Eventos de crecimiento natural incontrolado de microalgas reportados en el Golfo de México (2010-2012). Especies Aureoumbre lagunensis (NT) Chaetoceros curvisetus (NT) Chaetoceros holsaticus (NT) Cladophora spp.(NT)

Ubicación Tamaulipas (Laguna Madre, La pesca) Veracruz (lago Sontecomapan) Veracruz (Puerto de Veracruz)

Quintana Roo (Lago Lagartos) Cyclotella cryptica (NT) Campeche (Bahía de Sanfrancisco) Gamberdiscus yasumotoi (T) Quintana Roo (Isla Mujeres) Karenia brevis (T) Nitzschia longissima (NT) Scrippsiella trochoidea (NT) Thalassiosira subtilis (NT) Trichodesmium erythraeum (T)

Tamaulipas (playa Miramar), Veracruz (Pánuco, Tuxpan), Tabasco (Playa alacrán), Campeche, Yucatán (Puerto Dzilam) Yucatán (Puerto Chelem, Puerto cuyo, Puesto Progreso) Campeche (Banco de Campeche), Yucatán (Progreso, Rio Lagartos, Puerto Dzilam y San Felipe) Campeche Campeche (Bahía de Campeche)

T = Tóxica; NT = No tóxica

Fuente: Adaptado de Ulloa y col., 2016.

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Figura 11. Crecimiento de microalgas en Norteamérica. Áreas azules son libres de microalgas, áreas verdes presentan alta producción y las zonas rojas presentan crecimientos a niveles peligrosos para el ambiente. Tomada de ENS, 2016.

La investigación sobre la utilización de estas proliferaciones para fines energéticos, permitiría avanzar en la mitigación de los problemas ocasionados por estos, es decir si se pudieran aprovechar las especies de microalgas que crecen naturalmente en las condiciones ambientales de algunas zonas del territorio mexicano, se podrían obtener rendimientos de biomasa de microalgas aceptables a bajo coste que serviría como una fuente de materia prima para obtención de biocombustibles de tercera generación, además de esto los efectos negativos de estos crecimiento incontrolados en el océano se verían reducidos, fomentando un equilibrio ambiental en dichas zonas del país (Fuentes-Grünewald y col., 2009). Una de las posibilidades que se plantean hoy en día es el uso de cultivos outdoor, es decir, en reactores que se utilicen al aire libre manejando la energía solar para el desarrollo de la fotosíntesis en las células de las microalgas, utilizando además algunas especies que se adapten a las condiciones de temperatura que se presenten en las diversas zonas costeras del país, esto se traduciría en un proceso con un menor 115

costo de energía para su funcionamiento lo que sería un gran paso para alcanzar la viabilidad económica de la utilización de microalgas para obtener productos comerciales (Santos-Ballardo y col., 2016). Como podemos analizar, en México existen grandes extensiones de terrenos en diversas latitudes del país donde se presentan temperaturas adecuadas e intensa radiación solar durante todo el año, así como una alta disponibilidad de nutrientes como nitratos (NO3) y fosfatos (PO4), provenientes de diversas industrias donde destacan la producción de sal y de alimentos, además se pueden encontrar fuentes importantes y fijas de CO2, mediante empresas del tipo termoeléctricas, cementeras, entre otras. Dichas condiciones son ideales para la instalación y operación de biorefinerías de biocombustibles a lo largo de todo el territorio mexicano, especialmente en la zona del mar de Cortez y/o el golfo de México, donde encontramos zonas densamente pobladas, con zonas industriales y condiciones ideales para crecimiento de microalgas (Fuentes-Grünewald y col., 2012). Debido a la gran diversidad de ambientes ecológicos que presenta México, se detectan una gran cantidad de áreas con condiciones óptimas para el desarrollo e implementación de plantas productoras de biodiesel que utilicen biomasa microalgal (Figura 9) y que pudieran acoplar un segundo producto energético (como biogás o bioetanol) para complementar el balance energético del proceso. Sin embargo es vital el desarrollo de investigación en este ámbito, para determinar que especies de microalgas presentan capacidad de crecer en zonas donde se alcanzan altas temperaturas ambientales (noroeste del país) así como sobreexposiciones a la luz ultravioleta, que podría generar la muerte de las microalgas, así como para analizar que especies pudieran crecer en zonas templadas donde las condiciones regionales pudieran ser más adecuadas para el crecimiento de este tipo de microorganismos. Sobre esto, algunos investigadores han intentado hacer cultivos al exterior utilizando las condiciones naturales y sociales de algunas zonas 116

de México como Yucatán (Pérez-Enríquez, 1996), Sonora (Voltolina y col., 2008), Durango (López-Elías y col., 2005), así como en algunos lagos como el lago de Chapala, donde se produce la microalga Spirulina (Ramírez-Moreno y Olvera-Ramírez, 2006). Recientemente, se han generado grandes inversiones económicas para la aplicación de proyectos en donde participen tanto el área de investigación por parte de universidades como del sector privado, que permitan desarrollar la tecnología necesaria para que la producción de biomasa microalgal y su posterior uso para generación de biocombustibles alcance un mejor balance energético/económico que le permita competir y/o complementar a los combustibles fósiles (Santos-Ballardo y col., 2015). Uno de los casos más importantes es una planta piloto ubicada en Puebla, misma que fue generada en conjunto por la Universidad Iberoamericana Puebla (UIA Puebla), la Universidad Autónoma Metropolitana (UAM-Iztapalapa) y el Centro de Investigaciones Científicas del Noroeste (CIBNOR), donde se realiza la investigación del cultivo de microalgas a escala semicomercial. Esta planta prueba diferentes sistemas de cultivo construidos con materiales económicos locales, con el objetivo de comparar la cantidad y calidad de la biomasa generada. La planta piloto cuenta con seis biorreactores en columna con capacidad de 75 litros, siete “raceways”, de los cuales tres de ellos tienen una capacidad de 300 litros y otros cuatro una capacidad de 3 000 litros (Rodríguez-Palacio y Vázquez-Perales, 2012). La planta piloto está en un invernadero que permite la entrada de la luz a 85%, por lo que los cultivos operan con luz natural. En los “raceways”, la aireación se realiza por rotores que impulsan el agua a una velocidad aproximada de 30 cm/s, y en los reactores en columnas la aireación se realiza por medio de inyección de aire. Las especies que se han logrado cultivar adecuadamente son: Desmodesmus quadricaudata, Chlorella vulgaris, Scenedesmus dimorphus, Scenedesmus obliquus y Spirulina subsalsa, las cuales cabe destacar son todas nativas de México, de las 117

especies analizadas Desmodesmus quadricaudata presentó una mayor concentración de lípidos que pueden ser susceptibles de utilizarse como fuente de aceite para la producción de biodiesel (Rodríguez-Palacio y Vázquez-Perales, 2012). Por otro lado, actualmente en México existen algunas empresas privadas que desarrollan el cultivo, producción y comercialización de distintas especies de microalgas a gran escala para diferentes objetivos. Por ejemplo, se producen especies de agua dulce para consumo humano, como Spirulina platensis, la cual puede representar hasta un 50% de proteínas en peso seco. También se produce y comercializa Haematococcus pluviales, básicamente, esta última más con la intención de obtener compuestos de alto valor como antioxidantes o pigmentos (Voltolina y col., 2008). Este tipo de proyectos se han implementado sobre todo en la zona del mar de Cortez y se emplean tanto sistemas abiertos tipo “raceway” como reactores cerrados, siempre buscando que el crecimiento de la microalgas sea en condiciones outdoor, es decir evitando el uso de energía eléctrica para aplicar luz o controlar la temperatura; por otro lado, para la producción de microalgas marinas, la mayor actividad se centra en el crecimiento de clorificeas, prasinoficeas y primnesioficeas tales como Chlorella vulgaris, Nannocloropsis oculata, Tetraselmis suecica e Isochrysis galbana, estas especies normalmente son cultivadas en condiciones controladas, con sistemas de cultivos cerrados y/o cultivo masivo en estanques de distinta capacidad en invernaderos (López-Elías y col., 2005). Aunque existen grandes expectativas en relación a que los cultivos de microalgas implican una de las mejores alternativas para la producción de aceites para biodiesel, es necesario tomar en cuenta que no todas las microalgas son adecuadas para su explotación con dicho fin debido a que, en algunos casos, la biomasa puede no ser muy rica en lípidos, o que sus lípidos no sean apropiados para transformarse en 118

biodiesel, por lo que deben destinarse a otra finalidad. Para lograr la identificación del mejor uso de una especie de microalga, es necesario realizar diferentes análisis y pruebas a escala piloto, para determinar adecuadamente su composición proximal, así como sus propiedades de interés, y bajo qué condiciones demográficas los cultivos se pueden aprovechar de una mejor manera. También es importante el desarrollo de estudios sobre análisis del ciclo de vida (ACV) de los procesos, en donde se hace un análisis completo de la energía que se utiliza para desarrollar el crecimiento de las microalgas, comparándolo con la cantidad de energía que se puede utilizar de la misma, arrojando con esto una idea clara sobre si el proceso es conveniente tanto económica como energéticamente, esto se debe realizar en cada etapa del escalamiento, pasando desde condiciones de laboratorio hasta los niveles de cultivos industriales. Es por esto que promovemos y alentamos a que se continúe realizando investigaciones y escalamiento de cultivos de microalgas nativas de la zona (para facilitar su crecimiento outdoor) lo que podría facilitar una buena conexión comercial de los biocombustibles generados; también es importante encontrar microalgas de origen marino adecuadas para su cultivo, ya que este tipo de microorganismos presentan un perfil más adecuado (en cuanto a contenido y calidad lipídica, uso de agua de mar, alta productividad, y altos consumos de CO2) para la generación de biorefinerías energéticas. En general se considera que el desarrollo de este tipo de tecnologías aunado a una mejora en las políticas energéticas del país, podrían permitir que México se posicione a la vanguardia en cuanto a la generación y uso de biocombustibles, esto debido a que por sus condiciones geográficas es un país con un gran potencial para desarrollar este tipo de productos energéticos; por lo tanto es necesario que México empiece a aportar cosas interesantes en la lucha contra el calentamiento global y la crisis energética que azotan a todo el mundo. 119

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126

Introducción Ecuador es un país comprometido con el cuidado al medioambiente, ha firmado varios tratados, el Protocolo de Kioto, 1997 que posteriormente fue sustituido por el Acuerdo de Paris para el cambio climático. El primero fue suscrito el 11 de diciembre de 1997 por los Estados Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático para agregar a ella nuevas obligaciones, entre otras, la de limitar las emisiones conjuntas de seis gases de efecto invernadero en un 5,2% para el conjunto de países industrializados durante el periodo 2008-2012. Este Protocolo entró en vigor el 16 de febrero del 2005. Además, la Organización de Naciones Unidas presentó en el año 2014 un proyecto-meta de Energía sostenible para todos (SE4ALL) que resalta la necesidad de canalizar las nuevas inversiones principalmente en la agilización de los métodos para la transformación de los sistemas de energía para eliminar pobreza energética y mejorar la prosperidad de la población. Ecuador tuvo un papel estratégico también en la decimoctava Conferencia de las Partes (COP 18) sobre cambio climático que ratificó el segundo periodo de vigencia del Protocolo de Kioto desde el 1 de enero de 2013 hasta el 31 de diciembre de 2020. La duración de este segundo periodo será de ocho años, con metas concretas al 2020. En esta segunda parte de la cumbre, Ecuador presentó varias propuestas, entre ellas Emisiones Netas Evitadas (ENE), iniciativa de mecanismos innovadores de mitigación del cambio climatico, que se convirtió en un mecanismo principal de la convención Esta iniciativa marca un balance positivo para Ecuador en el tema de cooperación ambiental. Aunque la participación internacional estuvo marcada por un compromiso débil y metas poco ambiciosas de cooperación, en torno a la reducción de emisiones, Ecuador continúa trabajando en iniciativas ambientales. Otro de los acuerdos en los que participó Ecuador es el Acuerdo internacional para la disminución de emisiones de CO2 (Acuerdo Inter128

nacional sobre la Disminución de emisiones de CO2, 1990). Ecuador reconoce que su posición geográfica es estratégica en el sentido medioambiental y ecológico pues es considerado un país mega diverso. Sin embargo, al igual que otros países latinoamericanos su dependencia económica radica en la extracción y venta de materias primas como el petróleo crudo. Este recurso como parte del sector energético ha llegado a ser hasta ahora la mayor fuente de ingresos de Ecuador. La dependencia de Ecuador del petróleo es en dos sentidos, por una parte, tiene una fuerte dependencia económica del recurso y por otra tiene también una fuerte dependencia energética del mismo. Es por ello que para paliar esa dependencia actualmente se diversifica la matriz energética, con fuentes de energía renovable. Hoy en día se plantean estrategias de gobernanza con nuevos proyectos y teniendo conocimientos sobre los impactos negativos provenientes de la contaminación generada por el uso indiscriminado de los recursos no renovables, se pretende realizar un cambio de la matriz energética e implementar nuevos métodos de producción de energía limpia. De esta manera Ecuador aumenta su autonomía energética, deja de depender de los países vecinos para poder satisfacer sus necesidades energéticas de electricidad, logrando soberanía energética. Es importante resaltar que las acciones contempladas por el Ecuador en su Agenda de energía buscan contribuir al cumplimiento de los objetivos, metas y acuerdos internacionales de los cuales el país forma parte tanto para el desarrollo sostenible, mitigación del cambio climático y preservación del medioambiente. Toda vez este documento forma parte de una investigación que tiene objetivo elaborar el análisis del sector energético del Ecuador y la diversificación de la matriz energética con la participación de las energías renovables.

129

1. Materiales y Métodos Esta investigación formó parte de un proyecto mayor denominado “El sector energético del Ecuador y la diversificación de la matriz energética: el caso de Manta”. Una investigación basada en una metodología de tipo descriptivo (diagnostica) de la diversificación de la matriz energética del Ecuador, que analiza datos estadísticos de las variables de oferta y demanda y las estrategias de Ecuador para cubrir su déficit energético. También se hizo una revisión sobre sector energético del Ecuador. Este artículo se sustenta en investigación descriptiva asociada a un diagnóstico y a responder a la pregunta de investigación ¿cuáles son los cambios trascendentales que se están llevando a cabo para el cambio de la matriz energética del Ecuador? De tal forma que las respuestas a la pregunta de investigación y el desarrollo de las mismas generan conocimiento científico que se expone en este artículo, de donde resulta el diagnóstico y análisis de la matriz energética ecuatoriana y las estrategias de gobernanza para lograr soberanía energética. Así como las influencias de las políticas energéticas mundiales sobre el Ecuador y su lugar en el mundo de la energía. Este análisis descriptivo y de diagnóstico del sector energético del Ecuador se elaboró para generar conocimiento que apoye la optimización de las actividades energéticas de interés para el sector económico y observar y proponer formas para que este sector amplíe su matriz energética con energías renovables producidas con balance energético positivo y de forma sostenible. Los materiales documentales y estadísticas fueron obtenidos del Ministerio de Electricidad y Energías Renovables y el Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos de Ecuador. Las directrices para mejores formas de gobernanza se establecieron en el material y políticas públicas en el plano legal y definidos en la Constitución del 2008 y en el plan estratégico del Buen vivir. En esa constitución se considera a la 130

energía como un sector estratégico, por tal motivo el Plan Nacional para el Buen Vivir (PNBV) estructuró un conjunto de metas y estrategias con el objetivo de realizar un cambio en la matriz energética. Por tales motivos se decidió incorporar la participación de recursos energéticos alternativos provenientes de la energía renovable, como energías limpias de hidroeléctricas. Para realizar el estudio del actual sector energético se evaluó la oferta y demanda de energía en el Ecuador, y se realizó un análisis comparativo de la evolución de las variables que componen al sector energético ecuatoriano; todo esto para analizar las tendencias de consumo y así observar la planificación realizada por el gobierno en cuanto a la optimización de recursos y proyectos. Además de basare en el cálculo de oferta total interna (producción + importación – exportación ± variación de inventario – no aprovechado). Para transformar el metano (CH4) y el dióxido de carbono (CO2) equivalente se utilizó el índice GWP (potencial de calentamiento global por sus siglas en ingles). Este índice es una medida relativa de cuanto calor puede ser atrapado por un determinado gas de efecto invernadero, en comparación con un gas de referencia, por lo general CO2. El índice GWP utilizado para el CH4 es de 21 y para el N2O de 310. Para los inventarios de gases de efecto de invernadero se utilizaron las directrices del IPCC de 2006.

2. Resultados 2.1. Matriz energética mundial De acuerdo a los resultados, el patrón de energía a nivel mundial sigue basado mayoritariamente en energía no renovable. Las centrales termoeléctricas (de carbón, gas natural, petróleo y nucleares) son responsables de aproximadamente el 80 por ciento de la producción mundial de electricidad, y las energías renovables (incluida la energía hidroeléc131

trica) tan solo representan el 13 % de las fuentes de energía primarias. Sin embargo, el mundo continúa con sus esfuerzos de generar nuevas fuentes de energía para el cambio de la matriz energética, en aras de obtener una menos dependencia de los recursos fósiles y de generar energía limpia menos dañina para el medioambiente. Es en este tenor que Ecuador se une a la labor y el esfuerzo del cambio de su matriz energética con avances importantes, colocándose en un lugar estratégico para la región. 2.2. Ecuador en el mundo de la energía La seguridad energética nacional se basa en los recursos naturales propios con los cuales se posibilita asegurar un ritmo estable de desarrollo económico y social sin tener que recurrir a fuentes externas para adquirirlos. Puntos clave que fueron identificados son la necesidad de seguridad de suministro, impacto ambiental y precios como claves para la política energética futura de Ecuador. El petróleo se presenta como el principal recurso de producción del Ecuador, es la fuente principal de ingresos del país, y se extrae en las provincias de Sucumbíos, Pastaza, Morona Santiago, Napo pertenecientes a la región amazónica y la provincia del Guayas de la región costa. Por otra parte, las refinerías se encuentran situadas en Esmeraldas, Guayas, Amazonía y Manabí.

132

Figura 1: Mapa Político del Ecuador por provincias.

Fuente: Foros Ecuador. Ec Obtenido en: http://www.forosecuador.ec/forum/ecuador/educaci%C3%B3n-y-ciencia/5517provincias-y-capitales-del-ecuador

El crecimiento económico del Ecuador de acuerdo a este análisis fue acompañado de mayor demanda energética. De tal forma que la demanda total creció en el 4,1 por ciento anual entre 1970 y 2008. En cuarenta años, la demanda de energía se ha multiplicado por un factor de 4,7 pasando de 18,3 Mbep en 1970 a 86 Mbep en 2008. 2.2.1. Matriz energética del Ecuador. Balance Energético Nacional 2014 (Año Base 2013). La matriz energética es el total de energía que utiliza un país, e indica la participación relativa de las fuentes de las que procede cada tipo de energía: nuclear, hidráulica, solar, eólica, biomasa, geotérmica o com133

bustibles fósiles como el petróleo, el gas y el carbón. Así como su oferta y demanda. En 2013, la oferta total interna de energía incrementó en 4,4%, lo que significa un valor de 117,838 kBEP (El barril equivalente de petróleo (BEP) es una unidad de energía equivalente, aproximadamente, a la energía liberada durante la quema de un barril (42 galones estadounidense de petróleo crudo), pero estas cifras no son del todo convencedoras, esto debido al aumento de las importaciones de energía, las cuales cubrieron el 38% de la oferta del país en el año 2013, y como resultado se visualizó la salida de divisas, tanto en la compra de energía eléctrica, como en refinados de combustibles y otros (Tabla 1). Tabla 1. Oferta interna bruta (kBEP) de energía en Ecuador. 2003

2004

2005

2006

2007

2008

61.7

67.3

69.4

75.2

76.8

80.6

3.0 9.1 .65 74.6

3.5 9.3 .99 81.1

3.6 9.1 1.0 83.3

3.9 9.2 .97 89.3

4.1 10.4 .51 91.9

3.9 11.5 .28 96.3

Petróleo y derivados Gas natural Renovables* Electricidad Oferta Total

2009

2010

2011

2012

2013

Var. (%) 2013 2012

87.2

90.9

92.3

95.2

100.1

5.1

4.3 10.0 .68 102.3

4.7 9.4 .53 105.6

4.3 10.9 .79 107.4

5.5 11.9 .14 112.9

6.3 10.9 .39 117.8

15.8 (9.0) .17 4.4

* Renovables incluye hidroenergía, leña y productos de caña entre otros de biomasa. Fuente: Elaborado por Jessyn David Vera Pincay y modificado por Julieta Sánchez a partir de datos del Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos (Balance Energético Nacional 2014 año base 2013). 134

La producción energética de Ecuador, sin considerar la interconexión en el año 2013, incrementó en 1.8%, lo que significó una producción de 23.923 GWh (14,8 millones de BEP). Para ese mismo año, esta estructura era obtenida con fuentes procedentes de la hidroelectricidad con un 46,14% y la energía térmica con un 49,6% (Tabla 2). Además, al final del año 2013 existió la importación de electricidad (2,8%), proveniente de Colombia. La generación con fuentes renovables no convencionales es un poco mayor al 1% de participación en la matriz eléctrica, debido al aporte de fuentes de biomasa, eólica y solar fotovoltaica. Sin embargo, hay que resaltar que esto se ha revertido ya que a partir del año 2016 es Ecuador quien exporta energía eléctrica a Colombia gracias a la nueva producción de la hidroeléctrica Coca Codo Sinclair. Figura 2: Mapa principales proyectos de energía del Ecuador.

Fuente: La Hora Nacional obtenido en: http://fotos.lahora.com.ec/cache/a/a8/a82/a826/las-hidroelectricas-solucion-al-problemaenergetico-2013054010517-a826f14839adf57a72069e8b6d75e347.jpg

135

Tabla 2. Generación de energía eléctrica (GWh). 2003

2004

2005

2006

2007

2008

Hidráulica

7.0

7.2

6.6

6.9

8.7

11.0

Térmica

4.5

5.3

6.6

8.0

8.3

7.3

Biomasa O t r Eólica a s Solar

.003

.103

.146

.219

.208

Total

.003

.103

.146

.220

.211

Interconexión

1.12

1.64

1.72

1.57

.861

.500

Total

12.6

14.2

15.1

16.6

18.1

19.1

Estruc. (%) 2009

2010

2011

2012

2013

Hidráulica

9.2

8.6

11.1

12.2

11.0

2013 46,1

Térmica

8.8

10.6

9.1

10.3

11.8

49,6

.217

.236

.278

.296

1,24

0,24

Biomasa O t r Eólica a s Solar

0,02

.220

.239

.282

.299

.356

1,50

Interconexión

1.12

.873

1.29

.238

.662

2,77

Total

19.3

20.3

21.8

23.0

23.9

100

Total

Fuente: Elaborado por Steven Cedeño Chávez a partir de datos del Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos (Balance Energético Nacional 2014 año base 2013). 136

La capacidad instalada total de generación de fue de 5,103 MW (Tabla 3). Esta potencia efectiva consta de centrales eólicas que en el año 2012 fue de 2,4 MW y al año 2013 incrementó a 19,6 MW. De igual forma también consta de generación fotovoltaica, con una capacidad instalada que incremento de 78 KW a 3,9 MW entre los años 2012 y 2013. Además, para el 2013, las formas de generación eléctrica por hidroelectricidad contaron con una potencia instalada de 2.236,6 MW, y la térmica con una potencia instalada de 2.843,3 MW (la suma de las potencias térmica), siendo esta las más utilizadas en el país. Tabla 3. Potencia efectiva Nacional (MW). Tipo Central Hidráulica Térmica Turbo vapor Térmica Turbo gas Térmica MCI Eólica Solar Total Tipo Central Hidráulica Térmica Turbo vapor Térmica Turbo gas Térmica MCI Eólica Solar Total

2003 1.734,8

2004 1.733,9

2005 1.751,3

2006 1.787,4

2007 2.030,7

473,0

500,0

498,6

506,3

762,0

766,0

752,5

753,5

752,5

358,2 3.328

372,7 3.373

477,7 0,018 3.480

722,6 0,018 3.770

855,8 2,4 0,018 4.148

2008 2.032,6

2009 2.029,7

2010 2.215,2

2011 2.207,2

2012 2.236,6

2013 2.236,6

537,5

547,4

547,6

756,2

896,2

897,5

973,9

858,6 2,4 0,018 4.187

926,6 2,4 0,018 4.392

1.098,5 2,4 0,018 4.761

1.138,7 2,4 0,042 4.793

1.302,3 2,4 0,078 5.063

1.321,8 19,6 3,899 5.103

MCI: Motor de combustión interna.

Fuente: Datos del Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos (Balance Energético Nacional 2014 año base 2013). 137

Concerniente a la capacidad efectiva nacional, es decir la potencia instalada de plantas que alimentan al Sistema Nacional Interconectado (no interconexión), se alcanzó 5.103 MW de potencia a finales del 2013. Aquella fue liderada por la generación térmica con un 56%, compuesto por sistemas turbo gas (TG), motor de combustión interna (MCI) y turbo vapor (TV), seguido por producción hidroeléctrica con 46,1%. Mientras que la eólica y fotovoltaica dieron un aporte de menos del 1% para la potencia efectiva nacional, lo que implica un reto para seguir incrementando la participación de este tipo de fuentes renovables (Fig. 1). Figura 3: Potencia efectiva nacional.

Fuente: Elaborado por Steven Cedeño Chávez a partir de datos del Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos (Balance Energético Nacional 2014 año base 2013).

Al momento de analizar los datos sobre el consumo energético del país, se incluyeron los flujos energéticos agrupados, según sectores socioeconómicos, tanto como para el uso energético como no energético. El sector transporte fue el más alto, en el 2013 se mantuvo igual a 138

2012, correspondiendo al 49% del total del consumo energético nacional, en el caso del sector industrial, su participación en el consumo fue de 18% con un incremento del 7.3% respecto al 2012. Para el sector residencial, el cual representó el 12% del consumo energético, se tuvo un decrecimiento respecto al 2012 del 1,3%. El consumo propio del sector energético correspondió al 13% en 2013. Los demás sectores, comercial, agrícola, construcción y otros representaron el 10% del consumo energético, valor similar al año 2012. El consumo energético del país aumentó en el tiempo, y en el 2013 el aumento fue de 5,4% con respecto al 2012. Además, la enérgica eléctrica total entregada para servicio público fue de 20.157 GWh del cual la mayor parte fue destinada hacia el sector industrial con 8.360 GWh, seguido del sector comercial, servicios y administración pública con 6.167 GWh, y el residencial con 5.880 GWh. El consumo por tipo de fuentes mostró en primer sitio al diesel (31%), después gasolinas (23%), electricidad (13%), gas licuado de petróleo (8%) y fuel oíl (7%). Además, la electricidad en transporte es casi inexistente y el único caso representativo en el país es el sistema de transporte publico trolebús de la ciudad de Quito. En la industria, el consumo predominante fue el diesel (41%) y también la electricidad (29%). En el sector comercial fue la electricidad (97%). Los datos específicos sobre el consumo en los sectores económicos por su tipo de fuente, dieron como resultado que la mayoría de la electricidad fue consumida por la industria con un 40,9%, el sector comercial con un 30,2%, luego por el residencial con el 28,8%, y finalmente el sector transporte con un 0,05%. En el año 2013 la oferta eléctrica fue de 23.892 GWh, siendo mayor que la demanda con 20.417 GWh. Lo cierto que significa que en el 2013 la oferta creció con un 3.5%mientras que la demanda aumento un 5.4% con respecto al 2012. Sin embargo, el balance de energía eléctrica en el país, mostró pérdidas, ya que en el 2013 la energía bruta total a partir de la generación e importación de electricidad fue de 23.921 GWh, pero tan solo llego un 17.070 GWh al 139

consumidor final, dando a notar los altos valores de perdida de electricidad en los sistemas de transmisión y distribución del Ecuador. La generación eléctrica del Ecuador es liderada por la utilización de combustibles, ya sean fósiles o derivados de la biomasa, etc. Los combustibles que se usaron en el 2013 para la generación de electricidad fueron el oíl con 8.434 kBEP, al gas natural con 4.380 kBEP, al diesel oíl con 4.211 kBEP, además del petróleo (1.855 kBEP), bagazo de caña (1.093 kBEP), GLP (100 kBEP) y gasolinas (58 kBEP). En el mismo año 2013 las provincias que tuvieron mayor demanda energética fueron Guayas que mantuvo la mayor demanda eléctrica del país con 6.300 GWh, seguida de Pichincha con 3.958 GWh, y la provincia de Manabí con una demanda de aproximadamente 1.183 GWh. Cabe resaltar que Ecuador en el año 2013 importo en electricidad hasta 410 kBEP, manteniendo un déficit contra los 18 kBEP de exportación. Para el año 2013, las emisiones de gases de efecto invernadero ascendieron a 46,3 millones de toneladas de CO2 equivalente (45,9 millones de CO2, 0,16 de N2O y 0,2 de CH4). Por actividad, el transporte es el principal sector contaminante (45%), lo cual se relaciona directamente con su nivel de consumo de energía. El sector eléctrico (centrales eléctricas y auto productores) es el segundo mayor emisor de contaminantes (19%) seguido por el sector industrial (13%), el consumo propio del sector energético (10%) y el sector residencial (8%) (Fig. 2).

140

Figura 4: Emisiones de gases de efecto invernadero por actividad (porcentaje).

Nota: No energético 3%; Construcción 1%, Agro, pesca, minería 1%. Fuente: Elaborado por Jessyn David Vera Pincay a partir de datos del Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos (Balance Energético Nacional 2014 año base 2013).

Para las estimaciones de la emisión de gases de efecto de invernadero del sector energético, los resultados se expresan en toneladas de C02 equivalentes. Obteniendo así que las emisiones de gases de efecto de invernadero (GEI) (dióxido de carbono – CO2, metano – CH4 y óxido nitroso N2O) incrementaron un 5,4% en el 2013. Estas representaron 46,3 millones de toneladas de CO2 equivalentes, de las cuales el transporte fue el mayor generador de gases ocupando el 44% del total de emisiones. Los siguientes contribuyentes en emisiones fueron las centrales eléctricas y la industria con una participación del 13% y 12,6% respectivamente (Tabla 4). 141

Tabla 4. Emisiones de GEI por actividad y contaminante. Kt (Mil toneladas de CO2 equivalentes).

Producción Centrales elect. Autoproductor Consumo propio Centro de gas Transporte Industrial Residencial Comercial Agro-pesca Construcción No energético Total Emisiones

CO2 167 5.153 2.757 4.777 464 19.247 5.322 3.687 49 316 473 1.202 43.614

2012 NO2 CH4 24 11 4 12 6 12 4 78 94 22 10 13 64 1 1 1 3 1 152 209

Producción Centrales elect. Autoproductor Consumo propio Centro de gas Transporte Industrial Residencial Comercial Agro-pesca Construcción No energético Total Emisiones

CO2 174 6.014 2.851 4.772 574 20.272 5.808 3.446 47 348 486 1.184 45.977

2013 NO2 CH4 25 13 5 12 6 12 4 83 103 24 10 10 48 1 1 1 3 1 158 203

TOTAL 191 5.168 2.775 4.798 464 19.420 5.353 3.763 50 317 475 1.206 43.975

TOTAL 200 6.032 2.868 4.787 574 20.457 5.842 3.504 47 350 488 1.188 46.337

Fuente: Elaborado por Jessyn David Vera Pincay a partir de datos del Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos (Balance Energético Nacional 2014 año base 2013). 142

A continuación, se especifica la relación del sector energético en el ámbito económico y se muestran resultados del Producto Interno Bruto (PIB) energético del país, demostrando que el consumo final de energía eléctrica per cápita tuvo un registro de 1,320 kWh por habitante en el 2013 (Tabla 5). Tabla 5. Consumo de energía eléctrica per cápita. Consumo Eléctrico Población Consumo per Cápita

Unidad GWh Mil hab kWh/hab

Consumo Eléctrico Población Consumo per Cápita

2003 9.8 13. 0.739

Unidad GWh Mil hab kWh/hab

2004 11.4 13.5 0.906

2009 15.9 14.7 1.08

2005 12.4 13.7 0.906

2010 17.0 15.0 1.13

2006 14.1 13.9 1.01

2011 18.4 15.2 1.21

2007 15.4 14.2 1.08

2012 19.7 15.5 1.27

2008 15.8 14.4 1.09

2013 20.8 15.7 1.32

Fuente: Elaborado por Jessyn David Vera Pincay a partir de datos del Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos-Balance Energético Nacional 2014 año base 2013.

2.3. Energía proveniente de las energías alternativas en Ecuador. Lo anterior muestra que, en Ecuador, se han considerado otras formas de energía renovable, entre ellas, la energía solar, la energía eólica, hidráulica y diversas formas de biomasa. Se identificó un crecimiento exponencial que ha en la inversión para la producción de energías renovables en los últimos seis años (más del 600% con respecto a 2004). La inversión privada en el sector eléctrico ecuatoriano ha alcanzado un valor cercano a los 175 MM de dólares del año 2007 al 2015, lo que ha repercutido en generación de valores positivos para la cadena eléctrica, la potencia instalada desde 2006 incrementó en 1.940 MW, alcanzando un valor de 6.010 MW en 2015. Desde el 2007, el sector energético se ha venido fortaleciendo en todas las cadenas de suministro, posibilitando un incremento en la explotación de los recursos energéticos nacionales, un aumento en la eficiencia de los procesos de trasformación y mejorando la 143

calidad y seguridad de la energía que se entrega a la población, principalmente a través de una inversión pública sin precedentes tanto en electricidad como en hidrocarburos. La inversión privada si bien no ha alcanzado valores significativos, se ha mantenido presente a lo largo del período. Gracias a esto, el Ecuador ocupa actualmente el quinto puesto en el ranking mundial en el rubro seguridad energética y el primero a nivel regional. (World Energy Council, 2015). Figura 5: Inversión en el Sector Energético.

Fuente: Imagen obtenida de la Agenda Nacional de Energía 2016-2040 con datos del Ministerio de electricidad y energía renovable; Ministerio de hidrocarburos.

La decisión del gobierno de construir ocho proyectos hidroeléctricos de gran envergadura está aumentando la capacidad instalada del país en 2,849 MW con una generación de 16,200 Gw por año. Esto reduciría los costos de producción y ayudaría en la mitigación de 6.3 MM de Toneladas de CO2. Ecuador entonces es un ejemplo para el mundo generando el 90% de su matriz energética con energías renovables. Los nuevos proyectos hidroeléctricos son Coca Codo Sinclair (1500 MW) 144

Sopladora (487 MW) Minas San Francisco (270 MW) Toachi Pilatón (254 MW) Delsitanisagua (180 MW) Manduriacu (65 MW) Quijos (50 MW) y Mazar Dudas (21 MW). De todos los proyectos, Manduriacu, Coca Codo Sinclair (750 MW) y Sopladora han iniciado su operación (Agenda de energía, 2016-2040). Figura 6: Fuentes de participación eléctrica dentro del Sistema Nacional Interconectado.

Fuente: Agencia de Regulación y Control de Electricidad en la Agenda Nacional de Energía 2016-2040.

Figura 7: Generación de energía renovable no convencional en el Ecuador.

Fuente: Agencia de Regulación y Control de Electricidad en la Agenda Nacional de Energía 2016-2040. 145

La figura anterior nos muestra la gran apuesta que está llevando a cabo Ecuador en la búsqueda de la diversificación de la matriz energética principalmente con sus proyectos hidroeléctricos, en los que ha hecho su mayor apuesta, sin embargo, también ha realizado proyectos en otros tipos de energía renovable con la finalidad de aprovechar los recursos naturales propios para la producción de energía.

3. Discusión Habiendo analizado el balance energético del Ecuador, se resalta que la relación entre desarrollo, energía y entorno plantea nuevos desafíos para la sostenibilidad en Ecuador, para lo cual las soluciones de primera mano se encuentran en los escenarios locales de gestión energética. Esta propuesta se extiende tanto en los países en desarrollo como para los industrializados. Actualmente la alta volatilidad del precio de los combustibles fósiles acompañado por el deterioro medioambiental asociado al cambio climático, es un fenómeno que desafía a todos los modelos estadísticos de predicción global, así como también a las estrategias locales de mitigación planteadas para la reducción de emisiones contaminantes y cambios en el clima. Todo esto genera un incremento en la actividad científica dirigida a identificar y desarrollar fuentes de potencia energética no contaminantes (Rodríguez, 2010). Cuando se habla de sostenibilidad, normalmente dirigimos nuestra atención a aspectos ambientales, económicos, sociales o del desarrollo que anhelamos para asegurar el bienestar presente y de las futuras generaciones. Pero, en pocas ocasiones consideramos que es la energía el factor del que depende el funcionamiento de todo sistema natural o artificial y que su provisión y gestión es una prioridad intransferible, ya sea individual o colectiva, para la conservación ambiental y desarrollo socioeconómico y político. El sector energético ecuatoriano se encuentra en un punto de transición, ya que, a pesar de todos los avances sobre gestión y sustentabilidad en materia energética, el sistema de oferta 146

y demanda de energía del país ha mejorado, pero aún no llega al 100 por ciento de sostenibilidad, siendo todavía necesaria aumentar y consolidarlas energías renovables en la matriz energética nacional. El Estado ha implementado políticas sociales para promover el acceso, la redistribución y la eficiencia en el uso de la energía, a través de una serie de subsidios programados para fuentes renovables o para el consumo de combustibles fósiles. Pero, para generar energía a partir de fuentes renovables, los incentivos lucen poco alentadores, sin que tampoco haya claridad sobre la culminación de proyectos en marcha de cualquier tipo de energías sostenibles, todo esto debido a la caída del precio del petróleo. Un mayor crecimiento económico, estableciendo formas de gobernanza que incluya un cambio de la matriz energética mundial, puede ser la única salida viable que pudiera aminorar los efectos medioambientales de nuestro planeta. “… no es preciso disponer de argumentos sofisticados para ver que el máximo de vida exige una tasa mínima de recursos naturales. Todo uso de recursos naturales para satisfacer las necesidades no vitales lleva consigo una menor cantidad de vida en el futuro”. (Georgescu, 1971). La fuerte presión medioambiental ejercida en el planeta nos hace repensar las formas de producción de energía alrededor del mundo. Repensar la diversificación de la matriz energética es clave para la construcción de alternativas de producción con respeto al medioambiente y hacia la vida misma. Crecimiento económico con utilización de energía renovable puede llevar a repensar el desarrollo con sustentabilidad. El bienestar humano y la mejora de las condiciones ecológicas a nivel local, nacional y global en el corto mediano y largo plazo implica el cambio en la matriz y la producción de energía que sostiene la economía. La industria energética es trascendental para la actividad productiva en el mundo por ser la energía un recurso económico indispensable (Armenta, 2009). Podemos afirmar que, con nuevos sistemas de gobernanza energética existe la esperanza de que la civilización que emer147

gerá debe tener una directriz obligada a la transformación energética, basándose en otro paradigma más propenso a estar en un buen equilibrio y cuidado de la naturaleza, para ello deben seguirse planteando soluciones a la actual insostenibilidad del sistema y, en el campo de la energía, promover las extraordinariamente eficientes técnicas naturales de captación de energía del sol, del viento, del manejo de los residuos, entre otras formas de generación de energía limpia. Las directrices para mejores formas de gobernanza se establecen tanto en el plano legal con la Constitución del 2008, como en el plan estratégico del Buen vivir siendo ambos un gran ejemplo para el resto del mundo. En la constitución se considera a la energía como un sector estratégico, por tal motivo el PNBV estructuró un conjunto de metas y estrategias con el objetivo de realizar un cambio en la matriz energética. Por tales motivos se ha decidido incorporar la participación de recursos energéticos alternativos provenientes de la energía renovable. Las energías renovables producidas de forma sostenible y con balance energético positivo pueden ser una solución a las problemáticas que representan las energías no renovables. Las primeras aportan soluciones a los problemas económicos y ambientales, tales como la contaminación atmosférica producida por la emisión de Gases Efecto Invernadero (GEI) o la destrucción de la capa de ozono, o la generación de residuos radioactivos, entre otros. Además, las energías renovables frenan la importación de las fuentes de energía provenientes de los hidrocarburos, lo cual puede también contribuir a minimizar las tensiones políticas y económicas, ya que las fuentes renovables pueden encontrarse y ser producidas en cada territorio de acuerdo a sus características propias. La seguridad energética nacional se define como los recursos naturales propios con los cuales asegurar un ritmo estable de desarrollo económico y social sin tener que recurrir a fuentes externas para adquirirlos. La existencia y buena gestión de estos elementos, son y serán claves en los próximos años y décadas para alcanzar la seguridad na148

cional en materia de alimentos, energía, desarrollo económico y medio ambiente (Dorantes, 2008). Han sido de suma importancia las modificaciones del patrón de producción y extracción de energía a través del cambio y diversificación de la matriz energética y orientándola hacia una mayor producción de energías alternativas producidas de forma sustentable y con balance energético positivo. Se advierte que la seguridad energética depende también de la seguridad ambiental, son sinérgicas. Es trascendental apostar por sistemas de gobernanza nivel mundial que hagan énfasis en una mayor producción de energía renovable producida de forma sustentable y con balance energético positivo, para ello deben establecerse nuevas y mejores formas de producción y consumo de energía por el bien de la humanidad y respetando y cuidando la vida misma del planeta apuntando a una mejora de la seguridad energética acompañada de la sostenibilidad, esta es una cuestión importante y que debe ser construida y vigilada desde el estado y las instituciones a nivel global. Las tendencias hacia las energías renovables, permiten adelantar que los mercados serán radicalmente diferentes de los existentes a finales de este siglo XXI, cuando se consolide la gran transformación del sector. Los cambios tecnológicos que hicieron posible la revolución en el mercado de electricidad y su convergencia con el mercado de gas natural, así como las respuestas a las preocupaciones con el medio ambiente y el calentamiento global permiten vislumbrar que ya no se tendrán mercados individuales de combustibles sino muchos tipos de mercados atendiendo diversas necesidades de los consumidores en ámbitos diferentes y con diversa escala. A su vez, cada tipo de negocio demandará soluciones financieras apropiadas a sus condiciones particulares. Las oportunidades de desarrollo y de negocios desatadas por esta revolución energética son inmensas, pero también lo son los retos que el sector enfrenta para convertirlas en realidad y para asegurar su sostenibilidad (Vives y Millán, 1999). 149

El bienestar social y la mejora de las condiciones ecológicas y medioambientales a nivel global, implican sistemas de gobernanza estratégica en favor del cambio en la matriz energética que sostiene a la economía. Partiendo de la idea que el desarrollo económico se vincule al buen vivir, a través de modalidades de desarrollo energético tomando en cuenta la justicia socio ambiental y evitando la deuda económica específicamente en el sector energético. Es importante establecer formas de gobernanza que apuesten hacia la transición energética, lo cual debe ir acompañado de cambios en los patrones de consumo y formas de obtención de energía.

4. Conclusiones 1.- Ecuador es un país productor de petróleo e hidrocarburos que contribuye a la oferta en sector energético mundial. No obstante, también se están generando políticas para la diversificación de la matriz energética, por cuestiones de autosuficiencia y de sostenibilidad ambiental a escala nacional y local. Esa diversificación contribuye a alcanzar seguridad energética como país, y ello tiene que ver directamente con la disposición adecuada de energía suficiente para su crecimiento económico. Actualmente en Ecuador se plantean estrategias de gobernanza con nuevos proyectos y teniendo conocimientos sobre los impactos negativos provenientes de la contaminación generada por el uso indiscriminado de los recursos no renovables; ante ello, se está realizando un cambio de la matriz energética con el fin de implementar nuevos métodos de producción de energía limpia. De esta manera Ecuador a partir del año 2016 deja de depender de los países vecinos para poder satisfacer sus necesidades energéticas como la electricidad, logrando obtener soberanía energética lo cual es ejemplar para la región y para el mundo. 2.- Los proyectos de generación de energía en el Ecuador que más repercusión tendrán serán las hidroeléctricas pues se espera que su producción logre abastecer el 93 por ciento de la demanda de energía eléctrica que presenta un aumento creciente del 4 y el 6 por ciento anual; otros pro150

yectos que también han tomado gran importancia por la capacidad energética que proporciona es la utilización de energía tanto eólica como solar mediante la instalación de aerogeneradores eólicos y paneles solares; Ecuador debido a su localización geográfica, por las características de ciertas regiones con alta velocidad del aire y otras con excelente recepción de horas e intensidad del sol en un territorio que es considerado uno de los países más aptos para la generación de dichas energías renovables. Sin embargo, aún falta mucho por hacer y se requiere aún más investigación, nuevas propuestas y ejecución de proyectos con otro tipo de energías renovables como la geotérmica, los residuos de biomasa y biocombustibles, eólica y biogás entre otros. En cuanto a las energías renovables convencionales como la biomasa y la hidráulica, así como las energías renovables no convencionales conformadas por la fotovoltaica y eólica, empiezan a tener participación en la matriz de energía primaria. A la par Ecuador está llevando a cabo una planificación estratégica de su sector energético e implementando medidas de eficiencia energética. Es importante por ello la búsqueda de alternativas para obtener la energía requerida partiendo de un principio económico que combina el criterio de eficiencia con la noción de generación de valor. Cada región del país debe aprovechar su geografía y necesidades diferenciadas. 3.- Toda vez en el balance energético del Ecuador, resaltamos que la relación entre desarrollo, energía y ambiente, plantea nuevos desafíos para su sostenibilidad, para lo cual las soluciones de primera mano se encuentran en los escenarios locales de gestión energética. Actualmente la alta volatilidad del precio de los combustibles fósiles acompañado por el deterioro medioambiental asociado al cambio climático, es un fenómeno que desafía a todos los modelos estadísticos de predicción global, así como también a las estrategias locales de mitigación planteadas para la reducción de emisiones contaminantes y cambios en el clima. Todo esto genera un reto para propiciar el incremento en la actividad científica dirigida a identificar y desarrollar fuentes de potencia energética sustentables, sostenibles y con balance energético positivo.

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Agradecimientos: Se agradece a Steven Cedeño y Jessyn Vera por sus aportes a esta investigación en gráficas y tablas.

154

Introducción1 La investigación seminal en el área de conocimiento de la localización de la actividad productiva de Johann Heinrich von Thünen (1826) germinó con la aparición de una línea de trabajo secundada por prestigiosos analistas como Hotelling (1929), Weber (1929), Christaller (1933), Lösch (1940) e Isard (1956, 1960). A partir de estos trabajos el aspecto territorial comienza a considerarse de forma explícita en el análisis económico. Estos estudios, enfocados en la concentración de actividades empresariales, siguen presentándose como uno de los interrogantes de suma utilidad para disciplinas como la Geografía Económica y el Análisis Económico Territorial, tanto por su interés científico como por la demanda de estadísticas serias y rigurosas requeridas para la toma de decisión de ubicación de las empresas y la planificación política territorial de medidas por parte de las administraciones públicas (AA.PP.) con el objetivo de favorecer la ordenación territorial y el desarrollo económico. Llegados a este punto, resulta conveniente poner de manifiesto la existencia de una estrecha relación entre el territorio y las actividades económicas y sociales. No obstante, su estudio dependerá de la dimensión que se esté valorando con mayor énfasis, la social o la económica. En el caso de ser el tema social lo más relevante, el reparto espacial de los diferentes grupos sociales vendría explicado a partir de sus características sociodemográficas (edad, ingreso, tipo de familia, etcétera), estudiándose la distribución territorial de los estratos socioeconómicos (Duahu y Giglia, 2008). Ahora bien, en el caso de ser mayor el interés mostrado por el aspecto económico, el examen se centrará, sobre todo, en las características del territorio (recursos humanos, infraestructuras, recursos naturales, accesibilidad, etcétera) y su 1

Los autores agradecen las oportunas sugerencias y apreciables comentarios en la evaluación de este trabajo. Sin duda, la consideración de dichas precisiones y matizaciones han mejorado sustancialmente la calidad del trabajo. No obstante, cualquier error es responsabilidad exclusiva de los autores.

156

influencia en el rendimiento económico de las empresas y de las actividades productivas del sector objeto de estudio. En este caso, se estudiaría la evolución de la localización espacial de las actividades económicas a lo largo del tiempo, teniendo en cuenta que una vez establecida en una determinada área geográfica, dicho aspecto repercute en la organización del territorio que afecta al crecimiento poblacional, al proceso de urbanización, al mercado de trabajo, a la calidad de vida, y a las condiciones medioambientales, entre otros (Vite, 2011). Lo anteriormente expuesto pone de manifiesto que estos enfoques contemplan al territorio como parte de los requerimientos del empresario para su actividad, considerándose crucial no sólo los factores económicos que se encuentran en un área, sino también las relaciones sociales e institucionales, y no siguiendo únicamente criterios mercantilistas. El intento de ofrecer explicaciones genéricas a los mapas de localización de actividades en el territorio, exige abordar tanto el proceso que guía la toma de decisiones, como los factores que van a influir en la elección de un emplazamiento definitivo (Goerlich y Mas, 2001; Puga, 2010; Martin et al., 2011). Entre estos factores que favorecen la aglomeración territorial de la actividad económica, denominados fuerzas centrípetas (Fujita y Krugman, 2003)2 se encuentran la presencia de economías externas, vinculadas al desarrollo general de la industria, e internas, que dependen de los recursos particulares de la empresa, tales como la organización y eficiencia en la utilización de elementos productivos (Marshall, 1920).3 Dentro de las economías externas resaltan, 2

Las fuerzas centrífugas, por el contrario, se identifican con aquellas que se encuentran más vinculadas a las deseconomías de aglomeración (congestión y polución), la escasez del suelo y su consiguiente aumento de precio, y los obstáculos en la movilidad de factores productivos (Krugman, 1999; Fujita et al., 1999). 3 Un mayor número de empresas cercanas permite generar externalidades positivas en términos de spillovers de conocimiento, puesta en común de recursos de mercado de trabajo e intercambio de inputs, lo que promueve el crecimiento de la productividad de los negocios. Estas ventajas se ven afectadas, al mismo tiempo, por la infraestructura de transporte, lo que permite una mejora de la accesibilidad a otros mercados ampliando el alcance espacial sobre el que las empresas aprovechan las ventajas que ofrece la aglomeración (Combes et al., 2010, 2012; Holl, 2013).

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sobre todo, la disponibilidad de mano de obra local especializada, las reservas de inputs productivos, la difusión de conocimientos (knowledge spillovers) entre negocios que comparten idéntica localización (Pons et al., 2007; Funk, 2014) y el capital social (Becattini, 1987).4 Además, Krugman (1991) incluye otros aspectos como el azar, referido a los condicionantes históricos, los rendimientos crecientes (en tanto la tecnología productiva exhibe rendimientos crecientes a escala), los costes de transportes y la expansión de la demanda. La Nueva Geografía Económica, marcada por la interacción entre las economías de escala, los costes de transporte y las economías de aglomeración, disputa la hipótesis planteada por Alonso (1980) que sugiere un modelo de convergencia a nivel espacial de la distribución de la actividad económica, según un patrón competitivo (Vives, 2000).5 Esta corriente teórica propone que el crecimiento territorial sigue una lógica de causación circular, en la que los encadenamientos hacia atrás (proveedores) y hacia adelante (clientes) de las compañías, conducen a una afluencia de actividades que se auto-refuerzan paulatinamente, con el límite impuesto a alcanzar una situación en que las fuerzas centrípetas que arrastran a la aglomeración empiezan a ser compensadas por las fuerzas centrífugas que llevan a la dispersión (Krugman, 1995).6 Por tanto, la interacción entre estos dos tipos de fuerzas (centrípetas y cen-

Que incluye una serie de factores sociales y culturales básicos, derivados de la ética del trabajo, de la familia y de la reciprocidad, y que afecta a todos los aspectos de la vida social (Peña, 2008a, 2008b, 2010; Membiela, 2016). 5 Este razonamiento se fundamenta en la evolución seguida por la distribución de la actividad económica, de forma que en la fase de crecimiento aumentaría la concentración geográfica mientras que en su fase de madurez, en un mercado integrado (con avances sustanciales en el transporte y las comunicaciones), se produciría una dispersión espacial de la capacidad productiva. A favor de la hipótesis de convergencia espacial la evidencia empírica encontró sustento en el caso de Estados Unidos, para el periodo 1860-1987 (Kim, 1995). 6 Los efectos externos positivos generarán una fuerza de atracción hacia el territorio, mientras que los efectos negativos actuarán como fuerza de repulsión para los agentes que desearan instalarse en la aglomeración.

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trífugas)7 moldean la estructura espacial de una economía (Fujita y Krugman, 2003; Cuadrado, 2014).8 Recientemente se viene observando un proceso generalizado de polarización, en el que las disparidades aumentan tanto entre los países como en el interior de los mismos (Hall y Charles, 1998). En algunas situaciones, incluso, el proceso de convergencia regional se ha paralizado, como en el caso de la Unión Europea, y en otros presenta signos de retroceso, como en España y Francia (Cuadrado, 1998; Garrido, 2002). Lo anterior podría estar reflejando que la globalización ha actuado como un impulso centrífugo que a su vez ha acentuado el inconveniente de las disparidades interterritoriales en los niveles de renta. En cualquier caso, los análisis de convergencia empleados a nivel regional, aplicados con los métodos que ratifican las hipótesis del crecimiento endógeno y la Nueva Geografía Económica, vienen vinculados al capital humano, el conocimiento y la infraestructura, factores concluyentes del crecimiento territorial (Hanson, 2005; Ottaviano y Pinelli, 2006; Holl, 2012; Gibbson et al., 2012; Laursen et al., 2012). El sector energético tiene una importancia primordial en cualquier economía, ya que sus mayores o menores posibilidades impulsan o frenan el desarrollo económico (Tamames y Rueda, 2008), así como sus implicaciones sobre el medio ambiente. Es desde este punto de vista, el de su repercusión sobre el nivel de desarrollo socioeconómico, a partir del cual se trata de analizar el sector energético en este trabajo. Pero la energía no es únicamente un factor básico de las actividades 7

Entre las fuerzas centrípetas o aglomeradoras se encuentran las ventajas naturales (bahías, ríos, localizaciones centrales o estratégicas), las economías externas pecuniarias (acceso a mercados y acceso a productos), y economías externas tecnológicas (spillovers tecnológicos o efectos derrame); entre la centrífugas están las fuerzas del mercado (altas rentas inmobiliarias, relaciones económicas centro-periferia, largos recorridos) y las fuerzas ajenas al mercado (contaminación, congestión, recursos naturales dispersos) (Costa y Duch, 1998). 8 Dobado (2006) trata de evaluar la desigualdad territorial de la actividad económica provincial en España en los siglos XIX y XX. Diferencia entre el análisis geográfico “a la Sachs” y “a la Krugman”, abogando por la complementariedad de dichos enfoques, y aplicando en su trabajo el primero de ellos.

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productivas, sino que su producción, transporte y distribución condicionan claramente el desarrollo económico a través de su efecto arrastre. Por tanto, conseguir los objetivos de fácil acceso, disponibilidad y calidad energética requiere de una adecuada red de conexiones energéticas que aseguren su suministro, lo que a su vez necesitará de inversiones adicionales en infraestructura. No obstante, resulta necesario destacar la enorme dependencia que tiene el tejido productivo español de la energía externa, debido a que su producción no cubre la demanda existente en la economía española. España, además, debe hacer frente a tres grandes retos determinados por la agenda europea: a) mantener un suministro seguro para poder garantizar el adecuado funcionamiento de la actividad productiva y el bienestar de sus ciudadanos; b) garantizar mercados de suministros competitivos con el fin de incrementar la competitividad, y, c) colocarse en una posición ventajosa en el ranking de los retos medioambientales, necesarios para mantener un planeta pasablemente medioambiental en el futuro próximo, en cumplimento de las recomendaciones y compromisos adquiridos a nivel europeo (Marín, 2012). En este sentido, según el Informe sobre Energía, Medio Ambiente y Recursos Hídricos en el Área Mediterránea de 1996, resulta imprescindible contar con un entorno económico favorable, un mercado amplio y unas garantías jurídicas admisibles para que las inversiones en el sector energético puedan realizarse con éxito, facilitando las iniciativas empresariales, el desarrollo de los mercados financieros y el sistema fiscal aplicado.9 Por lo anterior, el objetivo de este trabajo es, por un lado, presentar la dinámica territorial del crecimiento del sector energético en comparación con el conjunto del tejido productivo español, comenzando con una óptica distinta a la aplicada por la teoría convencional, mediante la contrastación de la hipótesis planteada por la Nueva Geogra9

Informe 3/96 sobre Energía, Medio Ambiente y Recursos Hídricos en el Área Mediterránea, a propia iniciativa del Consejo Económico y Social de España. Sesión del Pleno de 18 de septiembre de 1996.

