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INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO

GERENCIA DE ATENCIÓN AL CLIENTE

Producto:__13003 Monitoreo y evaluación de Fuentes Fijas_________

EJE CENTRAL LAZARO CARDENAS No. 152

COL. SAN BARTOLO ATEPEHUACAN,. MEXICO, D.F. C.P. 07730

PS-MAS-F04 Rev 2 PS-MAS-01-03-01

Proceso de Proporcionar Soluciones de Medio Ambiente y Seguridad Grupo Operativo de Calidad del Proceso PS-MAS

NOMBRE DEL PROYECTO

MODELACIÓN DE POSIBLES ESCENARIOS TECNOLÓGICOS PARA LA MITIGACIÓN DE GEI EN MÉXICO. "MAPAS TECNOLÓGICOS"

INFORME FINAL

CLAVE: PS-MAS-IP-21491-4 FECHA: 19/Diciembre/2007 PROYECTO SAP: F.21491

DATOS DEL SOLICITANTE

SOLICITANTE: Bióloga Julia Martínez Fernández

DEPENDENCIA: Instituto Nacional de Ecología

UBICACIÓN: Periférico Sur 5000, Col. Insurgentes Cuicuilco, C.P. 04530, Delegación Coyoacán, México D.F.

TEL: 54246424


Transformamos el conocimiento en realidades industriales innovadoras

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Objetivo

Desarrollar mapas tecnológicos de los principales sectores de emisión de GEI

PARTICIPANTES

JEFE DE PROYECTO REALIZARON ESTE INFORME:

M.C. Jorge Gasca Ramírez Ing. Moisés Magdaleno Molina

Ing. Luis Alberto Melgarejo Flores

Ing. María Esther Palmerín Ruiz



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ÍNDICE

1. OBJETIVO .......................................................................................................................... 5

1.1. OBJETIVO GENERAL ............................................................................................................................... 5 1.2. OBJETIVO ESPECÍFICO ........................................................................................................................... 5

2. INTRODUCCIÓN. ............................................................................................................... 5

3. GENERALIDADES. ............................................................................................................ 6

3.1. ENERGÍA RENOVABLE ............................................................................................................................. 6 3.2. HIDRÁULICA ........................................................................................................................................... 6 3.3. TURBINAS ............................................................................................................................................. 7 3.4. GENERADORES ...................................................................................................................................... 8 3.5. SOLAR FOTOVOLTAICA (FV) .................................................................................................................... 8 3.6. SOLAR CONCENTRADA (SC) ................................................................................................................... 9 3.7. HIBRIDIZACIÓN ..................................................................................................................................... 10 3.8. BIOMASA ........................................................................................................................................... 10 3.9. CARACTERÍSTICAS GENERALES ............................................................................................................ 11 3.10. CONVERSIÓN ....................................................................................................................................... 11 3.11. GEOTERMIA ......................................................................................................................................... 13 3.12. ENERGÍA EÓLICA .................................................................................................................................. 15 3.13. INTERMITENCIA DE ALGUNAS FUENTES RENOVABLES Y CONFIABILIDAD DE LA RED. ................................... 15 3.14. COGENERACIÓN Y COPRODUCCIÓN. ...................................................................................................... 16 3.15. MAPA TECNOLÓGICO DE JAPÓN. ........................................................................................................... 18

4. ANÁLISIS DE LAS PROSPECTIVAS DEL SECTOR ELÉCTRICO, DE GAS LP, DE GAS NATURAL Y DE PETROLÍFEROS. ................................................................................. 24

4.1. INTRODUCCIÓN. ................................................................................................................................... 24 4.2. PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO. ............................................................................................... 25 4.3. CARACTERIZACIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA. ................................. 34 4.4. PROSPECTIVAS DEL MERCADO DE GAS NATURAL DE 2002-2010 A 2006-2015. ....................................... 38 4.5. PROSPECTIVAS DEL MERCADO DE GAS LP DE 2002-2011 A 2006-2015. ................................................ 41 4.6. PROSPECTIVAS DE GASOLINAS 2002-2011 A 2006-2015. ...................................................................... 43 4.7. PROSPECTIVAS DE DIESEL 2002-2011 A 2006-2015. ............................................................................ 44 4.8. PROSPECTIVAS DE TURBOSINA 2002-2011 A 2006-2015. ..................................................................... 46 4.9. PROSPECTIVAS DE COMBUSTÓLEO 2002-2011 A 2006-2015. ................................................................ 48 4.10. PROSPECTIVAS DE COQUE DE PETRÓLEO 2002-2011 A 2006-2015. ...................................................... 49



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5. POTENCIAL DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES Y NO RENOVABLES EN EL MUNDO Y EN MÉXICO. ........................................................................................................... 51

6. MAPAS TECNOLÓGICOS ............................................................................................... 56

6.1. MAPA TECNOLÓGICO DE LA ENERGÍA NUCLEAR. .................................................................................... 56 6.2. MAPA TECNOLÓGICO DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA. ................................................................. 58 6.3. MAPA TECNOLÓGICO DE LA ENERGÍA EÓLICA. ........................................................................................ 60 6.4. MAPA TECNOLÓGICO DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA. ............................................................................... 61 6.5. MAPA TECNOLÓGICO DE LA ENERGÍA MINIHIDRÁULICA. ........................................................................... 63 6.6. MAPA TECNOLÓGICO DE LA GASIFICACIÓN DE INTEGRADA A CICLO COMBINADO CON CAPTURA DE CARBONO. ........................................................................................................................................... 64

7. MODELACIÓN DE ESCENARIOS TECNOLÓGICOS. ..................................................... 72

7.1. ACTUALIZACIÓN DEL ESCENARIO BASE. ................................................................................................. 72 7.2. ESCENARIOS ALTERNOS. ...................................................................................................................... 75 7.3. OPCIONES DE MITIGACIÓN. ................................................................................................................... 81 7.4. COSTOS. 94 7.5. RUTAS TECNOLÓGICAS. ........................................................................................................................ 95

8. INDICADORES NACIONALES DE EMISIONES Y ENERGÉTICOS. ............................... 98

9. COMPARACIONES INTERNACIONALES. .................................................................... 100

10. CONCLUSIONES ........................................................................................................... 105

11. RECOMENDACIONES ................................................................................................... 108

12. BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................................. 112



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1. OBJETIVO

1.1. Objetivo General

o Desarrollar mapas tecnológicos de los principales sectores de emisión de gases de efecto invernadero (GEI) en el corto, mediano y largo plazo y evaluar su impacto en las emisiones nacionales de GEI.

1.2. Objetivo Específico

o Aplicar herramientas para determinar el efecto económico y de emisiones de GEI de diferentes tecnologías de producción, transformación y consumo de energía en sectores clave de la economía mexicana.

2. INTRODUCCIÓN. En este informe se presentan los resultados más relevantes que se han obtenido en las diferentes etapas del proyecto. En primer término se presentan las generalidades de las principales tecnologías de generación eléctrica con base en energía renovable así como una descripción de la forma en que fue desarrollado el mapa tecnológico del Japón. A continuación se analizan las Prospectivas del sector energético mexicano para establecer la información básica sobre la demanda de combustibles fósiles y de energía eléctrica. Además se presenta una comparación de los supuestos económicos (variaciones del PIB) utilizados en las prospectivas desde el año 2000 hasta el presente y su impacto en las estimaciones de la demanda final en el futuro y se hace un análisis de la proporción de la energía renovable utilizada en la generación eléctrica desde la década de los años setenta hasta el año 2015, último año definido en la Prospectiva 2006-2015. A continuación se presenta una estimación del potencial de energía renovable y de combustibles fósiles a nivel mundial y nacional. Posteriormente, se muestran los mapas tecnológicos de las principales tecnologías de generación eléctrica con base en fuentes renovables en nuestro país. El desarrollo de estos mapas tecnológicos se basó en la información que a través de diversas publicaciones y talleres han dado a conocer los expertos en el tema de las energías renovables y la energía nuclear. Se presentan los resultados de la modelación de diversos escenarios tecnológicos aplicando la plataforma de cómputo LEAP. En estos escenarios tecnológicos se incluyen tanto las opciones de mitigación basadas en el uso de las energías renovables como las principales opciones definidas en la Estrategia Nacional de Cambio Climático así como algunas opciones adicionales. Los resultados de la modelación se complementan con la estimación de algunos indicadores nacionales de emisiones y energéticos. Por último, se compara la contribución de nuestro país a las emisiones de los gases con efecto invernadero con la contribución de los principales países emisores.



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3. GENERALIDADES.

3.1. Energía Renovable

La energía renovable se obtiene de procesos naturales que se renuevan constantemente. En sus varias formas deriva directamente del sol o del calor generado en las profundidades de la corteza terrestre. Se incluye dentro de esta definición la electricidad o calor generados de recursos geotérmicos, solares, eólicos, hidráulicos, biológicos y oceánicos así como los combustibles obtenidos de recursos biológicos y el hidrógeno obtenido a partir de recursos renovables (IEA, 2002). Como ya se dijo la mayoría de las tecnologías renovables son alimentadas por el sol. El sistema atmósfera-tierra está en un equilibrio tal que el calor radiado al espacio es casi igual a la radiación solar que entra a nuestro planeta. La hidrósfera absorbe la mayor cantidad de la radiación entrante en las latitudes alrededor del ecuador, pero esta energía es disipada alrededor de la Tierra en forma de vientos y corrientes oceánicas. A su vez, el movimiento de las olas transfiere energía mecánica entre la atmósfera y el océano a través del esfuerzo cortante del viento. Por lo tanto, el nivel de energía resultante dentro del sistema atmósfera-tierra se puede describir grosso modo como el “clima” de la tierra. La energía solar también influye en los patrones de la lluvia que es aprovechada para los proyectos hidroeléctricos así como en el crecimiento de las plantas que en forma de biomasa son utilizadas para fabricar combustibles (Sorensen, 2004).

3.2. Hidráulica

Las plantas hidroeléctricas convierten la energía potencial y cinética del agua en electricidad. Esto incluye grandes así como pequeñas hidroeléctricas. Aunque no hay un consenso en la definición de lo que es una hidroeléctrica pequeña, el valor de 10 MW ha llegado a aceptarse en mayor medida (IEA, 2003). Sin embargo, la clasificación utilizada en México es la siguiente (UAM, 2005): Hidroeléctrica pequeña. Capacidad de 1 a 30 MW. Mini hidroeléctrica. Capacidad de 100 KW a 1MW. Micro hidroeléctrica. Capacidad menor a 100 KW.

Los factores naturales que afectan el potencial de las hidroeléctricas son la cantidad de agua que fluye y la altura de su caída. El flujo se relaciona grosso modo con la precipitación anual y la caída depende básicamente de la topografía. El requerimiento principal para una instalación hidroeléctrica exitosa es una caída elevada del agua que después es transportada por tuberías hacia una turbina acoplada a un generador para convertir la energía cinética del agua en electricidad. El agua es descargada nuevamente a través de un tubo o difusor a un río (IEA, 2003).



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Las hidroeléctricas pequeñas pueden dividirse a su vez en tres categorías dependiendo de la altura de la caída y de las características de la planta.

Plantas de gran caída. Estas son las más comunes y generalmente incluyen una presa para almacenar agua a una altura elevada. Estos sistemas se usan en áreas montañosas y desde luego incluyen a las hidroeléctricas grandes.

Plantas de caída pequeña. Estas plantas generalmente usan caídas de pocos metros de elevación o simplemente funcionan por el fluir de un río. Estas plantas son construidas siguiendo el curso de los ríos.

Plantas suplementarias. Estas son hidroeléctricas subordinadas a otras actividades como irrigación, procesos industriales, distribución de agua potable o drenaje. Aunque la producción de electricidad no es su primer objetivo sino un valioso subproducto.

Los factores tecnológicos que definen el comportamiento de las plantas hidroeléctricas son la turbina y el generador.

3.3. Turbinas

Las turbinas hidráulicas transforman la energía cinética del agua en energía mecánica rotacional. Durante el Siglo XX la tecnología se desarrolló rápidamente y la eficiencia de las turbinas se acercó rápidamente al 100%. Las plantas hidroeléctricas grandes, que producen millones de Watts tienen eficiencias por encima del 90% en tanto que las eficiencias de las plantas de 10 KW están en el orden de 60% al 80%. Existen básicamente dos mecanismos para transformar la energía cinética (IEA, 2003): Turbinas de reacción. En estas turbinas la presión del agua aplica una fuerza en las caras de las hojas impulsoras, la cual decrece conforme pasa el agua a través de la turbina. Las turbinas de reacción trabajan llenas de agua y generan una fuerza boyante para impulsar las hojas impulsoras. Existen dos tipos comunes de turbinas, las tipo Francis y las tipo Kaplan. Las turbinas Francis se usan en caídas con el intervalo de 5 a 250 m y pueden diseñarse con flechas tanto axiales como verticales. Las turbinas Kaplan son de flujo axial y se usan para cargas pequeñas. Turbinas de impulso. En estas turbinas la presión del agua se convierte en energía cinética al fluir el líquido por una boquilla que forma un jet de alta velocidad que choca con unas paletas montadas en la periferia de una flecha. El tipo más común de turbina de impulso es la turbina Pelton que se usa en instalaciones con alturas de cincuenta a varios cientos de metros. Ajustando el flujo a través de la boquilla, una turbina Pelton puede operar con gran eficiencia en un amplio intervalo de cargas y flujos. Estas turbinas se pueden diseñar con flechas verticales o axiales. Otro tipo de turbinas es el de flujo cruzado en las que el agua es dirigida a una o más paletas colocadas en una flecha. Estas turbinas son baratas y flexibles.



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3.4. Generadores

Un generador eléctrico es todo dispositivo capaz de mantener una diferencia de potencial eléctrico entre dos de sus puntos, llamados polos, terminales o bornes. Los generadores eléctricos son máquinas destinadas a transformar la energía mecánica en eléctrica. Esta transformación se consigue por la acción de un campo magnético sobre los conductores eléctricos dispuestos sobre una armadura (denominada también estator). Si mecánicamente, por ejemplo a través de una turbina, se produce un movimiento relativo entre los conductores y el campo, se generara una fuerza electromotriz. En la actualidad los generadores tienen eficiencias del 98 al 99%. Se pueden usar dos tipos principales de generadores en las plantas pequeñas: síncrono y asíncronos. Los primeros generalmente son más eficientes pero más caros y el control de la excitación de su rotor requiere controles más caros. Ambos tipos de rotores se conocen bien en la industria y se han mejorado continuamente (IEA, 2003).

3.5. Solar fotovoltaica (FV)

La relación directa entre la luz y la electricidad fue demostrada por Becquerel en 1839, pero no fue hasta el desarrollo de los diodos en 1938 y de los transistores en 1948, que la creación de una celda solar se hizo posible. Los laboratorios Bell patentaron la primera celda solar construida con silicón en 1955 lo que constituyó el primer paso para obtener celdas de alta eficiencia y llegar a la comercialización de la energía fotovoltaica. La tecnología y las aplicaciones FV se caracterizan por su capacidad de desarrollarse por módulos por lo que pueden instrumentarse en casi todas las escalas y tamaños (IEA, 2003). La eficiencia global de los sistemas disponibles en el mercado varía entre el 6% y el 15%. El tiempo de vida de los sistemas varia entre 20 y 30 años. Los módulos solares son las partes más durables del sistema con frecuencias de falla de sólo 1 en 10,000 por año. Algunos componentes, como el inversor y la batería, tienen que ser reemplazados más regularmente. Las celdas FV individuales son interconectadas y encapsuladas entre un frente transparente, usualmente vidrio, y un material posterior para formar un módulo (o panel) solar FV. Los módulos FV para aplicaciones energéticas son construidos desde 50 hasta 200 W. El módulo es el principal bloque de construcción de un sistema FV solar y se pueden conectar cualquier número de paneles, ya sea en serie o en paralelo, para proporcionar la salida de electricidad deseada. Se necesitan componentes adicionales para balancear el sistema y hacerlo útil para diferentes aplicaciones. Los inversores permiten la conexión a la red de corriente alterna. Otros elementos estructurales, como marcos y postes, pueden usarse para integrar los sistemas FV en un edificio. Las baterías pueden almacenar la electricidad producida durante el día (IEA, 2003).

Con respecto a su aplicación, los dos tipos principales de sistemas FV son el aislado o independiente y el conectado a la red. Los sistemas independientes se usan en áreas de difícil acceso, sin servicios de electricidad o en donde el tendido de la red no es viable desde el punto de vista económico o es innecesario por la poca demanda de electricidad. Un

http://es.wikipedia.org/wiki/Diferencia_de_potencial

http://es.wikipedia.org/wiki/Polo

http://es.wikipedia.org/wiki/Terminal

http://es.wikipedia.org/wiki/Borne

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_mec%C3%A1nica

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_el%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Campo_magn%C3%A9tico

http://es.wikipedia.org/wiki/Fuerza_electromotriz



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sistema independiente típico consiste de uno o varios módulos FV, una batería y un controlador de carga. También se puede incluir un inversor para convertir la corriente directa (CD) generada por los módulos FV a corriente alterna (CA), la cual es requerida por la mayoría de los equipos. Los sistemas independientes pueden subdividirse en los usados en aplicaciones industriales (telecomunicaciones, bombeo de agua, iluminación municipal, etc.) y los usados en aplicaciones rurales y domésticas (casas solariegas).

Los sistemas FV pueden también conectarse a la red local de electricidad La electricidad generada por los sistemas FV puede utilizarse inmediatamente (por ejemplo en casas o en edificios comerciales) o puede venderse a una compañía distribuidora de electricidad. La electricidad se puede comprar de la red cuando el sistema solar es incapaz de proporcionar la electricidad requerida (en la noche). De esta manera la red actúa como una clase de “sistema de almacenamiento de energía” para el dueño del sistema FV, eliminando la necesidad de una batería de almacenamiento. Los sistemas conectados a la red pueden subdividirse en integrados a edificios y en sistemas de soportes a la red (IEA, 2003).

Los expertos esperan que los elementos de silicón cristalino (con una cobertura del 85% del mercado en 2002) sigan dominando en los próximos años y que las celdas de película delgada sean considerablemente menos costosas y por lo tanto dominen en el mediano y largo plazo (IEA, 2003). Es de hacerse notar que diferentes tecnologías de celdas solares pueden coexistir lado a lado. Algunas aplicaciones requieren alta eficiencia en un pequeño espacio (silicón cristalino), en tanto que otras necesitan materiales menos costosos que cubren un área extensa (película delgada).

3.6. Solar Concentrada (SC)

En el presente, la tecnología de concentrar la energía solar (SC) puede ser explotada con tres diferentes sistemas: fábricas solares o rectángulo parabólico, disco parabólico y torre de poder. Todas estas tecnologías consisten de cuatro elementos básicos: concentrador, recibidor, transporte-almacenamiento y conversión. El concentrador captura y concentra la radiación solar directa, la cual es enviada al recibidor. El recibidor absorbe la luz solar concentrada transfiriendo su energía calorífica al sistema de conversión de energía. En algunas plantas SC, una porción de la energía térmica es almacenada para uso posterior. El sistema “fábrica solar” usa espejos rectangulares parabólicos para reflejar la luz solar. El sistema de disco parabólico, generalmente conocido como sistema “disco/máquina”, colecta la luz solar a través de un colector parabólico solar. El sistema de “torre de poder” emplea helióstatos (grandes espejos reflejantes que siguen al sol) para concentrar la luz solar en un recibidor montado en lo alto de una torre (IEA, 2003).

El sistema de “fábrica solar” es actualmente la tecnología más madura pero aún tiene un gran potencial de mejora. En el mediano plazo, las torres de poder con elementos de almacenamiento térmico más baratos y eficientes, pueden ofrecer energía a la red desde plantas únicamente solares con un factor anual de capacidad alto. Los proyectos planeados en España (Solar Tres y PS10) serán muy importantes para demostrar este potencial.



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El sistema de disco parabólico será usado en aplicaciones pequeñas de gran valor. En teoría tanto las torres de poder como los discos parabólicos pueden lograr mayores eficiencias y menores costos que las “fábricas solares”. Los sistemas de discos parabólicos son los más eficientes de todas las tecnologías solares, con una eficiencia del 25% en la conversión solar a electricidad. La unidad 4-95 Stirling tiene el record mundial de eficiencia de conversión de energía solar a electricidad alimentada a la red, con casi el 30% eficiencia a 1,000 Watts por metro cuadrado (IEA, 2003).

3.7. Hibridización

Debido a su naturaleza térmica, cada uno de los sistemas SC puede ser hibridizado o sea operado en combinación con sistemas convencionales basados en combustibles fósiles. Esto tiene el potencial de aumentar dramáticamente la utilidad de los sistemas SC incrementando la facilidad de despacho, mejorando su comportamiento y reduciendo el riesgo tecnológico utilizando combustibles convencionales cuando se requiera. Aunque los esfuerzos de hibridización están concentrados actualmente en los sistemas parabólicos rectangulares, el aprendizaje logrado puede ser transferido a otro tipo de sistema. Los diseños del sistema integrado solar-ciclo combinado ofrecen varias ventajas potenciales tanto a los sistemas solares como a los de ciclo combinado. Los sistemas de torre de poder posiblemente se puedan hibridizar con plantas de ciclo combinado a gas o con plantas del tipo Rankine que utilicen combustóleo o carbón. Las primeras torres a escala comercial serán seguramente híbridos con plantas que queman combustibles fósiles. Debido a que los sistemas parabólicos de disco utilizan máquinas térmicas tienen la habilidad inherente de operar con combustibles fósiles. Sin embargo, la hibridización de los sistemas parabólicos es todavía un reto tecnológico (IEA, 2003).

3.8. Biomasa

La biomasa es la forma más antigua explotada por el ser humano principalmente quemando madera para obtener calor y luz para las actividades domésticas y productivas. Los usos tradicionales se han basado principalmente en la combustión directa, que aún se practica en muchas partes del mundo. El uso tradicional de la biomasa es una actividad dispersa e intensiva en trabajo. En el pasado como en la actualidad, el incremento de la población o de la actividad industrial lleva al incremento de la demanda de energía y a la destrucción del ambiente natural. Aunque las fuentes de energía más convenientes, porqué su impacto en la salud es mucho menor y concentradas, es decir con mayor contenido energético por unidad de volumen, han sustituido al uso tradicional de la biomasa, todavía una gran cantidad de personas en los países en desarrollo no tienen acceso ni a la electricidad ni a los combustibles fósiles. Si bien el uso de la biomasa ha sido asociado con la pobreza, se reconoce actualmente el potencial que tiene como una fuente importante de energía para muchos sectores tanto en los países industrializados como en los países en desarrollo (IEA, 2003).



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Una característica importante de la bioenergía es su complejidad, ya varía debido a factores técnicos, ambientales y políticos, pero también por el tipo y forma de sus recursos. Estos recursos biológicos aún se usan principalmente para la producción de calor, como en las plantas de cogeneración, y pueden usados y almacenados en diferentes formas (sólida, líquida o gaseosa). La conversión de biomasa a energía tiene impactos ambientales positivos y negativos: la quema de materiales orgánicos, como la quema de combustibles fósiles, emite componentes dañinos pero el aprovechamiento de desechos agrícolas para obtener energía utiliza un material que de otra manera se desaprovecharía (IEA, 2003).

3.9. Características Generales

La biomasa difiere de otras energías renovables por el hecho de que involucra tanto a la agricultura como a la industria forestal - las cuales proporcionan las diferentes materias primas- con la generación de electricidad. Además, comparada con las demás fuentes renovables tiene la ventaja clave de almacenar de manera inherente a la energía (IEA, 2003).

