Petróleo, gas natural y carbón

Recursos naturales. Industria

  • Enviado por: Jose Luis Sanchez Alcaraz
  • Idioma: castellano
  • País: España España
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PETRÓLEO

Líquido oleoso bituminoso de origen natural compuesto por diferentes sustancias orgánicas. También recibe los nombres de petróleo crudo, crudo petrolífero o simplemente `crudo'. Se encuentra en grandes cantidades bajo la superficie terrestre y se emplea como combustible y materia prima para la industria química.

Existen tres grandes categorías de petróleo crudo: de tipo parafínico, de tipo asfáltico y de base mixta. El petróleo parafínico está compuesto por moléculas en las que el número de átomos de hidrógeno es siempre superior en dos unidades al doble del número de átomos de carbono.

Las moléculas características del petróleo asfáltico son los naftenos, que contienen exactamente el doble de átomos de hidrógeno que de carbono. El petróleo de base mixta contiene hidrocarburos de ambos tipos.

El petróleo y sus derivados se emplean para fabricar medicinas, fertilizantes, productos alimenticios, objetos de plástico, materiales de construcción, pinturas y textiles, y para generar electricidad.

En 1920, un barril de crudo, que contiene 159 l, producía 41,5 l de gasolina, 20 l de queroseno, 77 l de gasóleo y destilados, y 20 l de residuos más pesados. Hoy, un barril de crudo produce 79,5 l de gasolina, 11,5 l de combustible para reactores, 34 l de gasóleo y destilados, 15 l de lubricantes y 11,5 l de residuos más pesados.

Todos los tipos de petróleo se componen de hidrocarburos, aunque también suelen contener unos pocos compuestos de azufre y de oxígeno; el contenido de azufre varía entre un 0,1 y un 5%. El petróleo contiene elementos gaseosos, líquidos y sólidos.

Para encontrar petróleo bajo tierra, los geólogos deben buscar una cuenca sedimentaria con esquistos ricos en materia orgánica, que lleven enterrados el suficiente tiempo para que se haya formado petróleo (desde unas decenas de millones de años hasta 100 millones de años). Además, el petróleo tiene que haber ascendido hasta depósitos capaces de contener grandes cantidades de líquido. La existencia de petróleo crudo en la corteza terrestre se ve limitada por estas condiciones. Sin embargo, los geólogos y geofísicos especializados en petróleo disponen de numerosos medios para identificar zonas propicias para la perforación. Por ejemplo, la confección de mapas de superficie de los afloramientos de lechos sedimentarios permite interpretar las características geológicas del subsuelo, y esta información puede verse complementada por datos obtenidos perforando la corteza y extrayendo testigos o muestras de las capas rocosas. Por otra parte, las técnicas de prospección sísmica —que estudian de forma cada vez más precisa la reflexión y refracción de las ondas de sonido propagadas a través de la Tierra— revelan detalles de la estructura e interrelación de las distintas capas subterráneas. Pero, en último término, la única forma de demostrar la existencia de petróleo en el subsuelo es perforando un pozo. De hecho, casi todas las zonas petrolíferas del mundo fueron identificadas en un principio por la presencia de filtraciones superficiales, y la mayoría de los yacimientos fueron descubiertos por prospectores particulares que se basaban más en la intuición que en la ciencia.

La mayoría de los pozos petrolíferos se perforan con el método rotatorio. En este método, una torre sostiene la cadena de perforación, formada por una serie de tubos acoplados. La cadena se hace girar uniéndola al banco giratorio situado en el suelo de la torre. La broca de perforación situada al final de la cadena suele estar formada por tres ruedas cónicas con dientes de acero endurecido. La roca se lleva a la superficie por un sistema continuo de fluido circulante impulsado por una bomba.

El crudo atrapado en un yacimiento se encuentra bajo presión; si no estuviera atrapado por rocas impermeables habría seguido ascendiendo debido a su flotabilidad hasta brotar en la superficie terrestre. Por ello, cuando se perfora un pozo que llega hasta una acumulación de petróleo a presión, el petróleo se expande hacia la zona de baja presión creada por el pozo en comunicación con la superficie terrestre. Sin embargo, a medida que el pozo se llena de líquido aparece una presión contraria sobre el depósito, y pronto se detendría el flujo de líquido adicional hacia el pozo si no se dieran otras circunstancias. La mayor parte del petróleo contiene una cantidad significativa de gas natural en disolución, que se mantiene disuelto debido a las altas presiones del depósito. Cuando el petróleo pasa a la zona de baja presión del pozo, el gas deja de estar disuelto y empieza a expandirse. Esta expansión, junto con la dilución de la columna de petróleo por el gas, menos denso, hace que el petróleo aflore a la superficie.

