Libro sobre el potencial de la energía solar en México

POTENCIAL DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN

MÉXICO

ANALISIS DE LOS SECTORES RESIDENCIAL, PÚBLICO E INDUSTRIAL POR ENTIDAD FEDERATIVA

AUTORES

JORGE M. ISLAS SAMPERIO

AARÓN SÁNCHEZ JUÁREZ

FABIO MANZINI POLI

GENICE GRANDE ACOSTA

FIDEL CARRASCO GONZÁLEZ ERIC ZENÓN OLVERA

i

Este libro es producto del proyecto “Desarrollo de un

Programa Nacional de Promoción de Sistemas Fotovoltaicos

(SFV) en México“, financiado por la Organización de las

Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial (ONUDI), en el

marco del Observatorio de Energías Renovables para

América Latina y el Caribe, y desarrollado en el Instituto de

Energías Renovables de la UNAM

ii

AGRADECIMIENTOS

Se agradece ampliamente la colaboración de los siguientes especialistas

por el apoyo técnico durante la elaboración del Proyecto “Desarrollo de un

Programa Nacional de Promoción de Sistemas Fotovoltaicos (SFV) en

México”:

M. en I. Oscar Ruiz Carmona

M. en I. Ubaldo Jerónimo Carrera

M. en I. Rocío de la Luz Santos Magdaleno

L. en I. María de Jesús Pérez Orozco

Asimismo, se agradece al Lic. Asier Erdozain, asesor de la Organización de

las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial (ONUDI), por la

supervisión y los comentarios realizados al reporte del proyecto, así como

al Dr. Gustavo Aishemberg por dirigir el programa del Observatorio de

Energía Renovable para ALC, en cuyo marco se ha desarrollado esta

iniciativa.

iii

ÍNDICE DE CONTENIDO

Resumen Ejecutivo ................................................................................................................. 1

1. Introducción ................................................................................................................. 15

2. Marco Jurídico y Regulatorio: Identificación de barreras y oportunidades ................. 18

2.1 Revisión y Análisis de leyes, reglamentos .............................................................. 18

2.1.1 Evolución del Marco Legal y Regulatorio de las ER en México ...................... 18

2.1.2 Instrumentos regulatorios para la generación de electricidad con ER .......... 20

2.1.2.1 Esquema de medición neta (net metering) ............................................ 21

2.1.2.2 Banco de energía y potencia autoabastecida ......................................... 22

3. Análisis irradiación por estado. Recomendaciones técnicas........................................ 24

3.1 Introducción ........................................................................................................... 24

3.1.1 Radiación solar................................................................................................ 24

3.1.2 Temperatura ................................................................................................... 25

3.2 Metodología ........................................................................................................... 26

3.3 Recomendaciones .................................................................................................. 29

4. Análisis del potencial de tecnologías solares fotovoltaicas. Recomendaciones técnicas 32

4.1 Situación actual de la tecnología comercial en México ......................................... 32

4.2 Análisis de costos comparados con el mercado internacional .............................. 35

iv

5. Análisis de la implementación de SFV por sector ........................................................ 37

5.1 Sector Industrial ..................................................................................................... 37

5.1.1 Introducción ................................................................................................... 37

5.1.2 La Industria Manufacturera en México .......................................................... 39

5.1.2.1 Intensidad energética .............................................................................. 42

5.1.3 Sistema tarifario del Sector Industrial ............................................................ 43

5.1.3.1 Cálculo de la demanda máxima medida y la energía consumida ........... 45

5.1.3.2 Cálculo por demanda facturable y energía consumida en los diferentes

periodos horarios ..................................................................................................... 45

5.1.4 Consumo de electricidad por tarifa ................................................................ 46

5.1.4.1 Tarifa O - M.............................................................................................. 46

5.1.4.2 Tarifa H - M .............................................................................................. 48

5.1.4.3 Tarifa H - MC ............................................................................................ 49

5.1.4.4 Tarifa H - S ............................................................................................... 51

5.1.4.5 Tarifa H - SL .............................................................................................. 52

5.1.4.6 Tarifa H - T ............................................................................................... 52

5.1.4.7 Tarifa H - TL ............................................................................................. 54

5.1.5 Potencial técnico de los SFVI en el sector industrial en México .................... 55

v

5.1.5.1 Consideraciones metodológicas ............................................................. 56

5.1.5.2 Supuestos principales .............................................................................. 58

5.1.5.3 Resultados ............................................................................................... 59

5.1.6 Potencial técnico - económico de los SFVI en el sector industrial en México 65

5.1.6.1 Consideraciones metodológicas ............................................................. 65

5.1.6.2 Supuestos principales .............................................................................. 66

5.1.6.3 Análisis del potencial técnico – económico ............................................ 68

5.2 Sector público ........................................................................................................ 89

5.2.1 Sistema Tarifario para los Servicios Públicos.................................................. 89

5.2.1.1 Reglamentación vigente para implementación de SFVI para servicios

públicos (tarifas 5, 5-A y 6) ....................................................................................... 89

5.2.2 Metodología de análisis .................................................................................. 90

5.2.2.1 Supuestos generales energéticos ............................................................ 90

5.2.2.2 Supuestos generales ambientales ........................................................... 92

5.2.2.3 Supuestos generales económicos ........................................................... 92

5.2.3 Alumbrado público: Arreglos de los SFVI para cubrir el suministro de energía

eléctrica del servicio público de alumbrado ................................................................. 93

5.2.3.1 Arreglo de islas de SFVI para alumbrado público. .................................. 94

vi

5.2.3.2 Arreglo de ramales de SFVI para el alumbrado público. ......................... 96

5.2.4 Potencial de los SFVI por estado para proveer el alumbrado público: Análisis

Energético, Económico y Ambiental. ............................................................................ 97

5.2.4.1 Situación actual del alumbrado público ................................................. 97

5.2.4.2 Caso SFVI con luminarias existentes. .................................................... 103

5.2.4.3 Caso SFVI con luminarias LED ................................................................ 110

5.2.4.4 Caso SFVI con luminarias existentes por ramales ................................. 118

5.2.4.5 Caso SFVI con luminarias LED por ramales ........................................... 121

5.2.5 SFVI para el servicio público de bombeo de agua potable y negra por estado.

122

5.2.5.1 Análisis técnico-económico y ambiental de la implementación de SFVI

para bombeo de agua potable y negra .................................................................. 124

5.2.5.2 Análisis técnico-económico y ambiental de la situación actual del

bombeo de agua potable y negra........................................................................... 124

5.2.5.3 Análisis de los SFVI que producen electricidad en un esquema de

medición neta para el bombeo de agua potable y negra sólo durante las horas de

insolación. ............................................................................................................... 127

5.2.5.4 Análisis de los SFVI que produce electricidad en un esquema de

medición neta para cubrir el 100% de la demanda de electricidad para bombeo de

agua potable y negra. ............................................................................................. 134

vii

5.3 Sector residencial ................................................................................................. 143

5.3.1 Introducción ................................................................................................. 143

5.3.2 Sistema Tarifario del Sector Residencial Mexicano ...................................... 145

5.3.3 Consumo de electricidad por estado y por tarifa ......................................... 148

5.3.3.1 Tarifa 1 ................................................................................................... 152

5.3.3.1 Tarifa 1A ................................................................................................ 154

5.3.3.1 Tarifa 1B ................................................................................................ 158

5.3.3.2 Tarifa 1C ................................................................................................ 162

5.3.3.3 Tarifa 1D ................................................................................................ 165

5.3.3.1 Tarifa 1E ................................................................................................. 167

5.3.3.2 Tarifa 1F ................................................................................................. 170

5.3.4 Regulación de los SFVI en el sector residencial ............................................ 171

5.3.5 Potencial técnico de los SFVI en el sector residencial en México ................ 173

5.3.5.1 Consideraciones metodológicas para estimar el potencial técnico de

SFVI 174

5.3.5.2 Supuestos principales para estimar el potencial técnico de SFVI ......... 175

5.3.5.3 Resultados del potencial técnico de SFVI en el sector residencial ....... 176

viii

5.3.6 Potencial técnico económico de los SFVI en el sector residencial en México

179

5.3.6.1 Consideraciones metodológicas y supuestos para estimar el potencial

técnico-económico de SFVI .................................................................................... 179

5.3.6.2 Análisis del potencial técnico-económico ............................................. 182

5.3.6.3 Análisis sectorial .................................................................................... 188

5.3.6.4 Potencial del nicho DAC para SFVI en el sector residencial en México. 192

5.3.6.1 Beneficio-costo global ........................................................................... 192

5.3.6.2 Potencial de mitigación de GEI.............................................................. 194

6. Barreras ...................................................................................................................... 195

7. Conclusiones ............................................................................................................... 197

BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................................... 202

8. Anexo .......................................................................................................................... 210

ix

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2-1 Evolución del Marco Legal y Regulatorio de las ER en México. .......................... 18

Figura 2-2 Esquema de medición neta para ER en México. ................................................. 21

Figura 2-3 Esquema del banco de energía para ER en México. ........................................... 23

Figura 3-1 Temperatura máxima promedio anual 2010 en la República Mexicana. ........... 27

Figura 3-2 Mapa de recurso solar de Baja California y Baja California Sur en kWh/m2. ...... 28

Figura 3-3 Recurso solar promedio anual de la República mexicana en kWh/m2. .............. 29

Figura 4-1 Aportación de tecnologías en el mercado internacional. ................................... 35

Figura 5-1 Consumo de energía eléctrica en el sector industrial 1990-2010. ..................... 37

Figura 5-2 Proporción del consumo de electricidad del total de energía del sector

industrial, 1990 y 2010. ........................................................................................................ 38

Figura 5-3 Consumo de electricidad por subsector, 1990 y 2010. ....................................... 39

Figura 5-4 Producto Interno Bruto de la Industria Manufacturera en México, 1993-2010. 41

Figura 5-5 Porcentaje de participación respecto al PIB de la Industria manufacturera en

México, 2010. ....................................................................................................................... 42

Figura 5-6 Distribución porcentual del PIB de la Industria Manufacturera de las Entidades

Federativas más representativas. ......................................................................................... 43

Figura 5-7 Intensidad energética del sector manufacturero en México, 2010. ................... 44

x

Figura 5-8 Proporción de usuarios y consumo de electricidad por tarifa en el sector

industrial en México, 2010. .................................................................................................. 47

Figura 5-9 Número de usuarios y consumo anual de electricidad por entidad federativa

para la Tarifa O-M, 2010. ...................................................................................................... 48


para la Tarifa H-M, 2010. ...................................................................................................... 49


para la Tarifa H-MC, 2010. .................................................................................................... 50


para la Tarifa H-S, 2010. ....................................................................................................... 51


para la Tarifa H-SL, 2010 ....................................................................................................... 53


para la Tarifa H-T, 2010. ....................................................................................................... 54


para la Tarifa H-TL, 2010. ...................................................................................................... 55

Figura 5-16 Áreas de control del SEN. .................................................................................. 57

Figura 5-17 Potencial técnico de SFVI en el sector industrial por entidad federativa. ........ 60

Figura 5-18 Distribución porcentual por entidad federativa y por nivel de tarifa con el

mayor potencial de SFVI en el sector industrial. .................................................................. 61

xi

Figura 5-19 Distribución porcentual por entidad federativa y por actividades de

manufactura con mayor potencial de SFVI. ......................................................................... 63

Figura 5-20 Emisiones de CO2e evitadas por Entidad Federativa asociadas a la instalación

del potencial técnico de SFVI en el sector industrial en México .......................................... 64

Figura 5-21 Análisis BC del potencial de SFVI identificado en el sector industrial para la

tarifa H – M ........................................................................................................................... 69

Figura 5-22 Desagregación del análisis BC del potencial de SFVI identificado en el sector

industrial para la tarifa H – M (escenario de precio alto) .................................................... 70

Figura 5-23 Desagregación del análisis BC – costo del potencial de SFVI identificado en el

sector industrial para la tarifa H – M (escenario de precio bajo) ......................................... 70

Figura 5-24 Costo adicional por MW instalado del aprovechamiento del potencial de SFVI

en el sector industrial para la tarifa H – M ........................................................................... 71


tarifa H – SL ........................................................................................................................... 73


industrial para la tarifa H – SL (escenario de precio alto). ................................................... 74


industrial para la tarifa H – SL (escenario de precio bajo). .................................................. 74


en el sector industrial para la tarifa H – SL. .......................................................................... 75

xii


tarifa H – TL. .......................................................................................................................... 76


en el sector industrial para la tarifa H – TL. .......................................................................... 78


tarifa H – S. ........................................................................................................................... 79


en el sector industrial para la tarifa H - S. ............................................................................ 80


tarifa H – T. ........................................................................................................................... 81

Figura 5-34 Beneficio - costo adicional por MW instalado del aprovechamiento del

potencial de SFVI en el sector industrial para la tarifa H - T. ............................................... 83

Figura 5-35 Potencial técnico – económico de SFVI en el sector industrial (análisis de

sensibilidad). ......................................................................................................................... 84

Figura 5-36 Potencial económico vs. Potencial técnico de SFVI en el sector industrial. ..... 84

Figura 5-37 Distribución del potencial económico de SFVI en el sector industrial por

entidad federativa . .............................................................................................................. 85

Figura 5-38 Análisis BC del potencial técnico económico de SFVI identificado en el sector

industrial para la Tarifa H – M (análisis de sensibilidad). ..................................................... 86

Figura 5-39 Análisis BC del potencial técnico - económico de SFVI identificado en el sector

industrial para la Tarifa H – S (análisis de sensibilidad). ...................................................... 87

xiii

Figura 5-40 Análisis BC del potencial técnico - económico de SFVI identificado en el sector

industrial para la Tarifa H – SL (análisis de sensibilidad). ..................................................... 87

Figura 5-41 Emisiones de CO2e evitadas asociadas a la instalación del potencial técnico -

económico de SFVI en el sector industrial en México (análisis de sensibilidad). ................ 88

Figura 5-42 Potencial técnico de implementación de SFVI para satisfacer al 100% la

demanda eléctrica de alumbrado público y sin sustitución de luminarias. ....................... 106

Figura 5-43 Emisiones evitadas por la implementación de SFVI en alumbrado público sin

sustitución de luminarias. ................................................................................................... 107

Figura 5-44 Valor Presente Neto (VPN) de la facturación actual del alumbrado público y de

la implementación de SFVI con luminarias existentes para cubrir la demanda eléctrica del

alumbrado público en un esquema de medición neta ($3.8 USD 2007 watt pico). .......... 111

Figura 5-45 Potencial técnico de implementación de SFVI al 100% en el sistema de

alumbrado público considerando el uso de luminarias LED. ............................................. 114

Figura 5-46 Emisiones de CO2 evitadas por la implementación de sistemas FV

considerando el uso de luminarias LED en el sistema de alumbrado público. ................. 115

Figura 5-47 VPN de los SFVI ($3.8 USD 2007 watt pico) y luminarias LED ($6.46 USD 2007

watt instalado). ................................................................................................................... 119

Figura 5-48 Valor Presente Neto (VPN) de los SFVI por ramales con luminarias actuales

($3.3 USD 2007 watt pico). ................................................................................................. 120

Figura 5-49 Valor Presente Neto (VPN) de los SFVI por ramales ($3.3 USD 2007 watt pico)

con luminarias LED ($6.46 USD 2007 watt pico). ............................................................... 122

xiv

Figura 5-50 Potencial técnico de implementación de sistemas fotovoltaicos para satisfacer

la demanda parcial de electricidad de bombeo fotovoltaico. ........................................... 131

Figura 5-51 Emisiones de CO2 evitadas debidas a la implementación de SFVI en las horas

de insolación para bombeo de agua potable y negra. ...................................................... 132

Figura 5-52 Valor Presente Neto (VPN) de los SFVI de bombeo para cubrir la demanda de

electricidad sólo durante las horas de insolación ($3.8 USD 2007 watt pico). .................. 135

Figura 5-53 Potencial técnico de implementación de sistemas fotovoltaicos en un esquema

de medición neta para satisfacer la demanda total de energía del bombeo de agua potable

y negra. ............................................................................................................................... 138

Figura 5-54 Emisiones evitadas de CO2 debidas a la implementación de SFVI para satisfacer

la demanda energética total en el bombeo de agua potable y negra. .............................. 139

Figura 5-55 Valor Presente Neto (VPN) de los SFVI para cubrir el 100% de la demanda de

electricidad del bombeo de agua potable y negra ($3.8 USD 2007 watt pico). ................ 142

Figura 5-56 Consumo de energía eléctrica en el sector residencial 1990-2010. ............... 143

Figura 5-57 Proporción del consumo de electricidad del total de energía del sector

residencial, 1990 y 2010. .................................................................................................... 144

Figura 5-58 Proporción de usuarios y consumo de energía eléctrica por tarifa en el sector

residencial mexicano 2010. ................................................................................................ 149

Figura 5-59 Número de usuarios y consumo promedio mensual eléctrico por estado para

la Tarifa 1, 2010. ................................................................................................................. 153

xv


la Tarifa 1, 2010 .................................................................................................................. 155


la Tarifa 1A, 2010. ............................................................................................................... 157


los usuarios DAC con Tarifa 1A, 2010. ................................................................................ 158


la Tarifa 1B, 2010. ............................................................................................................... 160


los usuarios DAC con Tarifa 1B, 2010. ................................................................................ 161


la Tarifa 1C, 2010. ............................................................................................................... 163


los usuarios DAC con Tarifa 1C, 2010. ................................................................................ 164


la Tarifa 1D, 2010. ............................................................................................................... 166

Figura 5-68. Número de usuarios y consumo promedio mensual eléctrico por estado para

los usuarios DAC con Tarifa 1D, 2010. ................................................................................ 168

Figura 5-69 . Número de usuarios y consumo promedio mensual eléctrico por estado para

la Tarifa 1E, 2010. ............................................................................................................... 169

xvi

Figura 5-70. Número de usuarios y consumo promedio mensual eléctrico por estado para

la Tarifa 1F, 2010. ............................................................................................................... 170

Figura 5-71 Potencial técnico de SFVI por tarifa para usuarios DAC en el sector residencial.

............................................................................................................................................ 176

Figura 5-72 Potencial técnico de capacidad de SFVI por estado para los usuarios DAC de la

tarifa 1................................................................................................................................. 177

Figura 5-73 . Emisiones que se podrían evitar por estado y acumuladas debido a la

instalación del potencial técnico de SFVI en el sector residencial en México. .................. 178

Figura 5-74. Análisis beneficio-costo para el consumo promedio por estado de usuarios

DAC de la tarifa 1 para varias capacidades de SFVI. ........................................................... 183

Figura 5-75. Comportamiento de la estructura tarifaria del consumo eléctrico mensual y

CB debido a la instalación de SFVI para un usuario promedio DAC. .................................. 186

Figura 5-76. Análisis beneficio-costo de la implementación de SFVI para usuarios DAC de la

tarifa 1 por rango de consumo y capacidad instalada sin considerar subsidios. ............... 186

Figura 5-77. Potencial técnico-económico de SFVI por estado para los usuarios DAC de

tarifa 1................................................................................................................................. 187

Figura 5-78. Despacho de la demanda máxima del Sistema Eléctrico Mexicano. ............. 189

Figura 5-79. Análisis Beneficio-Costo incluyendo el análisis sectorial por rango de consumo

del usuario DAC y la capacidad instalada de SFVI. ............................................................. 190

Figura 5-80. Potencial técnico-económico ajustado de SFV para usuarios DAC de la tarifa 1

por estado. .......................................................................................................................... 193

xvii

Figura 8-1 Valor Presente Neto (VPN) de la facturación actual del alumbrado público y de

la implementación de SFVI con luminarias existentes para cubrir la demanda eléctrica del

alumbrado público en un esquema de medición neta (3.0 USD 2007 watt pico). ............ 210

Figura 8-2 VPN de los SFVI (3.0 USD 2007 watt pico) y luminarias LED (6.46 USD 2007 watt

instalado). ........................................................................................................................... 211

Figura 8-3 Valor Presente Neto (VPN) de los SFVI por ramales con luminarias de Existentes

(2.5 USD 2007 watt pico). ................................................................................................... 211

Figura 8-4 Valor Presente Neto (VPN) de los SFVI por ramales (2.5 USD 2007 watt pico) con

luminarias LED (6.46 USD 2007 watt instalado). ................................................................ 212

Figura 8-5 Valor Presente Neto (VPN) de los SFVI de bombeo para cubrir la demanda de

electricidad sólo durante las horas de insolación (3.0 USD 2007 watt pico). .................... 212

Figura 8-6 Valor Presente Neto (VPN) de los SFVI para cubrir el 100% de la demanda de

electricidad del bombeo de agua potable y negra (3.0 USD 2007 watt pico). .................. 213

xviii

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 3-1. Datos de temperatura máxima por estados de la República Mexicana. ............ 26

Tabla 3-2. Valores de irradiancia, temperatura y el rendimiento de las diferentes

tecnologías por estado. ........................................................................................................ 31

Tabla 5-1 Tarifas aplicables al Sector Industrial en México. ................................................ 44

Tabla 5-2 Consumo promedio mensual por usuario y por tarifa en el sector industrial en

México, 2010. ....................................................................................................................... 46

Tabla 5-3 Distribución de las entidades federativas de acuerdo con las áreas de control de

CFE. ....................................................................................................................................... 58

Tabla 5-4 Tarifas eléctricas en alta y media tensión consideradas en el análisis BC del

sector industrial en México. ................................................................................................. 67

Tabla 5-5 Costos para un SFVI de 9.6 kWp (aprox. 3.8 USD 2007 watt pico). ..................... 95

Tabla 5-6 Costos para un SFVI de 9.6 kWp con luminarias tipo LED (kW), (USD 2007). ...... 95

Tabla 5-7 . Costos de un SFVI de 2.526 kWp por ramales (aprox. $3.3 USD 2007 watt pico).

.............................................................................................................................................. 96

Tabla 5-8 Costos para un SFVI de 2.526 kWp con luminarias tipo LED (kW) ....................... 97

Tabla 5-9 Potencia total instalada de luminarias a nivel nacional en el año 2010. ............. 97

Tabla 5-10 Consumo de energía en el año 2010. ................................................................. 98

Tabla 5-11 Emisiones en el alumbrado público. ................................................................. 100

xix

Tabla 5-12 Costo total de la electricidad en el año 2010. .................................................. 101

Tabla 5-13 Total de inversión y costos de reemplazo para luminarias actuales en el año

2010 y durante un periodo de 20 años. ............................................................................. 102

Tabla 5-14 Número de SFVI (islas de SFVI de 48 módulos)..................................... 103

Tabla 5-15 Área requerida para instalar SFVI de 48 módulos. ........................................... 104

Tabla 5-16 Inversión de SFVI por estado (USD 2007) ......................................................... 108

Tabla 5-17 Número de SFVI por estado. ............................................................................. 111

Tabla 5-18 Área requerida en cada estado para instalar los SFVI. ..................................... 112

Tabla 5-19 Inversión por estado (USD 2007)*. ................................................................... 116

Tabla 5-20 Total de inversión y costo de reemplazo para luminarias LED en el año 2010 y

durante un periodo de 20 años. ......................................................................................... 117

Tabla 5-21 Consumo de energía en el año 2010. ............................................................... 125

Tabla 5-22 Emisiones en el bombeo de agua potable y negra. .......................................... 126

Tabla 5-23 Costo total de la electricidad en el año 2010 (USD 2007). ............................... 127

Tabla 5-24 Número de SFVI por cada arreglo de módulos fotovoltaicos (55 en promedio).

............................................................................................................................................ 128

Tabla 5-25 Área requerida para instalar SFVI de 55 módulos en promedio. ..................... 129

Tabla 5-26 Costos generales promedio de un SFVI (USD 2007). ........................................ 132

xx



............................................................................................................................................ 135

Tabla 5-29 Área requerida para instalar SFVI de 55 módulos en promedio. ..................... 137

Tabla 5-30 Costos generales promedio de un SFVI (USD 2007). ........................................ 140


Tabla 5-32 Aplicación de las tarifas del sector residencial. ................................................ 145

Tabla 5-33 Límite de consumo mensual de electricidad por usuario por tarifa para no

convertirse en usuario DAC. ............................................................................................... 147

Tabla 5-34 Consumo promedio mensual por usuario y por tarifa en el sector residencial en

México, 2010. ..................................................................................................................... 150

Tabla 5-35 Número de usuarios, consumo de electricidad y consumo promedio mensual

de usuarios DAC por tarifa, 2010. ....................................................................................... 151

Tabla 5-36 Consumo promedio y número de usuarios DAC de la tarifa 1. ........................ 181

Tabla 5-37. Resultados de BC incluyendo la perspectiva sectorial para la capacidad óptima

del usuario DAC por estado. ............................................................................................... 190

xxi

GLOSARIO DE ABRVIATURAS

AMPER Asociación Mexicana de Proveedores de Energías Renovables A.C.

ANES Asociación Nacional de Energía Solar

BC Beneficio Costo

CENACE Centro Nacional de Control de Energía

CIFER-GE Contrato de Interconexión para Centrales de Generación de Energía

Eléctrica con Energía Renovable o Cogeneración Eficiente

CIFER-ME Contrato de Interconexión para Fuentes de Energía Renovable o

Sistema de Cogeneración en Mediana Escala

CIFER-PE Contrato de Interconexión para Fuentes de Energía Renovable o

Sistema de Cogeneración en Pequeña Escala

CIGS Cobre Indio Galio Selenio

CFE Comisión Federal de Electricidad

CONAFOR Comisión Nacional Forestal

CONAGUA Comisión Nacional del Agua

CONUEE Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía

CRE Comisión Reguladora de Energía

DAC Tarifa Doméstica de Alto Consumo

DOF Diario Oficial de la Federación

ER Energía Renovable

GWh Gigawatt hora

IM Industria manufacturera

xxii

INEGI Instituto Nacional de Estadística y Geografía

kWh kilowatt hora

kWp Kilowatt pico

LAERFTE Ley para el Aprovechamiento de las Energías Renovables y el

Financiamiento de la Transición Energética.

LED Diodo Emisor de Luz (Light-emitting diode)

LISR Ley del Impuesto Sobre la Renta

LSPEE Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica

MREP México Renewable Energy Program

MUSD Millones de dólares

MW Megawatt

MWp Megawatt pico

NASA National Aeronautics and Space Administration

NOM Norma Oficial Mexicana

O&M Operación y mantenimiento

PIB Producto Interno Bruto

PRONASOL Programa Nacional de Solidaridad

PROSOLAR Programa de Fomento de Sistemas Fotovoltaicos en México

SAGARPA Secretaría de Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural, Pesca y

Alimentación

SEN Sistema Eléctrico Nacional

SENER Secretaría de Energía

xxiii

SFV Sistema Fotovoltaico

SFVI Sistema Fotovoltaico Interconectado

SHCP Secretaría de Hacienda y Crédito Público

SMN Sistema Meteorológico Nacional

T&D Transmisión y distribución

TMCA Tasa Media de Crecimiento Anual

UNAM Universidad Nacional Autónoma de México

USAID United States Agency for International Development

USD Dólar americano (United States Dollar)

VPN Valor Presente Neto

Wp watt pico

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Resumen Ejecutivo

En este documento se analiza el potencial por estado de la República Mexicana del uso de

los sistemas fotovoltaicos interconectados (SFVI) a la red eléctrica para los sectores

Industrial, Público y Residencial y se evalúa desde el punto de vista energético, ambiental

(emisiones evitadas de cambio climático) y económico. El análisis beneficio-costo

considera las facturas eléctricas evitadas propias de la estructura tarifaria de cada sector

estudiado y por estado, las diferentes intensidades del recurso solar de los estados y el

impacto de la temperatura media de cada estado sobre el desempeño del SFVI y,

finalmente, los arreglos técnicos, algunos novedosos, del uso de SFVI que permite el

marco regulatorio. De tal modo que el presente estudio trata de revelar los nichos de

oportunidad que tienen los SFVI por sector y por estado en México.

A continuación se destacan los resultados más relevantes por sector analizado:

Sector industrial

La Industria Manufacturera en México está constituida desde empresas muy pequeñas

hasta grandes conglomerados y se clasifica en nueve divisiones de actividad. De forma

desagregada, tres rubros de actividad industrial (Productos metálicos, maquinaria y

equipo; productos alimenticios, bebidas y tabaco; y sustancias químicas, derivados del

petróleo, productos del caucho y plásticos) concentraron poco más de tres cuartas partes

(76.6%) del Producto Interno Bruto (PIB), mientras que seis entidades federativas (Estado

de México, Nuevo León, Distrito Federal, Jalisco, Coahuila y Veracruz) concentraron la

mitad del PIB.

Las tarifas de electricidad aplicables al sector industrial son las de uso general y se

clasifican de acuerdo a la tensión en la que se suministran y tienen entre sí diferencias en

sus estructuras y cargos. Oficialmente estas tarifas no tienen subsidio gubernamental, sin

embargo, sus precios son relativamente bajos y contribuyen de esta manera a la

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competitividad industrial nacional y a establecer retos importantes para la

implementación de SFVI en este sector. En el año 2010, se contabilizaron 236,870 usuarios

industriales, de los cuales la mayor parte del total de usuarios corresponden a tarifas en

media tensión (poco más de 99.5%) y solo una pequeña parte a tarifas en alta tensión

(0.4%). En contraste, a pesar del reducido número de usuarios existentes en las tarifas en

alta tensión, su consumo representó poco más de una tercera parte de la electricidad

consumida por el sector industrial, mientras que el resto corresponde a las tarifas en

media tensión. Para efectos de simplificación, únicamente se tomaron como casos de

estudio a los usuarios de las tarifas horarias en media (H - M) y alta tensión (H - S, H - SL,

H - T y H - TL), ya que en su conjunto representaron casi 90% del consumo eléctrico total

del sector industrial en el año 2010, además de que presumimos reflejan mejor los

distintos costos de generación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

En cuanto al potencial técnico que es factible de aprovechar en el sector industrial en

México, los resultados del análisis sugieren que existe un potencial para la utilización de

SFVI cercano a los 11,259 MW, del cual la mayor parte se encuentra en la tarifa de media

tensión H - M (60%) y el resto en las tarifas de alta tensión, distribuidos en 15 entidades

federativas (Estado de México, Nuevo León, Distrito Federal, Coahuila, Jalisco,

Guanajuato, Veracruz, Tamaulipas, Chihuahua, Baja California, Sonora, Michoacán, San

Luis Potosí, Puebla y Querétaro) las cuales en su conjunto representarían 82% del

potencial técnico identificado. La implementación de este potencial significa también

emisiones evitadas acumuladas por 196 MtonCO2e en el periodo de 20 años de análisis.

Este potencial supone el desarrollo de proyectos de generación distribuida bajo la figura

de autoabastecimiento y en la modalidad de autoabastecimiento local (i.e. instalados en

los techos u otra área disponible dentro de la industria, pero que no requiera de la

construcción de infraestructura adicional o del uso de las líneas de la CFE para llevar la

electricidad a las cargas). De esta forma, además del permiso de generación de

electricidad (únicamente en el caso de SFVI con capacidades mayores de 500 kW) solo se

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requiere de la interconexión con el SEN (Contrato de Interconexión para Fuente de

Energía Renovable o Cogeneración Eficiente en Mediana Escala o el Contrato de

Interconexión para Fuente de Energía Renovable o Cogeneración Eficiente) para efectos

de respaldo y/o suministro normal de electricidad cuando el SFVI no esté generando

energía, ya sea por mantenimiento o por intermitencia del recurso solar (días nublados

y/o durante la noche).

No obstante, el análisis beneficio - costo sugiere que el aprovechamiento de este

potencial técnico no es rentable bajo las condiciones de precio de los sistemas en el

mercado nacional (principalmente 3.8 dólares por watt pico y recientemente algunos

proyectos en el rango de 1.9 dólares por watt pico) y de una tasa de descuento de 10%.

De esta forma, si consideramos una vida útil de los sistemas de 20 años, el valor presente

neto de los flujos obtenidos por la facturación de electricidad evitada, además de un

incentivo fiscal (depreciación acelerada) existente que se aplica durante el primer año de

operación del equipo y la venta a precios actuales en el mercado internacional de las

emisiones de CO2 evitadas, no es suficiente para generar un beneficio al usuario dentro

del periodo de análisis. En la tarifa H - M, la reducción principal en el costo incremental

provendría de la facturación de electricidad evitada, mientras que en las tarifas de alta

tensión el incentivo fiscal representaría una mayor reducción en casi todas las Entidades

Federativas. La reducción proveniente de la comercialización de las emisiones de CO2

evitadas es marginal a los precios actuales tanto en las tarifas de alta como en media

tensión.

Lo anterior se debe, además a algunas condiciones de operación que afectan la cantidad

de electricidad entregada por los sistemas (recurso solar y temperatura de operación), al

valor y la estructura de las tarifas de electricidad a lo largo del año, situación que resulta

en que únicamente en el estado de Baja California Sur los SFVI eviten electricidad de la red

en la tarifa más alta (periodo de punta, 2 horas al día en verano con un valor mínimo de

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10.03 y máximo de 15.61 centavos de dólar por kilowatt hora), por lo que la mayor parte

del tiempo evitaran electricidad en los periodos de base e intermedia, los cuales tienen las

tarifas de electricidad más baja (de un mínimo de 5.35 a un máximo de 6.94 centavos de

dólar por kilowatt hora en el periodo de base, y de un mínimo 6.21 a un máximo de 9.45

centavos de dólar por kilowatt hora en el periodo de intermedia).

Sin embargo, cuando se realiza el análisis beneficio – costo, pero con una tasa de

descuento del 5% en lugar del 10%, los resultados sugieren que existe un potencial técnico

– económico de 6,624 MW y que evitarían emisiones por 117 MtonCO2e. De este

potencial, la mayor parte se encuentra en la tarifa H – M con 5,003 MW, mientras que el

resto en las tarifas H - S y H – SL con 819 MW y 812 MW, respectivamente. Es su conjunto,

este potencial sería equivalente al 60% del potencial técnico identificado. El Estado de

México, el Distrito Federal, Jalisco, Chihuahua, Veracruz, Guanajuato, Querétaro, Puebla,

Sonora y Quintana Roo concentrarían el 73% del potencial técnico - económico así

identificado, lo cual representaría beneficios totales del orden de 685.6 millones de

dólares para la tarifa H – M y de 67 y 50 millones de dólares para los usuarios de la tarifa H

– S y H – SL, respectivamente.

Esta sensibilidad a la tasa de descuento sugiere que para hacer rentable el potencial

técnico de SFVI, identificado en el sector industrial, se requiere además de un precio más

generalizado en el mercado nacional de 1.9 dólares por watt pico, de por lo menos un

mecanismo de fomento adicional a la inversión ya sea en la forma de créditos blandos por

la banca comercial o de desarrollo, o bien, como parte de un incentivo financiero en el

marco de un esquema programático de reducción de emisiones de CO2, por ejemplo, de

Acciones de Mitigación Nacionalmente Adecuadas (NAMA, por sus siglas en inglés).

5

Sector público

Para este sector se analizó el potencial por estado de la República Mexicana del uso de los

SFVI a la red eléctrica para los servicios públicos de alumbrado y para proporcionar el

servicio público de bombeo de agua potable y negra. Las tarifas para alumbrado público 5

y 5-A, así como la tarifa 6 aplicada al suministro de energía eléctrica para el servicio

público de bombeo de agua potable y negra, son de las tarifas más altas que tiene la

estructura tarifaria en México y que están subsidiadas. Este nivel alto de tarifas sin lugar a

dudas crea un incentivo fuerte para encontrar nichos viables desde el punto de vista

económico para los SFVI.

En el servicio de alumbrado, se considera primero la cobertura al 100% con SFVI para

satisfacer la iluminación pública con el equipamiento actual de luminarias y se asume que

los SFVI se implementan en arreglos por islas de pequeña capacidad interconectados a la

red de distribución de tal manera que se hace viable un esquema de medición neta para

cada una de estas islas y de acuerdo con el marco regulatorio vigente. Posteriormente, se

estima la cobertura al 100% con arreglos fotovoltaicos por islas suponiendo la integración

de luminarias más eficientes tipo LED (light-emitting diode) en donde se considera que las

luminarias LED proporcionan el mismo nivel de iluminación que las luminarias existentes

que reemplazará; medido en lúmenes por watt instalado para el año 2010. Finalmente,

con el objetivo de encontrar un mejor modelo para implementar los SFVI en el nicho del

alumbrado público se asumió otro arreglo fotovoltaico, que denominamos ramales, para

hacer el mismo ejercicio que se hizo con el arreglo fotovoltaico por islas.

Para bombeo de agua potable y residual, se analiza la incorporación de SFVI para

proporcionar estos servicios, bajo esquemas de medición neta. Se consideran dos casos de

análisis, en el primero los SFVI aportan su electricidad a la red solo durante las horas de

insolación para proporcionar el servicio de los sistemas de bombeo por estados, en este

caso se trataría de pequeñas producciones menores a 30 kW. En el segundo, se

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dimensionan los SFVI para satisfacer toda la demanda total de energía eléctrica de todos

los sistemas de bombeo a nivel estatal a partir del recurso solar diario existente en cada

estado y se aprovecharía el marco regulatorio para autoabastecimiento.

