Opciones tecnológicas para la reducción de GEI en el sector eléctrico de

México en el largo plazo.

M.I. David Castrejón Botello Instituto de Investigaciones Eléctricas

V Congreso Anual Conjunto de Asociaciones del Sector Energético y

XIII Congreso Anual de la AMEE

Acapulco Gro. 21 y 22 de junio del 2013

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Objetivo

Evaluar las opciones tecnológicas del sector eléctrico de México, para la

reducción de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y el cumplimiento de

la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento para la Transición Energética (LAERFTE)

en el periodo 2012-2050

3

Contenido

Metodología

Planteamiento de escenarios

Supuestos base

Resultados

Conclusiones

4

Metodología

1. Revisión de la LAERFTE y escenarios existentes del sector eléctrico.

2. Planteamiento de escenarios para el largo plazo.

3. Construcción y evaluación de escenarios en el modelo METs*, en el que se representa el sector eléctrico en la plataforma computacional LEAP**.

4. Evaluación económica de escenarios.

5. Análisis de resultados.

* Modelo de Evaluación de Tecnologías del sector eléctrico, desarrollado en el IIE. * * Heaps, C.G., 2012. Long-range Energy Alternatives Planning (LEAP) system. [Software version 2012.0048] Stockholm Environment Institute. Somerville, MA, USA. www.energycommunity.org

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Contenido

Metodología

Planteamiento de escenarios

Supuestos base

Resultados

Conclusiones

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Antecedentes Planteamiento de escenarios:

Art. 36 bis de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y su reglamento. Indica realizar una planeación al costo mínimo con un nivel adecuado de confiabilidad y calidad.

Art. 11, fracción III, transitorio 2do de la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento para la Transición Energética (LAERFTE). Indica que la SENER fijará como meta de generación de energía eléctrica con combustibles fósiles, el 65% al año 2024, 60% al 2035 y 50% al 2050.

POISE 2012-2026 de CFE y la Prospectiva del sector eléctrico 2012-2026 de SENER. Presentan un escenario de planeación y tres escenarios para el cumplimiento de la Ley, al 2026.

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Escenarios existentes 2012-2026 Planteamiento de escenarios:

Planeación: Al costo mínimo, principalmente crecimiento con ciclos combinados. Al 2026 se requieren 93.5 GW de los cuales 52% podrían ser ciclo combinado.

Para cumplir con la meta de la ley de renovables al 2024, se excluyen 10.7 GW de Ciclos combinados y:

Eólicas: se adicionan 28.4 GW de eólicas (más 7.8 GW de turbinas de gas como respaldo).

Nuclear: se adicionan 10.7 GW de centrales nucleares.

Hibrido: se adicionan 20.9 GW de eólicas (más 5.8 GW de TGs) y 2.8 GW de centrales nucleares.

¿Que ocurre después del año 2026?

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Escenarios propuestos 2012-2050 Planteamiento de escenarios:

Referencia: Se respeta el escenario de Planeación y se mantiene el crecimiento con ciclos combinados.

Renovables: Se respeta el escenario de Eólicas y a partir del 2027 se estima la capacidad requerida de fuentes renovables para cumplir con las metas establecidas en la ley al 2035 y 2050.

Para el análisis económico se derivan dos escenarios a partir del escenario de Renovables:

Con respaldo de eólicas y solares, mediante ciclos combinados.

Sin respaldo con aportación de la capacidad disponible* de eólicas y solares al margen de reserva operativo.

* Estimación de capacidad disponible mediante un índice de disponibilidad igual a su factor de planta esperado.

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Contenido

Metodología

Planteamiento de escenarios

Supuestos base

Resultados

Conclusiones

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Consumo eléctrico y demanda máxima

* Incluye: ventas, autoabastecimiento remoto, perdidas por transmisión, ahorro Pronase, recuperación de pérdidas y usos propios del sector.

** Incluye los tres sistemas eléctricos. Fuente: POISE 2012-2026 CFE.

Supuestos base:

1. Estimación POISE con PIB al 3.6% 2. Estimación para alcanzar el nivel económico actual de países desarrollados, 40 mil USD/hab.

0

200

400

600

800

1,000

1,200

2012

2015

2018

2021

2024

2027

2030

2033

2036

2039

2042

2045

2048

TWh

Consumo eléctrico*

Energía que deberán suministrar las fuentes renovables para cumplir con la ley

1 2

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

MW

Demanda Máxima**

Capacidad requerida disponible para mantener el 6% de margen de reserva operativo.