3.10. Conversión

La combustión es la conversión más ampliamente usada para obtener energía. Esto produce calor y vapor para inmediatamente cocinar, calentar, producir o generar electricidad a través de una turbina movida por vapor. La mayoría de las plantas bioeléctricas de hoy son sistemas de combustión directa en los que mientras más alta es la temperatura y presión del vapor, mayor es la eficiencia global de la planta. Aunque la tecnología de generación con vapor es muy confiable su eficiencia es limitada. Las calderas de las plantas bioeléctricas están típicamente en el intervalo de 20-50 MW en comparación con las plantas que queman carbón que están en el intervalo de 100 -1,500 MW. Las plantas de pequeña capacidad tienden a tener menores eficiencias debido a que no son rentables los equipos de aumento de eficiencia. Por lo tanto, aunque existen técnicas para aumentar la eficiencia en la generación de vapor con biomasa por encima del 40%, las eficiencias de las plantas actuales están en el intervalo del 20% (IEA, 2003). La biomasa puede sustituir una porción de los combustibles fósiles convencionales en las calderas de plantas existentes de electricidad lo que se llama co-combustión. En algunas ocasiones, la biomasa en l forma de briquetas de madera se agrega al carbón (la biomasa puede ser del 5 al 15% del total) y se quema para producir vapor. Aunque la co-combustión se usa ampliamente en los EU está todavía en investigación por parte de las compañías eléctricas el efecto de adicionar biomasa al carbón en términos del comportamiento específico de la planta o de problemas potenciales. Debido a que la mayor parte del equipo de la planta existente puede ser usado sin modificaciones mayores, la co-combustión es mucho menos cara que la construcción de una planta eléctrica nueva que queme biomasa. Además, comparada con el carbón la biomasa produce menos dióxido de azufre (SO2), óxidos de nitrógeno (NOx) y otras emisiones al aire. Después de afinar el pico de comportamiento de la caldera, casi no hay pérdida de eficiencia al agregar la biomasa. Esto



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permite que la biomasa sea convertida a electricidad con la más alta eficiencia (en el intervalo del 33% al 37%) de las plantas modernas de carbón (IEA, 2003). La pirólisis es el proceso de descomposición a temperaturas elevadas (300-700 °C) en la ausencia de oxígeno. Los productos de pirólisis pueden ser sólidos (carbón), líquidos (aceites de pirólisis) o una mezcla de gases combustible. La pirólisis ha sido practicada durante siglos para la producción de carbón vegetal a través de la carbonización. De manera similar al petróleo crudo el aceite de pirólisis o bio-aceite puede transportarse fácilmente y refinarse para producir varios productos. Recientemente, la producción de aceite de pirólisis ha recibido atención creciente debido a que tiene mayor densidad energética que la biomasa sólida y es más fácil de manejar, Se pueden obtener rendimientos de hasta 80% de aceites de pirólisis por el proceso de pirólisis rápida o instantánea a temperaturas de reacción moderadas en tanto que la pirólisis lenta produce más carbón (35% a 40%) que aceite. La ventaja principal (con respecto a densidad energética, transporte y emisiones, etc.) de la pirólisis rápida es que la producción de combustible es separada de la generación de electricidad (IEA, 2003). La gasificación es una forma de pirólisis llevada a cabo con aire y a mayores temperaturas para optimizar la producción de gas el cuál es más versátil que la biomasa original. El gas se puede quemar para producir calor y vapor o puede usarse en máquinas de combustión interna o en turbinas de gas para producir electricidad, inclusive puede ser usado como combustible en vehículos. La gasificación de biomasas es la última generación de los procesos de conversión a energía de la primera y ofrece ventajas con respecto al quemado directo. En términos técnico-económicos, el gas puede ser usado en los ciclos combinados que ofrecen mayor eficiencia al combinar turbinas de gas con turbinas de vapor para producir electricidad. En términos ambientales el biogás puede limpiarse y filtrarse para remover los componentes químicos problemáticos (IEA, 2003). La digestión anaeróbica (DA) es un proceso biológico por medio del cual los desechos orgánicos son convertidos a biogás – usualmente una mezcla de metano (40% a 75%) y dióxido de carbono. El proceso se basa en el rompimiento de las macromoléculas orgánicas de la biomasa por medio de bacterias naturales. Esta conversión toma lugar en ausencia de aire en digestores que son recipientes sellados que ofrecen condiciones ideales a la bacteria para que fermente (digiera) la materia prima orgánica para producir biogás. Los subproductos son un lodo y varias sustancias solubles en agua. La digestión anaeróbica es una tecnología madura para el tratamiento de residuos. El biogás se usa para producir electricidad y calor en máquinas de gas o duales con diesel de capacidades de hasta 10 MW. Alrededor del 80% de la producción industrial global de biogás proviene de rellenos sanitarios explotados comercialmente. El gas metano producido en los rellenos puede extraerse insertando tubos perforados a través de los cuales pasa el gas a la presión autógena. Si no se capturara este metano escaparía eventualmente a la atmósfera como un gas de efecto invernadero. Otra manera



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común de producir biogás por DA es usando desechos animales. Los desechos y el agua se calientan y agitan en digestores con capacidad desde 1 m3 para unidades habitacionales pequeñas hasta 2,000 m3 para una gran instalación comercial (IEA, 2003).

3.11. Geotermia

La energía geotérmica puede definirse como el calor originado en la corteza terrestre. Este calor tiene dos fuentes: la energía original producida por la formación de la tierra por colapso gravitacional y la energía producida por el decaimiento radioactivo de varios isótopos (IEA, 2003). La tecnología aplicable en los proyectos de geotermia depende del tipo y localización de los recursos naturales. Debido a que no es práctico transportar por tubería vapor de alta temperatura a largas distancias, dadas las pérdidas de calor, la mayoría de las plantas geotérmicas son construidas en las cercanías de los recursos geotérmicos. Un sistema geotérmico consiste de tres elementos principales: una fuente de calor terrestre, un reservorio y un fluido de trabajo para transferir calor de la fuente a la planta de generación. La fuente de calor puede ser una intrusión magmática de alta temperatura (> 600 °C), que ha emergido a poca profundidad (5 a 10 Km) o, como en ciertos sistemas de baja temperatura, se aprovecha que la temperatura de la corteza terrestre aumenta con la profundidad. La fuente de calor siempre es natural pero el fluido de trabajo y el reservorio pueden ser introducidos a la corteza por los desarrolladores del proyecto. Las plantas geotérmicas tienden a construirse en el intervalo de capacidad de 20 a 60 MW y la capacidad de un pozo geotérmico comúnmente se encuentra en el intervalo de 4 a 10 MW. Entre cada pozo se establece una distancia mínima de entre 200 a 300 m para evitar alguna interferencia. Se usan tres tipos de tecnologías para convertir el calor en electricidad y la selección de una de ellas depende del estado del fluido de trabajo y de su temperatura (IEA, 2003).

Plantas generadoras de vapor que usan el fluido de trabajo, también llamado hidrotermal, en su forma de vapor. El vapor pasa directamente a una turbina, la cual impulsa al generador para producir electricidad. Este es el tipo más antiguo de planta geotérmica pero la tecnología es todavía eficiente dados los avances en la tecnología de las turbinas y de los generadores. De hecho, esta tecnología se utiliza en la planta geotérmica más grande del mundo situada en el norte de California, EUA.

Las plantas geotérmicas de vaporización instantánea utilizan fluidos hidrotermales

por encima de los 175 °C. El fluido es vaporizado instantáneamente en un tanque separador a baja presión y el vapor producido es usado para mover una turbina.



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Las plantas de ciclo binario usan fluidos hidrotermales por debajo de los 175°C los cuales intercambian calor con un fluido secundario (de ahí el nombre de binario) de punto de ebullición mucho menor que el agua. Dada esta diferencia en puntos de ebullición, el fluido secundario se vaporiza y mueve una turbina. Debido a que se trabaja en un circuito cerrado casi no se tienen emisiones a la atmósfera. Como el fluido hidrotermal más común en los yacimientos geotérmicos es el agua a temperatura moderada, la mayoría de las plantas geotérmicas que se construyan en el futuro serán de ciclo binario.

Cuando se usan las plantas geotérmicas para co-generar calor y electricidad se puede obtener una eficiencia hasta de 97% pero cuando sólo se obtiene electricidad la eficiencia está en el intervalo de 7% a 10%. Debido a que las plantas geotérmicas operan a temperaturas relativamente bajas si se les compara con las plantas basadas en combustibles fósiles, transfieren casi el 90% del calor extraído del suelo al ambiente. La temperatura mínima para generar electricidad es 90°C y la planta comercial que tiene la menor temperatura en el mundo trabaja a 104°C en los Estados Unidos. Debajo de este nivel de temperatura el tamaño requerido del intercambiador reduce la factibilidad económica de los proyectos. La eficiencia de conversión cae a 2% cuando el fluido se encuentra a 85°C y es casi cero con fluidos con temperaturas menores a 60°C. A pesar de la baja eficiencia de generación eléctrica de las plantas geotérmicas, estas tienen varias ventajas que las hacen competitivas. Pueden operar las 24 horas del día por lo proporcionan capacidad de carga básica. En esto difiere de algunas tecnologías renovables como la eólica y la solar que son intermitentes mientras que las plantas geotérmicas sólo tienen algunas diferencias estacionales en su eficiencia, sobre todo en países en donde las temperaturas son muy diferentes entre las estaciones. Esto se debe a que el calor es transmitido al reservorio de baja temperatura por lo que la eficiencia de las plantas es mayor en invierno, sobre todo si se utiliza el ciclo binario con aire de enfriamiento (IEA, 2003). Un concepto tecnológico relativamente nuevo lo constituyen las plantas de roca caliente, que también se conoce como de roca caliente seca, roca caliente húmeda, roca caliente fracturada o sistema geotérmico mejorado. El concepto consiste en aumentar la permeabilidad de las fracturas naturales de la corteza, instalar un sistema de pozos, forzar al agua a migrar a través de la fractura (reservorio caliente) mediante bombeo mejorado y mecanismos de elevación y finalmente, utilizar la energía ganada por el agua para producir electricidad. Se espera que este concepto contribuya al desarrollo de los sistemas geotérmicos en las décadas siguientes (IEA, 2003).



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3.12. Energía eólica

En este tipo de tecnología la energía cinética del viento se convierte en electricidad por medio de una turbina montada en una torre (IEA, 2003). Los componentes principales de una turbina de viento son: el rotor, el generador, el sistema direccional, el sistema de protección y la torre. El viento mueve las aspas del rotor que está conectado al generador. En algunas ocasiones se utiliza un sistema de engranes para incrementar la velocidad de rotación en la generación eléctrica. El generador transforma la energía mecánica de las aspas en movimiento en electricidad. La electricidad es entonces transferida a la red o almacenada. Los diseños de los generadores varían de acuerdo al régimen de viento. El sistema direccional hace posible que el eje de las turbinas se mueva buscando la máxima velocidad del viento: en las turbina pequeñas se usa un sistema de cola para balancearla en tanto que se usa un servo mecanismo en las turbinas grandes para orientarlas en la dirección del viento en la que se obtenga la máxima potencia. Las turbinas modernas están equipadas con un sistema de protección (aspas de orientación variable, frenos mecánicos y mecanismo de paro) para prevenir posibles daños cuando se tienen vientos con velocidades excesivas. La torre eleva las turbinas por encima del suelo para colocarlas donde los vientos ofrecen la máxima velocidad y la turbulencia es menor (IEA, 2003). Los desarrollos tecnológicos están relacionados con el tamaño de la turbina. Este tamaño ha crecido desde un diámetro de diez metros a mediados de la década de los 70 del siglo pasado hasta diámetros de más de 80 metros a principios del presente siglo. La potencia instalada ha variado en el mismo periodo de 20 KW hasta más de 1000 KW. Los principales desarrollos han sido las aspas movibles, los sistemas de engranes, los sistemas de conversión de velocidad variable, los sistemas electrónicos para controlar la generación de electricidad y el desarrollo de mejores materiales para reducir la proporción del peso de la turbina con respecto a la capacidad instalada. La tendencia dominante continúa siendo el incremento en el diámetro del rotor para desarrollar “fábricas de viento” costa afuera. La otra tendencia es el aumento en la eficiencia de las turbinas pequeñas (10 KW) para aumentar la cobertura tanto en los países industrializados como en los países en desarrollo (IEA, 2003).

3.13. Intermitencia de algunas fuentes renovables y confiabilidad de la red.

Los problemas relacionados con la intermitencia y el impacto en la confiabilidad de la red eléctrica son los retos más importantes en el desarrollo de la energía eólica y de la energía solar. Cuando el viento proporciona muy poca o demasiada potencia se afecta la confiabilidad de la red eléctrica. Debido a que el viento es una fuerza natural no puede despachar la potencia eléctrica de acuerdo a la demanda. Por su parte las compañías de distribución eléctrica deben proporcionar la potencia eléctrica esencialmente en balance con la demanda lo que limita la capacidad de tecnologías altamente intermitentes que puede integrarse a la red. Así pues, conforme aumenta la proporción de capacidad eólica o solar se debe poner más atención a los posibles problemas y se debe invertir más en su solución. Si bien es posible que nuevas soluciones técnicas así como nuevas prácticas de negocio y de regulación puedan ampliar la capacidad de generación con fuentes renovables intermitentes,



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esto requerirá no sólo de bastante investigación y desarrollo sino de nuevas técnicas de administración (IEA, 2003). Con respecto a las fluctuaciones propias de la variabilidad de los vientos estás se pueden reducir usando turbinas de velocidad variable, sistemas de control de flujo eléctrico, sistemas de almacenamiento o generación suplementaria con energía fósil u otro tipo de energía renovable como la hidráulica. Desde luego que se necesitan mejoras técnicas para controlar la distorsión armónica, la inestabilidad y las corrientes reactivas o excesivas (IEA, 2003).

El problema de la confiabilidad de la red es a mediano y largo plazo. Se han observado problemas de control y calidad en el suministro eléctrico sólo en algunos casos en los que la penetración de la energía eólica supera el 15%. Se necesitan estudiar las condiciones locales que determinan el nivel de capacidad eólica que puede causar problemas en la red, por lo que tanto los productores de electricidad renovable, las compañías de distribución y los reguladores deben trabajar para encontrar una solución óptima (IEA, 2003).

3.14. Cogeneración y Coproducción.

En los sistemas que sólo producen electricidad aproximadamente dos tercios de la energía del combustible quemado para generarla se desperdicia como calor. La cogeneración (CG) es la producción simultánea de electricidad y calor a partir de un combustible (p.ej. gas natural, carbón, biomasa o biogás) para aumentar la eficiencia en el uso de energía. La cogeneración no es una sola tecnología sino un sistema integrado de energía que combina la generación de electricidad y la producción de energía térmica. La cogeneración puede integrarse en las instalaciones ya construidas para proporcionar generación de electricidad y/o energía mecánica junto con la recuperación de energía de desperdicio para efectos de calentamiento, enfriamiento, secado u otras aplicaciones de proceso (IEA, 2007a). Las industrias en donde es factible la cogeneración son: en la refinación de petróleo, en la producción petroquímica y la química, en la producción de papel, en la de alimentos, bebidas y la producción textil (Gielen, 2007).

De acuerdo con la CONAE (CONAE, 2007), las tecnologías de Cogeneración son:

Cogeneración con Turbinas de Vapor Cogeneración con Turbinas de Gas

Cogeneración con Ciclo Combinado Cogeneración con Motor Reciprocante

Cogeneración con microturbinas



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Con excepción de la cogeneración con microturbinas en México se utilizan todas las tecnologías.

Tabla 3.1 Eficiencias de las Tecnologías de Cogeneración.

Tecnología de cogeneración Eficiencia

Eléctrica (%) Eficiencia

Térmica (%)

Turbina de vapor 33 52

Turbina de gas sin post-combustión. 38 47

Turbina de gas con post-combustión. 38 42

Ciclo combinado 57 33

Motor reciprocante (aprovechando calor de gases de combustión y calor del sistema de enfriamiento)

40 30

Microturbina 30 50

Fuente: CONAE (http://www.conae.gob.mx/wb/CONAE/CONA_544_tecnologias_de_cogen)

En la tabla anterior se muestran las eficiencias que pueden lograrse con las diferentes tecnologías.

La tecnología de cogeneración con turbinas de alta eficiencia junto con enfriamiento por absorción es utilizada ampliamente en las edificaciones de Japón (Kimura, 2004) y en nuestro país tiene potencial en el sector residencial y hotelero.

Como ya se comentó con anterioridad, la co-combustión de biomasa en las plantas de generación de electricidad con carbón es la manera actual más eficiente de utilizar este insumo en la generación eléctrica (IEA, 2007b). Esto se debe a la mayor eficiencia de las carboeléctricas en comparación con las plantas más pequeñas de generación eléctrica con biomasa.

Una tendencia en el uso de energía es la co-producción de energía y de productos químicos. El concepto es conocido como biorefinería (IEA, 2007b). Teóricamente las biorefinerías pueden producir una gran variedad de productos como biopolímeros, combustibles líquidos, biogás, electricidad y en última instancia hidrógeno. Si se utiliza la fuente de biomasa más cercana a la instalación industrial y las posibles sinergias en la producción, las biorefinerías pueden ganar importancia económica. Las industrias papeleras y alimenticias tienen ya instalaciones que producen diferentes productos para diferentes mercados. En el largo plazo este tipo de industrias podrán producir hidrógeno, posiblemente a partir de la reformación del etanol o del metano que se produzca a partir de la biomasa.

http://www.conae.gob.mx/wb/CONAE/CONA_544_tecnologias_de_cogen



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La CG puede combinarse con los sistemas centrales de calentamiento (SCC) que producen vapor, agua caliente o agua fría para enviarlos a diferentes edificios en el mismo distrito para proveer calentamiento de espacios, agua caliente para uso doméstico, para usos industriales y servicios de aire acondicionado (IEA, 2007a). Los SCC usan el calor excedente, que de otra manera se desperdiciaría, de la producción de electricidad o de diferentes procesos industriales que usan combustibles fósiles o fuentes renovables. Cuando se establecen los SCC, los edificios individuales, ya sean estos residenciales, comerciales o gubernamentales no necesitan sus propias calderas, hornos o sistemas de aire acondicionado.

3.15. Mapa Tecnológico de Japón.

El mapa tecnológico del Sector Energía en Japón, fue construido por el Instituto de Energía Aplicada de la Agencia de Recursos Naturales y Energía, y fue publicado en 2006. (METI, 2006). La filosofía para la creación de este mapa fue el examen de un portafolio de tecnologías a partir de restricciones en a futuro en la disposición de recursos naturales y de la fijación de límites ambientales para las emisiones de gases de invernadero. Fue construido sobre la base de planeación a largo plazo (año 2100). El objetivo del desarrollo de este mapa fue priorizar la investigación y el desarrollo tecnológico basado en una visión a largo plazo y a un punto de vista global con enfoque a la red internacional del protocolo post-Kioto. Para el desarrollo de este plan se fijaron condiciones de estructura energética, de manera tal que se pudieran identificar las especificaciones tecnológicas que se deben cumplir para los sectores residencial/comercial, transporte, industria y transformación. Las restricciones globales para la elaboración del mapa tecnológico son las siguientes: Para los recursos mundiales: La producción de petróleo crudo alcanzará su máximo en el año 2050. La producción de gas natural alcanzará su máximo en el año 2100

Para el medio ambiente global: La intensidad de emisiones de CO2 en función del Producto Nacional Bruto

(CO2/GDP) debe reducirse a 1/3 en el año 2050 y a menos de 1/10 en el año 2100. Para la imagen futura de las Tecnologías en Japón: Conforme la producción de crudo y gas alcanza un máximo, deben sustituirse estos

recursos energéticos por otros, de manera tal que se alcance la reducción de la intensidad de emisiones de CO2 especificada en el aparatado anterior, y de que Japón sea el líder mundial en este futuro deseable.



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Para cada sector, se fijaron metas particulares:

Sector residencial: Incremento de la función de utilidad, en este caso, la demanda de energía aumenta

de 1 a 1.5 veces entre los años 2000 y 2050 y a 2.1 veces en el año 2100. 45% de reducción en la intensidad energética por casa proveniente del sector

transformación en el año 2030, 60% en el 2050 y 80% en 2100 relación con el año 2000.

Reducción desde 3.5 t CO2/casa en el año 2000 a 1.9 en el año 2030, 1.1 en 2050 y 0 5 t CO2/casa en el año 2100

Sector comercial: Incremento de la función de utilidad, en este caso, la demanda de energía aumenta

de 1 a 1.5 veces entre los años 2000 y 2050 y a 2.1 veces en el año 2100. 35% de reducción en la intensidad energética por m2 proveniente del sector

transformación en el año 2030, 55% en el 2050 y 80% en 2100 relación con el año 2000.

Reducción desde 160 t CO2/m2 en el año 2000 a 1007 en el año 2030, 50 en 2050 y 0

t CO2/m2 en el año 2100

Sector transporte: Incremento de la función de utilidad, en este caso, los pasajeros transportados por

Km aumentarán 1.5 veces entre los años 2000 y 2050 y 2.1 veces en el año 2100. 30% de reducción en la demanda energética por automotores en el año 2030, 60% en

el 2050 y 80% en 2100 relación con el año 2000. La proporción de electricidad e hidrógeno en el transporte pasará de 0% en 2000 a 1%

en 2030, 40% en 2050 y 100% en 2100. Reducción desde 160 t CO2/Km en el año 2000 a 100 en el año 2030, 50 t CO2/Km en

2050 y 0 t CO2/Km en el año 2100. La demanda energética de la aviación, trenes y barcos disminuirá de 10 a 20% en el

año 2030, de 20% a 35% en el 2050 y de 30% a 50% en el año 2100 todo en relación con el año 2000.

Sector Industrial:

Incremento de la función de utilidad, en este caso, la producción multiplicada por el valor del producto 1.5 veces entre los años 2000 y 2050 y 2.1 veces en el año 2100.



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Reducción de la intensidad energética industrial por unidad en 25% en el año 2030, 40% en el 2050 y 70% en 2100 relación con el año 2000.

Reducción de la intensidad energética de producción en 20% en el año 2030, 30% en el 2050 y 50% en 2100 relación con el año 2000.

Incremento de la relación de regeneración de materiales a energía de 50% en el año 2030, 60% en 2050 y 80% en 2100 todo en relación con el año 2000.

Incremento en la funcionalidad de los bienes producidos de 2 veces en el año 2030, 3 veces en el 2050 y 4 veces en el año 2100.

Sector Transformación: Incremento de la función de utilidad, en este caso, la demanda total de energía del en

1.5 veces entre los años 2000 y 2050 y 2.1 veces en el año 2100. Cambio en la proporción de electricidad a hidrógeno en 2 veces en el año 2050 y en 4

veces en el año 2100. Reducción desde 370 t CO2/KWh en el año 2000 a 270 t CO2/KWh en el año 2030,

120 t CO2/KWh en 2050 y 0 t CO2/KWh en el año 2100. Reducción de la intensidad energética de producción en 20% en el año 2030, 30% en

el 2050 y 50% en 2100 relación con el año 2000. Incremento de la relación de regeneración de materiales a energía de 50% en el año

2030, 60% en 2050 y 80% en 2100 todo en relación con el año 2000. Incremento en la funcionalidad de los bienes producidos de 2 veces en el año 2030, 3

veces en el 2050 y 4 veces en el año 2100. El mapa tecnológico de Japón fue construido entonces a partir de las metas fijadas y considerando la maximización de la utilidad del uso de recursos fósiles al incluir secuestro de carbono, la maximización del uso de la energía nuclear y la maximización del uso de energías renovables combinadas con ahorro de energía. El mapa tecnológico construido incluye a las siguientes tecnologías principales: Sector residencial y comercial: Iluminación de alta eficiencia con LEDs a partir del año 2015. Iluminación orgánica EL a partir de 2030 Uso de luz natural avanzada desde 2015. Almacenamiento de luz, emisión bioquímica de luz después del 2050. Aislamiento térmico, mejora del confort desde 2000. Materiales activos de construcción a partir del 2040. Bombas de calor de alta eficiencia, almacenamiento térmico del aire acondicionado,

uso de calor solar y de calor de salida a partir de 2005. Generación distribuida usando combustibles fósiles con cogeneración con celdas de

combustible a partir de 2010.



