Energía en Sudáfrica

Energía en Sudáfrica
Imagen ilustrativa del artículo Energía en Sudáfrica
Central eléctrica de carbón Arnot en Middelburg (provincia de Mpumalanga ), 2013
Balance energético (2018)
Suministro de energía primaria (TPES) 134,2 M dedo del pie
(5620,4 PJ )
por agente energético carbón  : 73,2%
petróleo  : 15%
madera  : 5,9%
gas natural  : 3%
electricidad  : 2,9%
Energía renovable 6,9%
Consumo total (TFC) 66,6 M dedo del pie
(2,786,5 PJ )
por habitante 1,2 tep / habitante.
(48,2 GJ / hab.)
por sector hogares  : 20,1%
industria  : 36,9%
transporte  : 28,9%
servicios  : 9,2%
agricultura  : 3,3%
pesca  : 0,1%
Electricidad (2018)
Producción 256,06  TWh
por sector térmica  : 88,9%
nuclear  : 4,5%
eólica  : 2,5%
hidráulica  : 2,2%
otros: 1,7%
biomasa / residuos: 0,2%
Combustibles (2018 - Mtep)
Producción petróleo  : 0,09
gas natural  : 0,84
carbón vegetal  : 144,78
madera  : 8,06
Comercio exterior (2018 - Mtep)
Importaciones electricidad  : 0,83
petróleo  : 29,50
gas natural  : 3,14
carbón  : 0,47
Exportaciones electricidad  : 1,24
petróleo  : 4,62
carbón vegetal  : 46,96
madera  : 0,15
Fuentes
Agencia Internacional de Energía en el
balance energético , el agente "madera" incluye todos los residuos de biomasa.

El sector de la energía en Sudáfrica está dominado en gran medida por el carbón, que constituye el 91,6% de la producción y el 75,5% del consumo de energía primaria del país en 2018.

La producción de energía primaria en Sudáfrica se desglosó en 2018 en 92,2% de combustibles fósiles (especialmente carbón), 1,9% de energía nuclear y 5,9% de energías renovables (especialmente madera y otras biomasas  : 5,1%).

África del Sur ocupa en 2019 a 7 °  a nivel mundial entre los productores de carbón con un 3,6% de la producción mundial, y los 4 th  mayores exportadores de carbón con un 5,8% de las exportaciones mundiales; exporta el 32,4% de su producción de carbón. Reservas recuperables de carbón desde Sudáfrica a 12 º  en el mundo, con 0,9% de las reservas mundiales.

La sofisticada industria de combustibles sintéticos produce gasolina y diesel a partir de carbón y gas natural.

El consumo de energía primaria se desglosó en 2018 en 90,9% de combustibles fósiles (carbón: 75,5%, petróleo: 12,4%, gas natural: 3,1%), 2,3% energía nuclear y 7,1% energía renovable (especialmente madera y otras biomasas: 6,1%), y fue, per cápita, un 23% más alto que el promedio mundial y 3,5 veces más alto que el promedio africano.

La electricidad representó el 24,8% del consumo de energía final en 2018; su producción se dividió en 2018 entre combustibles fósiles para el 88,9% (incluido el carbón: 88,8%), nuclear para el 4,5% y energías renovables para el 6,6% (hidroeléctrica 2,2%, eólica 2, 5%, solar 1,7%).

El CO 2de Sudáfrica en 2018 ascendió a 7,41  t CO 2 per cápita, 68% más alto que el promedio mundial y 7,6 veces más alto que el promedio africano, debido a la preponderancia del carbón en el balance energético de Sudáfrica, así como al alto consumo de energía per cápita del país, principalmente debido a la industria.

Descripción general

Energía en Sudáfrica
Población Consumo de
energía primaria 		Producción Exportación
neta 		Consumo de
electricidad 		Emisiones
de CO 2
Año Millón Mtep Mtep Mtep TWh Mt CO 2
1990 36,8 90 115 23 156 244
2000 44,9 111 145 32 206 281
2008 49,6 145 160 11 232 423
2009 50,3 147 158 3 224 400
2010 51,0 138 161 18 233 407
2011 51,7 141 160 dieciséis 237 393
2012 52,5 135 163 24 231 412
2013 53,3 134 162 24 230 421
2014 54,1 142 165 18 229 435
2015 55,0 136 162 22 228 410
2016 55,9 140 163 18 225 414
2017 56,7 132 158 22 227 422
2018 57,8 134 158 19 229 428
variación
1990-2018		 + 57% + 49% + 37% -17% + 47% + 75%

Suministro de energía primaria

Producción de energía primaria en Sudáfrica por fuente ( Mtep )
Fuente 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2018 % 2018 var.
2018/1990
Carbón 100,2 87,5 126,9 88,4 143,9 92,3 144,5 144,8 91,6% + 45%
Petróleo 0 0,9 0,6 0,5 0,3 0.4 0,1 0,1% ns
Gas natural 1,5 1.3 1.4 1.0 1.3 0,8 1.0 0,8 0,5% -44%
Fósiles totales 101,7 88,8 129,3 90,1 145,9 93,4 146,0 145,7 92,2% + 43%
Nuclear 2.2 1,9 3.4 2.4 3.2 2.0 3.2 3,0 1,9% + 37%
Hidráulico 0,09 0,08 0,1 0,07 0,18 0,11 0,07 0,09 0,06% + 9%
Residuos de biomasa 10,6 9.2 10,8 7.5 6,8 4.4 6,8 8.1 5,1% -24%
Solar, viento, geoth. 0 0,1 0,07 0,07 0,04 0,6 1.2 0,8% ns
Total EnR 10,7 9.3 10,9 7,6 7.1 4.5 7.5 9.4 5,9% -12%
Total 114,5 100 143,5 100 155,9 100 156,6 158,1 100% + 38%
Fuente de datos: Agencia Internacional de Energía

Carbón

Las reservas probadas de carbón de Sudáfrica se estiman finales de 2019 toneladas a 9,9 mm de 12 º  en el mundo con el 0,9% de las reservas mundiales; representan 39 años de producción a la tasa de 2019: 6,02  EJ , o el 3,6% del total mundial. Esta producción se ha estabilizado entre 5,8 y 6,2  EJ desde 2009.

África del Sur ocupa en 2019 a 7 °  a nivel mundial entre los productores de carbón con 254  Mt (millones de toneladas), o el 3,2% de la producción mundial, y los 4 th  mayores exportadores de carbón con 78  Mt , o el 5,8% de las exportaciones mundiales, detrás de Indonesia, Australia y Rusia. Exportó el 32,4% de su producción en 2018.