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Hidroeléctricas Supuestos base:

Disponibilidad máxima anual = 85%

Factor de Planta esperado Prom. Verano y Otoño = 58%

FP esperado promedio Invierno y Primavera = 14%

FP Promedio anual = 36% Verano y Otoño

Fuente: POISE 2012-2026 CFE y Energías Renovables para el Desarrollo Sustentable en México 2009, SENER-GTZ.

Aportaciones típicas de grandes centrales hidroeléctricas 1952-2010

Potencial técnico estimado actualmente ≈ 50,000 MW

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Geotérmica Supuestos base:

Potencial técnico estimado actualmente ≈ 10,000 MW

Fuentes: Prospectiva de energías renovables 2012-2026, SENER. Informes de operación 2008-2011, CFE. CENACE 2012 CFE.

Disponibilidad máxima anual = 84%

Factor de planta esperado = 70%

Año Cerro prieto

Los Azufres

Los Humeros

Tres Vírgenes

Capacidad (MW) 2008 720 195 40 10 2009 720 195 40 10 2010 720 195 40 10 2011 645 192 40 10 2012 570 192 40 10

Energía entregada (GWh)

2008 3,418 1,459 303 35 2009 3,217 1,441 307 31 2010 1,118 1,477 309 41 2011 4,294 1,541 317 40 2012 3,843 1,415 316 nd

Factor de planta (%) 2008 54% 86% 86% 40% 2009 51% 85% 88% 36% 2010 18% 87% 88% 46% 2011 76% 92% 90% 46% 2012 77% 84% 90% nd

Solo se consideran los sistemas hidrotermales, debido a que aún no se estima el potencial de sistemas avanzados en México.

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Eólicas Supuestos base:

Potencial técnico estimado actualmente entre 40,000 y 70,000 MW

Fuentes: Prospectiva de energías renovables 2012-2026, SENER. Datos de estaciones de medición de la Gerencia de Fuentes No Convencionales del IIE y de EMAs del Servicio Meteorológico Nacional de CONAGUA

Disponibilidad máxima anual =

Escenario con respaldo = cero %

Escenario sin respaldo = Factor de planta esperado %

Factor de planta esperado

Potencial máximo (MW)

35 % 15,000

30 % 20,000

25 % 25,000

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

16.00

01:0

002

:00

03:0

004

:00

05:0

006

:00

07:0

008

:00

09:0

010

:00

11:0

012

:00

13:0

014

:00

15:0

016

:00

17:0

018

:00

19:0

020

:00

21:0

022

:00

23:0

000

:00

m/s

La Venta, Oax Invierno

La Venta, Oax Verano

Fco. Villa, Tamp. Invierno

Fco. Villa, Tamp. Verano

La Rumorosa, BC Invierno

La Rumorosa, BC Verano

Punta Delg. Veracruz Invierno

Punta Delg. Veracruz Verano

SISAL Yucatan Invierno

SISAL Yucatan Verano

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Energía solar Supuestos base:

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

00:0

001

:00

02:0

003

:00

04:0

005

:00

06:0

007

:00

08:0

009

:00

10:0

011

:00

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:00

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015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

20:0

021

:00

22:0

023

:00

00:0

0

W/m2 día promedio

Hermosillo, Son. Verano La Rumorosa, BC. Verano

Temixco, Mor. Verano Hermosillo, Son. Invierno

La Rumorosa, BC. Invierno Temixco, Mor. Invierno

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

01:0

0

03:0

0

05:0

0

07:0

0

09:0

0

11:0

0

13:0

0

15:0

0

17:0

0

19:0

0

21:0

0

23:0

0

Invierno A BateriasDe bateriasDespacho

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

01:0

0

03:0

0

05:0

0

07:0

0

09:0

0

11:0

0

13:0

0

15:0

0

17:0

0

19:0

0

21:0

0

23:0

0

Verano

η≈85%

Potencial técnico estimado actualmente entre 3 y 8.5 kWh/m2-día

Disponibilidad máxima anual = 18 % en invierno y 29 % en verano

Se consideran: Fotovoltaica local, Fotovoltaica centralizada y Térmicas de concentración.