A medida que se continúa retirando líquido del yacimiento, la presión del mismo va disminuyendo poco a poco, así como la cantidad de gas disuelto. Esto hace que la velocidad de flujo del líquido hacia el pozo se haga menor y se libere menos gas. Cuando el petróleo ya no llega a la superficie se hace necesario instalar una bomba en el pozo para continuar extrayendo el crudo.

Finalmente, la velocidad de flujo del petróleo se hace tan pequeña, y el coste de elevarlo hacia la superficie aumenta tanto, que el coste de funcionamiento del pozo es mayor que los ingresos que se pueden obtener por la venta del crudo (una vez descontados los gastos de explotación, impuestos, seguros y rendimientos del capital). Esto significa que se ha alcanzado el límite económico del pozo, por lo que se abandona su explotación.

Cuando la producción primaria se acerca a su límite económico, es posible que sólo se haya extraído un pequeño porcentaje del crudo almacenado, que en ningún caso supera el 25%. Por ello, la industria petrolera ha desarrollado sistemas para complementar esta producción primaria, que utiliza fundamentalmente la energía natural del yacimiento. Los sistemas complementarios, conocidos como tecnología de recuperación mejorada de petróleo, pueden aumentar la recuperación de crudo, pero sólo con el coste adicional de suministrar energía externa al depósito. Con estos métodos se ha aumentado la recuperación de crudo hasta alcanzar una media global del 33% del petróleo presente. En la actualidad se emplean dos sistemas complementarios: la inyección de agua y la inyección de vapor.

Inyección de agua

En un campo petrolífero explotado en su totalidad, los pozos se pueden perforar a una distancia de entre 50 y 500 m, según la naturaleza del yacimiento. Si se bombea agua en uno de cada dos pozos, puede mantenerse o incluso incrementarse la presión del yacimiento en su conjunto. Con ello también se puede aumentar el ritmo de producción de crudo; además, el agua desplaza físicamente al petróleo, por lo que aumenta la eficiencia de recuperación. En algunos depósitos con un alto grado de uniformidad y un bajo contenido en arcilla o barro, la inundación con agua puede aumentar la eficiencia de recuperación hasta alcanzar el 60% o más del petróleo existente. La inyección de agua se introdujo por primera vez en los campos petrolíferos de Pennsylvania a finales del siglo XIX, de forma más o menos accidental, y desde entonces se ha extendido por todo el mundo.

Inyección de vapor

La inyección de vapor se emplea en depósitos que contienen petróleo muy viscoso. El vapor no sólo desplaza el petróleo, sino que reduce mucho la viscosidad (al aumentar la temperatura del yacimiento), con lo que el crudo fluye más deprisa a una presión dada. Este sistema se ha utilizado mucho en California, Estados Unidos, y Zulia, Venezuela, donde existen grandes depósitos de este tipo de petróleo. También se están realizando experimentos para intentar demostrar la utilidad de esta tecnología en la recuperación de las grandes acumulaciones de petróleo viscoso (betún) que existen a lo largo del río Athabasca, en la provincia de Alberta, en Canadá, y del río Orinoco, en el este de Venezuela. Si estas pruebas tienen éxito, la era del predominio del petróleo podría extenderse varias décadas.

Otro método para aumentar la producción de los campos petrolíferos —y uno de los logros más impresionantes de la ingeniería en las últimas décadas— es la construcción y empleo de equipos de perforación sobre el mar. Estos equipos de perforación se instalan, manejan y mantienen en una plataforma situada lejos de la costa, en aguas de una profundidad de hasta varios cientos de metros. La plataforma puede ser flotante o descansar sobre pilotes anclados en el fondo marino, y resiste a las olas, el viento y —en las regiones árticas— los hielos.