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Equipo de cocina de alta eficiencia a partir de 2010. Nuevas tecnologías para cocinar a partir de 2040. Consumo de baja energía con redes ópticas y tecnologías LCD a partir de 2005. Conversión termoeléctrica para creación de energía a partir del 2030 Conversión piezoeléctrica, magnetostrictiva y biofotovoltaica a partir de 2050 Generación de energía fotovoltaica con capa delgada desde el 2010. Generación de energía fotovoltaica con capa orgánica delgada y del tipo sensible al

color a partir del 2030. Electrólisis de agua para producir hidrógeno a partir de 2040. Almacenamiento de electricidad en nueva generación de baterías a partir de Nueva generación de baterías y almacenamiento a partir del 2040.

Sector transporte: Reducción del peso del vehículo, mejora del desempeño del motor, optimización de la

eficiencia de conversión energética y del sistema de control a partir del 2005. Tecnología Gas a Líquidos (GTL) a partir de 2010. Uso de etanol y biocombustibles a partir de 2010. Mejora de la eficiencia en vehículos. Almacenamiento de hidrógeno mediante compresión, licuefacción y en materiales. Suministro de hidrógeno mediante reformación en sitio a partir de 2050. Uso de motores eficientes para aviación a partir de 2000. Reducción de peso y rediseño de propelas para embarcaciones desde 2000. Aumento de tamaño de buques interoceánicos, optimización de la velocidad de

navegación desde el año 2000. Reducción de peso y aumento en la eficiencia de conversión en trenes. Desarrollo de trenes híbridos.

Sector Industrial: En la industria siderúrgica, ahorro de energía en procesos convencionales, desarrollo

de tecnologías de siguiente generación para rolado a partir de 2010. Introducción de tecnología innovadora de sinterizado desde 2010. En la industria química, ahorro de energía en la producción a partir de petroquímicos

(desde el año 2010). Sistema de ciclo sustentable de carbono en la industria química a partir de 2040

Conservación de la energía en el proceso convencional del cemento desde el año 2000. Proceso de emisiones cero a partir del 2040.

Tecnología de alta eficiencia para transferencia, almacenamiento y aislamiento de calor desde el año 2000.

Uso de biomasa y biotecnología desde el año 2010. Bio y nano catálisis desde el 2015.



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Tecnología de gasificación desde el año 2000. Coproducción de electricidad, hidrógeno y productos químicos desde el 2010. Tecnología innovativa de almacenamiento de calor a partir del 2020. Coproducción de electricidad y calor por gasificación de residuos desde el 2030. Uso de biomasa en la industria de la pulpa y papel desde el 2010. Gasificación con

ciclo combinado desde el 2020. Acoplamiento entre industrias para uso eficiente de la energía desde el 2010. Manejo

de materiales en cascada desde el 2030. Uso de combustibles fósiles no convencionales y materiales de baja calidad,

gasificación de residuos desde el 2015. Industrias regenerativas de materiales, subproductos y energía desde el 2015. Remoción, separación y recuperación de elementos traza desde el 2030. Uso de aceros, plásticos, cemento y papel de alta calidad.

Sector Transformación: Generación de energía con procesos de gasificación de carbón y de procesamiento de

combustible a partir de 2010. Aumento en la eficiencia promedio de generación de energía a partir de combustibles

fósiles de 41% en 2005 a 46% en 2010, 50% en 2020, 55% en 2025 y 65% en 2030. Uso de ciclo combinado con gasificación integrada de carbón con celdas de

combustible después del 2020. Captura de CO2 de gas a alta presión a partir del 2025. Reactor nuclear de agua ligera japonés desde el año 2000. Cuarta generación de reactores nucleares de agua ligera (presión supercrítica) a partir

del año 2040. Aumento en la eficiencia de las plantas nucleares desde 34% en el año 200 a 36% en

2030, 43% en 2050 y 45% en 2100. Reactor nuclear de alimentación rápida con eficiencia de 42% a 44% iniciando entre

los años 2030 y 2050. Tecnología fotovoltaica de capa delgada a partir de 2006. Tecnología fotovoltaica sensible al color a partir de 2025. Tecnología fotovoltaica de súper alta eficiencia a partir del 2050. Aumento en la eficiencia comercial de la tecnología fotovoltaica desde 13% en el año

2000 a 22% en 2030, 30% en 2050 y 40% en 2100. Generación geotérmica poco profunda con vapor y binaria a partir del año 2000. Generación geotérmica profunda a partir de 2035. Generación geotérmica de roca caliente a partir de 2040. Generación eólica en tierra desde el año 2000. Generación eólica costa afuera desde el año 2000. Reducción paulatina de costos y escalamiento en la generación eólica. Uso de biomasa por combustión directa desde el año 2000. Fermentación de metano y etanol desde el año 2000.



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Reformación y gasificación de biomasa a partir de 2015. Gasificación de biomasa y producción de hidrógeno a partir del 2030. Cultivos energéticos a partir del 2050. Producción de hidrógeno por fermentación de biomasa a gran escala desde el 2075. Almacenamiento de energía en nuevas baterías recargables a partir del 2025. Hidrógeno electrolítico y tecnología de almacenamiento de hidrógeno a partir del 2050. Tecnología de redes para generación distribuida a partir del 2020.



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4. ANÁLISIS DE LAS PROSPECTIVAS DEL SECTOR ELÉCTRICO, DE GAS LP, DE GAS NATURAL Y DE PETROLÍFEROS.

4.1. Introducción.

Dado que la principal variable utilizada en las Prospectivas del sector energético para proyectar el consumo de energía es el crecimiento anual del Producto Interno Bruto se presenta en la Fig. 4.1 el cambio que ha tenido esta variable desde el año 2000 (SENER, 2000 a 2006). Como puede observarse el crecimiento anual del PIB en el escenario de planeación ha sufrido una reducción del 27% desde la Prospectiva del año 2000.

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3

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PROSPECTIVA

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(%

)

ALTO PLANEACIÓN BAJO

Fig. 4.1 Cambio del crecimiento anual del PIB en las diferentes Prospectivas. Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2000 a 2006.



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4.2. Prospectiva del Sector Eléctrico.

Esta reducción del crecimiento del PIB en el escenario de planeación ha ocasionado que la estimación de la capacidad instalada de la generación eléctrica en el servicio público (el cual incluye a la Comisión Federal de Electricidad –CFE-, a la Compañía de Luz y Fuerza del Centro y a los Productores Independientes de Energía que tienen contrato con CFE) se haya reducido para cada uno de los años considerados. Puede observarse en la Fig. 4.2 que para la estimación del año 2009 se tuvo una reducción del 6.7% entre la Prospectiva 2002 y la Prospectiva 2006. Una reducción mucho mayor se tiene para las estimaciones del año 2011 que se reducen un 13.5% entre la Prospectiva 2002 y la Prospectiva 2006. Estas cantidades son del orden de magnitud de la capacidad libre en la que los interesados en instalar plantas de generación eléctrica pueden proponer la tecnología que consideren más importante. Por ejemplo, la capacidad libre en la Prospectiva 2002 para el año 2009 fue de 7.2%.

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Hidráulica Eólica Geotérmica Carboeléctrica

Combustóleo Dual Combustión interna Ciclo combinado

Turbogás Plantas móviles Nucleoeléctrica Libre

Figura 4.2 Capacidad de generación eléctrica en las diferentes Prospectivas. Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2000 a 2006.



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Como puede observarse en la Fig. 4.3, la capacidad de generación con base en combustibles fósiles estimada aumenta en las Prospectivas de 2002, 2003 y 2004 para el mismo año y a partir de la Prospectiva 2005 hay una disminución por lo que en general se tiene un pequeño aumento en su valor entre la Prospectiva 2002 y la Prospectiva 2006. En la Prospectiva 2006-2015 se propone aumentar 14% la capacidad de generación eléctrica de las tecnologías que usan combustibles fósiles en el periodo 2009-2015 hasta llegar a una capacidad de 44,023 MW lo que constituiría el 66.7% de la capacidad total. La capacidad denominada libre se estima en 5,279 MW en 2015 lo que constituye el 8% (SENER, 2006).

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Ca

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e M

W)

Ciclo combinado Combustóleo Dual Combustión interna Carboeléctrica Turbogás

Figura 4.3 Capacidad de generación eléctrica con combustibles fósiles en las diferentes Prospectivas. Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2000 a 2006.

No obstante la reducción en la capacidad de generación total estimada entre las últimas prospectivas, la estimación de la capacidad con base en ciclo combinado ha aumentado como puede observarse en la Fig. 4.4. La estimación para el año 2009 en la Prospectiva 2002 consideraba un 28.4% de capacidad con base en ciclo combinado en tanto que la Prospectiva 2006 ya considera un 36.3% para esta tecnología en el mismo año. Esta



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tendencia es similar para las Prospectivas de la 2002 a 2005 con una reducción en la Prospectiva 2006 con respecto a la Prospectiva 2005 para los años 2011 y 2012. En la Prospectiva 2006-2015 se estima una capacidad instalada con base en ciclo combinado de 27,327 MW lo que constituye el 41.42% del total (SENER, 2006).

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Ciclo combinado

Figura 4.4 Capacidad de generación eléctrica con ciclo combinado en las diferentes Prospectivas. Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2000 a 2006.

El aumento en la capacidad de generación con base en ciclo combinado se compensa en parte con la reducción de capacidad con base en combustóleo (ver Fig. 4.5). La estimación de la capacidad de generación con este combustible en las diferentes Prospectivas ha sufrido altibajos para los años del 2009 al 2011, pero se reduce para los años del 2012 en adelante. En la Prospectiva 2006-2015 se estima una capacidad instalada con base en combustóleo de 7,2407 MW lo que constituye el 11% del total.



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Combustóleo

Figura 4.5 Capacidad de generación eléctrica con combustóleo en las diferentes Prospectivas. Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2000 a 2006.

En lo que respecta a la capacidad de generación con carbón las estimaciones han ido a la baja para los años del 2009 al 2013 aunque la Prospectiva 2006-2015 propone duplicar la capacidad Carboeléctrica entre 2009 y 2015 para llegar a 4,678 MW, es decir un 7.1% del total (ver Fig. 4.6).

Por lo tanto, para el caso de la capacidad de generación del servicio público con combustibles fósiles en la Prospectiva 2006-2015 se propone una reducción en la generación con combustóleo, un aumento acelerado de la generación con ciclo combinado y un aumento moderado en la generación con carbón.



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Carboeléctrica

Figura 4.6 Capacidad de generación eléctrica con carbón en las diferentes Prospectivas. Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2000 a 2006.

Esto lleva, como ya se apuntó antes, a un aumento del 14% en la generación con base en combustibles fósiles en el periodo 2009-2015 por lo que en 2015 la capacidad de generación con fuentes no renovables representaría el 66.7% sin considerar la capacidad denominada libre. Dado que la probabilidad de utilizar combustibles fósiles para cubrir la capacidad libre es alta, el uso de fuentes no renovables en la generación eléctrica puede llegar a constituir el 74.7% en el año 2015. En lo que respecta a las proyecciones de la capacidad de generación eléctrica en el servicio público con las energías renovables consideradas en las diferentes Prospectivas puede observarse que las estimaciones son casi constantes. En general, se considera un aumento en la capacidad de generación eléctrica con renovables, por ejemplo en la Prospectiva 2006-2015 se estima un aumento del 21% entre 2009 y 2015 (ver Figura 4.7). Con esto la capacidad de generación con renovables llegaría a 15,314 MW lo que representaría el 23.2% del total. Como puede observarse en la Fig. 4.7, el aumento proyectado en el uso de las fuentes renovables se soporta principalmente en la generación hidráulica, aunque la capacidad basada en energía eólica se duplica en el periodo 2009-2016.



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Hidráulica Eólica Geotérmica

Figura 4.7 Capacidad de generación eléctrica con fuentes renovables en las diferentes Prospectivas. Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2006 a 2006.

Con el fin de tener una idea más real de la evolución en el tiempo del uso de las energías renovables en la generación eléctrica se hizo un análisis del periodo 1970-2015. Los valores en le periodo 1970-2005 son los valores reales reportados en el archivo histórico del INEGI (INEGI, 1999) y en las Prospectivas del Sector Eléctrico (SENER, 2000 a 2006). Los valores en el periodo de 2006-2015 corresponden a los valores estimados en la Prospectiva 2006-2015. En la Fig. 4.8 se presentan las capacidades de generación histórica y proyectada para las tecnologías que se utilizan actualmente en el sistema nacional.



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Puede observarse un periodo de rápido crecimiento que va del año 1970 al año 1994 y una reducción del ritmo de crecimiento en el periodo 1995-2005. Las proyecciones hasta el año 2015 prevén un crecimiento rápido con una capacidad diez veces mayor a la correspondiente al año 1970. La capacidad de generación por millón de habitantes aumentó de 125.8 MW en 1970 a 447.7 en 2005. Se tiene estimado que este indicador aumentará a 587.5 MW por millón de personas en 2015.

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Hidráulica Eólica Geotérmica Carboeléctrica

Combustóleo Dual Combustión interna Ciclo combinado

Turbogás Plantas móviles Nucleoeléctrica Libre

Fig. 4.8 Capacidades de generación histórica y proyectada en el servicio público. Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2006 e INEGI, 1999.

En el año 1970 se utilizaban sólo tres tecnologías en el servicio público, a saber: térmica convencional, hidráulica y combustión interna. En 2005 se utilizaron once diferentes tecnologías, tres de ellas con base en fuentes renovables, que son las que se piensa utilizar en el 2015. Aunque la tecnología de ciclo combinado se introdujo en 1975, fue hasta el año 1999 que inició un fuerte aumento. La energía renovable con mayor capacidad ha sido siempre la hidráulica que sostuvo un crecimiento constante hasta 1981 para moderar su crecimiento a partir de entonces.



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Puede observarse la tendencia en las capacidades de generación expresadas como renovable total, no renovable fósil total y nuclear en la Fig. 4.9. Tanto la generación con base en renovables como la generación con base en combustibles fósiles han aumentado pero lo ha hecho con mayor ritmo la capacidad de generación con base en no renovables.

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Renovables No renovables Nuclear Libre

Fig. 4.9 Capacidades de generación histórica y proyectada en el servicio público por tipo de energía. Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2006 e INEGI, 1999.

En la Fig. 4.10 se presenta la distribución de la capacidad de generación como un porcentaje de la capacidad total para los tres principales rubros: renovable, no renovable fósil y nuclear. La aportación de las energías renovables al servicio público se ha reducido desde un 53.2% en 1970 hasta un 24.7% en 2005 en el servicio público. Con las proyecciones actuales su aportación se reducirá al 23.2% en el año 2015.



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Renovables Nuclear Libre No Renovables

Fig. 4.10 Distribución porcentual histórica y proyectada en el servicio público por tipo de energía. Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2006 e INEGI, 1999.

Un desglose de la distribución porcentual de la capacidad total para las once tecnologías utilizadas en el servicio público se muestra en la Fig. 4.11. En lo que respecta a la energía nuclear, esta tecnología se introdujo en 1989 y desde entonces la capacidad instalada ha crecido hasta un valor de 1,365 MW en el año 2005.



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Ciclo combinado Turbogás Plantas móviles Hidráulica

Geotérmica Eólica Nucleoeléctrica Libre

Fig. 4.11 Distribución porcentual histórica y proyectada en el servicio público por tipo de tecnología. Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2006 e INEGI, 1999.

4.3. Caracterización de las energías renovables para generación eléctrica.

Una representación gráfica del camino seguido por los tres tipos principales de generación eléctrica, a saber: generada con combustibles fósiles, generada con fuentes renovables y generada con energía nuclear se puede observar en la Fig. 4.12 en la forma de un diagrama triangular, en donde los vértices representan el 100% de capacidad de generación con un cierto tipo de energía.



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Fig. 4.12 Participación histórica y proyectada de los tres tipos principales de capacidad de generación de electricidad en el servicio público. Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2006 e INEGI, 1999.

Puede notarse que la máxima participación de las fuentes renovables se tuvo en el año de 1970, en tanto que la energía nuclear tuvo su máxima aportación en el año 2000. A partir del año 2005 se observa una aportación casi constante de los tres tipos principales de generación eléctrica. El uso de las energías renovables para generar electricidad no se limita al servicio público. La Comisión Reguladora de Energía reporta que en 2005 los permisionarios privados en las



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modalidades de autoabastecimiento y cogeneración tenían una capacidad instalada en operación de 551.7 MW a partir de fuentes renovables (Barnés, 2006). Tabla 4.1 Capacidad autorizada para generación de electricidad en las modalidades de

autoabastecimiento y cogeneración con fuentes renovables (MW).

Fuente de energía En Operación En desarrollo Total

Mini-Hidráulica 76.5

95.2

171.7

Eólica 0.0 1,076.2

1,076.2

Biomasa 454.9

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494.9

Biogás 20.3

10.6

30.9

Total 551.7

1,222.0

1,773.7

Fuente: Barnés (2006)

Además, la CRE reporta la operación de 18 MW de tecnología fotovoltaica en localidades dispersas (Barnés, 2006). Con las contribuciones del servicio público y los permisionarios privados, la capacidad de generación a nivel nacional con base en fuentes renovables en 2005 se estimó en 12,068 MW. La estimación de la capacidad total de generación en el Sistema Eléctrico Nacional en 2005 fue de 53,868 MW (SENER, 2006), por lo que la proporción de fuentes renovables para la generación eléctrica en ese año fue del 22.4% a nivel nacional, una cantidad un poco inferior a la estimada para el servicio público (24.7%). La Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés) (IEA, 2007c) reporta por su parte que la capacidad total de generación eléctrica con fuentes renovables de nuestro país fue de 11,859 MW en 2005. En la tabla 4.2 se muestra la comparación de las estimaciones de las instituciones mexicanas con las reportadas por la IEA y el Consejo Mundial de Energía (WEC por sus siglas en inglés). Como puede observarse la mayor diferencia está en la capacidad de generación con biomasa. Los permisos de generación de la CRE fueron otorgados a la industria azucarera antes de 1992 y en ellos se especifica la combinación de bagazo de caña con combustóleo, lo que puede explicar diferencia. En el caso de la energía eólica pudo afectar el redondeo de las cifras.



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Tabla 4.2 Capacidad de generación de electricidad con fuentes renovables en el Sistema Eléctrico Nacional (MW) en 2005.

Fuente de energía SENER, CRE

IEA(2007c) WEC(2007)

Hidráulica

10,536.00

10,571.00

10,285.00

Mini-hidráulica 76.50 - 109.00

Geotérmica 960.00 960.00 953.00

Eólica 2.00 3.00 2.00

Biomasa 454.90 292.00 -

Biogás 20.30 17.00 7.40

Solar Fotovoltaica 18.65 16.00 18.60

Total

12,068.35

11,859.00

11,375.00

A junio de 2007 los permisos de autoabastecimiento con energía eólica aumentaron a 1,257.5 MW en tanto que los correspondientes a mini-hidráulica aumentaron a 209.8 MW, los de biomasa incluyendo los antiguos a 505.8 MW y los de biogás se redujeron marginalmente a 19.3 MW (CRE, 2007). Por lo tanto, la fuente de energía renovable preferida por los generadores privados es la eólica. La CRE espera que para 2010 la capacidad autorizada en operación de los permisionarios privados para utilizar la energía eólica llegue a 2,500 MW con su estrategia de “Temporada Abierta” (Barnés, 2006), por lo que la capacidad total utilizando energía renovable en este sector puede llegar a 3,176 MW. Por su parte el servicio público tiene planeada una capacidad con base en energías renovables de 12,925 MW. La estimación del total a nivel nacional puede ser de 16,171 MW, considerando 70 MW de tecnología solar. Esto representa ya un 27.1% de capacidad de generación con base en fuentes renovables considerando que la capacidad total del SNE puede llegar a 59,658 MW. La aportación del sector privado a la generación con energía renovables sería del 19.7%. En la tabla 4.3 se muestra una comparación entre la estimación de la capacidad instalada a nivel mundial para los años 2000 y 2010 con la estimación de la capacidad instalada en nuestro país en 2005 y 2010.



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Tabla 4.3 Comparación de la capacidad de generación de electricidad con fuentes renovables en el Sistema Eléctrico Nacional con respecto al mundial (GW).

Fuente de energía

Mundial en 2000

México en 2005

Mundial en 2010

México en 2010

Participación 2010 (%)

Mini-hidráulica 32.00 0.08 45.00 0.21 0.47

Geotérmica 8.00 0.96 14.00 1.04 7.43

Eólica 17.00 0.00 130.00 3.09 2.38

Biomasa 37.00 0.48 55.00 0.51 0.93

Solar Fotovoltaica

1.10 0.02 11.00 0.07 0.64

Solar Concentrada

0.40 - 2.00 0.03 1.5 0

Total 95.50 1.53 257.00 4.95 1.93

Fuente: Elaboración propia con datos de SENER, 2006; Barnés, 2006; IEA, 2003.

4.4. Prospectivas del mercado de gas natural de 2002-2010 a 2006-2015.

La figura 4.13 muestra la tendencia histórica de 1993 a 2005 en el consumo de gas natural y los pronósticos de su consumo de 2006 a 2015. Se puede apreciar que las contribuciones más importantes a la demanda de este combustible provienen de los sectores petrolero, eléctrico e industrial. La demanda del sector petrolero se ha incrementado de 1126 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) en 1993 a 2,569 MMPCD en 2005 y se prevé que sea de 2,891 MMPCD en 2015, es decir no aumentará significativamente. En lo que respecta al sector eléctrico, se observa un comportamiento diferente ya que se convertirá en el principal demandante de gas natural en el año 2015, su demanda pasará de 2,014 MMPCD en 2005 a 3,851 MMPCD en 2015, esto es, casi se duplicará su consumo debido a que aumentará considerablemente la generación de energía eléctrica por medio de ciclo combinado, para alcanzar un 41.42% de la capacidad instalada para la generación energía eléctrica en el año 2015.



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Figura 4.13. Tendencia histórica 1993-2005 y prospectiva de consumo de gas natural 2006-2015 Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2006b.