Para fines de cálculo en el alumbrado público se considera un arreglo de SFVI por islas

para suministrar una potencia de 9.6 kWp y se determina que el costo unitario total de los

del SFVI se encuentra en el rango de 3.0 a 3.8 dólares por watt pico, dependiendo de los

costos asociados a la obra civil. Por otra parte, se incluye el costo de las luminarias tipo

LED cuyo precio se estimó en 6.46 dólares por watt instalado de acuerdo a información

del mercado mexicano de iluminación. De forma similar al arreglo de SFVI por islas, se

evalúa el arreglo SFVI por ramales, el cual se dimensiona, para fines de cálculo, con una

potencia promedio de 2.5 kWp. La capacidad del arreglo fotovoltaico naturalmente puede

cambiar de acuerdo la topología y longitud real de los ramales existentes en las redes de

distribución. El costo unitario total de los arreglos de los SFVI por ramales que tienen las

ventajas de tener menos componentes y obra civil que los arreglos por islas, se estimó

estar entre el 3.3 y 2.5 dólares por watt pico.

Mientras que en el caso del bombeo de agua potable y negra, asumiendo las necesidades

de un pozo promedio, para fines de cálculo, se consideró una potencia de 11 kWp y

cuando se consideran las necesidades de un pozo promedio durante sus horas de

operación en el día y en la noche se dimensionó a prácticamente 48 kWp de SFVI para

cubrir el 100% de estos requerimientos de energía eléctrica durante las horas de

insolación. El costo unitario total de estos SFVI para sistemas de bombeo se estimó en el

rango de 3 a casi 4 dólares por watt pico, dependiendo de los costos asociados a cada

dimensionamiento (incluida la obra civil).

Uno de los primeros resultados sobre el análisis del sector público, sugiere, incluso, antes

de implementación de SFVI, la sustitución de luminarias ineficientes por luminarias más

eficientes para toda la estructura de alumbrado público. Lo que implicaría un ahorro de

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energía, disminución del costo de la facturación, una reducción de emisiones pero

también un descenso importante de infraestructura de SFVI para sustentar la iluminación

pública y en consecuencia una reducción importante de los costos de inversión en SFVI y

de superficie. Un segundo resultado es que todos los estados de la república mexicana

representan opciones reales de implementación de SFVI para alumbrado público en

esquemas de medición neta. Desde el punto de vista económico destaca la

implementación de SFVI con luminarias LED, no importando en donde se sitúa el precio

del watt pico en el rango de 3 a 3.8 dólares. Naturalmente, se obtienen beneficios

mayores cuando el watt pico tiene un precio de 3 dólares. Un tercer resultado es que se

obtienen beneficios económicos aún mayores con la implementación de SFVI a través de

arreglos por ramales, especialmente en el rango de 2.5 a 3.3 dólares por watt pico y

cuando se sustituye el consumo de energía existente por el consumo de luminarias más

eficientes (tipo LED), en gran medida, porque se eliminan los soportes y sus costos

asociados en comparación con el arreglo de SFVI por islas con luminarias LED.

En todos los estados donde simulamos la implementación SFVI con luminarias LED, se

requiere menos capacidad instalada para satisfacer la misma demanda de energía para

alumbrado público y menos superficie para esta infraestructura en los arreglos de islas de

SFVI. De esta manera se resulta ser una solución al problema de importantes área para la

implementación de SFVI. Este problema de superficie se resuelve aún mejor cuando

instalamos SFVI por ramales ya que este arreglo implica usar prácticamente los espacios

ya ocupados por la infraestructura de postes y cableado existente.

A nivel nacional, cuando implementamos el 100% de arreglos fotovoltaicos por islas con

las luminarias existentes, se tendría que soportar un costo neto estimado en $5,624 MUSD

durante la vida útil de los SFVI establecido en 20 años. De la misma forma, cuando se

asume un arreglo fotovoltaico por ramales con luminarias existentes, este costo neto se

mantiene aunque se reduce a $4,086 MUSD. En suma, en ambos casos los SFVI serían

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económicamente inviables. En cuanto a las emisiones evitadas, estas se establecerían en

aproximadamente 45 millones de tCO2e en el periodo en ambos casos, al igual que el

potencial técnico de los SFV se situaría en 2,843 MWp, tanto en arreglos de SFVI por islas

como por ramales.

Por otra parte, cuando implementamos SFVI por islas al 100% con las luminarias LED, se

encuentra un beneficio neto igual $ 1,993 MUSD en el periodo. Mientras que cuando se

asume un arreglo fotovoltaico por ramales con luminarias LED, este beneficio neto

aumenta notablemente y se establece en $2, 777 MUSD. En ambos arreglos técnicos, la

implementación de SFVI es viable económicamente. En cuanto a las emisiones evitadas,

estas aumentan notablemente y se establecen en aproximadamente 76 millones de tCO2e

en el periodo en ambos casos, al igual que el potencial de SFVI se reduciría a 1,396 MWp

debido al descenso de consumo eléctrico que implicaría el uso de las luminarias LEDS,

tanto en sistemas fotovoltaicos por islas como en sistemas por ramales. El Estado de

México y el Distrito Federal muestran los benéficos económicos y ambientales más

elevados, así como el mayor potencial de implementación de SFVI, en comparación con el

resto de los estados del país. En general, en cuanto a la perspectiva ambiental, la mayor

reducción en emisiones de CO2 equivalente la encontramos, cuando sustituimos el

consumo de energía eléctrica del alumbrado existente por el consumo con SFVI y

luminarias LED. En suma, los arreglos de SFVI con luminarias más eficientes representan

una opción real para reducir el consumo de energía y la facturación actual, además, de

reducir notablemente los costos de inversión de los SFVI y la reducción de las emisiones

de CO2.

En cuanto a bombeo de agua potable y negra, se requiere de un número elevado de SFVI,

que ocupan una gran área de instalación para satisfacer la demanda (parcial y total) de

energía para bombeo. Naturalmente existe una mayor cantidad de emisiones evitadas de

CO2 equivalente, cuando se diseñan los SFVI para cubrir el total de los requerimientos

energéticos (100% de la demanda) para bombeo pero de acuerdo a los resultados cuando

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se cubre el total de la demanda los SFVI para bombeo son económicamente inviables. Por

el contrario, los SFVI para bombeo de agua potable y negra son económicamente viables

cuando son dimensionados para cubrir una parte la demanda de energía durante las horas

de insolación.

A nivel nacional, cuando implementamos SFVI para cubrir el total de los requerimientos

de electricidad para el bombeo (100% de la demanda), resulta un costo neto estimado en

$ 6,483 MUSD en el periodo de análisis. Por lo tanto resulta inviable la implementación de

estos sistemas. Las emisiones evitadas, se estiman, sin embargo, en 45 millones de tCO2e

en el periodo y el potencial técnico se establecería en 1,935 MWp. Cuando los SFVI son

dimensionados para cubrir parte la demanda de energía eléctrica durante las horas de

insolación, se encuentra un beneficio neto de $ 621 MUSD en el periodo, lo que propicia

que esta opción sea viable económicamente en la mayoría de los estados del país, con

excepción de los estados de Chiapas, Nuevo León, Zacatecas y Quintana Roo. En cuanto a

las emisiones evitadas, estas se estiman en aproximadamente 15 millones de tCO2e

totales, y el potencial técnico-económico factible de SFVI se estimaría en 447 MWp. El

Estado de México, el Distrito Federal y Jalisco muestran los mayores benéficos

económicos y ambientales.

Sector residencial

En México existe el Contrato de Interconexión para Fuente de Energía Renovable o

Cogeneración en Pequeña Escala en donde el usuario residencial puede instalar hasta 10

kW de SFVI bajo un esquema de medición neta. En dicho esquema, el intercambio de

electricidad es solamente contable debido a que si un usuario con SFVI entrega más

electricidad de la que recibe solamente puede ser compensada durante el año siguiente

de lo contrario el usuario no recibe compensación alguna. Esto se diferencia de los

esquemas de medición neta a nivel internacional donde los usuarios sí reciben

compensación económica de la electricidad excedentaria entregada a la red lo que ha

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provocado que la instalación de SFVI haya crecido vigorosamente en países como

Alemania, Italia o el estado de California en EUA.

El sector residencial representa un gran reto para el uso de los SFVI debido a la existencia

de tarifas fuertemente subsidiadas y los precios altos de los SFVI que derivan en costos

adicionales para la gran mayoría de usuarios de tarifas subsidiadas que deseen usar SFVI

en sus viviendas. Dicho subsidio se diferencia entre cada una de las 6 tarifas principales, a

saber: 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E y 1F y, adicionalmente, de acuerdo a los distintos rangos de

consumo de electricidad mensual; de tal modo que se establece una estructura tarifaria y

de subsidios acorde con los diferentes climas regionales del país en donde por regla

general se subsidia más a los habitantes de climas extremosos. La estructura tarifaria en el

sector residencial tiene también una lógica en la cual los usuarios que menos consumen

electricidad tienen más subsidios mientras que aquellos otros que tienen mayor consumo

se les penaliza perdiendo parcialmente subsidios.

De acuerdo con esta última lógica, en la estructura tarifaria de México se establece un

rango de consumo máximo mensual para las 6 tarifas mencionadas a partir de la cual si un

usuario sobrepasa dicho rango mensual por un lapso de 12 meses se convierte en un

usuario que se denomina de Alto Consumo (DAC) que hace que todo su consumo no tenga

subsidio y por tanto paga el costo real del suministro de electricidad más un cargo fijo

mensual. Dicho rango de consumo máximo mensual no es homogéneo sino creciente

conforme a partir de la tarifa 1 de tal modo que la tarifa 1F tiene el rango de consumo

máximo mensual más alto.

Dado que los usuarios DAC no tienen subsidios y que por lo mismo existe más claramente

la posibilidad que para estos usuarios el uso de SFVI pudiera tener beneficios económicos

(como se confirma en el presente estudio), se concentró en establecer el potencial técnico

en este subsector residencial de aproximadamente medio millón de usuarios. De tal

manera, que con base en la regulación existente, considerando los niveles de insolación

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promedio por estado, el consumo promedio DAC por estado y por tarifa y considerando

que cada SFVI que se instalaría cubre el cien por ciento de la electricidad consumida por

consumo promedio DAC, el impacto de la temperatura media del estado sobre el

funcionamiento del SFVI, se estimó un potencial técnico de 1,757 MW de SFVI a nivel

nacional, de los cuales la mayor parte estarían en la tarifa 1 con 1,083 MW, mientras que

para la tarifa 1C, 1B, 1A y 1D serían 306 MW, 208 MW, 115M y 45 MW, respectivamente.

Cabe señalar que las tarifas 1E y 1F no tienen usuarios DAC esto se explica principalmente

porque el rango de consumo para convertirse en usuario DAC es muy alto y difícilmente

podría ser sobrepasado. Debido a que la tarifa 1 cuenta con el mayor potencial, los

estados con la mayor cantidad de capacidad proyectada posible técnicamente serían el

Distrito Federal, el Estado de México, Jalisco, Baja California Norte y Guanajuato con el

71% del potencial identificado para dicha tarifa. En cuanto a emisiones evitadas se podrían

reducir en este sector residencial mexicano hasta 20.2 MtonCO2e en un periodo de vida

útil de 20 años.

Para el análisis de viabilidad económica, de acuerdo a los resultados del potencial nacional

y por estado, se identificó como estudio de caso a los usuarios DAC de la tarifa 1 por

estado implementando SFVI en sus viviendas. Para llevar a cabo esta evaluación, se

propuso una metodología de análisis costo-beneficio social en donde se incluye la

perspectiva del usuario DAC y el impacto sectorial de la implementación de SFVI en el

subsector de los usuarios DAC de esta tarifa1. Asimismo se consideraron los precios

actuales de SFVI existentes para usuarios en el sector residencial de 3.75 dólares por watt

1 Bajo la perspectiva sectorial se consideraron precios de gas natural y diesel con una TPCA de 2% y 0.7%,

respectivamente estos energéticos utilizados en centrales de Turbina de Gas, así como costo de O&M y costos por pérdidas de T&D constantes.

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pico y tasas de descuento de 10%2. Finalmente, se evaluaron para cada usuario promedio

DAC por estado capacidades entre 0.25 y 4 kWp para determinar el mejor valor del análisis

costo-beneficio sectorial.

En el análisis beneficio-costo (BC) desde la perspectiva del usuario se encontraron

beneficio costos mayores que 1 cuando implementan SFVI. Los usuarios promedio DAC de

la tarifa 1 que están muy cercanos al límite permitido de consumo alcanzan su máximo BC

en capacidades de SFVI que van de 0.25 a 0.75 kWp caso sucedido en 3 estados. En los

usuarios de 8 estados el BC máximo se localiza en 1 kWp de SFVI, mientras que en 7

estados el BC mayor está en 1.25 kWp de SFVI, en tanto que dos estados alcanzan su BC

máximo entre 1.5 y 1.75 kWp de SFVI. En tanto que los usuarios de otros 3 estados

alcanzan su máximo BC en capacidades que van de 2 a 3 kWp de SFVI. Se encontró que de

los usuarios promedio DAC de Nuevo León alcanzan el mejor BC y sin embargo éste es

pequeño en la capacidad de 4 kWp de SFVI, por lo que se deduce que para los usuarios

DAC el BC de la adquisición de un SFVI tienen una variabilidad importante respecto a la

magnitud del consumo eléctrico.

Se encontró que los usuarios DAC de la tarifa 1 con BC positivos logran un doble beneficio,

por un lado, reducen su consumo eléctrico que se facturaba a precios reales, y por el otro

lado, la reducción de consumo eléctrico es tal que se convierten en usuarios de la tarifa 1

y de esta manera se hacen acreedores de subsidios. Se observa que el papel de los

subsidios es importante para que la instalación de una cierta capacidad de SFVI sea viable

2 Otras consideraciones importantes que se tomaron en cuenta para el análisis costo-beneficio fueron:

tarifa DAC con una TPCA de 2% anual, costo de instalación estimado como un 10% del costo del SFVI, un costo de O&M anual estimado en 1% del costo del SFVI, el número de horas solares promedio por estado y un rendimiento del SFVI acorde con la temperaturas promedio por estado.

13

económicamente ya que se estimó el BC sin que operaran los subsidios y se encontró que

en todos los casos no había beneficios, sino costos.

Considerando la capacidad óptima por usuario promedio DAC por estado, es decir, la

capacidad donde obtienen el máximo BC, la capacidad que es técnico-económica factible a

nivel nacional es de 360.3 MWp, que es mucho menor que la encontrada como potencial

puramente técnico para los usuarios de esta tarifa. Consecuentemente la mayor cantidad

se encuentra en 6 estados con el 84% de la capacidad potencial total. El resto se distribuye

en 19 estados con una participación pequeña en el potencial de SFVI.

El análisis sectorial revela de acuerdo a los resultados y supuestos realizados que la

energía entregada por el SFVI impacta en la reducción en el uso de centrales de turbinas

de gas debido al pico diurno que se presenta en los horarios en que está generando dicho

SFVI analizado lo que redunda en una disminución de costos de combustible y O&M, así

como de una reducción en los costos de transmisión y distribución para la empresa

eléctrica paraestatal CFE en México.

Con lo anterior, los resultados que se obtuvieron a nivel del BC social indican valores la

existencia de costos netos cuando los usuarios DAC implementan capacidades menores a

1 kWp aun cuando sea el óptimo y genere beneficios netos desde la perspectiva del

usuario DAC, lo cual sugiere que el operador debiera proponer como mínimo la instalación

de 1 kWp de SFVI en este subsector de usuarios DAC para hacer prevalecer el interés

sectorial

Con esta recomendación el potencial técnico-económico viable de SFVI para usuarios DAC

de la tarifa 1 en el sector residencial podría establecerse en 461.5 MWp de SFVI a nivel

nacional de los cuales 109 MWp estarían en el Distrito Federal, 93 MWp en el estado de

México, 58 MWp en el estado de Jalisco, 44 MWp en el estado de BCN y 19 MWp en el

estado de Puebla, el resto se podría instalar en 18 estados con usuarios de tarifa 1 DAC. Y

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el beneficio neto social ascendería a $1,714 MUSD equivalente a $203 MUSD anuales por

20 años y las emisiones evitadas se establecerían en a 7.6 millones de tCO2e totales lo que

representaría emisiones anuales evitadas de poco más de 381 mil tCO2e anuales.

Finalmente, es de esperarse que si este análisis se extiende a los usuarios DAC de las otras

tarifas este potencial técnico-económico se incrementara de manera significativa.

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1. Introducción

México, por su ubicación geográfica y sus características climatológicas, está dentro de la

denominada "franja solar" donde el recurso solar es el más alto del planeta. De acuerdo a

información oficial de (NASA, 2012), en promedio el territorio nacional ofrece una

insolación de 5.56 kWh/m2 por día, con promedios máximos de 6 kWh/m2 por día en los

estados de Jalisco y San Luis Potosí y promedios mínimos de 4.94 y 5.04 kWh/m2 por día

para los estados de Tabasco e Hidalgo, respectivamente. Por su parte, veinte son los

estados con insolación promedio mayor a 5.5 kWh/m2 por día, lo que representa un

potencial energético importante y renovable que puede aprovecharse en beneficio del

país.

Por otro lado, el avance tecnológico ha traído como resultado una disminución en los

costos de producción de los sistemas fotovoltaicos que haría pensar en una mayor

inserción de esta tecnología en algunos sectores del país. Por tal motivo, es necesario

implementar estrategias que hagan más atractiva su utilización en aquellos sectores

dónde los nichos de oportunidad sean económicamente favorables.

A pesar de la existencia de este abundante recurso solar en México y del gran dinamismo

del avance tecnológico de los equipos fotovoltaicos, el aprovechamiento del recurso solar

en México es todavía incipiente, especialmente a través del uso de sistemas fotovoltaicos.

Estos equipos, incluyendo captadores solares, representaron sólo el 0.05% de la

producción de energía primara en México de acuerdo con el Balance Nacional de Energía

para el año 2010 (SENER, 2011). No obstante, y a pesar de que durante muchos años el

uso de la tecnología fotovoltaica se había concentrado, principalmente, en sectores donde

aún no llegaba la red eléctrica, bombeo de agua o para aplicaciones en tele

comunicaciones, recientemente se ha observado que la mayor parte de la nueva

capacidad instalada en México corresponde a sistemas fotovoltaicos interconectados a la

red eléctrica.

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Figura 1 - 1 Contratos de Interconexión para Fuente de Energía Renovable en Pequeña y Mediana Escala

Fuente: CRE (2012).

En el mediano y largo plazo, la generación de electricidad a partir de sistemas

fotovoltaicos se verá favorecida por un prolongado descenso de los costos de producción,

la entrada en vigor de políticas públicas para la reducción de contaminantes al aire en la

generación de electricidad, así como por la creación de mecanismos financieros que

impulsen la inversión. En suma, todo esto permitirá incentivar y promover el uso a gran

escala de estos sistemas, con una relación positiva entre los beneficios y los costos.

En este documento se analiza el potencial por entidades federativas de la República

Mexicana del uso de los sistemas fotovoltaicos interconectados a la red eléctrica para los

sectores Industrial, Público y Residencial y se evalúa desde el punto de vista energético,

Número de Contratos Pequeña escala: 1,640 Mediana escala: 60 Total: 1,700 Solar: 1,681

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ambiental (emisiones evitadas de cambio climático) y económico. El análisis beneficio-

costo considera las facturas de electricidad evitadas, y que son propias de la estructura

tarifaria de cada sector estudiado, además de las diferentes intensidades del recurso solar,

del impacto de la temperatura media sobre el desempeño de los sistemas y, finalmente,

los arreglos técnicos, algunos novedosos, del uso de estos sistemas dentro del marco

regulatorio vigente. De tal modo que el presente estudio trata de revelar los nichos de

oportunidad que tienen los sistemas fotovoltaicos interconectados a la red eléctrica por

sector y por entidad federativa en México.

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2. Marco Jurídico y Regulatorio: Identificación de barreras y oportunidades

2.1 Revisión y Análisis de leyes, reglamentos

2.1.1 Evolución del Marco Legal y Regulatorio de las ER en México

Como se muestra en la Figura 2-1, a pesar de que el marco regulatorio específico para la

generación de electricidad con ER en México tuvo sus orígenes casi una década después,

las modalidades de autoabastecimiento, producción independiente y pequeña

producción, bajo las cuales se implementan actualmente proyectos de ER con una

capacidad mayor a 500 kW, tienen su fundamento legal en la modificación a la Ley del

Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) del año 1992 (DOF, 1992) y su Reglamento

(DOF, 1993).

Figura 2-1 Evolución del Marco Legal y Regulatorio de las ER en México.

Fuente: Elaboración propia con información de la CRE.

19

Esta enmienda permitió la inversión privada en el segmento de generación bajo ciertas

modalidades, sujetas a un permiso otorgado por la autoridad correspondiente3. Es así

como en el año 1995 se emitió la Ley de la Comisión Reguladora de Energía4 (CRE), entre

cuyas principales atribuciones se encuentran: otorgar y revocar permisos para la

generación de energía eléctrica; aprobar y expedir los modelos de convenios y contratos

correspondientes (DOF, 1995).

El marco regulatorio específico para las ER tuvo sus inicios en el año 2001 con la

expedición del primer Modelo de Contrato de Interconexión para Fuente de ER del tipo

intermitente como solar y eólica, el cual incorporó un esquema de compensación

denominado “banco de energía” (CRE, 2006)5. Posteriormente, este Modelo se modificó

en el año 2006, incorporando el concepto de “potencia autoabastecida”, o en otras

palabras, un “crédito de capacidad en la hora de máxima demanda del SEN” (CRE, 2007)6.

En el año 2007, se emitió el primer Contrato de Interconexión para Fuente de Energía

Solar en Pequeña Escala7 (<30 kW), basado en un esquema de medición neta.

A finales del año 2008, se aprobó la Ley para el Aprovechamiento de las Energías

Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética8 (LAERFTE) (DOF, 2008),

otorgando nuevas facultades a la CRE relacionadas con el desarrollo de metodologías,

cálculo de contraprestaciones y otras disposiciones aplicables al aprovechamiento de ER.

3 http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/pdf/99.pdf

4 http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/pdf/48.pdf

5 http://www.cre.gob.mx/documento/1422.pdf



8 http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/pdf/LAERFTE.pdf

20

Derivado de la entrada en vigor de la LAERFTE y su Reglamento (DOF, 2009), en el año

2010 se emitieron nuevos Modelos de Contrato de Interconexión para Fuente de ER o

Sistema de Cogeneración Eficiente en Pequeña Escala (CIFER-PE), Mediana escala (CIFER-

ME) y Centrales de Generación de Energía Eléctrica con Energía Renovable o Cogeneración

Eficiente (CIFER-GE), extendiendo en este último los beneficios del crédito de capacidad y

banco de energía a proyectos de cogeneración que cumplen con el criterio de eficiencia

correspondiente (DOF, 2010a; 2010b).

Posteriormente, en el año 2011, se incorporó el concepto de externalidades en el artículo

36 Bis de la LSPEE (DOF, 2011). Finalmente, en el año 2012 se publicó el modelo de

contrato para fuente colectiva de ER y cogeneración eficiente en pequeña escala (DOF,

2012); este contrato también está basado en un esquema de medición neta y se permite

la copropiedad de un sistema con ER por 2 o más usuarios; por ejemplo, un sistema FV

instalado en un edificio de viviendas.

2.1.2 Instrumentos regulatorios para la generación de electricidad con ER

El potencial técnico y económico de los SFVI, desarrollado en el presente diagnóstico,

toma en consideración el marco regulatorio vigente. A continuación, se presentan las

principales características, incluidas en los instrumentos regulatorios mencionados con

anterioridad, y que son aplicables para el cálculo de contraprestaciones a las que un SFVI

puede acceder en México.

21

2.1.2.1 Esquema de medición neta (net metering)

El esquema de medición neta es un intercambio de energía del tipo administrativo. La idea

central de este esquema es que el usuario de un SFVI pueda entregar excedentes de

energía (por ejemplo, cuando la demanda de energía en el lugar de consumo es menor

que la energía entregada por el SFVI), o bien, recibir energía en momentos donde el SFVI

no puede suministrarla (por ejemplo, en días nublados o durante la noche). En la Figura

2-2 se ilustra más a detalle el funcionamiento de este esquema.

Figura 2-2 Esquema de medición neta para ER en México.

Si el Generador entregó más energía eléctrica de la que consumió, esta se guarda como un crédito a su favor y puede ser compensada cada mes dentro de un periodo máximo de 12 meses móviles, en caso contrario será cancelado

Si la diferencia entre la energía suministrada y la generada es cero, entonces el Generador sólo pagará el mínimo establecido en el contrato de suministro normal.

Cuando el Suministrador haya proporcionado más energía eléctrica de la que el Generador abasteció con su propio sistema, incluso después de haber utilizado cualquier crédito de meses anteriores a favor del Generador, este tiene que pagar esta diferencia con base en el Acuerdo de Tarifas vigente.

Fuente: Portal de Energías Renovables (SENER, 2012a).

Los SFVI en el sector residencial, con una capacidad de hasta 10 kW, y de usuarios con

servicios de uso general en baja tensión hasta 30 kW, acceden de forma automática a este

esquema, el cual está incluido en el CIFER-PE. En el caso de SFVI con una capacidad mayor

22

a 30 kW y hasta 500 kW, también acceden de forma automática a los beneficios de este

esquema de medición neta, según lo establecido en el CIFER-ME. La única diferencia entre

ambos Modelos de Contrato es que en el caso de tarifas horarias, se pueden entregar

excedentes y/o recibir energía, tanto en periodos análogos (por ejemplo, base vs. base,

intermedia vs. intermedia y punta vs. punta) como en periodos distintos (base vs.

Intermedia, base vs. Punta, etc.), previo cálculo del factor de ajuste correspondiente.

2.1.2.2 Banco de energía y potencia autoabastecida

El banco de energía también consiste en un intercambio de energía del tipo administrativo

mediante el cual se ofrece mayor flexibilidad de operación para fuentes de ER del tipo

intermitente como la solar. Por ejemplo, y como se puede observar en la Figura 2-3, un

usuario que instala un SFVI puede compensar la intermitencia de su fuente de ER

mediante la entrega de excedentes y/o recepción de energía faltante. Así, cuando el SFVI

no es capaz de suministrar la energía requerida, este puede compensarlo con la energía

acumulada en el mismo periodo o en periodos anteriores donde tuvo excedentes. Estos

pueden haberse registrado tanto en periodos análogos, como en periodos distintos,

previo cálculo del factor de ajuste correspondiente.

Adicionalmente, existe la posibilidad de que los excedentes de energía entregados por el

SFVI puedan ser vendidos a la CFE. Bajo el esquema de autoabastecimiento, estos

excedentes se pagan al 85% de los costos de generación de la CFE, o Costo Total de Corto

Plazo.

Un beneficio adicional al banco de energía es el reconocimiento de la potencia

autoabastecida de la fuente de ER durante la hora de máxima demanda del SEN. De esta

forma, un usuario que tiene contratada una tarifa de suministro en la que se paga un

cargo por demanda facturable, podría recibir una reducción en su factura eléctrica igual a

la diferencia entre la demanda contratada y la potencia autoabastecida por su fuente de

23

ER. Sin embargo, en la práctica, un SFVI no podría acceder a este beneficio, ya que la hora

de máxima demanda del SEN ocurre durante la noche.

Figura 2-3 Esquema del banco de energía para ER en México.

Fuente: Portal de Energías Renovables (SENER, 2012a).

24

3. Análisis irradiación por estado. Recomendaciones técnicas.

3.1 Introducción

3.1.1 Radiación solar

La República Mexicana cuenta con una extensión territorial de aproximadamente

2,000,000 km2 y se encuentra ubicada en el hemisferio norte dentro de una franja

latitudinal que va desde los 14° a los 33°. Los lugares de mayor irradiación solar global se

presentan en los estados del norte como Chihuahua, Coahuila, Nuevo León, Zacatecas,

Durango, centro de San Luis Potosí, la llanura costera de Sinaloa, Sonora y la península de

Baja California con valores promedio diario mensual estimados entre los 25 - 29 MJ/m2

durante los meses de abril a junio.

En invierno los estados de menor incidencia de irradiación solar global son Tamaulipas,

Veracruz, Tabasco y Campeche con valores entre los 11 a 13 MJ/m2, debido a los

fenómenos meteorológicos que se presentan en dicha estación del año. El valor promedio

diario anual en la República Mexicana se estima del orden de los 20 MJ/m2.

En 1975 el Instituto de Ingeniería de la UNAM, generó la primera versión de los mapas de

irradiación global promedio diaria mensual para México, utilizando datos de irradiación de

54 estaciones meteorológicas del Sistema Meteorológico Nacional (SMN). El modelo

aplicado tiene desviaciones menores del 10 por ciento y fue desarrollado en la India,

situación que hizo más confiable su aplicación en México, ya que tanto la latitud, como los

climas en ambos países son semejantes.

En México se han publicado varios trabajos sobre radiación solar, enfocándose a mapas y

tablas elaborados por diferentes instituciones a través de modelos matemáticos. Algunos

25

de ellos utilizan datos medidos por satélites que incluyen aspectos de nubosidad o

radiación reflejada al espacio. Otros utilizan variables meteorológicas medidas en tierra,

como humedad, precipitación, etc. La información vertida en dichos mapas ha ido

cambiando con el transcurso del tiempo, derivado de los cambios climáticos que se

presentan año tras año, por lo cual se recomienda cuando se use dicha información

considerar la más actualizada. Muchos investigadores recomiendan que se usen valores

promedio diario mensuales o anuales obtenidos durante un periodo de diez años para

obtener datos estadísticamente probables. Sin embargo, lo más recomendable es la

medición en sitio en donde se pretendan implementar proyectos o programas de uso de

tecnologías basadas en la energía solar. Algunas fuentes donde se pueden obtener los

datos son:

http://3w.eosweb.larc.nasa.gov/cgi-bin/sse-grid.cgi

http://3w.heliogis.com

Meteonorm

3.1.2 Temperatura

El desempeño eléctrico de la tecnología está íntimamente relacionado con la temperatura

a la cual trabaja, y ésta depende de la temperatura ambiente, de la magnitud de la

irradiancia y de la velocidad del viento en el sitio de instalación. La temperatura ambiente

promedio en cada localidad, así como su recurso solar permite determinar la temperatura

a la que van a trabajar los módulos fotovoltaicos y así estimar, con base en el coeficiente

de pérdida de potencia por temperatura9, el rendimiento que tendrá el sistema

9 Valor proporcionado por el fabricante de la tecnología.

26

fotovoltaico. En la Tabla 3-1 se muestra una relación por estado de la temperatura

ambiente:

Tabla 3-1. Datos de temperatura máxima por estados de la República Mexicana.

Fuente: SMN (2012).

En la Figura 3-1 se muestra el mapa de la distribución de temperaturas, valores que

corresponden a los más altos reportados en el 2010.

3.2 Metodología

La información que se proporciona a continuación para la estimación del recurso solar por

estado fue tomada de la base de datos de la National Aeronautics and Space

Administration (NASA, 2012), la cual incluye datos analizados de más de diez años. Los

datos se obtuvieron considerando los límites de cada estado a través de sus coordenadas

geográficas sobre la superficie terrestre dadas por la latitud y longitud, valores que se

27

determinaron usando la base de datos del Instituto Nacional de Estadística y Geografía

(INEGI, 2012a).

Figura 3-1 Temperatura máxima promedio anual 2010 en la República Mexicana.

S

N

EW

Temperatura máxima promedio anual

Temperatura máxima °C

1 - 25

26 - 28

29 - 30

31 - 33

Fuente: SMN (2012).

Con base en los límites geográficos para cada estado, se identificaron las diferencias de

altitud y climatología con el objeto de determinar una metodología aritmética para la

obtención de valores promedio de irradiación solar. Se introdujeron coordenadas

geográficas de los límites de cada estado y con la base de datos de la NASA se generaron

los valores de irradiación. La base de datos de la NASA permite tener una información de

por lo menos diez años de valores de irradiación solar, temperatura ambiente, velocidad

de viento y otros parámetros ambientales, en caso de ser requeridos, mes por mes o bien

anualizados. Como se muestra en la Figura 3-2, la información generada se incluyó en los

28

mapas de cada estado usando colores que permiten identificar las diferencias de valores

de irradiación. Los colores usados se han seleccionado únicamente para proporcionar un

contraste visual y de fácil identificación sobre la magnitud de la irradiación.

El recurso solar mostrado en los mapas corresponde a la irradiación sobre una superficie

horizontal. En aplicaciones fotovoltaicas es conveniente el trabajar con unidades de Wh en

lugar de joules que es la unidad de energía en el sistema internacional de unidades.

Para cada estado se identificó el valor mínimo y el valor máximo del recurso solar y dichos

valores se consideraron para elaborar el mapa que proporciona el recurso solar de

México. La Figura 3-3 muestra el mapa del recurso solar expresado en kWh/m2

considerando valores promedios diarios anuales. Es importante tener en consideración

que este mapa se recomienda usarlo exclusivamente para estimaciones preliminares

energéticas. Sin embargo, para estimaciones más precisas se debe de usar la base de

datos generada para cada municipio y/o ciudad importante en los estados.

Figura 3-2 Mapa de recurso solar de Baja California y Baja California Sur en kWh/m2.

S

N

EW

Recurso solar área Baja California

0

0 - 5.08

5.08 - 5.39

5.39 - 5.72

5.72 - 6.02

kWh/m2

Fuente: Elaboración propia con datos de la NASA (2012).

29

Figura 3-3 Recurso solar promedio anual de la República mexicana en kWh/m2.

500 0 500 1000 Miles

S

N

EW

Recurso solar promedio anual de la República Mexicana

kWh/m2

0 - 5.32

5.32 - 5.57

5.57 - 5.75

5.75 - 6.01

Fuente: Elaboración propia con datos de la NASA (2012).

3.3 Recomendaciones

Los datos de radiación solar que se presentan en las fuentes de información

recomendadas han sido obtenidos mediante modelos matemáticos que no son aplicables

de manera general, derivado de las variaciones climatológicas de una región a otra. Una

incertidumbre del 10% en el recurso solar puede inducir a incertidumbres de esa misma

magnitud en la estimación de los mercados potenciales de uso de tecnologías solares,

específicamente la fotovoltaica. Por tal motivo, se recomienda, en la medida de lo posible,

estimar esa incertidumbre a través de comparación de valores medidos en estaciones

meteorológicas estandarizadas con los valores generados por los modelos matemáticos.

30

Sin embargo, no siempre se tiene disponibilidad de datos obtenidos a través de

mediciones.

En México, el SMN cuenta con estaciones meteorológicas que incluyen sensores de

radiación solar, aunque no cuenta con una base de datos de irradiancia, dado que no ha

sido un parámetro meteorológico importante a considerar como es el caso de

temperatura, humedad y precipitación pluvial.

Debido al hecho de que la generación de electricidad mediante la tecnología fotovoltaica

depende del recurso solar, para estimaciones precisas es necesario contar con datos

medidos del recurso solar. Por esta razón se recomienda que las estaciones

meteorológicas del SMN, que cuenten con sensores de radiación solar, capturen los datos

correspondientes siguiendo la normatividad respectiva.

Con base en los datos proporcionados por los fabricantes de las tecnologías fotovoltaicas

de silicio monocristalino, silicio policristalino, silicio amorfo, telurio de cadmio y cobre

indio galio selenio respecto del coeficiente de perdida en la potencia derivado de la

temperatura, y usando la temperatura ambiente máxima, se ha determinado el

rendimiento térmico del módulo fotovoltaico correspondiente. En la Tabla 3-2 se

presentan los valores de irradiancia, temperatura y el rendimiento de las diferentes

tecnologías por estado:

31

Tabla 3-2. Valores de irradiancia, temperatura y el rendimiento de las diferentes tecnologías por estado.

Fuente: Elaboración propia con datos de NASA (2012), SMN (2012) y fabricantes de tecnología.