Los principales depósitos en 2006 fueron los de Highveld (31% de las reservas), Witbank (30%), Ermelo (14%) y Waterberg (11%), todos ubicados en las provincias del norte.

Las reservas recuperables de carbón en Sudáfrica están en el 9 º  en el mundo y representan el 95% de las reservas de carbón de África. Las asociaciones de defensa ambiental acusan a la industria del carbón de contaminación del aire, la tierra y el agua. Sin embargo, se espera que el consumo de carbón del país continúe creciendo a medida que se programen nuevas plantas de energía para satisfacer la creciente demanda de electricidad.

La empresa sudafricana Sasol , creada en 1950, inició en 1955, en su complejo de Sasolburg, la producción de combustibles sintéticos por el proceso Fischer-Tropsch a partir del carbón, con el fin de abastecer al país de los productos petrolíferos de los que estaba privado. sanciones contra su política de apartheid  ; la planta Sasol II se construyó de 1976 a 1980 en Secunda, luego Sasol III se puso en marcha en 1982; en 2004, la llegada del gas natural de Mozambique proporcionó una segunda fuente para la síntesis de combustibles líquidos.

Sudáfrica exporta alrededor del 25% de su producción de carbón. La terminal de carbón de Richards Bay, su principal terminal de exportación, es una de las más grandes del mundo; en 2013 superó por primera vez el umbral de 70  Mt de exportaciones de carbón; los principales destinos son India y China.

La producción de carbón se ve fuertemente afectada por la crisis de salud vinculada al Covid-19 en 2020.

Petróleo

La producción de petróleo en Sudáfrica es mínima: 0,09  Mtep en 2018.

La debilidad de los recursos petrolíferos ha llevado a Sudáfrica a producir combustibles sintéticos mediante el proceso Fischer-Tropsch a partir del carbón desde la década de 1950. En 2004, la llegada del gas natural de Mozambique proporcionó una segunda fuente para la economía: síntesis de combustibles líquidos. La industria de combustibles sintéticos sofisticados produce gasolina y diesel a partir de carbón en la planta de Secunda y gas natural en la planta de Mossel Bay . Los combustibles sintéticos ( sincombustibles ) representan casi el 90% de la producción nacional de petróleo.

Según la EIA, en 2013 la producción total de petróleo de Sudáfrica alcanzó los 181  mb / d (miles de barriles / día), de los cuales 3,9  mb / d fueron petróleo crudo, el resto fueron en su mayoría combustibles sintéticos; el consumo fue de 635  mb / dy las importaciones netas de 454  mb / d .

PetroSA, una empresa de propiedad estatal, opera las instalaciones de producción de petróleo y gas natural, así como la planta de combustible sintético de Mossel Bay a partir de gas. Sasol , una empresa privada, opera la planta de conversión de carbón a combustible de Secunda y posee una participación mayoritaria en la refinería de petróleo Natref, una participación en el gasoducto de Mozambique y acciones en las minas de carbón.

El consumo de petróleo de Sudáfrica alcanzó los 569.000  barriles / día (1,18  EJ ) ( exajulios ) en 2019, el 0,6% del total mundial y el 14% del total de África. Sudáfrica es el segundo mayor consumidor de petróleo de África, detrás de Egipto; los productos derivados del petróleo que se consumen provienen principalmente de refinerías y plantas de combustibles sintéticos de Sudáfrica. Las refinerías importan su crudo principalmente de Oriente Medio y África Occidental; en 2013, casi la mitad de estas importaciones procedieron de Arabia Saudita .

Gas natural

La producción de gas natural en Sudáfrica es modesta: 0,84  Mtep en 2018, o solo el 0,5% de la producción de energía primaria del país; está disminuyendo gradualmente: 1,5  Mtep en 1990, 1,3  Mtep en 2010, -44% de 1990 a 2018.

PetroSA opera las instalaciones de producción de gas natural así como la planta de combustible sintético en Mossel Bay , a orillas del Océano Índico en la Provincia Occidental del Cabo , a partir del gas producido por el campo costa afuera ubicado frente a esta costa. Sasol posee una participación en el gasoducto de Mozambique.

El consumo de gas natural de Sudáfrica alcanzó los 4.300  millones de m 3 en 2019, o el 0,1% del total mundial.

Las importaciones de gas natural de Mozambique alcanzaron los 3.800  millones de m 3 en 2019; abastecen a la planta de combustible sintético de Secunda y a algunas centrales eléctricas de gas.

Según la EIA , Sudáfrica posee 390 billones de pies cúbicos (Tcf), o 11.000  billones de m 3 de gas de esquisto técnicamente recuperable. Pero las preocupaciones ambientales llevaron al gobierno a imponer una moratoria sobre la exploración de gas de esquisto desde abril de 2011 hasta septiembre de 2012. En octubre de 2013, el gobierno publicó propuestas de nuevas regulaciones para regular esta exploración; las empresas internacionales están a la espera de que se les otorguen licencias de exploración.

Uranio

La producción de uranio en Sudáfrica es generalmente un subproducto de la extracción de oro y cobre; se creó una empresa en 1951 para explotar los lodos ricos en uranio de la extracción de oro; fue adquirida en 1967 por Nuclear Fuels Corporation of South Africa (Nufcor), que en 1998 se convirtió en una subsidiaria de AngloGold Ltd, desde entonces rebautizada como AngloGold Ashanti . Produce más de 600 toneladas de U 3 O 8anualmente. En mayo de 2009, AngloGold anunció su plan para construir una nueva instalación de recuperación de uranio en Kopanang para aumentar la producción a 900 toneladas por año en 2012. La mayoría de los depósitos se encuentran en la cuenca de Witwatersrand .

Consumo de energía primaria

El consumo de energía primaria per cápita en Sudáfrica ascendió a 2,32  tep en 2018 , un 23% más que el promedio mundial ( 1,88  tep / cápita) y 3,5 veces más alto que el promedio africano ( 0,66  tep / cápita).