La demanda de gas natural del sector industrial pasó de 1,369 MMPCD en el año 1993 a 1,199 MMPCD en 2005 y se prevé que alcance 1,690 MMPCD en 2015. El consumo histórico en este sector se ha reducido el 12% desde 1993 pero se pronostica un aumento del 41% en la Prospectiva 2006-2015. El consumo de ha reducido en este sector debido a que la petroquímica ha reducido su consumo, los grandes consumidores han aumentado su eficiencia de 1993 a la fecha y el precio internacional del gas natural ha pasado de $2.5 dólares por millón de BTU en enero de 2000 a 5 $ dólares por millón de BTU en junio de 2006. Para el sector residencial, su consumo creció de 62 MMPCD en 1993 a 85 MMPCD en 2005 y se duplicará en 2015 al alcanzar 169 MMPCD, mientras que aumentarán también los consumos por los sectores de servicios y transporte, que de cualquier manera, no representan una parte importante de la utilización del gas natural en el país. La figura 4.14 presenta una comparación de los pronósticos de la demanda del gas natural por sector para los años 2009 a 2015 proyectados por sector en los años 2002 a 2006 respectivamente. Como puede observarse, se ha mostrado una tendencia de reducción en la demanda pronosticada para todos los años en los que existen dos o más prospectivas. Por ejemplo, en el año 2002, se pronosticaron 8,369 MMPCD para el año 2009, mientras que en 2006, dicho pronóstico fue de 7,226 MMPCD, es decir 1,254 MMPCD menos. El año 2006, el pronóstico fue de 8,378 MMPCD para el año 2013, es decir el consumo pronosticado en 2002 se



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alcanzará solamente en el año 2013. Lo anterior se debe a que el PIB se ha ajustado a la baja como se mostró en la figura 4.1 Cuando se hace un análisis por sector, se observa que los pronósticos para la demanda de gas natural del sector eléctrico también se han reducido, mientras que en el año 2002 se estimaba una demanda para el año 2013 de 3,800 MMPCD de gas natural, su pronóstico para ese mismo año es de 3,020 MMPCD. La estimación de la Prospectiva 2006-2015 establece que en el año 2015 se consumirán 3,815 MMPCD en este sector, destinados mayoritariamente a las plantas de ciclo combinado. Por la misma razón se ha reducido la demanda pronosticada de este combustible para el sector industrial, de 2,110 MMPCD pronosticados para el año 2012 en la Prospectiva 2003-2012 a 1,567 MMPCD en la Prospectiva 2006-2015. La estimación para el año 2015 es de 1,690 MMPCD. En el caso del sector petrolero, su demanda ha permanecido estable con algunas pequeñas variaciones. Esto indica que aparentemente este sector no es influenciado en gran medida por el PIB ya que las necesidades de demanda del gas natural son influenciadas por la producción, que es planificada por PEMEX. Finalmente, los consumos en los sectores residencial, de transporte y de servicios solamente son marginales comparados con los demás sectores y aunque han crecido no son parte importante del consumo nacional y los tres sectores juntos solamente representarán el 2.65% de la demanda de éste combustible en el año 2015,

Figura 4.14 Comparación de los pronósticos de la demanda del gas natural por sector para los años 2009 a 2015 pronosticados en las prospectivas 2002-2011 a 2006-2015. Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2002b a 2006b.



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4.5. Prospectivas del mercado de gas LP de 2002-2011 a 2006-2015.

Figura 4.15. Tendencia histórica 1995-2005 y prospectiva de consumo de gas LP 2006-2015 Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2006c.

La figura 4.15 presenta la evolución del consumo histórico de gas LP de 1995 a 2005 y su pronóstico de 2006 a 2015 de acuerdo con la Prospectiva 2006-2015 para este combustible. Como se puede observar, el consumo no ha aumentado significativamente ya que pasó de 284.6 miles de barriles diarios (MBD) en 1995 a 320.3 MBD en 2005, es decir un aumento de 12.5%. Se estima que su consumo en 2015 será de 357.3, lo que significa un aumento de 11.5% entre 2005 y 2015. El aumento en la demanda será ocasionado por pequeños aumentos en todos los sectores involucrados. Como se presenta en la figura 4.16, las estimaciones de la demanda global de gas LP han ido a la baja conforme se revisan las prospectivas para este energético de 2002 a 2006. Mientras que, en 2002 se pronosticaba una demanda global de 412.6 MBD para 2006, esta estimación alcanzó solamente 333.1 MBD. Para el año 2011, estas mismas prospectivas pronosticaron un consumo de 446.5 y 341 MBD despectivamente. Finalmente, para el año 2015, la última prospectiva publicada, establece que se tendrá un consumo de 357 MBD.

La distribución porcentual de esta demanda, implica que se mantendrá constante en alrededor del 2% del consumo total para el sector agropecuario del 2009 al 2015 en todas las prospectivas consultadas. Por otro lado, se reducirán los porcentajes de participación del gas LP en el sector transporte (del 20.63% para el año 2009 publicado en la Prospectiva 2002-2011 al 14.74% para el mismo año publicado en la Prospectiva 2006-2015.



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Figura 4.16 Comparación de los pronósticos de la demanda del gas LP por sector para los años 2009 a 2015 pronosticados en las prospectivas 2002-2011 a 2006-2015 Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2002c a 2006d.

Para el año 2012, la Prospectiva 2003-2012 preveía un 19.21% de gas LP para el transporte, mientras que la prospectiva 2006-2015 pronostica solamente un 14.24% para este sector. Esta cifra se reduce a 13.74% para el año 2001 en esta última prospectiva. En volumen esto significa que se consumirían 85 MBD en el año 2009 de acuerdo a la Prospectiva 2002-2011, cifra que se reducirá a un consumo de 49.1 MBD para el 2015 de acuerdo con la Prospectiva 2006-2015. La reducción de este consumo es debido a que el transporte impulsado por gas LP no es menos contaminante que el impulsado por gasolina o diesel, ya que la tecnología para estos dos últimos combustibles ha avanzado más rápidamente que la aplicada para usar gas LP. En el sector industrial, la demanda de gas LP que se preveía sería de 45.9 MBD para el año 2009 en la Prospectiva 2002-2011, lo que representaría el 11.1% del total, mientras que en el año 2006, la estimación se redujo a 25.9 MBD que es un 7.8% del total. Para el año 2015, la última prospectiva prevé solamente 30.5 MBD, es decir un 8. 8% del total. El consumidor más importante de gas LP entre los años 2009 y 2015 seguirá siendo el sector residencial, aunque su demanda no crecerá significativamente ya que pasará de 197.9 MBD en 2009 a 211.8 MBD en 2015. Debido a que se reduce el consumo de este combustible en otros sectores, porcentualmente se incrementará su consumo de estimado original de 47.7% para el año 2009 establecido en la Prospectiva 2002 a un nuevo estimado de 59.4% para ese mismo año en la Prospectiva 2006. Los sectores de servicios y de exportación son marginales en las prospectivas revisadas.



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4.6. Prospectivas de gasolinas 2002-2011 a 2006-2015.

La figura 4.17 muestra el comportamiento de la demanda de gasolinas de 1993 a 2005, así como la demanda pronosticada para el período 2006-2015 de acuerdo con la última prospectiva publicada. Se observa que históricamente el crecimiento de la demanda de gasolinas no fue significativa entre 1993 y 1999, ya que solamente creció de 494.4 a 523.9 MBD y no es sino hasta el año 2000 en que empieza a incrementarse substancialmente el consumo de gasolinas, ya que alcanza los 672.8 MBD en 2005, es decir, un incremento de 28.4% en solamente 6 años. Se pronostica que la demanda aumente a 987.8 MBD en 2015, lo que representará el 46.9% más que en el año 2005 y el doble del consumo en 1993. En la figura 4.18 se muestra la comparación de las prospectivas 2002-2011 a 2006-2015 para la demanda de gasolinas en México. Como se puede observar, la tendencia ha ido al alza ya que a pesar de que ha disminuido la estimación del PIB nacional, el sector automotriz ha mostrado un crecimiento considerable que ha superado a todas las expectativas. De acuerdo con INEGI (INEGI, 2000 e INEGI, 2007), los volúmenes totales de autos comercializados en el mercado nacional pasaron de 176,011 unidades en 1994 a 468,704 unidades en 2006, es decir un incremento de 141.4% en solo 11 años. Esto ocasiona que la demanda de gasolinas tienda a incrementarse a pesar de que se mejoren los rendimientos de los automotores.

Figura 4.17. Tendencia histórica 1995-2005 y prospectiva de consumo de gasolinas 2006-2015 Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2006d.



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Figura 4.18 Comparación de los pronósticos de la demanda de gasolinas para los años 2009 a 2015 pronosticados en las prospectivas 2002-2011 a 2006-2015 Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2002d a 2006d.

4.7. Prospectivas de diesel 2002-2011 a 2006-2015.

La figura 4.19 presenta la tendencia histórica en el consumo de diesel de 1993 a 2005, así como el consumo pronosticado de 2006 a 2015 de acuerdo con la última prospectiva publicada. Como se puede observar, después de alcanzar un pequeño pico en 1994 de 277.2 MBD, el consumo de diesel se redujo en 1995 a 256.1 MBD, para aumentar gradualmente hasta alcanzar 300.3 MBD en el año 2000 y mantenerse casi constante en 2001 y 2002. En 2003 aumentó nuevamente hasta alcanzar un valor de 327.6 MBD en 2005. Este valor representa un aumento de 18.2% en relación con la demanda de diesel en 1994. Para el año 2015, se pronostica un consumo de 481.6 MBD, lo que significa un incremento porcentual de 73% en relación con el año 1994 y de 47% en relación con la demanda en 2005. Al igual que en el caso anterior, el crecimiento de este sector es influenciado principalmente por la industria automotriz ya que es el principal consumidor de este petrolífero. La producción de camiones ha aumentado de 209,284 unidades en 1994 a 517,017 en 2005, es decir un aumento de 123%. Obsérvese en la gráfica como se han mantenido prácticamente constantes la demanda de diesel para la industria petrolera y el sector industrial de 1994 a 2005.



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Figura 4.19. Tendencia histórica 1995-2005 y prospectiva de consumo de diesel 2006-2015 Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2006d.

La figura 4.20 muestra el pronóstico del comportamiento de la demanda de diesel para el periodo 2009 a 2015 obtenido a partir de las prospectivas 2002-2011 a 2006-2015. Como se observa en dicha gráfica, se ha ajustado la demanda futura de diesel en la prospectiva 2006-2015 para satisfacer los volúmenes cada vez mayores demandados por los automotores a diesel. Nótese por ejemplo que en el año 2009 se pronosticó un consumo de 361.5 MBD en la prospectiva 2002-2011, valor que ya fue ajustado al alza a 391.1 MBD en la prospectiva 2006-2015. También obsérvese que para el año 2012 la Prospectiva 2003-2012 estimaba un volumen de demanda de diesel de 411.7 MBD y fue ajustado en la Prospectiva 2006-2015 a 431.5 MBD. Finalmente, para el año 2015, se estima que se tendrá un consumo de 481.6 MBD. En todos los casos, el sector transporte es el principal consumidor, ya que los consumos de los sectores eléctrico y petrolero son marginales y prácticamente se mantienen constantes.



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Figura 4.20 Comparación de los pronósticos de la demanda de diesel para los años 2009 a 2015 pronosticados en las prospectivas 2002-2011 a 2006-2015 Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2002d a 2006d.

4.8. Prospectivas de Turbosina 2002-2011 a 2006-2015.

En la figura 4.21 se presenta la tendencia histórica de 1993 a 2005 en el consumo de turbosina y su demanda pronosticada entre 2006 y 2015. Como se puede ver en dicha gráfica, el país ha satisfecho sus demandas de este petrolífero hasta la fecha. Inclusive, después de la crisis de 1994, en la que se observó un descenso en la demanda, se obtuvo un repunte constante de 1995 a 2000, una caída ligera entre 2001 y 2003 y un repunte a partir de 2003. En el año 1993 se produjeron 60.3 MBD, mientras que en el año 2005 esta cifra correspondió a 66.1 MBD. Se estima que en el año 2015, la demanda crecerá hasta alcanzar 102.2 MBD y México dejará de exportar turbosina. El incremento en la demanda se debe en los últimos años a que la industria de la aviación crecerá principalmente debido a que se introdujeron a México recientemente las líneas aéreas de bajo costo. (SENER, 2006d)

La figura 4.22 presenta la comparación de prospectivas para la turbosina y se muestra que las estimaciones de la demanda interna de turbosina han evolucionado hacia el alza, sin embargo en la prospectivas 2002-2011 a 2005-2014, se preveía que una fracción de la producción se exportaría. A partir de la prospectiva 2006, se establece que solamente se realizarán exportaciones en los años 2006 y 2007 y que habrá un déficit de 32.2 MBD para el año 2015.



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Figura 4.21. Tendencia histórica 1995-2005 y prospectiva de consumo de turbosina 2006-2015 Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2006d.

Figura 4.22 Comparación de los pronósticos de la demanda de turbosina para los años 2009 a 2015 pronosticados en las prospectivas 2002-2011 a 2006-2015 Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2002d a 2006d.



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4.9. Prospectivas de combustóleo 2002-2011 a 2006-2015.

La figura 4.23 muestra la evolución histórica de la demanda de combustóleo, así como su distribución por sectores. Como se puede observar, el sector eléctrico es el consumidor más importante, seguido del sector industrial. La producción de combustóleo alcanzó sus máximos históricos en los años 1998 y 2000, en los cuales se produjeron 543 y 534 MBD respectivamente. A partir de esa fecha la demanda ha caído de manera constante. Después de un breve repunte en el año 2007, se prevé que continúe esta caída, motivada por la introducción de plantas de ciclo combinado en el sector eléctrico y el cambio a gas natural en el sector industrial. A partir de 2011, se estima que la producción nacional sea insuficiente por lo que se tendrá que importar este combustible. La demanda descenderá de 383.8 MBD en 2005 a 306.8 MBD en 2015.

Figura 4.23. Tendencia histórica 1995-2005 y prospectiva de consumo de combustóleo 2006-2015 Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2006d.

En la figura 4.24 se muestra la comparación de prospectivas 2002-2011 a 2006-2015 para la demanda de combustóleo entre los años 2009 y 2015. Como se puede observar, excepto por las prospectivas 2002 y 2006, se ha mostrado que se ajusta el pronóstico de la demanda a la baja para este período. Sin embargo, la última prospectiva pronostica un incremento en la demanda de este combustible para todos los años considerados, lo que implicará una demanda no resuelta que será satisfecha vía importación a partir de 2011.



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Figura 4.24 Comparación de los pronósticos de la demanda de combustóleo para los años 2009 a 2015 pronosticados en las prospectivas 2002-2011 a 2006-2015 Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2002d a 2006d.

4.10. Prospectivas de coque de petróleo 2002-2011 a 2006-2015.

La figura 4.25 muestra el comportamiento histórico de la producción de coque hasta 2005 y su pronóstico de 2006 a 2015. Como se puede observar, la producción ha aumentado desde un valor de 193.3 MBD en 1993 hasta 3,906.8 MBD en 2005. El coque fue utilizado únicamente por el sector industrial hasta 2002. Es a partir del año 2003, en que también es utilizado por el sector eléctrico. La última prospectiva prevé que se produzcan 9,455.9 MBD en el año 2015 y que a partir del año 2012 se produzca un excedente de 2,766 MBD para su exportación. La figura 4.26 presenta la comparación de prospectivas para el coque entre los períodos 2002-2011 y 2006-2015. El sector industrial seguirá siendo el principal usuario del coque El rubro de exportaciones de coque es el que muestra mayor diferencia cuando se comparan las prospectivas, ya que no es reportado por las prospectivas 2004-2013 y 2005-2014, en las que se prevé un incremento en la demanda para los años 2009, 2010, 2011, 2012 y 2013 en relación con lo estimado en las prospectivas 2003-2012 y 2004-2013. En la última prospectiva se estima que habrá un incremento substancial en la producción de coque a partir del año 2012, en el que se instalarán nuevas coquizadoras, ya que el país será deficitario en este petrolífero entre los años 2005 y 2011.



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Figura 4.25. Tendencia histórica 1995-2005 y prospectiva de consumo de coque de petróleo 2006-2015 Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2006d.

Figura 4.26 Comparación de los pronósticos de la demanda de coque de petróleo para los años 2009 a 2015 pronosticados en las prospectivas 2002-2011 a 2006-2015 Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2002d a 2006d.



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5. POTENCIAL DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES Y NO RENOVABLES EN EL MUNDO Y EN MÉXICO.

Hay pocos estudios para estimar los potenciales de energías renovables y no renovables a nivel mundial. El Consejo Mundial de Energía (WEC por sus siglas en inglés) y la Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo (UNDP por sus siglas en inglés) realizaron un esfuerzo en 2001 (UNDP, 2001) en el que los potenciales se expresaron en unidades de energía para poder comparar las fuentes de energía renovable y energía no renovable. En esta estimación faltan los hidratos de metano y el metano disuelto en acuíferos profundos. El WEC publicó recientemente su Encuesta 2007 de Recursos Energéticos (WEC, 2007), que actualiza la estimación sobre el uso de los recursos, tanto renovables como no renovables, al año 2005 y la estimación de las reservas de recursos no renovables. Por último, el IPCC en su cuarto informe sobre al situación del cambio climático resumió los recursos base mundiales tanto de las fuentes no renovables como de los renovables (IPCC, 2007). Generalmente los potenciales de las energías no renovables se expresan como reservas, a saber: reservas probadas, probables y potenciales. El término de reservas probadas se refiere a la cantidad de recursos de los que se tiene datos de ingeniería y geológicos que indican que pueden explotarse con la tecnología disponible y en las condiciones económicas actuales. Las reservas probables la constituyen los recursos de los que no se tienen los datos de ingeniería y geológicos completos, en tanto que las reservas potenciales, como su nombre lo indica, son la fracción de los recursos totales, también llamados ocurrencias y estimados grosso modo, que se considera que puede recuperarse con la tecnología y las condiciones económicas actuales (UNDP, 2001). A la fracción de los recursos totales que se considera no recuperable se le conoce con el nombre de ocurrencia adicional. En la tabla 5.1 se muestran las estimaciones de los recursos no renovables a nivel mundial, se presentan las reservas probadas y los recursos base que son las suma de todos los tipos de reservas es decir las probadas, las probables y las potenciales. No se incluyen los hidratos de metano, el metano disuelto en acuíferos profundos ni las ocurrencias no recuperables. Se incluye la producción en el año 2005 y una estimación de los años que pueden durar los recursos no renovables suponiendo que el uso es similar al actual. En lo que se refiere a los diferentes tipos de energías renovables debe tomarse en cuenta que la forma de estimar los potenciales no se ha estandarizado y por lo tanto las cifras en el futuro pueden cambiar. Dicho de otra manera, la estimación de potenciales en el caso de las fuentes renovables es un tema de investigación de frontera por lo que la incertidumbre es mayor que en el caso de las fuentes no renovables. Para las fuentes de energía renovable se necesita redefinir los conceptos de reservas, recursos y ocurrencia pues se cuenta con flujos



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anuales de energía disponibles, en principio, de manera continua y por un periodo indefinido de tiempo. Por el contrario, las reservas y recursos de energías fósiles aunque pueden aumentar con respecto al tiempo de acuerdo a las condiciones del mercado son cantidades finitas

Tabla 5.1 Recursos Energéticos No Renovables en el Mundo.

Recurso

Producción /Uso actual

Reservas Reservas/Uso

actual

Recursos Base

Recursos/Uso

actual

Exa Joules/Año

Exa Joules

Años Exa Joules

Años

Carbón 120.00 24,821 207 177,396 1,478

Crudo y GN convencionales

160.00 6,684 42 10,216 64

Crudo y GN no convencionales

3.00 5,110 1,703 20,350 6,783

Gas Natural convencional

100.00 6,444 64 13,896 139

Gas Natural no convencional

4.80 9,420 1,963 33,240 6,925

Total Fósiles 387.70 52,479 135 254,508 656

Uranio 22.77 1,800 79 7,400 325

Total 410.57 54,279 132 261,908 638

Fuente: Elaboración propia con datos de UNDP, 2001 y WEC, 2007.

En este contexto los flujos naturales anuales de energía solar, eólica, hidráulica y geotérmica así como la cantidad de biomasa que crece de manera natural se conoce como potenciales teóricos y grosso modo corresponden a la ocurrencia para el caso de los combustibles fósiles. Los recursos base se estiman principalmente considerando la cantidad de superficie terrestre disponible para colocar instalaciones de conversión o para cultivar biomasa así como la variabilidad de los recursos renovables tanto regional como a través del día. Los recursos base de las fuentes renovables son comparables con los recursos base de los combustibles fósiles, pues ambos son la cantidad de energía disponible para la actividad económica mundial. Para hacer comparable el uso actual de los recursos, el IPCC (2007) lo calculó como la fracción de los recursos base utilizados, es decir no lo expresó en términos de la cantidad de energía usada finalmente en la economía, que es la información que se reporta generalmente y en la que se toma en cuenta la eficiencia de los diferentes dispositivos de conversión de energía como las turbinas o las celdas fotovoltaicas. En la tabla 5.2 se muestran las estimaciones de los recursos renovables a nivel mundial. La diferencia entre el



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Recurso Base y el Uso Actual representa la cantidad de energía primaria que esta disponible para generar energía aprovechable, la cual será diferente para cada tipo de fuente obviamente porqué cada dispositivo tiene diferente eficiencia. En los mismos términos que las reservas, los recursos y las ocurrencias de los combustibles fósiles los potenciales de las energías renovables son valores dinámicos que responden a las condiciones del mercado así como al comportamiento y disponibilidad de tecnología. Tabla 5.2 Recursos Energéticos Renovables en el Mundo en 2005 (Exa Joules/año).

Recurso Uso Actual Recursos Base Potencial Teórico

Hidráulico 25.800 62 147

Biomasa 46.000 250 2,900

Solar 0.230 1,650 3,900,000

Eólico 0.950 600 6,000

Geotérmico 2.000 5,000 140,000,000

Oceánico N.E. 7 7,400

Total 74.980 7,569 143,916,447

Fuente: Elaboración propia con datos de UNDP, 2001 e IPCC, 2007.

Para el caso de México las estimaciones de los recursos de las fuentes no renovables se tomaron esencialmente de las mismas fuentes que las internacionales para fines de comparación; en la tabla 5.3 se muestran los recursos no renovables en nuestro país junto con una estimación de los años que pueden durar éstos. La estimación de los años de duración se presenta tanto con respecto a la producción nacional como con respecto al consumo ya que en algunos casos somos exportadores netos y en otros importadores.

Las cifras básicas para la estimación del potencial de las energías renovables en México se tomaron de diferentes fuentes. En el caso del potencial teórico y el recurso base de la energía hidráulica se tomaron las cifras reportadas en el anexo 8 del estudio sobre el potencial de fuentes renovables realizado en 2005 por la UAM para la SENER (UAM, 2005) convirtiendo los MW reportados a Exa Joules/año. El potencial económico se tomó del Programa de Inversión del Sector Eléctrico (POISE) (CFE, 2007). Para el potencial teórico y el recurso base de la biomasa se utilizaron las cifras de Masera et. al. (2007). No fue posible estimar con precisión el potencial económico para esta fuente renovable por lo que se supuso un valor similar al uso actual considerando que se debe actualizar la tecnología haciendo más sustentable su uso. El potencial teórico de la energía solar fue estimado a partir de la insolación media de 5

KWh/m2-día y la superficie total de nuestro país, en tanto que el recurso base se estimó suponiendo que es posible usar el 1% de la superficie árida para aprovechar esta energía



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renovable. El potencial económico se tomó del reporte del Consejo Mundial de Energía (WEC, 2007). El potencial teórico de la energía eólica se estimó de acuerdo a la metodología utilizada por Archer y Jacobson (2006) que consideran la velocidad del viento a 80m dado que la altura actual de las turbinas eólicas de 1,500 KW es de 77m. Estos autores suponen una densidad de generadores eólicos de 6 turbinas por km2. El potencial teórico mundial lo determinan considerando sólo los vientos con velocidades mayores a 6.9 m/s a 80 m (clases 3 a 7). Aunque en nuestro país se tienen zonas con vientos de clase 5 (velocidades mayores a 8.1 m/s a 80 m) como en La Ventosa estos autores estiman que la mayoría de las estaciones meteorológicas tienen viento de clase 1 (velocidades menores a 5.9 m/s a 80 m). Tomando esto en consideración el potencial teórico se calculó considerando la velocidad promedio a nivel mundial que es de 4.54 m/s a 80 m por medio de la fórmula (Archer y Jacobson, 2006): PTE = AMEX dentur Pesp [0.087 vprm – Pesp/D

2] * fc

PTE [=] Potencial Teórico Eólico en EJ/año AMEX[=] Área de la República Mexicana = 1,967,182.930 km2

dentur[=] 6 turbinas por km2 vprm [=] 4.54 m/s Pesp [=] 1,500 KW

D [=] 77 m fc [=] 3.1536*10-8 (EJ/año)/(k W) considerando El potencial base se estimó considerando que se puede utilizar el 1% de la superficie total del país para generación eólica. Por su parte, se tomó el potencial económico dado por Barnés (2006).El potencial teórico geotérmico se estimó a partir del mundial considerándolo proporcional a la superficie del país. El potencial base se tomó del apéndice 3 del estudio de la UAM sobre energía renovable (UAM, 2005) en el que se consideran los recursos geotérmicos de todos los niveles de temperatura. El potencial económico se tomó del POISE (CFE, 2007). En la tabla 5.4 se muestran las estimaciones de los potenciales para nuestro país.