Una vez extraído el crudo, se trata con productos químicos y calor para eliminar el agua y los elementos sólidos, y se separa el gas natural. A continuación se almacena el petróleo en tanques y se transporta a una refinería en camiones, por tren, en barco o a través de un oleoducto. Todos los campos petrolíferos importantes están conectados a grandes oleoductos.

Es probable que en los próximos años se realicen descubrimientos adicionales y se desarrollen nuevas tecnologías que permitan aumentar la eficiencia de recuperación de los recursos ya conocidos. En cualquier caso, el suministro de crudo alcanzará hasta las primeras décadas del siglo XXI. Sin embargo, según los expertos, no existen casi perspectivas de que los nuevos descubrimientos e invenciones amplíen la disponibilidad de petróleo barato mucho más allá de ese periodo.

El petróleo es quizá la materia prima más útil y versátil de las explotadas. En 1995, el primer productor era Arabia Saudí, que producía unos 426,5 millones de toneladas, es decir un 13,2%. La producción mundial era de 3.234,6 millones de toneladas, de las cuales, Estados Unidos produjo un 11,9%, la Comunidad de Estados Independientes (CEI) un 11,0%, Irán un 5,7%, México un 4,9%, China un 4,6% y Venezuela un 4,5 por ciento.

Producción

PAÍS

PRODUCCIÓN EN 1995 (millones de toneladas)

Arabia Saudí

426,5

Estados Unidos

386,1

CEI

354,9

Irán

182,8

México

154,9

China

148,8

Venezuela

146,4

Noruega

139,2

Reino Unido

130,3

Emiratos Árabes Unidos

112,8

Kuwait

104,4

Canadá

93,8

Nigeria

89,3

Indonesia

73,8

Libia

67,9

Argelia

56,8

Egipto

46,0

Total OPEP

1.330,6

Total mundial

3.234,6

Consumo

PAÍS

CONSUMO EN 1995 (millones de toneladas)

Estados Unidos

806,8

Japón

267,3

CEI

214,7

China

157,5

Alemania

135,1

Italia

94,8

Corea del Sur

94,8

Francia

89,0

Reino Unido

81,7

Canadá

80,0

India

72,5

Total mundial

3.172,5

Gas natural

Aunque como gases naturales pueden clasificarse todos los que se encuentran de forma natural en la Tierra, desde los constituyentes del aire hasta las emanaciones gaseosas de los volcanes, el término «gas natural» se aplica hoy en sentido estricto a las mezclas de gases combustibles hidrocarburados o no, que se encuentran en el subsuelo donde en ocasiones, aunque no siempre, se hallen asociados con petró1eo líquido. El principal constituyente del gas natural es siempre el metano, que representa generalmente entre el 75 y el 95 % del volumen total de la mezcla, razón por la cual se suele llamar metano al gas natural. Los otros hidrocarburos gaseosos que suelen estar presentes, etano, butano y propano, aparecen siempre en proporciones menores. Entre los constituyentes distintos a los hidrocarburos suelen ser nitrógeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, helio y argón los más importantes.

El gas natural puede ser «húmedo» (si contiene hidrocarburos líquidos en suspensión) o «seco» (si no los contiene).

El uso de combustibles gaseosos, para iluminación y fines domésticos, ha sido muy general desde la mitad del siglo XIX. Sin embargo, apenas se utilizaba en la industria debido a la abundancia de combustibles sólidos y líquidos disponibles y a la dificultad que presentaba el transporte y almacenamiento de los combustibles gaseosos.

El desarrollo del empleo del gas natural se ha realizado con posterioridad al uso del petró1eo. El gas natural, que aparecía en casi todos los yacimientos petrolíferos, se quemaba a la salida del pozo como un residuo más. Unicamente en EE. UU , y siempre en lugares muy próximos a zonas petrolíferas, se utilizaba como combustible doméstico por su gran poder calorífico (9.000-12.000 kcal/m3).

La necesidad de nuevas fuentes hizo descubrir nuevos yacimientos que poseían enormes reservas de gas natural acompañadas de pequeñas cantidades de petró1eo. Pero seguía existiendo el problema de su almacenamiento y transporte.

La solución a ambos problemas llegó al poner a punto unas técnicas destinadas a la licuefacción de los gases y procedimientos para producir y soldar tuberías capaces de resistir altas presiones.