Estado Recurso Solar Promedio diario anual (kWh/m

2)

Temperatura promedio anual (°C)

Rendimiento de Tecnología Fotovoltaica (%)

Min max media min max media mono-Si poli-Si m/a-Si a-Si CdTe CIGS

Aguascalientes 4.38 6.88 5.88 8.30 26.30 17.20 86.59 88.68 93.69 86.98 93.43 87.73

Baja California 3.51 6.73 5.30 12.90 26.50 19.70 86.49 88.60 93.64 86.89 93.38 87.65

Baja Cal. Sur 3.70 8.01 5.86 15.70 29.90 22.80 84.75 87.24 92.82 85.33 92.53 86.36

Campeche 4.24 6.92 5.84 20.20 32.20 26.20 83.58 86.32 92.27 84.27 91.95 85.48

Chiapas 3.91 6.33 5.61 18.30 30.40 24.30 84.50 87.04 92.70 85.10 92.40 86.17

Chihuahua 3.52 7.55 5.69 9.30 26.80 18.00 86.33 88.48 93.57 86.75 93.30 87.54

Coahuila 3.50 6.88 5.26 13.00 28.30 20.60 85.57 87.88 93.21 86.06 92.93 86.97

Colima 4.67 7.29 5.81 18.80 31.60 25.20 83.88 86.56 92.42 84.54 92.10 85.71

Distrito Federal 4.61 6.38 5.42 10.50 23.60 17.00 87.96 89.76 94.34 88.22 94.10 88.75

Durango 3.86 7.23 5.71 7.90 26.00 17.00 86.74 88.80 93.76 87.12 93.50 87.84

México 4.44 6.74 5.57 6.50 21.60 14.00 88.98 90.56 94.82 89.14 94.60 89.51

Guanajuato 4.25 6.84 5.44 10.60 26.80 18.70 86.33 88.48 93.57 86.75 93.30 87.54

Guerrero 4.96 7.05 5.93 17.80 31.20 24.40 84.09 86.72 92.51 84.73 92.20 85.86

Hidalgo 3.79 6.24 5.04 9.60 24.70 17.10 87.40 89.32 94.07 87.72 93.83 88.33

Jalisco 3.88 6.63 5.89 12.40 28.40 20.30 85.52 87.84 93.18 86.02 92.90 86.93

Michoacán 4.73 7.16 5.92 9.90 26.70 18.30 86.38 88.52 93.59 86.80 93.33 87.57

Morelos 4.69 6.78 5.69 13.80 29.40 21.50 85.01 87.44 92.94 85.56 92.65 86.55

Nayarit 4.32 7.40 5.87 17.70 32.50 25.00 83.43 86.20 92.20 84.13 91.88 85.37

Nuevo León 3.57 6.87 5.32 14.40 28.50 21.40 85.47 87.80 93.16 85.97 92.88 86.89

Oaxaca 4.53 6.98 5.75 17.40 29.80 23.60 84.80 87.28 92.85 85.37 92.55 86.40

Puebla 3.97 6.58 5.25 10.00 24.30 17.10 87.61 89.48 94.17 87.90 93.93 88.49

Querétaro 4.20 6.74 5.53 10.60 25.80 18.20 86.84 88.88 93.81 87.21 93.55 87.92

Quintana Roo 3.88 6.53 5.36 21.10 31.60 26.40 83.88 86.56 92.42 84.54 92.10 85.71

San. Luis Potosí 3.97 6.88 5.48 14.90 29.10 22.00 85.16 87.56 93.02 85.69 92.73 86.66

Sinaloa 3.97 7.73 6.01 16.40 32.50 24.40 83.43 86.20 92.20 84.13 91.88 85.37

Sonora 3.46 7.23 5.50 13.10 30.60 21.80 84.39 86.96 92.66 85.00 92.35 86.09

Tabasco 3.60 6.11 4.94 21.30 30.90 26.10 84.24 86.84 92.58 84.87 92.28 85.98

Tamaulipas 3.42 6.55 5.08 17.00 20.50 23.20 89.55 91.00 95.08 89.65 94.88 89.93

Tlaxcala 4.43 6.14 5.30 5.70 22.70 14.10 88.42 90.12 94.55 88.64 94.33 89.09

Veracruz 4.31 6.99 5.72 17.10 27.50 22.30 85.98 88.20 93.40 86.43 93.13 87.27

Yucatán 4.08 6.73 5.62 19.20 31.80 25.50 83.78 86.48 92.37 84.45 92.05 85.64

Zacatecas 4.02 6.96 5.51 7.40 25.40 16.40 87.05 89.04 93.90 87.40 93.65 93.77

32

4. Análisis del potencial de tecnologías solares fotovoltaicas. Recomendaciones técnicas

4.1 Situación actual de la tecnología comercial en México

La tecnología fotovoltaica se ha venido comercializando y usando en México desde hace

más de 30 años en aplicaciones en el ámbito rural, zonas urbanas, zonas remotas o

aisladas. Dentro de estas, las aplicaciones rurales son las que más se han fomentado por

los diferentes organismos e instituciones, debido a la falta de cobertura de la red eléctrica

convencional, siendo relevantes los siguientes programas:

Electrificación de clínicas rurales del IMSS de 1980-1984.

Electrificación básica rural con celdas solares de 1988 a 1994; Programa PRONASOL

del Gobierno Federal.

Electrificación comunitaria con sistemas híbridos eólico - fotovoltaico: Proyectos

Particulares desde 1990 a la fecha; Proyecto de Xcalak, Q. Roo. en 1990; Proyecto

de San Juanico en Baja California administrado por CFE desde 1994; Proyecto

Maruata Michoacán: Producción de hielo y refrigeración en 1994; Proyecto Puerto

Lobos Sonora: Agua Potable, Hielo y Refrigeración en 1994.

Programa de Energías Renovables para México para el Bombeo de Agua con

Tecnología Fotovoltaica 1994-2004 (México Renewable Energy Program, MREP),

financiado por la Agencia Interamericana de Desarrollo de Estados Unidos, USAID

(por sus siglas en inglés).

Programa de Energías Renovables para la Agricultura, PERA (ANES, 2007), llevado a

cabo por el Fideicomiso de Riesgo Compartido entidad técnica de la SAGARPA

desde 2000-2006, para el bombeo de agua y fortalecimiento de proyectos

productivos agropecuarios, financiado por el Banco Mundial a través del Global

Enviroment Facility.

33

Proyectos de Sistemas de Interconexión a la Red Particulares e Institucionales

desde 1997 a la fecha.

Proyectos de Sistemas de Interconexión a la Red de CFE desde 2007 a la fecha.

Programa de Bioenergías y Fuentes Alternativas 2011 de Fideicomiso de Riesgo

Compartido-SAGARPA.

Programa de Fomento de Sistemas Fotovoltaicos en México PROSOLAR impulsado

por la Secretaria de Energía SENER en julio del 2012.

En todos los casos los proyectos han sido sistemas autónomos, los cuales han tenido una

componente social y, algunos de ellos, una componente de validación técnica y

económica. La mayoría de ellos fueron concebidos para aplicaciones domésticas,

agropecuarias, comunicación, entre otros. De 1997 a la fecha se estima una potencia

instalada acumulada de 21 MW (Matsumoto et al, 2007; SENER, 2008). Para el caso de los

sistemas interconectados a la red, no se han implementado programas que fomenten el

uso de la tecnología fotovoltaica en el ámbito urbano. Sin embargo, en la última década

las siguientes empresas han decidido invertir en este tipo de tecnología en el esquema de

autoabastecimiento (SENER, 2012b):

Bodega Aurrera en Aguascalientes, 174 kWp DESMEX (comercio).

L’Oreal de México con 80 kWp (industria).

CONAFOR en Guadalajara, Jalisco, 145 kWp (comercio).

Grupo México en Sonora, 81.3 kWp (industria).

Sistema de Interconexión Saltabarranca en Michoacán, 100 kWp (comercio).

Santa Rosalía en Baja California, (CFE) 1 MWp (industria).

Centro de Energía en Durango, 500 kWp (servicios).

Cerro Prieto, Sonora, 5.0 MW CFE (industria).

SAM’s Club Cola de Ballena, La Paz, BCS, 200.5 kW (comercio).

34

Aunado a lo anterior, la demanda de sistemas residenciales se ha incrementado

notablemente, sobre todo por usuarios con tarifa de alto consumo (DAC), que al instalar

un SFV reducen su consumo eléctrico pasando a una tarifa de menor precio.

Aunque desde 1983 a 1994 solo existían en México 2 empresas que importaban módulos

desde Estados Unidos, los programas implementados han traído como consecuencia un

incremento en proveedores, distribuidores e instaladores de SFVs que a la fecha, y según

una investigación en los medios de comunicación, se ha identificado un total de 117

empresas, muchas de ellas agrupadas en la Asociación Mexicana de Proveedores de

Energías Renovables A.C. (AMPER, 2012) y directorio telefónico. Estas empresas así como

las dos industrias ensambladoras de módulos dan forma a la industria fotovoltaica en

México. Estas empresas, así como las dos industrias ensambladoras de módulos dan

forma a la industria fotovoltaica en México.

Hay cinco tecnologías fotovoltaicas que se comercializan a nivel Mundial que son silicio

cristalino (monocristal y policristal), silicio amorfo (celda sencilla, doble celda y triple

celda), telurio de cadmio, CIGS (Cobre Indio Galio Selenio), HIT (Heterounión con capa

intrínseca). La Figura 4-1 muestra la aportación de cada una de las tecnologías al mercado

internacional. En ella se puede observar que la tecnología que más se fabrica y se vende

es la de silicio policristalino con 57%, seguido por la tecnología monocristalina con el

30.9%. La tecnología fotovoltaica que se comercializa en México se importa de muchas

regiones del mundo, entre las que destacan, Asia (China, Taiwán, Corea, Japón), América

del norte (E.U.A., Canadá), Europa (Alemania, España, Italia), y prácticamente el perfil de

tecnología comercializada es el mismo que a nivel mundial. Según datos proporcionados

por la Asociación Nacional de la Energía Solar y la SENER se ha estimado a la fecha una

capacidad fotovoltaica de 32 MW.

35

Figura 4-1 Aportación de tecnologías en el mercado internacional.

Fuente: Photon la revista fotovoltaica (2012).

4.2 Análisis de costos comparados con el mercado internacional

Como ya se ha mencionado con anterioridad, existen empresas en México que han

decidido invertir en proyectos con SFV bajo un esquema de autoabastecimiento, derivado

principalmente de lo siguiente:

36

La Ley del Impuesto Sobre la Renta (LISR) que en su artículo 32 fracción XXVI (DOF,

2004) especifica que los contribuyentes del ISR que inviertan en maquinaria y

equipo para la generación de energía proveniente de fuentes renovables, pueden

deducir el 100% de la inversión en un solo ejercicio fiscal (SHCP, 2012).

La normatividad actual para la interconexión de sistemas fotovoltaicos al sistema

eléctrico nacional10, las cuales han sido emitidas por la Comisión Reguladora de

Energía (CRE).

Reducción de precios en la tecnología fotovoltaica (Solarbuzz, 2012).

Estos tres factores han propiciado que muchas empresas estén considerando a la

tecnología fotovoltaica como una oportunidad para hacer negocio en las áreas de

importación, comercialización, venta e instalación de producto. Asimismo, ha motivado a

dos grupos de industriales, los cuales han puesto en operación plantas ensambladoras

para la fabricación de módulos fotovoltaicos, una instalada en Irapuato, Gto., llamada

SOLARTEC S.A. de C.V., y la otra, instalada en San Andrés Tuxtla, Ver, llamada Energías

Renovables de México S.A. de C.V. (ERDM), ambas con una producción anual superior a

los 20 MW.

10 Para mayor detalle sobre estos instrumentos regulatorios, favor de consultar la sección 2 del presente

documento.

37

5. Análisis de la implementación de SFV por sector

5.1 Sector Industrial

5.1.1 Introducción

El sector industrial en México ha sido el de mayor consumo de electricidad en el periodo

1990 – 2010. Como se puede observar en la Figura 5-1, éste se incrementó de 51.5 TWh a

107.8 TWh con una tasa media de crecimiento anual (TMCA) de 3.8%. De esta forma, el

sector industrial representó 57% de la demanda final de electricidad en el año 2010.

Figura 5-1 Consumo de energía eléctrica en el sector industrial 1990-2010.

Fuente: SENER (2012c).

Como energético, la electricidad ha incrementado su participación de forma importante

en el sector industrial, ya que del año 1990 al 2010 aumento de 16.8% a 28.4% del total

de la energía consumida por este sector (Véase la Figura 5-2).

38

Figura 5-2 Proporción del consumo de electricidad del total de energía del sector industrial, 1990 y 2010.


Por otro lado, y de acuerdo a la desagregación del Balance Nacional de Energía, el

consumo de electricidad por subsector en el sector industrial se da predominantemente

en las industrias de Siderurgia, Minería, Química, Cemento, Celulosa y papel, Automotriz,

Vidrio, y en proporciones menores por las industrias de Cerveza y malta, Aguas envasadas,

Aluminio, Construcción, Hule, Fertilizantes, Azúcar y Tabaco (Véase la Figura 5-3). El

subsector de otras ramas registró una participación importante, aunque en el Balance no

se presenta un desglose detallado de las industrias incluidas.

39

Figura 5-3 Consumo de electricidad por subsector, 1990 y 2010.


De acuerdo con la Prospectiva Oficial del Sector Eléctrico, se espera que el sector

industrial crezca a una TMCA de 4.7% en el periodo 2011 – 2026 (SENER, 2012d).

5.1.2 La Industria Manufacturera en México

La Industria Manufacturera está constituida desde empresas muy pequeñas hasta grandes

conglomerados, de acuerdo con los productos que se elaboran en ellas; esta industria se

clasifica en nueve divisiones de actividad:

40

I. Productos alimenticios, bebidas y tabaco: Carnes y lácteos, preparación de frutas y

legumbres, molienda de trigo, molienda de maíz, beneficio y molienda de café,

azúcar, aceites y grasas comestibles, alimentos para animales, otros productos

alimenticios, bebidas alcohólicas, cerveza y malta, refrescos y aguas y tabaco.

II. Textiles, prendas de vestir e industria del cuero: Hilados y tejidos de fibras blandas

y duras, otras industrias textiles, prendas de vestir, cuero y calzado.

III. Industria de la madera y productos de la madera: Aserraderos, triplay y tableros,

otros productos de madera y corcho.

IV. Papel, productos del papel, imprentas y editoriales: Papel y cartón, imprentas y

editoriales.

V. Sustancias químicas, derivados del petróleo, productos del caucho y plásticos:

Petróleo y derivados, petroquímica básica, química básica, fertilizantes, resinas

sintéticas y fibras químicas, productos farmacéuticos, jabones, detergentes y

cosméticos, otros productos químicos, productos de hule y artículos de plástico.

VI. Productos de minerales no metálicos, exceptuando derivados del petróleo y del

carbón: Vidrio y productos de vidrio, cemento hidráulico y productos a base de

minerales no metálicos.

VII. Industrias metálicas básicas: Industrias básicas de hierro y acero e Industrias

básicas de metales no ferrosos.

VIII. Productos metálicos, maquinaria y equipo: Muebles metálicos, productos

metálicos estructurales, otros productos metálicos, maquinaria y equipo no

eléctrico, maquinaria y aparatos eléctricos, aparatos electrodomésticos, equipos y

aparatos electrónicos, equipos y aparatos eléctricos, vehículos automotores,

carrocerías, motores, partes y accesorios para vehículos automotores y equipo y

material de transporte.

IX. Otras industrias manufactureras.

41

Durante el periodo 1993-2010, el Producto Interno Bruto (PIB) de este sector creció a una

TMCA del 2.8%. Como se observa en la Figura 5-4, para los años 1994 y 2010, así como los

periodos 1996-2000 y 2004-2007, se tuvo un crecimiento sostenido, no así para los demás

años.

Figura 5-4 Producto Interno Bruto de la Industria Manufacturera en México, 1993-2010.

Fuente: Cálculos propios con datos de INEGI (2012b).

En el año 2010, el PIB de la Industria Manufacturera fue de 149,624 millones de USD 2007,

lo que representó el 17.3% del PIB Nacional. En la Figura 5-5 se muestra el porcentaje de

participación de las nueve divisiones respecto al PIB de este sector11.

11 Considerando que para el año 2010 se tuvo el mismo porcentaje de participación por división que en el

año 2008.

42

Figura 5-5 Porcentaje de participación respecto al PIB de la Industria manufacturera en México, 2010.

Fuente: Cálculos propios con datos de INEGI (2012b).

Como se muestra en la Figura 5-6, el 86.4% del PIB de la Industria Manufactura es

aportado por quince Entidades Federativas de la República Mexicana. El Estado de

México, Nuevo León, el Distrito Federal, Jalisco y Coahuila son los que mayor participación

tienen, aportando 13.5%, 9.6% y 7.3% 7.2%, y 6.5% respectivamente; le siguen Veracruz y

Guanajuato con 5.9%, Chihuahua, Puebla y Baja California con el 5.6%, 4.9% y 4.3%

respectivamente. Finalmente, con una menor proporción se encuentra Sonora con 3.8%,

Querétaro 3.6%, Tamaulipas 3.1%, San Luis Potosí 2.7% e Hidalgo con 2.5%.

5.1.2.1 Intensidad energética

La Intensidad energética por el consumo de electricidad en México fue de 2.46 MJ/USD

2007 en el año 2010. Sin embargo, y como se muestra en la Figura 5-7, a nivel de actividad

43

industrial, este valor va desde 1.29 MJ/USD 2007, para el caso de la Industria de la madera

y productos de la madera, hasta 6.04 MJ/USD 2007 en el caso de las industrias metálicas

básicas.

Figura 5-6 Distribución porcentual del PIB de la Industria Manufacturera de las Entidades Federativas más representativas.

Fuente: Elaboración propia con datos de INEGI (2012).

5.1.3 Sistema tarifario del Sector Industrial

Las tarifas aplicables al sector industrial son las de uso general y se clasifican de acuerdo a

la tensión en la que se suministran. Estas tarifas tienen entre sí diferencias en sus

estructuras y cargos. La tarifa O–M tiene un cargo por demanda y un cargo por energía,

mientras que el resto corresponde a tarifas horarias las cuales tienen cargos por energía y

demanda por cada periodo horario. En la Tabla 5-1 se presenta una clasificación general

de éstas tarifas, así como los cargos aplicables.

44

Figura 5-7 Intensidad energética del sector manufacturero en México, 2010.

Fuente: Elaboración propia con datos de INEGI (2012) y CFE (2012a).

Tabla 5-1 Tarifas aplicables al Sector Industrial en México.

Tarifa Tensión Límite de demanda

(kW)

Cargos

Demanda máxima

Demanda horaria

Energía total

Energía horaria

O - M

Media12

< 100 - -

H – M H - MC

> 100 - -

H - S Alta subtransmisión

13

N/A - - H - SL

H – T Alta transmisión

14 N/A - -

H - TL

Fuente: Elaboración propia con datos de CFE (2012b).

12 De 2.4 kV a 34.5 kV.

13 De 69 kV a 161 kV.

14 De 230 kV a 400 kV.

45

Por otro lado, estas tarifas varían a lo largo del año ya que están sujetas a diferentes

horarios y regiones tarifarias15.

5.1.3.1 Cálculo de la demanda máxima medida y la energía consumida

En el caso de la Tarifa O-M, la demanda máxima medida se calcula mensualmente por

medio de instrumentos de medición, que indican la demanda media en kilowatts, durante

cualquier intervalo de 15 minutos, en el cual el consumo de electricidad sea mayor que en

cualquier otro intervalo de 15 minutos en el periodo de facturación. Adicionalmente al

cargo por la demanda máxima medida y la energía total consumida, existe un cargo

mínimo mensual equivalente a 10 veces el cargo por la demanda máxima medida.

5.1.3.2 Cálculo por demanda facturable y energía consumida en los

diferentes periodos horarios

Los cargos aplicables a las Tarifas H - M, HM - C, H - S, H - SL, H - T y H - TL incluyen un

cargo por demanda facturable, así como los cargos correspondientes por la energía

consumida en cada uno de los diferentes periodos horarios (punta, semipunta, intermedia

y de base). Estos periodos se definen en cada una de las regiones tarifarias y para distintas

temporadas del año. Además de los cargos mencionados con anterioridad, existe un cargo

mínimo mensual equivalente al cargo por demanda facturable al 10% de la demanda

contratada16.

15 Para mayor detalle sobre las diferentes temporadas y horarios de las tarifas aplicables al sector industrial

se recomienda consultar las siguientes ligas de internet: http://www.cfe.gob.mx/Industria/ConoceTuTarifa/Paginas/Conoce-tu-tarifa.aspx. http://www.cfe.gob.mx/Industria/ConoceTuTarifa/Paginas/Disposiciones-complementarias.aspx 16

Para mayor detalle sobre el cálculo de la demanda facturable en cada una de las tarifas, se recomienda consultar la liga de internet: http://www.cfe.gob.mx/Industria/ConoceTuTarifa/Paginas/Conoce-tu-tarifa.aspx

46

5.1.4 Consumo de electricidad por tarifa

En la Error! Reference source not found. y en la Figura 5-8 se muestra la distribución de

usuarios y consumo de electricidad por tarifa en el sector industrial en México en el año

2010. A nivel nacional, durante ese año existieron 236,870 usuarios industriales y su

consumo por tarifa se diferencia fuertemente como se describe a continuación: La mayor

parte de los usuarios del sector industrial se encuentran en media tensión, en donde las

tarifa O-M y H – M representaron poco más del 99.5% del total de usuarios; sin embargo,

esta cantidad de usuarios consumieron aproximadamente dos terceras partes de la

electricidad demandada por el sector. Por el contario, el menor número de usuarios se

ubicó en las tarifas de alta tensión (H - S, H - SL, H - T y H - TL), con menos del 0.4% del

total, pero en conjunto representaron poco más de una tercera parte de la electricidad

requerida por este sector.

Tabla 5-2 Consumo promedio mensual por usuario y por tarifa en el sector industrial en México, 2010.

Tarifa Número de usuarios % de usuarios Consumo de electricidad (GWh) % de consumo

O-M 178,505 75.36% 12,491.71 12.20%

H-M 57,459 24.26% 55,071.97 53.77%

H-MC 101 0.04% 66.00 0.06%

H-S 421 0.18% 8,610.57 8.41%

H-SL 298 0.13% 12,110.62 11.82%

H-T 58 0.02% 5,016.47 4.90%

H-TL 28 0.01% 9,056.49 8.84%

Total Nacional 236,870 100.00% 102,423.83 100.00%

Fuente: Cálculos propios con datos de CFE (2012a).

5.1.4.1 Tarifa O - M

En la Figura 5-9 se muestra el consumo de electricidad y el número de usuarios por

entidad federativa para la tarifa O-M. Del total de usuarios en el sector industrial, los de

esta tarifa representaron el 75.36 % (178,505) y un consumo anual de electricidad de

47

12,492 GWh (12.20% del consumo total del sector). De todos los usuarios de esta tarifa, el

64% se concentró en 10 estados (Nuevo León, Jalisco, Tamaulipas, Chihuahua, Baja

California, Guanajuato, Sonora, Coahuila, Veracruz y Sinaloa). No obstante, en términos de

los requerimientos de electricidad, 8 de estas 10 entidades federativas, además del Estado

de México y el Distrito Federal presentaron los mayores consumos, siendo los estados de

Nuevo León, Jalisco y Tamaulipas los principales consumidores con casi una cuarta parte

de los requerimientos en esta tarifa.

Figura 5-8 Proporción de usuarios y consumo de electricidad por tarifa en el sector industrial en México, 2010.

Fuente: Elaboración propia con datos de CFE (2012a).

48

Figura 5-9 Número de usuarios y consumo anual de electricidad por entidad federativa para la Tarifa O-M, 2010.


5.1.4.2 Tarifa H - M

Como se puede observar en la Figura 5-10, del total de usuarios en el sector industrial, los

usuarios de la tarifa H - M representaron el 24.26 % (57,459) y un consumo anual de

electricidad de 55,072 GWh (53.77% del consumo total del sector). El 65.4% de los

usuarios se concentró en 10 entidades federativas (Nuevo León, Tamaulipas, Distrito

Federal, Estado de México, Chihuahua, Coahuila, Quintana Roo, Baja California y Sonora).

Sin embargo, en términos de los requerimientos de electricidad, 8 de estas 10 entidades

49

federativas, además de los Estados de Guanajuato y Puebla presentaron los mayores

consumos, siendo el Estado de México, el Distrito Federal y Nuevo León los principales

consumidores con casi una tercera parte de los requerimientos en esta tarifa.

Figura 5-10 Número de usuarios y consumo anual de electricidad por entidad federativa para la Tarifa H-M, 2010.


5.1.4.3 Tarifa H - MC

Dado que la tarifa H-MC solo se aplica en las Regiones de Baja California y Noroeste, esta

fue la que presentó el menor número de usuarios de las tarifas en media tensión. Como

50

se puede observar en la Figura 5-11, del total de usuarios en el sector industrial, los de

esta tarifa representaron una participación marginal del 0.04% (101) y un consumo anual

de electricidad de 66 GWh (0.06% del consumo total del sector). Los estados de Baja

California y Sinaloa cada uno contribuyeron con 47.5% de todos los usuarios de esta tarifa,

siendo el estado de Baja California Norte el de mayor consumo de electricidad con poco

más de tres cuartas partes de los requerimientos en esta tarifa.

Figura 5-11 Número de usuarios y consumo anual de electricidad por entidad federativa para la Tarifa H-MC, 2010.


51

5.1.4.4 Tarifa H - S


entidad federativa para la tarifa H - S. Del total de usuarios en el sector industrial, estos

representaron el mayor número en las tarifas de alta tensión (421), equivalente a 0.18%

del total en el sector industrial, así como un consumo anual de electricidad de 8,611 GWh

(8.41% del total del sector).

Figura 5-12 Número de usuarios y consumo anual de electricidad por entidad federativa para la Tarifa H-S, 2010.


De todos los usuarios de esta tarifa, el 77% se concentró en 10 estados (Nuevo León, Baja

California, Jalisco, Tamaulipas, Coahuila, Chihuahua, Estado de México, Veracruz, San Luis

52

Potosí y Sonora). No obstante, en términos de los requerimientos de electricidad, 8 de

estas 10 entidades federativas, además del Distrito Federal y el Estado de Puebla

presentaron los mayores consumos, siendo el Estado de México, Nuevo León y Tamaulipas

los principales consumidores con poco más de 38% de los requerimientos en esta tarifa.

Tarifa H - SL

Figura 5-13, del total de usuarios en el sector industrial, los usuarios de la tarifa H - SL

representaron 0.13% (298), así como un consumo anual de electricidad de 12,111 GWh

(11.82% del consumo total del sector), el mayor entre todas las tarifas de alta tensión y

muy cercano al consumo de la tarifa O - M. El 77.2% de los usuarios se concentró en 10

estados (Nuevo León, Tamaulipas, San Luis Potosí, Jalisco, Querétaro, Baja California,

Coahuila, Veracruz, Guanajuato, Chihuahua). Sin embargo, en términos de los

requerimientos de electricidad, 8 de estas 10 entidades federativas, además del Estado de

México y Colima presentaron los mayores consumos, siendo el Estado de México,

Veracruz, Nuevo León y Jalisco los principales consumidores con 43.1% de los

requerimientos en esta tarifa.

5.1.4.5 Tarifa H - T


entidad federativa para la tarifa H-T. Del total de usuarios en el sector industrial, los de

esta tarifa representaron el 0.02 % (58) y un consumo anual de electricidad de 5,016 GWh

(4.9% del consumo total del sector), el menor entre todas las tarifas en alta tensión y a

nivel nacional. De todos los usuarios de esta tarifa, el 67.2% se concentró en 10 estados

(Baja California, San Luis Potosí, Tamaulipas, Estado de México, Coahuila, Guanajuato,

Nuevo León, Sonora, Veracruz y Chihuahua).

53

Figura 5-13 Número de usuarios y consumo anual de electricidad por entidad federativa para la Tarifa H-SL, 2010


No obstante, en términos de los requerimientos de electricidad, 5 de estas 10 entidades

federativas, además de Tlaxcala, el Distrito Federal, Jalisco, Hidalgo y Zacatecas

presentaron los mayores consumos, siendo los estados de Coahuila y Guanajuato los

principales consumidores con casi la mitad de los requerimientos en esta tarifa.

54

Figura 5-14 Número de usuarios y consumo anual de electricidad por entidad federativa para la Tarifa H-T, 2010.


5.1.4.6 Tarifa H - TL

Como se puede observar en la Figura 5-15, del total de usuarios en el sector industrial, los

usuarios de la Tarifa H - TL representaron una participación marginal de 0.01% (28), la

cual, a pesar de que corresponde a la menor participación entre las tarifas en alta tensión,

presentó un consumo anual de electricidad de 9,056 GWh (8.84% del consumo total del

sector), incluso superior al de la tarifa H - S. El 60.7% de los usuarios se concentró en 5

estados (Hidalgo, Sonora, Baja California, Puebla y Veracruz). Sin embargo, en términos de

55

los requerimientos de electricidad, los estados de Michoacán, Coahuila y Sonora

presentaron los mayores consumos con casi la mitad de los requerimientos en esta tarifa.

Figura 5-15 Número de usuarios y consumo anual de electricidad por entidad federativa para la Tarifa H-TL, 2010.


5.1.5 Potencial técnico de los SFVI en el sector industrial en México

El potencial técnico de los SFVI en el sector industrial fue calculado considerando como

casos de estudio a los usuarios de las tarifas horarias en media (H – M) y alta tensión (H –

S, H - SL, H – T y H – TL), ya que en su conjunto representaron casi 90% del consumo total

56

del sector, además de que presumimos reflejan mejor los distintos costos de generación

del SEN. Es por esta razón que, para el caso de las tarifas en media tensión, no se tomaron

en consideración a los usuarios de las tarifas O – M, los cuales solo pagan una tarifa única

por unidad de energía consumida, así como los usuarios de las tarifas H – MC, los cuales, a

pesar de que corresponden a una tarifaria horaria, solo representaron una proporción

marginal del consumo total del sector.

5.1.5.1 Consideraciones metodológicas

Para estimar el potencial técnico de los SFVI por entidad federativa se utilizaron las

siguientes consideraciones metodológicas:

Se recopiló información sobre las ventas de electricidad en el sector industrial y las curvas de carga del SEN correspondientes al año 2010. Las ventas de electricidad

contienen información sobre el consumo por tarifa en las 32 entidades federativas (31 (31 Estados y el Distrito Federal). Las curvas de carga corresponden a las 9 regiones en

en las que está divida el SEN: Baja California, Norte, Noreste, Noroeste, Occidental, Oriental, Central, Sureste y Peninsular (Ver

1. Figura 5-16 y Tabla 5 - 3).

2. Para determinar el consumo de electricidad en el sector industrial, las curvas de

carga fueron relacionadas con las ventas de electricidad por entidad federativa y

por tarifa. De este modo, se obtuvo el consumo horario por tarifa industrial por día

para consecuentemente obtener el consumo horario anual.

3. Una vez conocido el consumo horario por día y por tarifa, se consideró que el SFV

podría abastecer la electricidad requerida únicamente en el periodo comprendido

entre las 9 y 14 horas de todos los días del año, por lo que el sistema no tendrá

capacidad para entregar excedentes de electricidad a la red.

57

4. Con base en la información anterior, se construyó y alimentó un modelo de cálculo

en Excel, obteniéndose así el potencial de SFVI que es factible de instalar desde el

punto de vista técnico en las diferentes entidades federativas del país.

5. Finalmente, se realizó una desagregación de este potencial a nivel de actividades

de la industria manufacturera. Para ello, se utilizó la información contenida en el

Censo Económico 2009, incluyendo el número de unidades económicas (empresas)

y el gasto total de las empresas por consumo de electricidad.

Figura 5-16 Áreas de control del SEN.

500 0 500 1000 Miles

S

N

EW

Clasificación por áreas de control según CFE

Áeas de control

Baja California

Central

Noreste

Noroeste

Norte

Occidental

Oriental

Peninsular

Sureste

Fuente: Elaboración propia con información de CFE (2011).

58

Tabla 5-3 Distribución de las entidades federativas de acuerdo con las áreas de control de CFE.

Área de control Entidades federativas

Baja California Baja California, Baja California Sur

Central Guerrero, Puebla, Tlaxcala, Hidalgo, México, Distrito Federal, Morelos, Querétaro

Noreste Nuevo León, Tamaulipas

Noroeste Sonora, Sinaloa

Norte Chihuahua, Durango, Coahuila

Occidental Aguascalientes, Michoacán, Colima, Nayarit, San Luis Potosí, Guanajuato Zacatecas, Jalisco

Oriental Veracruz

Peninsular Campeche, Yucatán, Quintana Roo

Sureste Tabasco, Chiapas, Oaxaca

Fuente: Cálculos propios con datos de CFE (2012a).

5.1.5.2 Supuestos principales

Los supuestos principales utilizados para estimar el potencial técnico de SFVI se presentan

a continuación:

1. Año de referencia 2010 (Para el caso del Censo Económico, se asume que la

proporción del gasto total de las empresas por consumo de energía eléctrica en el

año 2009 —último Censo disponible—se mantuvo para el siguiente año).

2. Recurso solar promedio por estado (horas solares pico).

3. Tecnología SFV: Silicio cristalino, eficiencia 16%.

4. Se considera que el SFV no usa batería, puesto que estará interconectado a la red

de distribución o transmisión/ subtransmisión de electricidad.

59

5. Eficiencia global del sistema (performance ratio): 88%

6. Para el cálculo de la eficiencia global del sistema se consideró una pérdida máxima

de conductividad en cables del 3%, una eficiencia del inversor del 95% y pérdidas

de potencia del panel fotovoltaico conforme aumenta la temperatura del medio

ambiente.

7. Finalmente, se asumió que el área necesaria para instalar un SFVI con una

capacidad de 1 kWp con tecnología mono cristalina es de 9 m2.

8. Se consideraron proyectos de generación distribuida bajo la figura de

autoabastecimiento y en la modalidad de autoabastecimiento local (i.e. instalados

en los techos u otra área disponible dentro de la industria, pero que no requieren

de la construcción de infraestructura adicional o del uso de las líneas de la CFE

para llevar la electricidad a las cargas). De esta forma, además del permiso de

generación de electricidad (en el caso de SFVI con capacidades mayores de 500

kW) solo se requiere de la interconexión con el Sistema Eléctrico Nacional (CIFER-

ME o CIFER-PE) para efectos de respaldo y/o suministro normal de electricidad

cuando el SFVI no esté generando energía, ya sea por mantenimiento o por

intermitencia del recurso solar (días nublados y/o durante la noche).

5.1.5.3 Resultados

En México existe un potencial técnico de SFVI estimado en 11,259 MW, el cual podría ser

instalado en el sector industrial (véase la Figura 5-17). En lo que respecta a las tarifas, del

potencial total identificado 6,801 MW (60%) corresponde a usuarios en media tensión de

la tarifa H-M, mientras que los 4,457 MW restantes (40%) se distribuye entre usuarios de

alta tensión como sigue: 1,070 MW (10%) a la tarifa H-S, 1,488 MW (13%) a la tarifa H-SL,

635 MW (6%) a la tarifa H-T y 1,265 MW (11%) a la tarifa H-TL.

60

Figura 5-17 Potencial técnico de SFVI en el sector industrial por entidad federativa.

Fuente: Elaboración propia.

A nivel de entidades federativas, 14 estados y el Distrito Federal representan el 83% del

potencial técnico identificado. El Estado de México y Nuevo León concentran alrededor de

una cuarta parte de este potencial, seguidos por el Distrito Federal, Coahuila, Jalisco, Baja

61

California Norte, Guanajuato y Veracruz. Estos 8 estados y el Distrito Federal representan

poco más de la mitad del potencial identificado en el sector industrial. El potencial

restante se distribuye prácticamente de forma equitativa en los Estados de Tamaulipas,

Chihuahua y Puebla (12.92%), así como en los Estados de Sonora, Michoacán y San Luis

Potosí (10%). Finalmente, el Estado de Querétaro concentra el 3% del potencial restante.

Figura 5-18 Distribución porcentual por entidad federativa y por nivel de tarifa con el mayor potencial de SFVI en el sector industrial.


Asimismo, de las 15 entidades federativas que representan casi el 83% del potencial

técnico identificado, siete estados (Estado de México, Nuevo León, Jalisco, Tamaulipas,

Chihuahua, Baja California y Querétaro) y el Distrito Federal concentran más del 60% de su

potencial estimado en tarifas en media tensión. Por el contrario, en 5 de los Estados

restantes (San Luis Potosí, Michoacán, Veracruz, Guanajuato y Coahuila), la mayor parte

del potencial técnico se encuentra en las diferentes tarifas en alta tensión (véase la Figura

62

5-18). Únicamente en los Estados de Sonora, Puebla y Guanajuato, se observa una

distribución del potencial prácticamente equitativa entre ambas tarifas (media y alta

tensión).