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Tabla 5.3 Recursos Energéticos No Renovables en México

Recurso

Producción Uso actual

Reservas Reservas /Producción

Reservas/ Uso

Recurso Base

Base/ Producción

Base/Uso

Exa Joules/Año

Exa Joules/

Año Exa Joules Años Años Exa Joules Años Años

Carbón 0.346 0.492 35.467 103 72 108.730 314 221

Crudo y GN convencionales

7.858 3.364 77.334 10 23 233.467 30 69

Gas Natural convencional

1.411 1.818 14.832 11 8 30.312 21 17

Uranio 0 0.038 0.708 NA 19 6.423 NA 169

Total 9.615 5.712 128.341 13 22 378.932 39 66

Fuente: Elaboración propia con datos de BGR 2001 y WEC 2007.

Tabla 5.4 Recursos Energéticos Renovables en México (Exa Joules/año).

Recurso Uso actual Potencial

Económico Recursos Base Potencial Teórico

Hidráulico 0.33226 0.48 0.56 1.65

Biomasa 0.43121 >0.44 3.00 4.55

Solar 0.00359 0.12 36.70 12,924.00

Eólico 0.00006 0.16 0.79 79.28

Geotérmico 0.03390 0.08 327.00 539,942.00

Total 0.80102 >1.28 368.05 552,951.48

Fuente: Elaboración propia con datos de Masera,2007; UAM,2005; SENER,2006; WEC,2007; CONAE,2007; CFE,2007.



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6. MAPAS TECNOLÓGICOS

El mapa tecnológico para cada una de las fuentes de energía fue preparado siguiendo la metodología que se utilizó en Japón. Se indica una línea de tiempo que arranca en el año base 2002, y termina en el año 2030. Se indican la visión y prospectiva en México para diferentes tipos de tecnologías, incluyendo las eficiencias a alcanzar, la capacidad instalada propuesta, y los costos asociados a cada tecnología. Se incluyen además, las líneas de investigación orientadas al desarrollo de tecnologías emergentes de generación (en el caso de que existan), el desarrollo de prototipos y las emisiones de gases de efecto invernadero asociadas.

6.1. Mapa tecnológico de la Energía Nuclear.

La figura 6.1 presenta el mapa tecnológico propuesto para la Energía Nuclear.

AÑO 2002 2005 2010 2015 2020 2025 2030

INVESTIGACIÓN: Incipiente

PROTOTIPOS:No se construyeron en México

REACTORES COMERCIALES:

Reactor de agua ligera en ebullición BWR/5

Número de reactores 2 2 2 2 2 2 2

Capacidad instalada MW 1350 1350 1600 1600 1600 1600 1600

Eficiencia 33.12 33.12 33.12 33.12 33.12 33.12 33.12

Costos Inversión USD/KW 2096.00 1500.99 1500.99

Costo Total Nivelado USD/MWh 43.65 43.17 29.29 29.37

AÑO 2002 2005 2010 2015 2020 2025 2030


PROTOTIPOS:No se construirán en México


Reactores PBMR y GT-MHT

Número de reactores 1 2 6 8

Capacidad instalada MW 1350 2700 7900 9200

Eficiencia 32 a 40 32 a 40 32 a 40 32 a 40

Costos Inversión USD/KW 1126 a 2600 ND ND ND

Costo Total Nivelado USD/MWh 42- 45 ND ND ND

AÑO 2002 2005 2010 2015 2020 2025 2030


PROTOTIPOS:No se construyeron en México


No se instalarán reactores comerciales

Número de reactores

Capacidad instalada MW

Eficiencia

Costos Inversión USD/KW

Costo Total Nivelado USD/MWh

TECNOLOGÍA: Reactores de Generación III+

TECNOLOGÍA: Reactores de Generación IV

ENERGIA NUCLEAR

TECNOLOGÍA: Reactores de Generación II

Figura 6. 1 Mapa Tecnológico de la Energía Nuclear en México Fuente: Elaboración propia con base en Bazán-Perkins, 2007; Francois, 2007; Fernández de la Garza, 2007; CFE, 2006; CFE, 2007; IEA, 2007; MIT, 2004; Joskow, 2007.



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En México se genera electricidad a partir de energía nuclear desde el año 1989, cuando se instaló el primer reactor de 675 MW con Tecnología de Agua ligera en ebullición (BWR/5). La nucleoeléctrica se encuentra localizada en Laguna Verde, Veracruz a 70 Km al Nor-noroeste de la Ciudad de Veracruz. Cada reactor fue cargado con 92 toneladas de uranio UO2 al 1.87% de Uranio235 . En 1995 se puso en marcha el segundo reactor con una capacidad de 675 MW con la misma tecnología. Ambos reactores se mantienen a la fecha en operación. Se han generado 8,0657 GWh entre 1989 y agosto de 2007 en el reactor 1 y 60,406 GWh en el reactor 2 entre 1995 y agosto de 2007. El factor de capacidad de la planta ha evolucionado desde un valor de 74.2 en el año 2000, hasta 92.12 en el año 2006 (Fernández de la Garza, 2007). La eficiencia de la planta en los últimos 3 años ha sido de 33.12% de acuerdo con el documento Costos y Parámetros del Sector Eléctrico en México 2006 (COPAR 2006) (CFE, 2006). Esta tecnología corresponde a la llamada Generación II de reactores nucleares (Francois, 2007) y que fue desarrollada entre 1970 y 1980. Este tipo de reactores nucleares ya no es considerado para la instalación de nuevas Plantas en el Mundo. Los reactores nucleares que se encuentran disponibles comercialmente en el mundo son los de la llamada Generación II, que fue desarrollada a partir de 1990 e incluyen a las tecnologías de Reactores Avanzados de Agua ligera en Ebullición (ABWR), el Reactor Europeo de Agua Presurizada (EPR), El Reactor Nuclear Avanzado de Agua Presurizada (AP1000), el Reactor Europeo de Agua Ligera en Ebullición (ESBWR) y el reactor CANDU avanzado (ACR 1000). Este tipo de reactores se encuentra en fase de instalación en diversos países del mundo (IEA, 2007). Los reactores de la siguiente generación tecnológica se denominan Generación III+, son más pequeños y generan una menor cantidad de residuos, su eficiencia es de 32 a 40%. (IEA, 2007, Bazán-Perkins, 2007) Se encuentran instalados desde 1998 dos reactores experimentales de esta generación: uno en Japón de 30 MW y otro en China de 10 MW. Los reactores comerciales de esta generación se denominan PBMR (Pebble Bed Modular Reactor) y GT-HMR (Gas Turbine Helium Modular Reactor) y corresponden a tecnologías desarrolladas en Sudáfrica para el caso del PBMR y en Rusia y E.U. para el GT-HMR. Entre 2008 y 2011 se construirá un reactor de demostración cerca de Ciudad del Cabo, y a partir de 2012 se prevé que entre en operación. En China se encuentra en construcción un reactor de demostración PBMR e iniciará operaciones en 2012. Por otro lado, en lo que respecta a la tecnología GT-MHR, un reactor comercial se encuentra en construcción en EUA y entrará en operación a partir de 2011, y un reactor de demostración en Rusia se encuentra en construcción e iniciará operaciones en 2010 (Bazán-Perkins, 2007).



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De acuerdo con Bazán-Perkins (2007), se estima que México optará por la instalación de reactores de Generación III+ entre el año 2015 y 2030. La capacidad de generación crecerá a 1,600 MW con la repotenciación de Laguna Verde para en año 2010. Se instalará un reactor de 1,350 MW en el año 2015 y seis reactores adicionales con ésta misma capacidad entre el año 2018 y 2026 para totalizar 10,800 MW en el año 2026 de acuerdo con el Programa de Obras e Infraestructura del Sector Eléctrico 2007 (POISE) (CFE, 2007). De esta manera, en el año 2026, se contará con una capacidad instalada de 1,600 MW con tecnología BWR y 9,200 MW con tecnología PBMR o GT-MHT. El siguiente paso tecnológico en el desarrollo de reactores es la llamada Generación IV podrán alcanzar eficiencias de hasta 50%, sin embargo, de acuerdo con la IEA, (IEA, 2007) entrarán al mercado hasta el año 2030, por lo que no se considera que sean usados en México entre el año 2008 y 2030. En México no se desarrolla investigación orientada hacia el desarrollo e instalación de prototipos de reactores nucleares de prueba para las Tecnologías de Generación III y Generación IV, por lo que se prevé que las líneas de investigación a desarrollar serán orientadas hacia la adaptación de la tecnología de generación nuclear en México. Los costos totales de la tecnología BWR en México fueron de 47.40 USD/MWh en el año 2006 y disminuirán hasta cerca de 30 USD/MWh en 2030. Los costos de las tecnologías PBMR y GT-MHR serán de 42 a 45 USD/MWh, mientras que no existe un consenso para los costos de inversión, ya que mientras la Universidad de Chicago (U. Chicago, 2004) establece que serán de entre 1126 y 1325 USD/KW, un estudio del MIT dice que superan los 2000 USD/KW y que pueden alcanza hasta 2600 USD/KW (MIT, 2004, Joskow 2007).

6.2. Mapa tecnológico de la Energía Solar Fotovoltaica.

La figura 6.2 muestra el Mapa Tecnológico de la Energía Solar Fotovoltaica. Desde antes de 1992 se tiene documentado el crecimiento de la energía solar fotovoltaica. Ha crecido desde una capacidad instalada de 5.40 MW en dicho año hasta 18.65 MW en 2005, la tecnología que más se ha utilizado en México es la de módulos de silicio de película gruesa y que corresponden a la primera generación tecnológica. Dicha tecnología se impuso porque el silicio tiene amplia disponibilidad como materia prima para la fabricación de celdas solares, porque tiene excelentes propiedades físicas y porque es la que tenía el menor costo de fabricación (Jiménez-González et al., 2007). La eficiencia de conversión de los módulos solares construidos a partir de estas celdas va del 5 al 10%.



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AÑO 2002 2005 2010 2015 2020 2025 2030

INVESTIGACIÓN: Intermedia

PROTOTIPOS: Realizados por CINVESTAV

FABRICACION: No se llevó a cabo en México

GENERACION FOTOVOLTAICA:

Módulos de silicio película Gruesa

Capacidad instalada MW 16.161 18.65

Eficiencia del sistema 5 a 10 5 a 10

Costos Inversión USD/KW 4500 a 10500 4500 a 10500

Costo Total Nivelado USD/MWh 180 a 800 180 a 800

AÑO 2002 2005 2010 2015 2020 2025 2030


PROTOTIPOS: Realizados por CINVESTAV y CIE/UNAM

FABRICACION: Planta en Los Tuxtlas, Ver. 54 242 1086 4869 21831


Módulos de silicio película Delgada

Capacidad instalada MW 206.99 320.00 625.94 844.47 1063.00

Eficiencia del sistema 9 a 14 13 a 18 14 a 20 18 a 25

Costos Inversión USD/KW 3000 a 4500 3000 a 4240 3000 a 3760 2330 a 3120

Costo Total Nivelado USD/MWh 100 a 400 57 a 115 46 a 100 38 a 82

AÑO 2002 2005 2010 2015 2020 2025 2030


PROTOTIPOS: Realizados por CIE UNAM y CINVESTAV

FABRICACION: Módulos con materiales alternos


Módulos de materiales alternos


Eficiencia



ENERGIA SOLAR

TECNOLOGÍA: Solar fotovoltaica Pelicula Gruesa

TECNOLOGÍA: Solar fotovoltaica Módulos con materiales alternos

TECNOLOGÍA: Solar fotovoltaica Pelicula Delgada

Figura 6.2 Mapa Tecnológico de la Energía Solar Fotovoltaica en México Fuente: Elaboración propia con base en todas las referencias citadas en SEIA, 2004; UAM, 2005; ERDM Solar, 2007; Jiménez-González et al., 2007.

A partir del año 2000, se inicia una transición tecnológica hacia las celdas de silicio de película delgada, cuya eficiencias comerciales en la actualidad son de entre 12 y 17%. Se espera que la eficiencia de sistemas fotovoltaicos de energía solar conectados a la red crezca hasta alcanzar entre 14 y 20% en el año 2020 y entre 18 y 25% en el año 2030 (SEIA, 2004). De acuerdo con la Secretaría de Energía, en el estudio: “Una visión al 2030 de la utilización de Energías Renovables en México” (UAM, 2005), para el año 2013 se dispondrá en México de una capacidad instalada de 320 MW. Por otro lado, en 2030 la capacidad instalada de Energía Solar será de entre 770 y 2,163 MW dependiendo del escenario seleccionado. Se consideró para este análisis como escenario más probable el de baja penetración de energías renovables con un PIB de 4.5%, lo que indica que se



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generarán 1,063 MW en el año 2030 La generación de energía solar en el año 2020 será de 626 MW, mientras que en año 2025 crecerá a 844 MW. El costo nivelado de generar energía solar fotovoltaica se reducirá de una valor de entre 180 y 800 USD/MWh en el año 2005 (UAM, 2005) a un valor de entre 38 y 82 USD/MWh en el 2030. A partir de año 2007, se inició la fabricación comercial de módulos solares fotovoltaicos con tecnología de película delgada, dedicados en su mayor parte a la exportación a Europa, por parte de una empresa privada que cuenta con una Planta instalada en Los Tuxtlas, Veracruz, y que prevé un crecimiento de 35% anual hasta el año 2020 (ERDM Solar, 2007). Si se mantiene este ritmo de producción, en el año 2030 se producirán módulos solares para generar 21,831 MW, lo que significa que el país producirá mucho más módulos que la capacidad instalada en dicho año. Finalmente, el Centro de Investigación de Energía de la UNAM ha incursionado en la investigación con nuevos materiales, por lo que se espera que a partir del año 2015 libere dicha tecnología para que se fabriquen módulos fotovoltaicos con materiales alternos (Jiménez-González et al., 2007)

6.3. Mapa tecnológico de la Energía Eólica.

La figura 6.3 presenta el mapa tecnológico para esta fuente de energía en México.

AÑO 2002 2005 2010 2015 2020 2025 2030


PROTOTIPOS: Realizados por el IIE

FABRICACION: Integración de componentes (%) 1 30 40 50 80

GENERACION :

Capacidad instalada MW 0 2 1417.93 3200 4000 5067 6912

Factor de capacidad (Tierra adentro) NA 25 34.5 35.4 36.1 36.6 39

Costos Inversión USD/KW NA 1288 a 1504 1000 a 1600 840 a 1084 819 a 1072 814 a 1053 788 a 1050

Costo Total Nivelado USD/MWh NA 48 a 64 45 a 64 27 a 44 26 a 43 25 a 42 25 a 40

TECNOLOGÍA:Eólica

ENERGIA EÓLICA

Figura 6.3 Mapa Tecnológico de la Energía Eólica en México. Fuente: Elaboración propia con base en UAM, 2005; CRE, 2007; SENER, 2007; SENER, 2005; NREL, 2005.

La energía eólica ha experimentado un desarrollo impresionante en los últimos años, que ha superado hasta las expectativas más optimistas. De no contar con un solo MW de capacidad instalada en México en el año 2002, se ha incrementado hasta alcanzar los 85 MW en el año 2006 (SENER, 2007), y de acuerdo con el registro público de la Comisión Reguladora de Energía (CRE, 2007), se prevé que aumente a 1,418 MW para el año 2010



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y 1,518 MW para el año 2011. Conforme al estudio: “Una visión al 2030 de la utilización de Energías Renovables en México” (UAM, 2005), en el año 2030, se tendrá una capacidad instalada de entre 6,630 y 9,206 MW, y éste mismo estudio consideraba que en el año 2013 se contaría con 1,445 MW, lo que en la práctica será superado. Considerando el mismo escenario de baja penetración de renovables con un crecimiento del PIB de 4.5% en el año 2030 se dispondrá de 6,912 MW de capacidad instalada. Este valor es cercano al reportado en el Taller de Ruta Tecnológica de la Energía Eólica en México para los próximos 25 años, realizado en Cuernavaca, Morelos en el año 2005 bajo los auspicios de la Secretaría de Energía (SENER, 2005), el cual reporta una capacidad instalada prevista de 6,000 MW para el año 2030. El factor de capacidad para las plantas instaladas en México fue de 25% durante el año 2006 y de acuerdo con un estudio del Laboratorio Nacional de Energías Renovables de EUA (NREL, 2005) crecerá en EUA a valores de 35.4 en 2015, 36.1 en 2010 y 39.0 en 2030. En el año 2006, los costos de inversión de acuerdo con el COPAR 2006 variaron de $1,208 a $1,504 dólares/KW, sin embargo, se prevé su reducción hasta un intervalo $819-$1,072 USD/KW en el año 2020 y de $788-$1,050 USD/KW en el año 2030 (NREL, 2005). El costo total nivelado varío entre $48 y $64 USD/MWh y descenderá a un intervalo de $26-$43 USD/MWh en el año 2020 y de $25-$40 USD/MWh en el año 2030 (NREL, 2005). De acuerdo con las conclusiones del Taller de Ruta Tecnológica de la Energía Eólica en México para los Próximos 25 años (SENER, 2005), en el año 2010, se construirá el primer prototipo en México de un aerogenerador para el año 2010 y alcanzar una integración nacional de los componentes de aerogeneradores de 30% en el año 2015, de 50% en el año 2025 y de 80% en el año 2030.

6.4. Mapa tecnológico de la Energía Geotérmica.

La figura 6.4 presenta el mapa tecnológico de la energía geotérmica en México. Existen cuatro rutas tecnológicas posibles para la energía geotérmica: Sistemas hidrotermales de alta temperatura, sistemas de roca caliente, sistemas marinos y sistemas magmáticos (SENER, 2005). Sin embargo, únicamente se prevé que se desarrolle la primera ruta antes del año 2030. La capacidad instalada de generación crecerá de 960 MW en el año 2005 a 1,043 MW en el año 2015 (SENER, 2007) y a 3,000 MW en el año 2030 conforme a un estudio de la Agencia Internacional de Energía (IEA, 2004). La eficiencia actual de las instalaciones geotérmicas en México va de 17.18 a 17.62% (CFE, 2006) y la eficiencia reportada en el mundo para estos sistemas es de entre 11% y



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22%, por lo que al no usarse otra tecnología en México, los valores actuales de eficiencia permanecerán en el intervalo mencionados.

AÑO 2002 2005 2010 2015 2020 2025 2030

INVESTIGACIÓN: Intermedia orientada al mejoramiento de la

tecnología existente

PROTOTIPOS:No Aplica para este periodo

Capacidad instalada

Capacidad instalada MW 843 960 1043 1043 1639 2384 3134

Eficiencia 17.18 a 17.62 11 a 22 11 a 22 11 a 22 11 a 22 11 a 22

Factor de capacidad 0.85 ND ND ND ND ND

Costos Inversión USD/KW 1446 a 1512 1200 a 1900 ND 1100 A 1700 ND 1000 A 1500

Costo Total Nivelado USD/MWh 50 a 52 20 a 50 ND ND ND ND

AÑO 2002 2005 2010 2015 2020 2025 2030


PROTOTIPOS:No se prevén en México


Eficiencia 23 a 26 23 a 26 23 a 26 23 a 26

Costos Inversión USD/KW 5300.00 4300.00 3300.00 2700.00

Costo Total Nivelado USD/MWh 50.00

AÑO 2002 2005 2010 2015 2020 2025 2030

INVESTIGACIÓN: Incipiente orientada a la exploración e identificación del potencial

PROTOTIPOS:No aplica para este periodo

Capacidad instalada: No se prevé su desarrollo hasta después de

2030


Eficiencia



INVESTIGACIÓN: Incipiente orientada a la exploración e identificación del potencial

PROTOTIPOS:No aplica para este periodo


2030


Eficiencia



ENERGIA GEOTÉRMICA

TECNOLOGÍA: Sistemas Hidrotermales de alta temperatura


2030

TECNOLOGÍA: Sistemas magmáticos

TECNOLOGÍA: Sistemas de Roca caliente

TECNOLOGÍA: Sistemas marinos

Figura 6.4 Mapa Tecnológico de la Energía Geotérmica en México. Fuente: Elaboración propia con base en SENER, 2005; SENER, 2007; IEA, 2004; CFE, 2006.

Los costos de inversión en el año 2005 fueron variaron desde $1,446 a $1,512 USD/KW de acuerdo con el COPAR 2006, y se prevé que se reduzcan a un intervalo de $1,100-$1,700 USD/KW en el 2020 y de $1,000-$1,500 USD/KW en el 2030 (MIT, 2006).



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Los costos totales nivelados se reducirán de entre $50 a $52 USD/MWh en el año 2005 a un intervalo de $20 a $50 USD/MWh en el año 2010. No se prevé instalar tecnología con roca caliente hasta después del año 2030, aunque esta tecnología presenta eficiencias de 23 a 26%, sus costos de inversión en el año 2002 fueron de $5,300 USD/KW y se reducirán en el año 2030 a $2,700 USD/KW, es decir, aún mayores a los actuales. Sin embargo, los costos nivelados en el año 2020 serán equivalentes a los actuales ($50 USD/MWh), por lo que es recomendable que se incursione en ésta tecnología.

6.5. Mapa tecnológico de la Energía Minihidráulica.

La figura 6.5 presenta el mapa tecnológico de la Energía Minihidráulica en México.

AÑO 2002 2005 2010 2015 2020 2025 2030

INVESTIGACIÓN: Orientada a la prospección

PROTOTIPOS: No desarrollados en México

Capacidad instalada MW 81.17 109.32 300 1000 2293

Eficiencia 70 a 95 70 a 95 80 a 96 85 a 96

Costos Inversión USD/KW 2000.00 1500 a 2000

Costo Total Nivelado USD/MWh 80.50 46.4 a 80.5

ENERGIA MINIHIDRÁULICA

TECNOLOGÍA: Sistemas Minihidráhulica

Figura 6.5 Mapa Tecnológico de la Energía Minihidráulica en México. Fuente: Elaboración propia con base en CRE 2007; World Energy Council 2007; UAM, 2005; ESHA, 2005; ESHA, 2000

La capacidad instalada ha crecido de acuerdo con la CRE (2007) y el World Energy Council (2007) de 81.17 MW en 2002 a 109.32 MW en el año 2005. El estudio “Una visión al 2030 de la utilización de Energías Renovables en México” (UAM, 2005), establece que esta energía crecerá entre 1,665 y 4,618 MW en el año 2030 y que la capacidad instalada en el año 2013 será de 974 MW. En este estudio se consideró como tendencia más probable una generación de 2,293 MW en el año 2030, que corresponde al escenario establecido en dicho estudio como de “baja penetración de renovables” con un PIB de 4.5%. La Asociación Europea de la Energía Hidráulica en Pequeño (ESHA, 2005) establece que la eficiencia máxima de las turbinas solamente crecerá marginalmente, ya que la eficiencia



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actual para algunas turbinas ya alcanza hasta 95%. La eficiencia global de lo sistemas minihidraúlicos se encuentra en el intervalo de 80 hasta más del 90%. En el año 2002, los costos nivelados fueron de $80.50 USD/MW y se prevé que para el año 2010, puedan reducirse hasta un intervalo de entre $46.4 y $80.5 USD/MWh. (ESHA, 2000).