En la licuefacción, el gas natural se somete a unas temperaturas muy bajas, próximas a 160ºC bajo cero, a las cuales el gas se comprime hasta transformarse en líquido. En este estado se introduce en grandes depósitos de forma esférica capaces de soportar la alta presión que se origina cuando el gas vuelve a su temperatura ambiente.

El problema del transporte queda resuelto mediante la creación de la cadena del gas natural licuado (GNL). De forma esquemática, la cadena del GNL consta de las siguientes fases:

1.º Transporte del gas desde los yacimientos hasta la costa, por medio del gaseoducto.

2.º Licuación del gas natural.

3.º Transporte marítimo del GNL en buques metaneros.

4.º Recepción del GNL en las instalaciones portuarias del país importador y regasificación inmediata, seguida de distribución comercial por tubería.

Evolución de la composición de la demanda mundial de energía por fuentes primarias

(en %)

1950

1960

1965

1970

1973

1976

1979

1982

1984

CARBÓN

59.3

48.9

40.6

32.7

29.6

29.6

29.7

30.8

31.4

PETRÓLEO

29.8

35.8

41.2

45

47.1

46.2

45

41.5

39.6

GAS NATURAL

9.3

13.4

15.9

17

17.4

17.3

17.6

18.6

19

HIDROELECTRICIDAD

1.6

1.9

2.1

4.9

5.2

5.3

5.6

6.1

6.3

NUCLEAR

-

-

0.2

0.4

0.8

1.6

2.1

3

3.8

Fuente: OCDE e INH

Aprovechamiento del gas natural

El gas natural se utiliza como combustible y como materia prima en la industria petroquímica.

Como combustible se emplea por su gran poder calorífico, por ser su combustión fácilmente regulable, ser limpia y producir escasa contaminación.

Como materia prima es la más adecuada para la fabricación de amoníaco (producto base de toda la industria de abonos nitrogenados), y también del metanol, producto que se utiliza en la fabricación de plásticos y proteínas sintéticas. A partir del gas natural se obtienen materias primas de base en la industria petroquímica (etileno, butadieno, y propileno).

Comercialización del Gas Natural

Es una de las energías primarias de utilización más reciente, puesto que hasta la segunda década del siglo actual no comenzó su comercialización en los Estados Unidos, país pionero en su producción y consumo, no extendiéndose su empleo a Europa Occidental hasta después de la Segunda Guerra Mundial. Así pues, su modernidad como fuente energética únicamente es superada por el combustible nuclear. Sin embargo, aunque el gas natural es una energía muy moderna en su uso, su conocimiento se remonta, al menos, al comienzo de la explotación del petróleo - el otro hidrocarburo - con el que está asociado en los yacimientos en la mayor parte de los casos. En este sentido, el gas natural ha fluido junto con el petróleo durante muchas décadas, pero como una indeseada producción que, por «inservible», se ha quemado al pie de las torres de extracción, práctica que todavía hoy se aplica en bastantes campos de Oriente Medio y de otras zonas.

La demora en la utilización comercial del gas natural respecto al petróleo se explica básicamente por la existencia de importantes problemas técnicos en su transporte y distribución, que frenaron su empleo hasta bien entrado el siglo actual. El obstáculo inicial, relativo al transporte en gran escala desde los yacimientos a los puntos de consumo, se superó con la fabricación y soldadura de tuberías capaces de resistir altas presiones, permitiendo así el nacimiento de los gasoductos para el transporte continental de esta energía primaria. Esto se consiguió en los Estados Unidos durante el período entre guerras haciendo posible el comienzo de la explotación de sus enormes recursos de gas natural, cuyas cualidades le permitieron una rápida aceptación El descubrimiento de los ricos yacimientos gasíferos de Alberta, en Canadá, sirvió para apuntalar el crecimiento del consumo y su expansión geográfica por buena parte de América del norte, en donde su contribución para cubrir la demanda global de energía primaria alcanzará el 30 por 100.