160

fía Económica referida a la localización espacial, en este caso dedicada a las actividades productivas energéticas en las regiones españolas durante el periodo 1980-2011, un periodo sobradamente dilatado que permite centrar la atención no tanto en los aspectos coyunturales sino, sobre todo, en los aspectos fundamentalmente estructurales; y, por otro lado, tratar de poner de manifiesto algunos de los elementos que explican la concentración regional del stock de capital productivo de la industria energética en las regiones españolas, tales como: a) la eficiencia productiva del sector energético en las comunidades autónomas españolas, de forma que la localización empresarial de este sector se vinculará a los territorios con mayor productividad de empleo en el sector objeto de estudio; b) la localización y especialización de la mano de obra, según la cual la actividad productiva de este sector se establecerá en aquellas regiones con mayor empleo per cápita dedicado a la actividad del sector energético; c) el tamaño del mercado de consumo, por el que la implantación de empresas del sector objeto de estudio se dará con mayor intensidad en aquellas regiones que cuenten con mayor densidad de población; d) el acercamiento a los mercados abastecedores de materias primas, de manera que las empresas energéticas tenderán a ubicarse en aquellas regiones con mayor presencia de un sector extractivo predominante, y, e) la dotación territorial de infraestructuras, en el sentido de que las regiones con mayor nivel de instalaciones serán más proclives a la localización de un mayor número de empresas en general, y del sector que se viene analizando en particular. El enfoque de esta investigación difiere sustancialmente de la mayor parte de los análisis efectuados a nivel regional en España. De hecho, éstos han tratado de poner de manifiesto el progreso experimentado por el nivel de desarrollo de las regiones mediante la utilización del Producto Interior Bruto (PIB) o Valor Añadido Bruto (VAB) per cápita, así como los factores que han explicado las disparidades entre las comunidades autónomas en dichas variables. En este trabajo, por su parte, se analizará el crecimiento regional del sector energético des161

de una óptica distinta, tratando de identificar factores que influyen en la concentración geográfica que viene experimentado la industria energética en las regiones españolas en el extenso periodo objeto de análisis. La estructura del trabajo es la siguiente. En el segundo apartado se hace referencia a la metodología y las fuentes estadísticas utilizadas. En el tercer apartado se procede a efectuar una revisión de la situación en la que se encuentra la concentración empresarial de la industria energética en las regiones españolas. En el cuarto apartado se examinan los factores que de alguna manera pueden haber determinado la localización del stock de capital productivo energético en las comunidades autónomas españolas. En el quinto apartado se analiza la evolución experimentada por los precios del sector energético en las distintas comunidades autónomas, así como la repercusión que puede tener dicha dinámica en el nivel de vida de los habitantes de las distintas regiones españolas. Y en el sexto y último apartado se recopilan las reflexiones más relevantes que se pueden extraer del estudio realizado.

1. Datos y metodología Debido a la escasa disponibilidad de bases de datos sobre el sector energético, resulta adecuada la utilización de un indicador de productividad aparente del trabajo para la evaluación de la eficiencia productiva, establecido por el cociente del Valor Añadido Bruto al coste de los factores (a partir de ahora VABcf)10 y el nivel de empleo medido a partir de la población empleada en dicho sector (Ezcurra et al., 2008).11 Simultáneamente, con el propósito de representar la competitividad del sector explorado en este documento, se ha integrado esta exposición 10 11

Valorado a precios constantes del año 2008. Resulta conveniente tener presente las limitaciones de este indicador (Peña, 2007a; Ezcurra et al., 2008).

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con dos elementos adicionales, como son la capacidad de exportación y los costes salariales. Con el fin de contar con una fuente estadística apropiada para el estudio presentado, los datos consultados para el periodo objeto de análisis han sido extraídos de las siguientes fuentes estadísticas: Tabla 1 Base de datos BD.MORES

Contabilidad Regional de España Economía y Sociedad Energía

Comercio exterior por Comunidades Autónomas

Capital humano en España y su distribución provincial

Entidad Secretaría de Estado de Presupuestos y Gastos (Ministerio de Hacienda y Función Pública. Gobierno de España) Instituto Nacional de Estadística (INE) Fundación del Banco Bilbao Vizcaya Argentaria (BBVA) Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital (Gobierno de España) Boletín de Información Comercial Española (Ministerio de Economía y Competitividad. Gobierno de España) Instituto Valenciano de Investigaciones Económicas (IVIE)

Página web http://www.sepg.pap.minhap.gob.es/

http://www.ine.es/ http://www.fbbva.es/ http://www.minetur.gob.es/

http://www.revistasice.com/

http://www.ivie.es/

Fuente: Elaboración propia.

El Valor Añadido Bruto (VAB) a precios básicos se ha tomado de la base de datos BD.MORES12 y de la Contabilidad Regional de España del Instituto Nacional de Estadística (INE). Ambas series (1980-2011 y 2011-2015) han sido enlazadas y homogeneizadas en euros constantes tomando como referencia el año 2008. El período 2011-2015 ha sido estimado mediante la aplicación a los datos de la BD.MORES de la variación en los índices de volumen encadenados ofrecidos por la Contabilidad Regional del INE. Los datos de capital humano, población ocupada, población activa y población en edad de trabajar se ofrecen 12

Véase al respecto Dabán et al., (2002).

163

por el Instituto Valenciano de Investigaciones Económicas. Los datos son clasificados en población ocupada por nivel de formación según los siguientes estratos: L0: analfabetos, L1: sin estudios y con estudios primarios, L2: Bachiller Elemental/Educación General Básica (EGB)/Educación Secundaria Obligatoria (ESO) y Formación Profesional I (FP I)/Ciclos Formativos de Grado Medio, L3: Bachiller Superior/Bachillerato Unificado Polivalente (BUP) y Curso de Orientación Universitaria (COU)/Bachillerato y Formación Profesional II (FP II)/Ciclos Formativos Superiores, L4: estudios anteriores al superior y, L5: estudios superiores. Por último, resulta esencial indicar que la base de datos BD.MORES presenta las cifras regionales desagregadas a un nivel de diecisiete sectores productivos, exceptuando el stock de capital, que lo hace a un nivel de tan sólo catorce sectores.

2. Aglomeración regional de la industria energética en España Con la intención de establecer algunas de las pautas de emplazamiento territorial de las actividades productivas energéticas y su dinámica cronológica, como punto de partida se ha procedido a la utilización de un indicador de densidad de riqueza monetaria generada por la industria energética en cada Comunidad Autónoma, que viene dado por el Valor Añadido Bruto por kilómetro cuadrado (VABenerg/km2). En el periodo analizado, al tener esta expresión un denominador constante en cada una de las diecisiete comunidades autónomas (CC.AA.), la dependencia en la evolución de esta macromagnitud es debida únicamente a la cantidad de valor añadido que se genere sobre el territorio en cuestión, por lo que su recorrido representa el grado con que se localiza la actividad económica energética en una determinada área territorial. En este sentido, la comparación de esta densidad de producción territorial en el tiempo podría ser utilizada como un indicador espacial de la loca164

lización regional y de la obtención de riqueza de la industria energética en términos monetarios (Delgado y Sánchez, 1998). Gráfico 1

Fuente: BD.MORES, INE y elaboración propia.

En los siete lustros analizados, ha sido evidente que las tasas de crecimiento de la industria energética han mostrado enormes fluctuaciones, sobre todo si se comparan con las experimentadas por la economía nacional. El sector energético presenta altas tasas de crecimiento tanto positivas como negativas, y en ocasiones muy superiores a las tasas observadas en el conjunto de los sectores productivos en la economía nacional. Aun así, resulta sumamente sugestiva la visible recesión experimentada tanto por el conjunto de los sectores productivos, como por el sector energético concretamente, debido a la crisis económica cuya génesis data del año 2007 y que aún no parece haber finalizado. Se observa claramente cómo esta situación parece haber sido menos grave en el sector objeto de estudio en este trabajo, debido fundamentalmente al particular carácter que presenta este sector y que le hace ser un sector, con fuerte demanda y escasa elasticidad en cualquier sociedad desarrollada. 165

La tendencia hacia la concentración regional de la industria energética en España parece no haber sido muy intensa en el periodo considerado, como ocurre con el conjunto sectorial español, en el que no se observan cambios muy relevantes. De hecho, los datos de la tabla 2 apuntan un proceso de parálisis de la polarización de la actividad energética en algunas regiones, como Cataluña, Madrid y País Vasco, que partían de una situación muy favorecida y han incrementado su participación en este sector en tres puntos. Estas regiones, con un 9,37% del territorio nacional, aportaron como media del periodo 1980-1996 el 35,71% del VAB de la industria energética, mientras que la media de 1997-2013 fue de 38,74%. Por otro lado, Andalucía registra un aumento significativo en el periodo analizado, pasando de tener el 8,98 al 12,02% con una ganancia de tres puntos, aunque su participación territorial es del 17,31%. En el extremo opuesto se encuentra Asturias, que de contar con una participación en el sector energético nacional del 8,99% en el periodo 1980-1996, disminuye notablemente en el periodo 1997-2013, llegando a participar con tan sólo el 3,90%, lo que supone una caída de cinco puntos, con una superficie que supone tan sólo el 2,10%. A pesar de lo anterior, de la evidencia de los datos analizados no se desprende un destacado progreso en la concentración de la actividad productiva del sector energético. Tabla 2 EVOLUCIÓN DE LA PARTICIPACIÓN DEL VAB REGIONAL (1980-2013) Industria Energética Total sectores TCMAA VAB (*) VAB (%) VAB (%) 1980-2013 Superf. Región (En %) 1980199719801997Industria Total 1996 2013 1996 2013 Energ. Sectores Andalucía 17,31 8,98 12,02 13,71 13,86 3,04 2,49 Aragón 9,43 4,45 3,99 3,35 3,18 1,79 2,15 Asturias 2,10 8,99 3,90 2,71 2,23 -1,84 1,29 Baleares 0,99 2,20 2,41 2,57 2,56 3,78 2,47 Canarias 1,47 4,50 4,10 3,97 3,97 0,88 2,20 Cantabria 1,05 1,23 1,14 1,32 1,24 3,87 1,89 Castilla y León 18,62 9,33 7,64 6,02 5,36 0,44 1,82 Castilla La Mancha 15,71 4,66 5,00 3,49 3,49 2,25 2,51 Cataluña 6,35 16,54 16,60 18,52 18,82 2,52 2,21

166

Valencia 4,60 5,82 7,03 9,70 9,78 Extremadura 8,23 2,04 2,08 1,64 1,62 Galicia 5,85 7,87 7,35 5,73 5,30 Madrid 1,59 14,14 15,20 15,90 17,44 Murcia 2,24 2,74 2,87 2,38 2,56 Navarra 2,05 0,92 1,22 1,67 1,68 País Vasco 1,43 5,03 6,94 6,54 6,15 La Rioja 1,00 0,55 0,50 0,77 0,75 Nacional 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 NOTA: (*) Tasa de variación media anual acumulativa del VAB en %.

3,37 4,54 1,35 2,90 0,74 3,64 3,13 2,68 2,03

2,22 2,58 1,91 2,68 2,75 2,22 1,90 2,49 2,28

Fuente: Fundación BBVA, BD.MORES, INE y elaboración propia.

La alta concentración espacial de la actividad energética se ha mantenido en el periodo analizado. En efecto, atendiendo a la tasa de crecimiento medio acumulado en el periodo analizado, se observa cómo todas las regiones han incrementado su actividad en la industria energética, aunque de forma muy desigual. Por su alto crecimiento destacan regiones como Extremadura, Cantabria, Baleares, Navarra, Valencia, País Vasco y Andalucía, con crecimientos acumulados superiores al 3%, muy por encima de la media regional española (2,03%). Por otro lado, por su menor crecimiento destacan Asturias, la única región que presenta un descenso de 1,84 puntos, y Castilla y León, Murcia y Canarias, con crecimientos inferiores a un punto. No obstante, este cambio no refleja, per se, un alto grado de aumento de la desigualdad en la generación espacial de valor añadido bruto de la industria energética.13 El Coeficiente de Asociación Geográfica de Florence del VAB territorial (gráfico 2) muestra un evidente un proceso de polarización,14 13 14

Véase al respecto Peña (2006, 2007b y 2007c). El Coeficiente de Asociación Geográfica de Florence es usado para comparar dos características definidas, como son en nuestro caso el VAB generado (x) y la superficie (y), en las regiones españolas (j), examinando si estas características están asociadas o no geográficamente, a través de la expresión: n n 1 n donde

F 1

x j 1

x

 yj

j 1

  yj 1 j 1

Las variables xj e yj se toman, no en su valor absoluto, sino en términos de su participación en tanto por uno. Los valores extremos de este coeficiente pueden ser 0 y 1. Tomará el valor 0 para aquella situación en la que se produzca una desigualdad máxima entre las variables es-

167

siendo inferior en el caso de la industria energética que en el conjunto de los sectores en España, sobre todo a partir de 1995. La concentración espacial de la generación de VAB energético tiende a reducirse en el periodo analizado, sobre todo a partir de 1995, lo que no ocurre con la concentración del VAB del conjunto de los sectores a nivel regional. Se observa cómo, desde 1995, se viene produciendo una disminución en el coeficiente de Florence del VAB del conjunto sectorial de las regiones españolas, indicativo de un proceso de concentración geográfica del VAB en algunas de ellas, proceso que a partir de 2001 cambia su tendencia. En el caso de la industria energética, a partir de 1995 se observa una leve tendencia hacia la desconcentración del VAB generado, indicando una distribución espacial más equitativa de la producción de esta industria entre las regiones españolas. Gráfico 2

Fuente: Fundación BBVA, BD.MORES, INE y elaboración propia.

tudiadas, es decir, cuando las variables xj e yj presentan la máxima disparidad en su distribución; en tal caso estas dos variables no se encuentran asociadas geográficamente. Y tomará el valor 1 en aquella situación de igualdad total entre las variables analizadas, es decir, cuando la disparidad existente entre las variables xj e yj es mínima, por lo que en este caso tales variables se encuentran asociadas geográficamente.

168

A continuación, con la intención de indagar en algunos componentes que pudieran haber intervenido en el progreso experimentado por la densidad de riqueza monetaria en la industria energética de la economía regional española, se plantea la siguiente expresión: VAB VAB L  * 2 2 km L km

en la que VAB/km2 = valor añadido bruto por superficie, indicativo de la densidad de riqueza monetaria territorial, VAB/L = productividad aparente del empleo, indicador en cierta manera de la eficiencia económica, y L/km2 = densidad de localización del empleo o distribución territorial del empleo,15 aplicándose la descomposición del índice de Theil.16

Para el estudio que se pretende presentar se ha descompuesto también la productividad aparente del empleo de la siguiente manera: VAB  VAB * K donde VAB/K = productividad L

del capital y K/L = capitalización del empleo. 2 2 Como se ha señalado anteriormente, VAB/Km = VAB/L * L/km , lo que permite realizar la siguiente descomposición del índice de Theil:  (VAB / km 2 ) i  VAB i   * log 2 i 1   (VAB / km ) n

  VAB

n   VAB i     i  1  VAB 

 (VAB / L) i   * log   (VAB / L)

n   VAB i      i 1  VAB

 ( L / km 2 ) i   * log 2   ( L / km )

   

siendo “n” el número de regiones consideradas (en este caso las 17 exceptuando a Ceuta y Melilla). Cuando la variable no lleva el subíndice “i” se refiere a la del conjunto de las regiones españolas, y cuando lleva el subíndice se refiere a la región i-ésima. El primer miembro es el índice de Theil de la riqueza monetaria generada por las regiones españolas por super2 ficie (VAB/km ) y el segundo miembro refleja su descomposición en productividad aparente 2 del empleo (VAB/L) y distribución territorial (L/km ). Con este índice se trata de expresar la desigualdad relativa de una variable: cuando es igual a cero la desigualdad es mínima y cuanto mayor es el índice, mayor es la desigualdad entre las distribuciones (Cuadrado (Dir.) et al., 1998), es decir, este índice varía entre 0 y el logaritmo de unidades observadas, indicando la desigualdad mínima en el primer caso y máxima en el segundo, respectivamente (Pellegrini y Platino, 2014).

169

Tabla 3 DESCOMPOSICIÓN ÍNDICE DE THEIL - ANÁLISIS DEL VAB/Km2 1980-2011 (Industria Energética) Niveles Porcentajes VAB/Km2

VAB/L

VAB/K

1980

0,22808567

0,03056978

0,10566203

-0,07509225

0,19751589

13,40

46,33

-32,92

86,60

1981

0,24063291

0,02864618

0,11654590

-0,08789971

0,21198673

11,90

48,43

-36,53

88,10

1982

0,23555454

0,02911684

0,11430329

-0,08518645

0,20643770

12,36

48,53

-36,16

87,64

1983

0,22599008

0,03416271

0,09926991

-0,06510719

0,19182737

15,12

43,93

-28,81

84,88

1984

0,20501581

0,03820190

0,09339586

-0,05519395

0,16681391

18,63

45,56

-26,92

81,37

1985

0,22584737

0,02552191

0,08381844

-0,05829653

0,20032546

11,30

37,11

-25,81

88,70

1986

0,24402437

0,03331837

0,09747116

-0,06415279

0,21070600

13,65

39,94

-26,29

86,35

1987

0,23231849

0,03705713

0,08983685

-0,05277972

0,19526135

15,95

38,67

-22,72

84,05

1988

0,23032248

0,03723502

0,08087309

-0,04363808

0,19308746

16,17

35,11

-18,95

83,83

1989

0,22361458

0,04102477

0,07124778

-0,03022300

0,18258980

18,35

31,86

-13,52

81,65

1990

0,23466681

0,04697889

0,07029546

-0,02331658

0,18768793

20,02

29,96

-9,94

79,98

1991

0,23306096

0,04913785

0,05977619

-0,01063834

0,18392311

21,08

25,65

-4,56

78,92

1992

0,23268635

0,04309866

0,05590304

-0,01280438

0,18958770

18,52

24,03

-5,50

81,48

1993

0,23377241

0,04356504

0,05039660

-0,00683155

0,19020737

18,64

21,56

-2,92

81,36

1994

0,23231225

0,04703877

0,04510788

0,00193089

0,18527348

20,25

19,42

0,83

79,75

1995

0,22975652

0,04694964

0,03629464

0,01065500

0,18280687

20,43

15,80

4,64

79,57

1996

0,22841990

0,04199713

0,03085221

0,01114492

0,18642277

18,39

13,51

4,88

81,61

1997

0,22280802

0,04168569

0,02848318

0,01320250

0,18112234

18,71

12,78

5,93

81,29

1998

0,22330572

0,03751727

0,02488803

0,01262924

0,18578846

16,80

11,15

5,66

83,20

1999

0,21082472

0,04026862

0,02354365

0,01672497

0,17055611

19,10

11,17

7,93

80,90

2000

0,22343638

0,03522992

0,01864176

0,01658816

0,18820646

15,77

8,34

7,42

84,23

2001

0,22852856

0,03489312

0,01773531

0,01715781

0,19363544

15,27

7,76

7,51

84,73

2002

0,21300393

0,02760072

0,01633162

0,01126909

0,18540322

12,96

7,67

5,29

87,04

2003

0,21829412

0,02393883

0,01753553

0,00640330

0,19435528

10,97

8,03

2,93

89,03

2004

0,22396991

0,02177138

0,01589805

0,00587333

0,20219853

9,72

7,10

2,62

90,28

2005

0,22704469

0,01946006

0,01866009

0,00079997

0,20758464

8,57

8,22

0,35

91,43

2006

0,23457185

0,01775526

0,01694753

0,00080774

0,21681658

7,57

7,22

0,34

92,43

2007

0,23329247

0,01732306

0,01687710

0,00044596

0,21596941

7,43

7,23

0,19

92,57

2008

0,22716639

0,01542472

0,01457803

0,00084669

0,21174167

6,79

6,42

0,37

93,21

2009

0,22565109

0,01177617

0,01848026

-0,00670409

0,21387492

5,22

8,19

-2,97

94,78

2010

0,22505663

0,01204921

0,02021992

-0,00817071

0,21300741

5,35

8,98

-3,63

94,65

2011

0,22200139

0,01315974

0,02057363

-0,00741389

0,20884165

5,93

9,27

-3,34

94,07

K/L

L/Km2

VAB/L VAB/K

Fuente: Fundación BBVA, BD.MORES, IVIE y elaboración propia. 170

K/L

L/Km2

La observación detenida de la tabla 3 muestra cómo la concentración geográfica de la riqueza monetaria generada en el sector energético ha presentado un claro proceso de cristalización en la economía regional española, es decir, un elevado estancamiento expresado por un índice de Theil que apenas ha cambiado en las tres décadas estudiadas. La razón que ha incentivado la dinámica anterior parece ser el aumento experimentado por la concentración territorial de los factores laborales,17 pues la productividad aparente del empleo regional ha presentado en el mismo periodo una intensa disminución de las disparidades territoriales, así como la productividad aparente del capital. Por lo anterior, se podría aseverar que, en el sector energético, objeto de análisis en este documento, parece ser la elevada concentración geográfica del empleo y las diferencias territoriales en las oportunidades laborales que ello comporta, lo que está originando una interrupción en la condensación de la actividad productiva energética, como pronostican los modelos de crecimiento endógeno en la teoría económica, sustentada en los rendimientos crecientes y cuyas posibles implicaciones dan lugar a los modelos de aglomeración. De lo anterior se deduce que los porcentajes de participación de cada uno de los factores participantes en la concentración geográfica del VAB de la industria energética han progresado de forma muy heterogénea. En este sentido, se evidencian deducciones acentuadas de la participación en la productividad aparente del trabajo, provocadas esencialmente por la depreciación de la productividad del capital, pues la capitalización del empleo ha cursado una valiosa ampliación, del mismo modo que la distribución regional de los empleos o intensidad de la concentración de los empleos.

Así es denominado el cociente L/Km , es decir, la distribución territorial de los empleos, por Villaverde (1996).

171

3. La localización del stock de capital productivo de la industria energética en las comunidades autónomas españolas: elementos determinantes A continuación se tratará de examinar cuáles han sido los condicionantes que pueden explicar el establecimiento espacial de la industria energética en las comunidades autónomas españolas. La variable objeto de análisis es el stock de capital productivo de la industria energética de las regiones españolas, intentando con ello representar la localización geográfica de las actividades productivas de este sector en la economía española. Los elementos concluyentes que se tratan de estudiar en este trabajo sobre la implantación empresarial de la producción energética en la geografía española han sido los siguientes:18 la eficiencia productiva, la aglomeración, la dimensión y especialización del mercado laboral en el sector energético, el volumen del mercado de consumo, el nivel de infraestructuras, así como la mayor o menor distancia a los mercados de materias primas, considerados territorialmente en el ámbito regional. Para la cuantificación de estos factores, que pueden ser considerados por la estructura energética como elementos básicos en la decisión de implantación de las industrias en este sector, se han utilizado algunas variables “proxy” que pueden representar, de manera estimativa, el aspecto que se pretende valorar. La eficiencia productiva en la industria de la energía se ha valorado mediante la productividad aparente de los empleos en el sector en cuestión; la estimación del dinamismo del mercado de trabajo y la especialización se ha realizado a partir del empleo por habitante del sec18

Para la incorporación de los elementos explicativos de la implantación espacial de la actividad empresarial de la industria energética se ha obtenido apoyo teórico y metodológico en Goerlich y Mas (2001, vol. I, capítulo IV) y en Pelegrín (2002).

172

tor objeto de estudio;19 la dimensión del mercado consuntivo se ha representado a través de la densidad de población; las infraestructuras territoriales han sido medidas con el stock de capital público referido a carreteras, autovías, puertos, aeropuertos, ferrocarriles y estructuras urbanas, cuya localización territorial favorece una significativa reducción de los plausible costes de transporte, posibilitando la generación de la actividad económica (González-Páramo, 1995), y la proximidad a los mercados de materias primas se ha cuantificado mediante la intensidad de producción de la industria extractiva en cada una de las regiones españolas.20 Según las premisas anteriores,21 con el fin de abordar una valoración conjunta de los factores que pueden haber favorecido -o limitadola aglomeración de la actividad empresarial de la industria energética en las comunidades autónomas españolas en el periodo analizado (19802011), se ha planteado la siguiente relación funcional: 19

Proporción de empleo respecto a la población en cada área territorial. Los costes de transporte y, por tanto, la disponibilidad de apropiadas redes de comunicación alcanzan un nivel relevante en la explicación de la evolución en concentración empresarial de cualquier sector productivo en el territorio. En este sentido, resulta necesario poner de manifiesto que una adecuada red de comunicación beneficia la explotación de las economías de aglomeración y, por tanto, la aglomeración de la actividad productiva; pero, a su vez, una mayor actividad también favorece la ampliación de las dotaciones en infraestructuras. Por lo anterior, se produce un proceso de causación circular a lo Myrdal (1957, 1959) y Kaldor (1970), en el que las mayores dotaciones reducen los costes de transporte, incrementan la actividad en el territorio y exigen, a la vez, ampliar las redes de transporte (Goerlich y Mas, 2001). Por consiguiente, el crecimiento acumulativo se dará con mayor énfasis en favor de aquellas áreas ya desarrolladas donde el aprovisionamiento histórico de excedentes, y su reinversión ulterior, se refleja en un ascenso en la dotación que refuerza su capacidad para atraer nuevas inversiones y mejorar la rentabilidad de las existentes (Méndez, 1997). 21 Resulta necesario tener en cuenta que, en este trabajo, se trata de estudiar la loable influencia de los factores señalados sobre el grado de concentración de la actividad productiva de la industria energética en la economía regional española en el periodo 1980-2011. Por tanto, su interés no es la elaboración teórica de un modelo explicativo de los factores de localización a nivel general, sino que se centra fundamentalmente en la vinculación de los elementos definidos como determinantes de la concentración de la actividad económica del sector energético en las comunidades autónomas españolas. El enfoque con el que se ha abordado esta cuestión es mediante la elaboración de una estimación de la regresión planteada, apuntando el estudio principalmente en el signo y la significatividad de los parámetros obtenidos. Véase al respecto Rapún et al., (2004). 20

173

  K   G   Extrac    2     it , Epcit , DPit ,  2  ,  2    km it  km it  Km it  

con el propósito de obtener los parámetros de la siguiente estimación:  K   G   Extrac  Log     0  1Log ( ) it   2 Log ( Epc) it   3 Log ( DP) it   4 Log  2    5 Log    u it 2  k m  it  k m  it  Km 2  it

donde K es el stock de capital productivo de la industria energética, π es la productividad aparente del empleo en el sector objeto de estudio, Epc es el empleo per cápita de la actividad productiva en el sector energético, DP es la densidad de población, G es el stock de capital público productivo, Extrac representa la producción del sector extractivo, km2 es la superficie de cada una de las “i” comunidades autónomas españolas,22 “t” representa el año considerado y u es el término de error o perturbación aleatoria. La estimación de la expresión anterior se ha elaborado a partir de mínimos cuadrados ordinarios, tomando logaritmo de las magnitudes y aplicando modelos con datos de panel, adjuntándose los resultados en la siguiente tabla.

El término “i” hace referencia a las 17 CC.AA. Por cuestiones de disponibilidad de datos fiables, se ha excluido del estudio a Ceuta y Melilla.

174

Tabla 4 ELEMENTOS DETERMINANTES DE LA LOCALIZACIÓN INDUSTRIAL DEL SECTOR INDUSTRIAL EN LAS COMUNIDADES AUTÓNOMAS ESPAÑOLAS (Modelos de regresión con datos en panel) Variable dependiente: Log(K/km2) Especificación 1 Especificación 2 Estimaciones Coeficientes Coeficientes Constante 9,130455 (***) 9,654462 (***) Log (π) -0,279912 (***) -0,202328 (***) Log (Epc) Log (DP) 0,537340 (***) 0,654425 (***) Log(G/km2) 0,211654 (***) Log(Extrac/km2) 0,112309 (*) 0,182736 (**) R2 0,692336 0,683670 R2 ajustado 0,690181 0,682011 Durbin-Watson 2,092153 2,071690 Test F 321,2306 412,0787 N 576 576 NOTA: (*) Significativo a un nivel de confianza del 90 %. (**) Significativo a un nivel de confianza del 95 %. (***) Significativo a un nivel de confianza del 99 %.

Especificación 3 Coeficientes 9,606451 (***) -0,276148 (***)

Especificación 4 Coeficientes 8,712562 (***)

0,615442 (***) 0,251885 (***)

0,376072 (***) 0,647707 (***) 0,212796 (***)

0,689709 0,688082 2,118300 423,8108 576

0,712126 0,710616 2,043289 471,6607 576

Fuente: Fundación BBVA, BD.MORES, IVIE y elaboración propia.

A las anteriores regresiones les ha sido aplicado el test de White, y los problemas de multicolinealidad han sido evitados a partir de la presentación de varias estimaciones23 que no presentan problemas de heteroscedasticidad y autocorrelación. Los estimadores calculados de los factores explicativos de la localización de la actividad empresarial en la industria energética son positivos, salvo el de la productividad aparente del empleo, que parece no estar vinculado en el proceso de aglomeración. Además son altamente significativos, con un nivel de confianza del 99 % (con excepción del estimador de la producción extractiva de la primera y segunda especificación, que es significativa tan sólo al 1% en la primera y al 5% en la segunda). Las regresiones arrojan resultados 23

El contraste de la multicolinealidad se ha realizado, por un lado, a partir de la matriz de correlaciones entre los regresores y el determinante de dicha matriz y, por otro lado, a través del índice de tolerancia. La aplicación de ambos métodos constatan la no existencia de multicolinealidad.

175

que explican la relación existente entre la localización regional del stock de capital productivo de la industria energética en España y los elementos que la han favorecido en el periodo 1980-2011. Por consiguiente, según los resultados alcanzados en las estimaciones efectuadas -y con la debida precaución- se puede afirmar que la capacidad del mercado de trabajo, el nivel del mercado de consumo, la dotación territorial de capital público productivo y la cercanía a los mercados de materias primas parecen haber sido elementos claves que pueden haber influido, en el periodo analizado, en las decisiones empresariales de emplazamiento geográfico de plantas productivas del sector energético en las regiones españolas, no así la eficiencia productiva medida a través de la productividad aparente del empleo en el sector industrial, probablemente por ser un sector altamente mecanizado y con altos niveles de capital; alta productividad aparente del empleo pero con una participación en el empleo muy escasa en la economía española, que en 2011 sólo representaba el 1,32% de los empleos en el conjunto de los sectores productivos. Consecuentemente, la intensidad en la localización regional de las plantas productivas del sector energético parece haber sido instada por los factores anteriormente señalados. Pero de forma complementaria, parece adecuado seguir indagando sobre si su localización regional en España se ha intensificado o, por el contrario, se ha producido una reducción de la concentración empresarial en el sector objeto de estudio de este trabajo. Para ello, se efectúa seguidamente un ensayo de convergencia sigma con el objeto de identificar la evolución mostrada por la concentración o dispersión del capital productivo del sector energético, es decir, observar si se ha distribuido más equitativamente o más desigualmente entre las regiones españolas.24 24

La convergencia sigma (σ) se define, en este caso, como la evolución en el tiempo de la desviación estándar del logaritmo de la distribución del stock de capital del sector energético 2 (K/Km ), para el caso en que se pretenda valorar la evolución de la dispersión de esta variable, para las 17 comunidades autónomas españolas. La expresión utilizada para su cómputo es la siguiente:

176

Gráfico 3

Fuente: Fundación BBVA, BD.MORES, IVIE y elaboración propia.

El gráfico 3 refleja a primera vista cómo la distribución del stock de capital productivo de la industria energética -en las comunidades autónomas españolas- ha experimentado una ligera disminución desde el inicio del periodo analizado hasta 1998, año a partir del que de nuevo comienza a aumentar, si bien sutilmente, la concentración de dicha variable, lo que parece indicar que el asentamiento del stock de capital en este sector ha tendido a disminuir la desigualdad hasta principios del siglo XXI, revirtiendo la situación a partir de ese momento. Teniendo

2  17   K   K      ln    ln  2 2   Km  t    i 1  Km  it t     17      

(1 / 2 )

donde “ln(K/Km )it” representa el logaritmo de la distribución regional del stock de capital 2 energético de la comunidad autónoma i-ésima en el año “t”, “ln(K/Km )t” es el logaritmo de la distribución nacional del stock de capital energético de la economía española, equivalente a una media ponderada de la distribución de la variable objeto de estudio de las regiones españolas y “17” es el número de comunidades autónomas consideradas, exceptuando Ceuta y Melilla.

177

en cuenta la descomposición en la que el stock de capital por km2 (K/Km2) se puede descomponer en la capitalización del empleo (K/L), los empleos per cápita (L/Pob) y la densidad de población (Pob/Km2), parece que detrás de este proceso de paralización e intensificación de la distribución del stock de capital de la industria energética se encuentra, principalmente, la evolución experimentada por la densidad de población, cuya dinámica ha sido claramente dispar a lo largo de todo el periodo analizado. De hecho, se constata cómo, tanto la capitalización del empleo como los empleos per cápita, han experimentado un fuerte proceso convergente en el dilatado periodo que se está examinando; no obstante la capitalización del empleo ve frenada su tendencia convergente a partir de 2006. Con la intención de complementar la investigación anterior, se muestra en el siguiente gráfico una aplicación de la hipótesis de la convergencia beta sobre la localización del stock de capital productivo de la industria energética.25. Es interesante poner de manifiesto, en caso de existir, la presencia o ausencia de convergencia beta en la localización del stock de capital empresarial de la industria energética, entendida como el mayor crecimiento de las regiones que partían inicialmente con una menor concentración de capital energético.

La hipótesis de convergencia beta absoluta se contrasta mediante la estimación de la ecuación:

 y  TVMAA  i ,t      ln( yi ,t 1 )  u i ,t  yi ,t 1  donde yi,t-1 e yi,t representan el stock de capital productivo de la industria agroalimentaria del territorio i-ésimo al principio y al final del periodo considerado respectivamente, TVMAA es el crecimiento anual acumulativo,  es el término constante y ui,t son perturbaciones aleatorias de media cero y varianza constante. Véanse al respecto, sin ánimo de ser exhaustivo, Quah (1993a, 1993b, 1996a, 1996b), Sala-i-Martín (1999), Lucas (2000), Cuadrado y Parellada (Eds.) (2002), Villaverde (2003) y Le Gallo et al., (2003).

178

Gráfico 4

Fuente: Fundación BBVA, BD.MORES, IVIE y elaboración propia.

La tendencia de la convergencia beta de la distribución territorial del stock de capital energético se presenta en el gráfico 4, estimándose claramente descendente, ya que responde a la ecuación: Cto.(1980-2011)(K/km2) = 16,52070 – 0,958086 Ln(K/km2)(1980) (2,564185) (-2,264066)

en la que los coeficientes son altamente significativos (valores entre paréntesis), a un nivel de confianza superior al 95%, y con un R2 = 0,254695 y una F-statistic = 5,125995. Los resultados obtenidos sugieren que, en el periodo 1980-2011, la estimación y el gráfico responden positivamente a la cuestión planteada por este tipo de modelos, que viene avalado por la pendiente negativa que presenta. En general, se puede afirmar que las regiones que partían con una menor densidad en la distribución territorial del stock de capital productivo en el sector energético han experimentado un crecimiento superior a las que al comienzo del periodo contaban con mayor densidad. En consecuencia, se acepta la hipótesis de convergencia beta respecto a la concentración 179

regional del stock de capital productivo de la industria energética entre las comunidades autónomas españolas, lo que parece apuntar a que las disparidades en la geolocalización de las plantas y equipos en el sector analizado han tenido una fase descendente en el periodo considerado, distribuyéndose menos desigualmente entre las regiones españolas.

4. Desarrollo económico y concentración de la industria energética en las CC.AA. españolas El desarrollo económico en España ha sido un campo de trabajo muy fructífero en los últimos años. El intento por parte de los investigadores de dar respuesta a las diferencias existentes en el nivel de renta de los distintos territorios (medido a partir del PIBpc)26 ha provocado una proliferación de estudios que han tratado de identificar los factores determinantes que están arrojando disparidades y propuestas para tratar de corregir este fenómeno. Los datos recientes de la economía española ponen de manifiesto que las disparidades económicas entre las regiones españolas siguen siendo intensas, aunque a lo largo del periodo analizado se haya producido una reducción relevante (Peña et al., 2016). De hecho, como se puede apreciar en el gráfico 5, la renta per cápita de regiones como Madrid, Cataluña, País Vasco y Navarra se encuentran muy por encima de la media regional española, mientras que regiones como Extremadura, Andalucía, Murcia, Galicia y Castilla-La Mancha se encuentran muy por debajo de la media de las comunidades autónomas españolas. Por tanto, la asimetría existente aún es relevante.

Producto Interior Bruto por habitante.

180

Gráfico 5

Fuente: BD.MORES, INE y elaboración propia.

Esta parte del trabajo no tiene como única finalidad resaltar las disparidades aún existentes entre las regiones españolas; más bien trata de establecer la relación existente entre la concentración territorial de la industria energética en España y su relación con el nivel de desarrollo económico. Para tal fin, se presenta la relación existente entre el stock de capital de la industria energética con el nivel de desarrollo económico de las comunidades autónomas españolas.

181

Gráfico 6

Fuente: BD.MORES, INE y elaboración propia.

El gráfico anterior permite observar una relación clara entre el índice de desarrollo económico regional y la implantación y el mantenimiento del stock de capital productivo de la industria energética en las regiones españolas. Por lo que parecería ser que la concentración de las inversiones productivas del sector energético ha influido en el nivel de desarrollo económico regional en España. Una vez establecida la relación existente entre el nivel de stock de capital de la industria energética y el nivel de desarrollo económico regional en España, es oportuno analizar la influencia existente entre la productividad aparente del capital del sector energético y el nivel de renta per cápita, teniendo en cuenta que la productividad es una variable que no sólo influye claramente en el PIBpc sino que también tiene una relación positiva con el nivel de competitividad de las distintas regiones españolas. Para este examen se presenta el gráfico 7.

182

Gráfico 7

Fuente: Fundación BBVA, BD.MORES, IVIE y elaboración propia.

Del gráfico anterior se deduce que no existe una clara correlación entre la productividad del sector energético y el nivel de desarrollo económico de las distintas regiones españolas. De hecho, de los datos analizados se desprende que la productividad del sector energético triplica ampliamente- la productividad media del conjunto de sectores de la economía española. A pesar de ello, el nivel de empleo generado por el sector energético es tan escaso que su efecto sobre la renta per cápita es poco significativa (alrededor de 1,5% del total del empleo conjunto de la economía). Ello debido fundamentalmente a la alta capitalización por empleo que presenta este sector en la economía española. Por tanto, se concluye que, a pesar de que la localización del stock de capital del sector energético parece influir positivamente en el nivel de desarrollo territorial en la economía española, no se puede decir lo 183

mismo de la productividad aparente del empleo del sector energético, ya que, a pesar de ser un sector con una alta productividad, cuenta con una proporción de empleo muy escasa, lo que le impide guardar influencia alguna en la renta per cápita regional de la economía española.27

5. Conclusiones El objetivo del presente trabajo ha sido doble. En primer lugar, se ha analizado la evolución regional del crecimiento del sector energético en comparación con el conjunto sectorial español- a partir de un enfoque basado en la hipótesis de la Nueva Geografía Económica, referida a la localización de las comunidades autónomas españolas en el periodo 1980-2011; y, en segundo lugar, se han propuesto algunos de los elementos que pudieran explicar la concentración regional del stock de capital productivo de la industria energética en las regiones españolas, tales como la eficiencia productiva de su sector energético, la localización y especialización del empleo, el tamaño del mercado de consumo, la mayor o menor cercanía a los mercados abastecedores de materias primas, y la dotación territorial de infraestructuras. Las conclusiones obtenidas sobre el análisis llevado a cabo, en lo tocante a la localización de las actividades empresariales del sector 27

Teniendo en cuenta la relación entre el uso de la energía, el desarrollo económico y la mejora de la calidad de vida, resulta interesante poner de manifiesto que, según el V Informe Anual de Economics for Energy (Romero et al., 2014), una parte importante de los hogares españoles, estimados en un 9,25%, se encuentran en situación de pobreza energética, es decir, se enfrentan con serias dificultades para cubrir su factura de consumo energético. Y esta situación es más grave en algunas comunidades como Canarias, Andalucía y Murcia. Esta situación es reflejada en Tirado et al., (2014, 2016), cuando señalan que, utilizando varios indicadores tales como el porcentaje de hogares que no pueden permitirse mantener la vivienda una temperatura adecuada durante los meses fríos, porcentaje de hogares con retrasos en el pago del recibo por hogar, porcentaje de hogares con goteras, humedades o pobredumbre en su vivienda, y otros, las comunidades autónomas que registran una incidencia de condiciones asociadas a la pobreza energética por encima de la media nacional son Murcia, Andalucía, Cataluña, Castilla-La Mancha y Galicia.

184

energético en las regiones españolas durante el periodo 1980-2011, han sido las siguientes: 1. La tendencia a la concentración regional del sector energético en España parece no haberse acentuado en los últimos años. Se ha mantenido un claro proceso de polarización en torno a tres áreas, a saber: Cataluña, Madrid, y Andalucía, cuya evolución las colocaba en los primeros lugares de las clasificaciones que tratan de reflejar la jerarquización territorial de la riqueza en el sector industrial. 2. Con la aplicación del Coeficiente de Asociación Geográfica de Florence y la descomposición del Índice de Theil se observa un ligero proceso de aglomeración geográfica de la riqueza monetaria energética en España, favorecido por la evolución de la capitalización del empleo y obstaculizada por la concentración regional de los empleos y de la densidad de población. 3. El tamaño del mercado de consumo, la dotación de capital público productivo y la cercanía a los mercados de materias primas parecen haber sido factores clave para las organizaciones empresariales energéticas al implantar y renovar geográficamente las plantas y equipos productivos en las regiones españolas. 4. Las disparidades en la localización regional del capital físico productivo empresarial energético se han mantenido en las tres décadas analizadas tras la aplicación del indicador de convergencia sigma, aunque se acepta la hipótesis de convergencia beta empleada en los datos utilizados. En este sentido, y al ser un sector muy regulado en su funcionamiento, cabe pensar que las administraciones territoriales, a través de políticas sectoriales y de incentivos, pueden intervenir en la toma de decisiones de las organizaciones empresariales energéticas respecto a su localización. 5. La evidencia empírica sobre la localización de las actividades energéticas en las regiones españolas, según la metodología empleada, pa185

rece aceptar la hipótesis planteada por la Nueva Geografía Económica, que predice fenómenos de concentración y aglomeración de actividades productivas en los territorios más desarrollados económicamente, como Cataluña y Madrid. No obstante, resulta necesario identificar este sector como de alta regulación estatal, por lo que su implantación no sólo viene originada por motivos de rentabilidad económica y social, sino también por cuestiones estratégicas y políticas de estado. 6. Por último, es preciso poner de manifiesto que el análisis realizado no concluye en este punto. Aún restan aspectos que no han sido integrados, como son cuestiones de regulación, que afectan a la implantación de plantas y equipos en ciertas regiones españolas, o factores que pudieran favorecer la concentración territorial de la población, y que sin duda pueden estar relacionados con las decisiones empresariales de localización del sector, ampliando un nuevo terreno de estudio que sería conveniente abordar. Además, resulta sensato pensar que el uso de nuevas bases de datos utilizando nuevas técnicas metodológicas, podrían corroborar las conclusiones expuestas en este trabajo, lo que sin duda, consolidaría el análisis actual, reforzando los resultados logrados en este trabajo.

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Introducción El modelo petrolero noruego ha sido objeto de elogios y a menudo ha sido presentado como ejemplo para países ricos en recursos naturales e inserción primario-exportadora. El modo en que el denominado modelo petrolero noruego combina capacidad reguladora, técnica y financiera y articula la actividad de los diferentes participantes en el mismo (Estado, empresas públicas, fondo soberano) ha sido con frecuencia tomado como modelo por países que afrontaban reformas en sus sectores petroleros, de Angola a Brasil o México. Para llevar a cabo este estudio, en primer lugar se analizará la puesta en marcha de la explotación petrolera en Noruega y a continuación se estudiarán los cambios provocados asociados a las dos crisis petrolíferas y acontecimientos posteriores. Finalmente, se examinará la consolidación del modelo noruego y sus cambios más recientes, para terminar con una sistematización de sus características actuales y las conclusiones.

1. El comienzo de la explotación petrolera y la construcción del modelo noruego La exploración petrolera noruega es tardía. Todavía en los años cincuenta los geólogos eran escépticos respecto a la existencia de hidrocarburos en la costa noruega. En 1958 el Departamento Noruego de Geología envió un informe al Ministerio de Asuntos Exteriores que se encargaba de negociar durante la Convención de Ginebra las fronteras marítimas del país, expresando las nulas posibilidades de hallar carbón, petróleo o azufre en la denominada Plataforma Continental Noruega (PCN). Sin embargo, las expectativas de encontrar crudo en la costa del mar del Norte aumentaron tras el descubrimiento del yacimiento de Groningen en 1959 y los estudios que apuntaban a la existencia de reservas en el sur del Reino Unido. Por consiguiente, fue necesario sentar las bases de una legislación que regulase las actividades petrole194

ras. Así, lo primero que se hizo fue fijar los derechos legales sobre las aguas del mar del Norte, es decir, las fronteras y la propiedad de los recursos bajo el mar. El Real Decreto del 31 de mayo de 1963 proclamó la soberanía noruega sobre los recursos naturales submarinos y que toda licencia para su exploración y explotación tenía que ser otorgada por el rey, representado por el Gobierno (Noreng, 1980). Una vez determinada la soberanía nacional sobre los recursos naturales, las autoridades se dedicaron a crear un marco regulatorio para la exploración y explotación petrolera. Hay que mencionar que desde su independencia en 1905 Noruega siempre destacó por la fuerte intervención del Estado en las actividades económicas, mediante las regulaciones y la participación directa. Un episodio representante de esta actitud es la regulación concesionaria de las compañías hidroeléctricas foráneas a inicios del siglo XX, que inspiró claramente a la industria petrolera (Cappelen y Mjøset, 2009). No obstante, la economía noruega carecía de conocimientos y medios para explorar y explotar hidrocarburos, por lo que era imprescindible involucrar al capital extranjero. Además, las primeras concesiones se otorgaron en un entorno internacional de precios bajos del crudo y la competencia de las autoridades británicas que también precisaban atraer inversionistas para desarrollar su sector offshore y que llevaban cierta ventaja debido a la presencia de BP y unas aguas más calmas y temperaturas más moderadas. Por tanto, el marco internacional obligó a las autoridades gubernamentales a ofrecer condiciones favorables a las petroleras privadas para que llevasen a cabo su actividad con un amplio grado de libertad (Nelsen, 1992). A la hora de elegir el sistema concesionario más favorable a los intereses nacionales, las autoridades disponían de varias opciones que se aplicaban en aquellos años. Existían tres sistemas a la hora de adjudicar las licencias: i) ad-hoc; ii) mediante subasta; y iii) mediante decisiones administrativas. El primero supone una adjudicación directa discrecional y carece de cualquier competencia entre candidatos, mientras que los otros dos sí implican el con195

curso de varios candidatos. La subasta fue usada en EE UU, y tenía la ventaja de que el gobierno recaudaba fondos ya antes del comienzo de la explotación y estimulaba a las empresas a ser eficientes. En cambio, dicho modelo no satisfacía las necesidades ni de las autoridades noruegas ni de las inglesas, y quedó descartada porque les dotaba de un margen de maniobra escaso. Preferían anunciar primero el concurso con unos requisitos necesarios para las empresas que deseaban presentarse y decidir las adjudicatarias en función de sus proyectos propuestos y perfil. De este modo, las autoridades conservaban un control directo y era posible que todo tipo de empresas accediese a los campos ofertados, no solamente las financieramente más potentes (tabla 1). Tabla 1: Sistemas para otorgar licencias. Subasta

Decisiones administrativas

Ventajas Gobierno puede embolsar fondos antes del comienzo de la explotación. Incentiva a las empresas a ser eficientes.

Permite a las autoridades ejercer un control directo sobre la actividad petrolera. Permite una competición entre las empresas antes de la asignación de licencias. Permite la explotación de campos más escasos, profundos o pequeños. Ofrece una oportunidad para empresas más pequeñas que no podrían competir en las subastas con empresas multinacionales con abundantes recursos financieros y técnicos.

Inconvenientes Puede desincentivar la explotación de los yacimientos menos abundantes y atractivos. Tiende a excluir empresas más pequeñas con capacidad financiera y tecnológica limitada. En general, el control estatal sobre la actividad de las empresas es menor. No permite una recaudación inicial sustancial para el Estado. Si no se supervisa adecuadamente la actividad de las empresas, pueden incumplir las condiciones de la licencia. Se basa en decisiones burocráticas, por lo que puede dar lugar a favoritismos y retrasos.

Fuente: elaboración propia a partir de Noreng (1980) y Dam (1965).

En 1964 se concedieron las primeras licencias de reconocimiento pero solo se permitió realizar estudios geofísicos a las empresas. La primera ronda de licitaciones con licencias de exploración y producción tuvo lugar 196

entre abril y junio de 1965, en el que se ofrecieron 278 bloques en el mar del Norte por debajo del paralelo 62, y fue la ronda en la que más superficie se ofreció – un 15% de la PCN (Al-Kasim, 2006). Se adjudicaron 78 bloques para nueve grupos empresariales, la mayoría de los cuales acabaron en manos de empresas transnacionales (ETN) americanas y francesas, aunque las empresas noruegas también estuvieron representadas en 29 bloques. El gobierno no quería que el capital nacional se involucrase demasiado en el negocio petrolero debido a las incertidumbres sobre la existencia de reservas comercialmente explotables y la falta de acceso a divisas foráneas para realizar inversiones, pero empresas como las navieras Fred Olsen y Aker, y la hidroeléctrica Norsk Hydro mostraron interés en un sector prometedor (Engen, 2007). Los bloques se otorgaron mediante concurso, no subasta, y se seleccionaba a las empresas que estaban dispuestas a llevar a cabo un programa de desarrollo específico en el bloque durante un plazo de seis años. Se tuvo en cuanta la fortaleza financiera y la experiencia previa de la compañía y su disposición a contribuir a la economía noruega mediante la contratación de bienes y servicios de formas locales, construir infraestructuras y emplear mano de obra nacional. En caso de hallar petróleo, podían tener derechos exclusivos sobre el volumen extraído, esto es, transformarlo, comercializarlo y exportarlo como deseaban, no tenían que entregar ningún porcentaje al Estado. A cambio, solo tuvieron que pagar tres tipos de gravámenes: el royalty, la tarifa sobre la superficie del bloque y el impuesto de sociedades que pagaban todas las empresas en función de sus ingresos netos y que era aproximadamente del 50%. Este sistema contractual de la primera ronda era prácticamente calcado del sistema inglés, establecido un año antes (Nelsen, 1992 y Dam, 1965). Un acontecimiento que resultó decisivo fue el descubrimiento del primer yacimiento importante de la PCN: Ekofisk. Phillips localizó un pozo prometedor que contenía petróleo de alta calidad. Habría que esperar unos meses hasta que se determinó el tamaño del yacimiento y 197

éste acabó superando las expectativas. Cuando preguntaron a un ejecutivo de Phillips sobre los métodos utilizados para diagnosticar la ubicación del yacimiento, éste contestó rotundamente: “la suerte” (Yergin, 1990: 669). El hallazgo de Ekofisk no solo dio un gran incentivo para las petroleras para reevaluar sus análisis sísmicos y seguir llevando a cabo prospecciones –tanto en Noruega como el Reino Unido- sino también modificó radicalmente el enfoque mostrado por las autoridades en el sector. La estrategia dejó de ser la de “esperar y observar” (Andersen, 1993: 61) y dio paso a una política industrial activa. El hallazgo de Ekofisk fomentó el interés de las autoridades noruegas por la posible participación estatal en esta industria prometedora. En septiembre de 1970 el gobierno de coalición entre el Partido Conservador, el Partido del Centro y el Partido Democristiano, liderado por Per Borten, encargó a un comité especial elaborar un informe sobre cómo debía el gobierno involucrarse en el sector petrolero, poniendo énfasis en la creación de nuevos organismos administradores. El comité publicó sus recomendaciones en marzo de 1971, recogidos en el Libro Blanco nº 95, en el que abogaba por tres organismos estatales separados para gestionar el sector hidrocarburífero: en primer lugar, el Ministerio de Industria (a partir de 1978 el Ministerio de Petróleo y Energía, separado del Ministerio de Industria por la multiplicación de tareas concernientes al sector) se encargaría de marcar objetivos políticos, diseñar la legislación y el sistema de licencias, como lo había hecho en los años 60. Es decir, sería poseedor del poder legislativo. En segundo lugar, el ámbito puramente técnico estaría en manos de una directiva, que ofrecería recomendaciones al Ministerio sobre el ritmo de exploración y extracción óptima, las reglas de seguridad laboral, control de desechos y protección ambiental, y analizaría los datos de las prospecciones submarinas. Y, en tercer lugar, para la administración del interés comercial del Estado se debía constituir un holding estatal sin capacidad operativa. Se consideraba que era más razonable involucrarse en las actividades petroleras mediante joint-ventures. De este mo198

do el Estado no asumiría un riesgo excesivo en una industria que precisaba una tecnología avanzada y mano de obra bien calificada. La responsabilidad operacional recaería en la empresa privada que históricamente aguantó mejor la toma de riesgos y sería una solución más flexible y eficiente que la creación de una empresa petrolera nacional (National Oil Company, NOC) (Al-Kasim, 2006). El gobierno de Borten estaba muy de acuerdo con la creación de dicho holding petrolero y consideraba que el actor más preparado para dicha empresa sería Norsk Hydro (Hydro en adelante). Se trataba de una empresa noruega establecida en 1905, cuyas actividades principales eran la generación de hidroelectricidad, la industria metalúrgica y química. Poseía accionistas franceses que le permitieron entrar en contacto con la industria petrolera gala y adquirir conocimientos técnicos relacionados para poder convertirse en uno de los actores principales de la PCN (Engen, 2007). En octubre de 1970 el gobierno adquirió el 51% de las acciones de Norsk Hydro, una operación no exenta de cierto secretismo (Lerøen, 2002). Sin embargo, en marzo de 1971 el gobierno no laborista de Borten fue reemplazado por un gobierno laborista encabezado por Trygve Bratteli, que tenía una idea diferente sobre el interés comercial del Estado en el sector petrolero. El Ministerio de Industria recayó en Finn Lied, quien nombró como su mano derecha a Arve Johnsen, considerado como el padre de Statoil. En junio de 1970 Johnsen había presentado una memoria sobre los efectos socioeconómicos de los descubrimientos hidrocarburíferos en el Mar del Norte noruego y expresó que para que el país triunfase como nación petrolera eran necesarias dos condiciones: i) que los recursos petroleros y gasísticos extraídos en la PCN aterrizasen en suelo noruego; y ii) la creación de una empresa petrolera 100% estatal, una NOC. La idea de Johnsen era fundar una empresa desde cero para ejercer control directo sobre el sector hidrocarburífero pese al importante des199

embolso inicial y el riesgo asumido. Consideraba que los rendimientos futuros y directos serían sustanciales y que contribuiría no solamente para maximizar las rentas petroleras correspondientes al Estado, sino que sería una herramienta para poner en marcha la estrategia petrolera diseñada por las administraciones públicas, apoyar al tejido empresarial local, crear un entorno laboral más seguro y contribuir al desarrollo tecnológico. En 1971 Johnsen y Lied volvieron a presentar un documento titulado Libro Blanco nº 76, en el que expusieron la alternativa al holding estatal: una empresa 100 % pública, integrada verticalmente para controlar todas las fases del ciclo petrolero, independiente del Ministerio de Industria y con capacidad operativa. Finalmente el Gobierno laborista de Bratteli decidió apostar por su proyecto y también tuvo en cuenta la recomendación del comité de expertos, encargado por el gobierno previo, sobre la creación de una directiva que regulase los temas técnicos. Ambos aspectos quedaron recogidos en la Ley nº 113 del 17 de marzo de 1972. Según Lerøen (2007: 27): “sin la caída de la administración de Borten, Noruega probablemente nunca hubiese tenido una empresa petrolera de la talla de Statoil. El cambio de gobierno ofreció una oportunidad histórica que fue explotada por el Partido Laborista. Por otra parte, esto nutrió a reivindicaciones a largo plazo de que Statoil era el hijo verdadero del partido. No obstante, fue también el P. Laborista el que ofreció la mayoría necesaria para la privatización parcial del grupo en 2001”. Por su parte, Olsen (2014) cree que la idea de Borten no era seria y probablemente los propios conservadores habrían optado por una mayor participación estatal, sobre todo después del hallazgo de Statfjord. El Gobierno comprendía que la única forma de tomar pleno control de la actividad hidrocarburífera era a través de una empresa creada desde cero con facultades operativas y que abarcase tanto la fase upstream como downstream, y de esta forma contribuyese al empleo de la fuerza laboral y proveedores nacionales, estimular el desarrollo regional y diversificar la economía. Se desconfiaba de un holding encabezado por Hydro, pues aunque éste fuese 51% pública a partir de 1970, “el 200

cambio de la propiedad empresarial no sería en sí suficiente para cambiar las dinámicas industriales, las fidelidades y la cultura inherente a ella” (Ryggvik, 2015: 9). Tampoco se confiaba en la totalmente privada Saga, creada en 1972 mediante la fusión de numerosas empresas pequeñas interesadas en el negocio petrolero1. Adicionalmente, se puso énfasis en el carácter independiente de la empresa en relación al Ministerio, o sea, del gobierno. Este hecho fue un hecho atípico en el mundo petrolero, donde muchas veces los ministerios de energía eran directores de las NOC, pero en Noruega se prohibió esta doble función desde el accidente de la mina estatal de Spitsbergen de 1962 (Thurber e Istad, 2010). La desgracia cobró la vida de 21 personas y se asoció a una negligencia por parte del Ministerio de Industria y acabó con dos décadas de gobiernos laboristas ininterrumpidos. El 14 de junio de 1972 fue fundada Den Norske Statsoljeselskap A.S., traducido como “Empresa Petrolera Estatal Noruega”, que se tornó conocido por su nombre abreviado, Statoil, siendo Johnsen su primer director ejecutivo. Johnsen y Lied deseaban dotar a la nueva NOC de plena libertad, con el menor control estatal posible para que gozara de la misma flexibilidad que otras empresas privadas (Lerøen, 2002). Sin embargo, los partidos de la oposición no vieron con buenos ojos el proyecto faraónico de Johnsen por temiendo que la empresa adquiriese demasiado poder frente al gobierno y consiguiese manejar unos presupuestos propios en detrimento del proceso presupuestario general. Además, los conservadores y democristianos barajaban la hipótesis de la emergencia de un socialismo de Estado basado en hidrocarburos en el que el Partido Laborista aprovecharía su posición para asegurar los mejores puestos de Statoil para sus miembros. En octubre de 1972 el Gobierno laborista de Bratteli dimitió tras el rechazo de la población noruega a entrar en la Comunidad Económica 1

La fusión fue dirigida por el gobierno de Bratteli, pues vio con preocupación el surgimiento de un gran número de pymes atraídas por el negocio emergente pero sin experiencia alguna y carentes de recursos financieros y técnicos (Noreng, 1980).