6.6. Mapa tecnológico de la Gasificación de Integrada a Ciclo Combinado con Captura de Carbono.

Como se mencionó en el capítulo 3, la gasificación es un proceso de descomposición de cualquier materia que contenga carbono e hidrógeno a temperaturas mayores a 700 °C. Este proceso se lleva a cabo con aire (y en algunos casos oxígeno) para optimizar la producción de gas de síntesis que es más versátil en sus usos que el carbón o la biomasa original. El gas se puede quemar para producir calor y vapor o puede usarse en máquinas de combustión interna o en turbinas de gas para producir electricidad, inclusive puede ser usado como combustible en vehículos. El gas puede ser usado en los ciclos combinados que ofrecen mayor eficiencia al combinar turbinas de gas con turbinas de vapor para producir electricidad (Gielen, 2003). Para agregarle mayor valor el gas se puede recuperar el hidrógeno o convertirlo a productos químicos como el amoniaco y el metanol además de recuperar el azufre del combustible. Existen diversos procesos de gasificación que se clasifican principalmente por el tipo de operación del gasificador que puede ser de lecho denso, fluidizado o de flujo por arrastre (Masera, 2007). Obviamente el gasificador es el equipo clave pues convierte al carbón en gas de síntesis cuya composición típica es de 20% de monóxido de carbono, 17% de hidrógeno y el resto de diversos compuestos gaseosos. Al gasificador, además del carbón, se debe alimentar un carburante que puede ser oxígeno o aire combinado con vapor. Los procesos posteriores a la gasificación incluyen una planta de limpieza de gases y separación de componentes y una planta de manejo de residuos, escorias y cenizas. Para el caso de utilizarse en la generación eléctrica se tendrían a continuación las turbinas de gas en las que se quema éste para accionar un generador; los gases calientes que resultan de la combustión se utilizan para generar vapor que acciona las turbinas de vapor. También es posible obtener aire caliente que se alimenta al gasificador o a una planta separadora de oxígeno si éste es el carburante (Masera, 2007). De acuerdo con el Consejo de Tecnologías de Gasificación (Childress, 2007) en 2007 operaban 138 plantas de gasificación en comparación con las 117 que operaron en 2004. En total estas plantas contaban con 417 gasificadores en comparación con los 318 que operaron en 2004. Se utilizó carbón en el 55% de las plantas, residuos de petróleo en el 32%, gas natural en el 7.6%, coque de petróleo en el 3.6% y biomasa y residuos orgánicos en el 1.8%. Esto se puede comparar con la utilización de 49% de carbón, 36% de residuos de petróleo y 15% de otras materias primas en 2004. La capacidad instalada



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aumentó de 45000 MW térmicos en 2004 a 56000 MW térmicos en 2007 y se piensa que crecerá a 96300 MW térmicos hacia el año 2015. Sólo el 18% de la capacidad instalada en el 2007 fue para generación eléctrica, es decir, 10800 MW térmicos y sólo se espera que crezca hasta 13500 MW térmicos en el año 2010. Esto quiere decir que los productos más importantes obtenidos en 2007 fueron los químicos (44% de la capacidad) y los combustibles sintéticos (30% de la capacidad). Existen menos de 10 plantas de gasificación de carbón integradas a ciclo combinado. La eficiencia de estas es superior al 40% en promedio (ver tabla anexa).

Tabla 6.1 Rendimientos de varias Plantas de Gasificación Integradas a Ciclo Combinado.

Planta Generación (MW)

Eficiencia (%)

Wabash 290.0 41.2

Tampa 317.0 38.9

Bulggeum 283.0 43.0

Elcogas 320.4 42.2

Fuente: Martínez (2006). Se espera que para el año 2023 la eficiencia se incremente a 57% cuando se logren alcanzar temperaturas de 1,700 C. Se puede considerar que la tecnología de gasificación acoplada a ciclo combinado es una tecnología emergente, compleja y muy prometedora. Cuando se gasifican combustibles fósiles, y principalmente carbón, la estrategia de mitigación consiste en incluir las tecnologías de captura y secuestro de carbono. El concepto general involucra la separación (captura) de dióxido de carbono de grandes instalaciones industriales, su compresión, transporte y almacenamiento final (Uiterlande, et al., 2006). La captura se puede efectuar en grandes fuentes puntuales como centrales de generación eléctrica, refinerías, plantas siderúrgicas, petroquímicas etc. En el caso de la captura, la tecnología de separación más utilizada es la absorción química con solventes químicos del tipo de las aminas. Se puede considerar que esta tecnología es madura, pero su adaptación a la plantas de generación eléctrica aumenta los costos. Por lo tanto, el reto en este caso es el desarrollo de tecnologías que sean más eficientes, lo que explica la cantidad de tecnologías que están en desarrollo actualmente.



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En general, se pueden dividir estas tecnologías en procesos después de la combustión, post-combustión, en los que la separación se efectúa en los gases de salida y procesos precombustión, en donde el carbono presente en el hidrocarburo fósil se separa como dióxido de carbono y se utiliza el hidrógeno en la combustión o como materia prima. El proceso de combustión con oxígeno, en el cual, se utiliza este compuesto separado previamente del aire en la etapa de combustión esta igualmente en desarrollo (Uiterlande, et al., 2006). El almacenamiento permanente del dióxido de carbono, llamado secuestro, consiste en su inyección, generalmente en estado supercrítico, en formaciones geológicas tales como yacimientos de petróleo, gas o carbón o formaciones salinas (acuíferos profundos). En principio, una vez en el yacimiento el dióxido de carbono se inmovilizará debido a diferentes mecanismos como disolución, saturación y mineralización. La inyección de dióxido de carbono en puede hacerse en yacimientos de gas y petróleo ya agotados en sus reservas recuperables de hidrocarburos, pero cuando se utiliza este gas para recuperar una mayor cantidad de hidrocarburo que con los métodos primarios y secundarios es de esperarse una ganancia adicional por el secuestro del carbono. De hecho la recuperación mejorada de petróleo se aplica extensivamente en Estados Unidos en donde se inyectan 40 millones de toneladas al año de dióxido de carbono, aunque sin el objetivo de secuestrarlo. Para este último objetivo, además de recuperar hidrocarburos, se deben escoger los yacimientos con las condiciones apropiadas para asegurar la permanencia del carbono en periodos de tiempo geológicos. En este sentido se tienen varios proyectos de demostración en desarrollo. Existe también la posibilidad de utilizar al dióxido de carbono para la recuperación mejorada de gas natural por lo que también están en desarrollo varios proyectos de demostración. En el caso de los yacimientos de carbón no explotables, el dióxido de carbono se adsorbe preferentemente al metano en la matriz de carbón por lo que puede recuperarse al hidrocarburo. Esta técnica se ha probado en Estados Unidos, pero las condiciones que deben cumplir los yacimientos para almacenar cantidades apreciables de este gas todavía no están bien establecidas. La tercera opción geológica de secuestro está en los yacimientos salinos profundos que contienen agua, también llamados acuíferos salados. Estos yacimientos, con una profundidad mayor a 800 m, están casi siempre sellados con una gruesa capa de piedra y no son utilizados. De hecho, el proyecto Slipener en Noruega, que es el primer proyecto de almacenamiento de dióxido de azufre de 1 millón de toneladas al año utiliza este tipo de yacimiento. La disolución del dióxido de carbono en el agua sólo es parcial por lo que se tienen que estudiar todos los fenómenos físico-químicos que ocurren entre este gas y la solución salina en las condiciones del yacimiento.



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Además de las incertidumbres técnicas del secuestro geológico se tiene la incertidumbre de la responsabilidad en el muy largo plazo, plazo del orden de siglos, de los sitios en los que se inyectará el dióxido de carbono. En los Estados Unidos la inyección del dióxido de carbono para la recuperación mejorada es una práctica normal (en 2006 se tenían 80 proyectos activos), aunque los nuevos proyectos están limitados por la disponibilidad de dióxido de carbono pero se espera que la inquietud que ha despertado el tema del cambio climático dispare proyectos que permitan obtener este gas de grandes instalaciones industriales y llevarlo a los yacimientos maduros (Moritis, 2006). El transporte desde el punto de captura hasta el punto de secuestro se puede efectuar por tubería, pero en el caso de los yacimientos costa afuera pudiera ser más económico el transporte con buques tanques. Se considera que la distancia que debe de haber entre el punto de captura y el punto de secuestro es de 50 km para que el proyecto sea rentable (Uiterlande, et.al., 2006), siempre y cuando la fuente de dióxido de carbono sea de alta pureza como en el caso de las plantas de amoniaco. Los costos de inversión para la generación eléctrica con captura y secuestro se dan en la tabla 6.2 de acuerdo a Gielen (2003). Tomando en cuenta la competencia en el mediano plazo que se tendrá entre el uso de carbón o el uso de gas natural en la generación eléctrica, los análisis comparativos se deben hacer considerando estos dos energéticos. Por lo tanto se consideró que a los diferentes tipos de generación eléctrica (con carbón en ciclo de vapor, gasificación de carbón acoplada a ciclo combinado y gas natural en ciclo combinado) se pueden acoplar las siguientes tecnologías:

Absorción con solventes químicos

Absorción con solventes físicos

Separación con membranas La Inclusión de celdas de combustible de óxidos sólidos, todavía una tecnología en estado embrionario, se consideró que será factible solamente después de 2030. En México estas tecnologías han sido aplicadas en la industria del petróleo en la absorción de gases ácidos (dióxido de carbono y ácido sulfhídrico) del gas natural en aminas y en la separación de dióxido de carbono en las plantas de producción de amoniaco. También se ha aplicado la separación con membranas para la recuperación de dióxido de carbono de gases ácidos y su posterior inyección a yacimientos de petróleo ligero para aumentar la producción.



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Tabla 6.2 Costos de Plantas de Gasificación Integradas a Ciclo Combinado con y sin captura de carbono.

Año Costo de inversión

Costo fijo Eficiencia Costo de electricidad

Costo de

Captura

Dólares

/kW Dólares/kW/año % Dólares/MWh $/t CO2

Carbón ciclo de vapor

2010 1075 23 43 29.1 NA

Carbón ciclo de vapor

2020 1025 31 44 29.2 NA

Gasificación de carbón acoplada

con ciclo combinado

2010 1455 57 46 37.4 NA


con ciclo combinado

2020 1315 50 50 36.8 NA


con ciclo combinado y celda

de combustible

2030 1800 75 60 41.3 NA

Ciclo combinado con gas natural

2005 400 14 56 26.1 NA

Ciclo combinado con gas natural

2015 400 14 59 25.2 NA

Ciclo combinado con gas natural y

celda de combustible

2025 800 40 70 30.6 NA

Fuente: Gielen (2003)



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Tabla 6.2 Costos de Plantas de Gasificación Integradas a Ciclo Combinado con y sin captura de carbono (Cont.).

Año Costo de inversión

Costo fijo Eficiencia Costo de

electricidad Costo de Captura

Con captura de carbón

Carbón ciclo de vapor – Absorción

química 2010 1850 80 31 51 24

Carbón ciclo de vapor – Absorción

química y membranas.

2020 1720 75 36 46.3 21


con ciclo combinado con absorción física

2010 2100 90 38 53.3 20

Gasificación de carbón integrada

con ciclo combinado con absorción física

2020 1900 75 45 45.6 18


con ciclo combinado y celda de combustible con

absorción física

2035 2100 100 56 49 13

Ciclo combinado con gas natural con Absorción Química

2010 800 29 47 36.8 29

Ciclo combinado con gas natural con

Absorción Física 2020 900 33 51 36.8 35

Ciclo combinado con gas natural y

celda de combustible

2030 1200 60 66 39.2 28

Fuente: Gielen (2003)



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Los yacimientos en donde se está inyectado dióxido de carbono son tres, Carmito, Sitio Grande y Tamaulipas Constituciones. Estos dos últimos se están documentando para someterse como proyectos dentro del Mecanismo de Desarrollo Limpio. Los principales objetivos son la reducción de la quema de gases con alto contenido de dióxido de carbono, la recuperación mejorada de petróleo, el aprendizaje del manejo e inyección de dióxido de carbono y el acceso al mercado de reducción de emisiones. En la recuperación mejorada de petróleo pesado, y específicamente en el mantenimiento de la presión del domo del yacimiento, se utiliza nitrógeno separado del aire mediante un proceso criogénico. Este proceso se está utilizando en el campo Cantarell y se iniciará su aplicación en los campos Ku-Maloob-Zapp, Bermúdez, y Jujo-Tecominoacán (Moritis, 2006). México es miembro del Foro de Líderes en Secuestro de Carbono desde 2005. En el Instituto de Ingeniería de la UNAM se está construyendo un gasificador experimental, el primero en el país, cuya principal aplicación será la gasificación de biomasa (Masera, 2007). En conclusión, la tecnología de gasificación integrada a ciclo combinado para generar energía eléctrica es una tecnología emergente y complicada que tiene un gran potencial en nuestro país porqué el carbón será una de las principales materias primas para la generación eléctrica. La flexibilidad de esta tecnología en el tipo de materia prima que puede procesar, incluyendo a la biomasa, también la hace muy atractiva. Además, se debe considerar que la gasificación puede proporcionar otros productos como combustibles para el transporte y químicos. La adición de proyectos de captura y secuestro de dióxido de carbono a los de gasificación acoplada a ciclo combinado dependerá del desarrollo de tecnologías de captura más eficientes, de la reducción de las incertidumbres técnicas y legales del secuestro geológico del dióxido de carbono y del desarrollo del mercado de reducción de emisiones. De hecho la estrategia sugerida por la Agencia Internacional de Energía es la construcción de plantas con base a carbón para generación eléctrica listas para incluir en el futuro los proyectos de captura de carbón. Desde luego existen en México algunas fuentes de dióxido de carbono de alta pureza relativamente cerca de campos en los que se puede incrementar la producción de crudo ligero por lo que a nivel de proyectos específicos es muy factible la captura y el secuestro de dióxido de carbono, sobre todo si se piensa en proyectos que tengan acceso al mercado de reducción de emisiones. En este sentido, es importante el levantamiento de un inventario que relacione las fuentes de emisión de dióxido de carbono de acuerdo a su pureza con las características de los yacimientos de petróleo y gas cercanos.



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AÑO 2002 2005 2010 2015 2020 2025 2030

TECNOLOGÍA: Captura de CO2


PROTOTIPOS:

TECNOLOGÍA: Inyección de CO2

INVESTIGACIÓN: IncipientePROTOTIPOS:

TECNOLOGÍA: Gasificador

INVESTIGACIÓN: IncipientePROTOTIPOS:

Gasificasión integrada a ciclo combinado con

captura de CO2

Número de plantas 1 5 12

Capacidad instalada MW 1068 5220 12021

Eficiencia 38 45 56

Costos Inversión USD/KW 2100 1900 2100

Costo Total Nivelado USD/MWh 53 49 49

GASIFICACIÓN DE CARBÓN CON CAPTURA Y SECUESTRO DE CO2

PEMEX inyecta CO2 en tres yacimientos para recuperar crudo ligero.

PEMEX utiliza ampliamente las aminas para separar CO2. PEMEX utiliza la separación de CO2 con

membranas.

El Instituto de Ingeniería de la UNAM construye un gasificador experimental para biomasa.

Figura 6.6 Mapa Tecnológico de la Gasificación de Carbón Integrada a Ciclo Combinado con Captura de Carbón. Fuente: Elaboración propia con base en UAM (2005) y Gielen (2003).



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7. Modelación de Escenarios Tecnológicos.

Para la modelación de los escenarios tecnológicos se utilizó el modelo LEAP (Long-range Energy Alternatives Planning System) aplicado en el estudio "Proyección de emisiones por sector y gas (CO2, CH4, N2O, HFC, PFC, SF6) para los años 2008, 2012 y 2030” realizado para el INE en 2006 (IMP, 2006). Este modelo se utilizó para obtener las emisiones de gases de efecto invernadero, proyectar la demanda de energía y estimar el Balance Nacional de Energía al año 2030. Además se utilizó para generar escenarios alternos y de mitigación, y comparar los escenarios contra el escenario base que consideró a las Prospectivas de SENER. Los sectores considerados fueron, de acuerdo a la metodología del Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC por sus siglas en inglés):

Demanda de energía por los sectores, residencial, comercial, industrial, público, transporte y agropecuario.

Uso de energía en las industrias productoras de energía incluyendo la generación de electricidad.

Emisiones fugitivas de la industria petrolera, del gas natural y del carbón.

Los gases con efecto invernadero relevantes para el sector energía son el Dióxido de Carbono (CO2), el Metano (CH4) y el Óxido Nitroso (N2O). Para construir el escenario base de emisiones para los años 2008, 2012 y 2030 se tomó como referencia el inventario nacional de emisiones de gases con efecto invernadero 1998-2002 (INGEI) publicado por el Instituto Nacional de Ecología. Dado que las emisiones del INGEI se estiman considerando los consumos de energéticos reportados en los balances nacionales de energía publicados por la Secretaria de Energía (SENER), se utilizó la plataforma computacional LEAP para relacionar el consumo de energía de los diferentes sectores con las emisiones de gases con efecto invernadero. Los factores de emisión con los que cuenta la plataforma computacional LEAP son consistentes con los factores de emisión del IPCC.

7.1. Actualización del Escenario Base.

Las proyecciones del PIB, Población y PIB por persona se presentan en la Tabla 7.1 para el caso base comparándolas con las utilizadas en el estudio del realizado en el año 2006 (IMP, 2006). La población se estimó de acuerdo a las nuevas proyecciones del Consejo Nacional de Población. El año base fue el 2002 y para realizar las proyecciones de las emisiones al año 2030 se utilizó un crecimiento económico del 3.8% anual del PIB



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Tabla 7.1 Población y PIB para el Escenario Base.

Año

Población PIB PIB per cápita

Millones de habitantes

Millones USD precios Constantes 1993

Miles USD 1993/hab.

Estudio

2006 2007 2006 2007 2006 2007

2002 103.0 100.3 518,601 518,601 5.03 5.20

2008 109.3 106.6 667,635 648,700 6.11 6.10

2012 113.3 110.0 790,089 753,000 6.97 6.80

2014 115.4 111.6 859,498 811,300 7.45 7.30

2022 122.2 117.1 1,203,702 1,093,400 9.85 9.30

2030 127.2 121.1 1,685,752 1,473,500 13.25 12.20

Fuente: Elaboración propia

En la plataforma computacional LEAP se dividió el sector industrial en los subsectores clave de acuerdo al balance nacional de energía, La intensidad energética del sector industrial se mantuvo constante e igual al valor de 2004, este valor fue determinado en el estudio realizado en el 2006 (IMP, 2006) de acuerdo a la tendencia observada en los últimos quince años. El aumentó en la producción de cada subsector se supuso proporcional al aumento del PIB. Se actualizó el escenario base considerando los consumos de combustibles estimados en los documentos de Prospectiva del Sector Eléctrico, Petrolíferos, Gas Licuado de Petróleo y Gas Natural 2006-2015 publicados por SENER (SENER 2006, 2006b, 2006c, 2006d) y para proyectar los consumos de energía hasta el año 2030 se utilizó el crecimiento del 3.8% anual para el PIB.

Las intensidades energéticas del sector residencial en el periodo 2006-2030 se actualizaron con base en las proyecciones del consumo de combustibles de este sector reportadas en las Prospectivas de Gas LP, Gas Natural y Petrolíferos 2006-2015. (SENER, 2006, 2006b, 2006c, 2006d). Para proyectar los consumos hasta 2030 se utilizaron las tasas de crecimiento utilizadas en cada una de las Prospectivas mencionadas. Se utilizó el mismo procedimiento para actualizar las intensidades energéticas de los sectores comercial e industrial.



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En el caso del sector transporte para la proyección del número de vehículos al 2030 se utilizó el mismo modelo (doble exponencial o modelo de Gomperz) que correlaciona el número de vehículos por persona con el PIB por persona (IMP, 2006).

La intensidad energética del sector agrícola se supuso igual a la estimada en el estudio de 2006 debido a que la superficie sembrada no ha aumentado en los últimos años. Las intensidades energéticas consideradas y el aumento del PIB proyectado dan como resultado una demanda para el actual caso base que se presenta en la tabla 7.2 dividida por sector.

Tabla 7.2 Demanda de Energía en el Caso Base [PJ/año]

Sector AÑOS

2002 2008 2012 2014 2022 2030

Transporte 1,691.77 2,087.69 2,427.16 2,619.72 3,577.05 4,847.16

Agropecuario 107.5 117.7 115.63 114.6 110.45 106.28

Público 21.61 22.94 27.50 30.05 37.77 47.48

Industrial 1,442.08 1,722.63 1,938.68 2,057.78 2,752.62 3,760.95

Comercial 121.17 128.12 146.08 155.95 206.15 276.68

Residencial 699.75 758.41 792.63 810.36 916.8 1,088.58

Total 4,083.88 4,837.48 5,447.67 5,788.45 7,600.84 10,127.12

Total (Est. 2006) 4,097.60 4,979.60 5,727.90 6,149.60 8,225.20 11,100.00


En la tabla anterior también se muestra la demanda total de energía estimada en el estudio del 2006 (IMP, 2006). La reducción en la suposición del crecimiento del PIB dio como resultado una reducción en la demanda de energía del 8.8% en el año 2030 con respecto al estudio del año 2006. La trasformación de energía se representó en el año base conforme al Balance Nacional de Energía 2002 (SENER, 2003) en los módulos desarrollados para el Modelo LEAP en el estudio del 2006 (IMP, 2006). Estos módulos incluyen la producción de todos los energéticos primarios, la generación de electricidad, tanto primaria como secundaria, y todas las plantas de transformación de energía. También se incluyen módulos que representan el transporte de crudo, gas natural y la transmisión de electricidad. Se mantuvieron las mismas estimaciones de las reservas nacionales de carbón, petróleo y gas natural y lo mismo que las capacidades de producción de gas asociado y no asociado, así como las de petróleo del estudio de 2006 (IMP, 2006). Por otra parte, se actualizaron



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las capacidades de generación eléctrica, refinación y de tratamiento de gas reportadas en las Prospectivas de los diferentes energéticos hasta el año 2015 (SENER, 2006, 2006b, 2006c, 2006d). El escenario base se completó hasta el año 2026 con los supuestos establecidos en el POISE del año 2006 (CFE, 2007). Se incluyó la tecnología nuclear Generación III+ dado que para cuando se tiene planeado incrementar la generación nuclear esta tecnología ya estará disponible. En la tabla 7.3 se presenta la generación de energía eléctrica por tecnología para el escenario base del presente estudio. Los consumos de los combustibles auxiliares utilizados en cada uno de los módulos que representan los procesos de transformación se mantuvieron iguales a los del estudio del 2006 para el caso del año base lo mismo que la energía no utilizada tal y como se reporta en el Balance Nacional de Energía 2002. En los módulos de transporte de crudo y electricidad se contabilizó la pérdida de energía reportada en el Balance Nacional 2002 de la misma manera que en el estudio de 2006 (IMP, 2006). Los factores de emisión de los gases con efecto invernadero por combustión se tomaron de la base de datos del LEAP lo mismo que los factores de emisión para emisiones fugitivas de metano en los módulos de producción de carbón, producción de petróleo, producción de gas natural, generación de electricidad, plantas de gas refinación de petróleo así como en los módulos de demanda de gas natural en el sector residencial y comercial, de la misma manera que se hizo en el estudio de 2006 (IMP, 2006).