Europa, por el contrario, permaneció totalmente al margen del empleo del gas natural hasta la segunda mitad de siglo. Varias causas explican este retraso, en primer lugar, la carencia de producción propia, que se mantiene hasta la segunda posguerra; en segundo lugar, la imposibilidad del transporte intercontinental del gas por medios marítimos; en tercer lugar, porque el papel del gas natural en el consumo doméstico y en otros usos comerciales lo desempeñaría durante casi cien años, el gas manufacturado obtenido de la destilación de carbones, en general abundantes en casi todos los países europeos.

La importancia que adquiere el petróleo a partir de la Segunda Guerra Mundial propiciará una gran oleada de prospecciones en suelo europeo, con resultado mucho más brillantes en lo que se refiere al descubrimiento de bolsas de gas que en lo relativo a crudos de petróleo. Desde finales de los años cuarenta se produce toda una serie de descubrimientos, que se inician con los yacimientos del valle del Po (Italia, 1949), sigue con los del Lacq (Francia, 1950) y pasando por los de AderKlaa, Zwentendorf y Tallesburn (Austria, 1950-1955), etc., llega hasta los importantísimos de Groningen y Delfzl (Holanda, 1962) y, ya fuera de tierra firme, a los del mar del Norte, dentro de las zonas correspondientes al Reino Unido, Noruega y la República Federal Alemana. La importancia de estos descubrimientos queda ya reflejada en el espectacular crecimiento de la producción de Europa Occidental entre 1965 y 1975 como se ve en el siguiente cuadro.

Evolución de la prodicción mundial comercializada de Gas Natural y Reservas

(en miles de millones de metros cúbicos)

1960

1965

1970

1975

1980

1982

1984

(en 1984)

Paises de la OPEP

Argelia

-

1.8

2.8

6.5

11.1

25.6

44

3087

Indonesia

-

0.4

1.3

1.3

18.5

19.5

26

1100

Venezuela

4.6

6.5

9

11

16.7

17.6

20.5

1650

Irán

1

2.9

11.2

21.8

8.5

7.1

9

13550

Nigeria

-

-

-

0.4

1.4

5.6

5.6

1200

Libia

-

-

-

3.7

3.8

3

2.9

570

EAU

-

-

-

0.9

13.2

14.8

14.8

750

América del Norte

EE.UU.

359.3

453.9

620.3

579.2

459.1

502.6

487.2

5670

Canadá

12.7

26.7

53.8

71.8

74.8

74.7

78.2

2660

México

9.7

9

13.6

15.9

25.9

31.6

30.2

2172

Europa occidental

Holanda

0.4

1.7

31.6

90.9

91.1

70.1

75.4

1890

Reino Unido

-

-

11.1

34

36.2

38.3

40.2

725

Noruega

-

-

-

-

25.1

25.2

26.2

2236

Alemania

0.6

2.8

12.7

17.8

18.7

16.8

18.3

191

Italia

6.1

7.4

12.5

13.7

12.5

14.6

13.8

190

Francia

2.9

5

6.5

7.4

7.4

6.6

6.6

40

Austria

-

-

1.5

5

9.7

6.6

4.2

13

Europa oriental

U.R.S.S.

45.3

127.7

197.9

289

422

501

587

37500

Rumanía

10.1

17.3

24.8

30

28

39

40

278

Polonia

0.5

1.3

5

6

7.4

7.8

4.7

130

Hungría

0.3

1.1

3.5

5.2

6.5

6.6

6.4

120

Otros Productores

Argentina

1.4

4.3

6

7.7

10

12.2

14.5

620

Australia

-

-

1.5

5

9.7

11

11.6

644

Pakistan

0.6

2.7

3.2

3.7

8.2

9.7

9.7

50

Resto del Mundo

8.9

36.2

50.2

54.4

159.9

78.1

90

-

TOTAL MUNDIAL

464.4

708.7

1060

1282.3

1495.4

1545.4

1667

96197

Fuentes: OCDE y Naciones Unidas

CARBÓN

Se trata de un combustible sólido de origen vegetal. En eras geológicas remotas, y sobre todo en el periodo carbonífero (que comenzó hace 345 millones de años y duró unos 65 millones), grandes extensiones del planeta estaban cubiertas por una vegetación abundantísima que crecía en pantanos. Muchas de estas plantas eran tipos de helechos, algunos de ellos tan grandes como árboles. Al morir las plantas, quedaban sumergidas por el agua y se descomponían poco a poco. A medida que se producía esa descomposición, la materia vegetal perdía átomos de oxígeno e hidrógeno, con lo que quedaba un depósito con un elevado porcentaje de carbono. Así se formaron las turberas. Con el paso del tiempo, la arena y lodo del agua fueron acumulándose sobre algunas de estas turberas. La presión de las capas superiores, así como los movimientos de la corteza terrestre y, en ocasiones, el calor volcánico, comprimieron y endurecieron los depósitos hasta formar carbón.