La Figura 5 - 19 muestra la distribución del potencial técnico de SFVI en el sector industrial

por actividades de manufactura. Como se puede observar, las actividades con un potencial

significativo varían dependiendo de la entidad federativa. Las industrias alimentaria, del

papel y del plástico y del hule tienen una participación importante en las 15 entidades

federativas con mayor potencial, mientras que la fabricación de productos metálicos no es

significativa únicamente en el Estado de Puebla. Le siguen la fabricación de productos a

base de minerales no metálicos (excepto en Tamaulipas y Michoacán), las industrias

metálicas básicas (excepto en Tamaulipas y Querétaro), la fabricación de equipos de

transporte (excepto en Veracruz y Michoacán), la industria química (excepto Chihuahua,

Baja California, Sonora y San Luis Potosí) y la de aparatos eléctricos y equipos de

generación de energía eléctrica (México, Jalisco, Veracruz, Puebla y Michoacán).

En términos de magnitud, el potencial técnico está concentrado en 9 actividades de

manufactura y en su conjunto representan casi dos terceras partes del total identificado.

Las Industrias metálicas básicas, la industria química y la fabricación de equipos de

transporte tienen un potencial cercano a 3,544 MW (31.47%), mientras que la industria

alimentaria, la industria del plástico y del hule, la fabricación de productos a base de

minerales no metálicos, la industria del papel y la fabricación de productos no metálicos

representan 3,674 MW (32.63%). Por su parte, las actividades para la fabricación de

aparatos eléctricos y equipos de generación de energía eléctrica, equipo de computación,

comunicación, medición y de otros, fabricación de insumos y acabados textiles, bebidas y

tabaco y la fabricación de maquinaria y equipo representan un potencial de 1,241 MW

(11.02%). Finalmente, el resto de las actividades de manufactura tienen un nicho de

oportunidad cercano a 855 MW (7.60%), completando así los 9,313 MW identificados en

las 15 entidades federativas con el mayor potencial técnico a nivel nacional.

63

Figura 5-19 Distribución porcentual por entidad federativa y por actividades de manufactura con mayor potencial de SFVI.


64

En la Figura 5-20 se muestran las emisiones de CO2e que podrían ser evitadas por la

instalación del potencial técnico, identificado en las diferentes tarifas del sector industrial,

las cuales podrían representar un total acumulado de aproximadamente 196 MtCO2e

durante la vida útil de los sistemas (20 años) considerando un factor de emisión para el

sector eléctrico en México para el año 2010 reportado por el Programa GEI México (2011).

Figura 5-20 Emisiones de CO2e evitadas por Entidad Federativa asociadas a la instalación del potencial técnico de SFVI en el sector industrial en México


Como se puede observar, 10 Entidades Federativas (Estado de México, Nuevo León,

Distrito Federal, Coahuila, Jalisco, Veracruz, Guanajuato, Baja California Norte, Chihuahua

y Tamaulipas) representan cerca de dos terceras partes de las emisiones de CO2e que

podrían ser evitadas por la instalación de los SFVI.

65

5.1.6 Potencial técnico - económico de los SFVI en el sector industrial en México

5.1.6.1 Consideraciones metodológicas

Para estimar el potencial técnico - económico de los SFVI por estado se utilizaron las

siguientes consideraciones metodológicas:

1. Se recopiló información sobre las diferentes tarifas eléctricas en alta y media

tensión y posteriormente se obtuvo una tarifa promedio para cada uno de los

periodos horarios base, intermedia, semipunta, punta, según la región tarifaría

correspondiente.

2. Para determinar los costos de inversión de los SFVI en México, se contactaron

empresas nacionales, seleccionando dos supuestos de costo o escenarios de

precio: alto y bajo. Estos valores son representativos de proyectos “llave en

mano”, desarrollados en el país durante los últimos dos años (escenario de precio

alto), así como de proyectos más recientes y que todavía se encuentran en

desarrollo o están por iniciar sus actividades (escenario de precio bajo).

3. Con base en esta información, se construyó y alimentó un modelo de cálculo en

Excel para estimar el potencial técnico - económico de la implementación de SFVI

en el sector industrial en México. Este modelo determina la viabilidad económica

del potencial identificado en los 31 estados y el Distrito Federal mediante un

análisis beneficio – costo (BC) durante la vida útil de los sistemas, considerando el

Valor Presente Neto (VPN) para cada uno de los dos escenarios de precio y las

siguientes 4 variantes de análisis:

Considerando únicamente los ahorros en la facturación eléctrica evitada por la

implementación del potencial técnico de SFVI, sin considerar los cargos por

demanda facturable.

66

Incluyendo los beneficios de un incentivo fiscal (Depreciación acelerada) al final

del primer año de operación del SFVI (ver Sección 4.2).

Mediante la comercialización de la reducción de emisiones de CO2 en el

mercado internacional (bonos de carbono).

Incluyendo los resultados de las 3 variantes anteriores.

4. Finalmente, se realizó un análisis de sensibilidad para el caso de una tasa de

descuento alternativa de 5%. Con este parámetro alternativo, se realizó una vez

más el análisis BC y se obtuvo el potencial de SFVI que es económicamente viable

de instalar en el sector industrial en México bajo los dos escenarios de precio de

los sistemas.

5.1.6.2 Supuestos principales

La estimación del potencial técnico - económico de la instalación de SFVI en el sector

industrial en México tomó en consideración los siguientes supuestos:

1. El año de referencia para las tarifas eléctricas del sector industrial es el 2010,

expresadas en dólares americanos del año 2007 (USD 2007).

2. El periodo del análisis BC es de 20 años (vida útil del SFVI) y considera una tasa de

descuento de 10% para el análisis base y de 5 % para el análisis de sensibilidad.

3. Las tarifas eléctricas en alta y media tensión se mantienen fijas durante la vida útil

del SFVI como se indica en la Tabla 5-4.

4. El costo de inversión de un SFVI instalado es de 3.8 dólares por watt pico en el

escenario de precio alto y de 1.9 dólares por watt pico para el escenario de precio

bajo, expresado en USD 2007.

5. Se considera un costo de operación y mantenimiento anual equivalente a 1% del

costo del SFVI.

67

6. Para evaluar los beneficios de la “depreciación acelerada” se consideró un

incentivo equivalente al 30% del valor de la inversión del SFVI al término del

primer año.

7. Se asumió un precio por tonelada de CO2 evitada de 6 dólares (BM, 2012).

Tabla 5-4 Tarifas eléctricas en alta y media tensión consideradas en el análisis BC del sector industrial en México.

Región Horario Tarifas en USD 2007/ kWh

H - M H - S H - SL H - T H - TL

Sur

Base $0.0600 $0.0599 $0.0599 $0.0571 $0.0571

Intermedia $0.0721 $0.0704 $0.0673 $0.0633 $0.0621

Punta $0.1275 $0.1470 $0.1052 $0.1448 $0.1032

Peninsular

Base $0.0584 $0.0599 $0.0599 $0.0571 $0.0571

Intermedia $0.0709 $0.0704 $0.0673 $0.0633 $0.0621

Punta $0.1274 $0.1470 $0.1052 $0.1448 $0.1032

Norte

Base $0.0575 $0.0599 $0.0599 $0.0571 $0.0571

Intermedia $0.0707 $0.0704 $0.0673 $0.0633 $0.0621

Punta $0.1211 $0.1470 $0.1052 $0.1448 $0.1032

Noreste

Base $0.0575 $0.0599 $0.0599 $0.0571 $0.0571

Intermedia $0.0707 $0.0704 $0.0673 $0.0633 $0.0621

Punta $0.1211 $0.1470 $0.1052 $0.1448 $0.1032

Noroeste

Base $0.0582 $0.0599 $0.0599 $0.0571 $0.0571

Intermedia $0.0695 $0.0704 $0.0673 $0.0633 $0.0621

Punta $0.1210 $0.1470 $0.1052 $0.1448 $0.1032

Central

Base $0.0631 $0.0599 $0.0599 $0.0571 $0.0571

Intermedia $0.0754 $0.0704 $0.0673 $0.0633 $0.0621

Punta $0.1302 $0.1470 $0.1052 $0.1448 $0.1032

Baja California

Base $0.0535 $0.0563 $0.0563 $0.0555 $0.0555

Intermedia $0.0681 $0.0663 $0.0640 $0.0652 $0.0629

Semipunta - $0.1231 $0.1055 $0.1191 $0.1027

Punta $0.1359 $0.1561 $0.1182 $0.1490 $0.1136

Baja California

Sur

Base $0.0669 $0.0694 $0.0694 0.0674 $0.0674

Intermedia $0.0945 $0.0927 $0.0910 0.0904 $0.0874

Punta $0.1090 $0.1117 $0.1030 0.1199 $0.1003

Fuente: (CFE, 2012b).

68

5.1.6.3 Análisis del potencial técnico – económico

Tarifas en media tensión

De acuerdo con los resultados del análisis BC, el potencial técnico de SFVI identificado

para las industrias en tarifa H-M no es económicamente rentable bajo los supuestos de

precio y otros descritos en la sección anterior. Esto a pesar de haber considerado en dicho

análisis además de los ahorros en la facturación eléctrica, derivados de la energía evitada

por los SFVI, los beneficios de un incentivo fiscal (depreciación acelerada) y la venta de las

emisiones de CO2 en el mercado internacional. De este modo, los resultados del análisis

BC muestran que para instalar los 6,801 MW, identificados en la tarifa H – M, se

requerirían de costos adicionales para los usuarios de alrededor de 12,571 y 2,549

millones de dólares en los escenarios de precio alto y bajo, respectivamente. Desde esta

perspectiva global, y como se muestra en la Figura 5-21, para el caso del escenario de

precio alto, el mayor costo adicional para los usuarios resultaría de los 814 MW

identificados en el Estado de México con cerca de 1, 550 millones de dólares, mientras

que el de menor costo adicional sería por la instalación de los 28 MW identificados en el

estado de Oaxaca con cerca de 50.5 millones de dólares. Por otro lado, el escenario de

precio bajo requeriría de un costo adicional máximo de cerca de 303 millones de dólares

en el Estado de Nuevo León (692 MW), mientras que se requeriría de un costo adicional

mínimo de alrededor de 4.8 millones de dólares en el Estado de Baja California Sur (63

MW).

Desde una perspectiva desagregada del análisis BC, la mayor reducción del costo

adicional, respecto a la inversión necesaria para la instalación del potencial identificado,

resultaría de los ahorros provenientes de la factura de electricidad, la cual se encuentra en

un rango que va de 29 a 66% en el estado de Baja California Sur (63 MW) en los escenarios

de precio alto y bajo, respectivamente (ver Figura 5 - 22 y la Figura 5 - 23).

69

Figura 5-21 Análisis BC del potencial de SFVI identificado en el sector industrial para la tarifa H – M


Por el contrario, los menores ahorros en la factura de electricidad se encuentran en el

Estado de Baja California Norte, los cuales van desde 16% a 41% del total de la inversión

requerida en ambos escenarios de precio, respectivamente. La segunda reducción más

importante en el costo adicional resultaría de la depreciación acelerada de la inversión de

estos sistemas al término de su primer año de operación. Dicha reducción representaría

27% de la inversión total requerida en ambos escenarios de precios, e incluso, en algunos

estados sería mayor a la que podría obtenerse por el ahorro en la factura de electricidad.

Por último, la reducción en los costos adicionales que podría obtenerse por la venta de las

emisiones de CO2 evitadas es marginal, representando entre 1% y 4% del total de la

inversión requerida.

70

Figura 5-22 Desagregación del análisis BC del potencial de SFVI identificado en el sector industrial para la tarifa H – M (escenario de precio alto)


Figura 5-23 Desagregación del análisis BC – costo del potencial de SFVI identificado en el sector industrial para la tarifa H – M (escenario de precio bajo)


71

Finalmente, y como se muestra en la Figura 5 - 24, desde la perspectiva del análisis BC por

MW instalado, 10 estados (Baja California Sur, Guerrero, Morelos, Jalisco, Estado de

México, Sinaloa, Querétaro, Michoacán, Oaxaca y Nayarit) requerirían del menor costo

adicional para los usuarios en un rango que va de 1.5 a 1.8 millones de dólares para el

escenario de precio alto y de 75 a 331 mil dólares para el escenario de precio bajo. Por

otro lado, los 10 estados que representarían el mayor costo adicional para los usuarios, se

encuentran ubicados en los estados de San Luis Potosí, Yucatán, Sonora, Guanajuato,

Hidalgo, Nuevo León, Coahuila, Tabasco, Tamaulipas y Baja California Norte, con un costo

adicional para los usuarios que va de poco más de 1.8 a 2 millones de dólares para el

escenario de precio alto y de 407 a 534 mil dólares para el escenario de precio bajo. Estos

20 estados representarían el 68% (4,620 MW) del potencial técnico de SFVI identificados

en esta tarifa, de los cuales 28% (1,919 MW) se encuentran en los 10 estados con el

menor costo adicional por MW instalado, mientras que el 40% restante (2,702 MW) en los

10 estados con el mayor costo adicional para el usuario.

Figura 5-24 Costo adicional por MW instalado del aprovechamiento del potencial de SFVI en el sector industrial para la tarifa H – M


72

Tarifas en alta tensión

La tarifa en alta tensión con el mayor potencial técnico identificado para la

implementación de SFVI es la tarifa H - SL. No obstante, al igual que en las tarifa en media

tensión, este potencial no es económicamente rentable bajo los escenarios de precio de

los SFVI, supuestos de cálculo e incentivos adicionales considerados en el análisis BC. De

este modo, y como se puede observar en la Figura 5 – 25, la instalación de los 1,488 MW

identificados para la tarifa HSL requeriría de costos adicionales para los usuarios del orden

de 2, 828 y de 637 millones de dólares en los escenarios de precio alto y bajo,

respectivamente. Desde esta perspectiva global, el mayor costo adicional se encuentra en

el Estado de México (182 MW) con un valor cercano a los 345 millones de dólares,

mientras que el menor costo adicional se encuentra en el estado de Baja California Sur (3

MW) con alrededor de 4 millones de dólares, considerando un escenario de precio alto. En

lo que respecta al escenario de precio bajo, el mayor costo adicional se encuentra en el

Estado de Nuevo León (166 MW) con un valor cercano a los 78 millones de dólares,

mientras que el menor costo adicional se concentra en el estado de Baja California Sur con

un valor de alrededor de 261 mil dólares.

A diferencia del análisis BC para la tarifa H-M, desde una perspectiva desagregada la

mayor reducción del costo adicional para los usuarios, respecto a la inversión derivada de

la instalación del potencial técnico de SFVI identificado en la Tarifa H – SL (ver Figuras 5 –

26 y 5 – 27) resultaría de los ahorros provenientes de la factura de electricidad o de la

depreciación acelerada, dependiendo del escenario de precio. Así, para el escenario de

precio alto, la reducción por la depreciación acelerada es mayor en todos los estados,

excepto en Baja California Sur, la cual es ligeramente menor (27% respecto a 28% del

ahorro en la factura de electricidad). Por su parte, el mayor ahorro en la factura de

electricidad se encuentra en el estado de Baja California Sur, mientras que el menor

corresponde al estado de Tabasco (16 %).

73

Figura 5-25 Análisis BC del potencial de SFVI identificado en el sector industrial para la tarifa H – SL


En contraste, en el escenario de precio bajo, la reducción sería resultado del ahorro

derivado de la factura de electricidad en los estados de Baja California Sur (64 %) y

Tabasco (41%). Al igual que en la tarifa H – M, la reducción de costos adicionales por la

venta de las emisiones de CO2 sería marginal, representando entre 1 - 3 % del total de la

inversión requerida.

Como se muestra en la Figura 5 – 28, desde la perspectiva del BC por MW instalado, 10

estados (Baja California Sur, Jalisco, Michoacán, Aguascalientes, Oaxaca, Veracruz,

Durango, Colima, Morelos y Chihuahua) representarían el menor costo adicional para el

usuario en un rango que va de 1.6 a 1.9 millones de dólares para el escenario de precio

alto y de 103 a 400 mil dólares para el escenario de precio bajo.

74

Figura 5-26 Desagregación del análisis BC del potencial de SFVI identificado en el sector industrial para la tarifa H – SL (escenario de precio alto).


Figura 5-27 Desagregación del análisis BC del potencial de SFVI identificado en el sector industrial para la tarifa H – SL (escenario de precio bajo).


75

Por otro lado, las 10 entidades federativas que representarían el mayor costo adicional

son el Distrito Federal, Yucatán, Nuevo León, Tlaxcala, Coahuila, Puebla, Baja California

Norte, Tamaulipas, Hidalgo y Tabasco, con un costo adicional que va de poco más de 1.9 a

2 millones de dólares para el escenario de precio alto y de 449 a 540 mil dólares para el

escenario de precio bajo. Estas 20 entidades federativas representarían cerca del 70%

(1,023 MW) del potencial técnico de SFVI identificados en esta tarifa, de los cuales 36%

(531 MW) se encuentran en los 10 estados con el menor costo adicional por MW

instalado, mientras que el 33% restante (492 MW) en las 10 entidades federativas con el

mayor costo adicional para el usuario.

Figura 5-28 Costo adicional por MW instalado del aprovechamiento del potencial de SFVI en el sector industrial para la tarifa H – SL.


76

La segunda tarifa en alta tensión con el mayor potencial técnico de SFVI es la Tarifa H - TL.

Sin embargo, el análisis BC muestra que este potencial no es rentable desde el punto de

vista económico. La instalación de los 1,265 MW identificados en esta tarifa requeriría de

costos adicionales para los usuarios del orden de 2,467 y 605 millones de dólares en los

escenarios de precio alto y bajo, respectivamente. Por su parte, y como se muestra en la

Figura 5 - 29, el mayor costo adicional resultaría del aprovechamiento del potencial

técnico identificado en el estado de Michoacán (218 MW) con 416 millones de dólares,

mientras que el menor costo adicional se encuentra en el aprovechamiento del potencial

identificado en el estado de Hidalgo (2 MW) con poco más de 4 millones de dólares,

considerando el escenario de precio alto. En lo que respecta al escenario de precio bajo, el

mayor costo adicional también se encuentra en el aprovechamiento del potencial

identificado en el estado de Michoacán con un valor cercano a los 95 millones de dólares,

mientras que el menor costo adicional también se ubica en el estado de Hidalgo con un

valor de poco más de 1 millón de dólares.

Figura 5-29 Análisis BC del potencial de SFVI identificado en el sector industrial para la tarifa H – TL.


77

Desde una perspectiva desagregada del análisis BC, la mayor reducción del costo adicional

para los usuarios, respecto a la inversión derivada de la instalación del potencial técnico

de SFVI identificado en esta tarifa, resultaría de los ahorros provenientes de la factura de

electricidad o de la depreciación acelerada, dependiendo del escenario de precio. De esta

forma, para el escenario de precio alto, la reducción por la depreciación acelerada (27%)

es mayor en todos los estados. Por su parte, el mayor ahorro en la facturación de

electricidad se encuentra en el estado de Morelos (20%), mientras que el menor

corresponde al estado de Coahuila (16%). En contraste, en el escenario de precio bajo, la

mayor reducción sería resultado del ahorro derivado de la facturación de electricidad,

siendo de igual forma los estados de Morelos (48 %) y Coahuila (40%) los que tienen el

mayor y menor ahorro respectivamente. La reducción de costos adicionales por la venta

de las emisiones de CO2 también sería marginal, lo cual representa entre 1 - 3 % del total

de la inversión.

Por otro lado, y como se muestra en la Figura 5 - 30, desde la perspectiva del BC por MW

instalado, 5 entidades federativas (Morelos, Estado de México, Querétaro, Michoacán y el

Distrito Federal) representarían el menor costo adicional para los usuarios en un rango

que va de 1.8 a 1.9 millones de dólares para el escenario de precio alto y de 398 a 449 mil

dólares para el escenario de precio bajo. Por otro lado, los 5 estados que representarían el

mayor costo adicional son San Luis Potosí, Guanajuato, Hidalgo, Nuevo León y Coahuila,

con un costo adicional que va de poco más de 1.9 a 2 millones de dólares para el escenario

de precio alto y de 511 a 550 mil dólares para el escenario de precio bajo. Estas 10

entidades federativas representarían cerca del 70% (853 MW) del potencial técnico de

SFVI identificados en esta tarifa, de los cuales 39% (493 MW) corresponden a las 5

entidades federativas con el menor costo adicional por MW instalado, mientras que el

28% restante (360 MW) a los 5 estados con el mayor costo adicional para el usuario.

78

Figura 5-30 Costo adicional por MW instalado del aprovechamiento del potencial de SFVI en el sector industrial para la tarifa H – TL.


La tercera tarifa en alta tensión con el mayor potencial técnico de SFVI es la Tarifa H - S.

No obstante, este potencial no es económicamente viable desde el punto de vista

económico. El análisis BC muestra que el aprovechamiento de los 1,070 MW identificados

en esta tarifa requeriría de costos adicionales para los usuarios de alrededor de 2,002 y

426 millones de dólares bajo los escenarios de precio alto y bajo, respectivamente. Desde

esta perspectiva global, y como se muestra en la Figura 5 - 31, para el caso del escenario

de precio alto, el mayor costo adicional resultaría de los 166 MW identificados en el

Estado de México con cerca de 308.5 millones de dólares, mientras que el de menor costo

adicional sería el resultado de la instalación de los 40 kW identificados en el estado de

Nayarit con cerca de 77.5 mil dólares. Por otro lado, el escenario de precio bajo requeriría

de un costo adicional máximo de cerca de 63.3 millones de dólares para el

aprovechamiento del potencial identificado en el Estado de México, mientras que se

requeriría de un costo adicional mínimo de alrededor de 14 mil dólares para aprovechar el

potencial identificado en el Estado de Nayarit.

79

Figura 5-31 Análisis BC del potencial de SFVI identificado en el sector industrial para la tarifa H – S.



adicional, respecto a la inversión derivada de la instalación del potencial identificado,

resultaría de los ahorros provenientes de la factura de electricidad o de la depreciación

acelerada, dependiendo del escenario de precio. Así, para el escenario de precio alto, la

reducción por la depreciación acelerada es mayor en todos los estados, excepto en Baja

California Sur, la cual es ligeramente menor (27% respecto a 29% del ahorro en la factura

de electricidad). Por su parte, el mayor ahorro en la factura de electricidad se encuentra

en el estado de Baja California Sur, mientras que el menor corresponde al estado de

Colima (15 %). En contraste, en el escenario de precio bajo, la mayor reducción sería

resultado del ahorro derivado de la factura de electricidad, siendo de igual forma los

estados de Baja California Sur (67 %) y Colima (38 %) los que tienen el mayor y menor

ahorro respectivamente. La reducción en los costos adicionales que podría obtenerse por

la venta de las emisiones de CO2 evitadas es marginal, representando entre 1% y 3% del

total de la inversión requerida.

80

Por otro lado, y como se muestra en la Figura 5 - 32, desde la perspectiva del BC por MW

instalado del potencial técnico de SFVI, 10 estados (Baja California Sur, Jalisco, Sinaloa,

Guerrero, Michoacán, Nayarit, Aguascalientes, Oaxaca, Veracruz y Durango) requerirían

del menor costo adicional para los usuarios en un rango que va de 1.5 a 1.8 millones de

dólares para el escenario de precio alto y de 65 a 352 mil dólares para el escenario de

precio bajo. Por otro lado, las 10 entidades federativas que representarían el mayor costo

adicional para los usuarios corresponden al Distrito Federal, Yucatán, Baja California

Norte, Nuevo León, Tlaxcala, Coahuila, Puebla, Tamaulipas, Tabasco y Colima, con un

costo adicional que va de poco más de 1.8 a 2 millones de dólares para el escenario de

precio alto y de 409 a 576 mil dólares para el escenario de precio bajo. Estas 20 entidades

federativas representarían el 65% (694 MW) del potencial técnico de SFVI identificados en

esta tarifa, de los cuales 16% (167 MW) se encuentran en los 10 estados con el menor

costo adicional por MW instalado, mientras que el 49% restante (527 MW) en los 10

estados con el mayor costo adicional para el usuario.

Figura 5-32 Costo adicional por MW instalado del aprovechamiento del potencial de SFVI en el sector industrial para la tarifa H - S.


81

Finalmente, la tarifa en alta tensión H – T es en donde se encuentra identificado el menor

potencial técnico de SFVI. Al igual que en las otras tres tarifas de alta tensión, este

potencial no es rentable desde el punto de vista económico. Así, los resultados del análisis

BC muestran que la instalación de los 635 MW identificados en la tarifa H – T requeriría de

costos adicionales para los usuarios del orden de 1,256 y 321 millones de dólares en los

escenarios de precio alto y bajo, respectivamente. Por su parte, y como se muestra en la

Figura 5 - 33, el mayor costo adicional resultaría del aprovechamiento del potencial

técnico identificado en el estado de Coahuila (156 MW) con 314 millones de dólares,

mientras que el menor costo adicional se encuentra en el estado de Durango (70 kW) con

137 mil dólares. En lo que respecta al escenario de precio bajo, el mayor costo adicional

también se encuentra en el estado de Coahuila, con un valor cercano a los 83.6 millones

de dólares, mientras que el menor costo adicional también corresponde al estado de

Durango con un valor de 32.4 mil dólares.

Figura 5-33 Análisis BC del potencial de SFVI identificado en el sector industrial para la tarifa H – T.


82


adicional, respecto a la inversión requerida para el aprovechamiento del potencial

identificado, resultaría de los ahorros provenientes de la factura de electricidad o de la

depreciación acelerada, dependiendo del escenario de precio. Así, para el escenario de

precio alto, la reducción por la depreciación acelerada (27 %) es mayor en todos los

estados. Por su parte, el mayor ahorro en la facturación eléctrica se encuentra en el

estado de Jalisco (20%), mientras que el menor corresponde al estado de Hidalgo (15 %).

En contraste, en el escenario de precio bajo, la mayor reducción sería resultado del ahorro

en la factura de electricidad, siendo de igual manera los estados de Jalisco (49 %) e

Hidalgo (39 %) los que tienen el mayor y menor ahorro respectivamente. La reducción en

los costos adicionales que podría obtenerse por la venta de las emisiones de CO2 evitadas

es marginal, representando entre 1% y 3% del total de la inversión requerida.

Por otro lado, y como se muestra en la Figura 5 – 34, desde la perspectiva del BC por MW

instalado del potencial técnico de SFVI, 10 estados (Jalisco, Guerrero, Michoacán, Baja

California Norte, Oaxaca, Veracruz, Durango, Morelos, Chihuahua y Campeche)

requerirían del menor costo adicional para los usuarios en un rango que va de 1.8 a 1.9

millones de dólares para el escenario de precio alto y de 389 a 464 mil dólares para el

escenario de precio bajo. Por otro lado, las 10 entidades federativas que representarían el

mayor costo adicional corresponden a San Luis Potosí, Guanajuato, Distrito Federal,

Yucatán, Nuevo León, Tlaxcala, Coahuila, Puebla, Tamaulipas e Hidalgo con un costo

adicional que va de poco más de 1.9 a 2 millones de dólares para el escenario de precio

alto y de 496 a 574 mil dólares para el escenario de precio bajo. Estas 20 entidades

federativas representarían cerca del 90% (566 MW) del potencial técnico de SFVI

identificados en esta tarifa, de los cuales 11% (67 MW) se encuentran en los 10 estados

con el menor costo adicional por MW instalado, mientras que el 79% restante (499 MW)

en los 10 estados con el mayor costo adicional para el usuario.

83

Figura 5-34 Beneficio - costo adicional por MW instalado del aprovechamiento del potencial de SFVI en el sector industrial para la tarifa H - T.


Análisis de sensibilidad

Los resultados de un análisis de sensibilidad en donde el BC considera una reducción en la

tasa de descuento de 10% a 5% en el escenario de precio bajo, muestran que existe un

potencial de 6,624 MW el cual es económicamente rentable para el aprovechamiento de

SFVI en tarifas en alta y media tensión. De este potencial, la mayor parte se encuentra en

la tarifa H – M con 5,003 MW, mientras que el resto en las tarifas H - S y H – SL con 819

MW y 812 MW, respectivamente (ver Figura 5 - 35).

Como se muestra en la Figura 5 - 36, este potencial económico representaría alrededor

del 60% del potencial técnico identificado.

84

Figura 5-35 Potencial técnico – económico de SFVI en el sector industrial (análisis de sensibilidad).


Figura 5-36 Potencial económico vs. Potencial técnico de SFVI en el sector industrial.


85

La distribución del potencial por entidad federativa se muestra en la Figura 5 – 37, siendo

el Estado de México, el Distrito Federal, Jalisco, Chihuahua, Veracruz, Guanajuato,

Querétaro, Puebla, Sonora y Quintana Roo los que concentran el 73% del potencial

económico identificado en las diferentes tarifas en media y alta tensión.

Figura 5-37 Distribución del potencial económico de SFVI en el sector industrial por entidad federativa .


86

En lo que respecta al análisis BC, el potencial técnico – económico en la tarifa H – M,

considerando los ahorros en la factura de electricidad, la depreciación acelerada y la venta

de las emisiones de CO2 en el mercado internacional, resultarían en beneficios adicionales

para los usuarios del orden de 685.6 millones de dólares. El Estado de México concentra la

mayor parte de este beneficio con 151.5 millones de dólares, mientras que Zacatecas

concentra el menor con 1.3 millones de dólares (Ver Figura 5 - 38).

Figura 5-38 Análisis BC del potencial técnico económico de SFVI identificado en el sector industrial para la Tarifa H – M (análisis de sensibilidad).


El análisis BC muestra que el aprovechamiento del potencial técnico – económico de las

tarifas H – S y H – SL representaría beneficios para los usuarios del orden de 67 y 50

millones de dólares, respectivamente. En el caso de la Tarifa H – S, el estado de Jalisco

concentra la mayor parte de este beneficio con cerca de 14 millones de dólares, mientras

que el estado de Chiapas concentra el menor con cerca de 5 mil dólares (Ver Figura 5 –

39). En la tarifa H –SL, el mayor beneficio se encuentra de igual forma en el estado de

Jalisco con alrededor de 19 millones de dólares, mientras que el menor se encuentra en el

estado de Zacatecas con 22 mil dólares (Ver Figura 5 – 40).

87

Figura 5-39 Análisis BC del potencial técnico - económico de SFVI identificado en el sector industrial para la Tarifa H – S (análisis de sensibilidad).


Figura 5-40 Análisis BC del potencial técnico - económico de SFVI identificado en el sector industrial para la Tarifa H – SL (análisis de sensibilidad).


Por otro lado, desde una perspectiva desagregada del análisis BC, la reducción en la tasa

de descuento de 10% a 5% permitiría que, en el caso de la tarifa H – M, la reducción del

88

costo adicional, respecto a la inversión necesaria para la instalación del potencial

identificado, por sí sola fuera en promedio de 74% como resultado de los ahorros en la

factura de electricidad, e incluso, en el estado de Baja California Sur fuera suficiente para

cubrir casi la totalidad de la inversión (94%). Del mismo modo, el efecto de la reducción en

la tasa de descuento permitió que la depreciación acelerada, así como la venta de

emisiones de CO2 evitadas aumentaran ligeramente su contribución de 27% a 29% y de 4

a 5%, respectivamente. En el caso de las Tarifas H – S y H – SL, se observa que la reducción

en la tasa de descuento tendría un impacto similar al observado en la Tarifa H – M.

Finalmente, en la Figura 5 - 41 se muestran las emisiones de CO2e que podrían ser

evitadas por la instalación de este potencial técnico económico, las cuales podrían

representar un total acumulado de 117.4 MtCO2e durante la vida útil de los sistemas.

Como se puede observar, 10 entidades federativas (Estado de México, Distrito Federal,

Jalisco, Chihuahua, Veracruz, Guanajuato, Querétaro, Sonora, Quintana Roo y Puebla)

concentrarían el 73% del total de las emisiones evitadas.

Figura 5-41 Emisiones de CO2e evitadas asociadas a la instalación del potencial técnico - económico de SFVI en el sector industrial en México (análisis de sensibilidad).


89

5.2 Sector público

5.2.1 Sistema Tarifario para los Servicios Públicos

De acuerdo a la Comisión Federal de Electricidad (CFE, 2012b), las tarifas para servicios

públicos son de tres tipos: 5, 5-A y 6. La tarifa 5 y 5-A se aplican al suministro de energía

para el servicio a semáforos, alumbrado y alumbrado ornamental por temporadas, de

calles, plazas, parques y jardines públicos. Por otra parte, la tarifa 5 se aplica a las zonas

conurbadas (Distrito Federal, Monterrey y Guadalajara), mientras que la tarifa 5-A para el

resto del país. La tarifa 6 se aplica al suministro de energía eléctrica para el servicio de

bombeo de agua potable y negra.

En este documento se considera las tarifas 5, 5-A para alumbrado y 6 para bombeo de

agua potable y negra. No se considera el servicio a semáforos y alumbrado ornamental

por temporadas.

5.2.1.1 Reglamentación vigente para implementación de SFVI para

servicios públicos (tarifas 5, 5-A y 6)

De acuerdo a información de la Comisión Reguladora de Energía (CRE, 2012), en México

existe la posibilidad de interconectarse con el SEN, a través de contratos, y generar

energía eléctrica proveniente de fuentes renovables por parte de personas físicas o

morales y entregarla al suministrador: la CFE.

Dos de los contratos están diseñados para capacidades máximas instaladas no mayores a

30 kW (aplicable también a usuarios con tarifas residenciales con capacidad instalada

menor a 10KW) para usuarios en tarifas generales en baja tensión y el otro para una

capacidad máxima de 500 kW. En los contratos se establece un sistema de medición neta

(net metering) entre la energía eléctrica entregada por el suministrador al generador y la

90

energía eléctrica entregada por el generador al suministrador. Los contratos se

denominan “Contrato de Interconexión para Fuentes de Energía Renovable o Sistema de

Cogeneración en Pequeña Escala y Mediana Escala (CIFER-PE) y (CIFER-ME)” y no permiten

portear energía a otros centros de consumo, no requiere de un permiso de generación de

energía eléctrica de la CRE, ya que es un contrato anexo al de suministro normal. Bajo el

esquema de medición neta, el usuario está obligado a hacerse cargo de los costos por

interconexión y de la diferencia entre el costo del medidor convencional y el medidor

bidireccional, en tanto que el suministrador se encarga de la instalación de este último

medidor (propiedad de CFE).

En cuanto a las características y recomendaciones para el diseño de sistemas de

alumbrado público eficiente, de acuerdo a la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la

Energía (CONUEE, 2011), se estima conveniente cumplir con las siguientes Normas

Oficiales (NOM) y Voluntarias (NMX) aplicables para el diseño y operación del alumbrado

en México: NOM-001-SEDE-2005 para instalaciones eléctricas, NOM-013-ENER-2004 para

especificaciones de la eficiencia energética para sistemas de alumbrado en vialidades y

áreas exteriores públicas, NOM-064-SCFI-2000 para uso de luminarias en interiores y

exteriores, NMX-J-507/1-ANCE-2005 donde se especifica el coeficiente de utilización de

luminarias para alumbrado público de vialidades, entre otras.

5.2.2 Metodología de análisis

5.2.2.1 Supuestos generales energéticos

Basándonos en el consumo de electricidad en el 2010 por tarifa y por estado (CFE, 2012a),

se estima la energía total suministrada para proveer los servicios públicos de alumbrado

(tarifa 5 y 5-A) y de bombeo de agua potable y negra (tarifa 6).

91

Para el servicio de alumbrado, se considera, primero, la cobertura al 100% con SFVI para

satisfacer la iluminación pública con el equipamiento actual de luminarias. Asumimos un

arreglo fotovoltaico denominado islas17 de SFVI.

Posteriormente, se estima la cobertura al 100% con islas de SFVI suponiendo la

integración de luminarias más eficientes tipo LED (light-emitting diode). Considerando que

las luminarias LED proporcionan el mismo nivel de iluminación que las luminarias

existentes; medido en lúmenes por watt instalado para el año 2010. Finalmente se asume

un arreglo fotovoltaico, que denominamos ramales fotovoltaicos, para cubrir estos

potenciales.

Para bombeo de agua potable y negra, se analiza la incorporación de SFVI para

proporcionar estos servicios, bajo un esquema de medición neta. Se consideran dos casos

de análisis, en el primero los SFVI aportan su electricidad solo durante las horas de

insolación a la red eléctrica para proporcionar el servicio de los sistemas de bombeo por

estados. En el segundo, los SFVI satisfacen la demanda total de energía eléctrica de todos

los sistemas de bombeo a nivel estatal. , lo cual implica en general el funcionamiento día y

noche de las bombas.

Para el cálculo del potencial en los servicios públicos de alumbrado y bombeo, se toma en

cuenta en cada estado: el recurso solar promedio diario, el rendimiento total del SFV (la

eficiencia del panel FV que está en función de la temperatura máxima promedio anual por

estado), la eficiencia del inversor y la eficiencia del cableado, suponiendo que estas dos

últimas eficiencias son las mismas en todo el país.

17 En este documento el término “islas de SFVI” se refiere a un arreglo físico del SFVI y no a una condición

indeseada de operación en donde el sistema queda suministrando energía eléctrica a la red aun después de la salida de operación de la línea de alimentación con la que se encuentra interconectado.