201

Europea (CEE) y fue reemplazado por una coalición formada por el Partido Democristiano, el Partido del Centro y el Partido Liberal2. El nuevo Parlamento instó a Statoil a presentar un informe anual con los datos principales en relación a sus proyectos, junto a un resumen financiero de sus actividades –aunque no estaba obligado a presentar todo su presupuesto para que lo aprobase el Parlamento para el año fiscal siguiente (Lerøen, 2002). Sin embargo, el escepticismo de los partidos no laboristas no desapareció, es más, creció conforme Statoil iba adquiriendo más privilegios y mayor tamaño. En 1978 el Ministerio de Industria dejó de regular el sector y se fundó el Ministerio de Petróleo y Energía, que junto a Statoil y NPD formarían el “modelo petrolero noruego” triangular, aspecto fundamental en el singular modelo petrolero noruego Según Thurber, Hults y Heller (2011), la separación de funciones como en el modelo noruego puede mejorar el desempeño del sector petrolero de un país por las siguientes razones: i) el NOC puede ser capaz de, o incluso forzado a, centrarse en actividades puramente comerciales, lo que fomenta su desempeño operativo y puede incrementar la rentabilidad financiera del Estado; ii) la creación de entes reguladores o políticos independientes puede mejorar la capacidad del gobierno a supervisar y a fijar objetivos para el NOC y los otros agentes del sector; iii) los conflictos de interés se ven potencialmente reducidos- por ejemplo, el NOC tiene menos posibilidades de usar su poder regulatorio y político para ganar privilegios; y iv) el control del Estado sobre la política hidrocarburífera le da una posición más fuerte para evitar que el NOC obtenga exceso de influencia en otras instituciones. Estos tres organismos no solamente se coordinaron entre sí, sino con otros Ministerios, como el Ministe2

La primera mitad de los años 70 se caracterizó por un panorama político agitado con alternancia de gobiernos laboristas y coaliciones no laboristas: entre 1970 y 1975 hubo cuatro gobiernos. Los laboristas y conservadores apostaron por la entrada de Noruega en la CEE pero el 5,35 % de los votantes lo rechazaron, siguiendo las recomendaciones del Partido Democristiano y el Partido del Centro, que gozaban un amplio apoyo entre la población rural (Gora, 2012).

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rio de Medio Ambiente, el Ministerio de Asuntos Sociales, el Ministerio de Justicia o el Ministerio de Pesca. Otro aspecto importante para comprender la naturaleza del modelo noruego en la adopción, en junio de 1971, de los llamados “10 Mandamientos Petroleros”, un conjunto de criterios para que el desarrollo de las actividades hidrocarburíferas beneficiase a toda la comunidad noruega. Fueron ideados por Rolf Hellem, portavoz del Partido Laborista en asuntos petroleros: 1) Se ha de garantizar la gestión y control nacional en todas las operaciones que lleven a cabo sobre la PCN. 2) Los descubrimientos hidrocarburíferos han de explotarse de tal forma que se minimice la dependencia de Noruega de proveedores de petróleo. 3) Nuevas actividades industriales han de ser desarrolladas a partir de la producción de crudo. 4) El desarrollo de la industria petrolera debe tomar en cuenta las actividades industriales ya existentes y la protección del medio ambiente. 5) Se prohíbe prender fuego al gas en la PCN, excepto en períodos de tiempo cortos y con fines evaluadores3. 6) El crudo procedente de la PCN debe desembarcar en el continente noruego, excepto en casos concretos en los que se precisa tomar otra solución por razones políticas. 7) El Estado ha de involucrarse en todos los niveles en la industria petrolera noruega y contribuir a la coordinación de la propiedad estatal sobre la PCN, así como crear una comunidad petrolera integrada con enfoque tanto nacional como internacional. 8) La empresa petrolera estatal debe establecerse para ocuparse del interés comercial del Estado y mantener una colaboración apropiada con compañías petroleras locales e internacionales.

Al inicio de la era petrolera muchos consideraban que el gas natural era un problema al dificultar la producción del petróleo –existían bolsas de gas por encima de los depósitos de petróleoy simplemente se quemaba porque todavía no se había desarrollado una tecnología para explotarlo como fuente de energía (Lerøen, 2015).

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9) Se ha de seleccionar un patrón de actividades al norte del paralelo 62 que refleje las condiciones sociopolíticas especiales existentes en dicha parte del país. 10) Los grandes hallazgos de crudo noruego podrían ampliar la política exterior de Noruega.

Según Lerøen (2010) los mandamientos se cumplieron ampliamente. Los que plantearon mayores desafíos fueron el sexto y el noveno. Los primeros barriles procedentes de Ekofisk y Frigg tuvieron que transportarse directamente a los mercados de exportación –Alemania y el Reino Unido- debido a la dificultad de construir tuberías que atravesasen la falla noruega de 360 metros de profundidad que se ubicaba entre los yacimientos y la costa noruega. Los oleoductos y gasoductos solo comenzaron a construirse a inicios de los años 80, marcando un gran hito técnico para Statoil. Respecto a las actividades petroleras al norte del paralelo 62, hay que destacar que solo se abrieron los bloques más allá de dicho paralelo en la quinta ronda (1980-82) pese a las protestas de los pescadores y grupos medioambientales y las prospecciones se aceleraron a partir de la segunda mitad de los años 80 para estimular la economía tras la caída de los precios del crudo en 1986 y la crisis bancaria que azotó al país a finales de esta década (Kristoffersen, 2014; Ryggvik y Kristoffersen, 2015).

2. La primera crisis petrolera y sus repercusiones La escalada tan intensa de precios iniciada a finales de 1973 (en el marco de una nueva guerra entre Israel y sus vecinos árabes) y la crisis económica así desencadenada tuvo importantes consecuencias. En Norteamérica, Europa Occidental y Japón el aumento de los precios del petróleo y el embargo provocó una escasez de combustible, racionamiento, reducción de la jornada laboral, cierre de empresas, despidos, inflación y recesión. Para Noruega la crisis tuvo implicaciones positivas y negativas. En primer lugar, el país escandinavo no dependió 204

tanto de los hidrocarburos debido a la abundancia de la energía hidroeléctrica que proporcionaba casi el 100% de la energía para los hogares y la industria, aunque sí se necesitaba gasolina para el transporte. Sin embargo, un país abierto al comercio exterior como Noruega fue golpeado por la recesión de los socios comerciales de la OECD, especialmente el sector del transporte marino, los astilleros, la silvicultura y la industria manufacturera, que más contribuyeron a las exportaciones. No hubo un incremento dramático del desempleo, el PIB siguió creciendo tanto en términos nominales como reales gracias a una importante política contracíclica del gobierno, pero sí se registraron tasas de inflación de dos dígitos, los superávits fiscales de los 60 se transformaron en déficits y la deuda exterior alcanzó niveles récord. Pero si nos centramos solamente en los efectos de la crisis petrolera sobre el sector hidrocarburífero, son claramente positivos con precios de 13-14 dólares/barril la explotación de los yacimientos offshore del mar del Norte se volvió comercialmente rentable en un abrir y cerrar de ojos. Además, la capacidad negociadora del Estado noruego se reforzó, lo cual se reflejó en tres aspectos: i) un incremento de la presión fiscal para las petroleras; ii) más privilegios para Statoil; y iii) requisitos más estrictos para las ETN en la concesión de las licencias durante las rondas de licitaciones. En este contexto, se produjeron tres importantes cambios en el sector: un nuevo marco fiscal, específico para el petróleo, el reforzamiento de la posición de Statoil y la fijación de nuevos requisitos para la licitación de nuevas rondas. 2.1. El establecimiento de un marco fiscal específico sobre el sector petrolero Ya en 1973 el gobierno pensó en la creación de un nuevo sistema fiscal sobre petróleo para incrementar la participación del Estado en los beneficios producidos por el incremento del precio del petróleo en los mercados internacionales. En vez de un cambio drástico de las condiciones, se optó por la introducción de un impuesto especial sobre el 205

sector y la fijación de un “precio norma” para calcular la base imponible y evitar que las empresas de un mismo grupo corporativo usasen los precios de transferencia para maquillar las cuentas y declarar menos beneficios. La justificación de la introducción de esa tasa especial era permitir que el Estado captara la renta económica generada por un recurso escaso no renovable, propiedad del Estado noruego. Debido al incremento extraordinario del precio del petróleo, las empresas petroleras conseguían beneficios extraordinarios y las capturas estatales eran proporcionalmente mucho menores, por lo que se deseó introducir cierta progresividad en el sistema fiscal sobre hidrocarburos (Jansen y Bjerke, 2011). En principio, el Gobierno noruego decidió fijar el tipo especial sobre actividades hidrocarburíferas en un 40%. Esta medida provocó el rechazo y protestas entre las ETN, puesto que ya estaban sujetos a un impuesto de sociedades de un 50,8 %, y en conjunto los dos impuestos hubiesen supuesto un tipo marginal del 90,8 % (Noreng, 1980). Ante las amenazas de salida de las petroleras, el gobierno retiró la propuesta pero mantuvo la propuesta del impuesto especial que finalmente se fijó en un 25 % y el gobierno se reservó el derecho de modificarlo cada año según la coyuntura económica. En 1975 se aprobó la nueva Ley Fiscal sobre Actividades Petroleras que ha sufrido ciertas modificaciones a lo largo de las décadas pero su esencia se mantiene hasta hoy en día (Osmundsen, 2009). Sus aportaciones fueron: 

El mencionado impuesto especial sobre actividades petroleras (IEAP) que en 1975 se fijó en el 25% aplicable al beneficio neto después de pagar el impuesto general (IS) del 50,8% y los royalties. Por tanto, el tipo marginal era de IS+IEAP= 50,8% + 15%= 75,8%.



Se introdujo una deducción especial para la base imponible del impuesto especial llamado “estímulo” (uplift), equivalente al 10% del valor de los costes de producción e instalación d oleoductos durante un período de 15 años. 206



Para mitigar el efecto de unos tipos impositivos tan altos sobre el sector se fijó un sistema de amortización más favorable para la industria: los costes del capital invertido se podían amortizar de forma lineal en tan solo 6 años.



Se estableció el sistema de “precio norma” (norm-price) o “precio regulado” para calcular la base imponible. Su afán no era recaudatorio, sino el control de las empresas que hacían artimañas con los precios de transferencia Este precio se calcula a base de las cotizaciones del crudo en los mercados internacionales cada día (Jansen y Bjerke, 2011).

2.2. Posición privilegiada de Statoil La conversión de Statoil en una empresa plenamente operativa debía empezar desde cero, sin ingresos ni experiencia. Su primer paso estratégico fue asegurar el control de los bloques más prometedores. Desde la tercera ronda de negociaciones (1974-77) Statoil logró recibir automáticamente un 50 % de participación en todos los bloques, que podía incrementar hasta 70-80 % después de que el bloque haya sido declarado comercialmente explotable (el llamado privilegio sliding-scale). Adicionalmente, Statoil no tuvo que poner ni una corona en concepto de costes de exploración, sino que eran las empresas extranjeras las que habían de soportarlos y asumir el riesgo inherente (el principio de carried-interest), un privilegio que implicó un ahorro sustancial. Un proyecto arriesgado pero exitoso que contribuyó a reforzar la posición de Statoil fue el sistema de tuberías para el transporte de petróleo y gas, llamado Statpipe. Con el proyecto de conducir los hidrocarburos directamente al suelo noruego, Statoil contribuyó al cumplimiento del sexto mandamiento petrolero. Debido a la presencia de la falla entre los yacimientos y la costa nacional, las ETN consideraron más fácil transportar lo producido en Ekofisk y Frigg directamente a los mercados europeos mediante buques y/o usando el sistema de oleoductos Norpipe que distribuía hacia Alemania y Reino Unido, ya que Noruega utilizaba una mínima parte de lo extraído para el refino (Ryggvik, 2010). Cuando comenzó el desarrollo de Statfjord Statoil pensó en convertir en realidad el transporte directo de los hidrocarbu207

ros a Noruega y diseñó un sistema de tuberías que atravesaran la fosa y llevaran las materias primas a Stavanger y a Kårstø, donde se procesarían y luego transportarían a Ekofisk para conectar ya con el sistema Norpipe. El proyecto se completó en 1983 sin grandes retrasos y se ha ido extendiendo hasta alcanzar 906 km en la actualidad (Gassco, 2016). Según Thurber e Istad (2010) el incremento de la influencia Statoil trajo consigo una serie de innovaciones ambiciosas en el sector offshore que la empresa privada no hubiese atrevido a realizar, a costa de asumir un riesgo alto y la escalada de costes4. Fue facilitado por una financiación generosa por parte del Estado, que le permitía tener pleno control sobre sus presupuestos y acceder al capital público cuando lo necesitaba, por lo que el Estado se transformó no solamente en propietario y regulador de la esfera petrolera, sino también en emprresario (Austvik, 2012). Al mismo tiempo, los privilegios enumerados anteriormente no se aplicaron de igual forma a Hydro y Sga, quienes desde los años 70 demandaban un marco regulatorio que les permitiese competir con Statoil en igualdad de condiciones por los bloques (Ramm, 2009). Las ETN se quejaban del favoritismo de Statoil que poseía un mínimo del 50 % de la propiedad en casi todos los grupos licenciatarios, lo que le otorgaba el poder de veto. Según un gestor de Mobil, con quien Statoil compartía Statfjord, “cooperar con Statoil era como ir a la cama con un elefante” (Lerøen, 2002:145).

Como el mencionado Statpipe, la ampliación de la refinería Mongstad, la introducción de la tecnología avanzada de recuperación en Statfjord y Gullfaks, la licuación del gas en Snøhvit, etc.

208

2.3. Nuevos requisitos en las rondas de licitaciones: la llamada “norueguización” de la actividad petrolera Durante los cinco primeros años las primeras operadoras, Phillips, responsable por Ekofisk, y Elf, operadora de Frigg, siguieron confiando en sus proveedores estadounidenses y franceses bien conocidos, como Santa Fe, Rowan y Zapata. La implicación de las compañías noruegas era mínima y se reducía a actividades técnicamente poco sofisticadas, como levantar torres de hormigón reforzadas con acero, que servirían como pies para las primas plantas petrolíferas denominadas Condeep5 (Ryggvik, 2015). No obstante, Engen (2007) considera que fue una innovación puramente noruega capaz de adaptarse a las condiciones geológicas y climáticas adversas del mar del Norte y que permitió la participación de las empresas locales ya poseedoras de experiencia en el levantamiento de diques y presas para las centrales hidroeléctricas. Además, las operadoras presentes en la región británica del mar también encargaron este producto a las firmas noruegas. Así en 1973 el contenido local fue de un 20% en Ekofisk y un 28% en Frigg (Engen, 2007). Sin embargo, los actores locales se seguían enfrentando a serias barreras de entrada en las fases más avanzadas de la cadena de producción, debido a la presencia de grandes inversiones en I+D, patentes, capital tecnológico, mano de obra formada y economías de escala en esta industria. Para crear una industria offshore doméstica era necesario que las empresas noruegas aprendiesen el know-how de los proveedores internacionales, por lo que las autoridades noruegas trataron de firmar unos acuerdos tecnológicos con los socios extranjeros y persiguieron una estrategia de “norueguización” del sector a través del fomento del contenido local (Heum, 2008). Se trató de una serie de medidas orientadas a la protección de la industria naciente y, por ende, se las consideró proteccionistas. En 1972 el Ministerio de Industria hasta creó una 5

Condeep (concrete deep water structure) es un tipo de base de gravedad para las plataformas petrolíferas construida de hormigón reforzado con acero que se inserta en el suelo submarino.

209

Oficina de Bienes y Servicios destinada a supervisar el proceso de contratación y adquisición de las empresas petroleras. Las intenciones proteccionistas ya podían vislumbrarse en el apartado 54 del Real Decreto del 8 de diciembre de 1972: “En casos donde los bienes y servicios noruegos sean competitivos en calidad, servicio, tiempo de entrega y precio, éstos deben ser utilizados”. Dicho artículo fue bien recibido por los astilleros y navieras noruegas, como Aker y Kvaerner, inmersos en una crisis debido a la recesión del mundo occidental y el incremento de la competencia por parte de las compañías asiáticas y veían al sector petrolero como un nicho de mercado alternativo (Tenold, 2000; Karlsen, 2015). Durante la segunda y tercera ronda concesionaria ya estaban incorporados unos acuerdos de formación de personal noruego procedente de las administraciones públicas y firmas petroleras noruegas, pero en la cuarta y quinta ronda los acuerdos se destinaron hacia la comunidad científica y la industria (Hansen, 1999). Pero las exigencias de contenidos mínimos locales no fueron incorporadas en los requisitos para concesiones hasta la cuarta ronda de licitaciones (1978-79). En dicha ronda se repartieron bloques localizados en aguas profundas donde se necesitaba un esfuerzo considerable en materia de I+D. El Libro Blanco nº 53 (1979-1980) expresó que se añadían condiciones adicionales para las empresas foráneas que desearan optar por licencias futuras: i) uno era el empleo de contenido local y para ello se incentivaba a las empresas a publicar el porcentaje que constituían las entregas de bienes y servicios noruegos en sus operaciones; y ii) el segundo consistió en una serie de acuerdos tecnológicos referentes a la inversión en I+D que las empresas extranjeras estaban dispuestos a llevar a cabo en colaboración con compañías e instituciones de investigación y universidades noruegas. Los objetivos del Ministerio eran alcanzar un 28% de contenido local en 1975, un 42% en 1976 y un 62% en 1978 (Al-Kasim, 2006). Los acuerdos tecnológicos presentaron cuatro variantes (Hansen, 1999): 210

Acuerdo del 50%. El operador o el asistente técnico se comprometía a realizar el 50% de sus inversiones relativas a un bloque concreto en Noruega. Estos acuerdos fueron firmados por todas las operadoras y algunos campos como Troll o Draugen excedieron considerablemente el 50%.

ii)

Acuerdo de dinero en efectivo (cash agreement). El licenciatario acordó llevar a cabo proyectos de I+D en Noruega durante un tiempo específico por una cantidad de dinero determinada. No se asoció a un bloque concreto como en el caso anterior.

iii)

Acuerdo de buena voluntad (goodwill agreement). Mediante este acurdo la empresa foránea expresó su deseo de realizar inversiones en I+D en suelo noruego de forma voluntaria, sin obligaciones legales y por cantidades que consideraba oportunas. Mientras que los acuerdos anteriores se referían a campos de explotación, los de buena voluntad hacían referencia a proyectos futuros.

iv)

Acuerdo de cooperación institucional. Se firmaba entre una empresa petrolera extranjera, petroleras noruegas e institutos de investigación en campos no directamente relacionados con la actividad hidrocarburífera, sino otras industrias para generar innovaciones y crear empleos.

Adicionalmente, la inversión en I+D fue incentivada por una fiscalidad que permitía deducirla de la base imponible de forma inmediata, lo que era reseñable teniendo en cuenta que el tipo marginal era del 75,8% para las petroleras entre 1975-80 y subió hasta el 85,8% entre 1980-86. En cuanto a las ETN, aceptaron las condiciones impuestas por las autoridades noruegas de este proceso de norueguización: tanto los privilegios de Statoil, la subida de impuestos, los compromisos en I+D, como la contratación de proveedores locales. Según Nelsen (1991: 43): “Los licenciatarios del Mar del Norte escaseaban en un mercado de vendedores. La revolución de la OPEP no solo llevó a las empresas a huir aún más frenéticamente hacia los productores seguros en territorios amigos, sino también incrementó el atractivo de los depósitos con alto coste de extracción del mar del Norte de la noche a la mañana. 211

Los Estados del Mar del Norte podían ahora subir impuestos sin el riesgo de un éxodo masivo de la plataforma continental”. Efectivamente, mientras que las petroleras internacionales fueron expulsados de Oriente Medio o reducidos a unos meros prestadores de servicios para las NOC, en Noruega con aceptar las condiciones del gobierno noruego y pagar sus impuestos podían hacer lo que les diese la gana con la parte del crudo que les pertenecía y obtener unos beneficios jugosos en un mercado de altos precios (Turner, 1978). Según Nelsen (1991) y Ryggvik (2015) el actor más decisivo para la “norueguización” de la industria fue Statoil, que aportaba contratos rentables y técnicamente exigentes como fue el caso de Statfjord, donde Johnsen pidió los servicios de Norwegian Petroleum Consultants , una forma resultante de la fusión de empresas pequeñas en 1977. De acuerdo con Ryggvik (2013), la política de fomento del contenido local había dado sus frutos como queda reflejado en el gráfico 1. Mientras que en 1975 el contenido local en el desarrollo de campos no llegó al 30%, en 1978 fue del 62%, gracias al desarrollo del campo de Statfjord, luego bajó ligeramente y alcanzó su cénit en 1983 con casi un 70%. La plataforma Gullfaks A contó con un 80% de contenido noruego. Sin embargo, después de 1984 el Ministerio de Petróleo y Energía dejó de publicar los ratios de contenido local primero porque consideraba que las ETN inflaban artificialmente su valor para poder beneficiarse en las siguientes rondas concesionarias, y segundo porque el Ministerio había sido acusado de demasiado proteccionista.

212

Gráfico 1. Porcentaje de contenido local noruego en el desarrollo de campos hidrocarburíferos, 1975-1983.

Fuente: Ryggvik (2013: 53).

El modelo concesionario noruego postcrisis del petróleo inspiró claramente a los británicos: en 1975 crearon una NOC denominada British National Oil Company (BNOC) con derecho a tener una participación del 51 % de cada nueva licencia sin tener que asumir los costes exploración y con capacidad operativa en varios bloques prometedores; se introdujo un impuesto especial sobre actividades petroleras e incentivos para que las empresas petroleras contrataran a los servicios de proveedores británicos (Nelsen, 1992; Andersen, 1993). No obstante, BNOC nunca llegó a desempeñar la misma función que Statoil, de hecho no fue más que “una empresa sobre papel” (Ryggvik, 2010: 4041).

3. Los años ochenta: de la segunda crisis del petróleo a la caída de precios del petróleo y sus efectos La segunda crisis petrolera favoreció a la economía escandinava. Los precios sufrieron una escalada aún más brusca que en 1973, situándose entre 27 y 37 dólares/barril entre 1980 y 1985. Para Noruega era el momento idóneo pues el alza coincidió con el comienzo de la produc213

ción en varios campos cruciales: Eldfisk (agosto 1979), Statfjord A (noviembre 1979), Edda (diciembre 1979) y Frigg (1981). El período 1979-85 también corresponde con un incremento importante de la producción: mientras que entre 1971-77 la producción solo de incrementó desde 0,35 a 19 millones de Sm3 de equivalentes de petróleo6, en 1985 ya se extrajeron 74 (gráfico 2). Otro cambio importante fue el comienzo de la producción de gas natural y su licuefacción, que entre 1971-77 apenas existía. El sector petrolero comenzó a representar una parte cada vez mayor de los agregados macroeconómicos: su contribución al PIB pasó del 3% al 17% entre 1977 y 1985; fue responsable del 12% de las exportaciones en 1977, mientras que en 1985 ya del 38%; y fue responsable del 21% de los ingresos del sector público en 1985, mientras que en 1977 solo del 4% (gráfico 3). Gráfico 2. Producción anual de hidrocarburos en Noruega en millones de Sm3 de equivalentes de petróleo, 1971-2015.

Fuente: Norskpetroleum. 6

Un Sm3 de petróleo equivale a 6,29 barriles de petróleo o 0,84 toneladas (consultar NPD 2010: 48).

214

Gráfico 3. Contribución del sector petrolero al PIB, al nivel de inversión, al valor de las exportaciones y a los ingresos del sector público, en %, 1971-2015.

Fuente: Norskpetroleum.

La capacidad de negociación del Estado se vio reforzada de nuevo ante la multiplicación de los precios del crudo y el Gobierno decidió modificar el sistema fiscal del sector petrolero en 1980 mediante una subida de los impuestos y reducción de las deducciones. El tipo del IEAP subió del 25% al 35%, lo que elevó el tipo marginal que debían pagar las petroleras al 85,8% si sumamos el tipo del IS general. Se redujo la deducción especial sobre la base imponible del IEAP (uplift): antes se permitía deducir el 10% del valor de las inversiones en la industria durante 15 años, tras 1980 ya solo el 6,67%. Esta reforma, junto al incremento de los precios internacionales y el comienzo de la producción en yacimientos importantes permitió al Estado subir progresivamente la recaudación impositiva procedente de las actividades petroleras hasta alcanzar 103 miles de millones de coronas noruegas (NOK) en 1985 (Gráfico 4). 215

Gráfico 4. Flujo neto de caja del Estado procedente de actividades hidrocarburíferas y sus componentes, en miles de millones de NOK de 2015, 1971-2015.

Fuente: Norskpetroleum.

Las autoridades decidieron acabar con el ritmo tan lento de licitación de bloques que caracterizó la tercera ronda y aceleraron el ritmo de ofertas para dar incentivos a las ETN –disgustados tras el reparto del “Bloque de Oro” solo entre compañías noruegas en 1978- y estimular el desarrollo de los campos. Por tanto, se convocaron rondas de licitaciones a ritmo casi anual, aunque el número de bloques no fue demasiado alto. Hasta 1977 cada propietario de un campo de gas vendía al comprador de forma individual, como sucedió en Ekofisk y Frigg. Entre 1977 y 1986 fue Statoil el que se encargó de negociar los contratos de venta en nombre de las empresas licenciatarias en los yacimientos de Statfjord, Heimdal, Gullfaks, Sleipner y Troll. La prioridad de las auto216

ridades noruegas fue la explotación del petróleo en los años 70 y 80 pero no del gas, excepto si consiguiesen un precio suficientemente alto y un contrato a largo plazo para cubrir los costes de desarrollo de campos gasísticos y la construcción de gasoductos (Austvik, 2009). Los primeros contratos importantes de venta de gas llegaron a principios de los años 80 cuando se juntaron varios factores a favor de la alta demanda de gas noruego, como la convulsión en Oriente Medio o las presiones de Reagan para que los países europeos compraran gas noruego en detrimento del gas exportado por la URSS (Austvik, 1993). En este contexto, Statoil logró firmar acuerdos de venta de gas con empresas de la RFA fijando unos precios prácticamente a la par con los del petróleo. 3.1. La pérdida de poder de Statoil El incremento de los precios del petróleo y el inicio de la explotación de varios campos en los que Statoil tenía al menos el 50% de propiedad incrementaron sustancialmente sus ingresos netos, lo que permitió reinvertirlos en proyectos cada vez más ambiciosos, ya no solo en el ámbito upstream sino también downstream – como la compra y ampliación de la refinería de Mongstad o la adquisición de una red de gasolineras en Suecia y Dinamarca. Ryggvik (2013: 68) señala que “con la mayoría de propiedad en todas las licitaciones después de 1972, Statoil pronto habría generado tantos ingresos que hubiese podido actuar como el Ministerio de Finanzas del país entero”. Según Richardson (1981), Statoil tenía un gran incentivo para reinvertir sus beneficios en proyectos costosos a largo plazo, ya que no tenía que canalizarlos hacia los presupuestos estatales. Además, pese al incremento de funcionarios en el Ministerio de Petróleo y Energía, éstos no tenían suficiente capacidad para controlar las operaciones de la NOC y estaban de cierta forma “colonizados” por Statoil (Lie, 2011: 41), en el sentido de que dependían de ella si deseaban el desarrollo del sector petrolero nacional. Statoil también contaba con el apoyo de los proveedores de bienes 217

y servicios nacionales y las autoridades municipales de ciudades que se habían beneficiado de la actividad, por lo que las barreras al desarrollo de actividades de Statoil habrían perjudicado al empleo y tejido productivo local. Tras los primeros diez años de vida de Statoil, caracterizados por tremendos éxitos, surgió una creencia de invencibilidad dentro de la empresa (Gordon y Stenvoll, 2007). Aunque también surgieron críticas sobre la acumulación de poder por parte de Statoil, el más destacado de ellas fue quizás el libro de Terje Osmundsen, titulado Gjøkungen. Skal Statoil Styre Norge? (“Polluelo de cuco. ¿Debe Statoil dirigir Noruega?”), en el que compara a Statoil con un polluelo de cuco que parasita en el nido de unos padres adoptivos y crece demasiado. Se extendió la idea de que Statoil se estaba convirtiendo en una entidad demasiado poderosa entre los miembros del Partido Democristiano y Partido del Centro y reforzó los temores que ya barajaban los conservadores en el momento de fundación de Statoil. Tras las elecciones de octubre de 1981 se formó un gobierno conservador encabezado por Kåre Willoch, quien opinaba que “Statoil se haría tan poderoso que sus directivos intentarían controlar al gobierno en temas de política hidrocarburífera, en vez de dejar al gobierno controlar Statoil. Es normal que el director ejecutivo de Statoil diga que todo lo que beneficia a Statoil beneficia al país. Pero el gobierno debe tener un enfoque más extenso, precisamente para proteger al interés nacional” (Lerøen, 2002:156). La fundación del SDFI en 1984 fue una solución puramente noruega. Se trata de un holding estatal sin capacidad operativa pero que posee una gran cantidad de campos7 en los que asume las inversiones y gastos corrientes que salen de los presupuestos del Estado –que, por tanto, sí asume riesgo- e ingresa dinero por la venta de hidrocarburos que también se canalizan a las arcas públicas. El encargado de gestionar los activos del SDFI como operadora seguía siendo Statoil hasta su privatización parcial en 2001, seguía extrayendo 7

En 1984 la amplia mayoría de campos cuya propiedad Statoil perdió estaban sin desarrollar.

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y vendiendo el crudo en nombre del Estado, por lo que no perdió su influencia técnica. Por tanto, aunque los conservadores desconfiasen del poder de la NOC, no llevaron a cabo una privatización como sucedió con el gobierno conservador de Thatcher. Todo lo contrario, los conservadores noruegos aumentaron el control directo del Estado sobre la industria hidrocarburífera y también la asunción del riesgo de la volatilidad de los precios crudo, lo que quedó reflejado tras la caída de los precios del crudo en 1986. Según Lie (2011) la reducción del tamaño de Statoil fue una vuelta a la tradición de la política industrial noruega de impedir la excesiva centralización del poder en una sola empresa. 3.2. La caída de los precios del petróleo de 1986 Los precios del petróleo alcanzaron su cénit (hasta ese momento) en 1981 con un precio próximo a los 40 dólares/barril y se mantuvieron en torno a los 27-35 dólares entre 1982 y 1985 gracias al control de producción de la OPEP. Pero los altos precios eran un arma de doble filo para los productos de Oriente Medio, pues como consecuencia de ello iban perdiendo cuota de mercado a favor de nuevos productores fuera de la OPEP (Parra, 2004). Los países del cártel intentaron regular el mercado aplicando cuotas de producción para cada miembro pero la guerra entre Irán e Irak, dos de sus miembros, mermaron la viabilidad de la mediada y plantearon serias dudas sobre la unidad de la organización. Su cuota de 1985 bajó a poco más del 23%, frente al 43% correspondiente a 1979 y al 51% alcanzado en 1974 (Gately, 1986). En contra de la OPEP actuaban los gobiernos de Reagan y Thatcher, cuyas políticas se decidieron directamente para debilitar al cártel y recuperar el dominio anglosajón en los mercados. Incentivaron a otros gobiernos a desarrollar con rapidez su industria para desplazar el petróleo producido en Oriente Medio –tanto a Noruega como la URSS de Gorbachov, que necesitaba divisas ante los signos de debilitamiento de la economía planificada (Palazuelos, 2011). Ello generó una sobreoferta 219

en los mercados internacionales y la consecuente caída de precios. El cártel se sintió molesto con su pérdida de mercado y en una relación de ministros de Petróleo y Energía en diciembre de 1985 decidieron reducir drásticamente los precios, que cayeron drásticamente desde los 27 dólares/barril en 1985 hasta los 14 dólares en 1986 y se mantuvieron en una franja de 15-22 dólares durante más de una década. De esta forma la OPEP demostraba su influencia en el mercado. El problema fue que los altos precios del período 1973-85 fueron interpretados tanto por los gestores de Statoil como por los políticos noruegos como eternos (Austvik, 1991; Al-Kasim, 2006), al igual que en el resto del mundo occidental (Lynch, 1992). Además, la caída fue exacerbada por la depreciación del dólar entre en el que se realizaban la compraventa de hidrocarburos, por lo que el valor de las ventas convertidas a NOK sufrió una caída del 50% (Claes, 2002a), impactando sobre los beneficios de Statoil. Como se aprecia en el gráfico 3 el sector petrolero en tan solo un año perdió gran peso tanto en PIB, del 18% al 10%, como las exportaciones, del 38% al 30% y su importancia siguió cayendo hasta 1988. Pero donde mayor fue el desplome fue en los ingresos públicos y la razón no solamente se halla en la caída de los precios y la depreciación del dólar, sino también por los elevados costes de desarrollo de Gullfaks o Troll, a cargo del Estado mediante el SDFI: como se observa en el gráfico 4 los ingresos relativos al SDFI fueron negativos entre 19851988 y casi superaron la recaudación de impuestos sobre actividades hidrocarburíferas en 1987 y 1988, pues el flujo neto de caja fue de tan solo 17,2 y 5,5 miles de millones de NOK, respectivamente. También influyó la reforma fiscal mediante la cual las autoridades bajaron los tipos de los impuestos para estimular la actividad petrolera. A pesar de la caída de la cotización del petróleo, la producción no paró en la PCN, sino que siguió creciendo ininterrumpidamente, lo que alivió de cierta forma los ingresos de las empresas y las cuentas públicas (gráfico 2). La caída de los precios del petróleo también impactó sobre el resto de la 220

economía noruega y coexistió con una crisis inmobiliaria-financiera y una política monetaria contracíclica a finales de los 80. Esta caída de precios demostró que el desarrollo de la industria petrolera no solo ofrecía beneficios, sino también estaba plagado de riesgos. Hasta entonces Noruega se había beneficiado de la estrategia de la OPEP sin pertenecer a ella, como un free-rider, pero a partir de 1986 tuvo que convivir con la incertidumbre de los mercados. El negocio hidrocarburífero dejó de ser visto como una fuente de ingresos extraordinarios y fue considerado como un sector normal con márgenes de beneficio normales, por lo que las autoridades podían permitir prescindir de los aspectos regulatorios más estrictos (Claes, 2002a). El gobierno había perdido poder de negociación frente a las empresas extranjeras y comprendió la necesidad de cooperación entre lo público y lo privado para progresar en un marco económico de bajos precios y una OPEP incapaz de estabilizar los niveles de producción (Andersen y Arnestad, 1990). Tras una década de los 70 caracterizada por una tendencia de nacionalizaciones, muchos países decidieron privatizar sus industrias petroleras (Reino Unido, Canadá) o emprendieron reformas liberalizadoras (Wolf y Pollitt, 2008) pero Noruega seguía manteniendo el control público mediante el SDFI y Statoil durante los 90, aunque eliminó los privilegios de Statoil y de las empresas nacionales. En 1986 se redujo el tipo del IEAP al 30% y se decidió no aplicar royalties a los nuevos campos licitados. El sistema de amortización se aceleró puesto que permitió amortizar las inversiones el mismo año en el que fueron realizados y no solamente desde que se pusieran en uso. También se eliminó el sistema de carried-interest que había favorecido a Statoil y también su derecho al sliding-scale. De esta forma Statoil tuvo que competir con las demás empresas en las rondas de licitaciones como un candidato más y hacerse cargo de los costes de exploración, aunque en sus quince años de existencia había acumulado experiencia y recursos financieros suficientes para seguir siendo el actor clave en la PCN. Adicionalmente, en la undécima y duodécima rondas de licita221

ciones las empresas extranjeras recibieron una participación mayor en los bloques en comparación con las rondas previas y se les otorgó la operatividad en más bloques: en la undécima se concedió la operatividad de ocho bloques a ETN de 22 y en la duodécima 10 de 16 (Ryggvik, 2013). En 1986 se aprobó un nuevo marco de venta de gas con la fundación del Comité Negociador de Gas (Gassforhandlingsutvalget-GFU en adelante), que centralizó la venta de gas. Ya no solo fue Statoil quien negociaba los contratos gasísticos, en el GFU también participó Hydro y Saga, pero las empresas foráneas quedaron excluidas. Su objetivo era reforzar la capacidad negociadora de Noruega frente a los grandes ETN de Europa continental como Ruhrgas, Gasunie o GDF que operaban como un consorcio, formando un monopsonio, y evitar una competencia entre empresas gasísticas en territorio noruego que pudiese desencadenar un aumento de la oferta y caída de precios (Austvik, 2009). En 1993 se creó el Comité de Oferta de Gas (Forsynngsutvalget –FU) como órgano consultor del GFU que incluía también a empresas extranjeras. Pero su finalidad era más bien técnica y consultiva, la última palabra la tuvo Statoil, Hydro y Saga. Dicha marginación de las empresas no noruegas chocaría con la legislación adoptada cuando Noruega ingresara en el Espacio Económico Europeo (EEE) en 1994.

4. La consolidación del sector a partir de los años 90 Durante casi toda la década de los años 90 los precios del petróleo se mantuvieron estables entre los 15-20 dólares/barril, salvo el período de la Guerra del Golfo en 1991-1991, cuando se experimentó un ligero incremento de los mismos. Desde 1985 el ritmo de crecimiento de los recursos petroleros acumulados en la PCN ha sido mucho más baja que entre 1970-1985 (figura 1) por la falta de descubrimientos tan sustanciales como las de los años setenta y los nuevas áreas eran físicamente menos accesibles en cuanto a profundidad, condiciones climáti222

cas y distancia desde la costa noruega o los mercados. Aun así, la producción no cesó de crecer en la PCN, sino que se aceleró más que nunca y estuvo acompañado de un impulso inversor (gráficos 2 y 5). Este hecho se explica por el desarrollo de yacimientos que habían sido descubiertos y probados previamente, todos ricos en gas natural, lo que explica el ascenso continuo de la producción de esta materia prima: Troll, Åsgard, Snorre, Heidrun, Sleipner Oeste, Norne, Visund, Gullfaks-Sur y Balder (Al Kasim, 2006). Este incremento de la producción de petróleo y gas también fue acelerado por un nuevo enfoque hacia la política concesionaria. En los años 70 y 80 las autoridades trataron de controlar la actividad en la PCN -poniendo una cota a la producción y a las inversiones- para evitar que el desarrollo frenético del sector se trasladase al resto de la economía causando sobrecalentamiento económico. Pero a partir de finales de los años ochenta las autoridades dejaron sus intentos de poner barreras al ritmo de la actividad petrolera ante los escasos éxitos conseguidos y aceleraron las rondas de licitaciones para estimular una economía afectada por los bajos precios del crudo, la crisis bancaria de finales de los ochenta y la crisis que afectó a Europa a inicios de los años 90. A lo largo de los años noventa, el sector se consolidará adoptando los rasgos que actualmente presenta. En concreto, en estos años se establecerá un nuevo marco fiscal, el programa NORSOK, la integración europea, la privatización parcial de Statoil y la fusión de las operadoras privadas.

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Figura 1. Recursos hidrocarburíferos acumulados en la PCN, en millones de Sm3, 1966-2015.

Fuente: NPD.

Gráfico 5. Formación bruta de capital fijo en la industria petrolera, en miles de millones de NOK, 1970-2015.

Fuente: SSB (2016) 224

4.1. Un nuevo marco fiscal En 1992 tuvo lugar una gran reforma fiscal que afectó a toda la economía. Antes de 1992 el tipo del impuesto sobre el beneficio de las empresas, el (ordinary) Corporate Tax, que operaban en Noruega era del 50,8% y tenía muchas lagunas fiscales en forma de deducciones complejas. La reforma tuvo como finalidad crear un sistema neutral para el gobierno. Se redujo el tipo del impuesto hasta el 28% y se simplificó el sistema de deducciones para que fuese basada en el flujo de caja en cuanto al tratamiento de costes. Sin embargo, las petroleras no percibieron una reducción sustancial de su tipo marginal, pues la reducción del impuesto general se vio compensado con el aumento del tipo del IEAP, que pasó del 30% al 50%, por lo que el tipo marginal quedó en el 78 %, tan solo 2,8 puntos porcentuales menos que antes y se eliminaron ciertas deducciones fiscales anteriores. Lo que sí favoreció a las petroleras fue la retirada progresiva del pago de royalties desde el año 1986, ya que se consideraba que incentivaban el abandono prematuro de yacimientos al representar un coste fijo para las empresas. En 2014 hubo una bajada del IS al 27% y el IEAP se ajustó al 51% para que el tipo marginal conjunto siguiese en 78%. Lo mismo sucedería en 2016 cuando el IS se redujo al 25% y el IEAP se elevó al 53%. Durante los años 2000 se aprobaron una serie de medidas para atraer nuevos agentes al sector y eliminar barreras de entrada sobre todo para firmas más pequeñas (ver Jansen y Bjerke, 2011 y Aarsness y Lindgren 2012). Primero, desde 2001 se permite el traslado de pérdidas de ejercicios fiscales previos de forma indefinida, y actualizadas a un tipo de interés libre de riesgo fijado por el Ministerio de Finanzas. Su objetivo es garantizar el tratamiento equitativo de las empresas que operan en la PCN, tanto las que ya están en posición fiscal (con beneficio neto), como las nuevas que todavía operan con pérdidas. En segundo lugar, desde 2005 se introdujo el reembolso del valor fiscal de los costes de exploración para nuevas empresas que no tuviesen éxito a 225

la hora de encontrar yacimientos viables. Con esta medida se redujo el riesgo de las nuevas empresas que tenían garantizado el reembolso del 78% de sus costes de exploración cada año y no solamente cuando hubieran alcanzado posición fiscal. Y, en tercer lugar, en 2002 se aprobó un sistema de depreciación especial para las instalaciones destinadas a la conversión gas en gas natural licuado (GNL), con el objetivo de acelerar el desarrollo de proyectos en las aguas más septentrionales del país, casi en el mar de Barents, más concretamente el proyecto de Snøhvit, no carentes de condiciones climáticas y geológicas adversas. Para dichos proyectos, el período de amortización se fijó en solo tres años en vez de en seis. 4.2. La necesidad de eficiencia de costes: el programa NORSOK La caída de los precios del petróleo reveló la vulnerabilidad del sistema tecnológico offshore aplicado en el mar del Norte y la falta de alternativas: la tecnología Condeep y el fomento de contenido local resultaban más difícil de sotener en un entorno de precios bajos. Además, el empeño de las petroleras noruegas de expandirse en aguas extranjeras les expuso a un entorno muy competitivo. En septiembre de 1993 el ministro de Petróleo y Energía, Finn Kristiansen anunció un plan para reducir los costes de operación en la PCN, llamado Posición Competitiva del Sector Noruego (Norsk sokkels konkurranseposisjon –NORSOK), destinado a reducir los costas a la mitad en un período de 25 años (Ryggvik, 2013). Fue un proyecto ambicioso inspirado en el británico Cost Reduction for the New Era (CRINE), ya que las operadoras del Reino Unido también sufrieron ineficiencias y baja rentabilidad. El objetivo de NORSOK era dar mayor autonomía a las operadoras y proveedores para la firma de contratos de ingeniería, construcción y adquisición. Otro punto crucial fue el desarrollo de patrones comunes para facilitar el ensamblaje de componentes tecnológicos, puesto que la tecnología Condeep era poco estandarizable (Engen, 2002). El resultado fue una mayor competencia entre los proveedores que tendían a usar 226

una tecnología más parecida y la firma de contratos más largos entre éstos y las operadoras, aunque no fue un proceso fácil reducir los costes a corto plazo debido a que las inversiones eran irreversibles, las firmas se adaptaron lentamente a los cambios y los intereses de los grupos de presión o partidos políticos persistieron. Dicha liberalización también se vio reforzada por la entrada de Noruega en el EEE, que exigió la supresión de trabas y medidas proteccionistas como detallaremos en el apartado siguiente. 4.3. La integración europea y el sector del petróleo y gas Noruega fue uno de los miembros fundadores de la Asociación Europea de Libre Comercio (EFTA en sus siglas en inglés), establecida en 1960 como una zona de libre cambio –aunque sin incluir los productos agrícolas y pesqueros- que solo se diferenciaba de la CEE por la tarifa aduanera exterior común, y por tanto cada miembro de esta última quedaba libre de establecer derechos aduaneros frente a terceros países. A lo largo de los años la mayoría de sus miembros se iban adhiriendo a la CEE o a la UE, por lo que en la actualidad solo cuenta con cuatro miembros y escasa influencia: Noruega, Islandia, Liechtenstein y Suiza. Cuando Suecia y Finlandia expresaron su deseo de entrar en la UE las autoridades noruegas también solicitaron el ingreso pero antes habían decidido firmar un acuerdo que implicaba mayor integración con los países de la UE en 1994, al menos en el terreno económico, por si la entrada a la UE fuera rechazada: el EEE. Tanto Noruega como Islandia y Liechtenstein apostaron por un mayor grado de integración para ampliar sus mercados. EL EEE les dio oportunidad de acceder al Mercado Común mediante la libre circulación de bienes, servicios, personas y capitales, excepto en el sector agrario y pesquero. Pero también implicó la cesión de soberanía en una serie de competencias en cuanto a la política de competencia, transporte, energía, medio ambiente, I+D, cooperación económica y monetaria, y protección de los consumidores. En esencia es una relación asi227

métrica, los países EEE aceptan la legislación de la Comisión Europea –que pueden vetar pero hasta ahora Noruega no ha ejercido ese derecho- pero tiene escasa posibilidad de participar en la toma de decisiones al no ser miembros exactos (Einhom, 2002). El sector del petróleo y gas sí se vio influido por la legislación del EEE a través de la política de competencia y energética, que condicionaron la capacidad emprendedora y reguladora del Estado noruego. Los cambios fueron los siguientes: 1.

Fueron eliminadas las medidas discriminatorias a favor de las firmas noruegas en el reparto de en las rondas de licitaciones de la industria petrolera. Los contenidos mínimos locales y los privilegios de Statoil ya fueron aboliéndose tras la caída de los precios de 1986 y ahora había que deshacerte de los acuerdos tecnológicos. Siguiendo las directivas europeas sobre el gas, se eliminó el sistema de ventas basado en el GFU-FU, debido a que excluía de la decisión efectiva a las empresas extranjeras y se introdujo un régimen en el que los contratos de debían firmar directamente entre productores y compradores individuales (Austvik, 2009, y Claes, 2002b). Se introdujo el principio de Acceso a Terceros (Third Party Access-TPA), cuyo objetivo era facilitar el acceso a los sistemas de transporte vía oleoductos y gasoductos tanto a productores como a consumidores, independientemente de su origen. Antes el transporte, distribución y venta estaban en manos de grandes monopolios europeos, como GDF, ENI, Repsol, Ruhrgas o Statoil que operaban con grandes márgenes de beneficio. El objetivo era acabar con dichos monopolios y convertirlos en meros transportistas que cobraran márgenes normales y así crear un mercado europeo de gas natural abierto. El sistema de transporte se abrió a terceros, Statoil dejó la gestión y se estableció una nueva empresa llamada Gassco, 100% pública que no es la propietaria, solo la gestora. Los propietarios se organizaron en una joint-venture en 2003, llamada Gassled. Por último, se prohibió poner restricciones cuantitativas a las exportaciones de hidrocarburos como estrategia de incremento de precios y aliarse con Rusia o la OPEP para perseguir el mismo fin. 228

La integración en el EEE supuso la reducción del poder de control del Estado noruego sobre la organización de la industria hidrocarburífera y su concepción de protección a la industria naciente. Sin embargo, la industria noruega de operadoras y proveedores ya era competitiva cuando se abandonaron los apoyos a la industria naciente, por lo que ya se podía “retirar la escalera” siguiendo el razonamiento de Chang (2004). Así, los proveedores noruegos protagonizaron un proceso de expansión internacional: mientras que en 1995 solo el 27% de sus ingresos procedía de actividades fuera de la PCN, en 2014 la cifra fue del 37% y fue el segundo mayor sector exportador del país tras la exportación de hidrocarburos crudos (NPD, 2016). Empresas como Subsea 7, Aker Solutions, Smedvig o FMC Kongsberg son algunos de los líderes en las soluciones submarinas, cuyos principales mercados internacionales fueron Corea del Sur, Reino Unido, Brasil y EEUU (NPD y Ernst and Young, 2016)8. Parte de esa expansión internacional estuvo relacionada directamente con la internacionalización de Statoil, que seguía siendo uno de los empleadores principales, pero la otra parte se debe a los contratos firmados por ETN y NOC de otros países (Ryggvik, 2013). Este sector ha conseguido emplear a más personas que la actividad directamente relacionada a la extracción: mientras que en 1995 solo empleó a 4.400 personas, en 2015 la cifra fue de 30.700, 1300 más que el sector extractor. 4.4. La privatización parcial de Statoil Durante 25 años la propiedad estatal de Statoil fue un hecho incuestionable y el modelo de operadores se basaba en la combinación de tres empresas: una totalmente pública, Statoil, la semipública Hydro y la totalmente privada Saga. Era un reflejo de la diversidad del sector pero con un amplio control estatal. Sin embargo, la caída de los precios del crudo en 1986, la persistencia de precios bajos a lo largo de los años 90 y la maduración de los yacimientos de la PCN empujaban a las empresas al exterior 8

Sobre el cluster de los proveedores offshore en Noruega, consultar Sasson y Blomgren (2011), Leskinen et al., (2012), Andersen (2014).

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en busca de zonas que pudiesen aportar ingresos en el futuro. El carácter 100 % público de Statoil dificultaba su proceso de internacionalización debido a que ponía barreras a la obtención de financiación externa, a la búsqueda de socios foráneos y a la realización de fusiones y adquisiciones en un entorno altamente competitivo. En agosto de 1992 fue presentada una primera propuesta sobre la reestructuración de Statoil en el que recomendó la refusión de la NOC con el SDFI tan solo siete años después de su separación. El director ejecutivo, Norvik, se dedicó a fortalecer el capital propio de Statoil, aumentando la ratio de capital propio desde un 12 % hasta alcanzar un 35 % mediante un menor reparto de dividendos, que recibió el apoyo del Ministerio de Petróleo y Energía. La otra iniciativa de Norvikfue la búsqueda de un socio experimentado en los mercados internacionales que le guiara en su primera aventura en aguas foráneas. Así, se firmó un acuerdo de asociación con BP en agosto de 1990. La alianza permitió a Statoil ganar acceso al mercado upstream de Kazakstán, Azerbaiyán, Vietnam, China, Angola o Nigeria. BP esperaba acceder al gas natural noruego mediante su asociación pero al final el gobierno no estaba dispuesto a ello, por lo que la alianza benefició más a la NOC noruega que a BP (Thurber e Istad, 2012). La alianza acabó en 1999 cuando BP se fusionó con Amoco y fue claramente ventajosa para Statoil al ganar experiencia en países productores de petróleo como Angola o Azerbaiyán. Al mismo tiempo, fue planteada la cuestión de la propiedad de Statoil. En marzo del 2000 se eligió un gobierno laborista y se abrió un debate intenso sobre el porcentaje del capital de Statoil a privatizar y los activos que debían ser transferidos desde el SDFI (Lie, 2011). En abril de 2001 el Parlamento finalmente acordó que un tercio de Statoil podía estar en manos privadas y vender un 21,5 % del SDFI -15 % a Statoil y un 6,5 % a Hydro y otras empresas. Los directivos de Statoil esperaban poder hacerse con una porción mayor del SDFI, pero al final tuvieron que conformarse con esa cifra y pagar 38,4 miles de millones de NOK, por lo que no fue ningún regalo (Lerøen, 2002). 230

A su vez, se privatizó el 18 % de Statoil. Así, debido a que Statoil dejó de ser 100% pública, las autoridades decidieron establecer un sistema alternativo a la gestión de los activos restantes del SDFI y los gasoductos. En 2001 se creó Petoro, una empresa 100% estatal que relevó a Statoil como gestor de los activos del SDFI. Se trata de un holding estatal, cuyos fondos provienen de los presupuestos generales, pero no tiene propiedad en los activos del SDFI, ni capacidad operativa, por lo que se asemeja al concepto que tuvo el gobierno de Borten en 1970 sobre la empresa petrolera pública (Thurber e Istad, 2012). También se estableció Gassco como la operadora 100 % pública del sistema de gasoductos de la PCN, que no tiene propiedad sobre ello. 4.5. La fusión de las operadoras petroleras Los precios del crudo permanecieron bajos durante los años 90 por la sobreoferta en un mercado de demanda estancada, pero alcanzaron sus mínimos en 1998: en diciembre de 1998 se pagaba apenas 10 dólares/barril y en los mercados de futuros se imponían expectativas a la baja. Ante dicho panorama las compañías petroleras buscaron consolidar sus operaciones y desarrollar economías de escala y la vía elegida fueron las fusiones y adquisiciones. Las primeras megafusiones fueron las de BP-Amoco y Exxon-Mobil, anunciadas en 1998, y que fueron seguidas de otras operaciones similares, como la de Chevron-TexacoUnocal (2000-2005), Conoco-Phillips-Burlington (2002-2006) o ArcoBrumah (1998-2000). En Noruega la primera “víctima” de dicha tendencia fue la privada Saga, que había completado de forma exitosa su rol como operadora del campo de Snorre con una solución tecnológica novedosa, pero que fue el principio de su ocaso (Nordås, 2000). En su capital participaron tanto Hydro (15%), Statoil (12%), como empresas extranjeras como Total o Elf. En 1996 había realizado la adquisición de la kuwaití Santa Fe enmarcado en su estrategia de internacionalización, pero que resultó ser menos rentable de lo esperado y dañó sus finanzas. Los bajos precios del petró231

leo exacerbaron sus dificultades económicas. Para sanearse, necesitaba un “caballero blanco” y negoció en 1998 tanto con Shell, como con la germana RWE-Dea, como con Elf y que contó con el visto bueno de los empleados. Sin embargo, el gobierno vio con malos ojos la posibilidad de que Saga acabase en manos extranjeras y Hydro aprovechó la ocasión para lanzar una contraoferta de adquisición en primavera de 1999, que fue bien recibida por los políticos pues aseguraba el carácter plenamente noruego de la empresa y la permanencia de su centro en el país. Statoil estaba más pendiente de sus problemas internos tras el escándalo de Åsgard y su propuesta de privatización, por lo que no expresó su deseo de adquirir a Saga, aunque llegó a un acuerdo con Hydro de quedarse con un cuarto de las licencias de Saga, mientras que Hydro obtenía tres cuartos. Según Ramm (2009), los directivos de Statoil ya barajaron una fusión con Hydro tras la salida a Bolsa, que fue una opción potencial interesante también para el primer ministro Stoltenberg, pero Hydro no estaba interesado tras la adquisición de Saga y se concentró en sus operaciones de internacionalización y desintegración. Hydro era un conglomerado industrial que se dedicaba a tres sectores: la producción de fertilizantes, de aluminio y a los hidrocarburos. En marzo de 2004 la división de fertilizantes se separó formando la empresa Yara y se deseaba realizar lo mismo con las otras dos divisiones en dos compañías, pero en el sector petrolero necesitaba adquirir mayor tamaño mediante una fusión o adquisición (Olsen, 2014). El primer intento fue una fusión con Centrica a principios de 2005, una empresa de producción y transmisión de gas procedente del Reino Unido, pero la operación falló por razones puramente comerciales. En 2005 adquirió una petrolera estadounidense pequeña llamada Spinaker, que poseía licencias en el Golfo de México y tuvo que pagar un alto precio en efectivo. El problema para Hydro fue la financiación de sus operaciones internacionales sin dinero público, pues el valor de los recursos petroleros descubiertos pero todavía no extraídos era muy bajo por la dificultad y coste de extracción en el mar del Norte-Noruega-Barents en un en232

torno de precios deprimidos (Olsen, 2014). Además, Hydro seguía siendo parcialmente pública y el gobierno rojo-verde no quería reducir su propiedad, lo que puso trabas a su internacionalización. Por tanto, solo tuvo dos opciones si quería crecer en el extranjero: fusionarse con Statoil, o separarse de la división de aluminio pero enfrentarse a un futuro incierto debido a las limitaciones expuestas (Olsen, 2014). La fusión se anunció en diciembre de 2006 y contó con el incentivo del segundo gobierno de Stoltenberg, propietario mayoritario de ambas empresa. La justificación oficial expuesta por Eivind Reiten, Ceo de Hydro, y Helge Lund, el nuevo director ejecutivo de Statoil, fue que la combinación de los activos de ambas empresas conseguiría crear una empresa petrolera noruega potente en los mercados internacionales que conseguiría competir con las macroempresas resultantes de la oleada de fusiones y adquisiciones y los nuevos competidores procedentes de países en desarrollo. Efectivamente, Statoil escaló dos posiciones en el ranking de las petroleras más grandes, desde el puesto 16 al 14 y Hydro del 25 al 14. A parte del tamaño y las economías de escala, se insistió también en la complementariedad de los activos fuera de la PCN, la capacitación de los recursos humanos y el fomento de contratos para el sector proveedor de bienes y servicios, pero no se mencionó la eficiencia de costes por la eliminación de la duplicidad de funciones, algo que suele ser lo normal ante una operación de este calibre (Gordon y Stenvoll, 2008). Las autoridades y la opinión pública recibieron bien la noticia de la fusión, puesto que creían que las ventajas eran evidentes para ser competitivos en el mercado global. Sin embargo, Gordon y Stenvoll (2008) cuestionan la complementariedad de los activos internacionales de las dos compañías, para ambos el mercado principal era Noruega (un 84% de sus reservas) y en las otras regiones hubo de hecho un solapamiento de operaciones: ambos estaban presentes en el Golfo de México, Brasil, Angola, Irán y Libia. Lo mismo opina Karlsen (2015) y Claes (2002), quien ya cinco años antes de la fusión señaló que una fusión 233

con Hydro ofrecía escasos activos internacionales para Statoil, ya que Hydro estaba muy concentrada en la PCN, y una alianza con una ETN upstream o con una empresa europea de gas en el sector downstream habría sido una opción más razonable, aunque también habría demandado mayor privatización. Según Thurber e Istad (2012) Statoil estaba más empeñado en engullir a su rival noruego que en elegir la estrategia más conveniente para su expansión internacional. Las autoridades noruegas, concretamente el gobierno laborista, también apoyaban la fusión con vistas a crear un campeón nacional fuerte y evitar que la división petrolera de Hydro fuera controlada por inversores foráneos, lo que demuestra que el Estado seguía envuelto en el sector con una orientación claramente nacionalista (Olsen, 2014). Tabla 2. Las 15 mayores empresas productoras de hidrocarburos en la PCN, 2015. Mill Sm3 equivalentes petróleo producidos

Total Licencias

Total Operatividades

Operatividad campos

Statoil

73,27

259

185

139

Petoro

63,36

180

ExxonMobil

13,47

Total

13,34

Shell

9,75

ConocoPhillips

7,3

Engie

5,8

Eni

5,71

DEA

4,67

Wintershall

4,35

DONG

3,78

Centrica

3,56

3,53

DETNOR OMV

3,49 2,77

90 35

43 5

8 0

Fuente: Norskpetroleum. 234

5. Características del sector petrolero en la actualidad A finales de 2015 un total de 54 empresas petroleras participaban en la PCN produciendo hidrocarburos de un total de 82 campos: 65 en el mar del Norte, dieciséis en el Mar de Noruega y uno en el mar de Barents (Norskpetroleum, 2016). La producción de hidrocarburos alcanzó su cénit en 2004 con casi 258 millones de Sm3 y a partir de allí ha descendido ligeramente, permaneciendo dentro de una franja de 220240 millones de Sm3 anuales (gráfico 2). La producción de petróleo obtuvo su cifra máxima en 2000 y desde entonces ha ido perdiendo peso en el conjunto de hidrocarburos extraídos, pero se vio compensado por el aumento de la producción de gas natural y GNL, que juntos ya superan a la de petróleo desde 2009. No obstante, hay que matizar un hecho: por las cifras de los volúmenes parece que la producción más o menos se ha mantenido estable entre 2005 y 2015, pero no hay que olvidar que el precio del gas natural es menos que el del petróleo, por lo que el valor nominal ha tendido a bajar. Cuando observamos el valor de la producción, el valor no ha bajado desde 2004, sino justamente subió entre 2004-2007 y 2010-2013 debido al efecto de la escalada de la cotización del crudo. Sí ha experimentado un descenso puntual entre 2008-2009 por el efecto descenso de precios y de volumen, y entre 2014-2015, únicamente por el efecto precios, ya que la producción de hecho aumentó en los últimos tres años (gráfico 6). Este incremento de la extracción a pesar del desplome de precios se debe a que muchos nuevos proyectos –como Atla, Edvard Grieg, Hyme, Ivar Aasen o Knarr- se desarrollaron cuando los precios aún eran altos, y solo comenzaron a producir en los últimos años. La caída en las inversiones desde 2013 que refleja el gráfico 5 solo tendrá efecto en los siguientes años con un retardo. También se especula que las petroleras ven el final de la era del oro negro y pretenden extraer lo máximo posible en el presente, pues su valor descenderá aún más en los próximos 20 años (Bloomberg, 2015). 235

Gráfico 6. Producción anual de hidrocarburos en Noruega en miles de millones de NOK corrientes, 1970-2015.

