aproximación a los costos de mitigación del sector ...emisiones directas totales 672...

Aproximación a los costos de mitigación del Sector Eléctrico el

contexto de los iNDC*

Red Nacional de Inves/gación Mul/disciplinaria en Cambio

Climá/co La Paz, Baja California Sur.

Noviembre 2015

*Intended Na*onally Determined Contribu*ons

Coordinación de Crecimiento verde

Sector Energético Composición de la matriz energé4ca del sector

Por 4po de energé/co Por origen del energé/co TWh

Cuota limitada para las

Tecnologías Limpias (18%)

Factor de emisión de la

mezcla

0.6tCO2e/MWh

Resumen del Inventario de Emisiones 2013

Rubro GEI MtCO2e

Generación de electricidad 126

Emisiones directas totales 672

Participación del sector 19%

Implicaciones de una matriz primordialmente fósil

3er sector más

contaminante

Emisiones Línea base Meta no

condicionada

∆

MtCO2 2013 2030 2030 GEI 126 202 139 -31%

Compromisos asumidos Reducción de emisiones

Compromisos asumidos y estrategias de cumplimiento

35% de generación a base de tecnologías llamadas limpias a 2024 y proyección al 2030 (40%)

Sus/tución de combus/bles pesados por gas natural

Reducción de pérdidas técnicas en la red eléctrica

Modernización de la planta de generación-‐eficiencia térmica

Estrategias de mi4gación no condicionadas y posibles elementos

Energías Renovables + Energía Nuclear + Cogeneración Eficiente + Captura y Confinamiento de CO2

Conversión de centrales térmicas convencionales a Ciclo Combinado

Reducción de pérdidas de 7.7% en 2013 a 5.5% en 2030

Conversión de centrales térmicas convencionales a Duales

63.1 MtCO2e

Compromisos asumidos y posibles estrategias de cumplimiento

205.3

134.35

100.0

120.0

140.0

160.0

180.0

200.0

220.0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Uno de los escenarios obtenidos a partir del modelo POLES sobre una trayectoria de mitigación en el Sector Eléctrico en el contexto iNDC

(MtCO2e)

Eficiencia

Pérdidas

Combustóleo

40% cero emisiones

40% limpias

LB combustibles 2013

Línea de mitigación

Geotermia

Nota: Incluye metas condicionadas

35% de generación a base de tecnologías llamadas limpias a 2024 y proyección al 2030 de 40%

Metodología de cálculo

Exploración de opciones tecnológicas en el mercado nacional

Retos y limitantes

Tasa de descuento

Especificaciones tecnológicas

Factor de planta

Costos de combus/bles

Periodo de construcción y

vida ú/l

Sensibilidad Costos nivelados

35% de generación a base de tecnologías llamadas limpias a 2024 y proyección al 2030 de 40% Retos y limitantes

$9.7

PEMEX $48.1

Es/mación COPAR para PIE

$57.5

$145.5

$-‐

$20.0

$40.0

$60.0

$80.0

$100.0

$120.0

$140.0

$160.0

Biom

ass -‐Steam Turbine

<2,000 kW

Biom


2,000-‐5,000 kW

Biom


>5,000 kW

cogene

ración

en gene

ral

gasifi

cación

de motores de combu

s/ón

interna MCI

Nue

vo Pem

ex

3 turbinas de gas c

lase G con

4 tu

rbinas F

Cangrejera

Morelos

NG CC

CHP

20 MW

4 o 5 turbinas de gas G

, o de 5 turbinas F

cogene

ración

en gene

ral

Gas N

atural, CC Co

gen

NG en

gine

CHP

5 M

W

Central gen

eradora de

471 M

W, com

puesta por tres

Gas turbine

>3000 kW

Reciproca/

ng Engine >4,000 kW

Biom

ass C

HP22MW

Gas N

atural CC, Solo Electricidad

Reciproca/

ng Engine 2,000-‐4,000 kW

Av

erage

Coke, Solo Electricidad, 3x300 M

W

Coke, Solo Electricidad, 2x250 M

W

NG en

gine

CHP

2.5 M

W

Reciproca/

ng Engine 200-‐500 kW

Re

ciproca/

ng Engine 500-‐2,000 kW

Planta Cogen

eración, Com

bustóleo

, sin TGC

Ga

sificación

de Co

ke integrada a un

Ciclo

Coke de Pe

tróleo

, Lecho

Fluido, Solo Electricidad,

Coke, G

asificación

, Cogen

eración

Gas turbine

<3000 kW

Calderas de Lecho Fluido

, FB, 2x116

Waste heat to po

wer

Reciproca/

ng Engine <200 kW

Con Tratam

iento de

Gases de Co

mbu

s/ón

, TGC

turbinas de vapo

r (biom

asa)