7.2. Escenarios Alternos.

De la misma forma que el escenario base también se actualizaron los escenarios alternos. Se consideraron dos escenarios alternos de crecimiento económico de acuerdo al documento de Prospectiva del Sector Eléctrico 2006-2015 (SENER, 2006): un escenario de crecimiento económico alto suponiendo el 4.3% de crecimiento medio anual del Producto Interno Bruto (PIB) y un escenario de crecimiento económico bajo suponiendo el 2.6% para el crecimiento del PIB. La demanda de energéticos de los diferentes sectores de la actividad económica nacional se estableció de acuerdo a los supuestos de crecimiento económico conforme a los valores reportados en las Prospectivas publicadas por la SENER (SENER 2006, 2006b, 2006c, 2006d). La intensidad energética del sector industrial se mantuvo constante e igual al valor de 2004 como en el escenario base actualizado, pero la producción se aumentó de manera proporcional al aumento del PIB de cada uno de los escenarios alternos actualizados. De la misma forma que en el estudio de 2006 (IMP, 2006), en el sector residencial la demanda se modificó tanto por la saturación de enseres que consumen energía como por la intensidad con la que se utilizan estos equipos, la cual se hizo proporcional al aumento del PIB para cada uno de los escenarios alternos. Las capacidades de las plantas de generación, plantas de gas y refinerías se mantuvieron constantes e iguales al escenario base actualizado.



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En la Fig. 7.1 se muestran las emisiones nacionales obtenidas en el estudio del año 2006 en tanto que en la Fig. 7.2 se muestran las emisiones nacionales obtenidas en el presente estudio.

Tabla 7.3 Generación de Electricidad en el Caso Base [PJ/año]

Tecnología Año

2002 2014 2022 2030

Nucleoeléctrica 35.10 39.60 39.60 39.60

Nucleoeléctrica

Generación III + 0.00 0.00 157.30 349.20

Geotermoeléctrica 19.40 29.60 55.00 89.00

Hidroeléctrica 89.50 161.20 191.80 209.00

Eoloeléctrica 0.00 6.50 19.40 36.80

Carboeléctrica 58.10 56.00 179.90 320.20

Térmica convencional 285.50 106.70 82.30 44.50

Turbogas 23.00 46.50 32.40 12.00

Combustión interna 2.00 1.50 2.00 2.10

Dual 50.00 59.60 0.00 0.00

Ciclo combinado 161.20 597.60 787.50 1,038.80

Total 723.80 1,104.90 1,547.10 2,141.10


La reducción en el crecimiento anual del PIB de 4.3 a 3.8% ocasionó una reducción del 11% para el año 2030 en la estimación del total de las emisiones en este estudio con respecto al del año 2006. Las emisiones en los sectores de generación de energía, del transporte e industrial son las que muestran una mayor sensibilidad a la tasa de crecimiento anual del PIB. En el caso del sector transporte oscilan entre un veintiséis por ciento mayor en el escenario de alto crecimiento económico a un treinta y cinco por ciento menor en el escenario de bajo crecimiento económico comparados en el año 2030 con el escenario base.



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Figura 7.1 Emisiones Nacionales de CO2 equivalente (Estudio IMP, 2006)

Prospec SENER

ALT2 PIB BAJO

ALT1 PIB ALTO

Año

2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

Tera

gra

mos

1,100

1,050

1,000

950

900

850

800

750

700

650

600

550

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0



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Figura 7.2 Emisiones Nacionales de CO2 equivalente.

Base de Referencia

ALT2 PIB BAJO

ALT1 PIB ALTO

Año

2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

Tera

gra

mos

950

900

850

800

750

700

650

600

550

500

450

400



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7.3. Opciones de Mitigación.

En la tabla 7.4 se muestran las principales opciones de mitigación que se analizaron en el presente estudio. Además de la actualización de las opciones estudiadas en 2006 se incluyeron las principales opciones de la estrategia nacional de cambio climático y algunas adicionales como la introducción de vehículos híbridos. Se consideró el escenario de penetración de las energías renovables en la visión al año 2030 denominado de Baja Penetración dado que en el estudio del año 2006 (IMP, 2006) resultó ser el que proporcionaba menores costos de reducción por tonelada de CO2. Dentro de las opciones de mitigación del escenario de Baja Penetración se consideraron las tecnologías de generación con base en la energía solar (fotovoltaica), la hidráulica a pequeña escala y el uso de biomasa (UAM, 2005). Además, se propone la introducción de la tecnología de gasificación de carbón integrada a ciclo combinado, considerando la posibilidad de introducir tecnologías para capturar carbono. También se propone una utilización de la tecnología nuclear igual a la del actual caso base. La generación de electricidad para este escenario se muestra en la tabla 7.5 Se investigaron las mejores prácticas internacionales para el sector industrial, mismas que se presentan en la tabla 7.6 Se modelaron los escenarios mostrados en la tabla 7.7 en los cuales se supone una mejoría en la intensidad industrial de acuerdo a las mejores prácticas. Se tomaron dos opciones de mitigación para el sector transporte iguales a las analizadas en el estudio de 2006 (IMP, 2006). La primera consiste en la introducción de la norma de rendimiento de combustible europea en los automóviles particulares a partir de 2008, esto equivaldría a una eficiencia de los automóviles nuevos de 15.73 Km/l en condiciones reales de manejo. Además, la introducción de la norma de EUA para camiones ligeros que equivaldría a 7.52 Km/l en condiciones reales de manejo. La segunda opción consideró una penetración del 40 por ciento de vehículos particulares a diesel y SUV a diesel en el año 2030. Se consideró una penetración de 20 por ciento de este tipo de vehículos en el año 2020 y de sólo el 2% en el año 2010. Para los vehículos comerciales a diesel se hizo casi la misma suposición pero en el año 2030 la penetración fue de 39%. La eficiencia de los vehículos a diesel se consideró 23% superior a los vehículos a gasolina en el año base y de 33% en el año 2030. El tercer escenario del sector transporte consideró un incremento del 20% anual en la fracción de ventas de vehículos particulares y camiones ligeros híbridos a partir de 2006; de esta manera, en 2020 las ventas de vehículos ligeros híbridos alcanzarían un 64% de la venta total de este tipo de vehículos. Como se puede observar esta suposición es igual a la que se hizo para los vehículos diesel y aun cuando es optimista sirve para comparar entre sí ambas opciones.



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El rendimiento de los vehículos híbridos se estimó a partir de la información proporcionada por la EPA de los modelos ofrecidos para 2006 por medio de la fórmula (haciendo un promedio de todos los modelos ofrecidos):

1 Rendimiento combinado = ----------------------------------------------------------------------------

0.55/rendimiento urbano + 0.45/rendimiento en carretera

Esto se hizo tanto para los automóviles como para los camiones ligeros con los resultados obtenidos que se muestran en la tabla 7.8.

Se consideraron las medidas de ahorro reportadas por la Comisión Nacional para el Ahorro de Energía (CONAE) para los sectores industrial, residencial, comercial, agropecuario, y transporte de manera similar al estudio de 2006 (IMP, 2006). Dado que el escenario base de los estudios de CONAE es el escenario en donde no se tienen implantadas estas medidas y el escenario base de este estudio tiene como año base el año 2002 en el cual ya se implantaron muchas de las medidas, se tomaron las diferencias entre los ahorros en el año supuesto y los ahorros en el año base. Además se consideraron/analizaron las medidas de mitigación propuestas en la Estrategia Nacional de Cambio Climático (ENCC) (CICC, 2007) para cogeneración, aumento de la eficiencia de transmisión eléctrica, generación de electricidad centralizada en Cantarell, reducción de la quema de gas y aumento de la eficiencia de refinación. También se consideró un escenario de introducción de iluminación eficiente en la que se considera que para el año 2030 la saturación de los hogares con lámparas fluorescentes compactas será del 80% a partir del 20% del año base.



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Tabla 7.4 Opciones de Mitigación Modeladas.

Número Opción Descripción

1 Visión 2030

BP

Generación con energía solar (fotovoltaica), hidráulica a pequeña escala y biomasa. Gasificación de carbón integrado a ciclo combinado con captura de carbono. También se propone una utilización de la tecnología nuclear igual a la del caso base

2 Dieselización En 2020 las ventas de vehículos ligeros a diesel cubrirán el 64% de la venta total. Eficiencia de vehículos a diesel 33% mayor que los a gasolina

3 Norma Europea Eficiencia de los automóviles nuevos de 15.73 Km/l en condiciones reales de manejo. Norma de EUA para camiones ligeros que equivaldría a 7.52 Km/l.

4 Vehículos Híbridos

En 2020 las ventas de vehículos híbridos cubrirán el 64% de la venta total. Rendimiento de híbridos de 18 Km/l.

5 CONAE

Se consideraron las medidas de ahorro reportadas por el CONAE para los sectores industrial, residencial, comercial, agropecuario, y transporte. Se tomaron las diferencias entre los ahorros en el año supuesto y los ahorros en el año base (2002).

6 Iluminación

eficiente

Se consideró que para el año 2030 la saturación de los hogares con lámparas fluorescentes compactas será del 80% a partir del 20% existente en el año base.



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Tabla 7.4 Opciones de Mitigación Modeladas (continuación).

Número Opción Descripción

7 Intensidad Industrial

Se consideraron las mejores prácticas en las principales industrias. (ver tabla 7.5)

8 Cogeneración

Se supuso una capacidad de cogeneración de 6 000 MW en 2014 lo que incluye la cogeneración de PEMEX y la Industrial, esto tanto la prospectiva como la supuesta en la Estrategia Nacional de Cambio Climático.

9 Eficiencia de transmisión

Se redujeron las pérdidas en las líneas de transmisión en un 5% de acuerdo a la Estrategia Nacional de Cambio Climático.

10 Generación centralizada en

Cantarell

Se supuso una reducción el consumo de gas natural en 1.17 PJ/a y el de diesel en 1.2 PJ/a por la generación eléctrica si esta se centraliza de acuerdo a la Estrategia Nacional de Cambio Climático.

11 Reducción de la quema de gas

Se consideró una reducción del 5% al factor de emisión de venteo y el quemado elevado de acuerdo a la Estrategia Nacional de Cambio Climático.

12 Aumento de la eficiencia en la

Refinación

Se supuso que se logra una reducción del 5% en la intensidad energética a partir de 2014 de acuerdo a la Estrategia Nacional de Cambio Climático para industria de refinación de petróleo.




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Tabla 7.5 Generación de Electricidad en el Escenario Visión 2030 Baja Penetración de Renovables [PJ/año]

Tecnología Año

2002 2014 2022 2030

Nucleoeléctrica 35.09 39.6 39.6 39.6

Nucleoeléctrica

Generación III+

0.00 0 157.25 349.17

Geotermoeléctrica 19.43 29.6 54.98 88.95

Hidroeléctrica 89.50 161.2 191.75 209.05

Eoloeléctrica 0.03 17.37 46.83 76.29

Carboeléctrica 58.15 39.48 56.96 86.47

Térmica convencional 285.48 108.15 77.4 44.78

Turbogas 23.02 46.45 32.43 12

Combustión interna 2.00 2.03 2.31 3.23

Dual 49.96 59.6 0 0

Ciclo combinado 161.15 530.36 712.04 815.48

Solar FV 0.00 2.02 4.36 6.7

Biomasa 0.00 10.85 30.91 50.96

Minihidráulica 0.00 12.36 20.64 28.92

Gasificación 0.00 39.29 152.33 265.37

Total 723.81 1,098.38 1,579.79 2,076.97




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Tabla 7.6 Mejores prácticas internacionales en la Industria.

Sector Industrial

Intensidad Energética actual

Mejor Práctica Internacional Referencias

Valor Unidades Valor Unidades

Siderurgia 14.91 GJ/Ton 12 GJ/Ton European Commission, December 2001.

Química 8.34 GJ/Ton Variable-depende de cada

proceso

Neelis, 2005

Azúcar 22.56 GJ/Ton 17 GJ/Ton De Beer ,2001

Cemento 3.24 GJ/Ton 2.9 GJ/Ton OECD, 2000

Pulpa y Papel 7.19 GJ/Ton 6.1 a 8.9 GJ/Ton European Commission, December 2001

Minera 1.9381 GJ/Ton Variable-depende del mineral

Vidrio 10.01 GJ/Ton 4.5 GJ/Ton European Commission, December 2001

Cerveza y Malta

0.25 GJ/hl 0.225 GJ/hl LBNL,2003

Automotriz 5.38 GJ/unidad 2.76 GJ/unidad Toyota Sustaibility Report, 2005.

Aluminio 25.56 GJ/Ton 21.63 GJ/Ton Maarten Neelis, Utrecht University, 2004




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Tabla 7.7 Intensidades Energéticas modeladas en la Industria.

Número Industria Descripción

1 Siderúrgica Se redujo la intensidad energética de la industria siderúrgica para lograr la mejor práctica en 2030 (10 GJ/Ton).

2 Química Se redujo la intensidad energética de la industria química para lograr la mejor práctica en 2030 (1.49 GJ/Ton).

3 Cemento Se redujo la intensidad energética de la industria de la fabricación de cemento para lograr la mejor práctica en 2030 (2.9 GJ/Ton).

4 Azucarera Se supuso que se logra la intensidad energética de la mejor práctica en 2030 (17 GJ/Ton).

5 Cervecera Se redujo la intensidad energética de la industria cervecera para lograr la mejor práctica en 2030 (0.225 GJ/Hectolitro)-

6 Pulpa y papel Se supuso que se logra la intensidad energética de la mejor práctica para la industria de la pulpa y papel en 2030 (0.85 GJ/Ton).

7 Vidrio Se supuso que se logra la intensidad energética de la mejor práctica en 2030 (4.5 GJ/Ton) para la industria vidriera.

8 Automotriz Se supuso que se logra la intensidad energética de la mejor práctica en 2030 (2.76 GJ/Unidad) para la industria automotriz.

9 Aluminio Se supuso que se logra una reducción del 20% en la intensidad energética para la industria del aluminio para llegar a 21.6 GJ/Ton en 2030

10 Otras Se supone que se logra una reducción del 5% en la intensidad energética para 2030 para las industrias restantes.




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Tabla 7.8 Rendimiento de combustibles de vehículos híbridos.

Tipo Rendimiento de combustible

Km/l

Automóviles 17.94

Camiones ligeros 10.40


En la tabla 7.9 se muestran los resultados para las principales opciones de mitigación. Para el sector trasporte las opciones de mitigación se reunieron en un escenario que contempla la introducción de la norma europea de rendimiento de combustible en los vehículos particulares a gasolina y taxis así como la norma de Estados Unidos de América en las camionetas SUV a gasolina y los vehículos de carga ligero a gasolina. Además, se supone una penetración de 20% de vehículos a diesel y un 20% de híbridos para el año 2030. A su vez, todas las opciones de mejora en la intensidad energética se agruparon en el escenario de intensidad industrial. Tabla 7.9 Emisiones de los diferentes escenarios de mitigación (Mt CO2eq)

Escenario Año

2002 2014 2022 2030

Base de Referencia 389.39 541.90 679.53 886.19

Visión 2030 BP 389.39 530.82 640.25 804.11

Transporte eficiente, dieselización e híbridos. 389.39 528.48 649.97 830.55

CONAE Ahorros Energía 389.39 533.75 662.22 863.15

Intensidad Industrial 389.39 534.38 664.15 859.95

Eficiencia de Refinación 389.39 540.28 677.57 883.34

Reducción de quema gas 389.39 537.79 675.49 882.34

Iluminación eficiente 389.39 540.84 676.82 882.35

Generación Centralizada en Cantarell 389.39 541.79 679.43 886.08

Eficiencia en la Transmisión Eléctrica 389.39 538.45 672.92 879.83

Cogeneración 389.39 525.13 659.88 865.70

Remanente 389.39 474.61 542.93 661.69



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Potencial de reducción total (%) 12.42 20.10 25.33


En la tabla 7.10 se muestran las reducciones acumuladas en el periodo 2002-2030 para las opciones analizadas en el presente estudio.

Tabla 7.10 Reducciones Acumuladas de Emisiones de las Diferentes Opciones de Mitigación (Mt CO2eq)

Opción Reducciones acumuladas

2030

Mton CO2 eq

Visión 2030

(30 % Renovables, 13% nuclear, 11% gasificación) 750.5

Transporte eficiente, diesel, híbridos 599.8

Cogeneración Industrial y PEMEX 429.0

Medidas de Ahorros de Energía CONAE y FIDE 322.2

Reducción de la Intensidad Energética Industrial 303.6

Aumento de la Eficiencia de Transmisión Eléctrica 137.8

Reducción de Quema de Gas 76.1

Aumento de Eficiencia en Refinación 48.4

Iluminación eficiente 44.1

Generación Centralizada en Cantarell 1.7

En la Fig. 7.3 se representa la posible contribución de las principales opciones de mitigación a la reducción de emisiones de gases con efecto invernadero. En el caso más optimista en el que se aplicaran todas las medidas el potencial de reducción resulta del 25%.



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Opciones de mitigación del sector energético

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

20

02

20

04

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06

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08

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10

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14

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16

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18

20

20

20

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20

24

20

26

20

28

20

30

Año

M t

on

CO

2 e

q

Visión 2030 (capacidad 12.8 % nuclear, 30.5 % renovables, 11.4 % gasificación c/captura)

Norma de rendimiento, híbridos y diesel en transporte

Reducción quema gas

Reducción de intensidad energética (industria y refinación)

Cogeneracion, eficiencia de transmisión y generación centralizada Cantarell

Ahorro de energia CONAE e iluminación eficiente

Remanente

Figura 7.3 Contribución de las diferentes opciones de mitigación a la reducción de gases con efecto invernadero. Fuente: Elaboración propia



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En la tabla 7.11 se comparan los resultados obtenidos en este estudio con los obtenidos en el estudio del IMP del 2006. Dada la reducción en la suposición del crecimiento económico del presente análisis con respecto al del año 2006, las reducciones en el presente estudio son menores a las estimadas en el estudio anterior.

Tabla 7.11 Comparación de Opciones de Mitigación estudios 2006 y 2007.

ESCENARIO

PENETRACIÓN RENOVABLES

2030 (%)

REDUCCIONES ACUMULADAS

2002-2030

(Tera gramos Ceq.)

Visión 2030 BP (Estudio 2006) 29.5 269.6

Visión 2030 BP 30.5 204.8

Transporte Eficiente (Estudio 2006) - 142.4

Transporte Eficiente - 127.9

Dieselización (Estudio 2006) - 73.7

Dieselización - 59.3

CONAE (Ahorros De Energía)

(Estudio 2006)

-

69.8

CONAE (Ahorros De Energía) - 87.9

Medidas Múltiples (Estudio 2006) - 555.5

Medidas Múltiples - 479.9




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Tabla 7.12 Comparación de Opciones de Mitigación con Algunas de las Opciones Propuestas en la ENACC

Opción Reducciones anuales 2014 este estudio

Reducciones anuales 2014 ENCC

Mton CO2eq Mton CO2eq

Generación con Renovables 6.8 8.0

Transporte eficiente, diesel, híbridos

13.4 No evaluado en ENCC

Eliminación parque antiguo, impulso al

transporte ferroviario No evaluado en este

estudio 3.5

Cogeneración Industrial y PEMEX 16.8 24.3*

Medidas de Ahorros de Energía CONAE y FIDE

8.1 24.0

Reducción de la Intensidad Energética

Industrial

7.5 No evaluado en ENCC

Aumento de la Eficiencia de Transmisión Eléctrica

3.4 6.0

Reducción de Quema de Gas 4.1 2.4

Aumento de Eficiencia en Refinación

1.6 2.7

Iluminación

eficiente

1.1 Evaluado en medidas

de ahorro

Generación Centralizada en Cantarell

0.11 0.19**

Fuente: Elaboración propia con datos del presente estudio y de la ENACC.

* El valor reportado en el resumen ejecutivo de la ENACC. no coincide con el valor de la hoja de cálculo utilizada para evaluar la

medida. * *El valor reportado en el resumen ejecutivo de la ENACC no coincide con el valor de la hoja de cálculo utilizada para evaluar la medida.



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Las reducciones de emisiones de las opciones comparables entre este estudio y las propuestas en la Estrategia Nacional de Cambio Climático (ENACC) (Tabla 7.12) resultaron ser del mismo orden de magnitud aun cuando los valores del presente estudio son más conservadores excepto en el caso de la reducción de la quema de gas. Hay que hacer notar que los métodos de evaluación de las opciones son diferentes pues los valores presentados en la ENACC resultaron de hacer un análisis de los principales proyectos en tanto que en el presente estudio se hicieron los análisis por sectores. La segunda diferencia importante es la base de referencia que en el presente estudio esta referida a las diferentes Prospectivas, además de considerar el balance de energía completo, en tanto que en el caso de los valores presentados en la ENACC la base de referencia es proyecto a proyecto. Dadas estas diferencias en la metodología es notable la similitud en los valores de las reducciones.

7.4. Limitaciones.

Las limitaciones de las proyecciones obtenidas en este estudio son las siguientes: Los resultados obtenidos se apoyan en la elaboración de un escenario base de referencia, el cual se encuentra soportado por las proyecciones en generación de energía eléctrica, producción y demanda de petrolíferos y gas natural, así como de energías renovables y en el crecimiento anual del Producto Interno Bruto, indicado en las Prospectivas. Si estos supuestos cambian, las proyecciones se alteran. Las limitaciones que tengan las proyecciones de penetración de renovables del estudio realizado en por la UAM (UAM, 2005), se trasladan a las proyecciones obtenidas por este estudio. En el caso de las proyecciones del uso de automóviles, se encuentra basada en la adaptación de un modelo de crecimiento mundial. De haber cambios en el aumento y distribución del parque vehicular, éstos se reflejarán en los resultados del modelo. En el caso del escenario de ahorros previstos por CONAE, se consideraron las proyecciones oficiales de ahorro de energía de esta dependencia hasta el año 2015. Si ésta proyecciones cambian, también cambiarían los resultados del estudio. Las reducciones en la intensidad energética de los principales sectores industriales, consideran que se alcanzará la mejor práctica actual en el mediano plazo. En caso de que la industria mexicana alcance estándares superiores o inferiores a la mejor práctica, también se modificarían las proyecciones. Se realizó un ejercicio de mayor utilización de diesel con el fin de evaluar su impacto, sin embargo, no es posible establecer proyecciones con certidumbre sobre su utilización, ya



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que no existen parámetros económicos o políticos que fomenten el uso de este combustible.

7.5. Costos.

Los costos de inversión, de los combustibles y de operación y mantenimiento fijos y variables para las centrales convencionales se tomaron del reporte Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos de Inversión en el Sector Eléctrico de la Comisión Federal de Electricidad Referencia para la Formulación de Proyectos (COPAR de Generación 2005) (CFE, 2006). Es importante considerar que los costos de la generación nuclear que se han tomado en este estudio son los costos actuales con la tecnología ABWR utilizada en nuestro país. Si la opción tecnológica nuclear es otra en el mediano plazo será necesario actualizarlos. Los costos que se consideraron para la centrales de gasificación, celdas de combustible, fotovoltaica y biomasa (se consideró Basura Sólida de Municipio) se tomaron del estudio “Aprendizaje y Reducción de Costos de Tecnologías para Generación en el Sistema de Modelación de Energía Nacional (National Energy Modeling System)” preparado por la Universidad de California en Berkeley para el Departamento de Energía de los Estados Unidos (Gumerman y Marnay, 2004). Los costos de operación y mantenimiento variable para las central Eólicas y los de operación y mantenimiento fijos para la central solar fotovoltaica y biomasa así como los costos de inversión para la central de gasificación son tomados de la tabla C1 del anexo C del estudio del Banco Mundial “Energía Limpia y desarrollo, hacia un marco de inversión” de abril de 2006, pero escalados a valores más representativos de México con los costos de las centrales hidroeléctricas presentados en el COPAR 2005.Para la proyección de los costos de inversión hasta el año 2030, estos se escalaron a partir de la tendencia de reducción reportada en el estudio “Aprendizaje y Reducción de Costos de Tecnologías para Generación en el Sistema de Modelación de Energía Nacional” (National Energy Modeling System)” (Gumerman y Marnay, 2004). En la tabla 7.10 se muestran la comparación del costo de reducción por tonelada de carbono equivalente para el escenario de introducción de energías renovables en la generación de electricidad a una tasa de descuento del 12% para el periodo 2002-2030 tanto para el estudio de 2006 como para el presente estudio.