92

Los datos del recurso solar promedio diario provienen de NASA (2012), las temperaturas

promedio anual de CONAGUA (2012), mientras que el cálculo del rendimiento total del

SFV, en función de la temperatura, proviene de estimaciones y metodologías propias de

los autores de este reporte. Además se asume el uso de una tecnología con silicio poli-

cristalino para las celdas fotovoltaicas.

Se considera una eficiencia del 95% para el inversor y 0.03% de pérdidas en el cableado. La

potencia pico estimada se obtuvo de la energía consumida, la eficiencia afectada por la

temperatura, la eficiencia del cableado, la eficiencia del inversor y el recurso solar anual

por estado. En promedio a nivel nacional el recurso solar diario asciende a 5.56 kWh/m2.

5.2.2.2 Supuestos generales ambientales

Para el cálculo de emisiones se multiplicó la energía evitada, al utilizar SFVI, por el factor

de emisión del sistema eléctrico (0.4946 tCO2e/MWh) para el año 2010 de acuerdo al

Programa GEI México (2011).

5.2.2.3 Supuestos generales económicos

Basándonos en las ventas anuales de electricidad en el 2010, expresadas en dólares de

2007 (USD 2007), por tarifa y por estado, se tiene el costo total de la energía total

suministrada para proveer los servicios públicos de alumbrado (tarifa 5 y 5-A) y de

bombeo de agua potable y agua negra (Tarifa 6).

En cuanto a los costos del SFVI para alumbrado público y para bombeo, además de la

inversión inicial del SFVI, se consideran el costo total de instalación del SFVI (estimado

como 10% de la inversión inicial del SFVI), el costo total de operación y mantenimiento del

93

SFVI (estimado como 5% de la inversión inicial del SFVI), el costo total de operación del

inversor (el cual se sustituye cada 10 años), y finalmente el costo del medidor

bidireccional en dólares del 2007 (USD 2007).

Se calcula el Valor Presente Neto (VPN) de proveer los servicios de alumbrado público y de

bombeo de agua potable y negra con SFVI, considerando un periodo de análisis de 20

años, tarifas reales constantes e idénticas a las del año 2010 durante el periodo de

análisis y una tasa de descuento real del 10%.

5.2.3 Alumbrado público: Arreglos de los SFVI para cubrir el suministro de energía eléctrica del servicio público de alumbrado

Se presentan dos arreglos técnicos (SFVI por islas y ramales), la inversión inicial y sus

costos unitarios totales para la incorporación de SFVI a la red de alumbrado público en los

estados de nuestro país para zonas que cuentan con infraestructura de alumbrado

público. Ambos arreglos funcionan bajo un esquema de medición neta en donde los SFVI

aportan su electricidad a la red durante las horas pico de tal manera que generan toda la

energía eléctrica que se requiere para satisfacer el alumbrado público a nivel estatal.

También con miras a explorar la integración de los SFVI a una red de alumbrado público,

se propone la sustitución de las luminarias existentes por otras más eficientes, como son

las tipo LED18; considerando que estas luminarias LED proporcionan el mismo nivel de

18 La sustitución de luminarias convencionales por luminarias más eficientes supone una reducción en la potencia de la luminaria y un aumento del flujo luminoso, por ejemplo de acuerdo a la CONUEE se recomienda sustituir una luminaria de vapor de mercurio de 250 watts con flujo Luminoso de 13,000 lúmenes (lm) por una luminaria más eficiente de vapor de sodio de alta presión de 150 watts con flujo luminoso de 16,000 lm o una luminaria tipo LED de 200 watts con flujo luminoso de 16,500 lm. En este documento no consideramos luminarias eficientes del tipo inducción magnética porque, al día de hoy, se encuentran fuera de la norma mexicana de iluminación. No obstante, de acuerdo a fabricantes en el mercado de iluminación, las luminarias tipo inducción magnética utilizan el mismo principio de las luminarias fluorescentes convencionales, a diferencia que éstas no utiliza cátodos. En su lugar se utilizan bobinas con núcleos de ferrita de muy bajas pérdidas y su excitación es por medio de un generador de alta frecuencia el cual enciende la luminaria por más tiempo y prolonga su vida útil promedio entre 50 mil y 100 mil horas (a una tensión de 120 a 277 volts). Se encuentran disponibles luminarias de inducción magnética de 40, 80, 100, 120, 150, 200, 250 a 300 watts. De esta forma, en

94

iluminación que las existentes, medido en lúmenes por watt instalado para el año 2010, e

incorporando los respectivos costos asociados al tipo luminarias19 (expresados en USD

2007 por watt instalado).

5.2.3.1 Arreglo de islas de SFVI para alumbrado público.

Para los cálculos en este nicho se considera un arreglo de islas de SFVI integrado con 48

módulos fotovoltaicos de 200 watts cada uno, para suministrar una potencia de 9.6 kWp,

un inversor de 10 KW de potencia para la conversión de corriente directa a corriente

alterna, un medidor bidireccional, un sistema de seguridad y dos soportes, asimismo, se

considera la instalación de componentes complementarios como un tablero general,

tablero para los circuitos derivados, la acometida, el cableado para conectar los luminarias

con canalización aérea o subterránea y la construcción de una caseta dónde se ubicarían

todos los componentes descritos anteriormente. Bajo estas consideraciones encontramos

que el costo unitario total de los elementos mencionados se encuentra en el rango de

$3.0 USD 2007 a $3.8 USD 2007 dependiendo del dimensionamiento de los componentes

complementarios (Tabla 5-5).

algún momento determinado podrían incluirse dentro de la gama de luminarias eficientes que cumplan con las normas mexicanas de iluminación. En lo referente al el costo de las luminarias de inducción magnética, éstas presentan una inversión inicial alta en comparación con las luminarias ineficientes convencional (por ejemplo aditivos metálicos). Sin embargo las luminarias de inducción magnética tienen un costo de reemplazo más bajo, acompañado de una vida útil entre 50 mil y 100 mil horas, similar a la luminaria tipo LED, y superior a las luminarias convencionales ineficientes: por ejemplo las luminarias de aditivos metálicos tienen una vida útil de 10 mil a 15 mil horas, mientras que las luminarias incandescentes presentan vida útil estimada entre mil y tres mil horas. 19 En este documento se considera la inversión y el costo de reemplazo de las luminarias tanto existentes como del tipo LED en el año 2010.

95

Tabla 5-5 Costos para un SFVI de 9.6 kWp (aprox. 3.8 USD 2007 watt pico).

Inversor Panel fotovoltaico policristalino (48 módulos)

Sistema de seguridad

Soporte (dos)

Medidor bidireccional*

Componentes complementarios

Instalación (10% del

SFVI)

Total

4, 777 9, 747 923 5, 538 214.69 11,753.2 3,295.29 36,248.18


*El costo del medidor bidireccional es prorrateado en la facturación mensual. Para este caso se hace en un

pago.

No se considera la inversión y el costo de remplazo de las luminarias.

Por otra parte, cuando incluimos el costo de las luminarias tipo LED ($6.46 USD 2007 por

watt instalado, estimado de acuerdo a información del mercado mexicano de iluminación)

el costo del sistema SFVI se estima en aproximadamente $59,893 USD 2007 (véase la

Tabla 5-6). De esta forma observamos que el costo de los luminarios LED representa

aproximadamente 40% del costo total de los elementos del sistema fotovoltaico.

Tabla 5-6 Costos para un SFVI de 9.6 kWp con luminarias tipo LED (kW), (USD 2007).

4 Panel fotovoltaico policristalino (48 módulos)


Soporte (dos)




SFVI)

Costo luminaria

LED** (6.46 watt instalado)

Total

4, 777 9, 747 923 5, 538 214.69 11,753.2 3,295.29 23,645.68 59,893.86


*El costo del medidor bidireccional es prorrateado en la facturación mensual. Para este caso se hace en un pago.

** Costo por watt está estimado con base en información del mercado mexicano de iluminación.

No se considera el costo de remplazo de las luminarias.

Adicionalmente suponemos que los municipios en cada uno de los estados del país

cuentan con el área suficiente para instalar las islas de SFVI. Para el caso que describimos

en este documento, un SFVI de 48 módulos ocuparía un área aproximada de 70.4 metros

cuadrados. En términos generales un panel fotovoltaico de 200 watts mide 1.48 metros

por 0.99 metros.

96

5.2.3.2 Arreglo de ramales de SFVI para el alumbrado público.

Adicionalmente al arreglo de islas de SFVI, se incluye un arreglo denominado ramales de

SFVI, el cual se dimensiona, para fines de cálculo, con una potencia promedio de 2.526

kWp. El arreglo fotovoltaico naturalmente puede cambiar de acuerdo la topología y

longitud real de los ramales existentes en las redes de distribución. Este arreglo también

necesita de un inversor, un medidor bidireccional, un sistema de seguridad, un tablero

general y el cableado para conectar las luminarias.

El costo unitario total de este arreglo con menos componentes y obra civil que el arreglo

anterior de islas de SFVI, se estima entre el $3.3 USD 2007 (véase la Tabla 5-7) y 2.5 USD

2007.

Tabla 5-7 . Costos de un SFVI de 2.526 kWp por ramales (aprox. $3.3 USD 2007 watt pico).

Inversor Panel fotovoltaico policristalino




Instalación (10% del SFVI)

Total

1,256.94 $2,564.7 $242.9 $214.69 $3,196.84 $747.6 $8,223.67


*El costo del medidor bidireccional es prorrateado en la facturación mensual. Para este caso se hace en un pago. No se considera la inversión y el costo de reemplazo de las luminarias.

Cuando se incluye el costo de las luminarias tipo LED ($6.46 USD 2007 por watt instalado)

el costo del SFVI se estima en $14,445.44 USD 2007 (véase la Tabla 5-8). Se observa que el

costo de las luminarias LED representa el 43% del costo total de los elementos del

sistema.

97

Tabla 5-8 Costos para un SFVI de 2.526 kWp con luminarias tipo LED (kW) (USD 2007).

Inversor Panel fotovoltaico policristalino





Costo luminaria

LED** (6.46 watt instalado)

Total

$1,256.94 $2,564.7 $242.9 $214.69 $3,196.84 $747.6 $6,221.77 14,445.44


*El costo del medidor bidireccional es prorrateado en la facturación mensual. Para este caso se hace en un pago. ** Costo estimado con base en información del mercado mexicano de iluminación. No se considera el costo de reemplazo de las luminarias.

5.2.4 Potencial de los SFVI por estado para proveer el alumbrado público: Análisis Energético, Económico y Ambiental.

5.2.4.1 Situación actual del alumbrado público

a) Aspectos energéticos

En el año 2010, de acuerdo a información de CONUEE (2011), existe una capacidad

instalada de 1,046,280,226.5 watts a nivel nacional, el 68.6% corresponde a luminarias de

vapor de sodio en alta presión, 14.9% aditivos metálicos, 7% a luminarias de vapor de

mercurio, 4.59% son luminarias incandescentes, 2.4% yodo-cuarzo, 1.35% fluorescentes,

0.99% luminarias mixtos y 0.04% luminarias LED.

Tabla 5-9 Potencia total instalada de luminarias a nivel nacional en el año 2010.

Tipo de Luminarias Potencia total instalada (Watts)

Energía eléctrica consumida (MWh)

Potencia total instalada

(porcentajes)

Vapor de sodio en alta presión 717,774,106.3 3,143,850.6 68.60

Vapor de mercurio 73,919,993.8 323,769.6 7.07

Yodo-Cuarzo 25,405,130.0 111,274.5 2.43

98

Tipo de Luminarias Potencia total instalada (Watts)

Energía eléctrica consumida (MWh)

Potencia total instalada

(porcentajes)

Luminarias mixtos 10,388,387.5 45,501.1 0.99

Aditivos metálicos 156,200,575.0 684,158.5 14.93

Incandescentes 47,987,790.0 210,186.5 4.59

Fluorescentes 14,151,805.0 61,984.9 1.35

LED´s 452,439.0 1,981.7 0.04

Totales 1,046,280,226.5 4,582,707.4 100.0

Fuente: CONUEE (2011).

En cuanto al consumo de energía eléctrica, observamos que en el año 2010 para

alumbrado público (tarifas 5 y 5-A), se consumieron 4,582,707 MWh, de los cuales 3,207,

817.2 MWh corresponden a las luminarias eficientes (luminarias de vapor de sodio de alta

presión, fluorescentes y LED´s) es decir 70% a nivel nacional. La CONUEE (2011) estima

que existe un importante potencial de ahorro de energía al sustituir el 30% de las

luminarias más ineficientes de vapor de mercurio, yodo-cuarzo, mixtos, aditivos metálicos

e incandescentes por luminarias más eficientes. Y por supuesto existe un enorme

potencial de ahorro de energía sustituyendo el 100% de todas las lámparas existentes por

luminarias eficientes, por ejemplo, del tipo LED.

A nivel nacional (Tabla 5-10), el estado de México es el estado que más energía consume,

454, 237 MWh en el año 2010. Mientras que el estado de Nayarit le corresponde un

consumo de 33, 808 MWh, ubicándolo como el estado con menor participación en el

consumo de energía eléctrica para alumbrado público (tarifas 5 y 5-A).

Tabla 5-10 Consumo de energía en el año 2010.

Estado Energía eléctrica consumida (MWh)


Estado de México 454,237 Hidalgo 88,770

Distrito Federal 310,532 Sonora 110,775

99



Veracruz 268,474 San Luis Potosí 112,776

Jalisco 271,509 Tabasco 115,999

Puebla 234,893 Yucatán 104,210

Guanajuato 234,471 Querétaro 81,159

Chiapas 133,280 Morelos 124,797

Nuevo León 190,002 Durango 68,501

Michoacán 173,133 Zacatecas 109,556

Oaxaca 158,626 Quintana Roo 90,221

Chihuahua 173,718 Aguascalientes 40,043

Guerrero 142,644 Tlaxcala 63,238

Tamaulipas 167,113 Nayarit 33,808

Baja California Norte 123,526 Campeche 63,565

Sinaloa 109,685 Colima 40,167

Coahuila 151,735 Baja California Sur 37,544

Total 4, 582, 707

Fuente: CFE (2012a).

b) Aspectos ambientales

Las emisiones de gases de efecto invernadero, utilizando un factor de emisión del sistema

eléctrico del 0.4946 tCO2eMWh, se estiman en el año 2010 en 2, 266, 606 tCO2e20 para el

alumbrado público a nivel nacional. Se observa, en la Tabla 5-11, que al estado de México

es el principal emisor de CO2e y le corresponden 224, 666 tCO2e, mientras, que al estado

de Nayarit es el que menos emisiones de CO2e genera con 16, 721 tCO2e en el mismo año.

20 Los estados de la región Noroeste, como los de la península de Baja California, presentan emisiones aún menores de CO2 al resto de los estados del país (tabla 3), en gran medida, debido a que su producción de electricidad es con base, esencialmente, a energías renovables.

100

Tabla 5-11 Emisiones en el alumbrado público.

Estado Emisiones (tCO2e)

Estado Emisiones (tCO2e)

















Total 2,266,606

Fuente: Elaboración propia con base en información de CFE (2012a) y el factor de

emisión propuesto por GEI México (2011).

c) Aspectos económicos

El costo total de la facturación de electricidad para alumbrado público (véase la Tabla

5-12) en el año 2010 asciende a $713,286,951 dólares del año 2007 (USD 2007). De los

cuales, el estado de México tiene la participación mayor con $90,579,245 USD 2007,

mientras que Nayarit es el estado con menor participación 5, 154, 426 USD 2007.

101

Tabla 5-12 Costo total de la electricidad en el año 2010.

Estado Costo total de la electricidad (USD 2007)


Estado de México 90,579,245 Hidalgo 14,687,707

Distrito Federal 49,487,887 Sonora 17,170,872

Veracruz 41,294,747 San Luis Potosí 18,181,827

Jalisco 42,732,001 Tabasco 18,273,021

Puebla 35,195,682 Yucatán 16,483,958

Guanajuato 34,755,499 Querétaro 12,036,461

Chiapas 21,483,693 Morelos 17,804,366

Nuevo León 31,391,334 Durango 9,983,965

Michoacán 26,749,750 Zacatecas 15,522,194

Oaxaca 22,642,715 Quintana Roo 12,523,862

Chihuahua 24,335,721 Aguascalientes 5,784,044

Guerrero 20,717,425 Tlaxcala 9,200,501

Tamaulipas 23,558,529 Nayarit 5,154,426

Baja California Norte 15,586,890 Campeche 9,591,493

Sinaloa 16,178,593 Colima 5,850,924

Coahuila 22,562,022 Baja California Sur 5,785,595

Total 713,286,951

Fuentes: Elaboración propia con base en información de CFE (2012a).

Por otra parte, la inversión actual en luminarias actuales para alumbrado público a nivel

nacional, en el año 2010, se estima en aproximadamente en 2 mil millones de USD 2007,

de los cuales, de acuerdo a la tabla 9, la inversión en luminarias eficientes se estima en $1,

393 millones de USD 2007, mientras que la inversión en luminarias ineficientes se estima

en $614 millones de USD 2007 aproximadamente. Tomando en cuenta un periodo de 20

años (tiempo de vida útil de los SFVI) los costos de reemplazo de los luminarias se estiman

102

en aproximadamente 13 mil millones USD 2007 (véase la Tabla 5-13), de los cuales el 43%

corresponden a luminarias eficientes y el restante 57% al costo de reemplazo de los

luminarias ineficientes (véase la Figura 5-47 para observar el VPN del SFVI y el alumbrado

actual).

Tabla 5-13 Total de inversión y costos de reemplazo para luminarias actuales en el año 2010 y durante un periodo de 20 años.

Fuente: Elaboración propia con datos de CONUEE (2011).

* Costo estimado con base en información del mercado mexicano de iluminación. **Información de fabricantes para el mercado mexicano de iluminación.

Tipo de luminaria Capacidad

instalada (watts)

Costo por watt

instalado* (USD 2007)

Inversión (USD 2007)

Vida útil**

(horas)

Número de

cambios en 20 años

Costos de reemplazo

(Cambios en 20 años USD 2007)

Inversión total (en 2010 USD

2007)

Costo de reemplazo

(en 20 años USD 2007)

Efic

ien

tes

Vapor de sodio en alta presión

717,774,106.30 $1.85 $1,325,039,886 24,000 4 $5,300,159,544

$1,393,275,162 $5,567,254,

104 Fluorescentes 14,151,805.00 $4.62 $65,312,004 20,000 4 $261,248,016

LED 452,439.00 $6.46 $2,923,272 50,000 2 $5,846,544

No

efi

cie

nte

s

Vapor de mercurio

73,919,993.80 $2.77 $204,688,925 15,000 6 $1,228,133,550

$613,948,379 $7,392,157,681

Yodo-Cuarzo 25,405,130.00 $2.31 $58,623,615 2,000 44 $2,579439,081

Lámparas mixtas

10,388,387.50 $2.58 $26,848,334 8,000 11 $295,331,673

Aditivos metálicos

156,200,575.00 $1.85 $288,352,548 15,000 6 $1,730,115,285

Incandescentes 47,987,790.00 $0.74 $35,434,957 2000 44 $1,559,138,091

Total 1,046,280,227

$2,007,223,541

$12,959,411,785

103

5.2.4.2 Caso SFVI con luminarias existentes.

Para este caso se calcula el potencial del SFVI para suministrar el total de la energía que

se consume durante el año 2010 con la infraestructura de la red de alumbrado público y

con las luminarias existentes.


Se considera viable técnicamente la instalación de islas de SFVI para generar el total de

electricidad para alumbrado público en el país. Cada isla de SFVI está dimensionado con

48 módulos fotovoltaicos de 200 watts cada uno, para suministrar una potencia de 9.6

kWp, un inversor de 10 KW de potencia para la conversión de corriente directa a corriente

alterna, un medidor bidireccional, un sistema de seguridad y dos soportes.

Tabla 5-14 Número de SFVI (islas de SFVI de 48 módulos).

Estado Numero de Sistemas Fotovoltaicos















104






Total 296,177

Fuentes: Elaboración propia.

Considerando que los municipios en cada uno de los estados del país cuentan con el área

suficiente para instalar este tipo de sistemas. Un SFVI de 48 módulos ocupa un área

aproximada de 70.4 metros cuadrados (un panel fotovoltaico de 200 watts mide 1.48

metros por 0.991 metros). En este sentido, el Estado de México (véase la Tabla 5-15)

requiere un área aproximada de 1. 963 km2 . Mientras que a nivel nacional se requieren

20. 851 km2 para la instalación de islas de SFVI.

Tabla 5-15 Área requerida para instalar SFVI de 48 módulos.

Estado Área (km

2)

Estado Área (km

2)

Estado de México 1.962,530 Hidalgo 0.439,381

Distrito Federal 1.419,520 Sonora 0.520,300

Veracruz 1.189,940 San Luis Potosí 0.480,197

Jalisco 1.138,759 Tabasco 0.608,040

Puebla 1.113,586 Yucatán 0.501,170

Guanajuato 1.088,922 Querétaro 0.368,646

Chiapas 0.613,003 Morelos 0.562,588

Nuevo León 0.910,747 Durango 0.301,689

Michoacán 0.738,009 Zacatecas 0.497,718

Oaxaca 0.709,297 Quintana Roo 0.412,046

Chihuahua 0.771,328 Aguascalientes 0.172,925

105

Estado Área (km

2)

Estado Área (km

2)

Guerrero 0.623,620 Tlaxcala 0.294,284

Tamaulipas 0.800,490 Nayarit 0.150,568

Baja California Norte 0.546,241 Campeche 0.292,895

Sinaloa 0.523,260 Colima 0.183,126

Coahuila 0.734,756 Baja California Sur 0.181,447

Total 20.851,027


La Figura 5-42 muestra los requerimientos de capacidad pico de SFVIs que se necesitan

para satisfacer las necesidades actuales de energía para alumbrado público por estado al

100%, considerando el consumo de las luminarias existentes. El estado que consume más

energía para alumbrado público durante el año 2010 es el estado de México, 454, 237

MWh (véase la Tabla 5-10). De la misma forma, es el estado que requiere de mayor

potencial de capacidad pico de SFVIs para satisfacer esta demanda de energía al 100% ya

que se requieren 268 MWp (véase la Figura 5-42) equivalentes a 27,877 equipos

fotovoltaicos (véase la Tabla 5-14) de 9.6 KWp cada uno.

Contrariamente, Nayarit es el estado que menor consumo de energía para alumbrado

público tuvo durante el año 2010, a saber 33,808 MWh, por lo mismo es también el

estado que ofrece el menor potencial de capacidad pico (21 MWp) de implementación de

SFVI para satisfacer esta demanda eléctrica al 100%, de tal manera que solamente se

requieren 2,139 equipos fotovoltaicos (véase la Tabla 5-14) para satisfacer la totalidad de

la demanda de electricidad para este servicio público (véase la Figura 5-42).

A nivel nacional, se requieren 296, 177 equipos fotovoltaicos, equivalente a 2,843 MWp,

para satisfacer la demanda actual de electricidad para alumbrado público que en 2010

ascendió a 4,582,706 MWh.

106

Figura 5-42 Potencial técnico de implementación de SFVI para satisfacer al 100% la demanda eléctrica de alumbrado público y sin sustitución de luminarias.


b) Aspectos Ambientales

Como la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero es directamente

proporcional a la energía eléctrica convencional evitada, utilizando un factor de emisión

del sistema eléctrico del 0.4946 tCO2e/MWh, se observa en la Figura 5-43, que en el

estado de México presenta un potencial elevado de reducción de emisiones anuales si se

asumen un 100% de implementación de SFVI con la estructura actual de luminarias igual a

224,666 tCO2e en el año 2010. Mientras, que el estado de Nayarit es el estado en donde

menores emisiones se evitan con un porcentaje similar de utilización de SFVI (16,721

tCO2e) en el mismo año. A nivel nacional, la reducción anual se estima en 2,266,606 tCO2e.

107

Figura 5-43 Emisiones evitadas por la implementación de SFVI en alumbrado público sin sustitución de luminarias.



El costo para el SFVI (véase la Tabla 5-5) de 48 módulos fotovoltaicos de 200 watts cada

uno, un inversor de 10 KW, un medidor bidireccional, un sistema de seguridad, dos

soportes, los costos complementarios y los costos asociados a la instalación (10% sobre el

valor total del SFVI), se estima en $36,248 USD 2007 cuando el costo unitario total es de

aproximadamente $3.8 USD 2007 por watt pico instalado, mientras que para un costo

unitario total de aproximadamente $3.0 USD 2007 por watt pico instalado, el costo del

SFVI del mismo dimensionamiento se estima en $28,633 USD 2007.

108

Este costo unitario no considera el costo de operación y mantenimiento del sistema (5%

sobre el valor total del SFVI) y el reemplazo del inversor cada 10 años, suponiendo que la

vida útil de los módulos fotovoltaicos es de 20 años (para observar la integración de todos

los costos en el SFVI, durante los 20 años, ver el VPN en la Figura 5-44)21.

A nivel nacional (véase la Tabla 5-16) la inversión e instalación de los SFVI se estima en

$10,735,915,152 USD 2007 en el año 2010 a un costo unitario total de $3.8 USD 2007 por

watt pico instalado. De los cuales, el estado de México tiene una participación de $1,010,

480,410 dólares, mientras que en el estado de Nayarit la inversión e instalación se estima

en 77,525,417 USD 2007.

Cuando el costo unitario total se establece en $3.0 USD 2007 por watt pico instalado, la

inversión e instalación del SFVI se estima en $8,480,358,511 USD 2007 a nivel nacional

(véase la Tabla 5-16).

Tabla 5-16 Inversión de SFVI por estado (USD 2007) (Costo total del sistema más el costo de instalación*).

Estado Inversión ($3.0 usd wp)

Inversión ($3.8 usd wp)



Estado de México $798,184,042 $1,010,480,410 Hidalgo $178,701,491 $226,231,479

Distrito Federal $577,335,587 $730,891,963 Sonora $211,612,125 $267,895,493

Veracruz $483,962,465 $612,683,998 San Luis Potosí 1$95,301,935 $247,247,213

Jalisco 463,146,581 $586,331,627 Tabasco $247,297,161 $313,071,828

Puebla 452,908,625 $573,370,638 Yucatán $203,831,846 $258,045,860

21 Debemos aclarar que en este caso (SFVI con luminarias existentes) no incluimos la inversión y el costo de

reemplazo de las luminarias existentes. Lo anterior debido a que se utiliza la misma estructura de costos en las luminarias existentes. La modificación en la estructura de costos ocurre cuando sustituimos luminarios existentes por luminarios del tipo LED (ver Figura 5-47 SFVI con luminarias LED y Figura 5-49 SFVI con ramales y LEDs).

109





Guanajuato 442,877,245 $560,671,169 Querétaro $149,932,491 $189,810,667

Chiapas 249,315,535 $315,627,037 Morelos $228,810,990 $289,668,812

Nuevo León 370,411,406 $468,931,287 Durango $122,700,302 $155,335,418

Michoacán 300,156,900 $379,990,894 Zacatecas $202,427,886 $256,268,483

Oaxaca 288,479,265 $365,207,309 Quintana Roo $167,583,988 $212,157,007

Chihuahua 313,708,066 $397,146,320 Aguascalientes $70,330,562 $89,036,677

Guerrero 253,633,577 $321,093,566 Tlaxcala $119,688,912 $151,523,075

Tamaulipas 325,568,546 $412,161,382 Nayarit $61,237,754 $77,525,417

Baja California

Norte

222,162,801 $281,252,376 Campeche $119,124,000 $150,807,912

Sinaloa 212,816,138 $269,419,741 Colima $74,479,458 $94,289,073

Coahuila 298,834,123 $378,316,292 Baja California Sur $73,796,707 $93,424,728

Total $8,480,358,511 $10,735,915,152


*No se incluye el costo de operación y mantenimiento del sistema y el cambio del inversor. *No se considera la inversión y el costo de reemplazo de las luminarias.

A continuación aplicamos el método del VPN para la selección de alternativa de inversión

entre la facturación actual del alumbrado público y la implementación de SFVI con

luminarias existentes. Para el caso de los SFVI con luminarias existentes se consideran

únicamente la inversión, instalación, operación y mantenimiento del sistema fotovoltaico

y no se considera la inversión y costos de reemplazo de las luminarias. En lo que concierne

al VPN de la facturación actual, sólo se consideran los flujos anuales de la facturación

actual de la energía eléctrica y de manera similar no se considera la inversión inicial y el

costo de reemplazo de las luminarias existentes.

En ambos casos el cálculo del VPN considera una tasa de descuento real del 10% y un

periodo de análisis de 20 años, idéntico a la vida útil de un sistema fotovoltaico.

Como es de esperarse el VPN de la alternativa facturación actual es más favorable en

comparación con la alternativa de SFVI con luminarias existentes (véase la Figura 5-44);

tanto para el caso de un costo unitario total de $3.8 USD 2007 por watt pico instalado

110

como para el $3.0 USD 2007 (para observar el resultado del VPN en el caso $3.0 USD 2007

watt pico ver en el anexo la Figura 8-1). Lo anterior como consecuencia de la inversión

inicial elevada, así como costos elevados de instalación, operación y mantenimiento de los

SFVI, en comparación con la facturación actual.

En resumen, el beneficio neto22 a nivel nacional es negativo (5,624,231,757 USD2007) y

por lo tanto económicamente inviable, cuando implementamos el 100% de arreglos

fotovoltaicos por islas con las luminarias existentes (véase Figura 5-44).

5.2.4.3 Caso SFVI con luminarias LED

Se calcula el potencial de SFV para suministrar el total de la energía considerando

adicionalmente la sustitución en el consumo de las luminarias existentes por el consumo

de luminarias LED, de tal forma que se proporcione el mismo nivel de iluminación medido

en lúmenes por watt instalado para el año 2010. Es de esperarse que debido a la mayor

eficiencia de estas luminarias (eficiencia de la potencia menor a 90% y eficiencia lumínica

menor a 85%), la capacidad de SFVI para cubrir en un esquema de medición neta de la

nueva demanda de electricidad del alumbrado público, se reduzca sustancialmente.


Al igual que en el caso con luminarias existentes, en este caso se considera un SFVI

dimensionado con 48 módulos fotovoltaicos de 200 watts cada uno, para suministrar una

potencia de 9.6 kWp, un inversor de 10 KW de potencia para la conversión de corriente

22 En este documento consideramos al beneficio neto como la facturación evitada

111

directa a corriente alterna, un medidor bidireccional, un sistema de seguridad y dos

soportes.

Figura 5-44 Valor Presente Neto (VPN) de la facturación actual del alumbrado público y

de la implementación de SFVI con luminarias existentes para cubrir la demanda eléctrica

del alumbrado público en un esquema de medición neta ($3.8 USD 2007 watt pico).


Tabla 5-17 Número de SFVI por estado. Estado Numero de Sistemas

Fotovoltaicos Estado Numero de Sistemas

Fotovoltaicos





112















Total 145,366


De la misma forma como en el caso con luminarias existentes, en este caso, se asume que

en cada uno de los estados del país cuentan con el área suficiente para instalar este tipo

de sistemas (véase la Tabla 5-18). Un SFVI de 48 módulos ocupa un área aproximada de

70.4 metros cuadrados (un panel fotovoltaico de 200 watts mide 1.48 metros por 0.991

metros). En este sentido, el Estado de México (véase la Tabla 5-18) requiere un área

aproximada de 0.987km2 . Mientras que a nivel nacional se requieren 10. 241km2 para la

instalación de SFVI.

Tabla 5-18 Área requerida en cada estado para instalar los SFVI.

Estado Área (km2) Estado Área (km

2)




113


2)


Puebla 0.548,770 Yucatán 0.244,074










Sinaloa 0.254,320 Colima 0.089,209

Coahuila 359,398 Baja California Sur 0.088,581

Total 10.240,777


En la Figura 5-45, se muestran los resultados del escenario con luminarias más eficientes,

en donde el consumo de las luminarias existentes se sustituye por el consumo de

luminarias LED. Observamos que el estado de México presenta un potencial de 134 MWp

suponiendo una implementación del 100% con SFVI, en este sentido, se requieren de 14,

008 equipos para satisfacer la demanda de alumbrado público del año 2010 y con

luminarias LED. De la misma forma, Nayarit es el estado que ofrece el menor potencial (10

MWp) de SFVI con luminarias LED para satisfacer la demanda de electricidad para este

servicio público.

A nivel nacional, se requieren 145,366 sistemas para aportar 1,396 MWp y satisfacer la

demanda de electricidad para alumbrado público de 4,582,706 MWh en 2010.

114

Figura 5-45 Potencial técnico de implementación de SFVI al 100% en el sistema de alumbrado público considerando el uso de luminarias LED.



En lo referente a las emisiones evitadas de CO2, se observa que para el caso con SFVI

donde se utiliza luminarias LED (véase la Figura 5-46), el estado de México presenta un

potencial elevado de reducción de emisiones, asumiendo un 100% de implementación de

SFVI, igual a 337, 560 tCO2 equivalente en el año 2010. Por su parte, el estado de Nayarit

es el estado que menores emisiones evita al implementar SFVI, aproximadamente 25, 121

tCO2 equivalente en el mismo año. A nivel nacional la reducción sería de

115

aproximadamente 3,405,201 tCO2 equivalente cuando se asume un porcentaje de uso de

SFVI al 100%.

Figura 5-46 Emisiones de CO2 evitadas por la implementación de sistemas FV considerando el uso de luminarias LED en el sistema de alumbrado público.



Considerando el dimensionamiento de SFVI propuesto en la Tabla 5-5 y un costo de $6.46

USD 2007 por watt instalado de lámpara LED (véase la Tabla 5-6). Observamos que la

inversión total de los SFVI con luminarias LEDS a nivel nacional asciende a $8,707,163,880

USD 2007 cuando el costo es 3.8 por watt pico instalado de SFVI (véase la Tabla 5-19). De

116

los cuales, el estado de México tiene una participación de $848,530,346 USD 2007,

mientras que a Nayarit le corresponden $63,039,380 USD 2007.

Por el contrario, la facturación actual incluyendo el costo de los luminarios existentes se

estiman en $2,720,272,777 USD 2007 (véase la Tabla 5-19) a nivel nacional.

Tabla 5-19 Inversión por estado (USD 2007)*.

Estado Inversión* (Facturación actual

considerando el costo de los luminarios existentes)

Inversión** (SFVI considerando

el costo de los luminarios LED)

Estado Inversión* (Facturación actual

considerando el costo de los luminarios existentes)

Inversión** (SFVI

considerando el costo de los

luminarios LED)

Estado de México

$289,511,322 $848,530,346 Hidalgo $53,564,330 $177,841,786

Distrito Federal

$185,484,681 $592,857,659 Sonora $65,684,535 $213,448,045

Veracruz $158,872,334 $501,605,609 San Luis Potosí

$67,571,824 $205,382,599

Jalisco $161,638,760 $490,531,083 Tabasco $69,074,523 $239,658,980

Puebla $138,066,545 $458,577,170 Yucatán $62,122,494 $203,762,728

Guanajuato $137,441,548 $450,552,114 Querétaro $47,579,863 $153,991,409

Chiapas $79,853,370 $254,090,668 Morelos $72,458,933 $235,191,402

Nuevo León $114,602,284 $371,736,687 Durango $39,983,824 $127,535,348

Michoacán $102,572,960 $316,284,342 Zacatecas $63,501,999 $208,138,058

Oaxaca $92,112,616 $297,257,460 Quintana Roo $52,035,509 $170,980,044

Chihuahua $100,415,130 $324,576,127 Aguascalientes

$23,320,786 $73,702,429

Guerrero $83,188,045 $263,563,446 Tlaxcala $36,895,442 $122,143,884

Tamaulipas $96,745,293 $329,132,183 Nayarit $19,960,564 $63,039,380

Baja California

$69,684,825 $230,290,865 Campeche $37,429,642 $121,089,300

Sinaloa $64,214,893 $213,141,599 Colima $23,441,972 $76,034,206

Coahuila $89,014,025 $298,753,673 Baja California Sur

$22,227,905 $73,743,253

Total $2,720,272,777 $8,707,163,880


*No se considera el costo de reemplazo de las luminarias. El resultado puede variar por cuestiones de redondeo. **Se considera el costo total del sistema más el costo de instalación. No se incluye el costo de operación y mantenimiento del sistema y el cambio del inversor. Tampoco se considera el costo de reemplazo de las luminarias.

117

Por otra parte, la inversión en luminarias tipo LED para alumbrado público a nivel

nacional, en el año 2010, se estima en aproximadamente en $3,438 mil millones de USD

2007. Tomando en cuenta un periodo de 20 años (tiempo de vida útil de los SFVI) los

costos de reemplazo de los luminarias se estiman en aproximadamente 7 mil millones USD

2007 (véase la Tabla 5-20) (véase la Figura 5-47 para observar el VPN del SFVI y el

alumbrado LED).