Consumo de energía primaria en Sudáfrica por fuente ( Mtep )
Fuente 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2018 % 2018 var.
2018/1990
Carbón 66,5 74,2 81,8 75,0 100,5 76,2 94,2 98,3 75,5% + 48%
Petróleo 9.1 10.1 10,7 9,9 17,7 13,4 21,6 16,1 12,4% + 78%
Gas natural 1,5 1,7 1.4 1.3 3.9 2.9 4.4 4.0 3,1% + 165%
Fósiles totales 77,1 86,0 93,9 86,2 122,0 92,6 120,2 118,4 90,9% + 54%
Nuclear 2.2 2.5 3.4 3.1 3.2 2.4 3.2 3,0 2,3% + 37%
Hidráulico 0,09 0,1 0,09 0,1 0,18 0,13 0,07 0,09 0,07% + 9%
Residuos de biomasa 10,4 11,6 10,5 9,7 6.6 5,0 6.6 7,9 6,1% -24%
Solar, viento, geoth. 0 0 0,07 0,05 0,6 1.2 0,9% ns
Total EnR 10,5 11,7 10,6 9,8 6,9 5.2 7.2 9.2 7,1% -12%
Balance de intercambio de electricidad -0,11 -0,1 1.06 1.0 -0,21 -0,15 -0,13 -0,4 -0,3% ns
Total 89,7 100 109,0 100 137,9 100 127,1 130,2 100% + 45%
Fuente de datos: Agencia Internacional de Energía

Consumo de energía final

El consumo final de energía en Sudáfrica (después del refinado, transformación en electricidad, transporte, etc.) fue el siguiente:

Consumo de energía final en Sudáfrica por fuente ( Mtep )
Fuente 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2018 % 2018 var.
2018/1990
Carbón 16,3 32,0 15,9 29,2 15.0 24,6 16,1 18,5 25,9% + 13%
Productos de aceite 15,1 29,2 16,0 28,6 22,2 36,4 25,2 27,3 38,2% + 81%
Gas natural 0 0 0,8 1.3 1,7 1,9 2,7% ns
Fósiles totales 31,4 61,6 31,9 57,2 38,1 62,3 43,1 47,7 66,8% + 52%
Solar th. , geoth. 0 0 0,07 0,1 0,11 0,12 0,2% ns
Residuos de biomasa 7.7 15,1 7.7 14,2 5.5 9.1 5.5 5.9 8,3% -24%
Electricidad 11,9 23,3 15.0 27,4 17,4 28,5 16,7 17,7 24,8% + 48%
Total 51,0 100 54,6 100 61,1 100 65,3 71,3 100% + 40%
Fuente de datos: Agencia Internacional de Energía

El desglose por sectores del consumo de energía final ha evolucionado de la siguiente manera:

Consumo de energía final en Sudáfrica por sector ( Mtep )
Facultad 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2018 % 2018 var.
2018/1990
Industria 21,7 42,5 20,4 36,6 26,0 39,1 25,5 24,6 34,4% + 13%
Transporte 10,3 20,2 12,3 22,1 16,4 24,7 18,6 19,2 26,9% + 87%
Residencial 10,4 20,3 11,7 21,0 13,4 20,2 14,9 13,4 18,7% + 29%
Terciario 2.4 4,7 2.2 4.0 3,7 5,6 4.4 6.1 8,5% + 156%
Agricultura 1.3 2.5 1,5 2,7 1,6 2.4 2.1 2.3 3,2% + 77%
No especificado 0,8 1,5 1,9 3.4 1.0 1,5 1.1 1.1 1,5% + 37%
Usos no
energéticos
(química)		 4.2 8.3 5.7 10,2 4.3 6.5 3,7 4.8 6,7% + 14%
Total 51,0 100 55,7 100 66,3 100 70,3 71,3 100 + 40%
Fuente de datos: Agencia Internacional de Energía

Sector eléctrico

El sector de la electricidad de Sudáfrica está dominado por la empresa estatal Eskom , establecida en 1923 como la Comisión de Suministro de Electricidad (Escom); en julio de 2002, se transformó en una sociedad anónima 100% pública. Eskom produce alrededor del 95% de la electricidad consumida en Sudáfrica; la capacidad total de su flota de centrales eléctricas es de 41.194  MW  ; vende el 45% de su producción directamente y el 55% lo revenden los distribuidores, incluidos los municipios. La participación de Sudáfrica en la generación de energía en África fue del 38% en 2012, y el 5% de la electricidad sudafricana producida fuera de Eskom proviene de algunas minas, industrias y municipios que operan sus propias plantas de energía y de algunos productores independientes. Eskom opera (a 31/03/2013) una flota de 27 plantas de energía, incluidas 13 plantas de energía de carbón que proporcionan el 85% de la energía total, 4 plantas de energía de turbinas de gas (5,8% de la energía), una planta de energía nuclear con dos reactores (4,4%) y 8 centrales hidroeléctricas, dos de las cuales son de almacenamiento por bombeo (3,4%) y seis del tipo convencional (1,4%).

Eskom es 11 º  en el mundo en términos de capacidad instalada (casi 43.000 MW instalados), y 8 º en términos de   ventas. Eskom es el principal facilitador del South African Power Pool (SAPP), creado en agosto de 1995 cuando la mayoría de los países miembros de la Comunidad de Desarrollo del África Meridional (SADC) firmaron un acuerdo intergubernamental. Eskom representa el 3% del PIB de Sudáfrica.

La economía sudafricana está severamente penalizado por los cortes de energía: se espera que el PIB crecerá un 2% en 2015, cuando podría haber ganado un punto adicional si la escasez de electricidad no habían llegado a restringir el crecimiento y frenar los inversores, economistas de Efficient Group Ltd . Si la producción de electricidad hubiera sido suficiente desde 2007, sin deslastre de carga, el tamaño de la economía sería hoy un 10% mayor de lo que es.

Los cortes de energía rotativos del viernes 5 de diciembre y el sábado 6 de diciembre de 2014, evaluados en un nivel 3 (en una escala de 4), fueron los más significativos causados ​​por Eskom durante 7 años; los clientes se vieron privados del 10% de su suministro eléctrico.

En marzo de 2019, Eskom alcanzó el "nivel 4", la etapa final de su programa rotativo de deslastre de carga: todos los días, se cortan 4.000  MW de demanda, porque su capacidad de producción actual se limita a 28.000  MW de los 45.000  MW de capacidad nominal. .

El presidente Cyril Ramaphosa prometió en su discurso del Estado de la Nación a principios de 2019 poner en marcha un plan de acción para revertir la situación, con el establecimiento de tres entidades diferenciadas (producción, transporte y distribución) "para aislar costos y para que cada entidad tenga su parte de responsabilidad ”  ; El gobierno también se ha comprometido a mantener a flote la empresa financiándola por una suma de 4.300 millones de euros durante tres años, pero el ministro de Finanzas, Tito Mboweni, se ha negado a hacerse cargo de su deuda de 26.000 millones de euros. El presidente del directorio de Eskom, Jabu Mabuza, admite ante el juez Zondo que la empresa ha sido hasta ahora "el escenario principal donde han florecido la corrupción y la captura del Estado" .