Fuentes: Prospectiva de energías renovables 2012-2026, SENER. Datos de estaciones de medición de la Gerencia de Fuentes No Convencionales del IIE y de EMAs del Servicio Meteorológico Nacional de CONAGUA

FP= 29%

FP= 18%

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Costos Supuestos base:

Tecnologías Vida útil

años

Costos unitarios de inversión (USD/kW)

O&M USD/MWh

2012 2050 Ciclo Combinado 25 859 859 4.85 Hidro 50 1,987 1,949 23.83 Geo 30 4,543 3,996 10.70 Eólicas 20 1,718 1,167 9.73 Solar FV 20 3,730 1,800 11.99 Solar TC 20 5,890 3,280 14.99

Fuente: COPAR Generación 2013 CFE y tendencias WEO 2011 IEA.

Combustibles

Inversión

Tasa de descuento del 12% a pagar en la vida útil de la tecnología.

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Contenido

Metodología

Planteamiento de escenarios

Supuestos base

Resultados

Conclusiones

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Cumplimiento de la meta Resultados:

Participación de fuentes de energía fósiles en la generación eléctrica

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Evolución de la capacidad Resultados:

2013 2024 2035 2050

21.043 16.297 5.332 2.972

0.000 6.509 22.782 37.427

21.897 36.136 66.816 86.245

1.365 2.765 3.482 2.800

0.000 0.000 1.875 5.000

0.019 0.019 4.000 25.000

0.032 0.032 2.000 20.000

0.000 0.000 4.000 25.000

0.000 7.704 20.000 20.000

0.000 12.500 25.000 25.000

3.156 8.917 15.000 15.000

0.866 1.065 1.400 10.000

12.414 16.314 22.000 40.000

Total 60.792 108.258 193.687 314.444

% No Fósil 29% 46% 51% 60%

% Fósil 71% 54% 49% 40% Cap. Disponible

requerida 41.340 62.407 99.144 149.270

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Generación eléctrica Resultados:

2013 2024 2035 2050

62.316 34.279 4.199 0.000

0.000 0.000 0.000 0.000

160.882 248.961 404.510 501.376

10.762 21.799 27.452 22.075

0.000 0.000 2.464 6.570

0.039 0.039 8.234 51.465

0.066 0.066 4.117 41.172

0.000 0.000 8.234 51.465

0.000 16.872 43.801 43.801

0.000 32.850 65.700 65.700

9.676 27.338 45.991 45.991

5.614 6.904 9.075 64.824

39.149 51.448 69.379 126.144

Total 288.504 440.556 693.156 1,020.583

% No Fósil 23% 36% 41% 52%

% Fósil 77% 64% 59% 50%

Meta 65% 60% 50%

20

Consumo de combustibles Resultados:

2013 2024 2035 2050

13.766 9.036 1.084 0.000

173.520 88.703 5.222 0.000

1,185.025 2,016.193 3,708.510 5,733.856

30.466 47.037 16.771 0.000

274.819 256.809 29.807 0.000

115.365 233.689 294.287 236.647

Total 1,792.961 2,651.467 4,055.681 5,970.503

Escenario de Referencia

2013 2024 2035 2050

13.717 2.213 0.167 0.000

172.981 41.551 3.800 0.000

1,184.330 1,689.381 2,573.270 3,117.361

30.456 39.982 12.205 0.000

274.721 218.291 21.692 0.000

115.365 233.689 294.287 236.647

Total 1,791.570 2,225.107 2,905.421 3,354.008

Escenario de Renovables

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Emisiones de GEI Resultados:

22

Costos del escenario Resultados:

Inversión

Operación

Combustible

Costo anual total

Ejercicio con tasa de descuento del 5%

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Contenido

Metodología

Planteamiento de escenarios

Supuestos base

Resultados

Conclusiones

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Conclusiones

1. El escenario referencia presentado cumple con la premisa de planeación al costo mínimo, sin embargo no cumple con las metas de generación de la ley de renovables.

2. El escenario de renovables presentado:

a) Alcanza las metas de generación con fuentes fósiles.

b) Logra una reducción de emisiones de GEI y de consumo de combustibles fósiles de 46% al 2050, respecto al escenario de referencia.

c) Al 2050, requiere de 165 GW de capacidad instalada adicional a la capacidad disponible requerida para cubrir la demanda eléctrica.

d) Requiere de la contribución de las tecnologías de energía solar.

3. El costo en el que se incurriría es mayor, considerando la tasa de descuento del 12%. Sin embargo, si consideramos una tasa de descuento de 5% o menos se logra un escenario de fuentes renovables de costos similares o menores, además de que no se están tomando en cuenta los costos en los que se incurriría de continuar los efectos del cambio climático mundial.