Tabla 5-20 Total de inversión y costo de reemplazo para luminarias LED en el año 2010 y durante un periodo de 20 años.

Tipo de luminaria

Capacidad Instalada

eficiente (watts)*

Costo por watt instalado (2007usd)**

Inversión (USD 2007)

Vida útil (horas)***

Número de cambios en

20 años

Costo de reemplazo

(cambios en 20 años USD 2007)

LED 532,086,364 $6.46 $3,437,884,944 50,000 2 $6,875,769,887


* Capacidad instalada eficiente (LED) equivalente a 1, 046, 280, 227 watts de capacidad actual, para satisfacer el consumo de energía eléctrica de 4, 582, 707. 4 MWh en el año 2010 (véase la Tabla 5-9 5 y la 9Tabla 5-13). ** Costo estimado con base en información del mercado mexicano de iluminación. ***Información de fabricantes para el mercado mexicano de iluminación.

Debemos enfatizar que aunque las luminarias LED representan una inversión elevada al

inicio, solamente se requieren 2 cambios en todo el periodo de análisis: considerando

como cota mínima de horas promedio la sugerida por los fabricantes, a saber, 50,000

horas. Por el contrario, las luminarias existentes (eficientes e ineficientes), aunque

requieren de una inversión inicial menor (véase la Tabla 5-13), presentan costos de

reemplazo superior (aprox. 13 mil millones de USD 2007) a las luminarias del tipo LED

(véase la Tabla 5-20).

Apliquemos ahora el método del VPN para la selección de alternativas de inversión entre

la configuración actual de facturación con la estructura existente de luminarias y la

alternativa con SFVI con los luminarias tipo LED, considerando la inversión y los costos de

118

reemplazo de las luminarias que correspondan (véase la Tabla 5-13), una tasa de

descuento real del 10% y un periodo de análisis de 20 años (vida útil del SFVI).

Se observa en la Figura 5-47, que no importando que el watt pico del SFVI se encuentre en

el rango de $3.8 USD 2007 a $3.0 USD 2007 (ver anexo, Figura 8-2) e integrando la

luminaria LED (el watt instalado se estima en $6.46 USD 2007), el SFVI con el luminaria

tipo LED es una mejor opción, para todos los estados del país, en comparación con la

alternativa facturación actual con la estructura existente de luminarias. Lo anterior, como

resultado de un número mayor de reemplazos en los luminarios existentes (véase la Tabla

5-13).

Finalmente, el beneficio neto, cuando implementamos el 100% de arreglos fotovoltaicos

por islas con las luminarias LED, se estima en 1, 993, 917, 617 usd2007. En otras palabras,

la facturación evitada es positiva, propiciando la viabilidad económica de los SFVI (Figura

5-47).

5.2.4.4 Caso SFVI con luminarias existentes por ramales

Para este caso, los resultados de consumo energético y ambiental son similares al caso

con SFVI con luminarias existentes (caso 5.2.3.2). La diferencia primordial radica en el área

instalación de los paneles fotovoltaicos y el número de elementos que corresponden al

dimensionamiento fotovoltaico. El área se reduce considerablemente al instalar paneles

fotovoltaicos en cada uno de los postes que integran la configuración por ramal.

Adicionalmente, el sistema por ramales utiliza un número menor de elementos en el

dimensionamiento del sistema fotovoltaico (no utiliza soportes y los elementos

complementarios se reducen), posibilitando que el watt pico (costo unitario) se situé en

un rango de $3.3 USD 2007 (véase la Tabla 5-7) como máximo y 2.5 USD 2007 como

mínimo.

119

Figura 5-47 VPN de los SFVI ($3.8 USD 2007 watt pico) y luminarias LED ($6.46 USD 2007 watt instalado).


A continuación aplicaremos el método del VPN para la selección de alternativa de

inversión entre la facturación actual y los SFVI por ramales y con luminarias existentes

considerando para esta última configuración únicamente la inversión, y los costos de

instalación, operación y mantenimiento del sistema fotovoltaico (no se considera la

inversión y el costo de reemplazo de las luminarias). En el caso del VPN de la facturación

actual sólo se consideran los flujos anuales de la facturación actual de la energía eléctrica

y de manera análoga no se considera la inversión inicial y el costo de reemplazo de las

luminarias existentes.

120

En ambos caso el VPN se calcula tomando en cuenta una tasa de descuento real del 10% y

un periodo de análisis de 20 años, idéntico a la vida útil del proyecto.

En la Figura 5-48, se observa que el VPN de la alternativa con SFVI por ramales y

luminarias existentes, no es conveniente en ninguno de los estados del país. El resultado

no cambia (con excepción en el Estado de México) inclusive cuando el costo unitario total

de esta alternativa disminuye a 2.5 USD 2007 (ver anexo Figura 8-3). El beneficio neto

negativo se estimaría en 4, 086, 496, 678 usd2007.

Figura 5-48 Valor Presente Neto (VPN) de los SFVI por ramales con luminarias actuales ($3.3 USD 2007 watt pico).


121

5.2.4.5 Caso SFVI con luminarias LED por ramales

Los resultados del consumo energético y ambiental son similares al caso con SFVI con

luminarias LED. También, la diferencia primordial radica en el área instalación de los

panales fotovoltaicos y el número de elementos del dimensionamiento fotovoltaico. El

área se reduce considerablemente al instalar paneles fotovoltaicos en cada uno de los

postes que integran la configuración por ramal luminarias LED. Adicionalmente, el sistema

por ramales utiliza un número menor de elementos en el dimensionamiento del sistema

fotovoltaico, posibilitando que costo unitario total del watt pico se situé en un rango de

$3.3 USD 2007 como máximo y $2.5 USD 2007 como mínimo.

Aplicamos el método del VPN para la selección de alternativa de inversión entre la

facturación actual y luminarias existentes y los SFVI por ramales y luminarias LED que

consumen menos energía.

Al igual que en caso de SFVI con luminarias LED, aplicamos el método del VPN para la

selección de alternativas de inversión entre la configuración actual de facturación con la

estructura de costos de las luminarias existentes y la alternativa con SFVI por ramales con

la estructura de costos de los luminarias tipo LED, considerando una tasa de descuento

real del 10%, un periodo de 20 años (vida útil del SFVI) e información de la Tabla 5-13.

Observamos beneficios al estimar los SFVI por ramales con luminarias LED en el rango de

$3.3 USD 2007 (véase la Figura 5-49) y 2.5 USD 2007 por watt pico (ver anexo Figura 8-4).

El beneficio neto se estimaría en 2,777,280,519 usd2007, propiciando su viabilidad

económica.

122

Figura 5-49 Valor Presente Neto (VPN) de los SFVI por ramales ($3.3 USD 2007 watt pico) con luminarias LED ($6.46 USD 2007 watt pico).


5.2.5 SFVI para el servicio público de bombeo de agua potable y negra por estado.

En este apartado se analiza un nicho potencial para la incorporación de SFVI para

proporcionar el servicio de bombeo de agua potable y agua negra, tarifa 6 por estado,

bajo un esquema de medición neta. Se presentan 2 casos de análisis, en el primero los

SFVI aportan su electricidad durante las horas de insolación para sustituir a la red eléctrica

solo durante estas horas en el suministro de electricidad al bombeo de agua potable y

agua negra a nivel estatal. En el segundo caso los SFVI inyectan a la red el equivalente a

123

toda la energía eléctrica que se requiere en el bombeo de agua potable y negra a nivel

estatal.

Para cada uno de estos casos se consideran dos dimensionamientos diferentes de SFVI.

Ambos son estimados en relación a las necesidades de un pozo promedio, para fines de

un cálculo, que pueda ser representativo a nivel nacional. El primer dimensionamiento

considera además la implementación de una isla de SFVI de 55 módulos fotovoltaicos de

200 watts cada uno, un inversor para la conversión de corriente directa a corriente

alterna, un medidor bidireccional, un sistema de seguridad y dos soportes para sustituir a

la red eléctrica solamente durante las horas de insolación en el servicio de bombeo de

agua potable y negra de este pozo promedio.

Posteriormente, se estima el número de islas de SFVI y la capacidad que se debe de

instalar en cada estado para cumplir con el objetivo de suministrar la electricidad que

requiere este uso final durante las horas pico solar a nivel estatal.

En ambos casos, el costo del watt pico instalado se encuentra en el rango de $3.0 USD

2007 a $3.8 USD 2007, y varía de acuerdo a los costos complementarios: tablero general,

tablero para los circuitos derivados, la acometida, el cableado para conectar el sistema de

bombeo y la construcción de una caseta dónde se ubicarían todos los componentes. De la

misma forma, en ambos casos se considera un 10% sobre el costo final del SFVI instalado

por concepto de costo de instalación.

Para el segundo caso, los SFVI son dimensionados para generar e inyectar a la red la

electricidad necesaria para satisfacer en un esquema de medición neta la demanda total

de energía para bombeo de agua potable y negra. En este caso se considera como

elemento base una isla de SFVI de 238 módulos fotovoltaicos en promedio de 200 watts

cada uno, 4 inversores en promedio, un medidor bidireccional, un sistema de seguridad y

dos soportes, para entonces determinar el número de islas y la capacidad que se requiere

124

en cada estado para cumplir con este objetivo. El lector puede observar que el número de

islas de SFVI, el número de elementos del sistema, y su capacidad se incrementará

sustancialmente en este caso respecto al anterior en cada estado.

Como en el caso del alumbrado público, para el bombeo de agua potable y negra, se

considera que los municipios en cada uno de los estados del país cuentan con el área

necesaria para instalar este tipo de sistemas. Para los SFVI que describimos en el primer

caso, la islas del SFVI de 55 módulos ocuparía un área aproximada de 80.7 metros

cuadrados. En términos generales un panel fotovoltaico de 200 watts mide 1.48 metros

por 0.991 metros, mientras que el del segundo caso de 238 módulos ocuparía un área

aproximada de 349 metros cuadrados.

5.2.5.1 Análisis técnico-económico y ambiental de la implementación de SFVI para bombeo de agua potable y negra

Para efectos de una comparación técnico-económica y ambiental se analiza la situación

actual haciendo énfasis en la facturación y los casos anteriormente presentados de islas

de SFVI para bombeo de agua potable y agua negra en un esquema de medición neta.

5.2.5.2 Análisis técnico-económico y ambiental de la situación actual del bombeo de agua potable y negra.


La demanda actual de electricidad para bombeo de agua se estima en 3,203,982 MWh

(véase la Tabla 5-21) en 2010. El estado que consumió más energía para bombeo de agua

potable y negra durante el año 2010 fue el estado de México con 607,138 MWh.

Por otra parte, Colima es el estado en donde se presenta el menor consumo de energía

para bombeo de agua potable y agua negra, a saber, 13,538 MWh.

125

Tabla 5-21 Consumo de energía en el año 2010.



















Total 3,203,982



Al utilizar un factor de emisión del sistema eléctrico del 0.4946 tCO2e/MWh, las emisiones

de gases de efecto invernadero a nivel nacional, se estiman en 1,584,689 tCO2e para el

bombeo de agua potable y negra en el año 2010 (véase la Tabla 5-22). Se observa que al

estado de México, el que más emite debido a este uso final de la energía, le corresponden

300,290 tCO2e, mientras que al estado de Colima le corresponden 6,696 tCO2e en el

mismo año.

126

Tabla 5-22 Emisiones en el bombeo de agua potable y negra.

Estado Emisiones (tCO2e) Estado Emisiones (tCO2e)

Estado e México 300,290 Hidalgo 52,455
















Total 1,584,689



El costo total de la electricidad para bombeo de agua potable y negra (véase la Tabla 5-23)

en el año 2010 ascendió a $294,986,953 USD 2007, de los cuales, el estado de México es la

entidad federativa que mayor gasta en este uso final, a saber, $60,053,900 USD 2007,

mientras que al estado de Colima, el que menos gasta en este rubro, le corresponden $1,

356,702 USD 2007.

127

Tabla 5-23 Costo total de la electricidad en el año 2010 (USD 2007).



Estado de México $60,053,900 Hidalgo $10,105,533

Distrito Federal $31,694,163 Sonora $12,430,836

Veracruz $4,718,894 San Luis Potosí $4,275,751

Jalisco $18,898,552 Tabasco $6,831,505

Puebla $9,401,071 Yucatán $3,645,569

Guanajuato $13,518,396 Querétaro $13,613,325

Chiapas $3,092,134 Morelos $6,565,675

Nuevo León $3,989,555 Durango $4,166,093

Michoacán $9,727,227 Zacatecas $7,996,024

Oaxaca $4,218,244 Quintana Roo $1,458,961

Chihuahua $11,461,108 Aguascalientes $3,852,341

Guerrero $12,069,020 Tlaxcala $4,847,510

Tamaulipas $5,844,229 Nayarit $3,687,220

Baja California $4,283,574 Campeche $2,175,192

Sinaloa $5,764,875 Colima $1,356,702

Coahuila $3,313,846 Baja California Sur $5,929,926

Total $294,986,953


5.2.5.3 Análisis de los SFVI que producen electricidad en un esquema de medición neta para el bombeo de agua potable y negra sólo durante las horas de insolación.

En este caso se analiza técnica, económica y ambientalmente la implementación de SFVI

para suministrar energía eléctrica en un esquema de medición neta al servicio público de

agua potable y agua negra (en el año 2010) solamente durante las horas de insolación (en

promedio a nivel nacional el recurso solar diario asciende a 5.56 kWh/m2).

128


Como ya se había descrito con anterioridad, se considera el dimensionamientos de las

islas de SFVI de acuerdo a un pozo promedio. Las islas constan de cierto número de

módulos fotovoltaicos que dependen de las necesidades de bombeo para cada estado (55

módulos fotovoltaicos en promedio) de 200 watts cada uno para suministrar una potencia

promedio de 11 kW, un inversor para la conversión de corriente directa a corriente

alterna, un medidor bidireccional, un sistema de seguridad y dos soportes.






Veracruz 536 San Luis Potosí 535

Jalisco 2,409 Tabasco 803

Puebla 1,161 Yucatán 421


Chiapas 993 Morelos 848

Nuevo León 1,172 Durango 762


Oaxaca 477 Quintana Roo 180


Guerrero 1,518 Tlaxcala 628

Tamaulipas 648 Nayarit 473

Baja California Norte 560 Campeche 259

Sinaloa 795 Colima 173

Coahuila 618 Baja California Sur 641

Total 41,000


129

Se considera que cada uno de los estados del país cuenta con el área suficiente para

instalar este tipo de sistemas (véase la Tabla 5-25), a saber, una isla de SFVI promedio de

55 módulos ocuparía un área aproximada de 80.6 metros cuadrados (un panel

fotovoltaico de 200 watts mide 1.48 metros por 0.991 metro). En este sentido, el Estado

de México (véase la Tabla 5-25) requiere un área aproximada de 0.609 km2 para instalar

7,769 SFVI. Mientras que a nivel nacional se requieren 3. 281 km2para la instalación de la

totalidad de SFVI.

Tabla 5-25 Área requerida para instalar SFVI de 55 módulos en promedio.


Estado Área (m2) Estado Área (m

2)

Estado de México 0.608787 Hidalgo 0.107892

Distrito Federal 0.332142 Sonora 0.135109

Veracruz 0.043,134 San Luis Potosí 0.043318

Jalisco 0.194771 Tabasco 0.065641

Puebla 0.092116 Yucatán 0.034572

Guanajuato 0.141285 Querétaro 0.151464

Chiapas 0.081028 Morelos 0.068895

Nuevo León 0.094780 Durango 0.060955

Michoacán 0.096993 Zacatecas 0.122732

Oaxaca 0.038789 Quintana Roo 0.014766

Chihuahua 0.156434 Aguascalientes 0.083976

Guerrero 0.124321 Tlaxcala 0.049484

Tamaulipas 0.050544 Nayarit 0.038990

Baja California Norte 0.044857 Campeche 0.021312

Sinaloa 0.065497 Colima 0.014202

Coahuila 0.049925 Baja California Sur 0.052182

Total 3,280.893

130

La Figura 5-50 muestra la capacidad eléctrica de SFVI que se requiere para satisfacer las

necesidades de bombeo de agua potable y de agua negra por estado durante las horas de

insolación, lo que significa un recurso solar promedio de 5.6 kWh/m2 por estado. El estado

con mayor potencial de aplicación de SFVI con esta estrategia es el de México, con 83

MWp (véase la Figura 5-50), lo que equivale a 7,769 equipos fotovoltaicos (véase la Tabla

5-24). De acuerdo a esta estrategia esta forma se cubriría un 23% de la electricidad

necesaria para satisfacer totalmente el servicio de bombeo público de agua potable y agua

negra; los restantes 466,259 MWh provendrían de la red eléctrica nacional.

Colima es el estado que ofrece el menor potencial de SFVI para bombeo de agua (1.9

MWp) equivalente a 173 equipos fotovoltaicos. A nivel nacional, el potencial para de SFVI

con esta estrategia es de es de 447 MWp lo que representa 41, 000 equipos fotovoltaicos

(véase la Tabla anterior).

a) Aspectos ambientales

En lo referente a las emisiones evitadas de gases de efecto invernadero al utilizar SFVI

sólo durante las horas de insolación, se observa que el estado de México presenta un

potencial elevado de reducción de emisiones que ascienden a 140,907 tCO2e en el año

2010 (véase la Figura 5-51), mientras, que el estado de Colima es el estado con menores

emisiones evitadas (3,215 tCO2e).

A nivel nacional la reducción sería de aproximadamente 742,374 tCO2e durante las horas

de insolación.

131

a) Aspectos económicos

El costo considerado para el SFVI (véase la Tabla 5-25) dimensionado con 55 módulos

fotovoltaicos en promedio de 200 watts cada uno para suministrar una potencia de 11

kW, un inversor, un medidor bidireccional, un sistema de seguridad, dos soportes y la

instalación (10% sobre el valor total del SFVI), se estima en $39, 873 USD 2007. Además,

se debe considerar los costos asociados a la operación y mantenimiento del sistema (5%

sobre el valor total del SFVI), sin olvidar que se debe de reemplazar el inversor cada 10

años (suponiendo que la vida útil de los módulos fotovoltaicos es de 20 años).

Figura 5-50 Potencial técnico de implementación de sistemas fotovoltaicos para satisfacer la demanda parcial de electricidad de bombeo fotovoltaico.

Fuente: Elaboración propia

132

Figura 5-51 Emisiones de CO2 evitadas debidas a la implementación de SFVI en las horas de insolación para bombeo de agua potable y negra.


Tabla 5-26 Costos generales promedio de un SFVI (USD 2007).

Inversor Panel fotovoltaico policristalino (55 módulos)


(uno)

Soporte (dos)



SFVI)

Elementos complementarios

Total

$5, 253 $11, 342 $923 $5, 538 $214.69 $2,327 $14, 276.14 $39, 873.83



La inversión total (incluyendo el costo de instalación) de los SFVI (véase la Tabla 5-27) en

dólares del año 2010 se estima en $1,738,467,434 USD 2007 a nivel nacional, de los

cuales, el estado de México tiene una participación de $325,907,340 USD 2007, mientras

133

que a Colima le corresponden solamente $7,477,105 USD 2007 cuando el watt pico se

establece aproximadamente en $3.8 USD 2007.






Estado de

México

$258,549,138 $325,907,340 Hidalgo $44,911,997 $56,678,254

Distrito

Federal

$140,796,195 $177,221,045 Sonora $56,898,271 $71,253,180

Veracruz $18,216,407 $22,862,512 San Luis Potosí $17,958,832 $22,592,955

Jalisco $80,787,216 $101,671,278 Tabasco $27,630,519 $34,588,693

Puebla $39,020,813 $49,089,074 Yucatán $14,542,099 $18,194,148

Guanajuato $59,708,988 $74,978,850 Querétaro $64,070,799 $80,514,779

Chiapas $34,123,396 $42,732,413 Morelos $29,041,140 $36,394,717

Nuevo León $39,989,692 $50,152,367 Durango $25,778,545 $32,388,799

Michoacán $40,298,067 $50,780,925 Zacatecas $51,929,180 $65,268,842

Oaxaca $16,346,727 $20,482,157 Quintana Roo $6,212,601 $7,774,246

Chihuahua $66,111,275 $83,018,446 Aguascalientes $35,506,052 $44,602,557

Guerrero $52,318,103 $65,481,253 Tlaxcala $20,991,286 $26,436,186

Tamaulipas $21,125,105 26,742,190 Nayarit $16,388,918 $20,493,395

Baja

California

Norte

$18,961,698 $23,815,268 Campeche $8,960,527 $11,206,696

Sinaloa $27,530,600 $34,425,425 Colima $5,975,148 $7,477,105

Coahuila $20,712,913 $26,072,164 Baja California Sur $21,613,224 $27,170,177

Total $1,383,005,470 $1,738,467,434


*No se incluye el costo de operación y mantenimiento del sistema y el cambio del inversor.

134

Al aplicar el método del VPN para la selección de alternativas de inversión entre la

situación actual y los SFVI para cubrir la demanda de electricidad del bombeo de agua

potable y negra sólo durante las horas de insolación, se observa, en la Figura 5-52 que el

VPN con la alternativa de SFVI para bombeo de agua potable y negra, sólo para horas de

insolación, es más atractiva en la gran mayoría de los estados del país en comparación con

la alternativa de facturación actual cuando el watt pico (costo global unitario) asciende a

$3.8 USD 2007. No obstante en algunos estados como Chiapas y Nuevo León la alternativa

de SFVI no es favorable.

El resultado con la alternativa de SFVI para bombeo cuando el watt pico (costo global

unitario) asciende a $3.0 USD 2007 (ver en el anexo Figura 8-5) no cambia

significativamente en comparación al caso con $3.8 USD 2007 watt pico.

Cuando los SFVI son dimensionados para cubrir parte la demanda de energía durante las

horas de insolación, la facturación evitada a nivel nacional se estima en 621, 352, 953

usd2007, propiciando su viabilidad económica en la mayoría de los estados del país, con

excepción de los estados de Chiapas, Nuevo León, Zacatecas y Quintana Roo (véase la

Figura 5-52).

5.2.5.4 Análisis de los SFVI que produce electricidad en un esquema de medición neta para cubrir el 100% de la demanda de electricidad para bombeo de agua potable y negra.

En este caso los SFVI son dimensionados para satisfacer la demanda tota de energía del

servicio público de agua potable y agua negra (en el año 2010) en un esquema de

medición neta.

a) Aspectos Energéticos

Como ya se había descrito con anterioridad, se consideran el dimensionamientos de una

isla de SFVI de acuerdo a un pozo promedio. La isla de SFVI consta de cierto número de

135

módulos fotovoltaicos que dependen de las necesidades de bombeo para cada estado

(238 módulos fotovoltaicos en promedio) de 200 watts cada uno para suministrar una

potencia promedio de 47.6 kW, 4 inversores en promedio, un medidor bidireccional, un

sistema de seguridad y dos soportes.

Figura 5-52 Valor Presente Neto (VPN) de los SFVI de bombeo para cubrir la demanda de electricidad sólo durante las horas de insolación ($3.8 USD 2007 watt pico).







136



Veracruz 536 San Luis Potosí 535

Jalisco 2,409 Tabasco 803

Puebla 1,161 Yucatán 421


Chiapas 993 Morelos 848

Nuevo León 1,172 Durango 762


Oaxaca 477 Quintana Roo 180


Guerrero 1,518 Tlaxcala 628

Tamaulipas 648 Nayarit 473

Baja California Norte 560 Campeche 259

Sinaloa 795 Colima 173

Coahuila 618 Baja California Sur 641

Total 41,000


Se considera que cada uno de los estados del país cuenta con el área suficiente para

instalar este tipo de sistemas (véase la Tabla 5-29). Un SFVI promedio de 238 módulos

ocuparía un área aproximada de 349 metros cuadrados (un panel fotovoltaico de 200

watts mide 1.48 metros por 0.991 metro). En este sentido, el Estado de México (véase la

Tabla 5-29) requiere un área aproximada de 2. 623km2 para instalar 7,769 SFVI. Mientras

que a nivel nacional se requieren 14. 187km2 para la instalación de la totalidad de SFVI.

Para el caso en el que se satisface la demanda total de energía eléctrica para el servicio de

bombeo público de agua potable y agua negra con SFVI en un esquema de medición neta

(véase la Figura 5-53), se observa que el estado de México presenta el mayor potencial de

137

implementación con 357.7 MWp, equivalente a 7,769 equipos fotovoltaicos (Véase la

Tabla 5-28), mientras que el estado de Colima es el estado con menor potencial (8.2

MWp) de SFVI para bombeo de agua potable y agua negra en un esquema de medición

neta, lo que representaría 173 equipos fotovoltaicos. A nivel nacional, se requieren 41,000

SFVI que equivalen a 1,935 MWp.

Tabla 5-29 Área requerida para instalar SFVI de 55 módulos en promedio.



2)





Puebla 0.421,101 Yucatán 0.153,369










Sinaloa 0.286,846 Colima 0.059,797

Coahuila 0.227,795 Baja California Sur 0.235,409

Total 14.187,111

138

Figura 5-53 Potencial técnico de implementación de sistemas fotovoltaicos en un esquema de medición neta para satisfacer la demanda total de energía del bombeo de

agua potable y negra.



En lo referente a las emisiones evitadas de gases de efecto invernadero al utilizar al 100%

SFVI (véase la Figura 5-54) en un esquema de medición neta para satisfacer la demanda

total para bombeo de agua potable y negra, se observa que el estado de México presenta

un potencial elevado de reducción de emisiones estimado en 300,290 tCO2e en el año

2010, mientras que el estado de Colima es el estado que menores emisiones evita en este

rubro, a saber, 6,696 tCO2e.

139

A nivel nacional la reducción se estima en 1,584,689 tCO2e al satisfacer la demanda total

para bombeo con SFVI en un esquema de medición neta.

Figura 5-54 Emisiones evitadas de CO2 debidas a la implementación de SFVI para satisfacer la demanda energética total en el bombeo de agua potable y negra.



El costo considerado para una islas de SFVI (véase la Tabla 5-30) dimensionado con 238

módulos fotovoltaicos (en promedio) de 200 watts cada uno para suministrar una

potencia de 47.6 kW, 4 inversores, un medidor bidireccional, un sistema de seguridad, dos

soportes y la instalación (10% sobre el valor total del SFVI), asciende a $181,492 dólares

(USD 2007). Además, debemos considerar los costos asociados a la operación y

140

mantenimiento del sistema (5% sobre el valor total del SFVI), sin olvidar que se debe de

reemplazar el inversor cada 10 años (suponiendo que la vida útil de los módulos

fotovoltaicos es de 20 años).

Tabla 5-30 Costos generales promedio de un SFVI (USD 2007).

Inversores (cuatro)

Panel fotovoltaico policristalino

(238 módulos)


(uno)

Soporte (dos)



Elementos Complementarios

Total

21, 012 50, 526 3,692 22,152 214.69 9,759.7 74135.6 181,491.99



La inversión total (incluyendo el costo de instalación) de los SFVI (véase la Tabla 5-31) en

dólares del año 2010 se estima en $7,751,097,195 USD 2007 a nivel nacional, de los

cuales, el estado de México tiene una participación de $1,452,025,407 USD 2007, mientras

que a Colima le corresponden $32,577,547 USD 2007 cuando el watt pico se establece

aproximadamente en $3.8.




Estado de México $1,452,025,407 Hidalgo $276,362,074

Distrito Federal $793,332,485 Sonora $314,234,195

Veracruz $100,170,464 San Luis Potosí $97,561,658

Jalisco $437,961,264 Tabasco $167,933,312

Puebla $221,606,464 Yucatán $80,482,306

Guanajuato $333,653,090 Querétaro $357,095,661

Chiapas $187,350,690 Morelos $159,154,057

Nuevo León $224,087,177 Durango $142,267,143

141



Michoacán $220,998,374 Zacatecas $289,895,056

Oaxaca $89,261,428 Quintana Roo $33,889,576

Chihuahua $364,600,997 Aguascalientes $194,683,244

Guerrero $282,180,727 Tlaxcala $119,263,182

Tamaulipas $130,901,013 Nayarit $88,346,021

Baja California

Norte

$104,583,155 Campeche $48,870,002

Sinaloa $151,514,757 Colima $32,577,547

Coahuila $124,886,636 Baja California Sur $129,368,028

Total $7,751,097,195


*No se incluye el costo de operación y mantenimiento del sistema y el cambio del inversor.

Al aplicar el método del VPN para la selección de alternativas de inversión entre la

facturación actual y los SFVI para bombeo de agua potable y negra para cubrir la demanda

total de electricidad en un esquema de medición neta. Para los SFVI se consideran la

inversión, y los costos de instalación, operación y mantenimiento, así como el cambio del

inversor. En el caso del VPN de la facturación actual sólo se consideran los flujos de

anuales durante el periodo de estudio.

Para el caso del VPN con SFVI para cubrir la demanda total de electricidad del bombeo de

agua potable y negra, se consideran la inversión inicial, la instalación, así como los flujos

de operación y mantenimiento del sistema. En ambos casos se toma en cuenta una tasa

de descuento real del 10% y un periodo de análisis de 20 años, idéntico a la vida útil de un

SFVI.

Se observa, en la Figura 5-55, que el VPN con la alternativa de SFVI para bombeo de agua

potable y negra, para cubrir la demanda total de electricidad, no es una opción viable

142

económicamente en comparación con la alternativa de facturación actual cuando el watt

pico (costo global unitario) asciende a 3.8 USD 2007. En gran medida debido a la

importante capacidad ociosa que implica este dimensionamiento del SFVI y a sus

respectivos costos asociados. Particularmente, se requiere de un número elevado de SFVI

y de elementos complementarios, que ocupan una gran área de instalación para satisfacer

la demanda (parcial y total) de energía para bombeo.

El resultado con la alternativa de SFVI para bombeo cuando el watt pico (costo global

unitario) es aproximadamente $3.0 USD 2007 (ver en el anexo la Figura 8-6) tampoco es

económicamente viable. El beneficio neto negativo se estima en 6, 483, 031, 828 usd2007

(véase la Figura 5-55).

Figura 5-55 Valor Presente Neto (VPN) de los SFVI para cubrir el 100% de la demanda de electricidad del bombeo de agua potable y negra ($3.8 USD 2007 watt pico).


143

5.3 Sector residencial

5.3.1 Introducción

Históricamente el sector residencial ha sido de los sectores de mayor consumo de

electricidad en México. Como puede verse en la Figura 5-56 del año 1990 al año 2010 este

consumo pasó de poco más de 20 TWh a cerca de 49 TWh teniendo una tasa media de

crecimiento anual (TMCA) de 4.6%. Lo cual reflejó que para el año 2010, el sector

residencial representara cerca del 25% de la demanda final de energía eléctrica siendo el

segundo sector de mayor consumo de electricidad después del sector industrial.

Figura 5-56 Consumo de energía eléctrica en el sector residencial 1990-2010.

Fuente: SENER (2011).

144

Por energético, en el sector residencial la electricidad ha incrementado su participación de

forma importante, ya que en el año 1990 este energético representó cerca del 11% del

total de energía consumida por este sector y pasó a representar poco más del 23% en el

año 2010, esto en cierta medida se ha propiciado por un incremento en la saturación de

equipos electrodomésticos en este sector (Véase la Figura 5-57).

Figura 5-57 Proporción del consumo de electricidad del total de energía del sector residencial, 1990 y 2010.

Fuente: SENER (2011).

145

Se prevé que la demanda del sector residencial siga aumentando de manera importante

debido a diversos factores, entre los que se destaca el crecimiento de la población y la

continuación del crecimiento en la saturación de equipos que utilizan electricidad en las

viviendas.

5.3.2 Sistema Tarifario del Sector Residencial Mexicano

En México, históricamente se ha subsidiado fuertemente el consumo de electricidad en el

sector residencial. En los últimos 10 años, en promedio se ha otorgado un 60% de subsidio

con respecto al costo de suministro para este sector (Presidencia de la República, 2011).

Sin embargo, dicho subsidio se diferencia según las distintas tarifas y rangos de consumo

que se han establecido en México. En el año 2011 los subsidios otorgados a este sector

fueron $6434 millones de dólares (MUSD) y representaron el 85% del total de los

subsidios al consumo eléctrico a nivel nacional.

Las tarifas eléctricas en el sector residencial mexicano se dividen en siete clases: 1, 1A, 1B,

1C, 1D, 1E y 1F; y reflejan una adecuación del sistema tarifario a los diferentes climas

regionales del país.

En la Tabla 5-32 se presenta el criterio principal para determinar la aplicación de un clase

de tarifa en el sector residencial, este criterio tiene que ver con el nivel de temperatura

promedio mínima en verano (CFE, 2012b).

Tabla 5-32 Aplicación de las tarifas del sector residencial.

Tarifa Descripción

1 El resto de las localidades.

1A Se aplica en localidades cuya temperatura media mínima mensual en verano de

25 grados centígrados.

1B Se aplica en localidades cuya temperatura media mínima mensual en verano de


1C Se aplica en localidades cuya temperatura media mínima mensual en verano de

146

Tarifa Descripción


1D Se aplica en localidades cuya temperatura media mínima mensual en verano de


1E Se aplica en localidades cuya temperatura media mínima mensual en verano de


1F Se aplica en localidades cuya temperatura media mínima mensual en verano de


Fuente: CFE (2012b).

Cada una de estas tarifas varía a su vez a lo largo del año en función de la estación

climática, el mes y el volumen de consumo eléctrico (CFE, 2012b).

Más precisamente, cada una de estas tarifas se subdivide en rangos de consumo de

electricidad mensual, y salvo la tarifa 1, tarifas que van de la 1A hasta la 1F varían en

función de dos periodos climáticos que se reconocen en la estructura tarifaria, a saber, el

periodo caluroso en donde se aplica la “tarifa de verano” y el periodo no caluroso en

donde se aplica la “tarifa fuera de verano”, cada periodo teniendo una duración de seis

meses.

A su vez, los rangos de consumo eléctrico mensuales que se reconocen en la estructura

tarifaria son tres, a saber, el básico, el intermedio y el excedentario, los cuales tienen

diferentes precios por kWh consumido que varía de acuerdo al subsidio que recibe cada

rango de consumo, de tal manera que los rangos de consumo eléctrico básico e

intermedio son lo más subsidiados, mientras que el rango de consumo excedente es el

menos subsidiado. Por ejemplo, para la tarifa 1 que trataremos en este artículo, la

estructura tarifaria se compone como sigue: para un consumo menor a 140

kWh/mensuales el rango básico va de 1 a 75 kWh/mensuales y tiene una tarifa de 0.053

USD/kWh, el rango intermedio va de 76 a 140 kWh/mensuales con una tarifa de 0.063

USD 2007/kWh; para un consumo mayor a 140 kWh/mensuales el rango básico es igual al

anterior, pero el rango intermedio cambia y va de 76 a 125 kWh/mensuales y tiene una

147

tarifa de 0.083 USD 2007/kWh, en este caso aparece un rango excedentario que va de 126

a 250 kWh/mensuales y que tiene una tarifa de 0.187 USD 2007/kWh (CFE, 2011b). La

lógica de esta estructura tarifaria es que aquellos usuarios que menos consumen tienen

más subsidios mientras que aquellos otros que tienen mayor consumo se les penaliza

perdiendo parcialmente subsidios.

La tarifa doméstica de alto consumo (DAC), se registra cuando el consumo promedio

mensual del usuario en un periodo de 12 meses es superior al límite del consumo mensual

definido por la tarifa que tiene contratada y a través de la cual tiene derecho a los

subsidios mencionados al consumo eléctrico. Por ejemplo, un usuario que tiene

contratada la tarifa 1 su límite de consumo eléctrico para tener derecho al subsidio es de

250 kWh/mensuales, por lo que un usuario que consuma 251 kWh/mensuales o más, en

un periodo superior a 12 meses consecutivos, se convierte en un usuario con tarifa DAC

que hace que todo su consumo eléctrico no tenga ningún subsidio por lo que tendrá que

pagar el costo presumiblemente real del suministro eléctrico y por tanto una tarifa

superior por kWh, así como un cargo fijo mensual.

En la Tabla 5-33 se muestran los límites de consumo de electricidad por mes que los

usuarios por tarifa tienen permitido en el sistema de tarifas en México para el sector

residencial.

Tabla 5-33 Límite de consumo mensual de electricidad por usuario por tarifa para no

convertirse en usuario DAC.

Tarifa Límite de consumo mensual (kWh)

1 250

1A 300

1B 400

1C 850

148

Tarifa Límite de consumo mensual (kWh)

1D 1000

1E 2000

1F 2500

Fuente: CFE (2012b)

Existen 6 tarifas DAC dentro de las 8 regiones de distribución de electricidad existentes en

México. En este artículo se considera el promedio de estas 6 tarifas, que se denominará

tarifa promedio DAC, como base para realizar los cálculos del Beneficio-Costo de la

implementación de los SFVI por los usuarios DAC.