Calderas de Lecho Fluido

, FB, 4x52

Microturbine 50-‐150 kW

Microturbine >150 kW

Coke de Pe

tróleo

, Cogen

eración, Calde

ras PC

, TGC

, CC

turbina de

gas

fuel cell 750

-‐1,500

kW

Microturbine <50 kW

fuel cell 250

-‐750

kW

fuel cell 100

-‐250

kW

Costo nivelado de cogeneración eficiente (dls 2013/MWh)

Variabilidad


Criterios a considerar para la par/cipación tecnológica en la matriz energé/ca

Potencial económico

$50 $65 $71

$81 $87

$113

$136

$184 $202

$-‐

$50

$100

$150

$200

$250

Costo nivelado por 4po de tecnología Dólares 2013 por MWh

1%

15%

47%

28%

1% 8%

Potencial iden4ficado al 2014 (100.2 TWh/a)

Biomasa

Eólica

Geotérmia

Hidráulica

Oceánica

Solar

Potencial ksico

Fuente: CFE, 2013, COPAR. Fuente: Sener, Et. Al., Inventario Nacional de Energías Renovables.

Transmisión ER y CE: $2.5 Convencionales: $6.7



Potencial geográfico Eólica

Densidad de potencia 80 mts abril (W/m2) Geotérmica Cenmgrados

Confinamiento de CO2 Provincias geológicas con posibilidades

de almacenar CO2 antropogénico

Solar Irradiación directa normal junio

Residuos industriales Potencial energé/co (TJ/a) Residuos municipales

Potencial energé/co (TJ/a)

Fuente: Sener, Et. Al., Inventario Nacional de Energías Renovables. Fuente: Sener, 2012 , Altas mexicano de almacenamiento geológico.



Marco Regulatorio propicio

Nueva estructura del Sistema Eléctrico Nacional •  Mercado Eléctrico de Libre Competencia

Cer/ficados de energías limpias •  Principal instrumento económico directo para

fomentar las energías limpias, •  Usuarios calificados* y suministradores

Fuente: Sener, 2014, Prospectiva del Sector Eléctrico. *Usuarios que superan un umbral de consumo.

Modernización de la planta de generación

Sustitución de térmicas convencionales por: •  Ciclo combinado base gas natural: 51% •  Lecho fluidizado •  Otras tecnologías-incluidas las limpias.

Propuesta de estimación de costos

Supuestos

Lecho fluidizado: •  Contaminante > térmicas convencionales •  Costoso > ciclo combinado:. ü  Se supone que todo tendrá conversión a ciclo combinado.

ü  Ciclo combinado $64.52 dls 2013/MWh (COPAR, 2013). ü  Termoeléctrica $146.06 dls 2013/MWh (COPAR, 2013). ü  Manzanillo I U1 y U2: Central de referencia para costos indirectos.

Estrategia

Modernización de la planta de generación

Aproximación a GWh= MtCO2e X Factor de emisión Ciclo combinado: 359.12 kg/MWh Termoeléctrica: 684.53 kg/MWh

Costo de mitigación por generación

∑↑▒Costo Nivelado GWh /∑↑▒MtCO2e  =𝐝𝐥𝐬 𝟐𝟎𝟏𝟑/𝐭𝐂𝐎𝟐𝐞 Costos indirectos Costos de mitigación por transmisión:

Presupuesto de Egresos de la Federación 2009-2016, Tomo V, CFE, PPI

Metodología de cálculo

Propuesta de estimación de costos

Red de Transmisión asociada a Manzanillo I U-1 y 2

= $0.72 dls 2013/tCO2

Costo de oportunidad: Costo de abatimiento vs Costo de “BAU”

dls 2013 /tCO2

Resultados esperados

Aproximación a beneficios nacionales

•  Impactos sociales por aumento de cobertura y mejora en el servicio;

•  Reducción de las emisiones contabilizadas a través de externalidades evitadas en la generación eléctrica convencional; $6.20-‐$6.35 dls 2013/MWh (POISE, 2014):

(efectos en la economía, la sociedad, el ambiente y la salud); •  Impacto al empleo y al fortalecimiento de cadenas produc/vas; •  Ingreso CFE por ventas de energía recuperada de pérdidas evitadas; •  Valor de desecho de planta.

A manera de conclusión Prospec/va del sector eléctrico en materia de mi/gación de emisiones

Retos: •  Evaluación de la factibilidad de tecnologías, sobre

todo las que se encuentran en etapa de desarrollo. •  Infraestructura eficiente de distribución, transmisión

y comercialización CFE.

Oportunidades: •  Dado el nuevo marco regulatorio de apertura del

mercado y desarrollo de estímulos: → Mayor penetración de Energías Limpias por parte de PIE.

Aproximación a los costos de mitigación del Sector Eléctrico el

contexto de los iNDC*

Red Nacional de Inves/gación Mul/disciplinaria en Cambio

Climá/co La Paz, Baja California Sur.

Noviembre 2015

*Intended Na*onally Determined Contribu*ons

Coordinación de Crecimiento verde

aproximación a los costos de mitigación del sector ...emisiones directas totales 672...

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