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Cumplimiento de metas de energía limpia y contribución del sector eléctrico al cumplimiento
de los compromisos de México en la COP21
Análisis de alternativas tecnológicas
Cuernavaca, Morelos 23 de noviembre 2016
Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias Reforma 113, Col. Palmira, C.P. 62490 Cuernavaca, Morelos, México Tel (777) 362 3811
David Castrejón Botello [email protected] Marco Polo Flores López [email protected]
Laura Elena Sánchez Hernández [email protected]
“Los dos grandes retos del sector energía: La apertura de mercados y
el cambio climático”
Segundo Encuentro de la Red SUMAS
2 2 2 2
1. Se presenta un análisis técnico y económico sobre el cumplimiento de las metas de energía limpia en el mercado eléctrico mexicano.
• Dimensionar los requerimientos de capacidad de generación de tecnologías limpias
• Observar el efecto en las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI)
• Efecto en el costo esperado de generación de energía eléctrica.
2. Presentar la potencial contribución del sector eléctrico mexicano al cumplimiento de las iNDC* comprometidas por México en la COP21
• Requerimientos necesarios para alcanzar dichas metas
• efecto en la operación y crecimiento de la infraestructura de generación.
Objetivos
*Intended Nationally Determined Contribution (iNDC). Contribuciones Nacionalmente Determinadas.
3 3
Contenido
1. Introducción
2.Metas del sector eléctrico
3. Opciones tecnológicas
4. Metodologías
5. Resultados
6. Conclusiones
Energías limpias
COP21
COP21
Energías limpias
COP21
Energías limpias
COP21
Energías limpias
Comunes
4 4 4 4
Introducción
Transición energética
Diversificación de la matriz energética
Incremento en eficiencia energética
Reducción de emisiones contaminantes
Mayor desarrollo y participación industrial
Mayor desarrollo económico
Mayor desarrollo tecnológico e innovación
México necesita formar un mínimo de 135 mil expertos de
alto nivel, profesionales y técnicos en los próximos 4 años.
Fuente: Programa estratégico de formación de recursos humanos en materia energética, SENER-SEP-CONACYT.
Fuentes Fósiles
Energías limpias
5 5 5 5
Introducción
Nuevo mercado eléctrico Marco legal
Reforma energética – Dic 2013
Industria Eléctrica – Ago 2014
Mercado eléctrico – Sep 2015
Ley de transición energética – Dic 2015
Separación de la CFE – Ene 2016
Participación de otros actores
Subastas de largo plazo (energía, capacidad y CELs)
63% 19%
11% 6%
CFE
PIE
AUT.
COG.
68 GW
Fuente: Elaboración propia con datos del PRODESEN 2016-2030 SENER
Capacidad en 2015
CFE - Servicio publico de electricidad
Autoastecimiento – Servicio privado
Productor Externo – Al servicio de CFE
Subastas LP 1ra 2da
Licitantes 69 57
Adjudicaciones 11 23
6 6 6 6
Introducción
20%
41%
50%
58%
30%
1%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2015 2030
19
55 24
43
25
12
0
20
40
60
80
100
120
2015 2030
68
309
Total de adiciones 57 GW
2016-2030
109 443
Capacidad (GW) Generación (TWh)
Convencional Ciclo combinado Energías limpias Fuente: PRODESEN 2016-2030, SENER.
PRODESEN 2016-2030
7 7 7 7
Introducción
1. Herramientas para la planeación (modelos)
2. Datos (distribución espacial y temporal)
3. Análisis de escenarios
Insumos Modelos de planeación
Resultados
Proceso de planeación
8 8 8 8
Metas de energía limpia
Metas para contribuir en la reducción de emisiones de GEI:
Ley General de Cambio climático (DOF: 6-jun-2012) • Meta aspiracional de emisiones nacionales. Reducir 30% al 2020 respecto a línea base y 50% al 2050
respecto a emisiones del 2000. • Generación eléctrica con fuentes de energía limpias 35% para el año 2024.
Ley de transición energética (DOF: 24-dic-2015) • Generación eléctrica con fuentes de energía limpias 25% para el año 2018, 30% para el 2021 y 35%
para el 2024.
Certificados de Energías Limpias CELs (DOF: 31-mar-2015 y 2016) • 5.0% en 2018 respecto al consumo de energía eléctrica en el mismo periodo. • 5.8% en 2019 respecto al consumo de energía eléctrica en el mismo periodo. • Se otorgan (1 CEL = 1 MWh) a la generación de energía limpia instalada después del 11 de agosto de
2014.
Certificado de Energías Limpias (CEL): Título emitido por la CRE que acredita la producción de un monto determinado de energía eléctrica a partir de Energías Limpias y que sirve para cumplir los requisitos asociados al consumo de los Centros de Carga (LIE ago 2014).