En diciembre de 2019, Eskom volvió a tener que recurrir al deslastre de carga rotativo. El 16 de diciembre, la compañía incluso tuvo que recortar 6.000  MW de su capacidad de producción de 44.000  MW . Las plantas más antiguas adolecen de una grave falta de mantenimiento y los nuevos equipos, las dos mega plantas Medupi y Kusile, aún no están terminadas, cuestan mucho más de lo esperado y producen solo una fracción de su capacidad. Muchas empresas públicas se han visto socavadas en los últimos diez años por la corrupción, la contratación con criterios políticos, la salida de las personas más competentes y la firma de contratos dudosos. La deuda de Eskom alcanza los 26.000 millones de euros.

La producción de electricidad

En 2019, según las estimaciones de BP , Sudáfrica produjo 252,6  TWh de electricidad, por debajo del 1,5% en 2019, pero un 1,2% desde el año 2009, el 1 er  lugar de África con el 29% de la producción africana y el 0,9% de la producción mundial. Esta producción se desglosó en 87,3% de combustibles fósiles (carbón: 86%, gas natural: 0,8%, petróleo: 0,5%), 5,6% nuclear, 5,3% energías renovables (hidroeléctricas 0,3%, otras 5,0%) y 1,8% de otras fuentes (residuos renovables, almacenamiento por bombeo, etc.). La producción de electricidad solar se estima en 5,3  TWh (2,1%), la eólica en 6,9  TWh (2,7%), la extraída de biomasa y residuos en 0,4  TWh (0,2%).

La producción de electricidad en Sudáfrica aumentó un 0,3% en 2018 (255,96  TWh ) en comparación con 2017.

Producción de electricidad en Sudáfrica por fuente ( TWh )
Fuente 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2018 % 2018 var.
2018/1990
Carbón 155,9 93,2 193,4 91,8 241,9 93,2 228,4 227,5 88,8% + 46%
Petróleo 0 0 0,2 0,1 0,2 0,2 0,1% ns
Fósiles totales 155,9 93,2 193,4 91,8 242.1 93,2 228,5 227,6 88,9% + 46%
Nuclear 8.4 5.1 13,0 6.2 12,1 4,7 12,2 11,6 4,5% + 37%
Hidráulico 2,85 1,7 3.9 1,9 5.1 2.0 3,7 5.7 2,2% + 100%
Residuos de biomasa 0 0,3 0,15 0,3 0,11 0,3 0.4 0,2% ns
Energía eólica 0 0 0,03 0,01 2.5 6.5 2,5% ns
Fotovoltaica solar 0 0 0 2.2 3.2 1,25% ns
Termodinio solar. 0 0 0 0,2 1.0 0,4% ns
Total EnR 2,85 1,7 4.2 2.0 5.4 2.1 8,9 16,8 6,6% + 491%
Total 167,2 100 210,7 100 259,6 100 249,7 256,1 100% + 53%
Fuente de datos: Agencia Internacional de Energía

La producción de electricidad de Sudáfrica fue de 252,6  TWh en 2014, un 1,4% menos que los 256,1  TWh producidos en 2013; este descenso se prolonga desde hace cuatro años, habiéndose alcanzado el pico de producción en 2011 con 262,5  TWh . Eskom produjo el 95% de la electricidad de Sudáfrica. Las exportaciones (13,8  TWh ) cayeron un 0,7% y las importaciones (11,2  TWh ) aumentaron un 18,6%. Tras deducir los 18,5  TWh consumidos por las centrales eléctricas, la electricidad disponible para el consumo fue de 231,4  TWh en 2014, un 0,7% menos que los 233,1  TWh de 2013.

El margen de seguridad entre la demanda máxima y la capacidad instalada total del parque eléctrico sudafricano es muy bajo; en noviembre de 2013, Eskom pidió a sus principales clientes industriales que redujeran su demanda de electricidad en un 10% durante las horas pico.

Con el objetivo de acabar con la escasez, modernizar la infraestructura obsoleta y diversificar su combinación energética, que depende en exceso del carbón, Sudáfrica se ha embarcado en un programa para ampliar su capacidad de producción. En su Plan Nacional Integrado de Recursos (PIR 2010), el gobierno definió las opciones energéticas del país en un horizonte de 20 años y se comprometió a construir 9,6  GW de nuevas capacidades de producción. Nuclear, 6,3  GW de nuevas centrales eléctricas de carbón, 17,8  GW de capacidad de generación renovable y 8,9  GW de capacidad no especificada.

Por tanto, Eskom se ha embarcado en un programa para ampliar sus capacidades. Los proyectos actualmente en curso tienen como objetivo aumentar la producción en  11.126 MW entre 2013 y 2018/19 a través de la construcción de dos centrales de carbón, Medupi y Kusile (4.800  MW cada una), de la central hidroeléctrica de Ingula (1332  MW ), la puesta en servicio de las antiguas centrales eléctricas de carbón de Grootvlei (30  MW ) y Komati (100  MW ) y construcción de un parque eólico de 100  MW en la provincia de Western Cape .

El Departamento de Energía (DoE) desea fortalecer el rol de los Productores Independientes de Energía (IPP) en la producción nacional de electricidad en el mediano plazo . El objetivo declarado es lograr una participación del 30% en la electricidad producida por los IPP y del 70% por Eskom. Por lo tanto, en 2010, el DoE lanzó una reforma institucional destinada a crear un operador independiente, el Operador Independiente del Sistema y del Mercado (ISMO), que sería responsable de la compra y reventa de electricidad, así como de la posesión y operación de la transmisión de electricidad. infraestructura. Pero este proyecto sigue bloqueado por una fuerte oposición.

Durante 2013-14, Eskom compró 3.671  GWh a los productores independientes de energía , o el 1,4% de la producción del país.

Centrales térmicas convencionales

Sudáfrica ocupó el séptimo lugar  en el mundo en producción de electricidad a partir de carbón en 2018, con 227  TWh , o el 2,2% del total mundial, muy por detrás de China, el número 1 del mundo con 4773  TWh .

Las dos gigantes centrales eléctricas de carbón Medupi (al este de Johannesburgo ) y Kusile (norte, en la frontera con Botswana) de 9.600  MW entre ellas, cuya construcción, iniciada en 2007, fue para eliminar la escasez de electricidad, se convirtió en un desastre: La construcción, que aún estaba en marcha en 2019, se retrasó casi cinco años, el costo se ha más que duplicado y estas instalaciones solo están produciendo una fracción de lo esperado.