Fuente: SSB (2016).

De todos los hidrocarburos que se producen en la PCN, solo en torno al 5-10 % se utiliza para el proceso de refino o para plantas de gas dentro del territorio nacional, el resto se exporta como materia prima (gráfico 7). Ello se debe al hecho de que los hidrocarburos se usan en su mayoría como combustibles para el transporte, ya que la mayor fuente de energía es la electricidad, y el 97 % de la electricidad se sigue produciendo mediante la energía hidráulica (Eurostat, 2016). Gráfico 7. Porcentaje de petróleo y gas exportado de la producción total, 1990-2014.

Fuente: Elaboración propia a partir de Eurostat (2016). 236

En cuanto a la contribución del sector petrolero al conjunto de la economía, vemos que su peso se ha incrementado desde 1999 hasta 2013. Representó en torno al 45-55 % de las exportaciones, el 20-25 % de las inversiones, un 25-35 % de los ingresos públicos y un 18-25% del PIB (gráfico 3). Estas cifras son también sensibles a las variaciones de la cotización del crudo, como lo demuestran los episodios de 2008-2009 y 2014-2015. En todo caso, vemos que el protagonismo del sector hidrocarburífero fue mucho mayor en los últimos 14 años que en los años 80 y 90, por lo que la economía se ha vuelto más dependiente de las actividades relacionadas con esta materia prima. Uno de los agentes económicos que más dependen de los ingresos petroleros, a parte de las petroleras, es el Estado noruego. Como podemos observar en el gráfico 4, la mayor parte de la renta petrolera estatal consiste en los impuestos y en los ingresos netos del SDFI. A partir del inicio de los 90, incluso con precios internacionales todavía bajos, el SDFI comenzó a aportar beneficios a las arcas públicas, se introdujeron los impuestos ambientales por emisión de CO2 y NO2, y se ha optado por la eliminación progresiva de los royalties, cuyo peso ha ido menguando hasta desaparecer desde mediados de la década de los 2000. Gracias al incremento de precios a inicios de los 2000, que se mantuvo durante prácticamente toda la década, los ingresos por impuestos recaudados a las petroleras y generados por el SDFI multiplicaron exponencialmente el flujo de caja del Estado procedente de la actividad petrolera. A ello se añadió la privatización de Statoil en 2001, que generó importantes dividendos -el Estado posee actualmente el 67% de sus acciones- especialmente entre el período 2005-2008 y 2013-2014, años en los que la cotización de la empresa se incrementó sustancialmente (Statoil, 2016a). El descenso de los precios del crudo entre 2009-2010 pasó factura a los ingresos estatales en concepto de impuestos y SDFI, reduciéndose el flujo neto de caja del Estado un 35 % entre 2008 y 2010. No obstante, la vuelta a los precios del crudo a una media de 100 dólares por barril entre 2011 y la primera mitad de 237

2014 volvió a incrementar el flujo neto de caja sobre todo por una mayor recaudación fiscal. Los descensos volvieron en 2014-2015, explicados sobre todo por la caída de los precios del crudo, entre 2013 y 2015 el descenso fue del 38 %. Dos de los ingresos más importantes para las arcas públicas son los impuestos aplicados a las empresas petroleras. El sistema fiscal actual se asemeja mucho a lo establecido en 1975 y 1992, como se muestra en la tabla 3: se mantiene la deducción de los gastos referentes a exploración e investigación para calcular la base imponible del IS y permanece el estímulo (uplift) para el cálculo de la base del IEAP. Entre 2014 y 2016 se redujo el tipo del IS general del 28 % al 27 % y después al 25 % para dar un incentivo a las actividades no petroleras pero el IEAP se ha ido subiendo para que la tasa marginal se quedara en el 78 % como se había fijado en 1992. Los royalties se eliminaron completamente, puesto que eran un elemento que no justificaban la neutralidad del sistema fiscal, entendida como aquel sistema bajo el que llevar a cabo una inversión resulta rentable tanto si existe el impuesto, como si no existe, y los royalties reducían los ingresos netos después de impuestos por barril pero no el coste por barril, por lo que algunos barriles no se podrían extraer de forma rentable (Lund, 2014). Adicionalmente, permanecen actualmentelos incentivos a la entrada de nuevas empresas más pequeñas, como el traslado de pérdidas de ejercicios fiscales previos de forma indefinida y el reembolso del valor fiscal de los costes de exploración para las entidades que todavía operasen con pérdidas. Autores como Aarsnes y Lindgren (2012), Lund (2014) y Ryggvik (2015) consideran que dichas medidas, sobre todo el reembolso del 78 % de los costes de exploración significan que es el Estado el que asume el 78 % del riesgo, representa una pérdida de ingresos fiscales pero ha conseguido atraer a nuevas entidades al negocio petrolero entre 2004 y 2011. Para una nueva entrante en la industria, si no encuentra nada, solo pierde el 22 % de los costes de exploración, y si halla hidrocarburos, se beneficia de numerosas deducciones (Olsen, 238

2014). Sin embargo, un sistema fiscal de este calibre solo puede implantarse en un país petrolero sin problemas financieros y que goza de alta credibilidad, los países en desarrollo endeudados y una gobernanza deficitaria no lo podrían asumir (Lund, 2014). Tabla 3. Sistema de cálculo de la base imponible IS e IEAP, 2016.

= =

Ingresos operativos (según precios-norma) Gastos operativos Depreciación linear de las inversiones (durante 6 años) Gastos en exploración, I+D, desmantelamiento, etc. Impuestos ambientales y tasas superficiales Costes financieros netos Base imponible para IS (25%) Incentivo (5,5% de las inversiones durante 4 años) Base imponible IEAP (53%)

Fuente: Norskpetroleum.

Pese a la entrada de nuevas entidades, la empresa más importante sobre la PCN sigue siendo Statoil, resultado de la fusión Saga-HydroStatoil, responsable del 60% de la producción sobre la PCN y vigésima empresa petrolera según la lista de Forbes (2016). Está presente en doce países como productor, aunque Noruega sigue aportando el 69% de sus ingresos y el 62,5% de su producción (Statoil, 2016b). Los otros países importantes son EEUU (6,7% de los ingresos, 12,8% de la producción), Angola (11%-11,5%) y Azerbaiyán (6,7%-3,4%). El Estado sigue siendo su mayor propietario, con un 67 % de las acciones, y los inversores noruegos privados poseen el 8 %. El resto de su capital se encuentra repartido entre inversores del Reino Unido (8 %), Europa Continental (10 %) y EEUU (10 %) (Statoil, 2016c). A parte de dedicarse a la exploración, producción, transporte, refino de crudo y licuefacción del gas natural, gestiona una central hidroeléctrica en Mongstad y en los últimos años se ha aventurado en nuevos negocios, como la 239

captura y almacenamiento del carbono, con escasos éxitos, y la energía eólica offshore. Según Hansen y Steen (2015) y Lerøen (2015), Statoil y las otras petroleras contemplan a este sector como algo complementario a su actividad principal y sus inversiones son sensibles a la evolución del precio del crudo: cuando baja, canalizan más fondos a los campos eólicos pero en cuanto aumente de nuevo, abandonan estos proyectos.

6. Conclusiones A lo largo de este trabajo se ha mostrado cómo el sector petrolero noruego nació en medio de una crisis petrolera que incrementó el poder de negociación de los gobiernos de los Estados petroleros. Ello permitió al Estado tomar las riendas del desarrollo de este sector, ya no solo mediante un complejo tejido regulatorio, sino también actuando como un productor a través de Statoil y más tarde vía el SDFI. La fórmula noruega se ha basado en la protección de una industria incipiente mediante cuatro instrumentos encaminados hacia la “norueguización” del sector: i) la formación de mano de obra noruega; ii) los privilegios otorgados para Statoil como el sliding-scale, el carried-interest o el traspaso de operatividades, que le permitió asegurar la propiedad en los campos más prometedores y sin tener que asumir los costes de exploración; iii) la valoración positiva del empleo de los bienes y servicios de los proveedores locales a la hora de conceder futuras licencias; y iv) el incentivo a la cooperación en materia de I+D entre ETN, la industria noruega e instituciones de investigación a través de los acuerdos tecnológicos. El apoyo a los suministradores locales en la actividad de las empresas petroleras resultó clave: no sólo se fomentó la firma de contratos de suministro, sino que se impulsaron las relaciones más duraderas, que incluían la innovación conjunta y la proliferación de acuerdos. Esta fue una cuestión decisiva orientada a combatir la tendencia de la constitución de enclaves económicos, tan propia de los recursos naturales. 240

A partir de mediados de los 80 el modelo ha ido pasando por modificaciones debido a los cambios de orientación de la política económica; los bajos precios del crudo, la maduración de los yacimientos y la caída de la URSS, que restaron poder de negociación al Estado, y la incorporación en el EEE. Como consecuencia, el papel del Estado como productor disminuyó en el sector petrolero a favor de un papel más bien regulador. Reflejo de ello fue la despolitización y la privatización parcial de Statoil, la eliminación de los privilegios de Statoil, la abolición del criterio de contratación de proveedores noruegos en las rondas concesionarias y los acuerdos tecnológicos, la supresión del GFU-FU y la autorización del acceso de terceros al sistema de oleoductos y gasoductos de la PCN. No obstante, el potencial (financiero, tecnológico y competitivo) de Statoil y las empresas locales mitigó los efectos de la apertura externa. En efecto, a pesar del giro liberal y la imposición de las directivas de competencia y gasísticas europeas, el Estado noruego sigue manteniendo una influencia amplia sobre la actividad hidrocarburífera, se ha reorganizado de tal forma que su estructura e instrumentos no choquen con la normativa europea, lo que contrasta con la política de privatizaciones emprendida en otros países petroleros occidentales, como el Reino Unido o Canadá. En efecto, en primer lugar el Estado es propietario de 67 % de la empresa resultante de la fusión de Statoil-Hydro-Saga y el 100 % de los campos pertenecientes al SDFI. Además, es el único dueño de Petoro, el holding estatal que gestiona el SDFI, y de Gassco, la entidad administradora del sistema Gassled. Las directivas europeas no ponen objeciones a la existencia de empresas parcial o totalmente públicas, por lo que es un sistema viable. En segundo lugar, l Estado sigue otorgando licencias de exploración y explotación sobre la PCN, aunque debe elegir a los licenciatarios y operadores sin discriminar según criterios de nacionalidad, solo experiencia y competencias tecnológicas y financieras. Pero hoy en día muchos descubrimientos se producen en aguas profundas y condiciones climáticas y geológicas adversas, por lo que va a elegir a la 241

entidad más capacitada en estas áreas, que la mayoría de las veces es Statoil, máxime en los casos en que no hay más solicitantes. Y, en tercer lugar, el Estado sigue capturando rentas petroleras a través de un impuesto marginal del 78 % sobre las actividades hidrocarburíferas, las rentas netas del SDFI, los dividendos que producen las acciones de Statoil, los impuestos ambientales que en conjunto han representado el 25-35 % de los ingresos públicos entre 2000-2014. Pero además, sigue asumiendo riesgo como un emprendedor, pues es responsable de la financiación de las inversiones del SDFI y ofrece compartir riesgo con los nuevos entrantes a través del reembolso del valor fiscal de los costes de exploración. Los riesgos asumidos se ven reflejados cuando el precio del crudo baja, como en la presente coyuntura, como se observa en la disminución sustancial del flujo neto de caja del Estado procedente de actividades hidrocarburíferas. En definitiva, ni la integración en el EEE, ni las reformas económicas liberalizadas, ni la llegada de nuevos competidores, ni las oscilaciones de los previos han acabado con el protagonismo estatal en el sector petrolero noruego. De ahí que Noruega sea, siga siendo, un ejemplo que observan muchas economías petroleras en países de América Latina o de África cuando pretenden impulsan estrategias de potenciación de sus sectores hidrocarburíferos y, particularmente, de sus empresas públicas. En ese marco es donde Statoil destaca como el ejemplo que muchas NOC desearían seguir.

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247

Agradecimientos Queríamos dar las gracias al programa NILS Science and Sustainability (EEA Grants) por haber financiado dos estancias de investigación en la Universidad de Oslo (UiO) y en la Escuela de Economía y Negocios de Noruega (NHH), así como a los profesores Helge Ryggvik (UiO) y Per Heum (NHH) por sus valiosos comentarios y orientaciones.

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Introducción En la actualidad el petróleo sigue ocupando una posición estratégica en la economía global, provee más del 95% de combustible al sector transporte y contribuye significativamente a la industria petroquímica, del asfalto y otros petrolíferos (Koomey et al., 2016). De acuerdo a la “Prospectiva de petróleo y petrolíferos 2015-2029” (SENER, 2015) hacia 2014 las reservas mundiales de petróleo fueron de 1,700 mmmb (miles de millones de barriles). Si se considera la ubicación geográfica de tales reservas, se encuentra que 811 mmmb (47.7 % del total mundial) se encuentran en Medio Oriente, seguidas de 330 mmmb (19.4 %) en Sur y Centroamérica, y 232 mmmb (13.7%) en Norteamérica. Si las reservas son divididas entre países que pertenecen o no a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), se tiene que 71.6% de las reservan en 2014 pertenecían a los países de la OPEC y 28.4% a aquellos fuera de dicha organización. Para ese mismo año, la producción mundial de petróleo se ubicó en 88,673 miles de barriles diarios (mbd), de los cuales 32.2% provinieron de Medio Oriente, en tanto que 19.4% (18,721 mbd) se originaron en Norteamérica. Si se considera la producción por país, Estados Unidos fue el primer productor de petróleo a nivel mundial con 11,644 mbd, seguido de Arabia Saudita y Rusia. Es relevante señalar que el aumento de producción en E.U. se dio como un resultado de implementación tecnológica y financiera en extracción no convencional, en especial perforaciones hidráulicas de gas y petróleo de lutitas. En 2014, la capacidad global de refinación fue de 96,514 mbd, con tres regiones con las mayores capacidades: Asia Pacífico (33.6 %), Europa y Eurasia (24.6 %) y Norteamérica (22%). A nivel de país, Estados Unidos fue el país con la mayor capacidad de refinación (con 139 refinarías operando) con 17,791 mbd. Es relevante señalar que, en ese país durante la última década, el mercado de refinación ha cambiado 250

por la mayor producción de crudo ligero proveniente de hidrocarburos asociados a yacimientos de lutitas. Durante 2014, el consumo de petróleo ascendió a 92,086 mbd esto equivalió a 32.6% de la demanda mundial de energía. El principal consumidor fue Estados Unidos con 19,035 mbd, (0.5% más que en 2013) o 19.9% del total mundial; seguido de China, con una demanda de crudo del 11056 mdb (un incremento de 12 % respecto al 2013) o 12 % del total mundial. El consumo de los derivados de petróleo, sin embargo, está diferenciado por regiones y las condiciones económicas ahí existentes. A nivel mundial, en 2014, los destilados ligeros representaron 27.9% de la demanda total de petrolíferos; los destilados intermedios constituyeron la mayor proporción de la demanda con 36.7%, y los destilados pesados se ubicaron en la tercera posición con una participación de 12.6%. Es más, se estima que el consumo mundial de productos refinados va a crecer a una tasa promedio anual de 12%, por año, entre 2014 y 2020. A mediano plazo, el sector transporte en los países en desarrollo seguirá siendo el principal responsable del crecimiento de la demanda de petrolíferos. Como se observa el petróleo sigue siendo la fuente más importante de energía a nivel mundial y esa situación no parece que cambiará en un futuro cercano, se nota, sin embargo, que la industria petrolera se ha transformado rápida y drásticamente por la extracción de recursos no convencionales y la implementación de tecnologías asociadas. Ahora bien, bajo este contexto mundial parecería una medida adecuada que un país, como México, participara en el mercado de petróleo y sus derivados. Y esa fue una de las intenciones de la reforma energética. Cabe preguntarse si las provisiones tomadas prepararían al país para enfrentar el dinamismo del mercado petrolero mundial. Este documento tiene por objetivo revisar el desempeño de la reforma energética en los ámbitos social, económico y ambiental a fin de identificar vacíos en la implementación de la reforma energética a tres años de su puesta en marcha. 251

1. A tres años de la implementación de la reforma energética en México La Reforma Energética estableció un marco regulatorio basado en modificaciones constitucionales y una renovada organización institucional, para abrir el sector de energía a la inversión privada en actividades de exploración, extracción, y transformación de hidrocarburos, petroquímica, transporte y almacenamiento, las cuales eran exclusivas de Petróleos Mexicanos (PEMEX) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE). En materia petrolera, se han llevado a cabo cuatro rondas de licitaciones. Estas fueron antecedidas por la denominada “Ronda Cero” llevada a cabo el 13 de agosto del 2014, durante la cual se asignó a Pemex 83% de las reservas 2P (volumen de hidrocarburos que tiene al menos el 50 % de probabilidad de ser extraído del subsuelo) y el 21% de los recursos prospectivos, lo que le permitiría producir 2.5 millones de barriles diarios por los próximos 20.5 años. La licitación uno de la Ronda Uno, comprendió 14 áreas para contratos de exploración y extracción de hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México, dentro de la provincia petrolera Cuencas del Sureste; de estas sólo dos áreas se asignaron (SENER et al., 2014). En la convocatoria dos de la Ronda Uno, se ofrecieron nueve campos en cinco Áreas para Contratos de Producción Compartida para la Extracción de Hidrocarburos localizadas en aguas someras del Golfo de México, dentro de la provincia petrolera Cuencas del Sureste, de esas se asignaron seis campos en tres áreas (SENER et al., 2015a). La Tercera Convocatoria de la Ronda Uno correspondió a 25 áreas de extracción de hidrocarburos en campos terrestres distribuidos de la siguiente manera: cinco campos están ubicados en el estado de Chiapas; ocho en Nuevo León; cinco en Tabasco; dos en Tamaulipas y seis en Veracruz. En su totalidad poseen más de 2,500 millones de barriles de 252

petróleo crudo equivalente (bpce) en tres zonas geográficas identificadas como Campos Burgos; Campos Norte y Campos Sur. Se asignaron 25 contratos en las áreas consideradas (SENER et al., 2015b). La cuarta licitación comprendió diez áreas localizadas en aguas profundas del Golfo de México, dentro de las provincias petroleras Cinturón Plegado Perdido y Cuenca Salina. En esta última fase, se lograron colocar ocho de los diez campos ofertados, lo que representa un porcentaje de éxito del 80%. De relevancia es la asociación de Pemex con Chevron e Inpex para la explotación del bloque tres del Campo Trión (SENER et al., 2015c). Durante el verano de 2016, se aprobaron las bases y lanzaron las convocatorias para participar en la Ronda Dos de la reforma energética, con tres convocatorias: la primera se encuentra integrada por 15 áreas contractuales en aguas someras localizadas en aguas someras del Golfo de México, dentro de las provincias petroleras TampicoMisantla, Veracruz y Cuencas del Sureste (CNH, 2016a). La segunda convocatoria se encuentra integrada por 12 áreas contractuales terrestres bajo la modalidad de Contrato de Licencia. Nueve de estas áreas se encuentran ubicadas en la Cuenca de Burgos, dos en el Cinturón Plegado de Chiapas y una en las Cuencas del Sureste (CNH, 2016b). En el área de Burgos, se encuentran fuentes de gas no-convencionales que requerirán técnicas de extracción distintas a las tradicionales (Meana, 2016). La tercera licitación está conformada por 14 áreas contractuales terrestres bajo la modalidad de Contrato de Licencia; localizadas en las provincias petroleras de Burgos, Tampico-Misantla, Veracruz y Cuencas del Sureste (CNH, 2016c). En materia de energía eléctrica, la reforma energética también sentó las bases para subastas eléctricas. Así el 29 de Diciembre del 2015 se publicaron las bases para la primera Subasta Eléctrica de Largo Plazo (15 años), para el 26 de enero de 2016 el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) -entidad responsable de la organización e implementación de la subasta- anunció la oferta de compra presentada 253

por Suministrador de Servicios Básicos (CFE) especificando el 30 de Marzo como fecha límite para presentar ofertas de Potencia, Energía Eléctrica y Certificados de Energía Eléctrica (CEL) a fin de suscribir contratos de largo plazo que provean una fuente estable de pagos para apoyar el financiamiento de inversiones en el desarrollo o repotenciación de las Centrales Eléctricas de energías limpias (SENER, 2016a). De la primera subasta a largo plazo se asignaron el 84.66 % (5,385.72 GW/h) de la energía y el 85.3 % de los Certificados de Energías Limpias (5,426,458 CELs) que CFE ofertó para la compra, aunque no se asignaron los 500 MW de potencia. Se declararon 11 empresas ganadoras en esa subasta, siete fueron de energía solar fotovoltaica y cuatro de energía eólica, que instalarán plantas generadoras que entrarán en operación en 2018. Las entidades donde se ubicarán las 16 centrales son: Aguascalientes, Coahuila, Guanajuato, donde se asentarán centrales de energía solar, y Tamaulipas y Zacatecas, donde se establecerán centrales eólicas. Estas instalaciones adicionarán 2085 megawatts a la actual capacidad instalada nacional (SENER, 2016b; SENER 2016c). El 22 de Septiembre del 2016 se llevó a cabo la segunda subasta eléctrica de largo plazo, asignándose más de 80% la oferta del gobierno de potencia, energía y Certificados de Energías Limpias (CELs). Con 23 empresas de 11 países resultando ganadoras, (entre ellos, México), que invertirán en los próximos tres años 4 mil millones de dólares para la instalación de 2 mil 871 megawatts de nueva capacidad instalada en energías limpias. En cuanto a la potencia predominó la tecnología de ciclo combinado, con 72%. Las tecnologías solar fotovoltaica, eólica y geotérmica tendrán 15%, 11% y 2% respectivamente. La energía hidráulica culminó el proceso con una participación de 0%. En cuanto a la venta de energía y CELs, predominaron la tecnología solar fotovoltaica, a la que corresponde 54% de la energía que se venderá y el 53% de los CELs, y la energía eólica, a la que corresponde el 43% de la energía que se venderá y el 41% de los CELs. Las tecnologías hidroeléctrica y geotérmica también venderán energía limpia como resultado de esta subasta, con 3% y 2% de los 254

CELs respectivamente. El precio promedio de la energía limpia fue de 33.47 dólares por megawatt hora, uno de los más bajos a nivel internacional (SENER, 2016d). Al momento ya se prepara la tercera subasta eléctrica de largo plazo, a realizarse en Abril de 2017, a diferencia de las dos subastas previas donde la CFE fue el único comprador de energía eléctrica, en la tercera se planea agregar otros compradores, ya sean usuarios calificados, de gran escala o proveedores privados (Critchley, 2016). A tres años de la puesta en marcha de la reforma energética es posible ver que se han generado nuevos mercados energéticos en México que ofrecen oportunidades de inversión, modernización del sector y potenciales asociaciones tecnológicas. Aunque la primera licitación de la ronda uno para hidrocarburos parecía presagiar el fracaso de la reforma dado que no se logró la meta del 40 % de postores, las siguientes convocatorias de hidrocarburos han sobrepasado esa meta, indicando que la reforma en materia de hidrocarburos al momento va desarrollándose. Por su parte las subastas eléctricas si han sido definidas como casos exitosos, por su contribución a la diversificación de la matriz energético mediante incorporación de renovables, inyección de inversión y desarrollo de infraestructura.

2. Análisis de indicadores y discusión de resultados Ahora bien, es pertinente cuestionar si los avances en estos tres años están conduciendo a alcanzar los objetivos de la reforma energética en lo económico, social y ambiental. A fin de contestar se han reunido y analizado indicadores clave como se detalla a continuación. 2.1. Económico Los efectos de la reforma energética en la economía dependen de la atracción de inversiones privadas en el sector energético, sin embargo 255

no hay que perder de vista que dicha atracción es influida por la situación económica internacional; y está ha sido marcada en los últimos tres años por la caída de los precios de petróleo, misma que ha sido identificada como responsable del retraso de los beneficios económicos de la reforma energética, en particular en el sector de hidrocarburos, dado que si los precios internacionales de petróleo permanecen bajos, no se implementarán proyectos extractivos en lugares poco accesibles –como aguas profundas- mientras no sean factibles económicamente (Fernández, 2016). Pero el comportamiento de los precios internacionales del petróleo dependen de distintos factores, entre los más relevantes pueden listarse: el equilibrio de la oferta y la demanda, la situación macroeconómica y geopolítica, la dinámica de la tasa de cambio del dólar estadounidense y las condiciones de los mercados financieros globales (SENER, 2015). En la Gráfica 1 se presenta la evolución de los precios - en promedio mensuales- de crudos marcadores (de referencia) Brent y WTI (West Texas Intermediate) durante los últimos tres años, a fines de comparación también se muestra la dinámica de precios de la Mezcla Mexicana (MME). Como se observa durante 2013 los precios oscilaron alrededor de los 100 dólares por barril (USD/bbl) para ambos crudos marcadores, todavía para los primeros seis meses de 2014 el precio del Brent osciló entre 107 y 112 USD/bbl, y el WTI entre 95 y 106 USD/bbl; la mezcla mexicana se mantuvo arriba de los 90 USD/bbl hasta Agosto de 2014. A partir de julio del 2014, el mercado entró en un periodo de rápido colapso de los precios del petróleo, que durante los primeros tres meses de Julio a Septiembre fue de entre 4 y 5 % para el Brent y 2 a 7 % para el WTI, brecha que se incrementó a 10 % en Octubre y Noviembre para ambos marcadores, para cerrar con un precio de alrededor de 62.34 y 59.29 USD/bbl (una caída del 22 %) para Brent y WTI; respectivamente. La mezcla mexicana también entró en una caída de 256

precios de petróleo, pero con efecto retardado, alcanzando una reducción de cotización del 27 % de Noviembre a Diciembre del 2014; es relevante señalar que a partir del Octubre del 2014, el precio de la mezcla mexicana se encontró por debajo de $83 USD/bbl, precio base fijado en el presupuesto nacional para el gasto público durante 2015 (Webber et al., 2014). La caída de precios internacionales del crudo continuó y el 2015 fue inaugurado con otra reducción de 23 % (47.76 USD/bbl) para Brent y 20 % para WTI (47.22 USD/bbl), esta cifra también fue la pérdida porcentual que sufrió la mezcla mexicana. En Febrero del 2015 se reportó una recuperación de cerca de 20 % para ambos marcadores, en tanto que la mezcla mexicana se mantuvo sin cambios. A lo largo del año se experimentaron fluctuaciones entre caídas y recuperaciones de los precios, para cerrar el año con un precio de 38.01 USD/bbl para Brent, 37.19 USD/bbl para WTI y 28.684 USD/bbl para la mezcla mexicana en Diciembre de 2015. Esos valores representaron la mitad de los precios mensuales promedios registrados en Diciembre del 2014. Sin embargo, la caída aún no tocaba fondo y para Enero de 2016 se presentó el valor más bajo desde Enero 2004 para Brent con un precio mensual promedio de 30.7 USD/bbl, en tanto que para WTI el precio menor desde Octubre de 2003 se presentó en Febrero de 2016 con 30.32 USD/bbl, en tanto que la mezcla mexicana llegó a su valor más bajo (23.911 USD/bbl) desde los registrados en 2005. A partir de Marzo de 2016 ambos marcadores registraron recuperaciones de hasta 15 % lo que repercutió en que los precios se incrementaran moderadamente hasta Junio de 2016 para experimentar una nueva caída del 8% del precio en Julio del 2016, para de ahí remontar modestamente. La mezcla mexicana siguió la tendencia pero con valores menores.

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Gráfica 1. Precios de petróleos crudos, marcadores y mezcla mexicana.

Fuente: U.S. EIA, 2016; Secretaría de Economía, 2016.

El 30 de Noviembre de 2016, los miembros de la OPEP decidieron recortar la producción de petróleo en 4,5 por ciento, o 1,2 millones de barriles de petróleo diarios, medida que no había sido acordada desde Noviembre del 2014 y que condujo a que los precios del petróleo comenzaron a subir en un 7 %, hasta alcanzar casi 50 dólares por barril (Reed y Krauss, 2016). Diez días después, el 10 de Diciembre, once productores ajenos a la OPEP –entre ellos México- acordaron unirse al recorte de producción, añadiendo así otros 558.000 millones de barriles diarios para el próximo semestre. Los precios de petróleo para el 13 de Diciembre se cotizaban en 53,24 UDS/bbl para WTI, 56,25 dólares por barril para Brent y 45.7 USD/bbl para la mezcla mexicana. Un mes después, al 13 de Enero de 2017, los precios del petróleo se mantenían sin cambios mayores, dado que se cotizaban de la siguiente manera: $52.370 UDS/bbl para WTI, $55.450 UDS/bbl para Brent y $45.700 UDS/bbl para la mezcla mexicana. 258

La volatilidad de los precios del petróleo sin duda impactó el desarrollo de la reforma energética, como mejor se ejemplifica con la fallida primera licitación de la ronda Uno del subsector de hidrocarburos; pero el daño no se limitó a la reforma energética y se extendió a las finanzas públicas mexicanas. Se estimó que por cada dólar que caía el precio del barril de petróleo se recortaba aproximadamente 300 millones de dólares a la recaudación de la Secretaría de Hacienda (Webber et al., 2014)); para Diciembre de 2014 se calculó que el recorte neto a la estimación presupuestal alcanzó mil millones de dólares (Arreola, 2014). Ante esta situación la Secretarías de Hacienda tomó tres medidas: 1) ajuste del precio esperado por barril, 2) Adquisición de cuberturas petroleras complementadas con una subcuenta en el Fondo de Estabilización de los Ingresos Presupuestarios (FEIP), para cubrir la diferencia de un dólar que quedaría descubierto entre el precio ponderado de las opciones establecidos en la Ley de Ingresos y 3) Recorte al gasto público. Las tres medidas se mantuvieron durante el periodo de volatilidad, como mejor se detalla en el Cuadro 1.

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Cuadro 1. Medidas tomadas ante la caída de precios internacionales de petróleo. Ejercicio 2015

Ajuste del precio esperado por barril de 82 a 79 dólares1

2016

a 50 dólares3

2017

a 42 dólares6

Cubertura petrolera

Recorte al gasto público

por 773 millones de dólares en caso que el precio del abril baje de 76 USD1 1,090 millones de dólares para asegurar un precio de ejercicio promedio de 49 dólares por barril3 1,028 millones de dólares un precio de 38 dólares6

124,300 mdp, equivalentes a 0.7% del PIB 2

132.3 mil millones de pesos o 0.7% del PIB4 31 mil 714.8 millones de pesos (mdp)5 239 mil 700 millones de pesos, equivalente al 1.2% del PIB7

Fuente: elaboración propia con datos de: Patiño, 2014. Moreno, 2015. 3 Albarrán, 2015. 4 SHCP, 2016ª. 5 CEFP, 2016. 6 Albarrán, 2016. 7 En realidad el recorte neto es de sólo 70 mil mdp dado que esta cifra se suma al recorte aprobado en 2016 que asciende a 169 mil mdp (más 70 mil millones de pesos es igual a 239 mil mdp) (Cruz, 2016). 1 2

El recorte al gasto público en las dependencias de la administración federal durante 2015 ascendió a 52 mil millones de pesos, de los cuales el 65 % correspondieron al gasto corriente (servicios personales, gasto de operación, y programas de subsidios) y el restante 35 % a gasto de inversión (proyectos de comunicaciones y transporte tales como el Tren de Alta Velocidad México-Querétaro y el Tren de Pasajeros Transpeninsular en Yucatán y Quintana Roo) (El Financiero, 2015). En 2016 hubieron dos recortes, el primero fue indiscriminado afectando el funcionamiento administrativo de las entidades públicas y el gasto social, inversión y desarrollo. Sólo se vieron libradas de las medidas 260

de austeridad el poder judicial y las secretarías de la Defensa Nacional y de Marina (Chávez, 2016). 2.2. Social Los recortes en gasto público podrían tener efectos adversos sobre la sociedad dado que servicios básicos - tales como educación, salud, servicios sanitarios y programas sociales de ayuda - sostenidos por dicho fondo no serán cubiertos, esto presentará una dificultad sobre todo para los grupos de menor ingreso. Así, es posible que los recortes al gasto público aumenten la inequidad y limiten el acceso a oportunidades de desarrollo; sin embargo, los efectos de los recortes ocasionados por la caída de los precios de petróleo, aún están por verse. Esto no quiere decir que los impactos del recorte al gasto público, no fueron evidentes de manera inmediata, de hecho, este condujo a pérdidas de empleo. 2.2.1. Empleo. Como parte de las medidas de austeridad impuestas por el recorte al gasto público, se despidieron a 15 mil 825 empleados federales en 2016 –7 mil 740 de mandos medios y personal sindicalizado, y 8 mil 85 eventuales– y 10 mil de Petróleos Mexicanos (Chávez, 2016). Por otro lado, en un análisis realizado por la Concamin, se reportó que en la primera mitad de 2016 y como resultado de la moderación del crecimiento de la economía, se generaron 68,269 puestos de trabajo en el sector formal, lo que significó 10,000 empleos menos que los reportados en el mismo lapso de 2015. Adicionalmente se informó que en el primer semestre de 2016 se perdieron poco más de 36,000 puestos de trabajo en el sector agropecuario, de modo que los servicios y la actividad industrial se convirtieron en el soporte del mercado (Hernández, 2016). Por otro lado, la nueva estructura del corporativo de Pemex no parece cumplir los objetivos de simplicación, dado que todos los mandos en estratos superiores tales como gerencias, subdirecciones y direccio261

nes corporativas se incrementaron en más de 50 %, en los primeros dos casos en 94 y 100.4 %; todo descansando sobre una base compuesta de cerca de 130 mil trabajadores activos y algo más de 85 mil jubilados. Si en la estructura corporativa de las subsidiarias se establecen estructuras paralelas se estará ampliando traslapes y duplicaciones (Aguilera et al., 2016). Ahora bien, respecto a los empleos que generarán los proyectos que la reforma energética; en su momento se proclamó que a través del aumento de la inversión, la entrada de nuevas empresas operando en el país y la oferta de menores tarifas se crearían cerca de medio millón de empleos más para 2018 y 2 y medio millones más para 2025, en todo el país (Gobierno de la República, s/f). En la reforma no se especificó el tipo de empleo pero cabe preguntarse si el país está preparado para proporcionar la fuerza laboral -tanto técnica como especializada- requerida por un cambiante sector de hidrocarburos, uno donde se explotan recursos no convencionales, uno que probablemente use nuevas técnicas de exploración y producción, con empresas con diferentes estructuras y políticas ocupacionales. Se ha reportado que existe escasez de especialistas (cerca de 11 %) en el sector de hidrocarburos, y lo que actualmente se tiene es una fuerza laboral compuesta mayoritariamente por técnicos (80%); que si bien la formación de especialistas –en particular ingenieros- existe y está en expansión, de los 24,000 ingenieros graduados en México hacia 2014, sólo 40 (menos del 1 %) pertenecían al sector de hidrocarburos (Forbes staff, 2014). La escasa oferta de especialización en el sector petrolero se contrasta con la creciente oferta de ingenierías en energías renovables y sustentabilidad (Vilchis, s/f; Gutierrez, 2013). 2.2.2. Accesibilidad financiera. Una de las mayores promesas del gobierno federal a la sociedad fue la reducción de las facturas de luz y los precios de gas, a más tardar dos años después de la fecha de entrada en vigor de la legislación secunda262

ria los precios de los energéticos disminuirían con la entrada de la Reforma Energética. A tres años esto no parece cumplirse del todo como se muestra en las Gráficas 2 y 3 que corresponden a la dinámica de precios mensuales de gasolina y diésel, y electricidad; respectivamente. La Gráfica 2 muestra el alza al precio de las gasolinas a partir de 2013, la tendencia despliega la política de deslizamiento gradual (incrementos mensuales) en los precios de los combustibles, los así llamados “gasolinazos”, que iniciaron en enero de 2007 y fueron aplicados durante siete años. En 2015 el alza a las gasolinas se estableció como “aumentos moderados” aplicados conforme a la inflación anual. Para 2016, los precios fluctuaron con base en una banda establecida, manteniéndose fijos en Noviembre y Diciembre. A partir del 1ro de Enero del 2017, los precios de las gasolinas se liberizarán por adelantado (del año originalmente programada: 2018) de forma escalonada en el país, dividido en cinco regiones (SHCP, 2016b). Es entonces que por la competencia y la importación de gasolinas por empresas distintas a PEMEX, se pueda aspirar a fluctuaciones de los precios de gasolina, algunas veces a la baja por las condiciones marcadas por el mercado. Sin embargo, ante este nuevo modelo de compra donde las ganancias serán determinadas por la competencia, puede ser que se tenga especulación en el precio de la gasolina, a pesar de los llamados desde la Secretaría de Hacienda por evitarla (Vergara, 2016). El 27 de Diciembre de 2016, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público difundió el proceso que antecedería a la liberalización de los precios de las gasolinas; y que bien podría resumirse como que a partir del 1ro de Enero de 2017 y durante todo ese mes, el precio máximo promedio se mantendría fijo; sin embargo para las dos primeras semanas de Febrero los precios de las gasolinas tendrían un ajuste semanal, y a partir del 18 de febrero los precios máximos serían fijados diariamente, es probable que entonces el precio de la gasolina varíe de un día para otro. La liberalización de precios como tal empezaría de manera 263

regional el 30 de Marzo y culminaría el 30 de Diciembre de 2017, para ser precedida por el proceso de Temporada Abierta (SHCP, 2016c). A partir del 1ro de enero el nuevo precio máximo promedio por cada litro implicó un aumento, la gasolina Magna se fijó a $15.99, lo que representó un aumento del 14,2%; por su parte la gasolina Premium se estableció en $17.79, lo equivalente a un incremento de 20,1%; por último, el preció del Diesel quedó en $17.05 un agregado de 16,5% con respecto a los precios a Diciembre de 2016. Gráfica 2. Dinamica de los precios de gasolina y diésel, 2013-2016.

Fuente: Sistema de Información Energética con información del Diario Oficial de la Federación(SHCP).

La medida provocó manisfestaciones masivas, toma de casetas, carreteras (El Financiero, 2017) y durante los primeros días de Enero de 2017, saqueos a comercios (Rincón, 2017). Las manisfestaciones no sólo se mantuvieron sino aumentaron y se extendieron por diversos estados del país todo el mes de Enero (Terra, 2017). 264

Gráfica 3. Evolución de los precios de lectricidad por usuario, 2013-2016.

Fuente: Sistema de Información Energética con información del Diario Oficial de la Federación(SHCP).

Por otra parte y como se observa en la Gráfica 3, en los últimos tres años el único usuario que vio reducidas sus tarifas fue el sector industrial, el mayor consumidor de electricidad (véase Gráfica 4). También es de notarse que los usuarios con las tarifas más costosas fueron los sectores comerciales y de servicios, a pesar de no ser altos consumidores de energía eléctrica (referirse a la Gráfica 4). Por su parte los usuarios domésticos y agrícolas tuvieron las tarifas más bajas, esto como efecto de los programas de subsidios existentes para ambos sectores. Fuera de esta similitud, estos usuarios no podrían ser más distintos; los usuarios del sector doméstico son los más numerosos y los segundo 265

que más consumen energía eléctrica en contraste con los usuarios del sector agrícola quienes son bajos demandantes de electricidad, en promedio apenas consumieron un 17 % de lo consumido por los usuarios del sector doméstico. Dentro de los arreglos de la reforma energética, los precios de la electricidad serán competitivos para usuarios calificados, que en particular se identifican con el sector industrial; aunque no se descarta la participación de otro tipo de usuarios. Con todo, la Comisión Federal de Electricidad seguirá siendo el abastecedor de electricidad del resto de usuarios, y aquí el reto para eficientar las actividades de la nueva empresa productiva del estado a fin de abastecer del servicio básico a precios asequibles; aunque dado el gran número de usuarios en grupos vulnerables particularmente dentro del sector doméstico, es posible que la CFE continue manteniendo programas de subsidios. Gráfica 4. Ventas de electricidad por usuario, 2013-2016.

Fuente: Sistema de Información Energética con información de CFE, incluye información de la extinta LyFC. 266

En México, la proporción del ingreso que el 20% de población más pobre gasta en combustibles y electricidad se ha reportado para el periodo 1989 a 2002 (UN & IAEA, 2007). Al inicio de ese periodo, el 20% más pobre de la población pudo adquirir 11 kWh/día per cápita; hacia 1994 esa cantidad aumentó a 16 kWh/ día per cápita. En 1996 y 1998, el poder adquisitivo de la población más pobre declinó por dos razones: 1) la crisis económica que se precipitó a finales de 1994, y 2) el precio aumento del precio de kWh/día, que fue de 0.15 pesos en 1994 y 0.43 pesos en 1998; hay que anotar que el precio se redujo en 2000 quedando en 15.46 kWh/día, y disminuyó de nuevo en 2002 colocándose en 12.78 kWh/día. En el citado estudio también se reportó que el consumo de electricidad promedio en un hogar típico fue de 5 a 6 kWh/día para el periodo analizado; extrapolando ese consumo para la población de más bajo ingreso, se nota que los hogares más pobres pudieron adquirir electricidad por un periodo de aproximadamente 45 días en 1989. 13 años después, en 2002, la cantidad de electricidad adquirida fue por un periodo mayor a los 50 días. Un factor relevante que puede explicar este aumento en poder adquisitivo de la población más pobre, fue el subsidio gubernamental en existencia por ya un considerable tiempo sin aparentes restricciones sino hasta 2001 cuando se aplicó sólo a los hogares pobres que no excedieran el consumo básico de electricidad. 2.3. Ambiental Si bien la reforma energética persigue potenciar a la economía, debe considerarse que la implementación de proyectos energéticos asociados tendrá costos que van más allá de los términos monetarios muchos de los cuales serán causados por impactos al medio ambiente -las así denominados externalidades negativas ambientales-, tales no son normalmente incluidos en los costos energéticos. A fin de lidiar con la potencial degradación del medio ambiente, en la reforma se propuso que la explotación de recursos fuera responsable 267

ambientalmente, minimizando las afectaciones previsibles al medio ambiente y garantizando la capacidad reactiva ante cualquier accidente o imprevisto. Con esta idea en mente se creó la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, que es un órgano administrativo desconcentrado de la Secretaria de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) y que tiene dentro de sus atribuciones regular y supervisar, en materia de seguridad industrial, operativa y protección al medio ambiente, las instalaciones y actividades del sector hidrocarburos, incluyendo las actividades de desmantelamiento y abandono de instalaciones, así como el control integral de residuos; y en coordinación con la Secretaría de Marina y la Secretaría del Trabajo y Previsión Social, responder ante cualquier accidente industrial que ponga en peligro la salud de los trabajadores así como el medio ambiente. La medida institucional de la reforma energética no es explicita de las acciones concretas que se tomarán de materia preventiva en pro del cuidado del medio ambiente, tampoco es transparente en cuanto a las especificaciones ambientales de los proyectos que buscan instalarse en México; y la planeación ambiental es crucial si se considera que para que la energía sea “sustentable” los costos por impactos a lo largo del ciclo de vida del combustible debe ser tomados en cuenta. Los impactos ambientales asociados al desarrollo de proyectos energéticos incluyen -pero no están limitados a- contaminación atmosférica por quema de combustibles fósiles, disposición de material radiactivo exhausto en el ciclo de vida de centrales nucleoeléctrica; impactos en suelo y cuerpos de agua durante la extracción de recursos energéticos, su transporte y su conversión. Sin embargo, por mucho el mayor impacto del sector energético es la contribución a cambio climático por la emisión de gases de efecto invernadero debida a la carburación de combustibles fósiles (Randolph y Masters, 2008). La reforma energética pusó especial énfasis en impulsar la rama extractiva en el subsector de hidrocarburos, relegando a un segundo 268

plano al subsector eléctrico donde las actividades empezaron a moverse cerca de un año después de que se realizara la primera licitación de la ronda uno, esto aunado a la tardía entrada de la Ley de Transición Energética a finales de 2015. Sin embargo, es el sector eléctrico, el que parece estar ayudando de manera consistente al sector energético a acercarse a las metas nacionales de sustentabilidad, aunque dicho avance es modesto. Por ejemplo, la energía limpia adquirida en la exitosa segunda subasta eléctrica de largo plazo equivale a aproximadamente el 3% de la generación anual de electricidad en México; esta cifra está aún lejos de la meta aspiracional de que 35% de energía eléctrica provenga de fuentes limpias para 2024 (Forbes staff, 2016). Por otro lado, las acciones que se tomarán para controlar las emisiones de efecto invernadero en el desarrollo de los proyectos de extracción de hidrocarburos no son evidentes en las ofertas ganadoras en las diversas licitaciones de la Ronda 1. Y esta es una aclaración urgente dado que la intensidad de las emisiones globales asociadas al petróleo está creciendo, porque los productores están explotando recursos no convencionales y empleando técnicas también no convencionales que de no ser administradas correctamente pueden llevar a emitir más Gases de Efecto Invernadero por barril (Gordon y Feldman, 2016). No sería sorprendente que la intensidad “climática” de un barril de petróleo sea tomada en cuenta en un futuro cercano que surga ante los compromisos internacionales adquiridos por los países en los acuerdos de París, y que persiguen alcanzar las ambiciosas metas de reducciones de Gases de Efecto Invernadero a fin de prevenir un calentamiento global superior a 1.5 grados centígrados hacia final de siglo a fin de evitar los peores efectos del cambio climático. 2.3.1. Gases de Efecto Invernadero. México ha subscrito y ratificado los acuerdos de París de Diciembre de 2015. Las contribuciones previstas y determinadas a nivel nacional 269

contienen dos componentes, uno de mitigación y otro de adaptación. En términos de mitigación México se comprometió a reducir el 25% de sus emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y de Contaminantes Climáticos de Vida Corta (bajo un escenario inercial o “Bussiness-As-Usual: BAU) al año 2030. Este compromiso implica una reducción del 22% de GEI y una reducción del 51% de Carbono Negro (Muñoz, 2016). A fin de alcanzar esa meta de mitigación, las GEIs del sector de hidrocarburos deben ser contabilizadas y atendidas de una manera integral en toda la cadena de abastecimiento, una vez identificada la fase del ciclo de vida del proyecto sujeto de mejora, las emisiones GEIs pueden ser reducidas mediante innovaciones tecnológicas (Gordon y Felman, 2016). Si bien, hay que reconocer que las emisiones GEI de dos barriles de petróleo difieren dado que estas están determinadas geológica y químicamente por las zonas de dónde provienen los recursos petroleros; por otro lado, las emisiones del crudo que es refinado también varían en función del proceso usado y si el crudo tuvo que ser transportado para ser refinado en otro país (como es el caso de las gasolinas mexicanas oxigenadas que son transformadas en las refinerías de Texas) y por si fuera poco las emisiones de los productos petrolíferos también fluctúa por su uso final. Ante esta intrincada complejidad se requiere de una herramienta flexible pero robusta que pueda lidiar con la diversidad de los proyectos energéticos. El “Oil-Climate Index” (OIC) es una herramienta que cumple con esos requisitos, usa la metodología de análisis de Ciclo de Vida y fue validada con 75 “proyectos petroleros” reales de diversas partes del mundo. El OIC se conforma de tres modelos de estimación de emisiones GEI: 1) OPGEE (the Oil Production Greenhouse Gas Emissions Estimator) que estima las emisiones “aguas arriba” desde la extracción hasta el transporte a la refinería, 2) PRELIM (the Petroleum 270

Refinery Life-Cycle Inventory Model) que calcula las emisiones “intermedias” de la refinería a la salida del producto refinado. 3) OPEM (the Oil Products Emissions Module) que computa las emisiones “aguas abajo” desde el producto refinado hasta su uso final (para mayor detalle ver http://oci.carnegieendowment.org/#about). Herramientas de este tipo ayudarían mucho a los tomadores de decisiones en la asignación de proyectos energéticos en las subsecuentes rondas de la reforma energética para el subsector de hidrocarburos. A manera de ejemplo la Figura 1 muestra los resultados para el complejo Cantarell, un campo exhausto de crudo amargo (3.5 % de contenido de azufre) ubicado en la Bahía de Campeche. De acuerdo a las estimaciones de OIC, la intensidad climática de crudo extraído en Canterell fue de 504 kg CO2eq./barril. Como puede verse en la Figura 1, la mayoría de emisiones se dan en la fase del uso. Por su parte, en la fase de extracción (“aguas arriba”) las emisiones GEIs se generan por los procesos energético-intensivos empleados para mejorar la recuperación del crudo (datos no mostrados en la Figura 1), entre los que se incluyen inyección de nitrógeno al reservorio. En la Figura 1, en el menú de la derecha se puede experimentar con el cambio de parámetros -por ejemplo tipos de procesos de refinación- y estimar cómo estos afectan la intensidad de emisión de GEI. Las emisiones GEIs de Cantarell, se encuentra en la posición intermedia de los “campos petroleros muestra” usados para “calibrar” la herramienta. De estos, el crudo extraído en los campos de extracción de arenas bituminosas con alto contenido de azufre de Athabasca en la provincia de Alberta en Canadá fueron los de mayor emisión climática con 736 kg CO2eq./barril. En contraste la emisión menor de 458 kg CO2eq./barril sucede en el cruso extraído en el Eagle Ford Volatile Oil Zone en Texas, E.U. Por otro lado, los proyectos de energía renovable promovidos por las subastas eléctricas son consideradas opciones de energía limpia compara271

das con otras tecnologías de generación basadas en combustibles fósiles; principalmente por su baja emisión -cercana a cero- de Gases de Efecto Invernadero a lo largo de su ciclo de vida. Si bien es cierto que la huella de carbono de los sistemas de energías renovables es baja, eso no significa que no causen impacto ambiental, estos se dan de manera diferenciada para las diversas formas de energía renovable, por ejemplo: contaminación visual y odorífica en plantas de biomasa, efectos en aves migratorias y ruido en campos eólicos, uso de grandes áreas de terreno tanto para plantas solares como para fuentes geotérmicas (Foster et al., 2010). Además, los potenciales impactos de proyectos de energía renovable trascienden la esfera ambiental y se extienden al ámbito social, como ya se ha reportado en México, en específico para el caso de los campos eólicos de Istmo de Tehuantepec en Oaxaca, donde se ha encontrado la necesidad de una urgente incorporación de la participación social en la planeación y desarrollo de este tipo de proyectos (Huesca-Pérez et al., 20016). Figura 1. Emisiones GEI de un barril de petróleo extraído en el complejo Cantarell, México.

Fuente: http://oci.carnegieendowment.org/#oil/mexico-cantarell 272

2.3.2. El vínculo con el agua. El agua para la industria petrolera es casi tan importante como el petróleo mismo (IPIECA, 2005). Las industrias de petróleo y el gas usan grandes volúmenes de agua - dulce o salina- a lo largo de su ciclo de vida desde la extracción hasta la refinación. La alta demanda de agua requerida por la industria de petróleo y gas puede entrar en conflicto con la cantidad de agua requerida por otros usuarios de agua; dicho estrés podría acrecentarse por el crecimiento poblacional y eventos asociados al cambio climático, tales como la sequía. Cuanto más si se considera que en la actualidad ya se están luchando guerras por el agua en diversas partes del mundo a nivel regional y local, aunque tales conflictos no son fácilmente reconocibles dado que no son bélicos en el tradicional sentido de la palabra (Shiva, 2016). Es entonces en el interés del subsector de hidrocarburos administrar de manera eficiente su demanda de agua (WPC, 2015). Ante esto, es sensato cuestionar si los proyectos aprobados y por aprobarse en las convocatorias de la reforma energética consideran el vínculo con el agua como una prioridad; en caso contrario tendría que convertirse en una dado que algunos de los potenciales proyectos –en especial la zona de mayor potencial para extracción de gas de lutitas- se ubican en regiones áridas que ya experimentan estrés hídrico. El manejo efectivo de agua requiere la continua identificación, evaluación y administración de los riesgos potenciales en el acceso al agua en la extracción de recursos tanto convencionales (provenientes de formaciones geológicas que son relativamente fáciles de desarrollar y no requieren de técnicas especializadas de extracción) como no convencionales (aquellos recursos atrapados en reservorios con baja permeabilidad). En recursos convencionales, la demanda de agua es baja durante las primeras etapas de producción porque el recurso se mueve de manera natural hacia arriba por la presión existente. Conforme la extrac273

ción madura, la cantidad de agua demandada puede incrementarse; hasta que el pozo llegar a necesitar de métodos de recuperación mejorada o terciaria, tales como recuperación térmica, inundación química e inyección miscible. La cantidad de agua demandada en la fracturación hidráulica de un pozo de recurso convencional es cerca de 25,000 barriles de agua. Por otro lado, en los recursos no convencionales (tales como arenas bituminosas o hidrocarburos de lutitas) los hidrocarburos tienen baja movilidad debido a que se encuentran en formaciones geológicas de baja permeabilidad, y son extraídos mediante perforación horizontal o vertical. En el caso de petróleo o gas de lutitas la cantidad de agua requerida es alta y se mezcla con aceites y otras substancias para la extracción. Un pozo de recurso no convencional podría requerir de hasta 250,000 barriles de fluido durante el proceso de extracción al mismo tiempo que genera grandes volúmenes de aguas residuales (WPC, 2015). Por otro lado, y en referencia a proyectos de energía renovables, es importante mencionar que la intensidad hídrica de esos proyectos ha sido reportada de manera contradictoria como con uso mínimo de agua (Macknick et al., 2011) contra consumos comparables a sistema energéticos convencionales tales como carboeléctricas o centrales nucleares, si se considera el ciclo de vida entero del proyecto renovable (Inhaber, 2010). Estos estudios no hacen sino remarcar el vacío que existe en torno al consumo de agua en proyecto de energías renovables y la necesidad de incluir su caracterización en las propuestas enviadas a las convocatorias de la reforma energética.