9 9 9 9
Metas de energía limpia
Consumo de energía eléctrica
Fuente: Elaboración propia con datos de PRODESEN 2016-2030, SENER.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
288
18 GW 65 TWh en 2014 (estimado)
Energía nuclear y renovable
(antes del 11-ago-2014)
Metas CELs 5.0% en 2018 5.8% en 2019
315 327
≈ 15 TWh
≈ 18 TWh
79
105
136
351
388
LTE: Metas de generación 25% en 2018 30% en 2021 35% en 2024
TWh 476
83
10 10 10 10
Metas de energía limpia
2.79%
3.34%
3.34%
4.05%
3.06%
3.81%
3.83%
3.46%
5.11%
3.38%
3.40%
0% 2% 4% 6%
Central
Oriental
Occidental
Noroeste
Norte
Noreste
Peninsular
Baja California
Baja California Sur
Sist. Interconectado
Nacional
TMCA 2004-2015TMCA 2015-2030
Consumo de energía por región
0
50
100
150
200Población (millones)
Fuente: Elaboración propia con datos de PRODESEN 2016-2030, SENER. Y CONAPO.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
9002
00
4
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
TWh
Histórico
PRODESEN Proyección
PIB 4.1% TMCA 3.4%
PIB 3.4% TMCA 2.5%
288
476
781
0
20
40
60
80
100
120
20
04
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
GW
Demanda máxima del Sistema interconectado
Capacidad efectiva 68 GW
en 2015
Histórico PRODESEN Proyección
TMCA 3.7%
39.8
68.7
112.9
TMCA 2.5 %
11 11 11 11
Opciones tecnológicas
Fuente: Ley de la Industria eléctrica (DOF: 11-ago-2014)
• Nuclear.
• Captura de CO2 (CCUS).
• Cogeneración eficiente.
• Tecnologías de bajas emisiones de carbono.
• Y otras que determinen la SENER y SEMARNAT.
Fuentes y procesos de generación de energía eléctrica limpia
• Hidroenergía.
• Geotermia.
• Eólica.
• Solar.
• Bioenergía.
• Energías del mar.
Fuente: Ley de la Industria eléctrica (DOF: 11-ago-2014)
12 12 12 12
Opciones tecnológicas LTE: Metas de generación 25% en 2018 30% en 2021 35% en 2024
Térmica convencional
13% Carboeléctrica 11%
Lecho fluidizado
1%
Ciclo combinado
50%
Turbogas y Comb. Int.
5%
Cogeneración 1%
Nuclear 4%
Hidroeléctrica 10%
Geotérmica 2%
Eólica 3%
Solar 0.03%
Bioenergía 0.44%
Limpia 20%
Térmica convencional
19%
Carboeléctrica 8%
Lecho fluidizado
1%
Ciclo combinado
36%
Turbogas y Comb. Int.
9%
Cogeneración 1%
Nuclear 2%
Hidroeléctrica 18%
Geotérmica 1% Eólica
4%
Solar 0.08%
Bioenergía 1.12%
Limpia 28%
2015 Capacidad total 67,908 MW
Generación Bruta 309,553 GWh 0%
10%20%30%40%50%60%70%80%90%
100%
Factor de planta
Fuente: Elaboración propia con datos de PRODESEN 2016-2030, SENER.
13 13 13 13
Opciones tecnológicas
0% 20% 40% 60% 80% 100%
Ciclo combinado CCS (900 MW)
Bioenergía (20 MW)
Solar (50 MW)
Eólica (100 MW)
Geotérmica (100 MW)
Hidroeléctrica (100 MW)
Nuclear (1400 MW)
Cogeneración (300 MW)
Turbogas (300 MW)
Ciclo combinado (900 MW)
Lecho fluidizado (700 MW)
Carboeléctrica (700 MW)
Térmica convencional (350 MW)
Usos propios
Eficiencia térmica bruta
Índice de disponibilidad
Factor de planta esperado
0 10 20 30 40 50 60 70
Periodo de construcción (años)
Vida útil (años)
Parámetros técnicos Tecnología (potencia nominal)
Fuente: Elaboración propia con datos de PRODESEN 2016-2030, SENER.
14 14 14 14
Opciones tecnológicas Parámetros económicos
0
5
10
15
20
25
30
GN
GNL
Carbón
Diésel
Combustóleo
Precio de combustibles (USD2015/MMBTU)
Tasa de descuento del 10% a pagar en la vida útil de la tecnología.
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
2015 2025 2035 2045
Ciclo Combinado
CC c/CCS
Nuclear
Hidroeléctrica
Geotermoeléctrica
Eoloeléctrica
Solar Térmica
Solar Fotovoltaica
Bioenergía
Costo de inversión (USD2015/kW)
Fuente: Elaboración propia con datos de PRODESEN 2016-2030, SENER. WEO 2015 IEA.