Principales centrales térmicas convencionales de Sudáfrica
Central Potencia ( MW ) Combustible Puesta en servicio Localidad Provincia Dueño
Kendal 4.116 carbón 1988-1993 Witbank Mpumalanga Eskom
Majuba 4 110 carbón 1996 entre Volksrust y Amersfoort Mpumalanga Eskom
Matimba 3 990 carbón 1985-1990 Lephalale Limpopo Eskom
Lethabo 3.708 carbón 1985-1990 entre Vereeniging y Sasolburg Estado libre Eskom
Tutuka 3.654 carbón 1985-1990 Standerton Mpumalanga Eskom
Matla 3.600 carbón 1979-83 Secunda Mpumalanga Eskom
Duvha 3.600 carbón 1980-84 Witbank Mpumalanga Eskom
Kriel 2.850 carbón 1976-1979 entre Kriel y Ogies Mpumalanga Eskom
Arnot 2,100 carbón 1971-75 Middelburg Mpumalanga Eskom
Hendrina 2.000 carbón 1970-77 Middelburg Mpumalanga Eskom
Ankerlig 1.327 gasoil (turbinas de gas) 2007-09 Atlantis cabo Oeste Eskom
Plantas de energía en construcción
Medupi 4 764 carbón 2015-17 Lephalale Limpopo Eskom
Kusile 4.800 carbón 2017-19 Witbank Mpumalanga Eskom
Centrales nucleares

En 2019, según BP , los reactores nucleares en funcionamiento en Sudáfrica produjeron 14,2  TWh , frente a 11,1  TWh en 2018. La participación de la energía nuclear en la producción de electricidad de Sudáfrica alcanza el 5,6% frente al 4,3% en 2018; su participación en la producción nuclear mundial es del 0,5%.

Según el OIEA , en22 de diciembre de 2020, Sudáfrica opera 2 reactores nucleares , por un total de 1.860  MW de capacidad instalada, en la central nuclear de Koeberg , cuya producción neta de 14  TWh en 2019 representa el 6,7% de la producción eléctrica del país.

La central nuclear de Koeberg , ubicada en la costa atlántica a 30  km al norte de la ciudad de Ciudad del Cabo , fue construida entre 1976 y 1985 por un consorcio de empresas francesas formado por Spie Batignolles para ingeniería civil, Alstom para isla convencional y Framatome. (desde entonces Areva ) para la parte nuclear. Incluye dos secciones de tecnología PWR de 920  MW cada una. Es propiedad y está operado por el proveedor nacional de electricidad Eskom .

De 1993 a 2010, la empresa sudafricana PBMR (Pty) Ltd. estaba desarrollando un reactor nuclear de lecho de guijarros (Pebble Bed Modular Reactor - PBMR). El proyecto incluyó la construcción de una planta de demostración cerca de la planta de Koeberg y una planta de combustible en Pelindaba . Este proyecto fue abandonado en septiembre de 2010.

En 2007, la dirección de Eskom aprobó un plan para duplicar la capacidad de producción a 80  GW para 2030, incluidos 20  GW de energía nuclear, lo que eleva la participación de la generación nuclear al 25%. El programa tenía previsto lanzar la construcción de 4 GW de PWR en 2010  para su puesta en servicio en 2016; Se consideraron cinco sitios y la elección de la tecnología tuvo que detenerse en 2008, entre el EPR de Areva y el AP1000 de Westinghouse . cada uno de estos dos candidatos propuso construir los 20  GW  : el consorcio liderado por Areva con EDF, Bouygues y el grupo de ingeniería sudafricano Aveng propuso dos EPR de 1600  MW cada uno para la primera etapa, luego diez EPR adicionales para 2030, y Westinghouse , aliada con el grupo Shaw y el grupo de ingeniería sudafricano Murray & Roberts, propuso 17 AP1000 para 2025 así como el desarrollo del proyecto PBMR. Pero en diciembre de 2008, Eskom anunció su retiro de ambas propuestas debido a fondos insuficientes, y el gobierno confirmó un aplazamiento de varios años.

El Plan Integrado de Recursos Eléctricos (PIR) 2010-2030 adoptado por el gobierno en marzo de 2011 preveía 52  GW de nueva capacidad para 2030, incluidos al menos 9,6  GW de energía nuclear, lo que eleva la proporción de generación de energía nuclear en 2030 al 13,4%. En noviembre de 2011, se estableció el Comité Nacional de Coordinación Ejecutiva de Energía Nuclear (NNEECC) como autoridad de toma de decisiones y supervisión del programa de desarrollo nuclear. Si bien el plan de IRP preveía la puesta en servicio de seis reactores de 1.600 MW a  intervalos de 18 meses a partir de 2023, Eskom dijo que estaba buscando opciones de menor costo que los EPR y AP1000. Incluidos los modelos de  generación 2 e como el chino CPR-1000 o el sur OPR coreano, que ofrecen costos de inversión por kW la mitad que los EPR o AP1000. Se debe presentar un informe de seguridad al Regulador Nuclear Nacional antes de la decisión final. Después del accidente de Fukushima , es probable que la elección será un modelo de 3 ª  generación.

En noviembre de 2013, Necsa firmó un acuerdo marco con la rusa NIAEP-Atomstroyexport y su subsidiaria Nukem Technologies para desarrollar una asociación estratégica relacionada con las centrales nucleares y la gestión de residuos, con la ayuda financiera de Rusia. Rosatom luego declaró que esta asociación implicaba el pleno apoyo del programa nuclear de 9,6  GW , es decir ocho reactores.

El 18 de agosto de 2014, Eskom anunció la firma de un contrato con Areva para la sustitución de seis generadores de vapor en la central eléctrica de Koeberg, prevista para 2018.

En septiembre de 2014, Russian Rosatom firmó un acuerdo con el Departamento de Energía de Sudáfrica para avanzar en la perspectiva de construir 9,6  GW para 2030. Necsa dijo que este acuerdo solo cubre los términos de suministro de servicios en caso de que se elija Rusia y se firmen acuerdos similares. con otros vendedores que han expresado su interés. En octubre de 2014 se firmó un acuerdo de cooperación nuclear con Francia y otro en noviembre de 2014 con China, seguido de acuerdos con China National Nuclear Corporation (CNNC) y el Industrial & Commercial Bank of China . Ya existen acuerdos con Estados Unidos y Corea del Sur, y se está negociando un acuerdo con Japón.