3. Conclusiones A tres años de la puesta en marcha de la reforma energética se observa la potencial generación de nuevos mercados energéticos con oportunidades de inversión, modernización del sector y asociaciones tecnológi274

cas. Aunque la primera licitación de la ronda uno para hidrocarburos parecía anunciar un fracaso, las siguientes convocatorias de hidrocarburos han mostrado un mejor desempeño en términos de asignación de proyectos ofertados. A este punto, la implementación de la reforma energética podría clasificarse como de lenta en parte por el desplome de los precios internacionales del crudo; y en parte por factores internos, tales como la toma de desiciones a alto nivel exclusivo de la gran mayoría que experimentará las consecuencias, y la replicación de la densa burocracia en la nueva estructura organizacional de las nuevas empresas productivas del estado. Si bien el desarrollo de la reforma energética ha sido ralentizado en el subsector de hidrocarburos no así en el subsector eléctrico, sino considérese las subastas eléctricas de largo plazo y su contribución a la diversificación de la matriz energética mediante la participación de renovables, y el desarrollo de infraestructura asociada; sin embargo, la energía limpia adquirida al momento equivale a aproximadamente el 3% de la generación anual de electricidad en México, cifra que aún está lejos de la meta aspiracional del que 35% de la energía eléctrica sea generada por fuentes limpias para 2024. A pesar de la planeación de expandir proyectos de energías renovables, estos no parecen ir acompañados de programas para reducir impactos ambientales, tampoco parecen incorporar las experiencias que dejaron conflictos sociales en el desarrollo de proyectos de energía renovable, en particular parques eólicos, bien documentados en el país. A esta distancia, se ve que la reforma energética fue la respuesta de los poderes ejecutivo y legislativo para atender el creciente deterioro en el sector energético nacional; tal medida acotó la participación del estado en el sector y abrió la participación a los particulares, mediante contratos, con inversiones, tecnología y división de riesgos; a fin de abastecer –y sobrepasar en el mejor de los casos- la demanda de energía interna y de exportación. 275

También se observa que la reforma energética pareciera haber sido diseñada con la idea de que los precios de petróleo existente en 2013 se mantendrían y que el desarrollo de la reforma se daría en un mercado internacional petrolero estable. Además, parece ser que se dio por sentado que la competencia en el mercado energético –que se suposo en harmonía con los intereses nacionales- maximizaría la explotación de recursos –incluso aquello no convencionales-, a la vez que se generarían mayores ingresos y se revertiría el declive de la industria. Con esta perspectiva, parece haberse ignorado problemas internos sobretodo en el ámbito social como la limitada accesibilidad financiera de la energía en grupos vulnerables; tambien parece haberse desestimado la erupción de posibles conflictos sociales ante nuevos incrementos en el precio de las gasolinas –gasolinazos- anteriores a la entrada de la liberalización de los precios de los combustibles. La reforma energética con su énfasis en la rama extractiva del subsector de hidrocarburos le da continuidad a la dependencia de la economía nacional en los combustibles fósiles, al perseguir los mayores aumentos posibles en la extracción de petróleo y gas en campos maduros, incluidos los provenientes de áreas hasta ahora no abiertas a la explotación, como los recursos marinos en aguas profundas, y los yacimientos no convencionales. Finalmente, la reforma energética es vaga en las acciones de sustentabilidad de los proyectos a implementar, particularmente la mitigación de Gases de Efecto Invernadero y el uso de agua en la extracción de recursos convencionales y no convencionales. Ni uno ni otro deben tener cabida en el desarrollo del país; dado que el incremento de Gases de Efecto Invernadero está claramente contrapuesto a los compromisos recientemente adquiridos por la adopción de México a los acuerdos de Paris. En tanto que ignorar acceso al agua puede conducir a una confrontación entre comunidades –y los ecosistemas que las rodeanque demanda el líquido vital para su sustento contra corporaciones que ven al agua como una mercancía sobre la cual adquieren derechos de 276

propiedad para operar el desarrollo de proyectos energéticos, algunos de ellos con una alta demanda hídrica. A tres años de la implementación de la reforma energética puede verse que muchos fueron los cabos sueltos y que empiezan a asomarse ahora ante el lento pero inexorable avance de la reforma; dichos pendientes deben atenderse de manera urgente antes que se tranformen en problemas irresolubles.

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Introducción La sociedad actual se enfrenta a un importante desafío medioambiental en un contexto de elevada dependencia energética y procesos productivos altamente contaminantes. El marco tecnológico vigente en la mayor parte de las sociedades está plenamente vinculado al uso de materiales afectados por un proceso de agotamiento acelerado. En ese contexto, encontrar los mecanismos adecuados capaces de generar un proceso de transición es una cuestión compleja, especialmente si se considera la dimensión y profundidad del cambio requerido. Por ello, la compra pública innovadora (también denominada demanda pública de innovaciones) constituye un instrumento de política de innovación desde la perspectiva de la demanda, con un potencial significativo para la transformación del paradigma tecnológico actual, con el objetivo de alcanzar sociedades sostenibles. Aunque tradicionalmente en los estudios sobre política de innovación predomina la perspectiva de oferta, la visión desde la demanda adquiere una importancia creciente en los últimos años. Desde esta perspectiva más novedosa de la demanda, el sector público puede desempeñar un papel muy relevante, a través de su actuación como regulador y como demandante. En este segundo tipo de actuación, la compra pública afecta a una parte sustancial de los flujos comerciales a nivel global y constituye una parte muy significativa de las economías nacionales, suponiendo valores superiores al 20% del PIB en los países que utilizan dicho instrumento con mayor intensidad. Ese papel general del sector público como consumidor es especialmente relevante en algunas actividades, como las relacionadas con el medioambiente. De hecho, en esa actividad el sector público constituye un importante demandante, llegando a suponer en algunos países la compra pública con criterios de sostenibilidad aproximadamente el 60% del volumen total de compra pública. De esta forma, la compra pública innovadora orientada al desarrollo de nuevas tecnologías, TIC 286

y productos verdes supone un notable impulso para lograr sociedades ecológicamente sostenibles. Por ejemplo, Suecia cuenta con una experiencia destacable en la utilización efectiva de la compra pública innovadora en general y, específicamente, en la consecución de metas relacionadas con la sostenibilidad. El objetivo principal de este trabajo es analizar la utilización de la compra pública innovadora con fines medioambientales en Estocolmo y Malmö, que implementaron proyectos concretos en los últimos años. Adicionalmente se pretende valorar los resultados alcanzados en los dos casos analizados, presentando los aspectos positivos y las limitaciones de los proyectos desarrollados. Este trabajo se estructura en cinco apartados, además de introducción, conclusiones y bibliografía. El primer apartado presenta la delimitación del concepto de compra pública innovadora, destacando su relevancia en el desarrollo de tecnologías verdes. El segundo apartado aborda la importancia de la compra pública innovadora y de la sostenibilidad en el contexto socioeconómico de Suecia. El tercer apartado trata el caso de Estocolmo y las recientes innovaciones verdes surgidas de procesos de compra pública innovadora. El cuarto apartado analiza el caso de Malmö y su proceso de transformación sostenible, destacando la relevancia de la compra pública en ese proceso. El quinto apartado presenta una comparación y valoración de las experiencias de Estocolmo y Malmö en la utilización de la compra pública innovadora con fines sostenibles. Finalmente, se presentan las conclusiones del trabajo.

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1. La importancia de la demanda pública en la innovación y la sostenibilidad 1.1. La compra pública innovadora: concepto, importancia y potencial El sector público es una institución clave en el desarrollo económico, industrial, tecnológico, educativo y social de un país. Así, representa el principal agente económico de un país, tanto por el volumen de recursos con que cuenta, como por la variedad de sus actuaciones. De hecho, el sector público no limita su actuación al papel de regulador, distribuidor, productor o incluso empleador, sino que también es consumidor. Su capacidad de compra lo convierte en un importante demandante de bienes y servicios, requiriendo en algunos casos el desarrollo de soluciones innovadoras para poder desempeñar adecuadamente todas sus funciones. Tradicionalmente, la compra pública innovadora se utilizó ampliamente para la fabricación de equipamiento militar; aunque desde hace décadas dicho instrumento se aplica tanto en las áreas militares como en las civiles. Esa extensión se explica por el surgimiento de nuevas necesidades sociales que se convierten en prioridades para los gobiernos nacionales o regionales, como la sostenibilidad; y que originan nuevas oportunidades para el desarrollo de soluciones innovadoras. La demanda del sector público puede marcar el paso innovador y tecnológico, debido a su papel central en los diversos sistemas de innovación nacionales (Gregersen, 2010), siendo pionero en muchas actividades. Además, el sector público realiza una demanda importante, en particular, en aquellas áreas tecnológicas caracterizadas por ser más dinámicas e implicar altos niveles de riesgo. Así, actúa como usuario líder para el desarrollo de determinadas innovaciones (Dalpé, DeBresson y Xiaoping, 1992). 288

En este sentido, Geroski (1990) analiza si las políticas de compra pública pueden resultar más eficientes en el estímulo de la innovación que las medidas adoptadas para impulsar la I+D nacional a través de subsidios. Y concluye que, a diferencia de lo que sucede con las subvenciones a la I+D, la demanda pública de innovaciones concretas no sólo conduce a la mejora de las capacidades tecnológicas, sino también al aumento de las capacidades de producción de innovaciones. Asimismo, debe tenerse en cuenta que el sector público puede asumir más fácilmente los elevados costes correspondientes al período inicial del ciclo de vida de las innovaciones (Gavras et al., 2010), si bien el actual contexto de crisis económica puede condicionar esta capacidad. Además, hay que considerar que la demanda del sector público puede conducir habitualmente a la creación de masa crítica, como consecuencia fundamentalmente de agregar la demanda procedente de las diversas entidades que lo conforman. La concentración de la demanda pública derivada de dicha coordinación genera incentivos claros para los proveedores y contribuye a reducir los riesgos del mercado (Edquist, 1997). Esto se debe a que la aparición de innovaciones en el sector privado requiere una demanda suficiente que estimule la realización de actividades de I+D por esas empresas. Además, la demanda pública de productos innovadores constituye una señal para los usuarios privados, que puede impulsar su difusión de forma más sólida que los estímulos procedentes de la demanda privada (Gavras et al., 2010). La actuación del sector público como demandante constituye un elemento clave en la actividad innovadora, como muestra el caso de Suecia. La compra pública innovadora abre oportunidades al desarrollo tecnológico en aquellos sectores que carecen del mercado necesario. El desarrollo que están experimentando determinadas tecnologías, especialmente las relativas a la generación de nuevas energías limpias, está estrechamente vinculado al papel que asumen los agentes públicos. Tradicionalmente, el sector público constituye un importante demandante de servicios, como los relacionados con el transporte y el me289

dioambiente, de equipo médico, de equipos informáticos o de infraestructuras (Gregersen, 2010). La importancia real del sector público como demandante puede observarse en el Gráfico 1, que presenta los datos para los países de la UE tanto en 2011 como en 2014. En el primer año considerado (2011), la compra pública asciende a 1.768 billones de euros, lo que supone el 13,1% del PIB en el conjunto de los países de la UE. Países Bajos, Suecia o Finlandia alcanzan los valores más elevados, oscilando entre el 15% y el 21%. La última información estadística disponible, referida al año 2014, muestra un estancamiento de la importancia de la compra pública en el conjunto de la UE, al representar el 13% del PIB. Si se realiza el análisis a nivel de países el comportamiento es diferente. En general, se observa un aumento del porcentaje de compra pública sobre el PIB en los países con mayor importancia de la compra pública, con la excepción de Países Bajos. Esa tendencia también se observa analizando la serie de la OCDE para el período 2008-2013 (OCDE, 2015). Sin embargo, pese a la tendencia general al aumento desde el año 2008, se constata que la dimensión de la compra pública en relación al PIB disminuye en el período considerado en países en los que su importancia inicial era menor, y en los que el PIB se redujo, al ser más afectados por la crisis, como España, Irlanda, Portugal o Italia.

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Gráfico 1. Importancia de la compra pública como porcentaje del PIB en la UE, 2011 y 2014.

Fuente: Comisión Europea (2016).

La dimensión de la compra pública sugiere el importante potencial del sector público como demandante en general y, también desde la perspectiva innovadora. En ese sentido, resulta de interés analizar el por291

centaje de empresas privadas con contratos de compra con el sector público en actividades innovadoras en relación al total de empresas con contratos públicos. Ese indicador se muestra en el Gráfico 2, referido al año 2012, único disponible en la información estadística elaborada por Eurostat. En la mayoría de los países considerados, ese indicador supera el 20%, destacando especialmente los valores de Austria, Finlandia o Francia, que se sitúan por encima del 30%. Además, puede sorprender la importancia de los contratos públicos innovadores en países con menor tradición innovadora, como Chipre o Lituania, que presentan porcentajes próximos al 30%. En este sentido, debe destacarse la importancia del sector público como impulsor de la innovación, precisamente en aquellos territorios menos dinámicos en el desarrollo de innovaciones. Gráfico 2. Porcentaje de empresas con contratos públicos en actividades innovadoras, UE, 2012.

Fuente: Elaboración propia en base a Eurostat (2012). 292

1.2. La demanda pública con fines sostenibles: la compra pública verde Entre las variadas estrategias que se pueden plantear con la compra pública, destaca su utilización por diversos países para alcanzar objetivos relacionados con la sostenibilidad y la protección medioambiental. Esta modalidad se denomina, de forma general, compra pública verde (o también Green Public Procurement o eco-procurement). Al mismo tiempo que se desarrolla la compra pública verde, surgen diversos conceptos referidos a esa modalidad. Entre ellos, McCrudden (2004) considera que se trata de un conjunto de iniciativas adoptadas desde el sector público en su actuación como consumidor para promover el objetivo general del desarrollo sostenible. La compra pública verde implica la adquisición de cualquier producto o servicio que se traduzca en un menor impacto ambiental que otros productos o servicios comparables para el desempeño de una función similar, al mismo tiempo que muestra valores de responsabilidad social y ética (Hoo, Dickinson y Chan, 2010). La definición de desarrollo sostenible por la Comisión Brundtland en 1987 supone un impulso para la preocupación medioambiental. En numerosos casos el cumplimiento de los criterios medioambientes establecidos por los agentes públicos requiere el desarrollo de innovaciones. En esos casos, se trata claramente de una compra pública innovadora verde. La compra pública verde adquiere importancia en el conjunto de la Unión Europea, especialmente desde el V Programa Marco para la Investigación y el Desarrollo Tecnológico, vigente en el período 19982002. En ese marco, el proyecto RELIEF realizó la primera aproximación cuantitativa a los beneficios potenciales que supondría para el medioambiente el uso de la compra pública verde en Europa. El estudio pretendía ofrecer una visión global que permitiera centrarse en aspectos prioritarios para lograr una sociedad sostenible a través de la 293

adquisición de nueva tecnología respetuosa con el medioambiente. Las conclusiones obtenidas en el informe señalaban, entre otras cuestiones, que la utilización de sistemas energéticos no contaminantes produciría un ahorro equivalente a 60 millones de toneladas de CO2; un ahorro similar al que se obtendría de optar por edificios inteligentes ecosostenibles1 (Erdmenger, 2003). Asimismo, el estudio sugería la aplicación de políticas de compra pública verde que generaran innovaciones sostenibles en cinco ámbitos: transporte, dispositivos sanitarios, equipos informáticos, alimentación y sanidad. El proyecto también condujo al desarrollo de la campaña de compra pública sostenible denominada Procura, así como a la elaboración de un manual que serviría de guía para este tipo de compra pública. A su vez, en la última década, la compra pública verde gana relevancia en los distintos países que conforman la UE. Muchos de ellos desarrollan planes nacionales de acción específicos sobre compra pública verde o sostenible desde el año 20052. Además, muchos países han avanzado en la integración de las compras públicas en otras estrategias sectoriales. La compra pública verde también supone un instrumento para influir en el comportamiento del mercado y servir de ejemplo para las compañías privadas y los hogares. Promoviendo la compra pública verde, los agentes públicos pueden ofrecer a la industria notables incentivos para el desarrollo de tecnologías orientadas al desarrollo sostenible, pudiendo generar un impacto significativo en determinadas industrias. En cualquier procedimiento de compra pública innovadora, los criterios establecidos para las licitaciones son fundamentales para la efectividad del proyecto. En el caso de la compra pública verde, los criterios de sostenibilidad constituyen un elemento muy significativo, como se demuestra especialmente en el caso de Estocolmo. Siguiendo el tra1 2

Equivalente al 18% del compromiso de reducción de gases de efecto invernadero del Protocolo de Kioto. En el caso de la República Checa ya realizaba esa planificación previamente.

294

bajo de Gradia et al., (2014), se distinguen tres tipos de compromiso medioambiental que se pueden establecer entre el demandante público y las empresas privadas proveedoras en los criterios de adjudicación, clasificados de mayor a menor nivel de rigidez y exigencia: 

Criterios de adjudicación ecológicos: en estos procesos de compra pública verde, la existencia de criterios ecológicos es primordial y obligatoria, constituyendo el criterio principal.



Criterios ecológicos obligatorios, pero no principales: en este tipo la existencia de criterios ecológicos es primordial y obligatoria como en el caso anterior. La diferencia consiste en que han de cumplirse estos requerimientos, pero no son el principal criterio para otorgar el proyecto.



Criterios ecológicos no obligatorios, sino prácticas recomendadas: en este caso el nivel de exigencia es muy bajo en comparación con los dos tipos anteriores, al no ser el criterio ecológico determinante en la elección del proyecto. Este hecho podría inducir a que primaran otras cuestiones, como por ejemplo el coste del proyecto, frente a aspectos relacionados con la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) o la creación de modos de vida sostenibles. En síntesis, este tipo no obliga al proveedor a basar su proyecto en criterios ecológicos, aunque sí se consideren en la valoración. Por lo tanto, aunque no sean obligatorios, ante dos proyectos de características similares, la consideración de principios ecológicos en uno de ellos podría favorecer su elección por parte de la institución pública demandante (dependiendo del criterio principal de adjudicación).

En este sentido, en el caso de que no sean criterios obligatorios, puede ocurrir que compitan proyectos innovadores con criterios ecológicos con proyectos no innovadores con criterios ecológicos, proyectos no innovadores con criterios ecológicos y proyectos no innovadores sin criterios ecológicos. En esta amplia variedad de proyectos, si el criterio estuviera basado en el coste, los proyectos verdes innovadores tienen menos posibilidades que los demás proyectos no innovadores, debido a los costes inherentes a toda actividad innovadora. Así, el tipo de compra pública verde más rígida en cuanto a criterios ecológicos sería 295

aquella cuyos criterios de adjudicación prioritarios son de carácter ambiental, con preferencia a consideraciones de coste o de otro tipo. Como se verá en el caso de Estocolmo, el hecho de que los criterios ecológicos sean prioritarios en la adjudicación puede propiciar mejores resultados si el objetivo final es una transformación tecnológica a medio y largo plazo. En las últimas décadas, Estocolmo y Malmö han logrado avances notables en sostenibilidad y eficiencia energética a través de proyectos que incluyeron procesos de compra pública innovadora con fines sostenibles. Estos casos se abordan en los apartados 4 y 5 con el objetivo de analizar estas experiencias, así como aprender de ellas para mejorar la efectividad de la compra pública innovadora verde en otras ciudades.

2. La importancia de la compra pública innovadora y de la sostenibilidad en Suecia 2.1. Introducción: la necesidad de la reconversión urbana en Suecia A pesar de las décadas de prosperidad vividas durante los años cincuenta y sesenta del siglo XX, Suecia comenzó a experimentar diversos problemas durante la década de los ochenta, que serían el origen de las disfunciones presentes en su economía posteriormente. La década de los setenta conllevó cambios en las condiciones del comercio internacional que afectaron negativamente a su economía, debido principalmente a que su mercado interno es relativamente reducido y numerosas industrias eran muy dependientes de las exportaciones. Por lo tanto, las crisis del petróleo de 1973 y la subsiguiente disminución del volumen de negocio internacional afectaron a este país con más intensidad que a otros países (Ekonomifakta, 2013). Estas circunstancias dieron lugar a un deterioro paulatino de muchas ciudades y distritos de Suecia, especialmente los más dependientes del comercio exterior. Así sucedió en el caso de Malmö, que sufrió un 296

importante abandono de determinados distritos del interior, como Augustenborg o las zonas adyacentes al puerto, y un notable deterioro de las condiciones de vida en estas áreas en los años ochenta. Estas condiciones adversas constituyen el punto de partida para la reconstrucción de la ciudad, buscando una transformación hacia un modelo energéticamente sostenible. Por su parte, la ciudad de Estocolmo también ha pasado por diferentes fases de reconversión en diversas zonas. La escasez de viviendas en la capital obliga a buscar soluciones conciliadoras con el medioambiente y con las necesidades de la población. 2.2. Innovación y sostenibilidad en Suecia Suecia es uno de los países líderes en innovación a nivel mundial, con uno de los índices de innovación más altos de la UE. Según el informe Innovation Union Scoreboard elaborado por la Comisión Europea (2014) encabeza el grupo de cuatro países líderes en innovación de la UE, al presentar un valor de 0,75 en el índice sintético de innovación3. Asimismo, ocupa regularmente un lugar destacado a nivel internacional en los indicadores de ciencia, tecnología o innovación, como los elaborados por la OCDE o Eurostat. Además, Suecia es uno de los países con mayor conciencia sobre la problemática medioambiental y la necesidad de alcanzar modos de vida sostenibles, tanto a nivel social como político. Por ello, fomenta la cultura de conservación del entorno, el reciclaje y la preocupación por la preservación del capital natural. Esta mayor cultura y concienciación ambiental se refleja en los indicadores de emisiones de GEI en el país escandinavo. El Gráfico 3 muestra la evolución del índice de emisiones de GEI, el consumo energético y el PIB en Suecia. Se observa que, a partir de la década de los noventa, comienza una tendencia hacia la 3

El Innovation Union Scoreboard clasifica los países según su esfuerzo innovador a través de 25 indicadores que conforman el índice sintético de innovación. Este índice se encuentra comprendido entre los valores 0 y 1, y cuanto más cercano se encuentre un país al valor 1 se considera más innovador.

297

disminución de las emisiones de GEI y otros gases nocivos. Y ello coincide con un crecimiento del PIB del país en ese período; por lo tanto, la reducción de emisiones no se ha producido como efecto de una crisis, como ha sucedido en varios países de Europa, sino que ha sido el resultado de una actuación planificada para cambiar la tendencia. En consecuencia, el país se encuentra inmerso en un proceso de desacoplamiento entre las emisiones de CO2 y otros gases y el desarrollo de la economía sueca4. Gráfico 3. Evolución del índice de emisión de GEI, emisiones de NOx, SO2 y NH3, consumo energético total y PIB de Suecia para el período 1990-2012.

Fuente: Elaboración propia con datos de Norden Statbank (2015).

Este proceso se conoce también en la literatura anglosajona como decoupling y se refiere al proceso de separación de las tendencias del crecimiento económico con las tendencias del consumo energético y la emisión de GEI. Para que este proceso sea completo, no solo se deben tener en cuenta las emisiones generadas, sino también otros factores adicionales sobre la calidad medioambiental.

298

En el Gráfico 4 se observa la evolución de las emisiones por sectores. A pesar de los avances logrados a nivel global, la reducción de emisiones difiere según el sector. Así, la disminución en un sector clave como el transporte no ha sido tan acusada como en otros países, lo que supone un reto para la economía sueca. Gráfico 4. Evolución de las emisiones nacionales de GEI en toneladas equivalentes de CO2 por sectores en Suecia, 1990-2012.

Fuente: Elaboración propia con datos de Norden Statbank (2015).

El Gráfico 5 presenta la evolución de la oferta de energías renovables en Suecia, representando la energía fotovoltaica en el eje derecho. La energía hidroeléctrica y la biomasa son las principales energías renovables en el país, mientras que la energía solar y la eólica son las que tienen menos peso en la producción energética. Desde el año 2010, se impulsa la energía eólica, como se puede observar en el crecimiento de su producción. 299

Gráfico 5. Evolución de la oferta de energías renovables en Suecia, 1990-2012. Miles de toneladas equivalentes de petróleo.

Fuente: Elaboración propia con datos del Noden Statbank (2015).

El Gráfico 6 muestra la evolución en la generación y tratamiento de residuos urbanos en Suecia. Como se puede comprobar, en las últimas décadas el país se especializa en la reutilización de residuos, como se verá especialmente en el caso de Estocolmo, y en el desarrollo de fuentes de energía a partir de residuos. La gestión de los residuos municipales sufre una importante transformación desde la última década del siglo XX, alcanzando la reutilización y el reciclaje unos niveles significativos. En el año 2014 se reciclaba el 98% de los residuos urbanos generados en el país.

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Gráfico 6. Desarrollo en la generación de residuos urbanos y tratamiento en Suecia, 1995-2012.

Fuente: Elaboración propia con datos del Norden Statbank (2015).

2.3. La compra pública innovadora en Suecia Suecia pertenece al grupo de países con mayor importancia de la compra pública, al situarse en el 16,1% del PIB en 2011. Además, la relevancia de la compra pública aumenta en el período 2008-2013, hasta alcanzar el 16,3% del PIB. En relación al gasto público, la compra pública en Suecia supone aproximadamente el 30% del gasto público, situándose en un valor ligeramente superior a la media de la OCDE (29%) (OCDE, 2015). Los datos recogidos en el informe de la Unión Europea sobre innovación en el sector público (Comisión Europea, 2013) permiten constatar la importancia del sector público como demandante de innovaciones. La Tabla 1 presenta los porcentajes de innovaciones introducidas en el sector público de Suecia por tipo de innovación. El porcen301

taje de agentes públicos que introducen cualquier tipo de innovación muestra valores próximos al 81% del total; si bien el porcentaje varía considerablemente según el tipo de innovación introducida. Así, Suecia destaca en innovación de proceso (61%) e innovación organizacional (56,8%), siendo la innovación de producto la categoría con menor porcentaje (43,9%). Debe destacarse que, como se indicó anteriormente, Suecia es uno de los países europeos tradicionalmente más dinámico en materia de innovación. Además, se trata de un país en el que la utilización de la compra pública como instrumento de promoción de la innovación ha permitido avances notables en determinados sectores, como el energético o el medioambiental, entre otros. Tabla 1. Porcentaje de innovaciones introducidas en el sector público en Suecia. Suecia Innovación de producto

43,9

Innovación de proceso

61,0

Innovación organizacional Innovación de comunicación Cualquier innovación

56,8 5

47,1 80,9

Fuente: Comisión Europea (2013).

El Gráfico 7 presenta el peso relativo de la compra pública verde en los países de la UE en 2010. Se aprecia un mayor peso en aquellos países en los que existe una mayor conciencia social sobre el medioambiente. Así, en el caso de Suecia, el 61% de la demanda pública tiene criterios ecológicos o de sostenibilidad, cifra destacada en comparación

Una innovación de comunicación es la implementación de un nuevo método de promoción de la organización o de sus bienes y servicios, o nuevos métodos para influir en el comportamiento de los individuos. Debe ser significativamente diferente de los métodos de comunicación existentes en la organización (Comisión Europea, 2013).

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con los demás países europeos, siendo superada solo por Países Bajos (65%). Gráfico 7. Uso relativo de Compra Pública Verde en la UE 2010.

Fuente: Comisión Europea (2010).

Suecia se caracteriza por utilizar un sistema descentralizado para la gestión de la compra pública, en el que cada agente público es responsable de sus actividades de compra. De hecho, Suecia no sigue la tendencia de otros países escandinavos de creación de organismos institucionales centralizados de compra pública. En algunos casos, la centralización se produce en el interior de la organización, pero no entre instituciones. Así, en Estocolmo, existe la agencia pública de coordinación de compra pública de la región de Estocolmo (Landstingets Centrala Upphandlingsenhet); e igualmente en Malmö existe una agencia similar (Upphandlingsenheten Malmö). Otras agencias responsables de las actividades de compra pública son la Junta Nacional de Compra Pública (Nämndem för Offentlig Upphanling, NOU), la Asociación Sueca de Autoridades Locales y Regionales (SALAR), la Federación Sueca de Concejos de Condados (Landstingförbundet), o el Grupo de Coordinación de Compra Pú303

blica (Stalig Inköpssamordning), entre otras. El objetivo de estas agencias es supervisar la adecuación de la actuación pública a la normativa europea y global de compra pública (como la GPA de la OMC6). Asimismo, pretenden crear y construir capacidades dentro de la propia administración pública para poder obtener un mejor resultado en las actividades de compra pública. El hecho de no contar con un sistema descentralizado de compra pública se manifiesta en la ausencia de un sistema electrónico centralizado público. Sin embargo, desde la iniciativa privada se establecieron portales para la realización de actividades de compra pública electrónica. Desde el año 2003, se implementan programas orientados a estimular iniciativas innovadoras en la compra pública, especialmente las relacionadas con el desarrollo de tecnologías ecológicas. Los organismos impulsores de estas iniciativas son la Agencia Sueca para el Crecimiento Económico y Regional (NUTEK) y la Agencia Medioambiental Sueca, en colaboración con la Agencia Internacional de la Energía (Comisión Europea, 2004). La publicación de una comunicación del Ministerio de Industria relativa a innovación estratégica en 2004, constata la intención del gobierno de potenciar e incrementar las capacidades innovadoras a nivel estatal, regional y municipal, centrándose en dos objetivos principales: el desarrollo sostenible y la creación de ventajas competitivas nacionales en este ámbito. Las medidas dirigidas a implementar esta estrategia surgirían de colaboraciones público-privadas, como la compra pública innovadora o la compra pública precomercial7 (Ibid.).

Acuerdo sobre Compra Gubernamental (The Agreement on Government Procurement o GPA) de la Organización Mundial de Comercio, que se aplica a cuarenta y tres países miembros de la OMC. 7 Este concepto se refiere a la adquisición de investigación y desarrollo para la creación de soluciones innovadoras. Se pretende ofrecer una oportunidad al desarrollo de diversas ideas en paralelo, aunque solo unas pocas serán finalmente elegidas para su adquisición mediante compra pública innovadora.

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Algunas agencias públicas cuentan con directrices específicas sobre compra pública. A principios de la década de los 2000, la mayoría de estas directrices pretendían destacar la importancia del cumplimiento de la legislación o la mejor actuación dentro de las administraciones públicas en los procesos de compra pública. Solo un escaso número de esas directrices estaba relacionado con los aspectos innovadores de la compra pública. En este sentido, desde mediados de la década de los 2000, se inicia un proceso a nivel nacional para desarrollar organizaciones de apoyo a la compra pública innovadora, especialmente con fines sostenibles. Un aspecto especialmente relevante es que, desde su integración en la Unión Europea, Suecia está subordinada a la normativa europea en materia de compra pública. Ello supone un cambio significativo en un país en el que las políticas de compra pública han actuado tradicionalmente como impulsoras de nuevas industrias y tecnologías. De esa forma, antes de la integración en la UE, la demanda interna de tecnología consiguió desarrollar nuevas industrias en los denominados bloques de desarrollo patrocinados por el Estado. Tras la incorporación a la UE, la compra pública de tecnología en Suecia se encuentra con obstáculos significativos como resultado del cumplimiento de las directivas europeas, tanto en materia de compra pública (Edquist et al., 2000), como de carácter más general (especialmente en el ámbito de la competencia). Una de las consecuencias más evidentes se deriva de la apertura de las licitaciones suecas a entidades de países miembros de la UE, lo que supone una importante limitación a la utilización de este instrumento con objetivos de desarrollo local o regional, tanto a nivel empresarial como socioeconómico, en general. A su vez, también permite el acceso de las empresas suecas al mercado de compra pública comunitario. Los dos casos que se analizan en este trabajo comparten la utilización principalmente de compra pública innovadora de carácter catalítico. Esta clasificación se basa en la matriz establecida por Hommen 305

(Edquist y Hommen, 2000; Hommen y Rolfstam, 2009), que relaciona las dimensiones que afectan y delimitan los diversos tipos de compra pública innovadora. Esas dos dimensiones son el tipo de necesidad social y el contexto de mercado en el que se desarrolla8. En el caso de la compra pública catalítica, el sector público está involucrado en la adquisición, pero las innovaciones son utilizadas en última instancia exclusivamente por usuarios finales privados. El aspecto fundamental de la contratación catalítica es que el agente público implicado desempeña un papel clave como comprador inicial, pero no compra el producto en cuestión para su propio uso, sino que pretende funcionar como apoyo para los compradores privados, proporcionándoles la oportunidad de adquirir una tecnología o un producto nuevos. La introducción en el mercado de dicha tecnología se produce, por lo tanto, a través de la demanda privada. Y, coherentemente, las necesidades cubiertas con la compra pública catalítica son de carácter extrínseco, es decir, externas a las necesidades de los agentes públicos. Asimismo, algunas compras públicas innovadoras en materia de sostenibilidad en Suecia tienen carácter cooperativo. Según la clasificación de Hommen (Edquist y Hommen, 2000; Hommen y Rolfstam, 2009), la compra pública cooperativa tiene lugar cuando los agentes públicos compran en conjunto con compradores privados y ambos utilizan las innovaciones adquiridas. En este caso, la demanda inicial del sector público tiene como objetivo proporcionar un mercado de lanzamiento para el producto o tecnología adquiridos. Dicha demanda inicial pretende dar lugar, con el tiempo, a la creación de una demanda articulada del sector privado de magnitud similar a la generada por el sector público. Se persiguen objetivos que reflejan necesidades sociales ampliamente compartidas por una extensa gama de actores sociales y 8

La dimensión necesidad social se divide en directa, cooperativa y catalítica. La dimensión contexto de mercado puede ser de iniciación, crecimiento y consolidación. Para más detalle sobre esta tipología, ver Peñate Valentín, M.C.; Sánchez Carreira, M.C., Una aproximación a la compra pública innovadora: delimitación, tipos, fases y ejemplos, ICEDE Working Paper Series, nº 15, 2015.

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económicos. Por lo tanto, se pretende satisfacer una necesidad compartida tanto por el sector público como por el privado. Un ejemplo claro de la compra pública cooperativa puede observarse en algunas compras públicas verdes. Ello sucede cuando la adquisición por un gobierno de tecnología capaz de mejorar la eficiencia energética no es de uso exclusivo para el sector público; sino que esa tecnología también puede ser adquirida y utilizada por empresas privadas y particulares, una vez que se encuentre disponible en el mercado. En consecuencia, a través de este tipo de compra pública, el gobierno posee una capacidad significativa para alcanzar objetivos generales de la sociedad en materia de eficiencia energética o sostenibilidad ambiental. En el caso del desarrollo de tecnologías verdes, el contexto de mercado en el que se desarrolla la compra pública innovadora podría ser de iniciación y de impulso, según la clasificación de Hommen (Edquist y Hommen, 2000; Hommen y Rolfstam, 2009). Esta segmentación se origina en base a las diferentes etapas del desarrollo tecnológico o fases del ciclo de vida de la tecnología. En primer lugar, se encontraría la creación de mercado, que se produce cuando aún no existe un mercado establecido para la tecnología que se está adquiriendo. La siguiente fase se corresponde con un estado intermedio de estímulo del mercado. Este caso sucede cuando se ha establecido un mercado para una tecnología nueva o alternativa, pero aún se requiere un mayor desarrollo para que dicha tecnología tenga éxito en el mercado. En este sentido, Suecia ha utilizado la compra pública innovadora en proyectos especialmente destinados a la reconversión y remodelación de determinados territorios del país. De esta forma, se pretende recuperar zonas que, por diversas causas, han sufrido un importante deterioro, tanto material como social. Los diversos objetivos perseguidos con los proyectos de reforma son: la revitalización de ese territorio para lograr atraer a población de otras zonas y evitar la dispersión; la mejora de la calidad de vida de la población que vive en estos territorios y que, en algunos casos, puede sufrir exclusión social; y la trans307

formación del territorio en ecológicamente sostenible mediante la compra pública de tecnología, materiales y bienes innovadores que permitan al territorio alcanzar una transición hacia un modelo energético no dependiente de energías no renovables y contaminantes.

3. El caso de Estocolmo 3.1. Contexto Estocolmo es la capital de Suecia y también del condado de Estocolmo, siendo la ciudad más poblada de la región nórdica. La región de Estocolmo representa más de un tercio del PIB del país y se encuentra entre las diez primeras regiones de Europa por PIB per cápita. En general, la tasa de empleo es mayor en Estocolmo que en el conjunto de Suecia, pero hay diferencias sustanciales según los grupos de población. El desempleo juvenil y de la población inmigrante supone un reto para las autoridades de la ciudad. La población de la ciudad de Estocolmo es de 909.976 personas en 2015 con un crecimiento aproximado de 17.000 personas anualmente. El condado de Estocolmo cuenta con una población actual de 2.192.433 personas, con un aumento anual de entre 30.000 y 40.000 habitantes. Esto supone una enorme presión para el mercado de la vivienda y, como la construcción de nuevos hogares no mantiene el ritmo de la demanda, se genera una grave escasez de viviendas en la región de Estocolmo (Evers et al., 2014). La organización de la vivienda en Estocolmo es singular, al realizarse desde el sector público a través de listas de espera para el alquiler de apartamentos. Sin embargo, el número de años que se debe estar registrado en las listas antes de la asignación de un apartamento aumenta de manera constante en la última década (Ibid), derivado de la diferente evolución de la población y del stock de viviendas. En ese contexto, colectivos como los jóvenes y los inmigrantes son especialmente vulnerables al mercado inmobiliario. Ello se debe a las exigencias de los propietarios, como la existencia de 308

referencias y un cierto nivel de ingresos, dificultando el acceso al mercado de la vivienda a los que lo intentan por primera vez. Para tratar de corregir esta dificultad, diversos proyectos en los que se ha utilizado la compra pública se orientan al aprovechamiento de espacios desindustrializados para la construcción de viviendas sostenibles. Estocolmo puede considerarse una de las ciudades más avanzadas en Suecia en relación a la implantación de líneas de actuación sobre compra pública innovadora. Destaca en este aspecto entre las regiones bálticas y, también por el fomento de estrategias para orientar la compra pública como instrumento de desarrollo económico regional (Lember et al., 2007). En las últimas décadas se desarrollan en Estocolmo diversos proyectos de reconstrucción urbana en los que se utiliza la compra pública innovadora. La ciudad comenzó hace tres décadas el desarrollo de una economía verde en un contexto en el que durante más de cuarenta años las políticas ambientales han tenido gran trascendencia. Actualmente, Estocolmo es una ciudad líder en el crecimiento económico verde. Tanto la inversión en infraestructura como la construcción de la red de metro en la década de los cincuenta y el desarrollo de la calefacción urbana tras las crisis del petróleo de los años setenta contribuyen a sentar las bases para un futuro modelo de economía baja en carbono (LSE Cities, 2013). A pesar de la crisis mundial, alcanzar una economía baja en carbono sigue siendo uno de los principales objetivos de las autoridades públicas. La trayectoria en desarrollo sostenible de la ciudad en las últimas décadas le permite impulsar el crecimiento sostenible en el medio y largo plazo. En ese sentido, Estocolmo cuenta con activos estratégicos, como son los siguientes: un sistema energético de bajo impacto medioambiental; un centro relativamente compacto con un sistema de transporte público eficiente y de calidad; una economía impulsada por la innovación para el desarrollo de soluciones sostenibles; y perspectivas de exportación de esta tecnología. La ciudad tiene el objetivo de convertirse en ciudad libre de combustibles fósiles en 309

2050. Para poder conseguir ese objetivo, la planificación de las últimas décadas actúa en los sectores de calefacción y transporte, por ser dos de los sectores con mayor consumo energético y que requieren una reconversión tecnológica a medio y largo plazo. La planificación se refleja en el desarrollo de dos distritos de innovación inteligente y sostenible en Hammarby Sjöstad y el puerto. 3.2. Políticas, planes y proyectos La implicación de los agentes públicos en materia de sostenibilidad y transición a un modelo energético bajo en carbono se refleja en diversos proyectos que se implementaron en las dos últimas décadas. Uno de ellos fue la reconstrucción del área Hammarby Sjöstad, proyecto en el que se utilizaron criterios ecológicos y de sostenibilidad para la selección de propuestas ganadoras. El modelo seguido pretendía combinar la construcción de viviendas y revalorización de este espacio con la utilización de tecnologías sostenibles. Estas experiencias exigieron soluciones innovadoras y ecológicas para la gestión de los residuos, el control de las aguas pluviales y, la creación de infraestructuras y transportes sostenibles, entre otras cuestiones. Este proyecto sirve de guía para la creación de eco-distritos en otras ciudades, llegando a aplicarse en otros países como China (Caofeidian Ecocity) (Ignatieva y Berg, 2012). Otro proyecto en desarrollo actualmente es el Stockholm Royal Seaport (Norra Djurgadssttaden), centrado en el desarrollo de diversas innovaciones tecnológicas para satisfacer la demanda pública. Se desarrolla en varias fases y se empiezan a requerir criterios de sostenibilidad desde la fase iniciada en 2008. Debido al carácter ecológico del proyecto, las innovaciones tecnológicas derivadas de dicho proyecto se orientan a objetivos de sostenibilidad. La idea general del proyecto consiste en la reestructuración del puerto de Estocolmo con el objetivo de obtener una planificación del terreno que permita la construcción de nuevas viviendas para mitigar el problema de la vivienda en la ciudad, mencionado anteriormente. Otros objetivos adicionales que se preten310

den son que los individuos puedan usar habitualmente los servicios de transporte público, caminar e ir en bicicleta y desarrollar un sistema eficiente para la recogida de los residuos procedentes de las áreas habitadas. En este contexto se intenta dotar a esta amplia zona de un nuevo modelo de vida sostenible, se implementaron diversos planes dirigidos a la construcción y desarrollo de innovaciones en ámbitos como el transporte público9, así como en la construcción de viviendas energéticamente autosostenibles10. El proyecto de remodelación del puerto de Estocolmo comienza a planificarse desde el año 2000. Sin embargo, hasta 2009 los criterios de sostenibilidad no adquieren un papel central en los criterios para la transformación de esta zona, estableciéndose un marco temporal de veinte años (desde 2010 hasta 2030) para su desarrollo. El presupuesto global de este proyecto asciende a aproximadamente 2,3 billones de euros para todo el período. Los agentes públicos locales impulsaron esta transformación sostenible tras observar las necesidades y limitaciones que presentaba el territorio, que se pusieron de manifiesto en el Programa Medioambiental de la Ciudad de Estocolmo para el período 2008-2011, continuado posteriormente. Actualmente, se están ejecutando más de veinte proyectos de I+D y se espera que su impacto pueda tener repercusión no solo en la ciudad de Estocolmo, sino que también lo puedan aprovechar otros territorios y proyectos similares. Dos objetivos secundarios del proyecto son impulsar la innovación, especialmente en las tecnologías verdes; y promover el desarrollo de las empresas locales y nacionales de Suecia. Así, se pretende que la tecnología verde desarrollada en Suecia se difunda y las empresas suecas consigan llegar a mercados internacionales. En este proceso, la compra pública innovadora se convierte en un instrumento de importancia significativa, identificando las necesidades del sector público, 9

Se persigue que sean capaces de no emitir gases de efecto invernadero. Con una gestión eficiente de los residuos y calefacción en los edificios de nueva construcción.

311

realizando diálogos competitivos y cooperando con los proveedores. Asimismo, el Programa Medioambiental de la Ciudad 2012-2015 recoge una de las condiciones para las innovaciones realizadas para el puerto de Estocolmo: se establece un máximo anual para los requerimientos energéticos de la zona de 55 kWh/m2. Por lo tanto, las empresas proveedoras de los agentes públicos han de desarrollar tecnologías orientadas al cumplimiento de este objetivo. Un elemento esencial para la aparición de innovaciones a través de la compra pública es no limitar la capacidad creativa de los agentes privados oferentes. Diversos obstáculos establecidos por los agentes públicos, como el carácter preceptivo de las licitaciones o la rigidez y especificidad en las características exigidas, pueden conducir a desincentivar la aparición de innovaciones en las empresas implicadas. En cambio, se puede impulsar la actividad innovadora en el sector privado cuando se permite mayor margen de actuación a los proveedores para proporcionar soluciones a las necesidades del sector público. Este hecho muestra la importancia que tiene la concreción del instrumento y las características de la regulación, afectando de forma diferente si es más flexible o restrictiva. En este sentido, deben tenerse en cuenta tres dimensiones claves a la hora de abordar la regulación relativa a la compra pública innovadora: la existencia de flexibilidad, el grado de exigencia requerido y la calidad de la información disponible (COTEC, 2014). En el proyecto de transformación del puerto, destacan dos subproyectos centrados en el desarrollo de nuevas tecnologías para la construcción de edificios sostenibles. El primero de ellos es el subproyecto denominado Zero-Energy, con el que los agentes públicos de la ciudad pretenden la construcción de edificios ecológicamente eficientes y, autosuficientes energéticamente. Las empresas adjudicatarias del concurso diseñaron edificios en los que se emplean materiales nuevos para aprovechar el calor procedente de la luz solar y, también, de los electrodomésticos y las personas que se encuentran en una habitación. 312

Al mismo tiempo, ese subproyecto pretende optimizar la producción local de energía a través de elementos como placas solares en los tejados y las fachadas de los edificios, que se combinan con cubiertas vegetales, así como con sistemas de captación y aprovechamiento del agua de lluvia. Debe señalarse que para lograr una mayor eficiencia de las placas solares, las empresas realizaron un estudio sobre la incidencia de la luz solar en la zona de construcción, de tal forma que las placas estarían orientadas hacia la dirección en la que se produjera mayor incidencia y, por lo tanto, se produciría un mayor aprovechamiento de las mismas. El segundo subproyecto se denomina Plus-Energy y tiene como objetivo principal superar los avances en materia de sostenibilidad alcanzados por el subproyecto Zero-Energy. Un aspecto central del subproyecto Plus-Energy consiste en que la tecnología empleada en la construcción de los edificios en la zona del puerto tiene que permitir que sea autosostenible en términos energéticos (como en el Zero-Energy); y, además, que se logre la generación de más energía de la que el edificio precisa para su iluminación, calefacción y demás funciones, con el fin de poder aprovecharla para otros usos. El desarrollo de estos nuevos materiales y tecnologías requiere una visión holística del proyecto, capaz de combinar eficiencia energética, autogeneración de energía y el desarrollo de un entorno adecuado (Stockholms Stad, 2015). Las autoridades locales de Estocolmo recibieron 17 propuestas relacionadas con este proyecto, para la construcción de edificios capaces no solo de ahorrar energía, sino también de producir energía que puedan aprovechar otros usuarios. Las propuestas finalistas incluían la introducción de diversas innovaciones en la construcción de edificios, como las siguientes: ventanas capaces de captar luz solar; introducción de zonas de flores silvestres en los edificios para captar el agua de la lluvia y la humedad; sistemas geotérmicos centrales; diseño de viviendas que permitieran que la luz penetrara en el interior desde diversos ángulos; creación de espacios verdes en el interior de los edificios; mecanismos 313

de acumulación del agua de lluvia para su reutilización; sistemas de detección de descompensación de la temperatura del hogar para redistribuir el calor y evitar el desaprovechamiento energético; o persianas inteligentes equipadas con paneles solares. La libertad otorgada por los agentes públicos en este caso, con criterios poco restrictivos en cuanto al diseño de las propuestas, parece favorecer la aparición de innovaciones. Por otro lado, en la transformación del puerto, la gestión de las aguas pluviales también supone la introducción de innovaciones para poder gestionar los retos de esta zona de Estocolmo, al igual que sucede en otros proyectos aplicados en Suecia. Debe destacarse que en el caso de este proyecto, los agentes públicos expresaron los requerimientos y condiciones que han de reunir las propuestas de las empresas privadas en forma de condiciones generales. Otro de los subproyectos consiste en la adquisición por las autoridades públicas de un innovador sistema de recogida de residuos para su posterior tratamiento. Este subproyecto comparte características con el comentado proyecto de regeneración de la zona Hammarby Sjöstad. En ambos casos, la empresa ganadora de la licitación desarrolló un sistema automatizado de recogida neumática y preparación de los residuos de la ciudad. Ese novedoso sistema pretende reducir las emisiones de GEI asociadas a la recogida de residuos por las vías tradicionales, al mismo tiempo que se ahorra energía por la clasificación y preparación automática de los residuos para ser reciclados. En algunos casos, la innovación se produjo en la instalación de dispositivos en las cocinas de las viviendas conectados directamente con contenedores subterráneos en los edificios y, a su vez, conectados con el sistema automatizado de recogida de residuos. Además, desde 2014 se desarrolla la compra pública de innovaciones en materia de gestión de residuos para este proyecto. Así, se pretende encontrar una solución para la transformación y reciclado de los residuos recogidos por el nuevo sistema automatizado. También se prevé crear un centro de reciclaje con nueva tecnología adaptada a las necesidades planteadas por el ayuntamiento de Estocolmo. Se espera 314

que en 2016 comience la siguiente fase de compra pública innovadora para la creación de un centro de reciclaje para zonas de alta densidad interior. La compra pública innovadora verde no puede aislarse del desarrollo de las TIC. En ese sentido, la administración pública adquirió un innovador sistema de monitorización de la eficiencia energética de los edificios, tanto públicos como privados. El software desarrollado sistematiza las necesidades energéticas de los edificios, permitiendo una mejor planificación energética de la zona. Otro aspecto considerado para el desarrollo de este proyecto es el nivel de emisiones de CO2 que puede ocasionar el traslado de materiales hasta la zona de remodelación. Por ello, una de las cláusulas establecidas a las empresas constructoras es el desarrollo de un sistema que permitiera realizar esa transformación sin incrementar el impacto medioambiental. En consecuencia, las propuestas ganadoras se comprometían a desarrollar un proyecto de I+D para monitorizar esta actividad y evaluar que se estén cumpliendo las condiciones impuestas por el sector público con respecto a las emisiones de GEI. En la actualidad, se están desarrollando veinte proyectos de I+D para satisfacer la demanda pública en el puerto de Estocolmo. Esos proyectos pretenden explorar los retos a los que se enfrenta la zona portuaria, al mismo tiempo que trabajan en el desarrollo de soluciones que cumplan con los criterios de sostenibilidad perseguidos. 3.3. Resultados Para valorar los resultados de las actividades de compra pública innovadora que pueden dar lugar a la creación de bienes y tecnologías verdes, se debe considerar que solo a partir de la segunda fase del proyecto Royal Stockholm Seaport se comienzan a exigir criterios de sostenibilidad en la construcción de las vías públicas, los nuevos edificios (tanto públicos como privados) y los medios de transporte públicos. Este hecho permite comparar los efectos de la introducción de estas innova315

ciones en el período 2008-2015 con el anterior (2000-2007), en el que los criterios de sostenibilidad en los concursos y licitaciones solo eran recomendaciones o indicaciones que podían suponer una mayor puntuación para la oferta del proveedor, pero no se exigían como requisito principal indispensable para ser adjudicatario de la licitación. En el caso de la eficiencia energética de los edificios, las innovaciones introducidas en la construcción durante la segunda fase permitieron que se cumplieran en un 91% los objetivos energéticos establecidos anualmente. Sin embargo, los edificios de la primera fase sólo llegaron al 18% de los objetivos energéticos. Además, en la segunda fase, se lograron los objetivos de generación local de energía solar en un 82%, frente al reducido porcentaje logrado por los edificios de la primera fase. Esta comparación muestra que la consideración de requisitos indispensables de sostenibilidad y eficiencia energética en la compra pública innovadora permite alcanzar objetivos de carácter medioambiental con mayor probabilidad que cuando solo se realizan recomendaciones. Así, si en una licitación los criterios de sostenibilidad y eficiencia energética son opcionales y, por lo tanto, su no inclusión no supone la exclusión del proyecto; puede no conducir al cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad deseados o hacerlo en menor medida, como se constata en la experiencia aquí analizada. La instalación de los nuevos dispositivos de gestión y almacenamiento de residuos urbanos supuso una reducción notable de los residuos orgánicos (procedentes de alimentación), al pasar de representar el 39% del total de residuos previamente a su instalación, a tan solo el 13% del total, posteriormente (Stockholms Stad, 2015). Asimismo, se alcanza una pureza en el reciclado de papel del 97%. Ese sistema también permite reducir en un 30% la energía empleada hasta el momento en la recogida de basura, reduciendo el tráfico pesado de la zona. Y, además, se logra aumentar el espacio disponible en las viviendas, reduciendo un 65% el espacio destinado al depósito y almacenamiento de residuos en los edificios de nueva construcción. 316

4. El caso de Malmö 4.1. Contexto Malmö es la capital del condado de Skåne, así como su ciudad más poblada. El condado ocupa alrededor del 3% de la superficie total de Suecia, mientras su población, de aproximadamente 1.250.000 habitantes, representa el 13% de la población total del país. Alrededor de 300.000 habitantes viven en la propia ciudad de Malmö, que es la tercera más grande de Suecia. Pertenece a la región bi-nacional de Öresund situada entre Dinamarca y Suecia, que con 3,8 millones de habitantes es la zona más densamente poblada en Escandinavia, con 184 habitantes/km2 (Örestat, 2014). Esa región constituye un importante centro de actividad económica en los países escandinavos. La creación de la región y su evolución reciente constituyen un importante activo en su desarrollo regional, económico y social, afectando a la toma de decisiones de los poderes públicos y al establecimiento de políticas. La construcción del puente de Öresund, inaugurado en 2000, supone un impulso para la cooperación entre las áreas territoriales de los dos países que la conforman. Malmö sufre una gran transformación, dando lugar a una evolución de la arquitectura de la ciudad. En el ámbito económico atrae a nuevas empresas de biotecnología e informática. Asimismo, siguiendo el criterio del número de solicitudes de patentes por cada 10.000 habitantes, es la cuarta ciudad más innovadora del mundo (Pentland, 2013). Desde la perspectiva sociodemográfica, se caracteriza por la importancia de la población joven; pues aproximadamente la mitad de su población tiene menos de 35 años. En cuanto a su procedencia, la población es diversa, contando con el mayor porcentaje de población extranjera de las ciudades suecas (el 43% de población con origen extranjero y el 31% nació en otro país) (Ibid). Se trata de una de las ciudades más antiguas e industrializadas de Escandinavia, que se vio gravemente afectada en el proceso de adaptación y cambio estructural vinculado con la adaptación a la época post317

industrial. Tradicionalmente, la economía de Malmö se basaba tanto en la industria naval como en las actividades relacionadas con la construcción. En definitiva, la que había sido una ciudad industrial próspera, se ve muy afectada por la crisis de la década de los setenta, lo que provocó el cierre de astilleros e industrias textiles. Desde la década de los ochenta se reinventó, dando lugar a una ciudad basada en el conocimiento, ecológica y multicultural. En la actualidad, las actividades de servicios intensivos en conocimiento emplean a una proporción elevada de la población de la ciudad. Entre las industrias que están aumentando su participación en la producción en Malmö destacan el transporte, los servicios financieros y empresariales, el entretenimiento, el ocio y la construcción (Malmö Business, 2011). Sus organismos públicos gestionan un volumen elevado de compra pública anual, de aproximadamente 160 millones de euros. La actual estrategia global de desarrollo de Malmö se orienta a la creación de una ciudad sostenible. 4.2. Políticas, planes y proyectos La remodelación de la ciudad de Malmö se orienta a la consecución de cinco objetivos fundamentales, basados en la idea de lograr una ciudad atractiva y sostenible (Fossum, 2008). Dichos objetivos son la creación de empleo, el equilibrio social, las estructuras sostenibles, convertirse en centro regional de relevancia y crear un entorno atractivo para la ciudad. El desarrollo urbano sostenible de Malmö se basa en seis aspectos fundamentales (Ibid): enfoque en el distrito; atención a las necesidades particulares de cada zona concreta; trabajo en cooperación utilizando alianzas público-privadas; búsqueda de diálogo entre todas las partes interesadas; implementación de medidas complementarias de apoyo para la consecución del objetivo final; y enfoque holístico para abordar las diferentes problemáticas. El proceso de transformación de Malmö va acompañado de la implementación de diversos proyectos en la ciudad, apoyándose en los principios anteriormente mencionados. Algunos de esos proyectos 318

son: Ekostaden Augustenborg, Bo01 Western Harbour, Sege Park (anteriormente un área hospitalaria), Norra Sorgenfri, Lindägen (remodelación de una zona de viviendas de los años 60), el programa Climate Smart Hyllie y el distrito sostenible Rosengård, entre otros. Este trabajo solo analiza los dos primeros proyectos, por su mayor relevancia. El plan de desarrollo sostenible de la ciudad desempeña un papel clave en ese proceso de transformación. Se producen importantes avances en técnicas e implantación de construcción sostenible de edificios de viviendas; y también se consigue instaurar el uso de alimentos orgánicos en los comedores escolares, con la consiguiente reducción de emisiones de GEI (Santos et al., 2012). El proceso de reconversión de Malmö en ciudad sostenible generó oportunidades para utilizar la compra pública verde innovadora, originando en algunos casos el desarrollo de nuevas tecnologías, o el perfeccionamiento y adaptación de innovaciones previamente existentes en el mercado a las necesidades de los distritos remodelados. La transformación de la ciudad de Malmö es especialmente evidente en el distrito de Western Harbour, donde zonas industriales altamente contaminadas se sustituyeron por edificios de oficinas y viviendas residenciales. El proyecto Bo01 Western Harbour, desarrollado desde 1998, tenía como principal objetivo producir y utilizar energía renovable a nivel local, y aprovechar una zona de tierras infrautilizadas situada entre la ciudad y el mar. Pretendía que el abastecimiento energético del distrito se cubriera al 100% con energías limpias en 2001, si bien posteriormente se extendió el período previsto hasta 2006. Actualmente, el suministro eléctrico de los edificios de la zona este del puerto procede de energía solar y eólica; y de una bomba de calor que extrae el calor de un acuífero, lo que facilita el almacenamiento estacional de calor y agua fría en los estratos de piedra caliza (Reepalu, 2013). Al otro lado del antiguo astillero, se instaló una turbina eólica que actualmente proporciona la mayor parte de la electricidad necesaria para la ciudad. Además, la zona experimenta otras modificaciones, como la implantación de carriles para bicicletas con prioridad 319

sobre el tráfico de vehículos, los sistemas de drenaje de agua a través de estanques, canales y tejados cubiertos de musgo (techos y cubiertas ecológicas) y reservas geotérmicas subterráneas que proporcionan calor en invierno y aire fresco en verano. Por otro lado, los desechos procedentes de los alimentos se convierten en biogás y posteriormente se utilizan como combustible para los autobuses locales. Asimismo, el potencial de las tormentas se aprovecha para recolectar agua destinada a usos futuros (Senthilingam, 2014). Con respecto a los residuos, las diferentes etapas del proyecto condujeron a diversos sistemas de separación de residuos. En etapas avanzadas, se instalaron sistemas de recolección de residuos en las cocinas de los edificios. Uno de los proyectos con mayor repercusión es el de desarrollo urbano sostenible Ekostaden Augustenborg. Durante la década de los ochenta, la zona de Augustenborg sufrió un importante proceso de degradación material y un progresivo declive social. Augustenborg poseía un sistema de drenaje y alcantarillado inadecuado, lo que generaba dos problemas graves: la aparición de humedades, con el consecuente deterioro material e impacto negativo en la salud humana; y la ausencia de resiliencia, dejando al distrito indefenso ante las inundaciones estacionales. Estas dificultades derivaron en otras adicionales, como el progresivo abandono de la zona por sus habitantes, consecuencia de las difíciles condiciones de vida (Building and Social Housing Foundation, 2014). Esa emigración generó que Augustenborg empezara a considerarse una zona marginal, muy alejada de las condiciones de vida y desarrollo presentes en la mayor parte de la ciudad de Malmö. El plan Ekostaden Augustenborg se establece con el propósito de ejecutar una remodelación completa del distrito, intentando corregir los principales problemas sufridos por esta zona de la ciudad. Así, en 1998 comenzó el proceso de transformación y se desarrollaron cuatro proyectos que implicaron innovaciones. Entre ellos, destacan por los resultados obtenidos, el establecimiento de cubiertas vegetales en todos los edificios del distrito y la creación de un sistema abierto de aguas pluviales. 320

Malmö también realiza actividades de compra pública innovadora con criterios de sostenibilidad para la adquisición de TIC. Asimismo, en 2006, la ciudad implanta como criterio obligatorio para la compra pública de alimentos para comedores escolares el requisito de que los alimentos fueran de producción orgánica y que los productores pudieran garantizar bajos niveles de emisiones de GEI en su transporte a los centros. Estos compromisos suponen una oportunidad para la búsqueda de métodos alternativos de fabricación, así como para la aparición de innovaciones que garanticen su cumplimiento (Andersson, 2010). La ciudad ha sido premiada por esta iniciativa que se irá extendiendo a todos los colegios de Malmö antes del año 2021 (Ibid.). En general, la ciudad introduce criterios de sostenibilidad en la mayoría de sus procesos de compra, originando un número relevante de proyectos dirigidos a mantener y mejorar las condiciones medioambientales. Una parte considerable de estos proyectos presenta un notable desarrollo de innovaciones (Malmö Stad, 2014). Otros proyectos de especial relevancia en Malmö son los destinados a mejorar las infraestructuras para dotar de mayor seguridad a zonas del municipio en las que actualmente se percibe sensación de inseguridad, a través de la demanda de innovaciones sostenibles. Este caso se observa en la escuela Heleneholm, que se ubica en el barrio de Fosie, una zona que presenta una iluminación poco apropiada. Para tratar de resolver esa situación, a través de licitación pública, se solicita un sistema de luces inteligentes, adaptadas a las necesidades de los escolares de la zona. Este sistema permitiría solventar el problema de la seguridad, al mismo tiempo que se proporcionaría un alumbrado eficiente energéticamente y respetuoso con el medioambiente. Esta iniciativa está en desarrollo en el marco del proyecto europeo ENIGMA11. En este proyecto, coordinado por la ciudad de Eindhoven, participan cin-

Enlightenment and Innovation ensured though Pre-Commercial Procurement in Cities.