5.3.3 Consumo de electricidad por estado y por tarifa

En el año 2010, la distribución de usuarios y consumo de energía eléctrica por tarifa en

México se presenta en la Figura 5-58, en tanto que el consumo promedio mensual se

presenta en la Tabla 5-34. A nivel nacional el consumo promedio es de 134

kWh/mensuales por usuario, es decir existen casi 30 millones de usuarios domésticos y su

consumo sin embargo por tarifa ese consumo se diferencia fuertemente como se

describe a continuación:

La mayor parte de los usuarios del sector residencial se encuentran en la tarifa 1 con el

55%, sin embargo esta cantidad de usuarios consumen casi el 37% de la electricidad de

todo el sector residencial, con un consumo promedio de 90 kWh/mensuales por usuario;

las tarifas 1C y 1B representan en número de usuarios de casi el 16% y poco más del 11%,

respectivamente, mientras que la proporción del consumo de electricidad fue de 20.4%

para la primera y 10% para la tarifa 1B, en cuanto al consumo promedio mensual por

usuario la tarifa 1C fue de 175 kWh/mensuales y la 1B fue de 119 kWh/mensuales.

(Véanse Figura 5-58 y Tabla 5-34).

149

Figura 5-58 Proporción de usuarios y consumo de energía eléctrica por tarifa en el sector residencial mexicano 2010.


Las tarifas de menor proporción en términos del número de usuarios a nivel nacional

fueron 1A, 1D, 1E y 1F, con 5.8%, 3.6%, 3.3% y 3.8% respectivamente, en cuanto a su

proporción en términos del consumo de electricidad representaron el 4.2%, 5.6%, 6.4% y

10.9%, lo que refleja que el consumo promedio es creciente conforme a tarifas con mayor

rango de consumo límite o permitido, es por eso que los consumos promedios fueron de

150

97, 206, 257 y 398 kWh/mensuales por usuario, respectivamente. (Véase la Figura 5-58 y

Tabla 5-34).

Tabla 5-34 Consumo promedio mensual por usuario y por tarifa en el sector residencial en México, 2010.

Tarifa Consumo promedio mensual (kWh) por usuario

1 90

1A 97

1B 119

1C 176

1D 206

1E 257

1F 398

DAC 454

Nacional 134

Fuente: CFE (2012b).

Se resalta el hecho de que la tarifa DAC tiene cerca de 1.7% de los usuarios y consume el

5.8% de la electricidad en el sector residencial teniendo como consumo promedio

mensual por usuario de 454 kWh/mensuales, cabe señalar que en promedio estos

usuarios tienen el mayor consumo mensual por usuario y como se mencionó pagan una

tarifa que no tiene subsidio. Se estima que del total de usuarios DAC a nivel nacional

(517,323) el 79% se encuentran en la tarifa 123 los cuales consumen el 61% de la

23 Quiere decir que los usuarios tienen contratada la tarifa 1 y que sobrepasaron el límite de consumo

establecido para dicha tarifa (250 kWh/mensuales) por más de 12 meses y pasaron a una tarifa DAC. Para las demás tarifas sucede igual.

151

electricidad total consumida por los usuarios con tarifa DAC a nivel nacional (2817 GWh)

esto da como resultado un consumo promedio de 353 kWh/mensuales, en tanto que las

otras tarifas tienen un porcentaje de lejos menor, a saber, la tarifa 1A con el 6% de los

usuarios y la misma proporción de consumo total de los usuarios DAC y un consumo

promedio de 472 kWh/mensuales, la tarifa 1B representa el 8% de los usuarios DAC y el

12% del consumo de electricidad de los usuarios DAC lo cual representa un consumo

promedio mensual de 687 kWh.

En cuanto a la tarifa 1C el número de usuarios en esta tarifa representa el 7% de los

usuarios DAC y el 18% del consumo eléctrico DAC que significa un consumo promedio de

1221 kWh/mensuales que es casi 4 veces mayor que el promedio para los usuarios de la

tarifa 1. Finalmente el número de usuarios en tarifa 1D es el más bajo que representa el

1% del total de usuarios DAC mientras que su consumo de electricidad representa el 3% lo

cual hace que su consumo promedio mensual sea alto igual a 1531 kWh que es casi 5

veces el consumo promedio DAC de la tarifa 1 (véase la Tabla 5-35).

Tabla 5-35 Número de usuarios, consumo de electricidad y consumo promedio mensual de usuarios DAC por tarifa, 2010.

Tarifa Número de usuarios DAC

% de usuarios

Consumo de electricidad (GWh)

% de consumo

Consumo promedio mensual (kWh)

1 406,726 79% 1725 61% 353

1A 32,004 6% 181 6% 472

1B 40,382 8% 333 12% 687

1C 33,680 7% 494 18% 1221

1D 4,531 1% 83 3% 1531

Total

Nacional

517,323 100% 2816 100% 454

Fuente: Estimaciones con base en información de CFE (2012a).

152

5.3.3.1 Tarifa 1

En la Figura 5-59 se muestra el consumo promedio de energía eléctrica mensual por

usuario y el número de usuarios por estado para la tarifa 1 debido a que ésta tiene la

mayor cantidad de usuarios en el país, cabe señalar que 10 estados concentran el 81% de

los usuarios de esta tarifa, por ser la mayoría de usuarios su comportamiento se describe a

continuación:

El Estado de México es el que tiene más usuarios de esta tarifa (18.5%) lo cual refleja el

clima templado que predomina en este estado, sin embargo su consumo promedio

mensual (76 kWh/mensuales) está por debajo del promedio nacional para esta tarifa (90

kWh/mensuales) que puede deberse a que es uno de los estados de menores ingreso

promedio, el DF es el segundo estado con mayor cantidad de usuarios en la tarifa 1 con el

13.7% y un consumo promedio mensual de 101 kWh/mensuales por arriba del promedio

de la tarifa 1 que puede tener implícito un mejor ingreso en los hogares promedio.

En tanto que el Estado de Jalisco es el tercer de mayor proporción de usuarios de la tarifa

1 con el 11% y su consumo promedio mensual fue de 98 kWh que está por arriba del

promedio, en contraste con el Estado de Puebla que el consumo promedio mensual (86

kWh) está por debajo del promedio siendo el cuarto estado con mayor número de

usuarios que representan casi el 9% de los usuarios de la tarifa 1.

Por otra parte, el Estado de Guanajuato tiene un consumo promedio por usuario de 96

kWh/mensuales que está por arriba del promedio y estos usuarios representan el 8.5% del

total de la tarifa 1, otros estados que están por debajo del consumo promedio de esta

tarifa son el Estado de Michoacán, el Estado de Oaxaca y el Estado de Hidalgo, con 85, 69

y 73 kWh/mensuales, el primero representa el 6.4% de los usuarios de la tarifa 1, mientras

que el segundo y el tercero llegan a ser el 3.6% cada uno, estos dos últimos y en particular

los usuarios del Estado de Oaxaca son de los que tienen menor consumo promedio a nivel

153

nacional y coincide en que son de los estados con menor ingreso por hogar a nivel

nacional (véase la Figura 5-59).

Figura 5-59 Número de usuarios y consumo promedio mensual eléctrico por estado para la Tarifa 1, 2010.


Finalmente, los usuarios de Baja California Norte representan el 3.5% del total de esta

tarifa, en tanto que los usuarios del Estado de Veracruz representan el 3.4%, en cuanto al

consumo promedio mensual es contrastante su comportamiento ya que para el primero

está muy por encima del promedio de esta tarifa con 119 kWh/mensuales, mientras que

el segundo casi llega al promedio con 89 kWh/mensuales.

154

5.3.3.1.1 Usuarios DAC en tarifa 1

Se estima que los usuarios con la tarifa 1 concentran la mayor cantidad de usuarios DAC a

nivel nacional, estos usuarios consumen por arriba del límite permitido para dicha tarifa

que es de 250 kWh/mensuales. A continuación se describe las características de estos

usuarios por estado en términos de su consumo promedio mensual de electricidad que se

dio en el año 2010 y el número de usuarios (véase la Figura 5-60):

De los 24 estados que tienen usuarios DAC en tarifa 1 son 6 los estados que concentran el

mayor número de usuarios y son: el Distrito Federal con la mayor cantidad de estos

usuarios con casi el 27%, seguido del Estado de México con el 22.8%, después están otros

estados como Jalisco, Baja California Norte, Guanajuato y Puebla, con 9.6%, 8.7%, 6.6 y

4.6%, respectivamente. En cuanto al consumo promedio mensual de electricidad para

estos estados, los usuarios DAC del Distrito Federal en la tarifa 1 consumieron un 32.6%

(332 kWh/mensuales) adicional al límite para dicha tarifa que es 250 kWh/mensuales.

En tanto que para el Estado de México su consumo adicional al límite permitido por la

tarifa 1 fue de apenas 5.3% adicional (263 kWh/mensuales) que contrasta fuertemente

con el consumo promedio que se dio para los usuarios DAC en esa tarifa en el Estado de

Jalisco que fue 78.2% adicional al límite (446 kW/mensuales). En cuanto a los estados de

Baja California Norte, Guanajuato y Puebla los usuarios DAC de la tarifa 1 consumieron en

promedio adicional al límite de 59.1% (398 kWh/mensuales), 55.1% (388 kWh/mensuales)

y 48.2% (370 kWh/mensuales), respectivamente.

5.3.3.1 Tarifa 1A

De los poco más de un millón 700 mil usuarios de la tarifa 1A, cuyo consumo promedio

mensual es de 97 kWh (véase la Tabla 5-34), el 91% se concentra en 10 estados de la

República Mexicana, de esos estados el Estado de Morelos es el que tiene la mayor

proporción con el 23.7%, en este estado se tiene un consumo promedio mensual de 103

155

kWh y que es mayor que el promedio nacional para esta tarifa. El segundo estado con

mayor número de usuarios con tarifa 1A es el Estado de Chiapas con el 17.1% cuyo

promedio mensual es de 77 kWh/mensuales muy por debajo del promedio para esa tarifa,

esto puede deberse a que es uno de los estados con menores ingresos en el país (véase la

Figura 5-61).

Figura 5-60 Número de usuarios y consumo promedio mensual eléctrico por estado para la Tarifa 1, 2010


Otros estados que cuyos usuarios contribuyen de forma importante al grueso de usuarios

de la tarifa 1A son Veracruz, Nayarit y Chihuahua con el 14%, 9.6% y 7.5% del total de

usuarios de esa tarifa, en cuanto a su consumo eléctrico promedio por mes el primero

156

está por debajo del promedio nacional de la tarifa 1A con 90 kWh, en tanto que los otros

dos están por arriba del promedio con 107 y 101 kWh/mensuales, respectivamente.

En tanto que los estados de San Luis Potosí, Sonora y Jalisco tienen una proporción muy

similar en el número de usuarios de la tarifa 1A con 4.6%, 4.5% y 4.4%, respectivamente,

en cuanto a su consumo promedio por usuario los dos primeros están por arriba del

promedio con 101 y 137 kWh/mensuales, mientras que el último su consumo es muy

similar al promedio con 98 kWh/mensuales.

Finalmente, los estados de Guerrero y Oaxaca tienen el 3.9% y 1.8% de los usuarios con

tarifa 1A, en los dos estados los usuarios tienen un consumo mensual menor al promedio

de dicha tarifa con 76 y 69 kWh/mensuales, que también coincide con ingresos promedio

menores en los hogares de esos estados. El resto de los 13 estados con usuarios de tarifa

1A representan el 9% de los usuarios, sin embargo el consumo promedio por estado para

esa tarifa es variable y va de los 50 kWh/mensuales en Tabasco a 162 kWh/mensuales en

Yucatán (véase la Figura 5-61).

5.3.3.2.1 Usuarios DAC en tarifa 1A

Los 32,004 usuarios DAC en tarifa 1A están distribuidos en 21 estados, de éstos 9

concentran cerca del 90% del total de usuarios DAC en esa tarifa. Morelos es el estado con

mayor número de este tipo de usuarios con el 26.7%, en tanto que su consumo promedio

mensual fue 39.4% (véase la Figura 5-62) por arriba del límite permitido por esa tarifa que

es de 300 kWh/mensuales (véase la Tabla 5-33), Sonora es el segundo estado con la mayor

cantidad de usuarios DAC en tarifa 1A ya que tiene cerca del 18%, estos usuarios tienen un

consumo promedio de energía eléctrica 81% por arriba del límite, en tanto que el Estado

de Veracruz concentra el 10% de los usuarios los cuales tienen un consumo promedio

mensual de 488 kWh lo que significa que están consumiendo 62.5% más que el límite de

dicha tarifa.

157

Figura 5-61 Número de usuarios y consumo promedio mensual eléctrico por estado para la Tarifa 1A, 2010.


Otros estados que tienen un porcentaje importante de usuarios DAC en tarifa 1A son:

Chiapas, Chihuahua, Nayarit, San Luis Potosí y Jalisco con el 8.7%, 6.6%, 5.6%, 5.3% y 5.3%,

respectivamente, en cuanto a su consumo promedio por usuario varía conforme a cada

estado y representan un porcentaje adicional al límite de la tarifa 1A que llega a ser 43.5%,

60.8%, 98.7%, 29.3% y 48.6% respectivamente, para ese mismo orden de Estados.

158

Figura 5-62 Número de usuarios y consumo promedio mensual eléctrico por estado para los usuarios DAC con Tarifa 1A, 2010.


Finalmente, el estado de Baja California Norte concentra el 4.5% de los usuarios DAC de

esta tarifa, en tanto que el consumo promedio de esos usuarios está 60.9% por arriba del

límite permitido para no ser DAC. Respecto a los otros estados que representan juntos

cerca del 10% de los usuarios su consumo promedio por estado es muy variable ya que va

de 319 kWh/mensuales para los usuarios del Estado de Querétaro a 1384 kWh/mensuales

para los usuarios del estado de Yucatán (véase la Figura 5-62).

5.3.3.1 Tarifa 1B

Los usuarios con tarifa 1B en el año 2010 fueron poco más de 3.4 millones distribuidos en

23 estados de la República Mexicana, de esos estados en 10 están cerca del 90% de esos

159

usuarios, como se dijo anteriormente el consumo promedio nacional de esos usuarios es

de 119 kWh/mensuales (véase la Tabla 5-33).

Como puede verse en la Figura 5-63 el Estado de Veracruz concentra la mayor proporción

de usuarios con tarifa 1B con el 22.4%, estos usuarios tienen un consumo promedio

mensual de electricidad igual que el promedio nacional, otros estados que representan

una proporción importante en la cantidad de usuarios de esta tarifa son los estados de

Guerrero, Chihuahua y Chiapas, con 13.5%, 10.9% y 9.8% de los usuarios respectivamente,

en cuanto al consumo promedio mensual el primero de esos estados está por debajo del

promedio nacional para la tarifa 1B con 100 kWh/mensuales, mientras que Chihuahua

está por arriba con 143 kWh/mensuales y Chiapas está por debajo del promedio con 108

kWh/mensuales.

Otro estado con una proporción importante de usuarios con tarifa 1B es Oaxaca que

representa el 7.4% en cuanto a su consumo tiene el mismo comportamiento que los

consumos promedio para otras tarifas, es decir, está muy por debajo del consumo

promedio nacional de esa tarifa con 98 kWh/mensuales. En contraste estados como

Yucatán, Colima y Nayarit tienen un consumo promedio por usuario superior al límite:

121, 124 y 141 kWh/mensuales, respectivamente, en tanto que su proporción en el

número de usuarios de la tarifa 1B con 6.8%, 5.9% y 4.9%, respectivamente.

Finalmente, el Estado de Jalisco tiene el 3.5% de los usuarios de la tarifa 1B y su consumo

promedio mensual está por arriba del promedio de esa tarifa del orden de 141

kWh/mensuales (igual que Nayarit), los otros estados representan el resto de los usuarios

(10%) y el consumo promedio oscila entre los 68 kWh/mensuales para el Estado de Puebla

hasta 169 kWh/mensuales para el Estado de Sonora (véase la Figura 5-63).

160

Figura 5-63 Número de usuarios y consumo promedio mensual eléctrico por estado para la Tarifa 1B, 2010.


5.3.3.1.1 Usuarios DAC en tarifa 1B

Los 40,382 usuarios DAC con tarifa 1B, es decir aquellos que sobrepasan el consumo límite

de 400 kWh/mensuales para esa tarifa, se encuentran distribuidos en 19 estados de la

República Mexicana, de los cuales en 10 están poco más del 90% de dichos usuarios. En el

Estado de Veracruz se concentran la mayor cantidad de usuarios DAC de la tarifa 1B ya

que tiene el 24.6% y consumen en promedio 62.1% por arriba del límite especificado para

esta tarifa, en tanto que los siguientes estados con más usuarios DAC de tarifa 1B son

Chihuahua, Guerrero y Chiapas con 14.7%, 13.4% y 7.5% de esos usuarios,

161

respectivamente, en cuanto al consumo promedio están 61.2%, 96.9% y 49.8% por arriba

del límite de consumo, respectivamente (véase la Figura 5-64).

Otros estados con un número importante de usuarios DAC en la tarifa 1B son Quintana

Roo, Jalisco y Sonora con 6.7%, 6.3% y 6% de esos usuarios, respectivamente en cuanto al

consumo promedio para cada uno son 95.2%, 60.1%, 68% por arriba del límite.

Finalmente, los estados de Colima y Nayarit tienen el 4.9% y 4.4% de los usuarios DAC en

tarifa 1B, respectivamente mientras que su consumo promedio mensual de energía

eléctrica llega a ser 66.9% y 93.2% adicional al límite establecido para esa tarifa. El resto

de los estados tienen el cerca del 10% de los usuarios y su consumo promedio mensual

varía desde 445 kWh/mensuales para los usuarios del Estado de Durango hasta 1030

kWh/mensuales para los usuarios del Estado de Yucatán (véase la Figura 5-64).

Figura 5-64 Número de usuarios y consumo promedio mensual eléctrico por estado para los usuarios DAC con Tarifa 1B, 2010.


162

5.3.3.2 Tarifa 1C

Los cerca de 4.8 millones de usuarios con tarifa 1C se encuentran distribuidos en 19

estados, de los cuales 11 concentran más del 91%, el promedio de consumo eléctrico para

todos los usuarios de esa tarifa a nivel nacional es de aproximadamente 175

kWh/mensuales. El Estado de Nuevo León es el que tiene la mayor parte de esos usuarios

con el 27.2% y el consumo promedio para los usuarios de esta tarifa fue superior al

promedio mencionado con 201 kWh/mensuales, en tanto que otros estados con una

cantidad importante de usuarios de tarifa 1C como lo son Veracruz, Tamaulipas y

Chihuahua con 10.1%, 9.7% y 8.1% de esos usuarios respectivamente, en cuanto al

consumo eléctrico promedio mensual Veracruz está ligeramente debajo del promedio de

esa tarifa con 173 kWh/mensuales, en tanto que los otros dos están por arriba de ese

promedio con 185 y 180 kWh/mensuales, respectivamente.

Otros estados con un importante número de usuarios con tarifa 1C son: Yucatán con el

6.9%, Tabasco con el 6.6%, Quintana Roo y Coahuila con 5.6% cada uno, en cuanto a su

consumo eléctrico promedio mensual los usuarios de Yucatán están por debajo del

promedio con 155 kWh, en tanto que los usuarios de Tabasco están ligeramente por

debajo con 170 kWh, mientras que los usuarios de Quintana Roo están por arriba del

promedio con 178 kWh y en Coahuila por debajo con 166 kWh/mensuales. Un

comportamiento similar tienen los usuarios promedio de la tarifa 1C de los estados de

Campeche, Chiapas y Oaxaca que consumen menos que el promedio nacional de esa

tarifa, con 167, 123 y 116 kWh/mensuales, respectivamente, su proporción es menor que

los otros estados en cuanto al número de usuarios ya que representan el 4.6%, 4.2% y

3.1%, respectivamente (véase la Figura 5-65). Finalmente, el resto de los estados con

tarifa 1C representan poco menos del 9% en cuanto al número de usuarios, en tanto que

el consumo promedio por estado para esta tarifa, está el Estado de Jalisco con el valor

más bajo de 87 kWh/mensuales y el Estado de Sonora con el valor más alto de 214

kWh/mensuales.

163

Figura 5-65 Número de usuarios y consumo promedio mensual eléctrico por estado para la Tarifa 1C, 2010.

Fuente: (CFE, 2012a).

5.3.3.2.1 Usuarios DAC en tarifa 1C

Se estima que existen solamente 33,680 usuarios DAC de la tarifa 1C a nivel nacional,

éstos se distribuyen a lo largo de 10 estados de los cuales el que concentra la mayor parte

es el Estado de Nuevo León con casi el 40% cuyo consumo promedio mensual para el año

2010 fue de 1349 kWh este consumo es cerca de 59% mayor respecto al límite permitido

para esta tarifa (850 kWh/mensuales). Veracruz y Quintana Roo son los estados que

siguen en número de usuarios DAC de esta tarifa ya que en ellos se encuentran el 18.5% y

164

14.8% de dichos usuarios, respectivamente, así también tienen un consumo promedio

mensual de electricidad 11% y casi 27% superior al límite de dicha tarifa (véase la Figura

5-66).

Figura 5-66 Número de usuarios y consumo promedio mensual eléctrico por estado para los usuarios DAC con Tarifa 1C, 2010.


Otros estados que tienen usuarios DAC en tarifa 1C son: Tamaulipas con el 6% de los

usuarios y un consumo promedio de 2036 kWh/mensuales (casi 76% por arriba del límite

de esta tarifa), Tabasco con el 5.7% de los usuarios y un consumo promedio mensual de

1072 kWh lo que representa el 26% por arriba del límite, Yucatán con el 4.5% de los

usuarios DAC de la tarifa 1C y un consumo promedio de 1320 kWh/mensuales, es decir,

165

55% por arriba del límite, Baja California Sur tiene el 4.1% de los usuarios con un consumo

promedio mensual de 1418 (66.8% por arriba del límite de la tarifa 1C).

Finalmente los estados con la menor proporción de usuarios DAC de la tarifa 1C son el

estado de Campeche y Guerrero con el 3.8% y 2.9%, respectivamente, en cuanto al

consumo promedio mensual de esos usuarios tienen un comportamiento contrastante, ya

que los usuarios promedio del estado de Campeche consumen un 81.1% (1539

kWh/mensuales) por arriba del límite mientras que los usuarios promedio del estado de

Guerrero consumen 2.6% (872 kWh) por arriba de este límite (véase la Figura 5-66).

5.3.3.3 Tarifa 1D

En la República Mexicana, los usuarios convencionales de la tarifa 1D estuvieron

distribuidos en 14 estados con un total de 1,099,917 usuarios que tienen un consumo

promedio nacional de 206 kWh/mensuales. De esos usuarios dos estados concentran el

48.4%, a saber, Sinaloa con el 24.6% y Tabasco con el 23.7%, mientras que su consumo

promedio mensual está por arriba del promedio nacional con 229 y 215 kWh/mensuales,

respectivamente. Tamaulipas es otro estado con una importante proporción de usuarios

de la tarifa 1D ya que tiene el 17.2% de tales usuarios, en promedio consumen un poco

menos del promedio nacional de esta tarifa equivalente a 198 kWh/mensuales.

Otros estados que tienen una proporción relevante de usuarios de la tarifa 1D son:

Coahuila con el 8.4% y un consumo promedio mensual por arriba del promedio nacional

para esta tarifa con 218 kWh/mensuales; Baja California Sur que tiene el 7.3% de los

usuarios y con un promedio mensual también por arriba del promedio de 240

kWh/mensuales; San Luis Potosí y Michoacán tienen el 6.5% y 6.2% de los usuarios,

respectivamente, con respecto al consumo mensual contrariamente a los usuarios de los

estados anteriormente mencionados es menor en relación al promedio con 167 y 149

kWh/mensuales, respectivamente (véase la Figura 5-67).

166

Los estados con la menor proporción de usuarios son: Guerrero con el 2.7%, Nuevo León

con el 1.2% y Chihuahua con el 1.1% de los usuarios de la tarifa 1D, en cuanto al consumo

promedio de tales usuarios por estado están por debajo del promedio nacional para esta

tarifa, sin embargo Chihuahua es el que está muy cerca con 204 kWh/mensuales, mientras

que Nuevo León le sigue con 177 kWh/mensuales y el caso de los usuarios de Guerrero

que consumen hasta un 48.8% menos que el promedio nacional, lo cual puede estar

reflejando que es uno de los estados con menores ingresos del país.

Figura 5-67 Número de usuarios y consumo promedio mensual eléctrico por estado para la Tarifa 1D, 2010.


Finalmente, existen usuarios en otros estados pero con una muy pequeña proporción, a

saber, Sonora con 0.7%, Durango con el 0.2%, Quintana Roo con el 0.1% y Veracruz con la

167

misma proporción, en cuanto al consumo mensual promedio todos están por debajo del

promedio nacional con 156, 157, 100 y 123 kWh/mensuales, respectivamente (véase la

Figura 5-67).

5.3.3.3.1 Usuarios DAC en tarifa 1D

A nivel nacional apenas hay 4,531 usuarios DAC pertenecientes a la tarifa 1D los cuales

tienen un consumo promedio mensual de 1531 kWh lo que significa 53.1% por arriba del

límite permitido para esta tarifa que son 1000 kWh/mensuales. Tales usuarios están

distribuidos en apenas 5 estados, de los cuales, Baja California Sur tiene la mayor

proporción con el 35.5% de ellos, con una proporción de consumo adicional de la misma

magnitud, es decir, los usuarios promedio DAC de la tarifa 1D de este estado consumen

1355 kWh/mensuales (véase la Figura 5-68).

Otro estado con una importante cantidad de usuarios DAC de esta tarifa es el de Nuevo

León que tenía el 27.6% en el año 2010 cuyo consumo promedio mensual alcanzó los 1605

kWh, lo que representó un 60.5% más del límite de la tarifa 1D.

5.3.3.1 Tarifa 1E

El total de usuarios de la tarifa 1E convencional que son poco más de un millón se

encuentran distribuidos en 9 estados de la República Mexicana, dichos usuarios tienen un

consumo promedio mensual de 257 kWh, cabe señalar que este consumo promedio está

muy por debajo del consumo permitido por esta tarifa que es de 2000 kWh/mensuales.

Como puede verse en la Figura 5-69, de los estados que tienen usuarios en esta tarifa

Tamaulipas tiene la mayor proporción con 38.4% del total y su consumo promedio llega a

estar ligeramente por debajo del consumo promedio mensual de esta tarifa equivalente

con 243 kWh/mensuales, en su caso Sonora es el segundo estado con mayor proporción

168

de usuarios de la tarifa 1E con 24.4% y estos usuarios tienen en promedio un consumo de

300 kWh el cual está por arriba del promedio de esta tarifa a nivel nacional.

Figura 5-68. Número de usuarios y consumo promedio mensual eléctrico por estado para los usuarios DAC con Tarifa 1D, 2010.


Otros estados que tienen una proporción importante de usuarios con tarifa 1E son:

Sinaloa que tiene el 16.9% de los usuarios cuyo consumo promedio mensual es de 253

kWh también ligeramente por debajo del promedio de esta tarifa, Coahuila tiene el

mismo comportamiento en el consumo promedio mensual ya que fue de 243

kWh/mensuales mientras que cuenta con el 15.4% de los usuarios.

169

Figura 5-69 . Número de usuarios y consumo promedio mensual eléctrico por estado para la Tarifa 1E, 2010.


Finalmente, los estados con la menor proporción de usuarios en esta tarifa son: Guerrero

tiene el 2.8% y que tuvieron un consumo promedio mensual ligeramente por debajo del

promedio de esta tarifa con 197 kWh/mensuales, mientras que en el Estado de Nuevo

León se encuentra el 1.2% de los usuarios de la tarifa 1E que tienen un consumo promedio

mensual también por debajo del promedio nacional de esta tarifa de 187 kWh/mensuales,

en tanto que los usuarios del estado de Baja California Sur apenas representan el 0.9%

pero tienen un consumo mayor al promedio de esta tarifa de 318 kWh/mensuales, por su

parte los estados de Nayarit y Michoacán, tienen apenas 0.1% y 0.003% de los usuarios y

un consumo promedio muy por debajo del promedio con 87 y 83 kWh/mensuales,

respectivamente (véase la Figura 5-69).

170

Cabe señalar que en esta tarifa no existen usuarios DAC según estimaciones hechas con

base en información de (CFE, 2012a), esto se podría deber principalmente a que esta

tarifa permite un rango de consumo alto (2000 kWh/mensuales) y en promedio los

usuarios no consumen por arriba de ese límite para ser usuario DAC de esa tarifa.

5.3.3.2 Tarifa 1F

Los usuarios con la tarifa 1F fueron del orden de 1,148,994 a nivel nacional éstos se

localizan en sólo 3 estados de la República Mexicana y en promedio estos usuarios

consumen mensualmente 382 kWh.

Figura 5-70. Número de usuarios y consumo promedio mensual eléctrico por estado para la Tarifa 1F, 2010.


171

Como puede verse en la Figura 5-70, la mayor parte de esos usuarios se encuentran en el

estado de Sonora que tiene poco más del 38% y éstos tienen un consumo promedio

ligeramente por debajo del promedio nacional de esta tarifa de 368 kWh/mensuales, en

tanto que el estado de Sinaloa tiene aproximadamente el 34% de los usuarios de esta

tarifa los cuales tienen un consumo de electricidad promedio con la misma tendencia que

el caso de los usuarios de Sonora, es decir, que está por debajo del promedio nacional de

esta tarifa con 329 kWh/mensuales.

Finalmente, en el estado de Baja California Norte está el 27.7% de los usuarios de la tarifa

1E, resalta el hecho de que estos usuarios consumen por arriba del promedio de esa

tarifa, y también son los usuarios que más consumen a nivel nacional en términos

promedio de las tarifas normales (exceptuando los usuarios DAC de las diversas tarifas)

con 482 kWh/mensuales.

En general, los consumos promedios reportados para los usuarios de esta tarifa son

consumos altos en relación con los promedios de las otras tarifas descritas anteriormente

(en tarifas normales), esto puede deberse a que esta tarifa como se mencionó se aplica en

localidades donde la temperatura promedio mínima en verano es de 33 grados

centígrados, lo cual implica en muchos casos, la utilización de equipos de

acondicionamiento de aire en el periodo más caluroso del año, y por tanto un consumo

elevado de electricidad sobre todo esos equipos son ineficientes.

5.3.4 Regulación de los SFVI en el sector residencial

Una opción para satisfacer la demanda o parte de la demanda de electricidad en el sector

residencial en México es la instalación de sistemas fotovoltaicos interconectados (SFVI) a

la red.

En México existe el Contrato de Interconexión para Fuente de Energía Renovable o

Cogeneración en Pequeña Escala” (CIFER-PE), el cual permite una capacidad de hasta 10

172

kW de SFVI en el sector residencial bajo un esquema de medición neta (net metering).

Este esquema consiste en hacer la diferencia entre la electricidad que el usuario recibe de

la red y la que genera debido al SFVI. Cuando la diferencia es negativa, se considera un

crédito de energía eléctrica a favor del usuario residencial que podrá ser compensado

dentro del periodo de los 12 meses siguientes. De no efectuarse la compensación en ese

periodo, el crédito de energía eléctrica es cancelado y no recibe ningún pago por este este

concepto a diferencia del net metering que se aplica internacionalmente (Yamamoto,

2012). Cuando la diferencia es positiva, este saldo se factura al usuario a la tarifa

contratada.

Bajo esta modalidad de net metering, el usuario está obligado a hacerse cargo de los

costos por interconexión y de la diferencia entre el costo del medidor convencional y el

medidor bidireccional, en tanto que el Suministrador, la Comisión Federal de Electricidad

(CFE), se encarga de la instalación de este último medidor.

Para entender mejor el funcionamiento de la estructura tarifaria y de la regulación de la

medición neta en México, se presenta la siguiente ilustración. Imaginemos que un usuario

DAC de la tarifa 1 implementa un SFVI en su vivienda de tal manera que su consumo

vuelva a estar por debajo del límite mensual de la tarifa 1 subsidiada. Esto podría dar lugar

en principio a 3 situaciones de facturación, a saber:

1) el usuario utiliza tanto de la electricidad del SFVI como de la red, en este caso el

usuario paga una factura integrada que dependerá de los niveles de los rangos que

consume (solamente básico, básico + intermedio ó básico + intermedio +

excedentario) y de sus correspondientes precios de acuerdo a esta tarifa; entre

más rangos consuma más paga pero recibe menos subsidios en los rangos de

consumo más altos,

2) cuando el usuario genera justamente lo que consume, de tal modo que hay un

balance perfecto entre lo que consume de la red y lo que entrega a la red, en este

173

caso el usuario paga en la factura solamente un cargo mínimo por estar conectado

a la red eléctrica, y

3) el usuario entrega a la red excedentes eléctricos, en este caso la factura

comprende el cargo mínimo mencionado pero no incluye pago alguno por los

excedentes de electricidad; solamente obtendría un crédito de energía eléctrica

que podría ser utilizado solamente en el año posterior.

Se estima que a partir de esta regulación en México se han instalado 2 MW de capacidad

en contratos de pequeña escala (CRE, 2012). Esta cantidad es marginal si se compara con

otros países como Alemania, Italia e incluso con estados de la Unión Americana como es

California, los cuales han aplicado políticas públicas de soporte y fomento adecuadas. En

efecto, por ejemplo, Alemania logró exitosamente incrementar su capacidad de SFVI de

100 MW en el 2000 a 17,320 GW en el 2010 de los cuales el 17% son SFVI en el sector

residencial (4,229 MW) mientras que en Italia se incrementó la capacidad de 1.1 MW a

4,209 MW en ese mismo periodo, de los cuales 15% son del sector residencial (IEA-PVPS,

2012a; 2012b; 2012c; EPIA, 2012). Por su parte en California se han instalado de 9 MW a

1,243 MW entre 2000 y 2011, para el último año el 35% de esa capacidad fue de los SFVI

del sector residencial (CEC-CS, 2012).

5.3.5 Potencial técnico de los SFVI en el sector residencial en México

Para realizar el estudio del potencial técnico de los SFVI en el sector residencial, se toma

como caso de estudio a los usuarios DAC cuyas tarifas no tienen subsidio y que

presumimos que al pagar tarifas reales serían usuarios que tendrían incentivos

económicos en usar SFVI para su suministro eléctrico.

Cabe señalar que con base en lo dispuesto en la regulación (Contrato de interconexión a

pequeña escala) el potencial técnico máximo que podría instalar un usuario DAC de SFVI

en su vivienda estaría dado por aquella capacidad con la cual dicho usuario suministre el

total de su consumo eléctrico, es decir que tuviese un balance neto de cero o muy cercano

174

a cero con la red de CFE, esto debido a que si la instalación SFVI tiene un balance negativo

importante en relación a la energía que le entrega la red, solamente tendrá un crédito (en

energía) a favor de él que podrá ser compensando en un periodo de 12 meses, sin

embargo si el SFVI a lo largo de la vida útil genera más electricidad que la recibida por el

usuario entonces eso significaría que no podría ser compensada dicha energía eléctrica

durante ese periodo, por lo cual el usuario no recibiría compensación económica y por

tanto significaría en cierto sentido pérdidas monetarias para él.

5.3.5.1 Consideraciones metodológicas para estimar el potencial técnico de

SFVI

Para estimar el potencial técnico de SFVI por estado se utilizaron las siguientes

consideraciones metodológicas:

1. Se recopiló la información de las ventas de electricidad y el número de usuarios

para cada estado, incluyendo la información para los usuarios con tarifa DAC.

2. Para lograr una representación estatal se hace una ponderación de los usuarios de

las tarifas (1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E y 1F) en cada estado con respecto al total de

usuarios en esas tarifas, así como también de las ventas de electricidad de CFE.

3. Se asume que la misma proporción de usuarios y consumo total de electricidad en

cada estado de tarifas normales se da en usuarios DAC en dicho estado.

4. Una vez que se tiene la ponderación se establece que del total usuarios DAC le

corresponden una proporción de usuarios que hubiesen tenido la tarifa normal y

así también para las ventas o consumo de electricidad, por lo que para cada tarifa

límite se estiman el número de usuarios DAC y su consumo total para entonces

obtener el consumo promedio de los usuarios DAC en cada estado.

5. Una vez que se tiene el consumo promedio y número de usuarios DAC (por tarifa)

se calcula la capacidad del SFVI para cada usuario DAC que suministre el total de su

175

consumo eléctrico y por agregación se estima la capacidad por estado y a nivel

nacional.

5.3.5.2 Supuestos principales para estimar el potencial técnico de SFVI

Los supuestos principales para estimar el potencial técnico de SFVI utilizados se presentan

a continuación:

1. Año de referencia 2010.

2. Recurso solar promedio por estado (horas solares pico).

3. Tecnología SFV: Silicio cristalino, eficiencia 16%.

4. Rendimiento del SFV promedio con base en la temperatura máxima promedio por

estado.