En su discurso anual sobre el estado de la nación en febrero de 2015, el presidente sudafricano Jacob Zuma reafirmó el objetivo de 9,6  GW para 2030 y la fecha 2023 para la puesta en servicio del primer reactor; Dijo que se buscarán ofertas de Estados Unidos, China, Francia, Rusia y Corea del Sur.

El procedimiento de estudio de impacto ambiental iniciado en 2006 confirmó la selección de tres posibles emplazamientos: Thyspunt, Bantamsklip y Duynefontein, este último muy próximo a la planta de Koeberg existente; los tres sitios están ubicados en la región del Cabo; Otros estudios dieron como resultado un informe de impacto publicado en marzo de 2010 que recomendaba el sitio Thyspunt cerca de Oyster Bay en la provincia de Eastern Cape .

Eskom comercializa servicios de conversión, enriquecimiento y fabricación de combustible nuclear en los mercados internacionales; casi la mitad de su enriquecimiento se confía al Tenex ruso , pero Sudáfrica siempre ha buscado la autosuficiencia en el ciclo del combustible, objetivo que vuelve a ser prioritario debido al programa nuclear en preparación. En diciembre de 2012, una Ley de Recursos Minerales organizó la regulación de la producción de uranio y la estrategia nacional de procesamiento de minerales estratégicos. La historia de la industria nuclear de Sudáfrica se remonta a mediados de la década de 1940, cuando se formó la organización que se convertiría en Atomic Energy Corporation (AEC). En 1959, el gobierno aprobó la creación de una industria nuclear nacional y al año siguiente comenzó la construcción de un reactor de investigación en cooperación con el programa estadounidense Átomos por la Paz . El centro de investigación nuclear de Pelindaba , cerca de Pretoria, se fundó en 1961 y el reactor Safari-1 (20 MWt) se puso en marcha en 1965. En 1970, se creó la Corporación de Enriquecimiento de Uranio (UCOR) para construir un ciclo nacional integral del combustible nuclear. el desarrollo de armas nucleares. En 1985, UCOR se incorporó a la AEC, que, tras el abandono del programa nuclear militar en 1991 bajo el Tratado de No Proliferación , se convirtió en la Corporación Sudafricana de Energía Nuclear (Necsa), una empresa pública creada en 1999. A 1.200  tU / año se construyó y operó la planta de conversión durante las décadas de 1980 y 1990. El enriquecimiento se llevó a cabo en Valindaba, un sitio adyacente a Pelindaba utilizando el exclusivo proceso de enriquecimiento de flujo laminar desarrollado en Sudáfrica, según un concepto alemán. UCOR construyó la planta piloto de enriquecimiento Y-Plant en Valindaba de 1971 a 1975. Luego, Estados Unidos detuvo sus exportaciones de uranio altamente enriquecido para el reactor Safari-1 en protesta contra la construcción de la planta Valindaba y el programa nuclear militar. Las dificultades técnicas impidieron que la planta se pusiera en marcha hasta 1979; en 1981 produjo los primeros conjuntos de uranio enriquecido al 45% para Safari-1. La planta dejó de funcionar en 1990 y fue desmantelada bajo la supervisión del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA). En el sitio vecino de Pelindaba, la construcción de una planta de enriquecimiento semicomercial: Z-Plant comenzó a fines de la década de 1970; entró en funcionamiento en 1984 y en 1988 alcanzó su capacidad máxima de 300.000  SWU / año , abasteciendo a la central de Koeberg con uranio enriquecido al 3,25%. Pero la fábrica no era competitiva y se cerró en 1995, luego se deconstruyó. Se probó un proyecto de separación de isótopos por láser en un prototipo de 1983 a 1997, en cooperación con Cogema desde 1995, y luego se abandonó por razones técnicas y presupuestarias.

El nuevo programa nuclear lanzado en 2007 incluyó la creación de una industria completa que cubre todo el ciclo del combustible. Los estudios iniciales de factibilidad para el programa del ciclo del combustible se completaron en 2011. Necsa realizó un estudio de prefactibilidad para una planta de enriquecimiento, en colaboración con socios potenciales; se revisará cada dos años. Las necesidades se estiman en 465  t / año de uranio enriquecido en 2030. En marzo de 2013 Westinghouse firmó un acuerdo de cooperación con Necsa para el desarrollo de instalaciones locales para componentes de ensambles combustibles. En 2012, las capacidades previstas eran 1.800  tU / año para la planta de conversión, 1,3  millones de SWU / año para la planta de enriquecimiento (por centrifugación) y 200  tU / año para la planta de producción. el conjunto se construiría en el mismo sitio a partir de 2016, para entrar en servicio alrededor de 2026.

Una ley aprobada en 2008 dispuso el establecimiento de un Instituto Nacional para el Almacenamiento de Desechos Radiactivos (NRWDI); su creación efectiva se anunció en marzo de 2014. Necsa gestiona el sitio nacional de almacenamiento de residuos de actividad baja e intermedia en Vaalputs en la provincia de Northern Cape , iniciado en 1986 para los residuos de Koeberg y financiado por Eskom. En 2008, este sitio se convirtió en el sitio nacional de almacenamiento de desechos radiactivos, que será asumido por el NRWDI. El combustible gastado se almacena en Koeberg; Eskom está buscando arreglos para reprocesar estos combustibles en el extranjero y utilizar la mezcla de uranio y óxido de plutonio resultante de este reprocesamiento.

El gobierno anunció en agosto de 2018 la suspensión del programa nuclear; ahora da prioridad a las energías renovables para salir de la dependencia del carbón.

La ministra de Energía y Recursos Minerales, Gwede Mantashe, lanza en 2019 avenidas de reflexión con el objetivo de incrementar la capacidad nuclear a partir de 2045. Declara que el país solo puede volverse nuclear “solo” a un ritmo y a un precio que el país se pueda permitir [...] El hecho de que sospechemos de corrupción [en el acuerdo previamente anunciado con Rusia] no significa que la energía nuclear sea irrelevante para el país en 2019 ” .

Energía renovable Hidroelectricidad

La producción hidroeléctrica en África del Sur ha llegado a 0,95  TWh en 2016, el 19 º  más grande de África con 0,9% de la producción africana, muy por detrás de Egipto 13,1  TWh .

La capacidad instalada de las centrales hidroeléctricas en Sudáfrica ascendió a 3.583  MW final 2016, 10,7% del total de África a 2 e  lugar detrás de Etiopía (4054  MW ), pero 81% de esta energía se compone de plantas bombeado  : 2.912  MW (86% de Total de África).