321

co municipios, entre los que se incluye Malmö12, para cooperar en estrategias de compra pública innovadora y realizar pruebas de las tecnologías desarrolladas. Se centra principalmente en el impulso de tecnologías innovadoras para las ciudades, respetando criterios de protección medioambiental (Den Ouden & Valkenburg, 2014). Este proyecto transfronterizo de compra pública innovadora se inició en 2013 y finaliza en septiembre de 2016. La siguiente etapa del proyecto de transformación de Malmö en ciudad sostenible pretende crear una red inteligente local (Smart Grid) y la fabricación y remodelación de las viviendas para convertirlas en inteligentes. En esta fase los agentes públicos colaborarán con la empresa E.ON para la consecución de estos objetivos, lo que representa una primera fase de compra pública precomercial. Asimismo, se pretende la reconversión de las áreas Masthusen y Varvsstaden en base a principios de sostenibilidad medioambiental. 4.3. Resultados Los resultados de la experiencia de Malmö muestran que el distrito mejoró considerablemente su capacidad de resiliencia frente a los temporales y a las inundaciones, al mismo tiempo que se produjeron mejoras en la biodiversidad de la zona y la reducción de emisiones de GEI. Un aspecto clave que caracterizó el éxito de este proyecto fue la implicación del mayor número de agentes posible, tanto de carácter público como privado, en su planificación y posterior desarrollo. Se trata de un caso de compra pública catalítica, en la cual el sector público trata de solucionar una necesidad extrínseca a través de la colaboración entre los diferentes agentes. Además, los criterios de conservación medioambiental y aumento de la biodiversidad fueron obligatorios para los proyectos, por lo que no se buscaron soluciones a retos como el de las inundaciones únicamente bajo criterios de coste o efectividad, sino 12

Las ciudades participantes, además de Malmö, son Eindhoven, Stavanger, Bassano del Grappa y Espoo.

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que se pretendía que la solución aportada por las empresas privadas tuviera una visión de largo plazo. Asimismo, la existencia de diferentes racionalidades entre distintas instituciones públicas y privadas durante las primeras etapas del proyecto requirió iniciar un complejo proceso de comunicación entre las partes, incluidos los usuarios finales de las nuevas cubiertas vegetales. La investigación desarrollada para la creación del tipo de cubiertas vegetales buscadas por la municipalidad de Augustenborg dio lugar a mejoras en diseños realizados posteriormente, así como a la creación de un jardín botánico que además funciona como centro de investigación. En algunos casos las metas que se intentaron alcanzar fueron muy ambiciosas y no se pudieron lograr en el plazo propuesto al inicio del período de transformación (Austin, 2013). A pesar de ello, el desarrollo de estos proyectos sirvió como base para el conocimiento y el aprendizaje para posteriores planes en la propia zona, así como para otras zonas de Malmö y de Suecia. Algunos factores destacados para su éxito se apoyan en la capacidad de cooperación público-privada entre los actores presentes en la ciudad. Debe destacarse que los proyectos implementados en Malmö aquí analizados están muy relacionados con las necesidades observadas en el territorio, lo que muestra la adecuación de las actuaciones diseñadas, contribuyendo a su mayor efectividad. Este hecho supone que, aunque siempre pueden existir aspectos aplicables a otras zonas del país (o incluso a otros países), las soluciones derivadas de los procesos de compra pública se conciben para dar respuesta a una problemática concreta de un territorio. Bien es cierto que estas experiencias permiten extraer un valioso input en relación a la utilización de la compra pública innovadora con fines sostenibles, siempre teniendo en cuenta las características propias del territorio que se desea transformar.

323

5. Análisis comparativo de los casos de Estocolmo y Malmö Las experiencias de compra pública innovadora en Estocolmo y Malmö presentan varias características similares. Los avances tecnológicos que se produjeron en los primeros proyectos favorecieron la adaptación de dichas innovaciones a otros proyectos posteriores. Así, el proyecto de Hammarby Sjöstad, en Estocolmo, comparte similitudes con el de Western Harbour en Malmö, al tratarse de zonas de carácter industrial en la década de los ochenta, en declive tras la crisis industrial que afectó severamente al país. Asimismo, en la transformación del puerto de Estocolmo, la gestión de aguas pluviales supone introducir innovaciones para poder afrontar los retos de esta zona, al igual que sucedía en Malmö. También en las etapas avanzadas de Western Harbour en Malmö, se instalaron sistemas de recolección de residuos en las cocinas de los edificios de la ciudad, sistema similar al que se desarrolla posteriormente en Estocolmo. Así, ambas experiencias persiguen el desarrollo de soluciones sostenibles a necesidades de carácter extrínseco y cooperativo. Otra característica común es la atención a la singularidad del territorio. Las dos ciudades presentan proyectos con objetivos similares, e incluso con desarrollos parecidos, pero debe tenerse presente que la realidad a la que se enfrenta cada uno de ellos es distinta. La consideración de esas diferencias, tanto sociales, como institucionales o estructurales, puede resultar decisiva para el éxito o fracaso de un proyecto de compra pública innovadora. Por lo tanto, replicar las iniciativas adoptadas en otro territorio sin tener en cuenta las características singulares del territorio en el que se va a aplicar puede conducir a desaprovechar recursos y oportunidades intrínsecas del territorio. La Tabla 2 sintetiza otras características relevantes de la compra pública en Malmö y Estocolmo en 2007. Estas ciudades comparten varias características. La estructura organizacional de la compra pública 324

en Malmö y Estocolmo es de carácter mixto, con una parte controlada de forma centralizada a nivel estatal y otra descentralizada, al depender del nivel regional. Además, las dos ciudades desarrollan estrategias de compra pública y editan guías y manuales que faciliten el acceso a buenas prácticas, tanto para el ámbito público como para el privado. Tabla 2. Características de la compra pública en Malmö y Estocolmo, 2007. Estructura organizacional Presupuesto en compra pública % del total del presupuesto Estrategia de compra pública Guías y manuales Relación entre la compra pública y estrategias económicas de desarrollo

Malmö Mixta 160 millones de € 15% Sí Sí No

Estocolmo Mixta 1.1 billones de € 30% Sí Sí Sí

Fuente: Lember et al., (2007).

Sin embargo, los dos casos se diferencian en algunos aspectos. Así, la importancia cuantitativa de la compra pública en términos presupuestarios es mucho mayor en Estocolmo, que con un 30% del presupuesto destinado a compra pública, duplica el porcentaje que representa en Malmö. La diferencia en términos absolutos resulta aún más amplia (160 millones de euros en Malmö, frente a los 1,1 billones de Estocolmo). Otra diferencia significativa es que Estocolmo adopta estrategias de desarrollo a través de las compras públicas, lo que no sucede en Malmö. Este análisis comparativo permite constatar que en los dos casos se utiliza la compra pública innovadora con fines de sostenibilidad y se adopta una perspectiva de largo plazo. También resulta obvia la importancia de la compra pública en Estocolmo en comparación con Malmö. Además, en los dos casos se observa que la compra pública innovadora se convierte en más efectiva cuando se consideran criterios de sostenibilidad de forma obligatoria. El grado de exigencia y concreción resulta determinante para favorecer la aparición de innovaciones. 325

6. Conclusiones La compra pública innovadora, debido a su potencial para abrir nuevos mercados e impulsar nuevas tecnologías, productos y servicios, tiene un papel clave como instrumento para las políticas tecnológicas y de innovación orientadas a alcanzar sistemas de producción y modos de vida sostenibles. Esta capacidad potencial se explica por el peso significativo que supone la compra pública sobre el PIB en muchos países y, la notable trascendencia de este instrumento con fines medioambientales, especialmente en los países nórdicos. Las experiencias de Estocolmo y Malmö permiten constatar el potencial de la compra pública innovadora como instrumento para incentivar las tecnologías verdes y la transformación en ciudad sostenible. Uno de los aspectos clave observados en las dos ciudades analizadas es la búsqueda de soluciones a largo plazo, con la implicación de todos los actores sociales. Esta visión de largo plazo también se refleja en el compromiso de Suecia desde finales de los años noventa con el desarrollo de iniciativas de sostenibilidad, con el fin de cambiar el modelo productivo y energético existente. Ambas ciudades aún se encuentran lejos de la meta propuesta, pero ciertamente se aprecian notables avances hacia la consecución de estos objetivos en las últimas dos décadas. En este contexto, la compra pública es un instrumento que favorece la aparición de muchos de estos cambios, incentivando que las empresas suecas participen en la investigación en sectores que en principio no representaban un mercado para las mismas. Las limitaciones que supone la regulación europea en materia de compra pública innovadora representan un cambio notable de las condiciones para un país que utilizaba intensamente ese instrumento, no solo para estimular la innovación, sino también para promover el desarrollo regional y local. Pese a esas limitaciones, en la actualidad Suecia sigue destacando por la utilización de la compra pública, siendo uno de los países con mayor capacidad innovadora a nivel mundial; y con una 326

notable conciencia medioambiental. Todo ello genera un entorno que ofrece numerosas oportunidades para continuar la transformación de Estocolmo y Malmö en ciudades sostenibles. Por otro lado, las experiencias analizadas en este trabajo presentan características comunes, como la visión de largo plazo. Así, innovaciones tecnológicas generadas en unos proyectos sirven de base para otros posteriores. Otros aspectos compartidos son la búsqueda de soluciones sostenibles a necesidades de carácter extrínseco y cooperativo, o la adecuación de sus estrategias de compra pública a las necesidades territoriales, lo que puede contribuir a la efectividad del proyecto de compra pública innovadora. Por lo tanto, la réplica de estrategias seguidas en otro territorio debe hacerse considerando las características singulares del mismo, aprovechando las oportunidades y recursos disponibles. Sin embargo, los casos de estas ciudades se diferencian tanto por el volumen de recursos económicos que gestionan, como por la existencia o ausencia de una estrategia explícita de desarrollo económico a través de la compra pública innovadora. Asimismo, estas experiencias demuestran que la compra pública innovadora también favorece el desarrollo de las TIC. En el caso de Estocolmo, su utilización se orienta especialmente a la sostenibilidad y contribuye a la consecución de los objetivos ecológicos perseguidos por los agentes públicos. En definitiva, los casos de las ciudades de Estocolmo y Malmö permiten constatar la relevancia y el potencial de la actuación del sector público como agente innovador y como favorecedor del cambio tecnológico. Así, la compra pública innovadora se manifiesta como un instrumento relevante para promover la sostenibilidad y las tecnologías limpias. Los inputs proporcionados por estas experiencias pueden permitir el desarrollo de otras similares en territorios distintos, identificando buenas prácticas, aprendiendo de los errores y potenciando su efectividad. 327

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1. Generalidades Existe una firme creencia de que el vehículo de combustión interna fue el primer sistema de movilización, pero los desarrollos en vehículos eléctricos se remontan a más de 100 años atrás. El primer vehículo que alcanzó la barrera de los 100 Km/h en 1899 fue un vehículo eléctrico: El “Jamais Contente” (el “nunca contento”) desarrollado por un Ingeniero Belga (AVELE, 2014). Entre 1900 y 1914, el vehículo eléctrico ya se encuentra de moda en el mundo industrializado. Figura 1. Vehículo Eléctrico “Jamais Contente” (AVELE, 2014).

Un vehículo eléctrico es aquel que utiliza uno o varios motores eléctricos para su tracción, a partir de la energía eléctrica que ha sido almacenada en baterías o acumuladores, que se recargan desde la red eléctrica (IDAE, 2003). El vehículo eléctrico supone una gran oportunidad para mejorar la eficiencia global del sistema eléctrico, reducir las emisiones de CO2 y disminuir la dependencia de combustibles fósiles (Red Electrica de España, s/f). 332

Entre las diferentes ventajas asociadas al vehículo eléctrico tenemos (Comunidad de Madrid, 2009): -

Mejora en la eficiencia energética.- a través de un análisis “del pozo hasta la rueda” es posible realizar una comparación justa para medir la eficiencia energética de los vehículos eléctricos y de combustión interna. Como resultado de este análisis y tomando como referencia el sistema eléctrico español, la eficiencia del vehículo eléctrico frente a uno de combustión interna es del orden de 8 puntos superior, con una mejora de su eficiencia energética del orden de un 30%.

Impacto Medioambiental.- realizando un análisis similar al utilizado en el apartado anterior, incluyendo el costo energético y medioambiental de generar electricidad destinada a mover vehículos eléctricos, se puede concluir que un vehículo eléctrico puede ahorrar durante su vida útil entre 10 y 30 toneladas de CO2 respecto a un vehículo convencional.

Reducción de la contaminación acústica.- un vehículo eléctrico prácticamente no emite ruido alguno, únicamente existirá el ruido del propio vehículo en contacto con la capa de rodadura de la carretera, un ruido de muy pocos decibelios apenas perceptibles. La poca emisión de ruidos permite que los vehículos eléctricos transformen las calles en entornos más amables con los peatones, así como la mejora en el confort a la hora de conducirlo.

Posibilidad de ahorro económico.- se ha convenido utilizar el término “posibilidad” en vista de que en la actualidad, el precio de adquisición de un vehículo eléctrico es superior al de un vehículo de combustión interna de similares prestaciones. Sin embargo, en términos de operación y mantenimiento el vehículo eléctrico tiene mayores ventajas como por ejemplo: la diferencia de precios entre el litro de derivados de petróleo y el coste del kWh eléctrico es hasta 8 veces inferior. Otro detalle importante a resaltar es el hecho de que el vehículo eléctrico tiene un 90% menos de componentes que un vehículo de combustión interna, permitiendo así que los costes de mantenimiento sean muy inferiores a los de un vehículo convencional. 333

La problemática del cambio climático, la contaminación medioambiental, el aumento de los costos de la energía y la constante preocupación relacionada a la seguridad de las reservas de petróleo, han despertado un interés a nivel mundial para la adquisición de vehículos eléctricos. De acuerdo a estudios del Electric Power Research Institute (EPRI), se espera que para el 2020 más del 35% del total de vehículos en los Estados Unidos sean eléctricos (Yilmaz & T. Krein, 2013), sin embargo, aspectos como una limitada autonomía, tiempo de recarga y ausencia de estaciones de recarga vehicular hacen que el vehículo eléctrico se encuentre aún lejos del mercado comercial a gran escala. No obstante, en los últimos años se ha estudiado la posibilidad de convertir al vehículo eléctrico en un componente más del sistema eléctrico, utilizando su mecanismo de almacenamiento para mejorar la eficiencia global del sistema eléctrico. (Red Electrica de España, 2015). Uno de los problemas de los actuales sistemas eléctricos de potencia es que la energía eléctrica producida debe ser consumida instantáneamente, ya que no existen mecanismos viables, tanto técnica como económicamente, para el almacenamiento de energía, como por ejemplo los excedentes de energía de un parque eólico o fotovoltaico en periodos de baja demanda. El vehículo eléctrico puede convertirse en ese catalizador para el almacenamiento de esa energía excedente, y más importante aún, poder devolver esa energía al sistema cuando se lo requiera.

2. Esquemas de conexión del vehículo eléctrico en la red En el año 2015 se superó el umbral del millón de vehículos eléctricos sobre la carretera a nivel mundial, incremento motivado gracias a las políticas gubernamentales para el fomento en el uso de este sistema de transporte, así como también al apoyo del sector automotriz en la mejora constante de esta tecnología (International Energy Agency, 2016). El aumento en la tendencia en la comercialización de vehículos eléctricos, requiere que las redes eléctricas actuales estén acondicionadas para 334

su conexión, por lo que desde hace algunos años se han estudiado tres posibles configuraciones en las cuales el vehículo eléctrico puede interactuar con la red eléctrica (Chunhua, K.T, Diyun, & Shuang, 2013). 2.1 Vehicle to Home Una configuración Vehicle to Home o V2H permite a un vehículo eléctrico conectarse a la red eléctrica existente de la vivienda del usuario para recargar o descargar su energía por medio de un cargador bidireccional. Cuando un vehículo eléctrico necesita carga eléctrica, la forma más cómoda para el propietario del vehículo es conducir a casa y simplemente enchufar el vehículo a la toma preparada para ese efecto. De forma general, V2H está compuesta por un vehículo eléctrico conectado a una red eléctrica domestica mediante un cargador bidireccional. La fuente de energía puede provenir de la red de suministro de la empresa eléctrica local o través de generación renovable de pequeña escala instalada en el lugar de la recarga. También se requiere de un operador de la red eléctrica, el cual gestionará el recurso energético en caso de requerirlo mediante enlaces de comunicación que conecten al vehículo eléctrico con la red eléctrica. Entre las características más importantes de este tipo de configuración podemos destacar: -

Configuración simple y flexible, ya que solo interviene un vehículo Infraestructura sencilla y de fácil instalación. Capacidad de suministrar potencia reactiva en caso de requerirlo. Posibilidad de entregar potencia activa a la red para contribuir a la mejora del perfil de carga del hogar. Gestionar la recarga del vehículo en los periodos donde el precio de la electricidad es más bajo, así como también venderla a la red en los periodos con los precios más altos. Contribuye altamente a los sistemas de generación distribuida, que forman parte de las Smart Grids o Redes Inteligentes. 335

Figura 2. Configuración Vehicle to Home (Chunhua, K.T, Diyun, & Shuang, 2013).

2.2 Vehicle to Vehicle Una configuración Vehicle to Vehicle o V2V permite a varios vehículos eléctricos (como por ejemplo los vehículos de un barrio o de un estacionamiento público), transferir su energía a través de cargadores bidireccionales hacia la red local. La diferencia con la configuración V2H radica en que el control de la energía que se entrega a la red es realizado mediante un controlador o también llamado agregador. Una red V2V está compuesta por varios sistemas V2H como por ejemplo: varios vehículos de un estacionamiento, cuyos puntos de recarga están enlazados al agregador. Este último permite que todos los vehículos interactúen entre sí, así como también ejecuta el control de despacho de energía, ya sea hacia la red o hacia otros vehículos que lo requieran. Bajo esta configuración es posible establecer prioridades, 336

como por ejemplo: que primero se recarguen todos los vehículos conectados y el excedente sea enviado a la red. Cabe destacar, que el despacho a red debe ser coordinado y ejecutado por el operador independiente del sistema (ISO en inglés), el cual tendrá un enlace directo de comunicaciones con el agregador. Entre las características más importantes de este tipo de configuración podemos destacar: -

Permite la integración de varios vehículos eléctricos o de varios sistemas V2H. Ideal para operar en barrios o comunidades. Precios más bajos de la energía gracias al comercio de energía con la red local. Incrementa la eficiencia de carga/descarga de los vehículos eléctricos conectados. Capacidad de suministrar potencia reactiva en caso de requerirlo. Infraestructura simple y con bajos niveles de pérdidas de transmisión.

Figura 3. Configuración Vehicle to Vehicle (Chunhua, K.T, Diyun, & Shuang, 2013).

337

Los conceptos anteriormente revisados han evolucionado para dar paso a una configuración completamente integrada a la red, la llamada Vehicle to Grid o V2G. La configuración V2G permite al vehículo eléctrico conectarse a la gran red de potencia y actuar como reguladores del sistema y así poder dar estabilidad a la red. Las características y detalles de esta configuración será objeto de un análisis más detallado y profundo en el siguiente capítulo. 2.3 Vehicle to Grid Los conceptos anteriormente revisados han evolucionado para dar paso a una configuración completamente integrada a la red, la llamada Vehicle to Grid o V2G. La tecnología V2G es aquella en la cual los vehículos eléctricos pueden absorber y almacenar energía proveniente de la red eléctrica además de tener la posibilidad de devolverla a la misma cuando sea requerida. En pocas palabras, es una interface eléctrica bidireccional que permite a los vehículos eléctricos absorber y entregar energía del sistema (Diyun, Chunhua, & Shuang, 2011). El concepto de V2G fue propuesto por primera vez por Kempton and Letendre (Kempton & Letendre, 1997), los cuales sugirieron que el uso de los vehículos eléctricos puede generar ganancias económicas para sus propietarios, gracias a que dichos vehículos pueden proveer de servicios auxiliares a la red eléctrica. Entre esos servicios tenemos la regulación (balance entre la demanda y el consumo segundo a segundo), reserva de energía y provisión de reserva pico (Richardson, 2012). La configuración V2G es una evolución de la red V2H pero integrada completamente a la gran red de media y alta tensión. Entre las múltiples ventajas que tiene la implementación de este tipo de configuración tenemos: -

Involucra una cantidad considerable de vehículos eléctricos. Puede integrarse con casas inteligentes, estacionamientos y estaciones de recarga rápida para intercambio de potencia. 338

Los vehículos eléctricos pueden proveer potencia reactiva a la red usando sus capacitores internos. Puede incorporar las tecnologías V2H o V2V pero no es un requisito indispensable para su operación. Es operado generalmente a gran escala y favorece el desarrollo de las redes inteligentes o Smart Grids.

En la figura 4 podemos observar la estructura de una red V2G. Figura 4. Estructura de una red V2G (Chunhua, K.T, Diyun, & Shuang, 2013).

339

2.3.1 Beneficios para la red eléctrica. -

Regulación de voltaje y frecuencia.- los servicios de regulación de frecuencia funcionan haciendo coincidir la producción de energía eléctrica con la demanda de carga. Estos procesos deben realizarse mediante un control en tiempo real que permita ajustar la potencia de salida del generador en función de señales enviadas por el operador del sistema (Yiyun, Can, Lin, & Lin, 2011). Los sistemas de carga y descarga rápida de los vehículos eléctricos hacen que, una arquitectura V2G sea una alternativa atractiva para regulación de frecuencia. La ventaja radica en que el vehículo eléctrico puede responder rápidamente ante una solicitud de regulación, la cual puede ser controlada de forma individual para cada vehículo (Yilmaz & T. Krein, 2013).

La regulación de frecuencia es posible gracias a que se puede integrar en el cargador de la batería un control de voltaje. El cargador puede compensar la potencia reactiva, capacitiva o inductiva, seleccionando adecuadamente el ángulo de fase de la corriente. Si el voltaje de la red es demasiado bajo, el sistema de carga se detiene. Por el contrario, si el voltaje es alto, la recarga se reinicia nuevamente. -

Nivelación de la carga y del pico de potencia.- Una red V2G puede controlar el nivel de energía, descargando durante los picos diarios y cargando durante periodos de baja demanda. El operador del sistema establece estrategias encaminadas a una recarga inteligente y que permita una óptima operación del sistema. Muchos autores proponen mecanismos de recargas inteligentes basados en los precios del mercado, de tal manera que esto contribuya a aplanar la curva de demanda y minimizar la factura de energía eléctrica para el propietario del vehículo.

Reserva rodante.- El concepto de reserva rodante se refiere a aquellas centrales de generación, que sin estar entregando energía eléctrica, están siempre disponibles ante cualquier eventualidad que ocurra en la red (Yiyun, Can, Lin, & Lin, 2011). Por lo general, están disponibles luego de 10 minutos de haber recibido la orden del operador del sistema y operan a bajas o velocidades parciales para sincronizarse a la red. 340

Este servicio es favorable para los usuarios de los vehículos eléctricos ya que estos podrán recibir incentivos solo por mantener conectados los mismos por algunas horas, incentivos que se recibirán mediante la firma de contratos de reserva rodante que podrían manejarse a través del número de solicitudes y duración de las mismas, con un máximo de 20 llamadas por año y 1 hora por llamada. 2.3.2 Beneficios para los usuarios. La mayor parte de vehículos eléctricos permanece un 95% del tiempo estacionados aproximadamente, ya sea conectados para recarga o simplemente inactivos (Mehrdad, Milad, & Saeed, 2012); por lo tanto, ese tiempo en el cual el vehículo no se utiliza para las funciones de transporte puede ser conectado a una red V2G y recibir compensaciones económicas por aquello. Se tiene previsto que los propietarios puedan recibir réditos económicos por la participación de su vehículo en la red V2G, y de esta manera compensar parcialmente el costo de la batería del mismo o cualquier otro efecto sobre esta que pueda ser consecuencia de la participación en el programa (B. Harris & E Webber, 2012). De acuerdo a (Yilmaz & T. Krein, 2013), los servicios de regulación, tanto de voltaje como de frecuencia, son los que producen menor impacto sobre el sistema de almacenamiento del vehículo y a su vez generan más réditos económicos para el usuario. Por otra parte (Sandels, Franke, Niklas, Nordstrom, & Hamrén, 2010) sugieren que la utilización de los sistemas de almacenamiento de los vehículos en redes V2G, puede influir en los precios resultantes del mercado eléctrico. Esto último no solo podría beneficiar a los propietarios de vehículos que participan del programa, sino también a aquellos que no posean uno. Los motores eléctricos de inducción, mayormente utilizados en el sector industrial y manufacturero, requieren de una cantidad significativa de potencia reactiva instantánea durante un corto periodo. Además, producen una alta corriente de arranque que causa una caída de 341

tensión y a su vez una reducción del torque del motor. Un mecanismo para reducir estos efectos es inyectar energía reactiva a la red de distribución a través de interfaces de electrónica de potencia. De acuerdo a (Mehrdad, Milad, & Saeed, 2012), el inversor que dispone un vehículo eléctrico es capaz de proveer la energía reactiva necesaria para el arranque del motor, sin que esto debilite la red de distribución de una planta industrial.

3. Desafíos en la implementación de redes v2g en los sistemas eléctricos actuales 3.1 Actualización de las redes eléctricas existentes El sistema eléctrico actual es un esquema centralizado, en el cual las fuentes de generación se encuentran distantes de los centros de consumos. A esto hay que incluir que mucha de la carga que compone la curva de demanda de energía incluye electrónica de potencia, lo que trae consigo problemas tales como: generación de corrientes armónicas, interferencias o ruido en telecomunicaciones, distorsiones en el voltaje de salida de equipos, etc. La recarga de los vehículos eléctricos desde el punto de vista técnico, es una recarga de alta potencia, con una carga no lineal involucrada (electrónica de potencia) y que puede causar problemas similares a los mencionados en el párrafo anterior. Sin un control adecuado de la recarga vehicular, estos problemas se pueden incrementar incluso ocasionarían la aparición de otros problemas tales como (Li, Ge, & Zhang, 2012): -

Incremento de la brecha entre el consumo pico y valle de la curva de demanda.

Sobrecarga del equipamiento de red. 342

Como consecuencia de lo anterior, se reduce la seguridad de suministro eléctrico.

Este reto es el que la gran mayoría de redes eléctricas de los entornos urbanos del mundo deben enfrentar inicialmente para la implementación del vehículo eléctrico en las redes de distribución. Lili Li (Li, Ge, & Zhang, 2012) propone que la actualización de las redes eléctricas se realice a gran escala, es decir grandes inversiones que permitan el desarrollo del vehículo a gran a escala. Se deben aprovechar los corredores ya existentes por donde se encuentra el tendido eléctrico para mejorar las redes de distribución y todo el equipamiento necesario, con la finalidad de reducir el impacto de dichos cambios en la red eléctrica de una ciudad. 3.2 Operación y control de la red El advenimiento de las fuentes de generación con fuentes renovables incrementó los puntos de generación del sistema por lo que el control de todas ellas, incluidas las grandes centrales supone un reto para el operador del sistema de una red eléctrica, ya que si el control es deficiente supondría la reducción en la fiabilidad y estabilidad del sistema. La inclusión del vehículo en la red eléctrica, supondría pasar de cientos a millones de pequeños puntos de generación eléctrica, cada uno de ellos capaces de entregar pequeñas cantidades de energía hacia la red. El control de millones de generadores conectados a la red de distribución es otro de los retos a los cuales debe enfrentarse el operador independiente del sistema (Saedi Dehaghani & S. Williamson, 2012) ya que este deberá conocer el estatus, la disponibilidad y las debilidades de estos pequeños “generadores” en cualquier instante, además el operador dispondrá de métodos de control para evitar la de caída de voltaje producida por la recarga masiva de vehículos. La guía del vehículo eléctrico de la Comunidad de Madrid (Comunidad de Madrid, 2009) indica que ante la inminente penetración 343

masiva de vehículos eléctricos a la red, la conexión de estos deberá realizarse mediante dispositivos de comunicación vehículo-red, con la finalidad de evitar variaciones bruscas en la demanda y problemas de estabilidad del sistema, como consecuencia de la conexión/desconexión simultanea de los vehículos de la red. Para sistemas con una gran carga en continuo, se podrían utilizar los contadores inteligentes de cada vivienda, para que de esta manera el operador de la red de distribución o del sistema pueda gestionar la operación del vehículo eléctrico de forma óptima. Ortega-Vásquez (Ortega Vasquez, Bouffard, & Silva, 2013) indica que para una operación eficiente del sistema eléctrico, el operador del sistema debe determinar el estado y la capacidad de producción de sus fuentes de generación necesarios para servir a la demanda programada (la cual incluye la carga de los vehículos eléctricos). Se debe considerar un porcentaje mínimo de reserva de generación, para de esta manera aprovechar las ventajas del almacenamiento de energía de los vehículos eléctricos. Figura 5. Interacción del Operador Independiente del Sistema (ISO) con el vehículo eléctrico y otras fuentes de generación eléctrica, (Mid-Atlantic Grid Interactive Cars ).

344

3.3 Tipo de recarga aplicada al vehículo La implementación de vehículos eléctricos no solo depende de disponer de las instalaciones adecuadas (puntos de recarga, estacionamientos, etc.); dependiendo de la tecnología y de las condiciones de operación, los vehículos eléctricos pueden ser recargados de forma lenta, semi-rápida y rápida (IDAE, 2011). El tipo de recarga es un factor importante a tomar en cuenta por la empresa eléctrica de suministro, ya que de esto depende la operatividad y operación de la flota eléctrica que utilice los puntos de recarga. Además, dependiendo del tipo de recarga, el equipamiento del sistema debe estar dimensionado para la potencia que se proyecta suministrar. Los tipos de recarga disponibles y sus características se describen a continuación: -

Carga lenta.- esta tipología es la más común y la más estandarizada entre los fabricantes de vehículos eléctricos. Como detalles técnicos se pueden mencionar que estos puntos de recarga proveen de energía eléctrica monofásica a 230 Voltios y hasta 16 Amperios en corriente alterna. Dependiendo del vehículo y de la capacidad de almacenamiento de sus baterías, el tiempo de recarga puede estar entre las 4 y 8 horas (IDAE, 2011)

Carga semi-rápida.- tipología de recarga que opera a 400 voltios trifásicos y con capacidad de proveer hasta 16 Amperios, es decir, 11 kW de potencia máxima. Este tipo de recarga ha sido pensada para ser utilizada en estacionamientos públicos o centros de actividad como: centros comerciales o palacios de congresos, con la finalidad de aprovechar el tiempo de permanencia media de los vehículos en estos centros (aproximadamente 3 horas) para recargar los mismos (IDAE, 2011).

Carga rápida.- las recargas de este tipo emplean potencias superiores a 40 kW. La característica más importante de esta tipología, es que un vehículo turismo de tamaño medio puede ser recargado al 80% de su capacidad en un tiempo de 30 minutos. Para ello utilizan el estándar CHAdeMO (único disponible en la actualidad) que utiliza una potencia de 50 kW (125 Amperios – 500 voltios) en corriente continua (IDAE, 2011). 345

Carga por inducción.- este tipo de recarga se da gracias a la transferencia de energía entre la estación de carga y el vehículo eléctrico sin que haya contacto directo entre ellos de forma similar a la de un transformador convencional. El flujo de una corriente en la bobina primaria produce un campo magnético, que a su vez induce una tensión de inducción en la bobina secundaria y a su vez una corriente. El campo magnético que se genera en la bobina secundaria se solapa con el campo magnético de la bobina primaria.

Un estudio llevado a cabo por el Instituto Frauenhofer en el año 2010, analizó los costos del kWh suministrado a través de las diferentes tecnologías de recarga vehicular según la infraestructura de recarga (Frauenhofer ISI, 2010). Los resultados de dicho estudio se resumen en la tabla 1. Tabla 1. Estudio comparativo de tecnologías de recarga vehicular (Frauenhofer ISI, 2010).

346

3.4 Recarga masiva de vehículos eléctricos Una situación que guarda relación con el apartado anterior es el impacto que supondrá sobre las redes de distribución la recarga, de cientos de vehículos eléctricos en un determinado instante de tiempo. Un vehículo eléctrico medio consume alrededor de 14 kWh por cada 100 km, por lo tanto, un vehículo que recorra unos 15000 Km al año consumiría 2100 kWh un consumo similar al promedio de consumo de electricidad doméstico (Ceña & Santamarta, 2009). Si ahora establecemos un escenario en el cual se recargan 2 millones de coches en un determinado periodo, las condiciones de operación del sistema eléctrico cambian y el equipamiento (protecciones, seccionadores, equipos auxiliares, etc.) deben estar ajustadas para esos cambios repentinos. Una carga descoordinada significa que las baterías de los vehículos eléctricos comienzan a recargarse de manera inmediata una vez que son conectados a la toma correspondiente, y continúan cargándose hasta que, la batería este completamente cargada o si se desconectase de la toma de energía. Operaciones de carga descoordinada favorecen el incremento de la carga en horarios pico y pueden causar problemas de pérdidas de potencia y caídas de tensión que pueden afectar la calidad del suministro eléctrico. De acuerdo a (Halbleib, Turner, & Naber, 2012), la carga descoordinada de vehículos eléctricos puede producir un incremento del 22% de la factura eléctrica de un cliente doméstico, debido a recargos por incremento de demanda. Si hablamos del impacto sobre la red eléctrica, un estudio realizado en Dinamarca en base a 2200 vehículos eléctricos, demuestra que la recarga de estos incrementan el pico de demanda de forma considerable tal y como se muestra en la figura 6. (Sundstrom & Binding, 2012):

347

Figura 6. Carga base y total con inclusión de vehículos eléctricos (Sundstrom & Binding, 2012).

Para evitar impactos negativos sobre la red, el operador de la red deberá establecer un sistema inteligente y coordinado de carga y descarga, lo que contribuirá a mejorar aspectos tales como: (Yilmaz & T. Krein, 2013): -

Desviaciones (cambios en los planes de producción diarios de energía),

Reducción de los flujos de corriente en las líneas,

Sobrecarga de los transformadores,

Mejora de los niveles de voltaje.

Pero estos sistemas coordinados de recarga son más apropiados para los niveles 1 y 2 de carga (véase la tabla 2), es decir cargas capaces de suministrar una potencia superior a 4 kW. Si se optimiza el tiempo de recarga se puede lograr que los costos de energía se reduzcan con un mínimo incremento de la carga pico. (Cao, y otros, 2012) propone un método de control de carga el cual se adapte a los precios del mercado 348

eléctrico por periodos, estableciendo una relación entre la potencia necesaria para cargar el vehículo y el estado de carga de la batería (SOC en inglés) demostrando que se puede conseguir una reducción del 40% en los cargos de potencia cuando se realiza una carga coordinada de múltiples vehículos. Tabla 2. Detalles técnicos de los diferentes niveles de carga de vehículos eléctricos (Yilmaz & T. Krein, 2013).

Por otro lado, O. Sundstrom (Sundstrom & Binding, 2012) clasifica los sistemas coordinados en dos tipos: uno descentralizado, en el cual el vehículo eléctrico optimiza su comportamiento de carga en función del precio de mercado, el cual es transmitido directamente al vehículo. El esquema centralizado básicamente consiste en un sistema central que controla directamente la carga del vehículo, en función de los requerimientos del operador de dicho sistema. 3.5 Pérdidas en la conversión de energía Otro reto al cual tienen que enfrentarse las empresas eléctricas de suministro eléctrico son las pérdidas que se producirían cada vez que el vehículo eléctrico convierte, transmite y almacena energía eléctrica (Saedi Dehaghani & S. Williamson, 2012). Las pérdidas de un vehículo 349

elĂŠctrico se pueden dar en la electrĂłnica de potencia, en los motores elĂŠctricos e incluso en el sistema de propulsiĂłn. Si hacemos un anĂĄlisis â&#x20AC;&#x153;desde el pozo a la ruedaâ&#x20AC;?, la eficiencia total del sistema, tanto como para almacenar energĂa como para entregarla a la red se puede explicar mediante la ecuaciĂłn 1. El proceso inverso para introducir a la red elĂŠctrica la energĂa acumulada en el sistema de almacenamiento del vehĂculo se calcula mediante la ecuaciĂłn 2. Eficiencia de la energĂa almacenada (đ?&#x153;&#x201A;đ??¸) đ?&#x153;&#x201A;đ??¸ = đ?&#x153;&#x201A;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;&#x201A; â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x153;&#x201A;đ??śâ&#x201E;&#x17D;đ?&#x2018;&#x17D;đ?&#x2018;&#x;đ?&#x2018;&#x201D;đ?&#x2018;&#x2019; â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x153;&#x201A;đ??ľđ?&#x2018;&#x17D;đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ą = 0.39

(1)

DĂłnde: đ?&#x153;&#x201A;đ?&#x2018;&#x2020;đ?&#x2018;&#x2021;đ?&#x2018;&#x201A; = Eficiencia en el proceso de transmisiĂłn y generaciĂłn de energĂa elĂŠctrica, hasta el conector, cuyo valor es aproximadamente se sitĂşa entre el 50 y un 52% đ?&#x153;&#x201A;đ??śâ&#x201E;&#x17D;đ?&#x2018;&#x17D;đ?&#x2018;&#x;đ?&#x2018;&#x201D;đ?&#x2018;&#x2019; = Eficiencia en la carga del vehĂculo elĂŠctrico la cual ronda el 94% aproximadamente. đ?&#x153;&#x201A;đ??ľđ?&#x2018;&#x17D;đ?&#x2018;Ąđ?&#x2018;Ą = Eficiencia en el almacenamiento de energĂa. Aproximadamente de un 80% Eficiencia en el retorno de la energĂa elĂŠctrica almacenada hacia la red elĂŠctrica (đ?&#x153;&#x201A;đ?&#x2018;&#x2030;2đ??ş) đ?&#x153;&#x201A;đ?&#x2018;&#x2030;2đ??ş = đ?&#x153;&#x201A;đ??¸ â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x153;&#x201A;đ??śđ??ťđ??´đ?&#x2018;&#x2026;đ??şđ??¸ â&#x2C6;&#x2014; đ?&#x153;&#x201A;đ??şđ?&#x2018;&#x2026;đ??źđ??ˇ = 0.34

(2)

DĂłnde: đ?&#x153;&#x201A;đ??¸ = Eficiencia de la energĂa almacenada = 0.39 đ?&#x153;&#x201A;đ??śâ&#x201E;&#x17D;đ?&#x2018;&#x17D;đ?&#x2018;&#x;đ?&#x2018;&#x201D;đ?&#x2018;&#x2019; = Eficiencia en el proceso de recarga = 0.94 đ?&#x153;&#x201A;đ??şđ?&#x2018;&#x;đ?&#x2018;&#x2013;đ?&#x2018;&#x2018; = Eficiencia de la red de distribuciĂłn, la cual es aproximadamente del 92%

Del anĂĄlisis anterior, nos queda que la eficiencia de la red V2G es relativamente baja, por lo que es necesario que las empresas de suministro elĂŠctrico consideren este aspecto antes de utilizar los vehĂculos elĂŠctri350

cos como mecanismo de almacenamiento de excedentes energéticos. Dependiendo de las estrategias de recarga, más del 15% del total de las redes actuales de distribución deberían ser actualizadas o realizar inversiones para adaptarse a la demanda de vehículos eléctricos. Si dichos cambios no se realizan, las pérdidas eléctricas en la red podrían incrementarse en un 40% en horas pico cuando el 60% del parque automotor son coches eléctricos (Yilmaz & T. Krein, 2013). Figura 7. Análisis de pérdidas en redes V2G (Saedi Dehaghani & S. Williamson, 2012).

3.6 Reducción de la calidad del suministro eléctrico Los vehículos eléctricos disponen de una gran cantidad de electrónica de potencia, necesaria para procesos tales como la carga y descarga de la batería, así como también para la propia operación del vehículo. La electrónica de potencia es el paso intermedio para una conversión de energía eléctrica eficiente mediante el uso de dispositivos semiconductores de potencia, los mismos que van desde los diodos de potencia y 351

los tiristores, hasta los IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor) e IGCT (Integrated Gate Commutated Thyristor), estos últimos utilizados ampliamente en los procesos de transporte de la energía (Linder, 2006). Los cargadores de los vehículos eléctricos emplean grandes convertidores AC-DC los cuales distorsionan la onda de corriente (Moses, Dielami, Masoum, & Mosoum, 2010). La distorsión de onda provocada por estos cargadores es difícil de determinar ya que depende de algunos factores tales como el estado de carga inicial de la batería y su perfil de recarga. Un estudio llevado a cabo por (Staats, Grady, Arapostathis, & Thallam, 1997) demuestra el contenido armónico del sistema de carga de un vehículo eléctrico, el cual se muestra en la tabla 3, mostrada a continuación. Tabla 3. Contenido armónico del sistema de carga de un vehículo eléctrico (Staats, Grady, Arapostathis, & Thallam, 1997).

Por otra parte, en (Moses, Dielami, Masoum, & Mosoum, 2010) se demuestra el impacto de la conexión del vehículo eléctrico en una Smart Grid. Entre las principales conclusiones a las que se llega en estudio están: -

Una baja penetración de vehículos eléctricos con rangos normales de carga, producen bajos niveles de armónicos y desviaciones de voltaje, con un mínimo valor de pérdidas de energía. 352

Cargas rápidas producirán armónicos de voltaje y pérdidas significativas, además de sobrecargas en los transformadores si la recarga se concentra en las horas pico. Una alta penetración de vehículos eléctricos (por ejemplo en barrios o estacionamientos), puede causar inaceptables y severos niveles de armónicos de voltaje, pérdidas de energía y sobrecarga en transformadores. Mientras que las redes de alta tensión pueden soportar un incremento en el parque de vehículos eléctricos, las redes de baja tensión pueden ser vulnerables ante tal incremento, provocando sobrecarga en los componentes de dichas redes, como por ejemplo los transformadores.

En base al mismo estudio, en la tabla 4, se aprecia en detalle el impacto de diferentes modalidades de carga en la calidad del suministro eléctrico. Tabla 4. Impacto de la recarga del vehículo eléctrico sobre la calidad del suministro eléctrico (Moses, Dielami, Masoum, & Mosoum, 2010).

353

3.7 Incentivar al usuario En algunos países se ofertan tarifas preferenciales de energía eléctrica para la recarga de los vehículos eléctricos (generalmente en horas de la noche), y de esta manera no solo incentivar económicamente al cliente, sino también reducir la carga pico del sistema (Yilmaz & T. Krein, 2013). Las recargas de los vehículos eléctricos se realizarían en horarios “no pico” o valle durante la noche, periodos en los que la demanda de electricidad es baja y los equipos de generación están suministrando la potencia base. Muchos estudios (Van Vliet, Brouwerb, Kuramochi, Van den Broek, & Faaij, 2011) (Qian, Zhou, Allan, & Y., 2006) demuestran que con este tipo de incentivos, la carga base se estabiliza y se minimizan los impactos sobre la carga pico en horarios nocturnos, es decir, un esquema de recarga en horarios valle permitiría aplanar la curva de demanda, es decir, reduciría la brecha entre la demanda pico y la demanda valle. Por ejemplo, en España mediante Real Decreto 647/2011 del 9 de Mayo, se crea el peaje de acceso 2.1 DHS para su aplicación a los suministros eléctricos de entre 10 y 15 kW (Junta de Castilla y León, 2013), creando de esta manera un paquete de incentivos para impulsar la compra y uso de vehículos eléctricos. Con el precio del kWh por la noche algo más bajo, la recarga de las baterías de un vehículo eléctrico es algo más barata que con la anterior tarifa valle (Motor Pasion Futuro, 2011). Tabla 5. Discriminación horaria supervalle (Junta de Castilla y León, 2013).

354

4. Conclusiones Dado que el vehículo eléctrico aún no ha tenido el despegue comercial esperado, el impacto de una conexión masiva aún no se ha podido evidenciar en un sistema eléctrico de potencia a escala real. Sin embargo, las limitantes antes estudiadas nos pueden dar una idea del probable impacto que tendría la conexión masiva de vehículos eléctricos sobre la gran red eléctrica. Las limitantes propias de la tecnología del vehículo eléctrico tales como: limitación de autonomía, escasez de infraestructura de recarga eléctrica e incluso la no estandarización de los sistemas de recarga han minimizado los efectos de esta tecnología sobre la red. Es necesario indicar que cualquier iniciativa relacionada a la integración de los vehículos eléctricos en la red necesita de una normativa pública que la regule. De esta forma se puede controlar la cantidad de vehículos eléctricos que podría participar en este tipo de programas y así garantizar que los servicios eléctricos como regulación de frecuencia y voltaje, reserva rodante, entre otros no afecten la operación ni los ingresos económicos de centrales de generación de mayor capacidad que también pueden proporcionar estos servicios. Los incentivos para el usuario, tanto para la compra de vehículos eléctricos como también para la participación en un programa V2G, son tan importantes como los detalles técnicos que se requieren para la implementación de redes de este tipo. Si el incentivo económico no es suficiente o si las condiciones de participación en el programa no son las más adecuadas, los usuarios únicamente utilizarán sus vehículos como medio de transporte. Un mecanismo de incentivo para que los usuarios participen, sería la de establecer tarifas eléctricas únicas y de bajo costo para recarga de vehículos eléctricos, así como también incentivos económicos en forma de descuentos para aquellos usuarios que conecten sus vehículos en determinados horarios de acuerdo a las solicitudes del operador del sistema eléctrico. 355

Las inversiones en mejoras y repotenciación de las redes eléctricas que se realizarían para el ingreso masivo de vehículos eléctricos, no solo servirán para este fin. Los recientes desarrollos en sistemas de generación distribuida y Smart Grids obligarán a las empresas de suministro eléctrico a mejorar y/o repotenciar las redes eléctricas para la instalación del equipamiento que requieren este tipo de redes. Aspectos como la eficiencia energética, el soporte para servicios auxiliares y la posibilidad de almacenamiento de los excedentes de las energías renovables brindan buenas posibilidades para una integración a gran escala de esta tecnología con sistemas de generación distribuida y las grandes redes inteligentes o Smart Grids.

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358

Introducción La energía eléctrica es necesaria para desarrollar las actividades del ser humano tales como la agricultura, transportación, telecomunicaciones y actividades industriales que influyen en el crecimiento económico (Shafie, Mahlia, Masjuki, & Andriyana, 2011) A causa de la crisis de energía eléctrica a nivel mundial, el uso de energías renovables como el sol, viento, mareas, entre otras, es la demanda de hoy y la necesidad del mañana. Los sistemas que se implementan y aceptan en todo el mundo de forma general son solares (Romero, y otros, 2013). El utilizar formas de generar electricidad amigable con el medio ambiente, es una alternativa atractiva y rentable para las compañías productoras de energía eléctrica, respecto al uso de combustibles fósiles como los derivados del petróleo y gas. La energía solar es un recurso gratuito, inagotable y limpio, la cual es el centro de investigaciones recientes en el campo de la energía, muchas de las cuales son acerca del bajo rendimiento en la conversión de los sistemas solares (Mekhielf, Saidur, & Kamalisarvestani, 2012). Un componente importante dentro de los sistemas de generación de electricidad con fuentes renovables de energía en sistemas fotovoltaicos son los inversores, la función de un inversor es cambiar un voltaje de entrada de cd (corriente directa) a un voltaje simétrico de salida de ca (corriente alterna), con la magnitud y frecuencia que se desea (Bedford & Hoft, 1964). Hoy en día existe la problemática del uso incorrecto e ineficiente de la energía eléctrica en los sistemas de alimentación, el cual se complica con el paso del tiempo, lo que ocasiona una tendencia en el desarrollo de sistemas con mayor eficiencia (η) en el uso de la electricidad. La tecnología de los dispositivos de estado sólido se desarrolla de manera constante, lo que permite que la electrónica de potencia tome importancia en numerosas aplicaciones como controladores de calor, 360

controles de iluminación, control de motores, fuentes de alimentación, sistemas de alimentación interrumpibles, etc. En especial la conversión de cd-cd tiene grandes avances que se extienden a la conversión ca-cd y a la conversión cd-ca con una nueva forma de conceptualizar dicha conversión. En este caso se realiza la implementación de un inversor trifásico en un sistema fotovoltaico tipo isla para aplicaciones agrícolas e industriales en bombas y motores trifásicos, el sistema fotovoltaico está compuesto por 5 paneles solares de 250 W (watts) de potencia cada uno, en total el sistema es de 1250 W, que alimenta un motor de 1/2 HP (por sus siglas en inglés horse power) en 220 V (volts), de 4 polos y 1800 rmp (revoluciones por minuto). En la figura 1 se muestra el esquema de los elementos para la generación de electricidad con un sistema solar fotovoltaico aislado, este trabajo se enfoca en el convertidor elevador de cd-cd y el inversor trifásico. Por lo que, como primer tema se aborda el diseño y construcción del convertidor elevador de cd-cd, ya que el inversor requiere de una fuente constante en la entrada de cd. Figura 1. Esquema de un sistema fotovoltaico aislado.

361

1. Convertidor elevador Es una topología básica de los convertidores cd-cd en la que el circuito abre y cierra un interruptor electrónico. Se denomina convertidor elevador porque el voltaje de salida V0 es mayor que al de la entrada Vs (Hart, 2001), el circuito del convertidor elevador se muestra en la figura 2. Figura 2. Convertidor elevador (Juárez, 2009).

Cuando el interruptor cierra, el diodo se polariza en inversa. Por la ley de Kirchhoff para los voltajes en la malla que incluye la fuente, el inductor (L) y cuando el interruptor se cierra es: VL  Vs  L

dit dt

o diL Vs  dt L

El ritmo de variación de la corriente es una constante, por lo que la corriente aumenta de forma lineal cuando el interruptor se cierra, como se muestra en la figura 3. La variación de corriente en el inductor se calcula al utilizar la siguiente ecuación: 362

iL iL Vs   t t L

Figura 3. Circuito equivalente al cerrar el interruptor (Juárez, 2009).

Figura 4. Circuito equivalente con interruptor abierto (Juárez, 2009).

Al despejar

iL

cuando el interruptor se cierra:

 iL cerrado 

VsT L

Cuando el interruptor está abierto, como se observa en la figura 4, la corriente en el inductor no puede variar de forma instantánea, por lo que el diodo se polariza en directa para proporcionar un camino a la 363

corriente en el inductor. Si se tiene que la tensión de salida constante, la tensión en el inductor es: VL  Vs  V0  L

diL dt

diL Vs  V0  dt L

El ritmo de variación de corriente en el inductor es una constante, por lo que la corriente debe variar de forma cuando el interruptor esté abierto. La variación en la corriente en el inductor con el interruptor abierto es:  iL V V iL   s 0  t 1    T L

Al despejar

iL ,

 iL abierto 

Vs  V0 1    T L

En régimen permanente, la variación neta de la corriente en el inductor debe ser igual a cero. Al utilizar las ecuaciones de  iL cerrado y  iL abierto se obtiene:

 iL cerrado   iL abierto  0 VsT Vs  V0 1    T  0 L L

Al despejar V0 , 364

Vs   1     V0 1     0 V0 

Vs 1

La ecuación anterior muestra que, si el interruptor siempre está abierto y  es cero, la salida es igual a la entrada. Al aumentar el ciclo de trabajo la salida es mayor que la entrada. Además, el voltaje en el inductor debe ser cero cuando el convertidor opere en régimen permanente. La expresión del voltaje medio en el inductor es un período de conmutación es: VL  Vs  Vs  V0 1     0

Cuando el ciclo de trabajo del interruptor se aproxime a la unidad, la salida es infinita. Sin embargo, esto se basa en componentes ideales. Los componentes reales, que producen pérdidas, impiden que la salida sea infinita. En la figura 5 se muestran las formas de onda del voltaje y la corriente del convertidor elevador.

365

Figura 5. Forma de onda del convertidor elevador. (a)Voltaje en el inductor. (b)Corriente en el inductor. (c) Corriente en el capacito (Hart, 2001).