Los diferentes tipos de carbón se clasifican según su contenido de carbono fijo. La turba, la primera etapa en la formación de carbón, tiene un bajo contenido de carbono fijo y un alto índice de humedad. El lignito, el carbón de peor calidad, tiene un contenido de carbono mayor. El carbón bituminoso tiene un contenido aún mayor, por lo que su poder calorífico también es superior. La antracita es el carbón con el mayor contenido en carbono y el máximo poder calorífico. La presión y el calor adicionales pueden transformar el carbón en grafito, que es prácticamente carbono puro. Además de carbono, el carbón contiene hidrocarburos volátiles, azufre y nitrógeno, así como diferentes minerales que quedan como cenizas al quemarlo.

Ciertos productos de la combustión del carbón pueden tener efectos perjudiciales sobre el medio ambiente. Al quemar carbón se produce dióxido de carbono entre otros compuestos. Muchos científicos creen que, debido al uso extendido del carbón y otros combustibles fósiles (como el petróleo), la cantidad de dióxido de carbono en la atmósfera terrestre podría aumentar hasta el punto de provocar cambios en el clima de la Tierra. Por otra parte, el azufre y el nitrógeno del carbón forman óxidos durante la combustión que pueden contribuir a la formación de lluvia ácida.

Todos los tipos de carbón tienen alguna utilidad. La turba se utiliza desde hace siglos como combustible para fuegos abiertos, y más recientemente se han fabricado briquetas de turba y lignito para quemarlas en hornos. La siderurgia emplea carbón metalúrgico o coque, un combustible destilado que es casi carbono puro. El proceso de producción de coque proporciona muchos productos químicos secundarios, como el alquitrán de hulla, que se emplean para fabricar otros productos. El carbón también se utilizó desde principios del siglo XIX hasta la II Guerra Mundial para producir combustibles gaseosos, o para fabricar productos petroleros mediante licuefacción. La fabricación de combustibles gaseosos y otros productos a partir del carbón disminuyó al crecer la disponibilidad del gas natural. En la década de 1980, sin embargo, las naciones industrializadas volvieron a interesarse por la gasificación y por nuevas tecnologías limpias de carbón. La licuefacción del carbón cubre todas las necesidades de petróleo de Suráfrica.

Reservas

Las reservas mundiales de carbón son enormes. La cantidad de carbón recuperable desde un punto de vista técnico y económico en las condiciones actuales proporcionaría cinco veces más energía que las reservas de petróleo crudo; como existen muchas reservas de carbón de alto coste, la cantidad que será económicamente recuperable a medida que crecen los precios de la energía podría proporcionar más de 20 veces más energía que las reservas de petróleo. Cuatro regiones del mundo contienen tres cuartas partes de las reservas de carbón actualmente recuperables: Estados Unidos (28%), los países de la antigua URSS (17%), China (16%) y Europa Occidental (14%).

Tendencias actuales

A lo largo del siglo XX, la mayor comodidad y menores costes del petróleo y el gas hicieron que estos combustibles desplazaran al carbón en la calefacción de viviendas y oficinas y en la propulsión de locomotoras, y también redujeron su empleo en el mercado industrial. Incluso en el mercado de las centrales térmicas el petróleo y el gas fueron haciéndose con cuotas mayores, y la contribución del carbón al panorama energético global cayó en picado. Sin embargo, las drásticas subidas de los precios del petróleo desde 1973 proporcionaron al carbón una importante ventaja de costes para las centrales eléctricas y los grandes consumidores industriales, con lo que empezó a recuperar parte de los mercados que había perdido.