Hay una disminución del costo de reducción de emisiones entre los dos estudios para el escenario Visión 2030 Baja Penetración. La razón principal es que en el escenario base del presente estudio, la penetración de la energía nuclear es de 12.8% el año 2030, como esta penetración se mantiene en el escenario Visión 2030 Baja Penetración el costo relativo disminuye. La introducción de la tecnología de gasificación con captura de carbono es crítica para reducir las emisiones debido a la importancia de la generación con base en carbón en el caso base.



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Tabla 7.10 Comparación de Costos de Reducción de Gases con Efecto Invernadero.

ESCENARIO

Costo de Reducción

U.S. D. 2002 /Tonelada C Eq.

Visión 2030 BP

(Estudio 2006)

116.6

Visión 2030 BP 100.5


7.6. Rutas Tecnológicas.

A partir de las simulaciones realizadas con el modelo LEAP, fue preparada una representación gráfica de la Demanda nacional de Energía y de la Generación de electricidad. En la figura 7.4 se muestra la representación gráfica de la ruta tecnológica proyectada al año 2030 de la demanda nacional de Energía, para el escenario de opciones múltiples, el cual incluye los ahorros de energía propuestos por CONAE, la introducción de una mayor proporción de vehículos a diesel, la reducción de la intensidad energética en los principales sectores industriales y el aumento de la cobertura de la iluminación eficiente hasta el 80% en 2030. En la figura 7.5 se muestra la representación gráfica de la ruta tecnológica proyectada al año 2030 para la transformación de la Energía en México, para el escenario de opciones múltiples, que en este caso incluye el escenario “Visión 2030 de Baja Penetración de Renovables”, el aumento en el 5% de la eficiencia de transmisión eléctrica, la cogeneración, la generación centralizada en plataformas petroleras y un aumento en la eficiencia de la refinación.



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Figura 7.4 Ruta Tecnológica para la Demanda de Energía en México. Escenario de opciones múltiples. Fuente: Elaboración propia



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Figura 7.4 Ruta Tecnológica para la Transformación de la Energía en México. Escenario de opciones múltiples. Fuente: Elaboración propia



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8. Indicadores Nacionales de emisiones y energéticos.

En la tabla 8.1 se presentan algunos posibles indicadores de emisiones y energéticos para los diferentes escenarios calculados. Para fines de comparación se presentan los indicadores de Estados Unidos de Norteamérica para el año 2004 según la Agencia Internacional de Energía. Los indicadores para México se presentan también normalizados por el poder de compra (PPP). Dado que Estados Unidos es el país de referencia para efectuar esta normalización los valores numéricos de sus indicadores son iguales. En todos los casos, incluyendo el base, la intensidad de las emisiones y energética disminuye pero las emisiones por persona aumentan. Sin embargo, las emisiones por persona son setenta y ocho por ciento inferiores a las de los Estados Unidos. Si se consideran los indicadores de intensidad normalizados por el poder de compra los valores son muy similares a los de los Estados Unidos. En el caso de la opción múltiple la intensidad de las emisiones se reduce un 32.5%. En tanto que la emisión por persona aumenta un 58.5%.

Tabla 8.1 Indicadores de Emisiones y Energéticos.

ESCENARIO

CO2 eq/PIB CO2 eq/persona DEMANDA

ENERGÍA/PIB

Kg/USD Ton/persona MJ/ USD

AÑO

2002 2030 2002 2030 2002 2030

BASE 0.756 0.601 3.91 7.32 7.87 6.87

Visión 2030 0.756 0.546 3.91 6.64 7.87 6.87

Transporte Eficiente, Dieselización e Híbridos

0.756 0.564 3.91 6.86 7.87 6.42

Cogeneración 0.756 0.588 3.91 7.15 7.87 6.81

Intensidad Industrial

0.756 0.584 3.91 7.10 7.87 6.60

Todas las opciones

0.756 0.449 3.91 5.46 7.87 5.82




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Tabla 8.1 (Continuación) Indicadores de Emisiones y Energéticos.

CO2 eq/PIB CO2 eq/persona DEMANDA DE ENERGÍA/PIB

Kg/USD (PPP) Ton/persona MJ/ USD (PPP)

AÑO

ESCENARIO 2002 2030 2002 2030 2002 2030

Base 0.489 0.389 3.91 7.32 5.108 4.451

VISIÓN 2030 0.489 0.353 3.91 6.64 5.108 4.451

Transporte Eficiente, Dieselización e Híbridos

0.489 0.365 3.91 6.86 5.108 4.156

Cogeneración 0.489 0.380 3.91 7.15 5.108 4.407

Intensidad Industrial

0.489 0.378 3.91 7.10 5.108 4.270

Todas las opciones

0.489 0.291 3.91 5.46 5.108 3.765

AÑO

2004 - 2004 - 2004 -

Estados Unidos de América

0.599 - 19.73 - 6.45 -




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9. Comparaciones Internacionales.

La contribución por país a las emisiones mundiales del sector energía en 2005 puede verse en la Fig. 9.1. Los Estados Unidos permaneció como el primer emisor seguido de China. Estos dos países son los únicos con emisiones mayores al 10% del mundial y juntos contribuyeron ya con el 40.2% en 2005 (ver Fig. 9.2). Entre estos dos países emiten casi 11 millones de toneladas de dióxido de carbono. Existe otro grupo de cinco países con emisiones mayores al 2% del total mundial pero inferiores al 10%. Este grupo lo constituyen Rusia, Japón, India, Alemania y Canadá que contribuyeron con el 19.4% de las emisiones mundiales. Sumados, los dos primeros grupos contribuyeron con el 60% a las emisiones globales (16 millones de toneladas de dióxido de carbono) y estuvieron involucrados cinco países del anexo I (Estados Unidos, Rusia, Japón, Alemania y Canadá) y sólo dos países en desarrollo (China e India). El tercer grupo de los principales países emisores lo constituyen los países con emisiones menores al 2% del total mundial pero mayores al 1%. Este grupo de países son catorce y entre ellos está México. En total, estos catorce países contribuyen con el 19.3% de las emisiones por lo que para completar el 80% de las emisiones globales se debe tomar en cuenta a Argentina y a Turquía que emiten, cada uno, menos del 1% del total. Son pues veintitrés los países que en conjunto suman el 80% de las emisiones mundiales, once países en desarrollo que contribuyeron con el 33% y doce países del anexo I que aportaban el 47%. De Latinoamérica sólo tres países, México con el 1.4%, Brasil con el 1.2 y Argentina con el 0.5%, están dentro de la lista de principales emisores del sector energía y contribuye con sólo el 3% de las emisiones globales. En los últimos años México ha permanecido como el duodécimo país emisor de dióxido de carbono por el uso y la generación de energía. En la tabla 9.1 se puede observar que ha habido poco cambio en el orden de los principales emisores en el periodo 2003-2005. Sin embargo, hay diferencias notables en la cantidad con la que cada país contribuye anualmente. En la Fig. 9.3 se puede observar el cambio entre 2004 y 2005. En este indicador nuestro país ocupa el sexto lugar (aporta el 2.8% del aumento anual) por lo que probablemente escale algunos lugares como emisor principal a costa de Italia, Corea del Sur y el Reino Unido que anualmente reducen sus emisiones. Son trece en total los países que aumentan anualmente sus emisiones y en este caso los países en desarrollo tienen una contribución mayor con el 86% del cambio anual en tanto que los países desarrollados contribuyen con el restante 14%. De hecho son tres países desarrollados los que encabezan esta lista: China, India e Irán, seguidos por los países desarrollados: Australia y Estados Unidos.



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Es notable la contribución de China al cambio mundial, por lo que en el corto plazo ocupará el primer lugar como país emisor. En 1990 ese país contribuía con el 11.2% de las emisiones mundiales del sector energía y ya en 2005 contribuyó con el 18.8%. Su aumento anual en ese periodo fue del 5.2%.en promedio. Por su parte, Estados Unidos contribuía con el 22.8% en 1990 y en el año 2005 disminuyó sus participación al 21.5%. Su aumento anual promedio en este periodo fue del 1.23%, por lo que en el corto plazo pasará al segundo lugar como emisor del sector energía. Nuestro país ha mantenido su contribución a las emisiones mundiales con alrededor del 1.4% desde 1990. El aumento anual promedio en sus emisiones en el periodo 1990-2005 fue del 1.8%.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

Est

ados

Unid

os

Chin

a

Rusi

a

Japón

India

Ale

man

ia

Can

adá

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Fig. 9.1 Emisiones de dióxido de carbono por combustión en 2005. Fuente: Key World Energy Statistics. IEA, 2007.



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CO2 del sector energía

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Fig. 9.2 Contribución a las emisiones de dióxido de carbono por combustión en 2005. Fuente: Key World Energy Statistics. IEA, 2007.



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Tabla 9.1. Principales Emisores Mundiales de CO2 por Combustión.

2003 2004 2005

1 Estados Unidos de

América Estados Unidos

de América Estados Unidos de

América

2 China China China

3 Rusia Rusia Rusia

4 Japón Japón Japón

5 India India India

6 Alemania Alemania Alemania

7 Canadá Canadá Canadá

8 Reino Unido Reino Unido Reino Unido

9 Italia Corea Sur Italia

10 Corea del Sur Italia Corea del Sur

11 Francia Francia Irán

12 México México México

13 Irán Irán Francia

14 Australia Australia Australia

15 Indonesia África del Sur España

16 África del Sur Indonesia Indonesia

17 España España África del Sur

18 Arabia Saudita Arabia Saudita Brasil

19 Brasil Brasil Arabia Saudita

20 Ucrania Ucrania Ucrania

21 Polonia Polonia Polonia

22 Turquía Turquía Turquía

23 Argentina Argentina Argentina

Fuente: Elaboración propia con datos de: Climate Analysis Indicators Tool (CAIT) Version 5.0. (Washington, DC: World Resources Institute, 2007)



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Fig. 9.3 Aumento en las emisiones de dióxido de carbono por combustión entre 2004 y 2005. Fuente: Climate Analysis Indicators Tool (CAIT) Version 5.0. (Washington, DC: World Resources Institute, 2007)



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10. CONCLUSIONES El recurso base de las energías renovables en México es de 368 EJ y destacan la energía geotérmica (327 EJ) y la energía solar (36EJ). Sin embargo, el recurso identificado como explotable económicamente es sólo del orden de 1.3 EJ y destaca la energía hidráulica, la obtenida de la biomasa y la eólica. Este potencial explotable económicamente es inferior a la suma del consumo actual de energía renovable y fósil (6.5 EJ) por lo que se tiene que desarrollar tecnología que permita explotar con mayor intensidad el recurso base de energías renovable con el que cuenta el país. De acuerdo con Bazán-Perkins (2007), se estima que México optará por la instalación de reactores de Generación III+ entre el año 2015 y 2030. Por otra parte, se espera que la eficiencia de sistemas fotovoltaicos de energía solar conectados a la red crezca hasta alcanzar entre 14 y 20% en el año 2020 y entre 18 y 25% en el año 2030 (SEIA, 2004). De acuerdo con las conclusiones del Taller de Ruta Tecnológica de la Energía Eólica en México para los Próximos 25 años (SENER, 2005), en el año 2010, se construirá el primer prototipo en México de un aerogenerador para el año 2010 y alcanzar una integración nacional de los componentes de aerogeneradores de 30% en el año 2015, de 50% en el año 2025 y de 80% en el año 2030. Este año se estima que la capacidad instalada de generación con base en energía eólica será del orden de los 6,000 MW. En México únicamente se prevé que se desarrollen los sistemas hidrotermales de alta temperatura para la generación eléctrica entre el año en curso y el año 2030. No se prevé instalar tecnología con roca caliente hasta después del año 2030. Sin embargo, los costos nivelados en el año 2020 serán equivalentes a los actuales (50 USD/MWh), por lo que es recomendable que se incursione en ésta tecnología. Se considera probable una generación aproximada de 2,300 MW en el año 2030 con base en proyectos mini-hidráulicos. La Asociación Europea de la Energía Hidráulica en Pequeño (ESHA, 2005) establece que la eficiencia máxima de las turbinas solamente crecerá marginalmente, ya que la eficiencia actual para algunas turbinas ya alcanza hasta 95%. Se prevé que para el año 2010 los costos nivelados, puedan reducirse hasta un intervalo de entre 46.4 y 80.5 USD/MWh. (CONAE, 2002, ESHA, 2000). En el escenario base de referencia se estima que aumentarán las emisiones debidas a la transformación y uso de energía un 127% entre 2002 y 2030. La intensidad de las emisiones se reducirá de 0.76 a 0.6 Kg CO2Eq/USD y las emisiones por persona aumentarán de 3.9 a 7.3 Kg CO2Eq La reducción en el crecimiento anual del PIB de planeación de 4.3 a 3.8% ocasiona una reducción del 11% para el año 2030 en la estimación del total de las emisiones en este estudio con respecto al del año 2006 para el escenario base de referencia. Esto tiene una



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explicación obvia dado que el principal impulsor en el crecimiento de las emisiones es el crecimiento económico en un escenario carente de medidas de mitigación. De hecho, tanto en el modelo LEAP como en los estudios de Prospectiva el principal impulsor en el consumo de energía es el crecimiento supuesto del PIB. Las principales opciones de mitigación resultaron ser: La mayor penetración de energía renovable en la generación eléctrica en conjunto

con la introducción de la tecnología de gasificación con captura de carbono. Las opciones relacionadas con el transporte, a saber: introducción de normas de

eficiencia energética, uso de mayor cantidad de diesel e introducción de vehículos híbridos.

Las acciones de Ahorro de Energía de la CONAE y el FIDE. La reducción en la intensidad energética industrial incluyendo el aumento de

eficiencia en la refinación. La cogeneración junto con el aumento de eficiencia en la transmisión eléctrica.

La introducción de la tecnología de gasificación con captura de carbono es crítica para reducir las emisiones debido a la importancia de la generación con carbón en el caso base. Las reducciones de emisiones de las opciones comparables entre este estudio y las propuestas en la Estrategia Nacional de Cambio Climático (ENACC) (Tabla 7.12) resultaron ser del mismo orden de magnitud aun cuando los valores del presente estudio son más conservadores excepto en el caso de la reducción de la quema de gas. Hay que hacer notar que los métodos de evaluación de las opciones son diferentes pues los valores presentados en la ENACC resultaron de hacer un análisis de los principales proyectos en tanto que en el presente estudio se hicieron los análisis por sectores. La segunda diferencia importante es la base de referencia que en el presente estudio esta referida a las diferentes Prospectivas, además de considerar el balance de energía completo, en tanto que en el caso de los valores presentados en la ENACC la base de referencia es proyecto a proyecto. Dadas estas diferencias en la metodología es notable la similitud en los valores de las reducciones. La diferencia más grande se tiene en la opción que analiza la introducción de las medidas de ahorro de CONAE y FIDE. La razón de esta diferencia es que el escenario base de los estudios de CONAE es el escenario en donde no se tienen implantadas estas medidas y el escenario base de este estudio tiene como año base el año 2002 en el cual ya se implantaron muchas de las medidas, por lo que se tomaron las diferencias entre los ahorros en el año supuesto y los ahorros en el año base. La segunda diferencia apreciable se tiene en el caso de la Cogeneración y esta se explica por el ritmo de introducción de los proyectos dado que en el 2030 la reducción estimada en este estudio es de 20.5 Mt CO2

eq cifra más cercana a las 24.3 Mt CO2 eq estimadas en la ENACC.



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La aplicación simultánea de todas las opciones de mitigación tiene el potencial de reducir las emisiones de los gases con efecto invernadero del sector energía en un 25% con lo que la intensidad de las emisiones se reducirá aun más que en el escenario de referencia de 0.76 a 0.45 Kg CO2Eq/USD y las emisiones por persona sólo aumentarían de 3.9 a 5.5 Kg CO2Eq En los últimos años México ha permanecido como el décimo segundo emisor de dióxido de carbono por el uso y la generación de energía. Es notable la contribución de China al cambio mundial, por lo que en el corto plazo ocupará el primer lugar como país emisor. En 1990 ese país contribuía con el 11.2% de las emisiones mundiales del sector energía y ya en 2005 contribuyó con el 18.8%. Su aumento anual en ese periodo fue del 5.2% en promedio. Por su parte, los Estados Unidos de América contribuían con el 22.8% en 1990 y en el año 2005 disminuyeron su participación al 21.5%. Su aumento anual promedio en este periodo fue del 1.23%, por lo que en el corto plazo pasarán al segundo lugar como emisor del sector energía. Nuestro país ha mantenido su contribución a las emisiones mundiales con alrededor del 1.4% desde 1990. El aumento anual promedio en sus emisiones en el periodo 1990-2005 fue del 1.8%.



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11. RECOMENDACIONES

De los análisis realizados y las conclusiones obtenidas en el presente estudio se detectaron las siguientes áreas de oportunidad:

Es recomendable que se incluyan en la ENACC metas por sector en términos unitarios, es decir expresar los niveles de CO2 equivalente por unidad producida, kilómetro recorrido u otra unidad representativa del sector además de las metas de reducción absolutas. Las metas deberán establecerse en el largo plazo por ejemplo al año 2030 o de preferencia al 2050. Esto permitirá hacer un seguimiento de las reducciones tomando en consideración el estado actual de cada sector y efectuar comparaciones tomando como referencia las mejores prácticas internacionales. Dada la disponibilidad de información en algunos sectores es posible que se deba iniciar el seguimiento con indicadores sustitutos. Es preferible expresar el indicador en cantidades equivalentes de CO2 pero en algunos casos sólo se tendrá información para incluir al CO2. En la tabla siguiente se da un resumen de los indicadores propuestos. Las unidades específicas pueden cambiar de acuerdo a las cifras significativas de cada indicador.

Sector Indicador

Eléctrico ton CO2 eq /cantidad total de electricidad generada

Petrolero

Producción ton CO2 eq/ toneladas de petróleo crudo equivalente producido

Refinación ton CO2 eq/ toneladas de petróleo crudo equivalente procesado

Procesamiento de gas ton CO2 eq/ toneladas de gas procesado

Petroquímica ton CO2 eq/ toneladas de petroquímicos producidos

Industrial

Siderúrgico ton CO2 eq /tonelada producida

Cementero ton CO2 eq /tonelada producida

Química ton CO2 eq /tonelada producida

Fertilizantes ton CO2 eq /tonelada producida

Vidrio ton CO2 eq /tonelada producida

Aluminio ton CO2 eq /tonelada producida

Metal-mecánica ton CO2 eq / PIB del sector

Celulosa y papel ton CO2 eq /tonelada producida

Bebidas ton CO2 eq /Hectolitro producido



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Alimentos ton CO2 eq /tonelada producida

Azucarera ton CO2 eq /tonelada producida

Automotriz ton CO2 eq /unidad producida

Minera ton CO2 eq /tonelada producida

Textil ton CO2 eq / PIB del sector

Residencial ton CO2 eq /persona ton CO2 eq/vivienda

Comercial ton CO2 eq / PIB comercial

Agrícola ton CO2 eq / tonelada producida

Transporte ton CO2 eq / kilómetro recorrido; ton CO2 eq / cantidad de energía consumida en el sector transporte

ton CO2 eq /tonelada de carga transportada

La mejor manera de establecer estos indicadores es con la participación de los principales involucrados en el sector por lo que se recomienda que bajo los auspicios del Instituto Nacional de Ecología, se realicen una serie de Talleres orientados a que cada uno de los sectores clave de la Energía en México establezca sus indicadores y la estrategia de cada sector para reducir sus emisiones de Gases de Efecto Invernadero. En cada uno de estos Talleres deberán participar representantes de los jugadores involucrados: gobierno, sector académico, sector social, centros de investigación y sector industrial.

Es indudable que la estrategia de mitigación tiene un avance diferente para cada sector. En el área de energía renovable se nota un mayor desarrollo que en el área industrial como se puede apreciar en la posibilidad de desarrollar los mapas tecnológicos de las principales energías renovables en el presente estudio a partir de información pública. Aun con este avance es necesario que cada sector valide los mapas y rutas tecnológicas. La prospectiva tecnológica deberá indicar las principales líneas de investigación en el sector clave, y los resultados esperados en términos de modelos, prototipos y desarrollo comercial, las emisiones unitarias esperadas de gases de efecto invernadero, las intensidades energéticas en GJ/unidad producida u otra unidad representativa, y los costos unitarios asociados a cada tecnología. Deberán indicarse los requerimientos técnicos, legales, financieros y de política energética para cada uno de los sectores clave con el fin de alcanzar las metas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Se deberán validar por parte de los principales jugadores, los mapas tecnológicos desarrollados para las actividades principales involucradas en la Transformación de la Energía:



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Energía solar fotovoltaica. Energía solar térmica Energía geotérmica. Energía eólica. Energía termoeléctrica. Energía carboeléctrica Energía hidroeléctrica. Energía de la biomasa Gasificación con captura y secuestro de carbono. Energía nuclear. Cogeneración

Cada uno de los sectores siguientes, pertenecientes a las actividades principales involucradas en la Demanda de la Energía, deberá construir su propio mapa tecnológico ya que conoce de primera mano información que le permitirá tener una mayor certidumbre en las proyecciones: Sector Industrial: Industria siderúrgica. Industria del cemento. Industria química. Industria de los fertilizantes Industria del vidrio. Industria del aluminio. Industria metal-mecánica. Industria de la celulosa y papel Industria de las bebidas Industria alimenticia. Industria azucarera Industria automotriz Industria minera Industria textil

Sector comercial. Sector residencial Sector agropecuario.

Sector transporte



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Dado que el potencial de mitigación por la introducción de fuentes renovables de generación eléctrica es el principal y que los potenciales de generación con base en la energía solar y la energía geotérmica son los mayores en el mediano y largo plazo se sugiere:

Fortalecer los programas de investigación y la participación en proyectos internacionales para el desarrollo de nuevos materiales para la generación fotovoltaica con la meta de aumentar la eficiencia de estos sistemas por encima del 25 % para el año 2030.

Fortalecer los programas de investigación y la participación en proyectos internacionales para el desarrollo de la tecnología de roca caliente para la generación geotérmica y promover el desarrollo de tecnologías que aprovechen las fuentes geotérmicas de temperatura intermedia.

Como la introducción de la tecnología de gasificación con captura de carbono es crítica para reducir las emisiones, debido a la importancia que se da a la generación con carbón en el caso base, se sugiere:

Fortalecer los programas de investigación y la participación en proyectos internacionales para el desarrollo de la tecnología de gasificación integrada a ciclo combinado.

Realizar reuniones de trabajo entre los representantes de los sectores petrolero, eléctrico y agropecuario con el fin de aprovechar al máximo las oportunidades de captura y secuestro de carbón así como la flexibilidad de la tecnología de gasificación en lo que se refiere a materias primas y productos.

Las emisiones del sector transporte continúan creciendo por lo que se deben incrementar los esfuerzos de mitigación.

Fortalecer los programas de investigación y la participación en proyectos internacionales para el desarrollo de nuevas alternativas de mitigación en el sector transporte, principalmente en relación al impulso del transporte público.

Dada la incertidumbre en los beneficios de la introducción de combustibles para el sector transporte basados en los productos agrícolas se sugiere el establecimiento de indicadores de desarrollo sustentable para estos productos.



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