La corriente media en el inductor se calcula al tomar en cuenta que la potencia que se entrega por la fuente debe der igual a la potencia que se absorbe por la resistencia de carga. La potencia de salida  P0  es:

P0 

V0 2 R

La potencia de entrada es Vs I s  Vs I L . Al igualar la potencia de entrada y la potencia de salida, por lo tanto, al usar la ecuación de V0 , se tiene la siguiente expresión: 366

 Vs  2   V Vs 2 1  Vs I L  0    2 R R 1    R

o IL 

1   

Las corrientes máximas y mínimas en el inductor se determinan al utilizar el valor medio, por lo que la variación de corriente se calcula por la ecuación: I m áx  I L 

Vs V T iL   s 2 2 1    2 L

I máx  I L 

Vs V T iL   s 2 2 1    2 L

La ecuación de V0 se desarrolla al tomar en cuenta que la corriente en el inductor es permanente y siempre positiva. Para que la corriente en el inductor sea permanente es necesario que I min sea positiva. Por lo tanto, el límite entre las corrientes permanente y discontinua en el inductor se calcula al utilizar:

I min  0 

1   

 R

Vs T 2L R 

Vs T Vs  2L 2 Lf

La combinación mínima de inductancia y frecuencia de conmutación para obtener corriente permanente en el convertidor elevador es: 367

 Lf min 

 1    R 2

o  1    R 2

Lmin 

1.1. Rizado de voltaje de salida La ecuación anterior se desarrollar al considerar que el voltaje de salida es constante y que el valor del capacitor es infinito. En la práctica, una capacidad finita produce una mínima fluctuación o rizado en el voltaje de salida V0  . El rizado pico a pico del voltaje de salida puede calcularse a partir de la forma de onda de la corriente en capacitor. La variación de la carga del capacitor puede calcularse al utilizar: V  Q   0  T  C V0 R

Por tanto, la expresión de rizado es: V0 

V0T V0  RC RCf

V0   V0 RFf

Donde f es la frecuencia de conmutación en Hertz (Hart, 2001).

368

2. Diseño del convertidor elevador de voltaje cd-cd Al considerar las ecuaciones del apartado del convertidor elevador, se realizan los cálculos para la implementación de un convertidor elevador cd-cd el cual se lleva a cabo en dos etapas, que consiste en conectar dos elevadores en serie. Se requiere que el primer elevador alcance los 150 V, para una potencia de 500 W con un voltaje a la entrada de 12 V cd y que trabaje con una frecuencia de conmutación de 20 kHz (kiloHertz) y que el segundo elevador alcance los 350 V, para una potencia de 500 W con un voltaje de entrada del primer elevador de 150 V, se toma en cuenta una resistencia de carga de 500 W, que simula la potencia que desarrolla el motor de 1/ 2 HP que son 373.35 W. Para su diseño se utilizan los valores que se muestran en la tabla 1, donde se incluyen los componentes para elevar el voltaje desde 12 Vcd (Voltaje de corriente directa) a 350 Vcd: Tabla 1. Valores de los elementos convertidor elevador de voltaje cd-cd. Ciclo de trabajo del interruptor Resistencia de carga Inductor Capacitor Corriente salida Voltaje de salida Potencia

Primer elevador 0.92 45 Ω 1.104 mH 408 uF 3.33 A 150 V 500 W

Segundo elevador 0.5714 245 Ω 7.14 mH 816 uF 1.42 A 350 V 500 W

Los cálculos del convertidor elevador primera etapa, indican que se requiere un inductor de 1.104 mH (miliHenrios) que conmute a 20 kHz, con una corriente media de 41.66 A (amperes). Por la alta frecuencia de conmutación se elige un núcleo de ferrita, ya que es un núcleo que trabaja y tolera las altas frecuencias. Para la selección del diodo se toma en cuenta la frecuencia de conmutación, voltaje y corriente, 369

se elige un diodo de los que se conocen como ultrarápidos, el MUR3020pt. Se elige un MOSFET (por sus siglas en inglés metal oxide semiconductor field-effect transistor) de potencia como dispositivo de conmutación, ya que estos presentan la característica de que trabajan con altas frecuencias. El MOSFET se utiliza con el integrado 555 que funciona como oscilador para generar los pulsos con 92% de ciclo de trabajo a 20 kHz. Sin embargo, el integrado oscilador 555 no tiene la suficiente corriente para activar el MOSFET, por lo que la se implementa un DRIVER IR4427 para que tenga una corriente mayor a la señal del integrado oscilador 555. En la figura 6 (línea anaranjada) se muestra la señal de salida A (Out A) en el osciloscopio del DRIVER IR4427. Esta señal es la que hace que conmute el MOSFET del primer convertidor elevador, por lo que tiene una frecuencia de 20 kHz con un ciclo de trabajo del 92%. Figura 6. Señal de disparo para el MOSFET de la primera etapa elevadora.

370

Se conecta la primera etapa a un acumulador de ciclo profundo (batería) de 12 V con una carga resistiva de 45 Ω (ohms) para comprobar su funcionamiento. La señal de conmutación del MOSFET se puede observar en la figura 6 (línea azul), se puede ver que la señal tiene un ciclo de trabajo del 8%. En la tabla 2 se muestran los valores de entrada y salida de voltaje como corriente para el primer convertidor elevador. Tabla 2. Entada y salida de voltaje y corriente del primer convertidor. Entrada 12.8 V 41.66 A

Voltaje (V) Corriente (A)

Salida 145.6 V 3.4 V

Por lo tanto, la potencia de entrada, como la potencia de salida se determinan con la siguiente ecuación y los resultados se observan en la tabla 3: P  VI

Dónde: P=Potencia en watts (W). V=Voltaje en volts (V). I=Corriente en amperes (A). Tabla 3. Potencia de entrada y salida del primer convertidor elevador. Entrada 533.24 W

Potencia (W)

Salida 495.04 W

Por lo que la eficiencia en el convertidor de la primera etapa es de: 

Psalida 495.04 100   100   92.83% Pentrada 533.24 371

Al diseñar el segundo elevador, se utiliza el integrado oscilador 555 y el driver IR4427. Se construye un inductor de 7.14 mH y un diodo de recuperación rápida MUR840 y un interruptor de potencia MOSFET IRF644. El segundo convertidor elevador se conecta en serie al primer elevador, se tiene una resistencia de carga de 245 Ω. Por lo que, la señal de disparo del MOSFET del segundo convertidor elevador que tiene una frecuencia de 20 kHz y un ciclo de trabajo de 57.14% que se muestra en la figura 7. Figura 7. Señal de disparo de la segunda etapa elevadora.

En la tabla 4 se muestran los voltajes de entrada y de salida de los dos convertidores elevadores, las corrientes de entrada y de salida. Tabla 4. Voltaje y corriente de entrada salida de los convertidores en serie. Voltaje (V) Corriente (A)

Entrada 11.5 V 40.1 A

Salida 331.7 V 1.29 A 372

La potencia de entrada y salida de los dos convertidores elevadores que se conectan en serie se da por la ecuación P  VI . En la tabla 5 se muestran las potencias de entrada y salida de los convertidores en serie. Tabla 5. Potencia de entrada y salida de los convertidores elevadores en serie. Entrada 461.15 (W)

Potencia (W)

Salida 427.89 (W)

Por lo tanto, la eficiencia de los convertidores que se conectan en serie es de: 

Psalida 427.89 100   100   92.78% Pentrada 461.15

3. Tarjetas embebidas La tarjeta embebida genera pulsos al utilizar una modulación senoidal del ancho de pulso para que se activen los IGBT´s, así mismo recibe las mediciones de los sensores de voltaje y corriente para controlar el inversor, el utilizar la tarjeta presenta una opción muy viable para la implementación en el inversor, ya que cuenta con recursos tecnológicos que son de gran utilidad en el control del equipo. El uso de estas tarjetas permite modificar parámetros tales como la amplitud y frecuencia de las salidas de voltaje. En las aplicaciones de control digital, las características que se desean cualquier tarjeta embebida son las siguientes: 

Modulación por Ancho de Pulso (PWM). La mayoría de las acciones de control se llevan a cabo con señales proporcionales como es el PWM.



Velocidad de procesamiento. Se necesita de velocidad de procesamiento específica, para lograr que el controlador sea rápido para la aplicación en la que se desea implementar. 373



Convertidor Analógico a Digital (ADC). Es muy importante que existan lazos de retroalimentación y la mejor manera de leer las variables de retroalimentación es con un ADC, si el microcontrolador lo contiene, no hay necesidad de adecuar un ADC externo y sin costo extra.



Puertos de comunicación. De alguna manera el dispositivo debe ser capaz de enviar información; por ejemplo, a una computadora.

En (Romero M. , 2015) evalúan diversas tarjetas embebidas en donde se concluye que Arduino DUE tiene el mejor desempeño para el uso en inversores, al comparar los recursos, capacidades y costo de otras tarjetas embebidas comerciales disponibles. Arduino DUE es una tarjeta basada en microcontrolador con el CPU SAM3X8E ARM CortexM3 de Atmel. Es una tarjeta con un microcontrolador de 32 bits, tiene 54 entradas/salidas digitales (de las cuales 12 se pueden utilizar como salidas PWM), 12 entradas analógicas, 4 UARTs, un reloj de 84MHz, un USB OTG, 2 DAC, entre otras características. Esta tarjeta funciona con voltajes de 3.3V, a diferencia de las otras versiones de Arduino que solían trabajar con 5V (ATMEL, 2016) (Arduino, 2016) Las señales PWM funcionan a 1kHz cada una.

4. Modulación senoidal del ancho de pulso La tarjeta embebida que se describe en el apartado anterior se utiliza para generar las señales de activación de cada uno de los IGBT´s de las ramas del inversor trifásico, el ancho de cada pulso varía en proporción con la amplitud de una onda senoidal. El factor de distorsión y las armónicas de menor orden se reducen en forma significativa. Las señales de compuerta, según se muestran en la figura 8, se generan al comparar una señal senoidal de referencia con una onda portadora triangular de frecuencia f c . Este tipo de modulación se utiliza en aplicaciones industriales, se abrevia SPWM. 374

La frecuencia de la seĂąal de referencia f r , determina la frecuencia de salida del inversor f o , y su amplitud pico Ar , controla el Ăndice de modulaciĂłn y, en consecuencia, el voltaje rms (por sus siglas en inglĂŠs root mean square) de salida Vo . El nĂşmero de pulsos por medio ciclo depende de la frecuencia de la portadora. Dentro de la restricciĂłn de que dos transistores en la misma rama (đ?&#x2018;&#x201E;1 y đ?&#x2018;&#x201E;4 ), es que no pueden conducir el voltaje instantĂĄneo de salida de manera simultĂĄnea. Figura 8. ModulaciĂłn senoidal de ancho de pulso (Rashid, 1995).

5. GeneraciĂłn de los pulsos de conmutaciĂłn Se diseĂąa un programa para la tarjeta embebida genere los pulsos de activaciĂłn de manera ordenada para cada uno de los IGBTÂ´s, que son los mismos para la lĂnea 1, 2 y 3, desfasados 120Â° entre ellos. Estos pulsos no tienen el suficiente voltaje para poder activar los IGBTÂ´s, por lo que se tiene que implementar un circuito acoplador, por medio de un optoacoplador rĂĄpido que pueda trabajar con altas frecuencias, para aislar el alto voltaje (12 V) necesario para la activaciĂłn de los semiconductores, ya que el voltaje que entrega la tarjeta arduino es de 3.3 V figura 9. 375

Figura 9. Pulsos de activación de los IGBT´s desfasados 120°.

La etapa de acoplamiento se requiere para aislar la etapa de control de la etapa de potencia, el circuito se muestra en la figura 10. Este acoplamiento se basa en el uso de seis opto-acopladores 6N135 (Mendoza, 2003) que portan la señal de conmutación para cada interruptor del puente inversor. El primer transistor refuerza la señal de SPWM para poder suministrar la corriente necesaria al diodo emisor del opto-acoplador. El último transistor se utiliza para invertir la señal del SPWM dada por la configuración de transistor del opto-acoplador. De esta manera, se conecta la compuerta (G) y el emisor (E) del interruptor polarizado (IGBT), al colector y emisor del transistor de salida. Los transistores son el 2n2222 que cumplen con las especificaciones de velocidad de conmutación que se requiere para el uso de la técnica de SPWM (Luna, 1999).

376

Figura 10. Etapa de acoplamiento del inversor trifásico (Luna, 1999).

El emplear opto-acopladores implica utilizar fuentes independientes como las que se usan en la etapa de control, así entonces, se emplean 4 fuentes independientes de +12V, una para la activación de los interruptores de la parte inferior del puente inversor, y 3 para poder activar los interruptores de la parte superior que se muestran en la figura 11. Figura 11. Inversor trifásico.

377

6. Sensores En los inversores es común medir los parámetros de la salida para conocer la respuesta a un comando de entrada. Sensor es un dispositivo que, a partir de la energía del medio ambiente donde se mide, da una señal de salida en otra forma física que es función de la variable medida (Pallás, 2004). Se implementan un sensor de corriente y un sensor de voltaje a cada una de las líneas de salida del inversor trifásico, estas mediciones se retroalimentan a la tarjeta embebida para realizar un control sobre el inversor, con el cometido de mantener dentro de las condiciones óptimas la operación del inversor y que este no pueda sufrir daños físicos por trabajar fuera de sus parámetros de diseño. La finalidad de la implementación del control es tener la frecuencia de 60 Hz, que está en función de la onda moduladora y amplitud del voltaje 220 Vrms. El dispositivo LV25-P de LEM es un sensor de voltaje de efecto Hall de lazo cerrado que trabaja con señales de cd y ca de hasta 500 Vrms. Este sensor tiene aislamiento galvánico entre el circuito primario (alto voltaje) y el secundario (electrónica) y un valor de conversión teórico de 2500:1000 (LEM, 2016). Este sensor necesita de una fuente de alimentación entre ±12V y ±15V. Para obtener la óptima precisión del sensor debe de haber una corriente nominal en el primario (entre HT+ y HT-) de 10 mArms, esto es con el voltaje nominal máximo que se maneje. Es importante saber que el sensor sirve como un transformador de precisión, por lo que no hace conversiones de ca a cd. CSNE151 es un sensor de corriente de efecto Hall de lazo cerrado de Honeywell que trabaja con señales de cd y ca de hasta 25 Amperes de corriente nominal. Este sensor tiene aislamiento galvánico entre el circuito primario (alto voltaje) y el secundario (electrónica) y un valor de conversión teórico de 1-2-3-4-5:1000. Este necesita de una fuente de alimentación entre ±12V y ±15V (Honeywell, 2015). Si se considera 378

que la máxima medición de corriente debe de ser de hasta 25 amperes; Al utilizar la primera configuración con una razón de conversión de 1/1000 se tiene que al haber 25 Arms en la entrada, a la salida se tienen 25 mArms. Este sensor, al igual que el LV25-P, entrega una señal en alterna si la señal de entrada es alterna. Para este caso se utilizan el sensor de voltaje LV25-P y el sensor de corriente CSNE151 (sustituto del LA25-NP de LEM). Con el objetivo de lograr que el sensor de voltaje mida el valor de voltaje rms, al aceptar valores de 0 hasta 500 Vrms. Para el caso del sensor de corriente CSNE151, el objetivo es medir corrientes entre 0 y 25ªrms. Se utiliza la conversión del primario número 1, con un factor de conversión de 1:1000, en el que al circular 25ªrms, se obtienen a la salida 25mArms. El sensor de corriente se debe conectar en serie con la carga al igual que se hace cuando se utiliza un amperímetro. Esto se debe a que la salida de corriente es de 25mA al igual que el sensor de voltaje, la configuración de resistencias para la conversión es la misma. Estas dos señales de voltaje de los sensores se conectan a las dos entradas analógicas del microcontrolador PIC18F2550. Este microcontrolador se encarga de obtener el valor instantáneo de voltaje y corriente a una frecuencia de muestreo se define para que se calcule el valor rms de estas señales. Además, cada vez que se le solicite por el puerto UART pueda enviar el último valor rms que se obtuvo. La potencia se calcula al multiplicar el voltaje rms con la corriente rms. Al momento de solicitar, por ejemplo, el voltaje y corriente rms, se envía un comando 0x17 (hexadecimal), la respuesta se envía como un string de 2 decimales para voltaje y potencia, 3 decimales para corriente y se separa cada valor con un carácter ‘\n’ (nueva línea). Por ejemplo, si se envía el comando 0x77, el resultado puede aparecer en terminal de la siguiente manera: “126.82\n5.36\n679.75\n”, voltaje = 126.82Vrms, corriente = 5.36Arms, potencia = 679.75W. 379

El diseño se hizo de manera que pueda ser modular, es decir, poder utilizar varios de estos en conjunto para que, si se requiere un banco de sensores, se pueda compartir la misma fuente de alimentación. Para este caso se construyeron las tarjetas para adquisición de los valores de corriente y voltaje de cada línea, y de la entrada del sistema fotovoltaico, para monitorear y realizar el control PID sobre el inversor, figura 12. Se implementa un display para la visualización de las mediciones de corriente, voltaje rms y potencia, en las tres líneas de salida en ca y la entrada del sistema fotovoltaico en cd. Figura 12. PCB del sensor de voltaje y corriente.

7. Inversor trifásico El inversor trifásico es un dispositivo que se utiliza para convertir una corriente directa en una corriente alterna, con la magnitud y frecuencia que se desea. En aplicaciones de potencia baja e intermedia se pueden aceptar voltajes de onda cuadrada o cuasi-cuadrada; en cambio, para aplicaciones para alta potencia se requieren formas de onda senoidal con poca distorsión (Rashid, 1995). Los inversores se utilizan en aplicaciones tales como el control de motores de corriente alterna de velocidad ajustable, en los sitemas de 380

alimentación ininterrumpidos de corriente alterna de velocidad austable, en los sistemas de alimentación ininterrumpida o en los variadores de frecuencia, entre otras. El método para efectuar el control de los dispositivos semiconductores de un circuito inversor de potencia es la conmutación basada en la modulación por ancho de pulso (Hart, 2001). Figura 13. Esquema del inversor (Ramos, 2010).

De la figura 13, a partir del análisis de (Ramos, 2010) se resuelve el circuito al aplicar las Leyes de Kirchoff, se considera la caída de tensión en cada componente o la corriente que circula a través de él, de donde se obtiene las siguientes ecuaciones de equilibrio eléctrico: Para la parte de corriente alterna: VAB  ia  ib  Va  Vb  iab  Vab  V   L d  i  i   V  V   3L d  i   V  , luego : b c bc bc  BC   b c dt  dt     VCA  ic  ia  Vc  Va  ica  Vca 

iab  VAB  Vab  d   1   1   ibc  VBC  Vbc dt   3L   3L    ica  VCA  Vca  381

Dónde: iab= Diferencia entre la Corriente de las líneas a y b. ibc= Diferencia entre la Corriente de las líneas b y c. ica= Diferencia entre la Corriente de las líneas c y a. VAB= Voltaje del capacitor entre la línea a y b. VBC= Voltaje del capacitor entre la línea b y c. VCA= Voltaje del capacitor entre la línea c y a. Vab= Voltaje entre las líneas a y b. Vbc= Voltaje entre las líneas b y c. Vca= Voltaje entre las líneas c y a.

Para la parte de corriente continua, idc  C

dVdc Vdc dvdc 1 V  ,   idc  dc dt R dt C RC

Al tener en cuenta que, Vab   S a  Sb   S ab  V    S  S  V   S  c dc  bc   b  bc  Vca   Sc  S a   Sca 



s l l

 sab    sbc  ;  sca 

iRa  VAB  d     s l l  Vdc  3L iRb   VBC  ; dt iRc  VCA 



 dilinea 1    s l l  Vdc  V L  L   dt 3L 

Por lo que se pueden reescribir las ecuaciones de continua y alterna: 382

     d i l l  1 s l l  Vdc  1 V L  L  dt 3L 3L   1   d V L L 1   i  V LL l  l  dt C RC  T   idc  s l l  i l l   

     d i l l  1 d l l  vdc  1 V L  L  dt 3L 3L   promediando 1   d V L L 1     i l l  V LL dt C RC  T   idc  d l l  i l l   

La ecuación anterior se transforma al marco de referencia dq0 al utilizar la siguiente matriz de transformación:

Tdq 0/ abc

 2  2      Cos t  Cos  t  3  Cos  t  3        2 2  2        sin(t )  sin  t    sin  t   3 3  3      1 1 1   2 2 2  

De tal forma que la ecuación anterior, queda en el marco de referencia dq0 de la siguiente manera:  d i  1 d   0    id  1 Vd  d   d    Vdc        0   iq  3L  Vq   dt  iq  3L  d q    d Vd  1  id   0   Vd  1 Vd             dt  Vq  C  iq   0   Vq  RC  Vq   i   idc   d d  d q    d    iq   383

El sistema al expresarse en variables de estado, X  AX  Bu

En la que los elementos de la ecuación del sistema, al expresarse en variables de estado son:   0  id       d  iq    dt Vd   1   Vq   C  X  0 





0 0 1 C

1 3L 0



1 RC



 0  Vdc i   3L 1  d     3L   iq   0  V      d   Vq   0  0 1  X   RC 

 0   Vdc   d d    3L   d q    0  u 0  B

Al buscar la función de transferencia y pasar al dominio de Laplace se obtiene:  V D2 RCVdc s 3   RI d Dd  Vdc  s 2   RI d Dq  dc q  s  3L  id   d d 3RLCs 4  3Ls 3   3RLC 2  Dq 2  RDd 2  S 2   3L 2  RDd Dq  RDq Dd   s  Dq 2 2  RDq 2



RDd DqVdc  Vdc RC  RI q Dd  s  R I q Dq   Vdc id 3L  dq 3RLCs 3  3Ls 2  R  Dd 2  Dq 2  3LC 2  s  3L 2

iq dd



 RCV

 RI d Dq  Vdc  s   RI d Dd 

RVdc Dd Dq

 Vdc 3L 3LRCs 3  3LS 2  R  Dd 2  Dq 2  3 2 LC  s  3 2 L dc

384



RVdc Ds 2  RI q Dd iq 3 L  d q 3LCRs 3  3L2   RDd 2  RDq 2  3 2 LCR  s  3 2 L CRVdc s 2   RI q Dq  Vdc  s 

8. Control PID del inversor trifásico La utilidad de los controles PID estriba en que se aplican de forma casi general a la mayoría de los sistemas de control. En particular, cuando el modelo matemático de la planta no se conoce y, por lo tanto, no se pueden utilizar métodos de diseño analíticos, es cuando los controles PID resultan útiles. En el campo de los sistemas para el control de procesos, es un hecho que se conoce que los esquemas de control básicos y aquellos que se modifican, demuestran su utilidad para aportar un control satisfactorio (Ogata, 2010). El controlador PID puede hacer que el error en estado estacionario entre la señal de referencia y la salida sea cero, al ser la acción integral la encargada de hacer esta tarea. Además, posee la capacidad de anticipar el futuro a través de la acción derivativa. La acción proporcional afecta a la rapidez sobre la salida del proceso. Los controladores PID son suficientes para resolver el problema de control de muchas aplicaciones en la industria, cuando la dinámica del proceso lo permite, en general procesos que pueden ser descritos por dinámicas de primer y segundo orden, y los requerimientos de desempeño son modestos, que se limitan a especificaciones del comportamiento del error estacionario y una rápida respuesta a cambios en la señal de referencia. Esta señal de control gobierna la conmutación del circuito convertidor de potencia y por tanto debe ser direccionada hacia uno de los puertos de salida del microcontrolador, bien sea de manera directa o a través de modificaciones del circuito convertidor de potencia y por tanto debe ser direccionada hacia uno de los puertos de 385

salida del microcontrolador, bien sea de manera directa o a través de modificación de condiciones en la señal de PWM (Paredes, 2010). El estudio del control PID se puede abordar desde múltiples puntos de vista. La expresión genérica de un PID es la siguiente: t  de  t   1 u  t   K  e  t    e  t   Td  Ti 0 dt  

Donde u  t  es la variable de control y e  t  es el error de control dado por la diferencia entre la señal de referencia y la salida del sistema que se retroalimenta. La variable de control es una suma de tres términos: el término K, que es proporcional al error; el término I, que es proporcional a la integral del error; y el término D, que es proporcional a la derivada del error. Los 3 parámetros que los definen son: la ganancia proporcional K, el tiempo integral Ti y el tiempo derivativo Td (Nieto, 2010).El controlador PID, consta de una parte diferencial la cual disminuye el error que se provoca por el modulo proporcional, corrige el error en el momento en que ocurre para que no aumente, esto genera una disminución en el tiempo de respuesta, por lo que el sistema llega a un estado estacionario en forma rápida, lo integra y lo suma al resto (Paredes, 2010) La metodología que se utiliza para comprobar su buen funcionamiento o validación es la siguiente: Se construye un circuito el cual se muestra en la figura 14, que consta de una entrada al PID, el propio PID (Kd, Ki, y Kp) y la función de transferencia que relaciona los parámetros que interesa controlar.

386

Figura 14. Controlador PID (Paredes, 2010).

Se comprueba la salida es similar a la señal constante introducida al circuito del bloque de entrada si lo es, entonces el PID funciona bien, de lo contrario, los parámetros del PID son incorrectos (Nieto, 2010) como lo muestra la figura 15. Esta señal de control se gobierna por la conmutación del circuito convertidor de potencia, se direcciona a uno de los puertos de salida del microcontrolador, bien sea de manera directa o a través de modificación de condiciones en la señal de PWM (Paredes, 2010). Figura 15. Sistema validación PID (Nieto, 2010).

Una vez que se obtiene la función de transferencia en el capítulo anterior con la estrategia de Ziegler-Nichol se pueden calcular los coeficientes que se requieren para el control. 387

9. Implementación Para este caso de análisis se instalaron 5 módulos fotovoltaicos phonosolar PS250P-20/U, estos se conectan en paralelo para obtener la corriente de 41.65 A y mantener un voltaje de operación de 30 V, cada módulo es de 250 W por lo que se obtiene como máxima potencia 1250 W, el voltaje entregado por los paneles pasan por el controlador de carga, el cual es un dispositivo que puede controlar la energía proveniente del módulo solar y direccionar la energía para almacenar en el banco de baterías, este equipo sirve como regulador de voltaje y de corriente. Además, se instala un interruptor de sobrecorriente en corriente directa a la salida de los módulos fotovoltaicos, esto se debe a que si estos sufrieran algún daño o mal funcionamiento este dispositivo de protección se activa para proteger a los elementos como el elevador de voltaje e inversor. En el subsistema del control PID de la tarjeta embebida, llegan los voltajes de salidas de las líneas del inversor, para compararse y que el control haga los ajustes necesarios para contralar la activacion de los IGBT´s para lograr un voltaje de 220 Vrms y una forma de onda senoidal a 60 Hz. Nuestro sistema tiene un error que es casi cero por lo que se puede concluir que es un controlador bueno para nuestro sistema. En la figura 16 se observa la señal de referencia en azul y la señal medida en la carga en rojo, esta corresponde a la línea 3, donde se tienen formas de onda y amplitudes muy similares a las que se buscan. Por último la figura 17 muestra la medición del voltaje en las 3 líneas de la carga, se observa que una vez que llega a los 220 Vrms, nuestro controlador mantiene el voltaje constante y con una forma de onda muy aceptable y con una frecuencia de 60 Hz, desfasadas entre ellas 120°. Se realizaron las pruebas con el motor de inducción y este se comporta de manera satisfactoria, incluso cambia el sentido de giro al invertir las fases conectadas al motor. 388

Figura 16. ComparaciĂłn entre la seĂąal de referencia y el voltaje medido en la carga.

Figura 17. Voltaje medido en la carga.

389

10. Conclusiones La implementación de tecnología para la generación de energía eléctrica al utilizar fuentes renovables de energía como el sol, es cada vez más recurrente y necesaria. En México se tiene la ventaja de contar con una cantidad considerable del recurso solar disponible en el territorio nacional, en Culiacán lugar donde se realiza esta investigación cuenta con las condiciones climatológicas para que los sistemas fotovoltaicos funcionen de manera correcta. En este trabajo se presenta un convertidor capaz de elevar un voltaje de 12 V cd, que se entregan por el controlador a un voltaje mayor, para utilizarse por los equipos que se tienen en la industria, iluminación o motores. Además, se muestra el diseño y construcción de un inversor capaz de un voltaje de entrada en cd a un voltaje de salida en ca, existen equipos que requieren para funcionar cd, sin embargo, equipos de mayor potencia no funcionan con cd, por lo que es necesaria una conversión a ca. Como resultado se obtiene un voltaje trifásico desfasado 120° entre cada línea de 220 Vrms a 60 Hz. Utilizar tarjetas embebidas de bajo costo, para generar señales de activación de los dispositivos semiconductores, recepción de mediciones y el control del inversor, cumple con los requerimientos tecnológicos para el correcto funcionamiento de los sistemas. Como el inversor trifásico para aplicaciones de control digital requiere una velocidad de procesamiento buena, la tarjeta Arduino DUE es la conveniente en este caso para ésta aplicación por tener una comunicación versátil USB 2.0 en CDC, 4 puertos UART a 1Mbps y procesador de 32 bits. La programación del Arduino DUE permite modificar, en caso de ser necesario, algún parámetro de las señales de activación del inversor, como el tiempo muerto, la señal portadora y moduladora. La posibilidad de instalar estos sistemas en el estado de Sinaloa donde se lleva a cabo este proyecto es rentable, esto se debe a que la 390

potencia que desarrolla el sistema se puede escalar a las necesidades que se requieran para cada proyecto, de forma particular implementarse en el bombeo de agua. El estado es una de las principales regiones agrícolas del país, la necesidad de contar con agua para el riego de estos cultivos es de vital importancia y representa un costo alto para los agricultores. Por lo que la instalación de un sistema como el que se presenta en este proyecto, es una opción viable para los sitios donde se localicen los pozos de bombeo o módulos de riego.

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392

Introducción El sector energético en Cuba, desde el triunfo revolucionario en 1959, ha sido una constante preocupación para el país. En sus inicios y hasta la actualidad, constituye una prioridad, garantizar los portadores energéticos para la actividad económica y social, las cuales en sus constantes avances exigen del servicio energético para garantizar las producciones y la vida cotidiana de la sociedad. La base energética del país, caracterizada por la alta dependencia del combustible importado en aproximadamente un 53 %, obliga a trazar estrategias para garantizar la satisfacción de los clientes no residenciales y residenciales, mediante la planeación, la determinación y coordinación de actividades que favorezcan la mejora continua de la matriz energética. En la actualidad, una de las estrategias en las que más se trabaja, está relacionada con el desarrollo de la generación de energía eléctrica para cubrir de manera más eficiente la demandas de actividades primarias, secundarias y terciarias del país. En el caso particular del sector residencial, el servicio del Sistema Electroenergético Nacional (SEN) llega prácticamente al 99 % de la población, sin embargo, se requieren estudios de las respuestas colectivas de la utilización del portador energético electricidad y el conocimiento de las cargas presentes, que permitan trazar estrategias en cuanto a las políticas energéticas y decisiones técnicas para su mejor aprovechamiento. Para lograr un acercamiento al comportamiento del consumo de energía eléctrica en el sector residencial, el presente trabajo se ha estructurado de la siguiente forma: Se realiza un análisis del consumo de energía eléctrica del país, concatenándolo con las políticas energéticas y presentando aspectos del desarrollo histórico del sistema electroenergético. Posteriormente se particulariza en las características del consumo en el sector residencial como el de más alta importancia desde el punto de vista cuantitativo. 394

Para ejemplificar las características del sector residencial, que lo distinguen del resto, se selecciona un circuito de distribución primaria para el estudio específico de la demanda, en el cual tiene una alta incidencia las cargas residenciales. En este caso, se evidencia el comportamiento de las principales variables eléctricas del circuito, las curvas características de la demanda en los diferentes días de la semana, la diferencia entre el comportamiento durante los periodos de invierno y de verano, etc. También se presenta las potenciales de la modelación de la demanda mediante el uso de técnicas de inteligencia artificial, particularmente las redes neuronales artificiales como una de las tendencias en la predicción de la potencia eléctrica a favor del reconocimiento de los circuitos y en aras de mejorar la explotación de los mismos. Para continuar el análisis del tema, se selecciona un circuito de distribución secundaria que coincide con las cargas de un edificio multifamiliar, mostrándose para este caso, las regularidades de las variables eléctricas como efecto de las cargas exclusivamente residenciales (equipos electrométricos). Se comprueba de esta forma, tendencias similares en las curvas de demanda a este nivel de distribución, similar a la distribución primaria. Todo el comportamiento de la demanda es resultado de las individualidades de cómo los clientes residenciales utilicen la energía eléctrica. Es por tanto que las respuestas colectivas del consumo, con especificidad en el comportamiento de la facturación eléctrica, se analiza como último aspecto del trabajo. Este elemento brinda la posibilidad de sistematizar la estructura de la facturación en aras de tomar decisiones técnicas y económicas. El orden de presentación de los temas y los resultados de los ejemplos abordados, independientemente de su significación estadística, en cuanto a los tamaños de las muestras de los datos y la cantidad de circuitos analizados, van desde el análisis general a lo particular en el contexto del SEN. Las técnicas utilizadas pueden ser generalizables 395

con el ánimo de enfocar desde una perspectiva estratégica el estudio del sector energético y particularmente el de la energía eléctrica aplicada al sector residencial.

1. Consumo de energía y políticas energéticas Dentro de los 17 objetivos de Desarrollo Sostenible post 2015 de las Naciones Unidas se encuentra el número siete, relacionado con la energía, el cual expresa: garantizar el acceso a una energía asequible, segura, sostenible y moderna para todos. Dentro de este objetivo se enmarcan tres metas que indican para el 2030: garantizar el acceso universal a servicios de energía asequibles, confiables y modernos; aumentar sustancialmente el porcentaje de la energía renovable y duplicar la tasa mundial de mejora de la eficiencia energética [1] . Un caso muy particular de los servicios de energía lo constituye la energía eléctrica. En el caso de Cuba, su producción depende mayoritariamente de combustibles fósiles, por lo cual, es de prioridad nacional: mejorar la eficiencia energética; incrementar la generación con fuentes renovables; incrementar la exploración y extracción de petróleo y maximizar la generación con el gas acompañante del petróleo nacional. Se debe mencionar por ejemplo que en el año 2012 el 43,09 % de las importaciones correspondieron a combustibles y lubricantes, minerales y productos conexos [2]. Los antecedentes de la energía en Cuba, reflejan que antes de 1959, año del triunfo revolucionario, sólo el 56 % de la población disponía de servicio eléctrico; existían varios sistemas eléctricos los cuales no estaban interconectados; el petróleo y sus derivados eran importados en su mayoría; la industria energética estaba controlada por capital extranjero. A partir de 1959 se incrementó notablemente la capacidad generadora con nuevas termoeléctricas; se estableció el Sistema Eléctrico Na396

cional con una generación estable, aumentando el número de clientes y el consumo de portadores energéticos. En el gráfico de la figura 1 se puede apreciar el comportamiento de la generación de energía eléctrica hasta el año 2010, a partir del cual se ha producido un incremento promedio anual hasta el 2014 de un 2,6 % [2]. En los años 90 con la desintegración del campo socialista, caen las importaciones de petróleo y derivados y la generación de electricidad. A partir de 1995 se incrementa la extracción y uso del crudo nacional y el gas acompañante. El país se vio obligado a generar con muy baja eficiencia y quemar en las Centrales Termoeléctricas (CTE) el crudo con alto contenido de azufre. A finales de los 90 se comenzó la modernización y adaptación de las centrales para mejorar su eficiencia y optimizar la quema del crudo nacional. Figura 1. Generación anual de energía eléctrica en Cuba [2].

En el año 1997 se inician dos programas en función de la eficiencia energética a nivel de país. Uno de ellos el PAEC (Programa de Ahorro de Electricidad en Cuba) el cual orienta medidas para ahorrar, reducir el consumo y manejar la demanda durante el pico. Durante este programa se cambiaron tres millones de bombillos incandescentes por 397

lámparas fluorescentes; se organizó un cuerpo de reguladores de carga eléctrica trabajando junto a los consumidores; se establecieron las normas de eficiencia de equipos electrodomésticos de importación y nacionales, y se intensificó una campaña nacional de comunicación para incrementar el ahorro de energía. En 1997 también se implementó el Programa Ahorro de Electricidad del Ministerio de Educación (PAEME), el cual incluyó diferentes acciones metodológicas y cambios en el sistema de enseñanza y aprendizaje en todos los niveles educacionales, para fomentar una cultura energética acorde con la situación del país. Estos programas permitieron que en el periodo 1997 al 2001 se lograra reducir la demanda máxima del SEN en más de 150 MW. En el año 2005 se agudiza la crisis energética en Cuba debido a que la generación base del país se realizaba con termoeléctricas ineficientes, con 25 años de explotación y solo un 60 % de disponibilidad. También se producían frecuentes averías y las plantas generadoras presentaban altos consumos propios. Se comenzó a deteriorar el estado del sistema eléctrico con la ocurrencia de gran cantidad de apagones producto de la baja disponibilidad de la generación. A este aspecto se une las grandes averías en redes de transmisión producto a los huracanes y al crecimiento sostenido de precios de los combustibles impulsándose el inicio de la Revolución Energética. La situación energética estaba caracterizada por la existencia de numerosos electrodomésticos ineficientes en los hogares; el 75 % de la población cocinaba con Queroseno, con muchas dificultades para garantizar su disponibilidad; insuficiente cultura de ahorro en los sectores residencial y estatal y una tarifa eléctrica residencial que no estimulaba al ahorro. Es entonces que inicia la Revolución Energética, bajo la premisa de reducir el consumo de combustible con el uso racional de la energía e incrementar la generación con tecnologías más eficientes, estructurada en programas dirigidos a: el ahorro y uso racional de la 398

energía; el incremento de la disponibilidad en el servicio eléctrico; el uso de energías renovables, el incremento de la explotación de petróleo; la producción petróleo y gas así como la intensificación de la colaboración internacional. Dentro los programas de la Revolución Energética el de eficiencia energética en el sector residencial, implicó el cambio de 9,4 millones de bombillos incandescentes (100 %) por lámparas fluorescentes compactas y se sustituyeron 4,4 millones electrodomésticos ineficientes (2,6 millones de refrigeradores, 230 mil aires acondicionados, 1,0 millón ventiladores, 247 mil televisores, 260 mil motobombas). También se emitió la resolución 190 que prohíbe la importación de las lámparas incandescentes y se sustituyeron las existentes en la población lo cual tuvo su efecto en la máxima demanda, disminuyéndola aproximadamente en un 11 % [3]. La tarifa eléctrica también sufrió cambios, se estructuró en diferentes niveles, en correspondencia con el comportamiento cuantitativo del consumo y la cantidad de clientes que porcentualmente se agrupaban en estos diferentes niveles. La Revolución Energética también se sustenta en una estrategia de comunicación que incluye la prensa plana, la radio, la televisión, vallas de avenidas, conferencias, barrio debates y festivales del ahorro. Particularmente los niños, adolescentes y jóvenes dentro del PAEME aprenden a usar la energía de forma racional y eficiente. Aprenden como usar cada electrodoméstico y se les habla de los accidentes eléctricos y como convivir con la electricidad En el 2009, mediante la resolución 139 se estableció el reglamento de eficiencia energética para equipos de uso final de la energía eléctrica. Dentro de los aspectos que abarca están los relacionados con: los equipos importados y nacionales, los requisitos de eficiencia energética, seguridad eléctrica y tropicalización, etiquetado energético de equipos y cuatro laboratorios autorizados para las pruebas y ensayos. 399

Para ser consecuentes con el desarrollo de las fuentes renovables de energía (FRE) y la eficiencia energética (EE), el 18 de abril de 2011, en el VI congreso del Partido Comunista de Cuba, se establecieron los lineamientos de la política económica y social del Partido y la Revolución. A partir de su contenido se puede comentar, que la economía transitará por soluciones a corto plazo a los problemas de mayor impacto inmediato. Además, se trabaja por soluciones para el desarrollo sostenible a más largo plazo, que conduzcan a la autosuficiencia alimentaria y energética. Existen un conjunto de lineamientos relacionados con la política energética; la colaboración internacional; la ciencia, tecnología y el medio ambiente; la industria; el turismo; el transporte; la vivienda y los recursos hidráulicos, que evidencian las principales direcciones en las cuales trabajar para lograr un desarrollo en el que estén presentes la EE y el uso de las FRE [4]. Estos lineamientos se describen a continuación:        

Elevar la eficiencia en la generación eléctrica, priorizar los mantenimientos. Priorizar la instalación de ciclos combinados Boca de Jaruco, Calicito y Santa Cruz. Concluir el programa de instalación de los grupos electrógenos de fuel oil. Mantener una política activa en el acomodo de la carga eléctrica que disminuya la demanda máxima y reduzca su impacto sobre las capacidades de generación. Proseguir programas para disminución de pérdidas en distribución y transmisión mediante la rehabilitación y modernización de redes y subestaciones. Eliminación de zonas de bajo voltaje. Avanzar en el programa de electrificación de zonas aisladas del SEN, usando las fuentes más económicas. Fomentar cogeneración y trigeneración donde sea posible elevando la generación con biomasa en la agroindustria azucarera. Potenciar el aprovechamiento de las distintas fuentes renovables de energía (biogás, eólica, hidráulica, biomasa, solar y otras) priorizando las de mayor 400

          

 



efecto económico. Alcanzar el potencial de ahorro identificado en el sector estatal. Lograr la captación de las reservas de eficiencia del sector residencial. Revisar las tarifas vigentes para que cumplan su papel de regulador de la demanda. Aplicar tarifa eléctrica sin subsidios al sector no estatal de producción y servicios. Elevar eficacia de servicios de reparación a equipos eléctricos de cocción. Estudiar la venta liberada de combustible doméstico y de otras tecnologías avanzadas de cocción, como opción adicional y a precios no subsidiados. Prestar especial atención a la eficiencia energética en el sector del transporte. Ampliar los elementos de medición y la calidad de los indicadores de eficiencia e índices de consumo establecidos. Proyectar el sistema educativo y los medios de difusión en función la política de ahorro y uso eficiente y sostenible de la energía. Dentro de la colaboración internacional: priorizar el apoyo material y tecnológico para el aprovechamiento de las fuentes renovables de energía. En ciencia tecnología y medio ambiente: desarrollar los resultados y estudios para el empleo de las FRE y promover la modernización sistemática de las tecnologías atendiendo a la eficiencia energética, eficacia productiva e impacto ambiental En la política industrial ejecutar inversiones en la metalurgia ferrosa para reducir los consumos energéticos. En el turismo aplicar políticas que garanticen la sostenibilidad de su desarrollo, aplicar medidas para disminuir los índices de consumo de agua y de portadores energéticos e incrementar la utilización de FRE y el reciclaje de los desechos. En el trasporte: modernización y reordenamiento del transporte terrestre y marítimo, elevar la eficiencia y calidad, a partir de un uso más racional de los recursos, el uso de esquemas y medios más eficientes para cada tipo de transportación, perfeccionar el balance de cargas del país, aprovechar las ventajas del ferrocarril y el cabotaje y contenerización para desarrollar el transporte multimodal. 401

 

En las viviendas: promover la introducción de nuevas tipologías y el empleo de tecnologías constructivas que ahorren materiales y recursos energéticos. En los recursos hidráulicos: priorizar y ampliar programa de rehabilitación de redes, acueductos y alcantarillados hasta la vivienda, para elevar la calidad del agua, disminuir las pérdidas, incrementar su reciclaje y reducir el consumo energético.

Para lograr el cumplimiento de estas directrices contenidas en los lineamientos, en noviembre de 2012 se crea el Ministerio de Energía y Minas como organismo encargado de proponer y, una vez aprobado, dirigir y controlar las políticas del Estado y el Gobierno en los sectores energético, geológico y minero del país, en cuanto a:   

 

Generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica. Explotación y producción de petróleo, gas y demás minerales combustibles, producción de lubricantes y comercialización de lubricantes, combustibles y derivados, alcohol como combustible y gas licuado y manufacturado. Gestión de conocimientos e información geológica, incluyendo la investigación, explotación y procesamiento de recursos minerales sólidos, aguas minero-medicinales y fangos medicinales, así como su comercialización, la sal y sus derivados. Preservación, explotación y uso racional de los recursos minerales y energéticos que favorezcan al desarrollo sustentable y sostenible. Desarrollo y utilización de las fuentes renovables de energía que permitan contribuir a la seguridad energética y la protección ambiental.

El aprovechamiento de las Energías Renovables es parte de los Programa de Desarrollo Económico y Social del país. Actualmente es baja la utilización de las fuentes renovables de energía, pues con ella solo se produce el 4,3 % de la electricidad del país. En la figura 2 se puede apreciar la matriz de producción de electricidad en el 2013. 402

Figura 2. Matriz de la producción de electricidad en Cuba en el año 2013 [5].

Los problemas fundamentales de la energía en Cuba se refieren a:     



La alta dependencia de los combustibles importados para la generación. Alto costo promedio de la energía entregada compuesto por 6,5 centavos en Moneda Nacional (CUP) y 21,1 centavos de USD el kWh. Alta contaminación ambiental producto a que la generación base son las centrales termoeléctricas. Baja utilización de las fuentes renovables de energía. Baja eficiencia en la generación térmica (en el 2013 el índice de consumo fue de la Unión Nacional Eléctrica fue de 271 g/kWh lo cual significa una menor eficiencia con respecto a los motores de grupos electrógenos con un índice de 240 g/kWh). Altas perdidas en las redes de distribución (en el 2013 fueron de 14,6 % y se trabaja para lograr con las acciones de la Revolución Energética disminuirlas al 10 %).

Para dar solución a estos problemas el país se propone algunas medidas dentro de las cuales se presentan:  

Mantener la explotación petrolera para no incrementar la dependencia de importaciones de combustibles para la generación. Reducir la contaminación ambiental de 1127 g de CO2 por kWh servido en 403



 

el 2013 a 993 g de CO2 en el 2030. En el caso particular de las energías renovables el plan de acciones para la etapa hasta el 2030 consiste en instalar 750 MW en bioeléctricas, 633 MW en eólica, 700 MW en solar fotovoltaica, 56 MW en hidroeléctricas de diferentes capacidades. Estos planes conllevarían al cambio de la matriz de generación de energía eléctrica para el 2030 en donde las FRE representarían el 24 % del 4,3 % actual, según se aprecia en la figura 3. Incrementar la eficiencia energética en la generación eléctrica mediante: la sustitución de nueve unidades térmicas de 100 MW obsoletas, con vida útil vencida, por 4 unidades de 200 MW de mayor eficiencia y con la introducción del Gas Natural Licuado (GNL) para recuperar capacidad instalada en las plantas de ciclo combinado de ENERGAS. Incrementar la eficiencia energética en el consumo de electricidad mediante la introducción paulatina en el sector residencial de la iluminación con LED y la cocina de inducción. Introducción progresiva de calentadores y paneles solares.

Figura 3. Proyección de la matriz de producción de electricidad para el año 2030 [5].

404

2. Consumo de energía en el sector residencial El consumo de energía del sector residencial resulta considerable, aproximadamente el 50 % del total. En el último censo de población y vivienda del 2012 se revelaron datos interesantes que ayudan en la toma de decisiones y a trazar políticas de acuerdo a una situación más real [6]. Por otra parte, las informaciones energéticas demuestran que la electricidad constituye el portador más utilizado, por lo que en toda la cadena desde su producción hasta el uso final en los electrodomésticos, se requiere del máximo de eficiencia. Solo es posible gestionar el consumo de electricidad a partir de estudios técnicos y socioeconómicos que vinculen todos los factores inherentes. De forma muy particular en el censo, se hizo referencia al tema de la energía en el sector residencial y se realizó la pregunta: ¿Cuál es la energía o combustible que más utiliza para cocinar? Los resultados están referidos a los portadores energéticos: electricidad, gas manufacturado (por tuberías), gas licuado (de balón), kerosene, diésel, alcohol, leña, y carbón de leña. Otro de los elementos valorados en el censo, fue la fuente de energía que utiliza para el alumbrado de la vivienda. A partir de las informaciones recogidas [6], se puede determinar que el 98 % de las viviendas con residentes permanentes utilizan la electricidad para el alumbrado. Al constituir la electricidad la principal fuente de energía para el alumbrado y además el portador energético más usado por el sector residencial, vale destacar entonces algunos datos en referencia a los equipos electrodomésticos en donde finalmente se usa. En el censo de población y vivienda de 2012 se recogió la información de la cantidad de equipos y su estado técnico [1]. De los datos se interpreta que existe un 5,4 % de equipos rotos con respeto al total existente. Del total de equipos rotos, solo las ollas arroceras y/o multipropósitos constituyen el 22 %. En correspondencia con estos resultados se han desarrollado 405

esfuerzos por perfeccionar el sistema de reparación de equipos desde el propio marco de la Revolución Energética. Los esfuerzos deben ir dirigidos a los equipos de cocción de alimentos ya que más de dos tercios de la población, cocina con electricidad [7]. Para desarrollar cualquier plan relacionado con la energía en el sector residencial, resulta importante conocer los tipos de viviendas, pues de su estructura dependen las características del suministro eléctrico entre otros aspectos. Por ejemplo, no es lo mismo distribuir electricidad a un edificio que a varias viviendas de forma individual, no es lo mismo implementar energías renovables en casas que edificios multifamiliares. Del total de viviendas ocupadas con residentes permanentes en Cuba el 80,57 % son casas, 16,37 % apartamentos, 2,21 % bohíos, 0,49 % habitaciones en cuartería, 0,31 % improvisadas y un 0,05 % clasificadas como otras [6]. Los materiales del techo, desde el punto de vista energético en las edificaciones, definen en muchos de los casos un conjunto de características energéticas de la vivienda sobre todo la ganancia de calor. Además el techo constituye el escenario donde a futuro se pueden instalar las tecnologías renovables. El porcentaje del tipo de material predominante en los techos se distribuye de la siguiente forma: 52 % placa o losa de hormigón, 22 % plancha de fibrocemento, 11 % plancha metálica, 8 % madera y guano, 2 % madera y papel embreado, 2 % viga o losa y un 1 % de otros materiales [6]. Por otra parte, también son considerables las ganancias de calor a través del envolvente, como es el caso de las paredes exteriores. En la actualidad con el aumento de la temperatura ambiente, mantener el confort en los hogares se torna más difícil ya que predominan los materiales convencionales de construcción. En este sentido se puede mencionar que el 80 % del material predominante en paredes exteriores de las viviendas se refieren a hormigón, bloque o ladrillo, los cuales no garantizan la disminución de las ganancias de calor. 406

Particularizando en el consumo energético del sector residencial, el mismo se ha caracterizado antes del año 2005 por el uso de derivados del petróleo, principalmente queroseno, gas licuado del petróleo (GLP), combustibles de origen vegetal (leña y carbón vegetal) y gas manufacturado, para satisfacer las necesidades térmicas del hogar (cocción, calentamiento de agua), y de electricidad, para iluminación, refrigeración, acondicionamiento de espacios y otras necesidades del hogar [8]. Es a partir del año 2005 que comienzan a elevarse los niveles del uso de la energía eléctrica relacionado con las tareas de cocción de alimentos y calentamiento de agua por la venta a la población de cocinas eléctricas y módulos para cocinar y calentar el agua, los cuales permiten que se sustituya el uso de los portadores tradicionales por la electricidad. El aumento del consumo de la energía eléctrica ha dependido del incremento en la generación de electricidad, basada fundamentalmente en plantas termoeléctricas a las que se han incorporado nuevas fuentes generadoras (grupos electrógenos) y la disminución en la ofertas de otros portadores [8]. En el gráfico de la figura 4 se puede observar por un eje vertical la producción de electricidad anual desde el 2000 hasta el 2014 y por el otro eje, el porcentaje que representa el consumo del sector residencial de esa producción total. El consumo ha tenido crecimiento de unos 4333,6 GWh en esos 14 años con una tasa promedio de 1,76 %. Figura 4. Producción de electricidad y porcentaje del consumo del sector residencial.

407

Cuando se analiza el consumo de energía eléctrica por sectores, la población (sector residencial) representa el 41,3 % seguido de la industria 23,9 %, las pérdidas de electricidad 15,3 %, otros consumidores 14,6 %, agropecuario 1,6 %, transporte 1,6 %, comercio, 1,3 % y la construcción 0,4 %. Al sumar las pérdidas al consumo del sector residencial el porcentaje aumenta hasta aproximadamente el 50 % [2]. Para tener una idea del consumo durante todo el año se presenta en la figura 5 el consumo mensual de los años 2012, 2013 y el plan que se había concebido para el 2013. Este plan se incumplió con un incremento del 0,9 %, equivalente a 71 GWh. Sin embargo con relación al 2012 crece en un 5,8 %. Solamente se incumple el plan, con un alto sobreconsumo, en los meses de enero, noviembre y diciembre debido a las elevadas temperaturas ambiente que se manifestaron. Figura 5. Consumo mensual de energía eléctrica en el sector residencial. Consumo Promedio Sector Residencial

GWh 24,0

22,2 21,7 22,3 21,6

23,0 22,0

21,0 20,0

20,6

19,9 19,0

20,6 18,9

20,5

21,4

22,5 22,8

21,8

22,6

22,1

21,7

22,1

21,2

20,3

18,8

20,7

20,2

19,0

19,9

18,0 17,0 16,0

2013

J 2012

Plan

El incremento del consumo de electricidad en el sector residencial, es también apreciable en la cantidad de kWh que como promedio mensual se consume por cliente. Este valor ha crecido desde el año 2000 hasta 2013 en un 27 % llegando a valores de 170 kWh/mes. A pesar de 408

estos incrementos cada año el país realiza esfuerzos por llevar a cada ciudadano la electricidad, el nivel de electrificación ha subido del 94,5 % en el 2000 al 98,9 % en el 2014 [2]. Los cambios realizados en las cargas eléctricas en el sector residencial han puesto el uso de la electricidad en un escenario distinto a cuando se utilizaba combustibles para la cocción de alimentos y actualmente el 68 % de la población cocina con electricidad, el 14 % con keroseno, el 13 % con gas licuado del petróleo (GLP) y el 11 % con gas manufacturado [7]. En las actuales condiciones de los hogares que cocinan con electricidad y que utilizan los módulos entregados al respecto, se manifiesta una matriz energética según la figura 6. Se evidencia que los equipos para la cocción de alimentos representan por si solos el 35 % del consumo, seguidos de la refrigeración con el 23 % y luego la iluminación con un 12 % para sumar entre ellos el 70 %. Por tanto los mayores esfuerzos por el ahorro, se deben tener con estos equipos y también, cualquier cambio tecnológico a futuro para mejorar esta situación debe considerar este equipamiento. Figura 6. Uso final de la energia eléctrica en el sector residencial [7].

409

Para reducir la demanda y el consumo, se trabaja en las posibilidades de importar y de construir en el país equipos y piezas de repuesto que favorezcan la eficiencia energética en la operación. Por ejemplo, la introducción en el mercado de: la televisión de tecnología led, alumbrado led, cocinas de inducción, facilitar la adquisición de calentadores solares y paneles fotovoltaicos.

3. Comportamiento de un circuito de distribución primaria con alta incidencia de cargas residenciales: predicción de la demanda mediante redes neuronales artificiales Una de las variables más difíciles de definir a la hora de llevar a cabo cualquier estudio en las redes de distribución, es sin dudas el comportamiento de las cargas, entre las que se encuentran las del sector residencial. Estas cargas se componen de elementos de consumos moderados o reducidos como equipos electrónicos, de iluminación eficiente entre otros y equipos con demandas elevadas, como los empleados en la elaboración de los alimentos; estos últimos son los que lógicamente tienen mayor influencia en el gráfico de carga. La sustitución del combustible doméstico por energía eléctrica para la cocción, actividad que se realiza en un intervalo de tiempo muy bien acotado, ha introducido drásticos cambios en la demanda, el consumo, factor de potencia y los gráficos horarios de estos clientes. En este epígrafe se exponen las características de las curvas de carga del sector, enfocado a un circuito de distribución primario donde la mayoría de las cargas eléctricas pertenecen al sector residencial ubicadas en edificios multifamiliares. Existen diversos métodos para estimar la demanda eléctrica, con los que se suelen realizar los estudios a largo plazo. Sin embargo, para determinar el comportamiento horario es prácticamente obligatorio 410

analizar mediciones en instalaciones ya existentes, analizando además, la composición de los receptores asociados. Los gráficos de carga del sector residencial se caracterizan por una elevada demanda en las primeras horas de la noche, cuando la mayor parte de la familia regresa al hogar y se intensifica el uso de los equipos. Por otra parte la presencia de los NU LEC (dispositivos de protección y medición) se ha ido generalizando a nivel de país. Las facilidades de medición que brindan estos dispositivos permiten realizar investigaciones en los circuitos de distribución, mejorando las predicciones de las variables, permitiendo implementar cambios oportunos. La fuerte tendencia en relación a la uniformidad del equipamiento doméstico de alto consumo, ha tendido a establecer gráficos semejantes en la mayor parte de los sectores de la población. Para realizar el análisis de un circuito de distribución se seleccionó uno de 3 Km. El porcentaje que representa la demanda, se distribuye en: un 64 % relacionado con las cargas del sector residencial, un 27 % por el sector estatal y aproximadamente un 9 % correspondiente a pérdidas. Después de realizar un análisis de los datos que caracterizan el comportamiento de la potencia activa (kW) en el circuito a prueba, se aprecia un valle en el horario de la madrugada, y tres picos: mínimo, medio y máximo, que se pronuncian entre las 7:00 - 8:00 h, 11:30 13:00 h y 19:20 - 20:00 h respectivamente. En la figura 7 se puede apreciar mejor este comportamiento.