Problemas de contaminación

A pesar de los costes relativamente bajos del carbón y de las enormes reservas que existen, el crecimiento del uso del carbón desde 1973 ha sido mucho menor de lo previsto, ya que el carbón está asociado a muchos más problemas medioambientales que el petróleo. La minería subterránea puede provocar silicosis en los mineros, hundimientos del suelo situado sobre las minas y filtraciones de ácido a los acuíferos. La minería a cielo abierto exige una cuidadosa restauración del entorno para que la tierra vuelva a ser productiva y el paisaje se recupere. Además, la combustión del carbón provoca la emisión de partículas de dióxido de azufre, óxido de nitrógeno y otras impurezas. Se cree que la lluvia ácida -lluvias y otras precipitaciones con un grado de acidez relativamente alto, que están dañando lagos y bosques en muchas zonas del mundo- se debe en parte a dichas emisiones. En la década de 1990, la preocupación por el posible calentamiento del planeta como resultado del efecto invernadero hizo que algunos gobiernos tomaran en consideración medidas para reducir las emisiones de dióxido de carbono producidas por la combustión de carbón, petróleo y gas natural. La solución de esos problemas es costosa, y la cuestión de quién debe pagar por ello resulta polémica. Esto hace que, probablemente, el consumo de carbón siga creciendo con más lentitud que lo que cabría esperar en un principio. Sin embargo, las enormes reservas carboníferas, la mejora de las tecnologías para reducir la contaminación y los avances en la gasificación del carbón indican a pesar de todo que el mercado del carbón crecerá en los próximos años.

Tecnologías limpias de carbón

Las tecnologías limpias de carbón son una nueva generación de procesos avanzados para su utilización, algunas pueden ser desde un punto de vista comercial, viables a principios del siglo XXI. En general, estas tecnologías son más limpias y eficientes y menos costosas que los procesos convencionales. Hay muchas tecnologías limpias, pero la mayoría alteran la estructura básica del carbón antes de la combustión, durante la misma o después de ella. Con ello reducen las emisiones de impurezas como azufre y óxido de nitrógeno y aumentan la eficiencia de la producción energética.

En la década de 1980, algunos gobiernos emprendieron programas de colaboración con la industria privada para fomentar el desarrollo de las tecnologías limpias de carbón más prometedoras, como los métodos mejorados para limpiar el carbón, la combustión en lecho fluido, la inyección de sorbentes de horno y la desulfuración avanzada de gases de combustión.

Localización de los yacimientos

El carbón se encuentra en casi todas las regiones del mundo, pero en la actualidad los únicos depósitos de importancia comercial están en Europa, Asia, Australia y América del Norte.

En Gran Bretaña, que fue el líder mundial en producción de carbón hasta el siglo XX, existen yacimientos en el sur de Escocia, Inglaterra y Gales. En Europa occidental hay importantes depósitos de carbón en toda la región francesa de Alsacia, en Bélgica y en los valles alemanes del Sarre y el Ruhr. En Centroeuropa hay yacimientos en Polonia, la República Checa y Hungría. El yacimiento de carbón más extenso y valioso de la ex Unión Soviética es el situado en la cuenca de Donets, entre los ríos Dniéper y Don; también se han explotado grandes depósitos de la cuenca carbonera de Kuznetsk, en Siberia occidental. Los yacimientos carboníferos del noroeste de China, que están entre los mayores del mundo, fueron poco explotados hasta el siglo XX.

Las estimaciones de las reservas mundiales de carbón son muy variadas. Según el Consejo Mundial de la Energía, las reservas recuperables de antracita, carbón bituminoso y subbituminoso ascendían a finales de la década de 1980 a más de 1,2 billones de toneladas. De ese carbón recuperable, China tenía alrededor del 43%, Estados Unidos el 17%, la Unión Soviética el 12%, Suráfrica el 5% y Australia el 4%.

Producción de carbón

La producción mundial del carbón en 1994 refleja la crisis de la minería en la Unión Europea (la producción bajó un 17,4%) y en Rusia (decayó en un 6,2%). En cambio se produjo un dinamismo en la industria carbonífera de Estados Unidos, China, India, Colombia y Australia entre otros países. La producción total en el mundo ese año fue 2.158,3 millones de toneladas, de las cuales China produjo un 27,4%, Estados Unidos un 5,5% y la República de Suráfrica un 4,8%.

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Reservas