2016 estuvo marcado por la puesta en servicio de la central de almacenamiento por bombeo de Ingula (1.332  MW ).

La empresa nacional de electricidad Eskom supervisa la construcción de la central de almacenamiento por bombeo de Ingula (1332  MW ), cuyas dos primeras turbinas entraron en servicio a principios de 2016. Tiene previsto importar energía hidroeléctrica de Mozambique , Zambia , Zimbabwe y la República Democrática del Congo en el marco de la Comunidad de Desarrollo de Sudáfrica. Sudáfrica ha iniciado estudios de viabilidad con la República Democrática del Congo para el proyecto Inga 3 (4.800  MW ) y las líneas de transmisión asociadas; el Banco Mundial anunció en 2015 que el trabajo comenzará en 2017.

  • Desarrollo hidroeléctrico Drakensberg

  • Mapa del desarrollo hidroeléctrico de Drakensberg.

  • Diagrama de la instalación de almacenamiento por bombeo de Drakensberg.

  • Presa que separa los embalses de Sterkfontein y Driekloof.

  • Embalse de Kilburn.

El desarrollo hidroeléctrico más importante de Sudáfrica es el de Drakensberg , ubicado en la cordillera del mismo nombre, en las provincias de Free State y KwaZulu-Natal , cerca de la ciudad de Bergville. Este desarrollo es complejo porque sus presas también forman parte del Plan de Transferencia de Tugela Vaal , un proyecto de riego que permite la transferencia anual de 630  millones de m 3 de agua desde la cuenca de Tugela (en KwaZulu-Natal ) a la cuenca de Vaal (en el Estado Libre). ) Al norte. Construido de 1974 a 1981, incluye cuatro presas en el río Tugela y constituye un equipo de bombeo-almacenamiento con una potencia de 1000  MW , cuyo papel es muy importante para la regulación del equilibrio entre oferta y demanda de energía eléctrica., Gracias a su capacidad de almacenamiento de 27,6  GWh en forma de un volumen de almacenamiento de 27  millones de m 3 que le permite producir a plena potencia durante 10 horas al día (en horas de alta demanda) mediante turbinación, por debajo de una altura de caída de 500  m , el agua bombeado durante 9 horas al día (horas de menor actividad) desde el depósito inferior de Kilburn hasta el depósito superior de Driekloof. Su producción media de los últimos tres años ha sido de 2.041  GWh / año con un consumo energético de 2.766  GWh / año por bombeo.

La presa Gariep , en el río Orange , cerca de la ciudad de Norvalspont en el límite entre la provincia del Cabo Norte y la del Estado Libre , tiene una potencia de 360  MW . Junto con la presa Vanderkloof (240  MW ), forma parte del Orange River Project , un desarrollo polivalente (estabilización de caudal, producción de electricidad y agua potable, riego).

La planta de almacenamiento por bombeo de Palmiet (400  MW ) está instalada en el río Palmiet, equipada con cinco presas para riego y suministro de agua, en la provincia de Western Cape, cerca de Ciudad del Cabo.

El desarrollo del almacenamiento por bombeo de Ingula (1332  MW ), en construcción desde 2005, a 22  km de la ciudad de Van Reenen en el límite de las provincias de Free State y KwaZulu-Natal , debería estar en servicio a finales de 2015 y será el más poderoso del país.

Energía eólica
  • Parques eólicos en Sudáfrica

  • Parque eólico Darling.

  • Parque eólico de Jeffreys Bay.

  • Parque eólico Cookhouse.

  • Parque eólico de Gouda.

  • Parque eólico Van Stadens.

La producción de energía eólica del país alcanzó los 6,47  TWh en 2018, o el 2,5% de la producción total.

Generación de energía eólica en Sudáfrica
Año Producción (GWh) Incrementar Parte de elec.
2013 10 0,004%
2014 1.100 x110 0,44%
2015 2500 + 127% 1,0%
2016 3.700 + 48% 1,5%
2017 4 924 + 33% 1,9%
2018 6.467 + 31% 2,5%

La potencia eólica instalada en Sudáfrica alcanzará los 2.465  MW en 2020, de los cuales 515  MW se instalarán en 2020.

Esta capacidad se mantuvo en 2.085  MW en 2019, sin ninguna adición en 2018 ni en 2019; sigue siendo el primero en África, por delante de Egipto (1.452  MW ).

Sudáfrica ocupa el primer lugar en África en energía eólica por delante de Egipto y Marruecos con 1.471  MW instalados a finales de 2016 frente a 1.053  MW a finales de 2015, 570  MW a finales de 2014 y 10  MW a finales de 2013; los 418  MW instalados en 2016 representan un aumento del 40% del parque eólico del país y del 100% del mercado africano del año; Los 483  MW instalados en 2015 supusieron un aumento del 85% en el parque eólico del país y del 64% del mercado africano en 2015.

Después de haber tardado una década en instalar sus primeros 10  MW de aerogeneradores, en 2013 estaba desarrollando de 3.000  MW a 5.000  MW de proyectos eólicos, incluidos 636  MW en construcción y 562  MW próximos al cierre financiero; el Plan Integrado de Recursos del Sector Eléctrico 2010-2030 prevé 9.000  MW de energía eólica para 2030.

El parque eólico de Jeffreys Bay fue encargado en julio de 2014 por la empresa Globeleq en la provincia de Eastern Cape con 138  MW de capacidad instalada y una producción anual prevista de 460  GWh .

El parque eólico Cookhouse en la provincia de Eastern Cape se completó a finales de 2014 con 66 turbinas Suzlon por un total de 138,6  MW y un potencial de producción de 370  GWh por año. La originalidad de este proyecto es la participación de la comunidad local que posee una participación del capital del 25% a través de Cookhouse Wind Farm Community Trust .

El parque eólico Sere fue encargado en abril de 2015 por la compañía eléctrica nacional Eskom con un préstamo del Banco Africano de Desarrollo , en la costa oeste a 300  km al norte de Ciudad del Cabo; su potencia de 106  MW (46 turbinas Siemens de 2,3  MW ) le permite producir de 240 a 300  GWh al año (factor de carga: 26 a 32%).

El parque eólico de Gouda fue inaugurado en septiembre de 2016 por Acciona 135 km al noreste de Ciudad del Cabo con 46 turbinas con una capacidad total de 138  MW  ; su originalidad es que las torres que portan las palas son de hormigón y no de acero, con el fin de incrementar el contenido local de la inversión. Desde el inicio del programa de energías renovables lanzado por el Departamento de Energía , el precio de la energía eólica ha caído de 1,14  rand / kWh en la primera licitación a una media de 0,74 rand / kWh en la primera licitación. De  la última licitación .