411

Figura 7. Gráfico de las curvas de demanda promedio de invierno y verano.

En Cuba existen dos horarios normados, el de invierno y el de verano. El horario de invierno se extiende en los meses de noviembre hasta febrero, y el horario de verano los restantes meses. El horario de verano se implementa para un mejor aprovechamiento de la luz solar, y esto establece una diferencia entre las curvas de demanda. En el horario de verano, la curva de demanda es prácticamente mayor que la curva de invierno desde las 0:00-17:00 h. A partir de esta hora se aprecia que la demanda es inferior que en el caso de la curva de demanda de invierno para todo el resto de las horas del día. Analizando la curva de demanda de invierno en el circuito en estudio, a partir del valor promedio entre todos los días correspondientes a estas condiciones, el mínimo valor que se manifiesta es de 550,67 kW, mientras que el valor máximo es de 1833,00 kW. Para el caso de la curva de demanda de verano, el valor mínimo es superior al de verano, alcanzando un los 702,83 kW. Para estas condiciones se aprecia que el valor máximo de demanda es inferior al horario de invierno y se comporta alrededor de los 1587,50 kW. Estos valores máximos de deman412

da expresan que solo este circuito consume para estas condiciones entre el 40 y 46 % de la potencia disponible en el transformador de fuerza que alimenta este sistema, el cual tiene una potencia aparente de 4 MVA. En este circuito se aprecia que de manera permanente existe cierto desbalance de corriente entre las fases. La fase C es la más cargada durante todo el día, y la fase B tiene menos carga con respecto a la fase A pero con una pequeña diferencia y en varios horarios prácticamente se solapan. Los valores promedios del día son Ia=48,0A, Ib=47,06A, y Ic=51,53A. Con respecto a estos valores promedios se cumplen las normas para los sistemas de distribución, la cual expresa que el desbalance no debe ser superior a un 5 %. El factor de potencia de un sistema eléctrico indica el grado de aprovechamiento de la energía. En el caso de los circuitos residenciales debido a que las cargas de mayor potencia son de carácter resistivo, implica que el factor de potencia se eleve y tienda más a 1. En el gráfico de la figura 8 se aprecian los valores promedios del factor de potencia del circuito en análisis. Figura 8. Curva del factor de potencia promedio del año. FP 0.94 0.92 0.90 0.88 0.86 0.84 0.82 0.80 0.78 0.76 0.74 0.72

0:05 1:05 2:05 3:05 4:05 5:05 6:05 7:05 8:05 9:05 10:05 11:05 12:05 13:05 14:05 15:05 16:05 17:05 18:05 19:05 20:05 21:05 22:05 23:05

Hora

413

El valor mínimo de este se alcanza en el horario de la madrugada, aproximadamente a las 3:35 horas tomando un valor de 0.8. Esto se debe a que no hay uso prácticamente de cargas resistivas a esa hora. El valor máximo se alcanza en el horario de la tarde-noche aproximadamente a las 18:50 horas, alcanzando un valor de 0,92, coincidente con el pico de demanda eléctrica. En el caso de la tensión, en la fase C es mayor que en las restantes fases. El pico más elevado registrado es de 8002,60 V en el horario de la madrugada, aproximadamente a las 4:50 horas. La tensión en la fase B es inferior a la de la fase A y es la menor de todas, alcanzando caídas de hasta de 7655,79 V en el horario de las 21:55 horas aproximadamente. No obstante, las variaciones de tensión no superan el 2 % en ninguna de las tres fases, lo cual indica que se cumple la norma establecida para este nivel de tensión, la cual expresa que no deben existir desbalances mayores que un 5%. 3.1. Predicción de la demanda mediante un modelo basado en redes neuronales artificiales El método tradicional para resolver problemas complejos en ingeniería es mediante modelos, representados por ecuaciones que buscan reproducir con mayor o menor exactitud, el espacio físico en cuestión. Desafortunadamente, no todos los sistemas pueden abordarse de esta manera debido a que en ocasiones el desempeño de cada variable no está claramente definido o porque existen determinadas incertidumbres que exigirían extender el tiempo de investigación o emplear recursos a costos prohibitivos. Esta dificultad puede salvarse con aplicaciones de inteligencia artificial [9]. Una de las herramientas de la inteligencia artificial son las redes neuronales. Estas redes están compuestas por elementos matemáticos, denominados neuronas, que han sido inspirados y en cierta medida, tratan de imitar la actividad funcional del sistema nervioso central humano. De forma general un modelo basado en redes neuronales 414

artificiales (RNA) puede formalizarse mediante la siguiente expresión según el Matlab [10]: Y=f 3(LW3,2 f 2(LW2,1 f 1(IW1,1p+b1)+b2)+b3

Dónde: Y - salida de la RNA. p - Datos de entrada. f 1,f 2, f 3 - funciones de transferencia de las diferentes capas de neuronas. IW1,2, LW2,1, LW 3,2 - pesos de las diferentes capas de neuronas. b1,b2, b3 - polarizaciones de las diferentes capas de neuronas.

Una red neuronal puede interpretar, aunque no sea totalmente así y el investigador aporte experiencia y conocimientos, el universo como una caja negra a la que concurren un número de variables de entrada X (p) y tiene como salidas las variables Y. Las aplicaciones de las RNA han crecido sustancialmente incluso donde se conocen las relaciones entre las variables. En el caso particular de la predicción de la demanda y consumo de energía eléctrica, aparecen en la literatura diferentes trabajos pertinentes que abordan ejemplos específicos y elementos conceptuales de su aplicación en estos tipos de sistemas energéticos [9, 11-22]. Sin embargo cada caso particular, tal como el que se presenta en esta investigación, requiere del reconocimiento previo del sistema y de una estrategia adecuada durante la selección de los datos, el entrenamiento y la correspondiente validación. Quizás la parte más difícil en la construcción de un buen modelo de red neuronal es la relacionada con selección y recogida de la información que alimentará al mismo en la fase de entrenamiento[11, 17]. A continuación se comentan los detalles de las variables seleccionadas como factores explicativos de la curva de carga:

415

Calendario Existen diferentes efectos relacionados con el calendario que inciden sobre la curva de demanda eléctrica: Hora del Día: Resulta evidente que la demanda eléctrica realizada a las 3 de la madrugada no será igual a la realizada a las 6 de la tarde. En la figura 9 se puede apreciar como el grueso de la demanda eléctrica se acumula en el período comprendido entre las 5 de la tarde y las 9 de la noche. Para que el modelo sea capaz de reflejar este efecto se debe incluir una variable que represente la hora del día. Para ello se utiliza una variable numérica cuyo rango oscilará entre 0 y 23. [0:05, 1, 2...22,23:55]. Figura 9. Gráfico de demanda promedio de los días de la semana. 1800

P(kW) 1600 1400 1200 1000 800

23:25

17:10

15:55

14:40

13:25

12:10

10:55

9:40

8:25

7:10

5:55

4:40

3:25

2:10

0:55

22:10

200

20:55

400

19:40

600

18:25

P(kW)Lunes P(kW)Martes P(kW)Mierc. P(kW)Jueves P(kW)Viernes P(kW)Sabado P(kW)Domingo

Hora

Día de la semana: Repitiendo el mismo planteamiento s p u e d e intuir que la demanda de electricidad realizada a la misma hora de días diferentes, será también diferente. Así la demanda de un miércoles a las once de la mañana probablemente no coincida con la realizada un domingo a esa misma hora. En la figura 9 también aparece como todos los días laborables poseen un perfil de demanda muy similar, con excepción del jueves que en el horario de las 12:00 h aproximadamente hasta las 14:00 h el consumo de 416

energía es un poco superior con respecto a los demás días. Con respeto a los fines de semana se observa como no se repite el mismo patrón horario de consumo detectado en los días laborables, en general el consumo medio es muy superior. Para que el modelo sea capaz de identificar el perfil de carga asociado a cada día de la semana se debe incluir una variable que recoja este efecto. Esta variable estará codificada de la siguiente manera: Lunes=0…Domingo=6. Estación del año: En esta variable se recogen los datos por separados de invierno y verano. Es real que no existe el mismo consumo de energía eléctrica en cada una de estas estaciones. En el análisis de la demanda para verano e invierno en el circuito, se llegó a la conclusión de que el mayor consumo energético se manifiesta en el verano, excepto para el horario pico que la demanda de invierno supera a la de verano. Esta variable será del tipo Numérica binaria. Invierno=1; Verano=0. Mes del año: En función del mes la demanda media diaria varía significativamente. Esto se debe principalmente al efecto de las estaciones. En los meses de invierno, al margen de los efectos climáticos ya considerados (básicamente temperatura), se dispone de un menor número de horas solares, las personas tienden a pasar más tiempo en casa, etc. En lo referente al verano el consumo de energía también puede experimentar un considerable aumento como resultado del uso de sistemas de aire acondicionado. Se ha podido comprobar que las curvas de demanda de invierno y de verano alcanzan valores máximos y comportamientos distintos. Por tanto, se debe incluir en el modelo una variable que recoja esta componente estacional de la demanda eléctrica. Para ello se utilizara una variable categórica, cuyos valores representarán los distintos meses del año. Esta variable será codificada, asignándole valores que irán desde el Enero = 0, hasta el Diciembre = 11.

Inicialmente, para una aproximación al comportamiento de la demanda, se empleó la modelación paramétrica, para lo cual se utilizó la herramienta de identificación del Matlab. Se probaron todo el set de modelos de esta herramienta, obteniéndose el mejor resultado de aproximación mediante una auto-regresión con la siguiente estructura ARX: 25[25 25 25 25]. Es decir un polinomio de alto orden con un 417

ajuste de un 54.13 % de ajuste. Dado este resultado, se optó por seleccionar otra herramienta de modelación, es este caso las RNA. Para predecir la demanda mediante RNA, se seleccionó una red del tipo feedfoward backpropation, con una función de entrenamiento del tipo trainlm, formada por tres capas de neuronas. La primera capa está formada por cuatro neuronas con función de tranferencia logsig. La capa intermedia u oculta está formada por 19 neuronas con función de transferencia logsig. La tercer capa o de salida, está formada por una neurona del tipo pureline o de activación lineal. Para el entrenamiento se empleó el método del gradiente descendiente, con retropropagación del error hacia atrás y con momento. Esquemáticamente este modelo que ofreció los mejores resultados se muestra en la figura 10. Figura 10. Representación esquemática de la RNA empleada.

La determinación del número óptimo de neuronas de la capa oculta se llevó a cabo mediante un proceso de ensayo y error, donde se utilizó como criterio de parada la consideración del número de neuronas que garantizara la mejor correlación entre los datos de salida resultantes del modelo y los valores medidos. En todo caso, el objetivo fue dotar a la red de un número adecuado de neuronas en la capa oculta para que sea capaz de aprender las características de las posibles relaciones existentes entre los datos de la muestra. Aprovechando las propiedades atribuidas a las RNA unidireccionales es necesario aproximar la curva de carga, dado el conjunto de datos disponible, para posteriormente poder realizar predicciones sobre valores futuros. Las variables de entrada utilizadas en la modela418

ción corresponden a la hora del día, el día del año, el mes del año y la estación del año (invierno o verano). Dado el nivel de desagregación requerido (valores horarios), la obtención de las series de datos referidas a la carga eléctrica ha sido una tarea especialmente laboriosa. Esta se obtuvo a través de las lecturas del NU-LEC (dispositivo de medición y protección) emplazado en la subestación objeto de estudio. Todas las series están en medias horarias, abarcando el período comprendido entre las 0:55:00 del domingo 7 de octubre de 2007 y las 23:55:00 del domingo 30 de septiembre de 2008. Esto hace que se disponga de un total de 6893 observaciones, de las cuales 1608 se emplearán en el entrenamiento de la red, quedando reservadas otras 1608 observaciones para la validación del modelo. Las observaciones para el entrenamiento y la validación fueron seleccionadas adecuadamente de manera que abarcaran datos de las variables de entrada extendidos por todos los meses. El aprendizaje de este modelo se estableció aproximadamente a las 75 interacciones. La capacidad de aprendizaje se estimó comparando el conjunto del entrenamiento y los datos en tiempo real para cantidades diferentes de neuronas en la capa oculta. Se eligió, por ultimo una cantidad de 19 neuronas en la capa oculta, ya que fue el valor que ofreció una mejor combinación entre estos datos. Luego de 1000 interacciones, la red alcanzó un error cuadrático medio de 0,0016. El modelo basado en redes neuronales, presenta un coeficiente de correlación de 0,94 entre los valores predichos por el modelo neuronal (x) y los valores medidos (y) (ver figura 11). Los valores representados están normalizados entre 0 y 1 un elemento recomendable para el trabajo de aprendiza.

419

Figura 11. Gráfico de dispersión entre los valores normalizados pronosticados por la RNA y los medidos en el circuito.

1 y = 0.9461x + 0.0249 R² = 0.9284

0.8 0.6 0.4 0.2 0 0

0.2

0.4

0.6

0.8

Como consideraciones finales de este epígrafe, se puede resumir que de lunes a viernes existen tres picos de demanda a diferentes horarios del día con un promedio de 992,47 kW, 1068,11 kW, 1593,36 kW respectivamente. En el caso de los días sábado y domingo el primer pico desaparece, y solo quedan dos picos, con un consumo promedio de 1283,89 kW y 1553,11 kW. El desequilibrio de corriente observado, se manifiesta entre un 3 y 9 %, lo cual repercute en las pérdidas hasta los primeros transformadores de cada fase, con un valor de aproximadamente 4 MWh/año. La diferencia entre los valores máximos y mínimos con respecto a la tensión nominal (13,8 kV), está entre 1 y 4 %, ajustándose a las normas de media tensión. El factor de potencia oscila en el día en 2 valores promedios, desde las 12:55 a las 4:40 am toma valores entre 0.80 y 0.81, y a las 7:40 pm, alcanza un valor de 0.92. En el horario de verano, la curva de demanda es prácticamente mayor que la curva de invierno en casi un 19 % desde las 0:00 h hasta casi las 17:00 h. En el horario de las 17:05 h a las 21:55 h, el consumo 420

en invierno es un 13 % más que el de verano, y en el resto del día la demanda de verano es 10 % mayor que la de invierno. Se puede estimar con más de un 94 % de precisión la demanda del circuito de distribución, mediante una red neuronal artificial feedfoward backpropagation. Su arquitectura básica tiene tres capas de neuronas (4-19-1) con funciones de transferencia logsig en las dos primeras y pureline en la tercera. La ecuación general del modelo basado en RNA y sus respectivos coeficientes matriciales se presentan a continuación. LW {1,1}= [6.596 0.081 3.9404 4.8024; -0.19055 0.08764 6.6866 1.1391; 7.1281 0.0045263 -1.5644 -6.1007; 0.8303 -0.17897 12.5538 -5.0629]. LW {2,1}= [30.3169 -26.701 -43.3956 -7.0362; -2.6762 19.0132 1.7125 8.2139; 3.8735 14.0715 -1.7092 1.1806; -0.948 -9.7624 5.3026 0.27102; 32.3095 19.7862 -8.579 1.1039; -22.1443 0.47253 -4.1227 25.6262; 1.5669 -7.4578 1.208 2.5975;-17.2247 4.1769 4.0662 16.6268; -1.0629 1.6258 -0.27033 3.835; -3.0701 6.4527 0.78766 -2.2267; -2.9586 8.7452 0.11337 -3.7419;13.0005 -9.943 2.6885 -4.1625; -11.4636 6.6628 2.6479 2.6083; -8.2986 -39.7619 -8.6776 -11.927; -12.3059 -3.4093 5.3094 -7.8135; 7.5757 -12.1849 -0.43645 0.83744; -15.0179 9.1683 4.126 9.041; 0.3734 -1.8889 -38.5848 -1.3717; 35.3704 -21.8356 9.8781 -6.0829]. LW {3,1}= [4.7547 -1.4222 -13.3665 1.0423 -16.1462 -1.4122 -26.0567 0.63651 16.8746 40.3501 -33.0301 -5.997; - 7.1183 -0.26747 0.94152 9.9309 2.029 14.1696 -11.6508]. b {1}= [-13.0431; -4.9257;-2.3262; -4.6645]. b {2}= [-2.1663; -21.81;1.626;-12.3137; 13.0809; -25.1373; -0.91973; -4.3974; 3.0172; -0.36378; 0.302; -1.5427; -2.7332; 43.3485; 10.3983; 2.1293; 15.3921; 42.03; -13.3321]. B {3}= [14.1734].

421

4. Distribución secundaria: consumo de energía en un edificio multifamiliar Para la selección del edificio, se tuvo en cuenta que la alimentación fuera exclusiva de un solo transformador. Este elemento facilitó todos los trabajos experimentales. El edificio escogido es de 24 apartamentos. El transformador que lo alimenta tiene una potencia de 25 kVA y está conectado en la fase C del circuito de distribución primario (ver figura 13). Figura 13. Conexión y vista parcial del transformador que alimenta el edificio.

Para poder determinar los consumos de energía eléctrica característicos del edificio, fue necesario buscar las informaciones en la Empresa Eléctrica, así como la realización de un monitoreo de los contadores de energía durante seis semanas. Los contadores con que cuenta este edificio son del tipo DDS666. El rango de corriente que pueden medir estos contadores es de 40 A, están diseñados para circuitos monofásicos de 3 hilos y su principio electrónico de funcionamiento indica que para 1500 pulsos del led, se registra 1 kWh más. Se puedo definir que el consumo promedio de la energía eléctrica del edificio, por cada uno de los días de la semana se corresponde con: lunes 128,4 kWh, martes 130,7 kWh, miércoles 131,2 kWh, jueves 131,9 kWh, viernes 132,5 kWh, sábado 152,8 kWh y domingo 156,9 kWh. 422

Durante los días de la semana se aprecian valores promedio de 131 kWh sin embargo los fines de semana se incrementa el consumo en aproximadamente un 15 %. Este incremento se deben, a que en estos días se realizan similares tareas de forma colectiva, tales como lavar, planchar, cocinar, etc. Por otra parte existen marcadas diferencias en los consumos de energía eléctrica promedio diario de los diferentes apartamentos. Durante las pruebas experimentales, cuatro apartamentos consumieron valores promedios inferiores a 2 kWh por día, debido a que no había personas en ellos o esporádicamente sus moradores lo visitaban. En las condiciones actuales de explotación del edificio, en ocho apartamentos se consume el 50 % de la energía eléctrica, que sumados a seis apartamentos más definen el 80 % del total. Para realizar el análisis de comportamiento de las variables eléctricas en el nodo del edificio se utilizó un analizador de redes del tipo PQM (POWER QUALITY METER) de la firma Multilin de la General Electric. Una de las informaciones lógicas para el análisis de los circuitos eléctricos, es el comportamiento de cada una de las potencias. Para el ejemplo que se analiza se presenta en la figura 14 el comportamiento de estas variables. En la figura 14 durante el horario de la madrugada comprendido entre las 00:00 horas y las 05:00 horas, va disminuyendo la demanda de potencia activa. En este intervalo existe una diferencia entre potencia activa y aparente de un 20% aproximadamente, lo cual se ve reflejado en que la potencia reactiva aumente. Esto se debe a que en horario de la madrugada en la mayoría de los hogares los equipos que más predominan funcionando son los que demandan mayoritariamente potencia reactiva, como es el caso de los refrigeradores, aires acondicionados y ventiladores. Comportamientos similares de estas potencias también se repiten entre las 21:00 y 24:00 horas. Sin embargo en los horarios restantes es evidente que en los tres picos de máxima demanda, la po423

tencia activa y aparente alcanzan valores similares debido a que la carga mayoritaria son resistivas puras y corresponden a los equipos de cocción de alimentos. Figura 14. Gráfico de las potencias eléctricas en el circuito eléctrico del edificio. 14 12

P(kW)

Q(kVAr)

S(kVAr)

10 8 6 4 2 0:00 0:42 1:24 2:06 2:48 3:30 4:12 4:54 5:36 6:18 7:00 7:42 8:24 9:06 9:48 10:30 11:12 11:54 12:36 13:18 14:00 14:42 15:24 16:06 16:48 17:30 18:12 18:54 19:36 20:18 21:00 21:42 22:24 23:06 23:48

En el caso de los días de semana el primer intervalo de máxima demanda aparece entre las 05:30 AM y 07:00 AM alcanzando los valores hasta de 12 kW, luego se repite esta situación en el horario de cocción de alimentos para el almuerzo entre las 10:30 y 13:00 horas pero los valores de máxima demanda no superan los 8 kW. El tercer pico de demanda de potencia comienza a manifestarse a partir de las 16:30 horas, manteniéndose aproximadamente hasta las 21:00 horas. Aparecen valores de máxima demanda más apreciables que en el primer pico de la mañana alcanzándose valores hasta de 12 kW. Es muy fácil comprobar a partir del gráfico del factor de potencia la gran cantidad de cargas resistivas que existen actualmente en el sector residencial. En coincidencia con los tres picos de demanda que se observaron en la figura 14, aparecen tres picos de factor de potencia 424

con valores de 0,98 (ver figura 15). El valor promedio del factor de potencia es de 0,89. Figura 15. Comportamiento del factor de potencia. 1 0.95 0.9 0.85 0.8 0.75 0:00 0:54 1:49 2:44 3:39 4:34 5:29 6:23 7:18 8:13 9:08 10:03 10:58 11:52 12:47 13:42 14:37 15:32 16:27 17:21 18:16 19:11 20:06 21:01 21:56 22:50 23:45

0.7

En el caso de las corrientes en las fases, están caracterizadas por el nivel de utilización de la carga eléctrica. En el edificio que se analiza, la fase B a pesar de tener similares niveles de corriente que la fase A, la misma mantiene los estados de carga de forma más prolongada. En los horarios de la madrugada los niveles de carga de las fases son similares. En este horario las cargas conectadas son de características muy parecidas. También existen momentos en que el desequilibrio en las corrientes alcanza valores hasta de un 60 %, contribuyendo a las pérdidas energéticas por este motivo (ver figura 16).

425

Figura 16. Comportamiento de las corrientes de fase. 80 70 60

Ian(A)

Ibn(A)

50 40 30 20 10

0:00 0:42 1:24 2:06 2:48 3:30 4:12 4:54 5:36 6:18 7:00 7:42 8:24 9:06 9:48 10:30 11:12 11:54 12:36 13:18 14:00 14:42 15:24 16:06 16:48 17:30 18:12 18:54 19:36 20:18 21:00 21:42 22:24 23:06 23:48

Una muestra del desequilibrio que alcanzan las fases en los circuitos de distribuciĂłn secundaria se puede ver reflejada a travĂŠs de los valores de corriente en el neutro. Precisamente en la figura 17, mediante los valores que alcanza la corriente en el neutro, se puede identificar los momentos en que se acentĂşan los desequilibrios. Figura 17. Comportamiento de las corrientes en el neutro. 50 40

In(A)

30 20 10 0:00 0:42 1:24 2:06 2:48 3:30 4:12 4:54 5:36 6:18 7:00 7:42 8:24 9:06 9:48 10:30 11:12 11:54 12:36 13:18 14:00 14:42 15:24 16:06 16:48 17:30 18:12 18:54 19:36 20:18 21:00 21:42 22:24 23:06 23:48

426

Debido a los niveles de carga del transformador, los cuales no sobrepasan el 50 %, es posible entonces que las variaciones de tensión con respecto al valor nominal estén muy cerca del 10 %, sobre todo en horario de la madrugada cuando la demanda es menor. Las variaciones de tensión de fase se encuentran entre valores de 114 V y 124 V. 4.1. Calidad de la energía eléctrica Un aspecto que caracteriza la calidad de la energía lo constituye la distorsión total armónica de corriente (THDi), la cual alcanza valores máximos hasta de un 40 % en ambas fases. Se evidencia que el THDi es más sostenido en la fase B sobre todo en el horario entre 11:30 y 16:00 horas. El THDi permanece similar en ambas fases durante el horario de la madrugada en niveles promedios del 10 %. Dado los valores que alcanzan estas magnitudes y según las normas IEEE519 y la UNE-EN 50160 existe una contaminación significativa (THDi mayor que 10% y menor que 50%), por lo que se puede manifestar algún funcionamiento defectuoso del circuito de distribución. Los valores correspondientes a la distorsión total armónica de corriente pueden ser apreciados en la figura 19. Figura 19. Distorsión Total Armónica de corriente por cada una de las fases. 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

0:00 0:40 1:21 2:02 2:43 3:24 4:05 4:45 5:26 6:07 6:48 7:29 8:10 8:50 9:31 10:12 10:53 11:34 12:15 12:55 13:36 14:17 14:58 15:39 16:20 17:00 17:41 18:22 19:03 19:44 20:25 21:05 21:46 22:27 23:08 23:49

THDIan(%) THDIbn(%)

427

En el caso de las cargas eléctricas domésticas, estos armónicos son aportados por televisores, hornos microondas, computadoras, lámparas fluorescentes y equipos de audio y video. En el caso de la distorsión total armónica de corriente presente en el neutro resulta realmente alarmante ya que los valores promedios son de 44 % manifestándose frecuentemente THD i mayores que 50 % lo cual significa una contaminación importante y según sugieren las normas se hace necesario el uso de un dispositivo de atenuación. Al circular estos armónicos por el neutro se crean fuertes calentamientos que pueden ser la causa de graves averías con consecuencias muy desfavorables en los circuitos de distribución. El corte del neutro es una de las averías más perjudiciales en los sistemas de distribución. En la distorsión total armónica de tensión (THDu), según las mismas normas IEEE519 y la UNE-EN 50160, en el circuito analizado existe una situación normal debido a que los valores de THDu son menores que 5 %. Los mayores niveles se detectaron en la fase B, acentuándose en valores mayores de 1,7 % desde las 10:00 hasta las 24:00 horas. Un reflejo de la distorsión total armónica de corriente se aprecia en la figura 20, en donde aparece un tren de ondas de las corrientes de fase A y B. En el caso de la distorsión total armónica de tensión, la misma no tiene niveles significativos que pudieran deformar en gran medida la forma de honda de la tensión. Figura 20. Tren de ondas de corrientes de fase. 150 100

Corriente (A)

50 0 -50 -100 -150 -200

428

El analizador de redes, tiene la capacidad de monitorear los componentes armónicos tanto de corriente como de tensión. El comportamiento no lineal de las cargas presentes en el edificio indica en que se acentúen los armónicos de corriente de orden impar 3, 5, 7 y 9. Los armónicos de orden 3 y 5 se acentúan más en la fase B (ver figura 21). Figura 21. Comportamiento de los niveles según el orden del armónico de corriente. 6 5

Armónico de corriente fase A Armónico de corriente fase B

2 1 0 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Orden del armónico

Una situación similar se refleja en los armónicos de tensión donde los de orden 3, 5 y 7 también son representativos. En particular el armónico de orden 5 es el que más se acentúa superando en ambas fases el 1,1 %.

5. Respuestas colectivas del uso de la electricidad: modelos de consumo en relación a la facturación 5.1. Algunos aspectos de la cultura energética en el sector residencial Una cuestión fundamental en la cultura energética que se refleja en los consumos energéticos, lo constituyó el saber manipular los equipos electrodomésticos, sobre todo respetando sus funciones. En este caso 429

todas las 24 personas encuestadas del edificio caso de estudio del epígrafe anterior, manifiestan saber manipular los principales equipos electrodomésticos y que mayormente inciden en la demanda (equipos de cocción de alimentos, refrigeradores, lavadora, plancha y calentador). El 88 % de los encuestados manifiestan que los nuevos equipos electrodomésticos favorecen el desempeño de las labores domésticas, el 12 % manifiesta que la ayuda es parcial y ningún encuestado refleja que los equipos entregados no le han servido. El 100 % de los encuestados manifiesta que conocen en que consiste el horario pico. A pesar de que se comprenden esta situación el 82 % de los encuestados no sabe leer el metrocontador aspecto básico para poder iniciar con el reconocimiento energético de los hogares. El resto de las personas que manifiesta saber leer el metrocontador lo hacen regularmente o a veces. El 58 % de los encuestados conocen el consumo de electricidad promedio mensual de electricidad de su hogar y paralelamente hay un porcentaje mayor del 88 % que conoce el valor promedio mensual que paga por el servicio eléctrico. El 41 % respondió que realizan alguna planificación de consumo de electricidad y el mismo porcentaje plantea que el comprobante de pago de electricidad le ha servido para ello. Aunque la cultura energética no presenta resultados relevantes en este grupo de personas, sin embargo el 100 % de los encuestados afirman que se han realizados acciones suficientes para fomentar una cultura energética en la comunidad, a través de la radio, la televisión, la propaganda escrita. Sin embargo opinan que las actividades de intervención social directa son aún insuficientes a criterio de los encuestados. Otros aspectos resultados de la encuesta reflejan que:  

El 94 % utiliza colores claros en las paredes del hogar. Un 30 % utilizan bombillos ahorradores. 430



El 94 % prefiere lámparas fluorescentes.



El 82 % tiene ubicados refrigeradores en lugares con circulación de aire.



Nadie utiliza la televisión como radio en ningún momento.



El 100 % llena la lavadora a su máxima capacidad.



Un 24 % plancha primero las ropas gruesas y después las piezas finas.



El 70 % dice conocer que sus instalaciones tienen fugas eléctricas, aunque por lo general no saben cómo comprobarlo.

5.2. Tarifa eléctrica para el sector residencial en Cuba La tarifa residencial nacional (B-2) se aplica a clientes residenciales denominados como todo aquel que se agrupa en casas de viviendas. Se incluyen los Sistemas Aislados, clasificados en Baja Tensión, aplicable a toda actividad en viviendas particulares, incluyendo en las que se realizan actividades por cuenta propia, medidos por el metro contador de la vivienda o por un metro independiente. En la tabla 1 se encuentran los rangos de consumo de la tarifa eléctrica para el sector nacional. Tabla 1. Tarífa eléctrica para el sector residencial nacional. [3]

Nivel 1

Rangos de Consumo kWh Mensual Peso por kWh (CUP) 0-100

0,09

101-150

0,30

151-200

0,40

201-250

0,60

251-300

0,80

301-350

1,50

351-500

1,80

501-1000

2,00

1000-5000

3,00

más de 5001

5,00

431

El resultado de la facturación mensual será la suma de los importes obtenidos en cada uno de los bloques de consumo, cobrándose al cliente el resultado. En la factura de electricidad que se entrega al cliente, aparece la cantidad a pagar y el término de tiempo en que debe hacerlo, en caso de no haber podido liquidar la misma al cobrador. Al dorso de este aviso, aparece varios artículos del Decreto no. 260, donde se encuentran las contravenciones personales de las regulaciones del servicio eléctrico, dentro de estos artículos seleccionados los que corresponden a la parte residencial: Artículo 1: Contravienen las regulaciones del servicio eléctrico y en consecuencia serán susceptibles de la imposición de una multa de las demás medidas que en cada caso se señala, el que: a.

Manipule, cambie o altere el equipo de medida y la acometida del servicio, impidiendo el funcionamiento correcto del referido equipo y el paso libre por éste de todas las energías consumidas, $500,00 CUP y el retiro del servicio por 72 horas. En caso de reincidencia del inciso anterior, tanto de la comisión del fraude como la reconexión del infractor, la multa a imponer será de $1000,00 CUP y el retiro del servicio por 15 días.

Artículo 2: Con independencia de lo dispuesto en el Artículo 1, el infractor estará obligado al pago retroactivo de la energía eléctrica sustraída hasta un año. En caso de reincidencia reiterada e incorregible de las contravenciones establecidas en el artículo anterior el servicio eléctrico podrá ser retirado por un periodo de hasta seis meses.

Desde noviembre 2005 hasta el 2010 el 50 % del combustible que se consume en la isla se destina a la generación eléctrica, el precio promedio del petróleo se incrementó de 56 a 78 dólares el barril y provocó un aumento en los costos en la generación y en los subsidios del estado cubano, de ahí surgió la necesidad de establecer los actuales cambios. 432

Para disminuir este impacto en noviembre del año 2010 se realizó el incremento en las tarifas eléctricas para los grandes consumidores del sector residencial. Esta medida no afecta al 94,4% de los hogares cubanos, pues los mayores consumidores constituyen hoy el 5,6 % y utilizan un 14,4 % de la electricidad del sector residencial. Además, estimula al ahorro y un uso más racional de la electricidad por parte de estos consumidores y solo reduce parte del subsidio a la tarifa eléctrica de la población [3]. Los usuarios domésticos que consumen más de 300 kW∙h al mes se les aplicará un incremento progresivo de la tarifa que oscila entre el 15 y el 285 por ciento, esos tienen que pagar entre 1,50 y 5,00 pesos cubanos (CUP) por kW∙h al mes en dependencia del consumo, en vez de los 1,30 pesos fijados en la tarifa anterior. En el caso de los que menos gastan hasta 100 kW∙h al mes, continuarán pagando el precio actual de nueve centavos de peso cubano (0,0037 centavos de dólar) por kWh. 5.3. Consumos e importe en relación con el número de clientes en circuitos secundarios Los circuitos de distribución secundaria para el sector residencial están compuestos por trasformadores monofásicos cuyas capacidades son de 10; 15; 25; 37,5; 50; 75 y 100 kVA. Cuando se realiza un balance de la cantidad de clientes por transformadores, que conforman el circuito de distribución analizado en el epígrafe 4, con respecto al consumo, se obtiene el resultado de la figura 22. En esta figura aparece un gráfico de dispersión y la expresión del análisis de regresión. La expresión lineal kWh/mes = 183,48∙ # Clientes - 608,63 (con coeficiente de correlación de 0,9769) puede ser utilizada como modelo matemático que permita estimar los niveles de consumo.

433

Figura 22. Gráfico de dispersión entre kWh promedio mensual en cada transformador con carga residencial en el circuito y el número de cliente correspondiente. 14000 kWh/mes promedio

12000 10000 8000

6000 4000 2000 0 10

40 50 # Clientes

De manera similar al análisis de regresión del consumo promedio mensual versus número de clientes, se puede obtener la expresión matemática mediante una regresión lineal que relaciona el importe total en función del número de clientes. Para este caso la expresión lineal fue Importe = 408,08∙# Clientes - 2134,1 con un coeficiente de correlación de 0,9322. 5.4. Modelo matemático para viviendas independientes y en edificios multifamiliares Para este estudio se tomaron los resultados de los valores de consumo promedio de energía eléctrica de la base de datos de la Unión Eléctrica de un Municipio. Durante la selección de los datos se tomaron un conjunto de rutas a las cuales solo pertenecen viviendas independientes. Se tomaron solamente los valores entre 50 y 500 kWh/mes correspondientes a los siete primeros niveles de consumo contenidos en la tarifa. A pesar de que para un mismo nivel de la factura eléctrica existen diferentes valores porcentuales de cantidad de clientes, es posible obtener una expresión matemática que relacione estas variables. A partir de los datos de consumo, se obtuvo la figura 23, donde se 434

representa la ecuación de regresión entre el porciento de la cantidad de clientes y los niveles de la tarifa eléctrica, dada por una expresión polinómica de sexto orden, con un coeficiente de determinación de 0,923. Esta expresión matemática constituye el modelo que involucra al consumo de energía eléctrica, con la cantidad de viviendas independientes para diversas rutas del municipio, se observa que el consumo de energía eléctrica en los clientes residenciales es más probable que se manifieste en los niveles de la tarifa del uno al cuatro (0- 100 kWh, 201-250 kWh). Figura 23. Curvas que muestran los niveles de la factura eléctrica con respecto al porciento del número de clientes.

El comportamiento del consumo de energía eléctrica y el importe por niveles de facturación para clientes en edificios multifamiliares, es similar al de las viviendas independientes. En las rutas del servicio eléctrico que se analizaron, existe aproximadamente la misma cantidad de cliente de forma porcentual en los siete primeros rangos de facturación. Una vez procesados los datos del consumo de energía eléctrica de 34 rutas de servicio eléctrico, se identificó un modelo matemático que se adapta a esta respuesta colectiva. En la figura 24 se aprecia la ecuación del polinomio del quinto grado, el cual explica el 93,16 % de la estructura porcentual de los consumos energéticos según las tarifas eléctricas. 435

Se puede comprobar que el coeficiente de determinación de la curva es aceptable para este propósito. Figura 24. Modelo matemático de la estructura de consumo por las tarifas eléctricas.

Se puede concluir que el comportamiento del consumo de energía eléctrica en el sector residencial tiene el mismo comportamiento independientemente que sea en viviendas independientes o edificios multifamiliares.

6. Consideraciones finales La electricidad, tiene un peso significativo entre todos los portadores del sector energético, su producción en todo el mundo mayoritariamente se realiza mediante el uso de combustibles fósiles, es por ello que el uso de la energía eléctrica, exige de estudios estratégicos para poder alinear las políticas energéticas a las particularidades del comportamiento de la demanda y el consumo. El uso de herramientas para la modelación de estos aspectos y particularmente en el sector residencial, permiten formalizar adecuadamente, estos comportamientos en los diferentes niveles de distribución que se analicen. 436

La predicción de la demanda mediante técnicas de modelación basadas en inteligencia artificial; el análisis de las variables eléctricas resultado de la explotación de los circuitos de distribución y la formalización de expresiones que sistematicen las respuestas colectivas del nivel de utilización de la energía eléctrica en el sector residencial en Cuba, constituyen herramientas para la toma de decisiones técnicas y económicas.

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Introducción La gasificación es una tecnología antigua que fue descubierta a principios del 1800, luego, a principios del siglo XX se evidenció un avance significativo en la construcción de gasificadores, ya que podían gasificarse cualquier tipo de residuos como semillas de aceitunas, nueces, pajas, etc. Los primeros gasificadores se utilizaron para molineras o para el uso agrícola, posteriormente en el mismo siglo se crearon los gasificadores portátiles, los mismos que fueron usados para camiones, automóviles, barcos, etc. El principal impulso a la creación de esos equipos fue la crisis de la gasolina en la Segunda Guerra Mundial, después de este suceso, la gasolina bajo sus precios y fue así como dejaron de lados los gasificadores para el uso de automoción. La gasificación es un proceso de transformación termoquímica en el que un material sólido orgánico es puesto en contacto con una corriente gaseosa oxidante o agente de reacción a altas temperaturas (Sonia Rincón, 2011, pág. 12) permitiendo a estos procesos termoquímicos, como la pirólisis, obtener sustancias, una parte gaseosa, que está constituida por: hidrógeno, metano, hidrocarburos, óxidos de carbono, junto con cantidades menores de amoniaco, azufre, etc., y otras subdivisiones líquidas compuestas de agua, alquitranes y aceite (compuestos orgánicos como tolueno o xileno), además de un residuo sólido formado por carbono fijo y cenizas (metales, óxidos y materia inerte), todos estos compuestos resultantes pueden tener aplicaciones energéticas. En comparación a ciertas tecnologías de conversión energética, (tales como: los hornos y calderas en los procesos de combustión directa) la gasificación contiene varias particularidades que la hacen ver como una gran oportunidad, por ser la única tecnología con la flexibilidad de transformar, en un gas combustible con alto poder calorífico, a todas 440

las materias primas que contienen carbono incluyendo los residuos peligrosos, por esta razón es la más adecuada para utilizar en los procesos industriales de disposición de desechos neumáticos a continuación podemos observar a través del gráficos las diversas utilidades de un gasificador. (Tecnología de gasificación por plasma de Westinghouse, 2013). Figura 1. Aplicación de los gasificadores.

Fuente: (Castells & García, 2012).

La aplicación de esta tecnología de conversión energética, es una alternativa para proteger el medioambiente a través de la disminución de estos almacenados en vertederos, es un proceso en el que se produce una reacción que consume energía, el proceso de pirólisis tiene su lugar en el calentamiento de los neumáticos después de ser triturados, en 441

resumen el proceso de pirólisis se basa en la materia orgánica consecutivamente materia volátil más el residuo sólido.

1. Neumáticos fuera de uso como alternativa energética Debido a la gran cantidad de rotación de neumáticos de cientos de miles de vehículos en las ciudades, el neumático representa un recurso utilizable con cantidades generosas al año y con un alto poder calorífico aprovechable. En Ecuador cada año se generan grandes cantidades de neumáticos fuera de uso, se desecha anualmente alrededor de 2.4 millones de neumáticos, lo que equivale a 55,000 toneladas. Un porcentaje de ellos son reutilizados para el rencauchado, principalmente en camiones, pero la gran mayoría es incinerada o depositada en basureros al aire libre, suponiendo una amenaza contra el medio ambiente. (El Telégrafo, 2014). Es importante aprovechar este tipo de residuos sólidos con capacidad energética que se encuentran abandonados en los vertederos y que tienen una lenta degradación natural, siendo fuentes de proliferación de mosquitos transmisores de varias enfermedades que presentan un riesgo a la salud y el medio ambiente, más aún en las zonas del trópico. Los NFU (Neumáticos Fuera de Uso) tienen un exceso de poder calorífico de 37 MJ/kg, por lo tanto son fuente potencial de energía. El neumático usado genera un combustible (gas de síntesis) y las industrias lo aprovechan en grandes volúmenes. En la actualidad diferentes países incluido EE.UU. y en Japón, el 50% de los neumáticos se valorizan recuperando energía. (Moreno, González, & Martínez, 2012). En México el 91% de los neumáticos usados son abandonados en vertederos, y en mínimas cantidades le dan a los NFU otras aplicacio442

nes, el 5% se recauchan, el 2% para industrias y un 2% se aplican para la generación energética. (Boada, 2012). En el año 2014 en Estados Unidos se registraron más de 200 millones de neumáticos fuera de uso de los cuales el 50% de los neumáticos fueron destinados al almacenamiento en vertederos, el otro 50% distribuido al uso de energía y para la aplicación de asfalto. En la siguiente tabla se puede constatar que los neumáticos contienen un alto poder calorífico que puede ser aprovechado en comparación a otros combustibles. Tabla 1. Poder calorífico de algunos combustibles. Combustible Maderas Turba Lignito Hulla Antracita Coque Coque de petróleo Carbón de Madera Etanol Neumáticos usados Fuel – oil Gasóleo Gasolina Queroseno Gas natural Butano

PCS (MJ/kg) 14.4 – 19.0 21.3 28.4 30.6 34.3 29.3 34.1 31.4 26.8 34-39 40.6 42.3 43.9 43.4 44.00 49.7

Fuente: (Llorens & Miranda, 2009).

Otro problema que estos presentan, es que por el volumen que ocupan y por tratarse de residuos de generación masiva, los neumáticos deben considerarse como residuos especiales, y por esta razón los vertederos de residuos urbanos no acostumbran recibir neumáticos enteros debido al gran volumen que ocupan y a su lenta degradación natural, la 443

misma que supera los 100 años. (Moreno, González, & Martínez, 2012). Una práctica común de disposición de los neumáticos utilizados es la quema al aire libre, provocando contaminación por la emisión de partículas y los gases que en su mayoría son de efecto invernadero por la quema indiscriminada. Mediante estudios realizados en laboratorios con la disolución de los componentes de los neumáticos, se ha concluido que estos no presentan características de peligrosidad para el medio ambiente, sin embargo el almacenamiento de los neumáticos usados en el terreno o en vertederos representa riesgos para la salud y el medio ambiente. (Moreno, González, & Martínez, 2012). Es importante considerar que la recuperación de energía a partir de neumáticos usados es una opción favorable para la conservación del medio ambiente.

2. Propiedades físicas y químicas del neumático 2.1. Propiedades físicas Todo proceso que recurra al aprovechamiento de los recursos de los neumáticos, se encuentra con los siguientes materiales. Caucho: Posee propiedades mecánicas de absorción de impactos, vibraciones y amortiguación del ruido. Metal: El neumático está comprendido por una parte de acero de muy buena calidad utilizado en grandes industrias. Fibra: Esta contiene un gran poder calorífico, es aquí donde surge el poder energético que se reutiliza en el proceso de aprovechamiento.

Las propiedades físicas del caucho bruto varían según la temperatura, es decir si la temperatura es baja el caucho se torna rígido, y cuando se 444

congela a lo máximo se adquiere estructura fibrosa. Si se calienta a más de 100 ºC se consigue un caucho blando y con múltiples cambios, considerando que debido a la naturaleza plástica del caucho bruto adquiere deformación permanente. Cuando ha sido cambiada la estructura del caucho bruto durante un tiempo, no puede recuperar su estado original. Al calentarse el caucho, la recuperación es mayor que a la temperatura ordinaria, a este fenómeno se denomina deformación residual; el caucho bruto absorbe agua, cuando se prepara el caucho el látex afectan al grado de absorción de agua; usando ácido clorhídrico, sulfúrico o alumbre se obtienen cauchos con poder de absorción relativamente elevado. (Sterling, Rodríguez, & Mora, 2012). “El poder de absorción de agua del caucho purificado es muy bajo. Gran variedad de sustancias son solubles o pueden dispersarse en caucho bruto, tales como el azufre, colorantes, ácido estiárico, N-fenil2naftilamina, mercaptobenzitiazol, pigmentos, aceites, resinas, ceras, negro de carbono y otras”. (Castro, 2008, pág. 18). Tabla 2. Composición física de un neumático.

Composición

Metales pesados presentes Alto poder calorífico Temperatura de auto ignición Peso

Caucho 45-47% Negro de carbono 21.5 – 22% Acero 16.5 – 25% Textil 5.5% (solo para autos) Óxido de cinc 1-2% Azufre 1% Aditivos 5-7.5% Cantidades trazas de cobre, cadmio y plomo 32-34 MJ/kg (1 Ton es equivalente a 0.7 Ton Fuel Oil) 400°C Entre 6.5 – 11 kg (vehículos livianos) Entre 50 – 80 kg (camiones)

Fuente: (Cambra & Mar, 2009). 445

2.2. Propiedades químicas del neumático El neumático en su mayor parte lo conforma el caucho, está compuesto de un hidrocarburo blanco o incoloro. Uno de los compuestos más utilizados del caucho es el isopreno y como segundo compuesto más utilizado está el metilbutadieno, cuya fórmula química es C5H8, cambiando de estado dependiendo de la temperatura. Una vez alcanzada la temperatura -195 ºC, el caucho puro es un sólido duro y transparente de 0 a 10 ºC es frágil y opaco, y por encima de 20 ºC se vuelve blando, flexible y translúcido. Al amasarlo mecánicamente, o al calentarlo por encima de 50 ºC, el caucho adquiere una textura de plástico pegajoso. A temperaturas de 200 ºC o superiores se descompone”. El caucho puro es insoluble en agua, con agentes oxidantes químicos se oxida rápidamente, pero con el oxígeno de la atmósfera lo hace lentamente. (Cuéllar, Rodríguez, & Mora, 2011). En la siguiente tabla se reflejan los componentes químicos aplicados en el proceso de fabricación de neumáticos y el peso en porcentaje de cada sustancia química aplicada. Tabla 3. Composición química de un neumático. Elemento Carbono Hidrógeno Azufre Cloro Fierro Óxido de zinc Dióxido de silicio Cromo Niquel Plomo Cadmio Talio

Porcentaje 70 7 1..3 0.2….0.6 15 2 5 97-ppm 77-ppm 60-76 ppm 5-10 ppm 0.2-0.3 ppm

Fuente: (Cambra & Mar, 2009). 446

3. Proceso de reutilización y reciclado de neumáticos fuera de uso Hoy en día se aplican varios métodos para la reutilización de los residuos de los neumáticos y la destrucción de sus componentes peligrosos. Entre esos métodos tenemos la reutilización, recauchutado y reciclado de neumáticos usados proporcionando así fuentes de trabajos ya que ofertaría la creación de nuevas industrias; a continuación se explica en que consiste cada uno de estos métodos como lo menciona (Moreno, González, & Martínez, 2012): 1: Reutilización: Los neumáticos pueden ser utilizados aún fuera del uso en los automóviles por ejemplo los neumáticos enteros en parques, en jardines, o darle uso en partes como sus flancos, banda de rodamiento, así mismo el material descompuesto empleado para su fabricación. 2: Recauchutado: En este proceso la carcasa del neumático usado se puede reutilizar, colocando una banda de rodadura, teniendo en cuenta que las condiciones de uso sean las adecuadas. 3: Re-esculturado: Este proceso profundiza los surcos originales de llantas desgastadas para aumentar la durabilidad y seguridad del neumático. 4: Reciclado: Para dar uso del caucho siendo la mayor parte del neumático, tenemos algunos procesos que pueden aplicarse como: a) Regeneración: Consiste en romper las cadenas químicas y obtener una materia prima que podría volver a vulcanizarse y fabricar de nuevo el caucho, que podría ser utilizado en la fabricación de neumáticos. b) Incineración: Este proceso se produce con la combustión de los materiales orgánicos del neumático en hornos con materiales refractarios de alta calidad. Es muy costoso, es contaminante y además las diferentes velocidades de combustión de los diferentes componentes no es fácil de controlar. Como este proceso genera calor puede ser usado como energía, la desventaja de este proceso es que produce agentes tóxicos que son perjudiciales para la salud humana. 447

Son varias las investigaciones que han analizado las propiedades del neumático, es así que es considerado una materia prima óptima enfatizando la importancia en el bajo contenido de humedad, y al gran contenido de sustancias volátiles que hacen posible el proceso de pirolisis; además se observa un contenido similar de carbón, así como contenidos pequeños de nitrógeno y azufre y un gran porcentaje de nitrógeno, la materia volátil de la biomasa es ligeramente superior a la de los neumáticos y el PCS (Poder calorífico superior) de éstos casi duplica el correspondiente a los materiales biomásicos. Es muy importante que en el proceso de fabricación de los equipos que realizarán la pirólisis, se tenga una consideración especial a la conservación y alcance del calor del calor requerido para lograr una mejor eficiencia del proceso ya que entre mayor es la temperatura, mayor es el rendimiento del gas. Tabla 4. Rendimientos fase gaseosa para diferentes sistemas experimentales de pirolisis Autores Conesaet al..,2000 Chang, 1996 Williams et al., 1990 Laresgoiti et al., 2000 Bouvier et al., 1987 Lucchesi y Mashuo 1983 Mastral y Murillo, 2002 Cunliffe y Willians, 1998 Leung y Wang 1998

Rendimiento Fase Gas % 6-37

Temperatura ⁰ C

Sistema experimental

600-800

Reactor lecho fluidizado

30-53 10 7-9 6 15-30

200-600 300-720 400-700 372-525 400-700

Reactor Batch Reactor Auclave Reactor retorta Bench scale moving bed

5-12

450-950

Reactor lecho fijo

5-9

450-600

Reactor Batch

5-23

500-1000

Reactor tubular (alta velocidad de calentamiento)

Fuente: (Castells & García, 2012). 448

c) Trituración Criogénica: La dificultad de separar el caucho y el metal; así como la purificación hacen que este proceso sea costoso y poco rentable, además las instalaciones son muy complejas por ende el mantenimiento de la maquinaria es difícil. d) Trituración mecánica: Es un proceso exclusivamente mecánico y tiene como finalidad ser un paso previo al aprovechamiento del recurso una vez triturado. El procedimiento es necesario para el proceso de gasificación.

Hoy en día se aplican técnicas para la valorización energética, con distinto grado de desarrollo tecnológico, se pueden utilizar diversos métodos para la recuperación de neumáticos y la destrucción de sus componentes peligrosos. Las operaciones de reutilización, recauchutado y reciclado de neumáticos usados representan una importante oportunidad para la creación de industria y tecnología, así como un importante yacimiento de nuevos empleos. (Castells & García, 2012) Del proceso de pirólisis se obtienen diferentes sustancias así como una parte gaseosa la cual está constituida por los siguientes componentes: hidrógeno, metano y otros hidrocarburos, además de óxidos de carbono, junto con cantidades menores de amoniaco, azufre, etc. Otra subdivisión es líquida compuesta de agua, alquitranes y aceite (compuestos orgánicos como tolueno o xileno). (Castells & García, 2012) Se cita un ejemplo de los materiales que se obtienen junto a sus cantidades en un proceso de pirólisis usando 1,000 kg de neumáticos:    

500 m3 de syngas (gas de pirólisis) similar al propano de usos industriales. De esta cantidad se utiliza en el proceso el 30%, es decir que quedarían libres 350 m3. 400 litros de aceite de pirólisis de neumáticos que se refina para utilizarlo como diésel. 300 kg de carbón negro destinado a la industria del caucho. 150 kg de acero. (Aránguiz, 2012).

449

4. Generación de energía en base a la gasificación El proceso de generación eléctrica comienza con la recolección de los neumáticos fuera de uso que se introducen en los crisoles. En primer lugar los crisoles se calientan con sopletes de combustible líquido independientes del sistema y a los 40 minutos empieza el proceso de pirólisis, la instalación se mantiene con el gas combustible en régimen de autonomía, también puede ser dirigida a una central eléctrica y poder abastecer de energía a dicha central. El combustible líquido obtenido se aplica en equipos de calderas, bajo la presión alta, el vapor hace girar la turbina dándole el impulso al generador eléctrico, el reciclaje de 20 toneladas al día puede poner en funcionamiento de una central electica 1.3MW/hora. Figura 2. AKER Bioenergy.

Fuente: www.wn.com 450

En el proceso de gasificación de biomasas, existen tres tipos de procesos térmicos importantes los cuales depende de las condiciones de operación, del combustible (residuos agrícolas, madera, carbón, etc.) y del agente gasificante (oxígeno puro, o vapor de agua o aire) que se usará. Los tres procesos térmicos importantes en la gasificación son la pirólisis, oxidación o combustión y reducción o gasificación, también existe un proceso de secado del combustible. Zona de secado del combustible: se introduce el combustible en la parte superior del gasificador y se tolera una pequeña cantidad de fuga de aire en este espacio.

Como resultado de la transferencia de calor desde las partes más bajas de la gasificación, el secado de la biomasa de combustible se produce en esta sección donde el agua contenida en el material combustible es removida a una temperatura superior a los 100ºC. Pirólisis o descomposición térmica: es la etapa en el cual hay un rompimiento del material por medio de un calor intenso en ausencia de aire (aproximadamente 350ºC). El combustible se descompone en una mezcla de sólido, líquido y gas. La parte sólida es un residuo carbonoso o también llamado char y a los líquidos, debido a la presencia de alquitranes y vapores condensables se le denomina TAR. Oxidación o combustión: tiene lugar cuando el agente gasificante es un oxidante lo cual implica reacción de oxidación, los cuales son exotérmicas, Aquí se genera el calor necesario para que el proceso se mantenga. Reducción o gasificación: en este proceso, el oxígeno del aire quema parcialmente el residuo carbonoso procedente de la pirólisis (proceso simultáneo al de gasificación), aquí se generan reacciones endotérmicas.

El principio de funcionamiento de un gasificador nos permite una valoración energética de residuo por medio de un proceso de transformación termoquímica en el cual un material sólido es transformado en 451

corriente gaseosa oxidante o también como un agente de reacción a altas temperaturas.

5. Conclusiones Los neumáticos fuera de uso (NFU), reúnen las características necesarias para la producción de energía, debido al bajo porcentaje de nitrógeno, y altos contenidos en materia volátil aprovechable. En el año 2014 se generaron 55.000 ton de neumáticos usados en Ecuador, esto equivale aproximadamente 23.650 TEP (tonelada equivalente de petróleo) de energía que está disponible, con un costo de combustible casi nulo, ya que por el momento se puede encontrar los neumáticos abandonados en los vertederos. La tecnología de gasificación de neumáticos fuera de uso, no está desarrollada aun en nuestro país, ni en países vecinos, por tal motivo, se considera que el desarrollo de equipos de gasificación utilizando NFU como materia prima, crea una oportunidad económica, energética, medio ambiental y de desarrollo de ciertos sectores tecnológicos, que pueden contribuir al mejoramiento e implementación de estos sistemas a gran escala. Actualmente tenemos varios factores simultáneos que favorecen la puesta en marcha del proyecto, entre ellos: La obligación ambiental de encontrar nuevas formas de energía a partir de recursos que ya han cumplido su vida útil y que son considerados desperdicios. La reutilización de materiales derivados del proceso de pirolisis de los neumáticos fuera de uso, en el cual se aprovecha todos los productos resultantes. El polvo de carbón para la fabricación de nuevos neumáticos, asfaltos, etc., el aceite combustible será empleado para el funcionamiento de maquinarias, el acero será utilizado para obtener nue452

vos productos metálicos y el gas de pirolisis se empleara en su totalidad en el funcionamiento de la planta. El ahorro energético al utilizar un gas combustible para procesos como la generación de energía. En el proceso de obtención de gas de síntesis, no es necesario el aire para la gasificación, ya que el ingreso de oxígeno en el interior del gasificador, provocaría una gran cantidad de humo sulfuroso, emitiendo partículas al ambiente con la consiguiente contaminación del aire. Es por esta razón que, la ausencia de oxigeno como parte activa de la combustión, representa la mejor manera de aprovechar este desecho (NFU), con muy poco residuo contaminante no utilizable y con muy pocas emisiones de gases de efecto invernadero. En la operación de una planta piloto con una capacidad de procesamiento de 20 toneladas de neumáticos reciclados por día se obtendrían 8 ton de aceite combustible, 8.6 ton de negro de carbón, 2 ton de acero reciclado y 1.4 ton de gas combustible. Para utilizar neumáticos fuera de uso (NFU) como combustible para la generación de energía eléctrica y calorífica a gran escala, se deben tener en cuenta los diseños constructivos específicos como: cámara de combustible, tuberías, equipos de limpieza y depuración de gases, etc., elementos importantes para evitar pérdidas de calor en el proceso.

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