5. Consumo promedio mensual de los usuarios DAC por tarifa y por estado que se

presenta en la tabla 4.

6. Se asume que la capacidad SFVI que sería instalada por usuario promedio DAC por

estado y tarifa suministra el 100% del consumo promedio mensual de electricidad,

con la restricción de que si el usuario requiere una capacidad mayor a 10 kWp

solamente se instalaría esta capacidad debido a que la regulación en el contrato de

interconexión lo establece como límite para usuarios domésticos.

7. Se considera un nivel de pérdidas de T&D de 16.97% con información de CFE

(2011).

8. El factor de emisión utilizado es de 0.495 kg CO2e/kWh de electricidad generada

del sector eléctrico (GEI México, 2011).

Cabe señalar que se encontró que para las tarifas con los rangos de consumo límite más

altos (Tarifas 1E y 1F) no existen usuarios DAC.

176

5.3.5.3 Resultados del potencial técnico de SFVI en el sector residencial

La capacidad de SFVI a nivel nacional que se calculó como el potencial técnico para

usuarios DAC y tarifa se muestra en la Figura 5-71, como puede verse el total nacional de

este potencial alcanzaría los 1753 MWp de SFVI en el sector residencial en México.

Figura 5-71 Potencial técnico de SFVI por tarifa para usuarios DAC en el sector residencial.


Debido a que el mayor potencial está en la tarifa 1 con 1083 MWp de SFVI que podrían ser

instalados por el total de usuarios DAC de esa tarifa, a continuación se muestra la

distribución por estado que se tendría (véase la Figura 5-72):

177

Del total de los 1083, los cuatro estados con la mayor capacidad posible son el Distrito

Federal, Estado de México, Jalisco, Baja California Norte y Guanajuato con 274.7, 177.7,

124.7, 111.7 y 79.8 MWp, respectivamente que en conjunto serían cerca del 71% (768.6

MWp) de esa capacidad total. Otros estados que contribuyen a capacidades menores pero

importantes son Puebla, Coahuila, Querétaro, Michoacán y San Luis Potosí, con 54, 38.9,

33.8, 27.2, 27 MWp, respectivamente este conjunto de estados representan el 11.7%

(127.2 MWp). El resto de los demás estados (14) contribuyen con el 15% de la capacidad

posible de SFVI para usuarios DAC de la tarifa 1 y en conjunto suman 160.8 MWp de esos

sistemas.

Figura 5-72 Potencial técnico de capacidad de SFVI por estado para los usuarios DAC de la tarifa 1.


178

En cuanto a emisiones evitadas que serían posibles de instalarse el potencial técnico de la

capacidad encontrada para los usuarios DAC de la tarifa 1, los resultados se presentan en

la Figura 5-73. Como puede verse, las emisiones evitadas totales por la instalación de SFVI

en usuarios DAC de tarifa 1 serían del orden de poco más de un millón de toneladas de

CO2e (MtCO2e) al año. Por estado un comportamiento muy similar al del potencial técnico

de capacidad instalada.

Si consideramos una vida útil de 20 años para los SFVI se tendrían en total de ese periodo

una reducción acumulada de 20.2 (MtCO2e).

Figura 5-73 . Emisiones que se podrían evitar por estado y acumuladas debido a la instalación del potencial técnico de SFVI en el sector residencial en México.


179

5.3.6 Potencial técnico económico de los SFVI en el sector residencial en México

Para realizar el estudio de viabilidad económica de los SFVI en el sector residencial, se

toma como caso de estudio a los usuarios DAC cuyas tarifas no tienen subsidio y que

presumimos que al pagar tarifas reales serían usuarios que tendrían incentivos

económicos para usar SFVI para el suministro eléctrico en sus viviendas. Nos

concentraremos más precisamente en los usuarios DAC de la tarifa 1 los cuales

representan aproximadamente el 80% del total de los usuarios DAC (CFE, 2012a) y cuyo

consumo es superior a 250 kWh/mensuales, es decir son los usuarios que pierden el

subsidio de la tarifa 1 cuando rebasan este límite de consumo en al menos un periodo de

12 meses.

5.3.6.1 Consideraciones metodológicas y supuestos para estimar el

potencial técnico-económico de SFVI

Se procede a realizar el análisis costo-beneficio de un escenario de referencia desde la

perspectiva del usuario del SFVI primeramente y posteriormente con una perspectiva

sectorial, tomando en cuenta las siguientes consideraciones:

1. Se procede a realizar el análisis costo-beneficio de un escenario de referencia

desde la perspectiva del usuario del SFVI primeramente y posteriormente se

incluye un análisis sectorial, tomando en cuenta las siguientes consideraciones:

2. Se utilizó el año de referencia 2010 y los dólares americanos de 2007 (USD 2007)

como moneda constante.

3. El cálculo de la viabilidad económica del SFVI se realiza vs. pago de la factura del

usuario DAC en un periodo de análisis de 20 años y con una tasa de descuento del

10%.

4. El consumo promedio nacional de los usuarios DAC de la tarifa 1 por estado que se

presenta en la tabla 5 estos valores se estimaron con datos de (CFE, 2012a).

180

5. La tarifa DAC promedio aplicada es de 0.23 USD 2007/kWh y tiene un cargo fijo

mensual 5.43 USD en el año de referencia. Esta tarifa ha registrado, una tasa real

media de crecimiento anual (TMCA) en los últimos 6 años de 3.8% con base en

información de CFE (2012a), sin embargo en este trabajo se asume una TMCA

conservadora de 2% para el periodo de análisis. Por otro lado, se considera que la

estructura tarifaria para la tarifa 1 (la que se encuentra subsidiada) se mantiene

constante en todo el periodo de análisis.

6. El costo del SFV se estima considerando un costo promedio por Wp de $3.75 y fue

determinado con información de distribuidores en México y considerando un costo

de instalación equivalente al 10% del costo del equipo.

7. Se considera un costo de Operación y Mantenimiento (O&M) anual

correspondiente al 1% del costo del SFV (IIE, 2010).

8. Se considera que la diferencia del costo bidireccional y convencional es de 155.1

USD 2007 de acuerdo a información de distribuidores en México.

9. El número de horas solares diarias se estimó para cada estado y el rendimiento del

SFVI se estimó en base a la temperatura promedio de cada estado.

10. Se evaluaron los SFV con capacidades entre 0.25 y 4 kWp para determinar el mejor

valor del análisis costo-beneficio del usuario.

11. En el análisis sectorial se considera para el gas natural y diesel24, según

proyecciones de CFE (2012c) tendrán una TMCA de 2% y 0.7%, respectivamente, y

que de acuerdo a CFE (2012b) sus precios para el año de referencia se fueron de

$4.23 y $15.54 USD/GJ, respectivamente.

24 Se considera que las centrales turbogás utilizan 83.98% de gas natural y 16.01% de diesel para su

operación y una eficiencia de 18% (CFE, 2011).

181

12. Se considera un costo fijo y variable de O&M fijo de 5.8 USD 2007/kW y 0.13 USD

2007/kWh (CFE, 2012c), para las centrales de turbina de gas, respectivamente,

todos los cuales permanecen constantes. Se considera también un costo de 0.004

USD 2007/kWh debido a las pérdidas por T&D25 en la red eléctrica (CRE, 2011).

Tabla 5-36 Consumo promedio y número de usuarios DAC de la tarifa 1.

Estado Consumo promedio mensual (kWh) Número de usuarios

Distrito Federal 332 109,249

Estado de México 263 92,622

Jalisco 446 38,976

Baja California Norte 398 35,585

Guanajuato 388 26,719

Puebla 370 18,537

Querétaro 379 11,841

Michoacán 387 9,946

Coahuila 493 9,825

San Luis Potosí 391 8,981

Hidalgo 307 8,780

Veracruz 483 7,430

Aguascalientes 420 5,240

Zacatecas 362 4,161

Durango 401 3,801

Oaxaca 379 3,714

Chiapas 389 3,033

25 Se calculó un nivel de pérdidas eléctricas de T&D de 16.97% con información de CFE (2011).

182

Estado Consumo promedio mensual (kWh) Número de usuarios

Morelos 361 2,474

Tlaxcala 366 2,126

Chihuahua 406 1,738

Guerrero 650 1,615

Nuevo León 536 240

Nayarit 368 57

Tamaulipas 667 37

República Mexicana 353 406,726

Fuente: Estimaciones propias con información de CFE (2012a).

5.3.6.2 Análisis del potencial técnico-económico

En la Figura 5-74 se calcula el análisis beneficio-costo (BC) para capacidades de SFVI que

van de 0.2 a 3 kWp que simulan a los usuarios DAC implementándolas en sus viviendas. En

el eje X se muestran los consumos eléctricos adicionales al máximo permitido por la tarifa

1, que crecen progresivamente en 10%. En el eje Y se muestran los valores del análisis BC

para las diferentes capacidades mencionadas de los SFVI. Se observa los nichos en los que

el BC es positivo.

De acuerdo a esa figura para los casos promedio en donde los usuarios encuentran su

máximo beneficio en las capacidades más pequeñas analizadas son el Estado de México

(0.25 kWp) e Hidalgo (0.5 kWp) siendo de los más altos con $3,395 y $3,158 debido a que

el consumo promedio de esos estados son muy cercanos al límite de la tarifa 1 por lo que

con esas capacidades cambian a la estructura tarifaria con subsidio y el costo de capital es

relativamente bajo. Un caso similar es el de los usuarios promedio DAC de la tarifa 1 del

Distrito Federal que encuentra su máximo BC en la capacidad de 0.75 kWp con $3,080

USD.

183

Figura 5-74. Análisis beneficio-costo para el consumo promedio por estado de usuarios DAC de la tarifa 1 para varias capacidades de SFVI.


Por otro lado, los usuarios promedio DAC de la tarifa 1 de 8 estados así como el promedio

nacional de esta tarifa encuentran su máximo BC en la capacidad de 1 kWp, a saber:

Michoacán ($3,280 USD), Morelos ($2,956 USD), Nayarit ($3,031 USD), Oaxaca ($3,080

USD), Puebla ($2,851 USD), Querétaro ($3,027), Tlaxcala ($2,884), Zacatecas ($2,935) y

usuarios promedio de la tarifa 1 a nivel nacional ($2,686 USD).

Similarmente, en los estados de Aguascalientes, Baja California Norte, Chiapas, Chihuahua,

Durango, Guanajuato y San Luis Potosí el máximo beneficio lo encuentran en la capacidad

de 1.25 kWp, con $3,166, $2,630, $2,467, $2,944, $2,947, $2,667 y $2,663 USD,

respectivamente. Mientras que para los estados de Jalisco y Veracruz el CB máximo se

encuentra en la capacidad de 1.5 y 1.75 kWp, respectivamente con sus correspondientes

BC de $2,975 y $2,761 USD.

184

En tanto que para los usuarios promedio DAC de los estados de Coahuila, Nuevo León y

Guerrero tienen el BC máximo en las capacidades de 2, 2.5 y 3 kWp, respectivamente, del

orden de $1,963, $1,531 y $2,282 USD. En el caso especial de los usuarios promedio DAC

de la tarifa 1 del Estado de Tamaulipas, tienen el BC más bajo con apenas $62 USD y lo

obtienen en la capacidad más alta de 4 kWp, esto se debe a que estos usuarios tienen el

consumo más alto de 667 kWh/mensuales sin embargo, se estima que son una cantidad

de usuarios pequeña por estado con apenas 37.

Como puede apreciarse, la capacidad de SFVI en la que los usuarios promedio de cada

estado es muy distinta a la que se requiere para suministrar el 100% de sus

requerimientos eléctricos por lo que el potencial técnico-económico se reduce

drásticamente en relación al potencial técnico que se calculó anteriormente.

A partir de estos resultados se deduce que para los usuarios DAC el BC de la adquisición

de un SFVI tienen una variabilidad importante respecto a la magnitud del consumo

eléctrico. Se observa, por ejemplo, que si comparamos los valores del BC de los usuarios

DAC promedio de todos los estados, los valores positivos y máximos se encontraron en las

capacidades pequeñas y viceversa. Por otro lado, en la medida que el consumo promedio

DAC es mayor se observa que las capacidades que tienen BC positivos aumentan pero

disminuyen los nichos de oportunidad. En efecto a medida que crecen los consumos

adicionales de los usuarios DAC, los BC positivos disminuyen.

La explicación de los BC positivos es que la implementación de SFVI con las capacidades

arriba mencionadas, los usuarios DAC logran un doble beneficio, por un lado, reducen su

consumo eléctrico que se facturaba a precios reales, y por el otro lado, la reducción de

consumo eléctrico es tal que se convierten en usuarios de la tarifa 1 y de esta manera se

185

hacen acreedores de subsidios en todos los rangos de consumo de esta tarifa. Es decir, la

suma de la factura evitada de tarifas reales y la obtención de subsidios al consumo

eléctrico, es, de acuerdo, a los cálculos realizados, lo que hace viable económicamente,

para un usuario DAC de la tarifa 1, el uso de SFVI.

También se puede observar que para tamaños superiores a los óptimos encontrados, el

BC aunque puede seguir siendo positivo, decrece. Esto nos indica que en el tamaño

óptimo, se maximiza el volumen de subsidios provenientes de los distintos rangos de la

tarifa 1 y que cuando se rebasa este tamaño, si bien es cierto que se logra una mayor

autosuficiencia en el suministro eléctrico, también es cierto que decrece progresivamente

el volumen de subsidios que puede recibir el usuario al bajar su consumo eléctrico de los

rangos menos subsidiados a los más subsidiados como puede verse en la Figura 5-75 para

el caso promedio de usuarios DAC de la tarifa 1 en la República Mexicana.

Los resultados muestran que es muy relevante el papel de los subsidios en los casos en

que es viable económicamente la instalación de SFVI para los usuarios DAC analizados. De

hecho si se calcula el BC suponiendo que los usuarios DAC no acceden a la tarifa

subsidiada, los resultados son negativos en todos los casos promedio de los estados, como

se muestra en la Figura 5-76, lo cual implica que para este usuario la eliminación de los

subsidios no es suficiente para hacer viable económicamente el uso de los SFVI. Se podrá

fácilmente inferir que para el resto de los usuarios de tarifas subsidiadas, la eliminación de

los subsidios no haría viable tampoco el uso de los SFVI en México.

186

Figura 5-75. Comportamiento de la estructura tarifaria del consumo eléctrico mensual y CB debido a la instalación de SFVI para un usuario promedio DAC.


Figura 5-76. Análisis beneficio-costo de la implementación de SFVI para usuarios DAC de la tarifa 1 por rango de consumo y capacidad instalada sin considerar subsidios.


187

En la Figura 5-77 se muestra la capacidad total que se calcula si lo usuarios, como

resultado del análisis beneficio-costo, instalan la capacidad óptima para dichos usuarios

por estado.

Figura 5-77. Potencial técnico-económico de SFVI por estado para los usuarios DAC de tarifa 1.


El total de la capacidad de SFVI que podría ser instalada sería de 360.3 MWp, de éstos el

22.7% le correspondería al Distrito Federal con la mayor proporción y equivalente a 82

MWp, seguido de los estados de Jalisco, Baja California Norte y Guanajuato con 58, 44, y

33 MWp entre esos tres estados serían el 37.8% de la capacidad total. En tanto que el

Estado de México y Puebla tendrían la misma capacidad de SFVI de 23 y 19 MWp,

respectivamente y juntos representarían el 11.6%. En tanto que los estados de Veracruz,

188

Chihuahua, Querétaro y San Luis Potosí tendrían 13, 12 (para Chihuahua y Querétaro), y

11 MWp, respectivamente y representarían el 13.4%. El resto de los estados serían 52

MW en conjunto que sería el 14% de la capacidad total Figura 5-77).

5.3.6.3 Análisis sectorial

Como se muestra en la Figura 5-78 en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) en México

se producen picos de demanda máxima a lo largo del día, presentándose un pico entre las

9:00 de la mañana y las 17:00; también se ve que los picos más importantes se dan en la

noche en un horario de 18:00 a las 23:00 horas. Una parte de esos picos se satisfacen con

centrales de turbo gas como se aprecia en la misma figura. De acuerdo a (CFE, 2012d) la

capacidad promedio utilizada de centrales turbo gas en el SIN fue de 1,723 MW, de los

cuales el 40% (689 MW) se estaría utilizando en el horario del pico diurno.

El pico que se da en el periodo diurno podría ser disminuido e inclusive evitado por la

instalación de SFVI en el sector residencial ya que ayudarían a mitigar la demanda máxima

en ese horario. Desde esta perspectiva sectorial se asume en el presente artículo que la

instalación de SFVI evitaría el funcionamiento de centrales turbo gas que satisfacen la

demanda máxima del SIN en el periodo diurno, por lo que evitaría costos de O&M, costos

de combustibles (gas y diesel) y costos de distribución y transmisión asociados.

De igual manera en esta perspectiva sectorial la implementación de SFVI en el sector

residencial generaría un aumento del volumen del subsidio federal al consumo del sector

eléctrico debido a la conversión de los usuarios DAC analizados en usuarios de la tarifa 1

subsidiada, este costo sectorial tendría una magnitud igual al beneficio del subsidio

otorgado a estos usuarios al instalar un SFVI.

Integrando los beneficios y costos del análisis sectorial al análisis del BC del usuario que

previamente se presentó, se obtiene el análisis BC total. Los resultados se muestran en la

Figura 5-79 y nos indican claramente que cuando se incluye el análisis sectorial el BC total

189

es positivo en todos los casos y se incrementa conforme se instalan capacidades mayores

hasta que se agota el nicho de evitar el funcionamiento de las turbo gas de los picos del

periodo diurno.

Figura 5-78. Despacho de la demanda máxima del Sistema Eléctrico Mexicano.

Fuente: CFE (2002).

Considerando solamente los casos de capacidad de SFVI donde los usuarios DAC obtienen

el BC más alto por estado observado en la Figura 5-79 y sumando los beneficios y costos

adicionales del análisis sectorial, se obtienen los BC totales (véase la Tabla 5-37).

Como puede verse en la Tabla 5-37, el BC total para el usuario promedio DAC de la tarifa 1

en cada estado y capacidad óptima, es menor a nivel sectorial y total al del usuario en los

usuarios promedio de los estados de: Distrito Federal con 0.75 kWp de capacidad, Estado

de México con 0.25 kWp y el estado de Hidalgo con una capacidad de 0.5 kWp para el

SFVI.

190

Figura 5-79. Análisis Beneficio-Costo incluyendo el análisis sectorial por rango de consumo del usuario DAC y la capacidad instalada de SFVI.


Tabla 5-37. Resultados de BC incluyendo la perspectiva sectorial para la capacidad óptima del usuario DAC por estado.

Estado Capacidad optima de SFVI para el usuario(kWp)

BC usuario (USD 2007)

BC del sector (USD 2007)

BC Total (USD 2007)

Aguascalientes 1.25 $3,166 $2,080 $5,246

Baja California Norte 1.25 $2,630 $1,530 $4,160

Coahuila 2 $1,963 $4,504 $6,467

Chiapas 1.25 $2,467 $1,392 $3,859

Chihuahua 1.25 $2,944 $1,913 $4,857

Distrito Federal 0.75 $3,080 -$408 $2,672

Durango 1.25 $2,947 $1,996 $4,943

Estado de México 0.25 $3,396 -$2,528 $868

Guanajuato 1.25 $2,667 $1,728 $4,396

Guerrero 3 $2,282 $9,983 $12,265

Hidalgo 0.5 $3,158 -$1,740 $1,417

191

Estado Capacidad optima de SFVI para el usuario(kWp)

BC usuario (USD 2007)

BC del sector (USD 2007)

BC Total (USD 2007)

Jalisco 1.5 $2,975 $3,206 $6,182

Michoacán 1 $3,280 $925 $4,205

Morelos 1 $2,956 $772 $3,728

Nayarit 1 $3,031 $797 $3,828

Nuevo León 2.5 $1,531 $6,788 $8,320

Oaxaca 1 $3,080 $715 $3,795

Puebla 1 $2,851 $472 $3,322

Querétaro 1 $3,027 $639 $3,666

República Mexicana 1 $2,686 $449 $3,135

San Luis Potosí 1.25 $2,663 $1,676 $4,340

Tamaulipas 4 $62 $13,372 $13,434

Tlaxcala 1 $2,884 $586 $3,470

Veracruz 1.75 $2,761 $4,127 $6,888

Zacatecas 1 $2,935 $730 $3,665


Es interesante ver que, para los consumos promedio de esos estados (Distrito Federal,

Estado de México e Hidalgo) en donde el usuario encuentra su máximo BC en las

capacidades más pequeñas analizadas, el BC total es menor que el BC del usuario. Esto se

explica debido a que el óptimo del usuario se establece para las capacidades más

pequeñas que le permiten el cambio de tarifa DAC a una tarifa subsidiada. Esto produce

también que la energía evitada de la red sea menor y no se obtengan beneficios

importantes de la reducción del funcionamiento de turbos gas que compensen a los

subsidios a los que accede el usuario al instalar estas capacidades pequeñas de SFVI. El

caso más extremo es el de los usuarios promedio del Estado de México, en donde el BC

total casi 4 veces menor a los encontrados para el usuario. Los casos de los usuarios

promedio de los estados de Hidalgo y el Distrito Federal tienen un comportamiento

similar, pero en menor magnitud, dado que el BC total es 2.2 a 1.2 veces menor al BC del

192

usuario. Es importante destacar que con una capacidad de 1 kWp en los tres casos

mencionados, el BC total llega a ser superior que el BC del usuario.

Para los demás casos por estado, se tiene un comportamiento contrario debido a que el

BC total es mayor que el del usuario, el caso más extremo es el de los usuarios promedio

de Tamaulipas donde el BC exclusivo del usuario es 200 veces menor que el total esto se

podría explicar porque el consumo es muy alto y la capacidad óptima es la más alta

encontrada para todos los casos de 4 kWp. Cabe resaltar que el número de usuarios en

ese estado es de apenas 37 que apenas representan el 0.01% de los usuarios totales DAC

de la tarifa 1.

5.3.6.4 Potencial del nicho DAC para SFVI en el sector residencial en

México.

Como se vio los usuarios DAC promedio de la tarifa 1 obtienen BC positivos con la

implementación de SFVI. Sin embargo, si se considera una capacidad mínima de 1 kWp en

aquellos casos en donde el BC del sector es negativo que se dio en los estados de México,

Hidalgo y Distrito Federal, de tal manera que el sector tiene BC positivo, el potencial de

SFVI descrito en la Figura 5-77 cambiaría para dichos estados, por lo que quedaría como se

muestra en la Figura 5-80. Como puede verse el potencial pasa de 360.3 MWp a 461.5

MWp.

5.3.6.1 Beneficio-costo global

Se referirá como beneficio-costo global, al BC del potencial en el periodo de análisis de 20

años, el cual se calcula considerando que desde el inicio de este periodo, el total de los

usuarios DAC de la tarifa 1 por estado que implementan un SFVI en sus viviendas con la

capacidad descrita en las secciones anteriores que de acuerdo a nuestros cálculos es en

donde se obtiene el BC más alto para el usuario y además el sector tiene un BC positivo.

Los costos de compra de los SFVI estarían a cargo de los usuarios y serían del orden de

193

$1,907 MUSD, por su parte el costo de O&M de estos sistemas sería globalmente $148

MUSD en tanto que el costo incremental global de todos los medidores bidireccionales

que instalaría CFE con cargo para los usuarios sería de $63 MUSD. Por otra parte, los

beneficios globales de evitar energía eléctrica de la red por parte de los usuarios sería de

$1,799 MUSD y los beneficios globales por concepto de subsidios que les otorgaría el

gobierno federal serían de $1,440 MUSD. En total el BC global de los usuarios sería de

$1,121 MUSD.

Figura 5-80. Potencial técnico-económico ajustado de SFV para usuarios DAC de la tarifa 1 por estado.


194

Considerando el BC global del análisis sectorial se lograrían beneficios por estar evitando

el uso de gas natural y diesel en centrales turbo gas del orden de $995 MUSD. Así mismo,

se evitarían costos globales de O&M de esas centrales del orden de $1,007 MUSD.

También habría un costo evitado global por pérdidas de transmisión y distribución de $31

MUSD. Sin embargo, el monto de subsidios globales otorgados a los usuarios tendría un

costo para el Estado por $1,440 MUSD, lo cual haría que el balance general en el BC global

del sector se redujera a $592 MUSD. Es importante destacar que gracias a los beneficios

que tiene el operador del sistema eléctrico, en nuestro caso la Comisión Federal de

Electricidad (CFE), el incremento de los subsidios a los usuarios DAC promedio de la tarifa

1 que emplean SFVI es más que compensado en su totalidad.

Sumando los beneficios globales de los usuarios y los del sector, el BC total global sería del

orden de $1,714 MUSD en el periodo de 20 años equivalente a un beneficio total

anualizado del orden de $203 MUSD.

5.3.6.2 Potencial de mitigación de GEI

Es claro que el uso de SFVI frente a la producción de electricidad por métodos

convencionales representa un beneficio ambiental al dejar de utilizar combustibles fósiles

que se utilizan en el sector eléctrico. Tomando en consideración el factor de emisión de la

generación eléctrica en México se calcula que la reducción de emisiones de GEI debido a

la instalación del total del potencial de SFVI en el sector residencial, sería de

aproximadamente un 381 mil toneladas de dióxido de carbono equivalente (tCO2e)

anuales, lo que equivale a 7.6 millones de tCO2e en 20 años. Finalmente, debido a que se

encuentran beneficios totales globales no habría consecuentemente costos de mitigación.

195

6. Barreras

Entre las barretas más importantes que se identificaron en este estudio se encuentran:

Los precios unitarios aún elevados de las celdas fotovoltaicas y esto pese a la

fuerte caída de estos precios en los últimos años, sin embargo, esta barrera parece

que irá disminuyendo paulatinamente de acuerdo a la tendencia actual de los

precios de esta tecnología.

Los altos costos de los otros componentes del SFVI tales como inversores,

conexiones, medidores bidireccionales, y en varios casos cableado, acometida,

tableros, casetas y sistemas de seguridad los cuales en términos unitarios pueden

representar costos equivalentes al 40% o más del sistema. Se requiere innovar en

el diseño y en estos componentes del SFVI para hacer descender estos costos.

Los altos costos de inversión inicial, consecuencia de lo mencionado con

anterioridad, se traducen por un lado en la inviabilidad económica de los SFVI en

varios usos sectoriales y, por otro lado, en inversiones de gran tamaño para la

implementación de los sistemas fotovoltaicos aun cuando estos sean viables desde

el punto de vista económico.

La falta de fuentes de financiamiento para este tipo de energía verde que pueda

movilizar, con los menores costos de transacción, los cuantiosos recursos

financieros que se necesitan para la implementación de los SFVI.

La falta de mecanismos adecuados de financiamiento que ofrezcan especialmente

préstamos con tasas de interés reales bajas y del orden del 5% o menos.

Las superficies relativamente importantes que requiere el uso de los SFVI

eventualmente puede ser una barrera por lo que se requiere un estudio más

profundo sobre la disponibilidad de espacios para los SFVI en los sectores y usos

analizados.

196

Las tarifas subsidiadas existentes son una barrera salvo que se permita al usuario

de la tarifa subsidiada usar este subsidio para incrementar los beneficios del uso

de SFVI como lo demuestra el caso de los usuarios de la tarifa DAC del sector

residencial. En el caso de usuarios de tarifas subsidiadas claramente se deduce que

se verían incentivados a usar SFVI si se les permitiera usar el subsidio de la tarifa

para adquirir el SFVI.

La ausencia de incentivos que promuevan el uso de equipos y dispositivos

eléctricos más eficientes como luminarias LEDS, motores eléctricos eficientes,

refrigeradores eficientes, etc. que disminuyan las necesidades de consumo

eléctrico y en consecuencia la capacidad de SFVI que se requerirían, lo cual a su vez

disminuiría la capacidad ociosa de la infraestructura fotovoltaica lo cual redundaría

en una reducción de costos totales de inversión y de los costos unitarios de

generación eléctrica así como de las superficies requeridas .

El sombreado de árboles y elementos urbanos como las edificaciones altas pueden

en ciertas situaciones específicas ser una barrera para la implementación de SFVI.

197

7. Conclusiones

En México existe un potencial importante para el aprovechamiento de los SFVI en los

sectores industrial, público y residencial, el cual es técnicamente factible de ser

aprovechado. El aprovechamiento de este potencial, no solo resultaría en la reducción del

uso de combustibles fósiles utilizados para la generación de electricidad, sino que además

tendría importantes beneficios en el medio ambiente y en la salud de la población. Se

estima que este potencial sería del orden de 17,794 MW en estos tres sectores, lo cual

representaría emisiones evitadas por un total 291 MtCO2e durante el periodo útil de los

SFVI.

Desde el punto de vista del potencial que es económicamente rentable, el potencial

anterior se reduce a 8,927 MW, equivalente a 215 MtCO2e evitadas. El aprovechamiento

de este potencial económico resultaría en beneficios de aproximadamente 4,210 millones

de dólares para los tres sectores analizados.

Por otro lado, los proyectos propuestos se encuentran contemplados en el marco legal y

regulatorio vigente, por lo que no requieren de procesos de consenso que involucren

enmiendas a la legislación en la materia existente y/o costos adicionales relacionados con

el diseño de nuevos instrumentos regulatorios.

Finalmente, el análisis de barreras revela que aunque los costos unitarios de inversión son

aún altos, la principal barrera es hoy por hoy la falta de fuentes de financiamiento

importantes que ofrezcan préstamos con tasas de interés reales bajas y del orden del 5%

o menos que permitan la viabilidad económica de los SFVI para municipios, industriales y

personas físicas. En el sector residencial, las tarifas subsidiadas existentes son una barrera

salvo que se permita al usuario de la tarifa subsidiada usar este subsidio para financiar la

adquisición de los SFVI.

198

Sector industrial

El aprovechamiento del potencial técnico identificado en este sector no es rentable bajo

las condiciones de precio (principalmente 3.8 dólares por watt pico y recientemente

algunos proyectos en el rango de 1.9 dólares por watt pico) y de financiamiento (tasa de

descuento de 10% o más) de estos sistemas en México. Esto se debe a que las tarifas de

electricidad aplicables al sector industrial no tienen subsidio gubernamental, por lo que

sus precios son relativamente bajos, estableciendo retos importantes para la

implementación de SFVI en este sector, a pesar de algunos incentivos existentes

(depreciación acelerada y venta de las emisiones de CO2 en el mercado internacional).

Sin embargo, a pesar de esta situación, hoy en día se pueden encontrar nichos de

oportunidad en el sector industrial, principalmente, en la tarifa de media tensión H - M, y

en las de alta tensión H - S y H - L, representando aproximadamente 6, 622 MW de SFVI, si

existiera un precio generalizado en el mercado nacional de 1.9 dólares por watt pico y se

estableciera por lo menos un mecanismo de fomento adicional a la inversión ya sea en la

forma de créditos blandos por la banca comercial o de desarrollo (equivalente a una tasa

de descuento real de 5%), o bien, como parte de un incentivo financiero en el marco de

un esquema programático de reducción de emisiones de CO2, por ejemplo, de Acciones de

Mitigación Nacionalmente Adecuadas (NAMA, por sus siglas en inglés).

Sector público

La primera recomendación que se deduce de este estudios, es realizar paralelamente a la

implementación de SFVI, es la sustitución de luminarias ineficientes por luminarias más

eficientes, primero en el 30% de toda la estructura de alumbrado público y después

completar paulatinamente esta sustitución en toda la estructura de alumbrado público. Lo

que implicaría hacer viable desde el punto de vista económico esta sustitución, obtener

199

beneficios económicos más altos, reducciones importantes en los montos de inversión y

una reducción más alta de emisiones de gases de efecto invernadero.

El estudio revela que en todos los estados de la república mexicana hay opciones reales de

implementación de SFVI para alumbrado público en esquemas de medición neta,

especialmente cuando esta implementación se acompaña del cambio a luminarias más

eficientes. Este nicho de oportunidad tiene un tamaño de 1,396 MW y evitaría 76 MtCO2e

en 20 años. En efecto, desde el punto de vista económico, es viable la implementación de

SFVI con luminarias LED en todo los estados, no importando si el watt pico se encuentra

en el rango de 3.0 USD 2007 a $3.8 USD 2007. Los mayores beneficios económicos se

obtienen con la implementación de SFVI por ramales (en el rango de $2.5 a $3.3 USD 2007

por watt pico) y luminarias más eficientes (tipo LED), en gran medida, porque el número

de elementos del sistemas fotovoltaicos se reducen (se eliminan los soportes y sus costos

asociados) en comparación con el SFVI (denominados SFVI por islas) con luminarias LED.

Finalmente, el estudio muestra que el Estado de México y el Distrito Federal tienen los

benéficos económicos más elevados en comparación con el resto de los estados del país.

En todos los estados donde simulamos la implementación SFVI con luminarias LED, se

requiere menos capacidad instalada para satisfacer la misma demanda de energía para

alumbrado público. Un inconveniente que se encontró es que se requiere de superficies

nuevas para instalar los SFVI en arreglos por islas, no obstante, cuando instalamos SFVI en

arreglos por ramales, este problema se resuelve. No obstante se recomienda la

elaboración de estudios que permitan conocer los lugares con sombras para la instalación

de SFVI por ramales y elaboración de proyectos demostrativos para corroborar su

funcionamiento óptimo.

En cuanto a bombeo de agua potable y negra, podemos decir que los SFVI son

económicamente viables sólo cuando son dimensionados para cubrir una parte la

demanda de energía durante las horas de insolación y este nicho de oportunidad tiene un

200

tamaño de aproximadamente 447 MW y representa una reducción de aproximadamente

15 MtCO2e en el periodo de análisis. Un inconveniente es que requieren de áreas nuevas y

relativamente importantes para la implementación de SFVI en este uso final.

Sector residencial

La estructura tarifaria en México y el incremento real de las tarifas DAC, hace que estos

usuarios residenciales tengan incentivos para implementar SFVI ya que estos le permite

reducir su consumo y tener un beneficio adicional accediendo a las tarifas con subsidios.

Considerando a los usuarios DAC promedio de la tarifa 1, los resultados muestran que

existe al menos un nicho de mercado para la instalación de SFVI en el sector residencial de

aproximadamente 460 MW de capacidad que de instalarse lograría una reducción de

gases de efecto invernadero de 7.6 MtCO2e en un periodo de 20 años equivalente a una

reducción anual de poco más de 381 mil tCO2e. Para estos usuarios, la viabilidad

económica de un SFVI está relacionada con los tamaños del SFVI que convierten a los

usuarios DAC promedio a usuarios con tarifas subsidiadas. Hay sin embargo una gran

variabilidad en el valor de la capacidad de SFVI en donde el BC del periodo es el más alto

para cada usuario promedio por estado que va de 0.25 kWp (capacidad por cierto muy

pequeña) con el cual se obtiene el beneficio de $3,396 USD para los usuarios promedio

DAC de la tarifa 1 del Estado de México y de 4 kWp en donde se genera apenas un

beneficio de $63 USD para los usuarios del estado de Tamaulipas.

Desde una perspectiva sectorial, se identificaron beneficios económicos para la CFE que

genera la implementación de SFVI en el sector residencial al evitar la operación de

centrales de turbo gas, los cuales se incrementan a $238 MUSD anuales y superando la

transferencia de subsidios por $169 MUSD, cuando los usuarios DAC implementan SFVI a

partir de una capacidad de 1 kWp por lo que se recomienda promover a través de CFE la

instalación de equipos de SFVI de al menos 1 kW en el sector residencial. Creándose así el

201

mejor nicho de oportunidad para promover SFVI en el sector residencial y cuyo tamaño se

estimó en aproximadamente 462 MWp.

202

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210

8. Anexo

Figura 8-1 Valor Presente Neto (VPN) de la facturación actual del alumbrado público y de la implementación de SFVI con luminarias existentes para cubrir la demanda eléctrica

del alumbrado público en un esquema de medición neta (3.0 USD 2007 watt pico).


211

Figura 8-2 VPN de los SFVI (3.0 USD 2007 watt pico) y luminarias LED (6.46 USD 2007 watt instalado).


Figura 8-3 Valor Presente Neto (VPN) de los SFVI por ramales con luminarias de Existentes (2.5 USD 2007 watt pico).


212

Figura 8-4 Valor Presente Neto (VPN) de los SFVI por ramales (2.5 USD 2007 watt pico) con luminarias LED (6.46 USD 2007 watt instalado).


Figura 8-5 Valor Presente Neto (VPN) de los SFVI de bombeo para cubrir la demanda de electricidad sólo durante las horas de insolación (3.0 USD 2007 watt pico).


213

Figura 8-6 Valor Presente Neto (VPN) de los SFVI para cubrir el 100% de la demanda de electricidad del bombeo de agua potable y negra (3.0 USD 2007 watt pico).


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