Solar

Intercambios internacionales de electricidad

Sudáfrica es el actor principal del " Southern African Power Pool " (SAPP), creado en 1995 para coordinar las empresas eléctricas de la parte sur del continente africano con el fin de optimizar sus intercambios de electricidad. El mapa de la red de interconexión de África Meridional se puede ver en el sitio web de SAPP .

Evolución del comercio transfronterizo de electricidad de Sudáfrica
GWh 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2017 2018
Importaciones 12,295 12,193 11 890 10,006 9.428 11 177 8.568 9 687
Exportaciones 14.052 14 668 14 964 15.035 13 929 13 836 15 201 14.386
Saldo de exportación. 1,757 2,475 3,074 5,029 4.501 2.659 6 633 4.699

Las líneas de interconexión con países vecinos son las siguientes:

  • Mozambique  : 5 líneas: 2 de 533  kV con 2.000  MW de capacidad de tránsito, una de 400  kV (1.450  MW ), una de 275  kV (250  MW ) y una de 110  kV (150  MW );
  • Swazilandia  : 3 líneas: una de 400  kV (1.450  MW ), extendida a Mozambique y dos de 132  kV  ;
  • Lesotho  : 2 líneas de 132  kV (230  MW );
  • Botswana  : 4 líneas: una de 400  kV (650  MW ) y 3 de 132  kV (150  MW );
  • Namibia  : 3 líneas: una de 400  kV (500  MW ) y dos de 220  kV (250  MW ).

Las importaciones proceden de Mozambique , Lesotho y Zambia . La mayor parte proviene de la central hidroeléctrica Cahora Bassa (2.075  MW ), en el Zambeze en Mozambique , a través del enlace de corriente continua Cahora Bassa entre la central Cahora Bassa y la central Apollo cerca de Johannesburgo (longitud: 1.420  km , potencia nominal: 1.920  MW , tensión nominal: ± 533  kV ).

Las exportaciones representaron el 6,4% de la producción en 2012/13; están destinados a todos los países vecinos: Mozambique , Botswana , Namibia , Swazilandia y Lesotho .

Redes de transmisión y distribución de electricidad

El mapa de la red de transporte de Sudáfrica se puede ver en el sitio web de Eskom .

La red de Eskom totalizó 359,337  km de líneas en marzo de 2014, atendiendo a 5,2 millones de clientes. La tasa de pérdida de línea alcanzó el 8,9% en 2013/14, de los cuales el 2,3% en transmisión y el 7,1% en distribución (de los cuales entre el 1,8% y el 2,8% de las pérdidas no técnicas, esto es, robo de electricidad).

Consumo eléctrico final

El consumo de electricidad per cápita en Sudáfrica fue de 3.957 kWh en 2018  , un 21% por encima del promedio mundial (3.260 kWh / cápita) y siete veces más alto que el promedio africano (567  kWh / cápita).

El desglose por sectores del consumo final de electricidad ha evolucionado de la siguiente manera:

Consumo final de electricidad en Sudáfrica por sector ( TWh )
Sector 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2018 % 2018 var.
2018/1990
Industria 82,3 59,5 96,9 55,7 121,1 59,7 116,6 108,3 52,7% + 32%
Transporte 4.0 2.9 5.4 3.1 3.6 1.8 3,5 3.1 1,5% -21%
Residencial 22,4 16,2 28,7 16,5 40,8 20,1 38,6 49,4 24,1% + 120%
Terciario 17.0 12,3 17.2 9,9 29,6 14,6 28,0 37,7 18,3% + 122%
Agricultura 3.6 2.6 4.0 2.3 6.0 3,0 5.7 6.1 3,0% + 67%
No especificado 9.1 6.6 22,0 12,6 1,6 0,8 1,5 0,8 0,4% -92%
Total 138,5 100 174,1 100 202,7 100 193,9 205,4 100% + 48%
Fuente de datos: Agencia Internacional de Energía

Impacto medioambiental

Emisiones de CO 2en Sudáfrica en 2018 ascendió a 428  Mt de CO 2, es decir, 7,41  t CO 2per cápita, 68% más alto que el promedio mundial: 4,42  Mt / cápita, y 7,6 veces más alto que el promedio africano: 0,98  Mt / cápita. Este es un resultado directo de la preponderancia del carbón en el balance energético de Sudáfrica, así como del alto consumo de energía per cápita del país, debido al de la industria (ver más abajo).

Evolución de las emisiones de CO 2 relacionado con la energía
1971 1990 2017 var.
2017/1971 		var.
2017/1990 		var. Mundo
2017/1990
Emisiones (Mt CO 2) 157,1 243,8 421,7 + 168% + 73% + 60%
Emisiones / habitante (t CO 2) 6,69 6,49 7,44 + 11% + 14,5% + 12,5%
Fuente: Agencia Internacional de Energía
Desglose de las emisiones de CO 2 por combustible relacionado con la energía
Combustible 1971
Mt CO 2 		1990
Mt CO 2 		2017
Mt CO 2 		% var.
2017/1990 		var. Mundo
2017/1990
Carbón 129,3 200,7 346,9 82% + 73% + 74,8%
Petróleo 27,8 43,1 70,9 17% + 64% + 33,8%
Gas natural 0 0 3.9 1% ns + 83,4%
Fuente: Agencia Internacional de Energía

Aquí está la distribución de emisiones entre sectores de consumo, en comparación con la de la Unión Europea:

Emisiones de CO 2 relacionados con la energía por sector de consumo *
Emisiones de 2017 cuota del sector Emisiones / habitante Emiss. / Hab. EU-28
Sector Millones de toneladas de CO 2 % toneladas de CO 2/ hab. toneladas de CO 2/ hab.
Sector energético excluyendo elec. 66,4 dieciséis% 1,17 0,40
Industria y construccion 173,9 41% 3,07 1,58
Transporte 57,8 14% 1.02 1,85
de los cuales transporte por carretera 51,1 12% 0,90 1,72
Residencial 65,3 15% 1,15 1,36
Terciario 41,7 10% 0,73 0,92
Total 421,7 100% 7,44 6.26
Fuente: Agencia Internacional de Energía
* después de la reasignación de las emisiones de la producción de electricidad y calor a los sectores de consumo.

Observamos el peso dominante de la industria y el sector energético.

Notas y referencias

  1. p.  60 a 69.
  2. p.  17
  3. p.  31
  1. p.  44-46
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