15 15 15 15
Metodología energías limpias
1. Revisión documental
2. Configuración y validación de modelos* de planeación energética
MEM70 en la plataforma LEAP** (estimación de la demanda futura)
DESc en Microsoft Excel (despacho eléctrico)
3. Planteamiento y configuración de escenarios
4. Ejecución de corridas
5. Análisis de resultados
6. Evaluación económica de los resultados
* Desde el año 2002 el INEEL ha venido desarrollando una serie de modelos de optimización y balance energético para la planeación del sector eléctrico y energético a nivel nacional, entre los que destacan: Mejoras al sector eléctrico en el MOSDEC para SENER, DOSE y DEsc para la CFE, MEM70 y METRO para el INECC y METs para el IER-UNAM. ** Heaps, C.G., 2016. Long-range Energy Alternatives Planning (LEAP) system. Stockholm Environment Institute. Somerville, MA, USA. www.energycommunity.org.
16 16 16 16
Objetivo: Determinar la solución de mínimo costo en un periodo de largo plazo del crecimiento del Sector Energético basado en la satisfacción de la demanda.
Desarrollo del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE)
Modelo uninodal que representa la operación y expansión del sector eléctrico nacional como una sola región geográfica. Útil para evaluaciones de nuevas tecnologías en el largo plazo.
Realiza estimaciones anuales y para la demanda considera una curva de comportamiento típica a lo largo de cada año.
El despacho de energía eléctrica se realiza por tipo de tecnología, en base a costo mínimo unitario de generación (fijo y variable).
La instalación de nuevas centrales se realiza en función del menor costo nivelado por tecnología (costos de inversión y de operación), ajustándose al margen de reserva operativo.
Utiliza la misma base de datos que el modelo DOSE como fuente de información de entrada: infraestructura actual y comprometida, escenarios de demanda, escenarios de precios de combustibles, parámetros de operación y costo de tecnologías de generación.
Modelo DEsc
17 17 17 17
Planteamiento de escenarios Referencia (Crecimiento
óptimo económico)
Oficial (PRODESEN escenario
indicativo de planeación)
Alternativo Renovables
Nuclear Captura de CO2
Objetivo: Cumplimiento de metas de energía
limpia
Metodología energías limpias
18 18
Resultados energía limpias
Generación
Capacidad
Adiciones de capacidad
Gases de Efecto Invernadero
Costo unitario de generación
19 19 19 19
Generación Resultados
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
20
16
20
18
20
21
20
24
20
30
20
35
20
40
20
45
20
50
Referencia
Oficial Alternativo
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
20
16
20
18
20
21
20
24
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30
20
35
20
40
20
45
20
50
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
20
16
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18
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30
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35
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40
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50
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%2
016
20
18
20
20
20
22
20
24
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26
20
28
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30
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32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Participación de energías límpias en la generación de energía eléctrica
Meta
Referencia
Oficial
Alterno
Hidro Geo Eólica Solar BioE y Mar Cogeneración CC c/CCS Nuclear
Ciclo Combinado
TG y CI
Térmica Conv. Carbón Lecho Fluid
20 20 20 20
Capacidad Resultados
0
20
40
60
80
100
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140
160
180
200
20
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50
0
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60
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140
160
180
200
20
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24
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30
20
35
20
40
20
45
20
50
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
20
16
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24
20
30
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35
20
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45
20
50
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2002
016
20
18
20
20
20
22
20
24
20
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20
28
20
30
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32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Capacidad requerida (GW) Referencia
Oficial
Alterno
Referencia
Oficial Alternativo
Hidro Geo Eólica Solar BioE y Mar Cogeneración CC c/CCS Nuclear
Ciclo Combinado
TG y CI
Térmica Conv. Carbón Lecho Fluid
21 21 21 21
Adiciones de capacidad
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
20
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20
20
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24
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28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
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36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
20
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18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Resultados Referencia
Oficial Alternativo
2016 - 2030 2031 - 2050 Referencia Oficial Alterno Referencia Alterno
TG y CI 5,181 533 2,914 Ciclo Combinado 40,245 19,646 22,160 106,096 58,212 CC c/CCS 1,878 4,695 Cogeneración 7,046 2,256 846 Nucleoeléctrica 4,080 0 2,800 Bioenergía 61 962 3,682 Solar térmica 14 5,051 10,588 Solar fotovoltaica 6,819 8,767 9,412 Eólica 11,999 13,257 10,980 Geotérmica 896 1,612 3,333 Hidroeléctrica 4,493 6,723 13,725
Total (MW) 45,426 55,587 65,581 106,096 118,274
Hidro Geo Eólica Solar BioE y Mar Cogeneración CC c/CCS Nuclear
Ciclo Combinado
TG y CI
Térmica Conv. Carbón Lecho Fluid
MW
Resultados
22 22 22 22
Gases de efecto invernadero
0
50
100
150
200
250
3002
016
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
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20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
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50
Totales (Gg de CO2eq)
Referencia
Oficial
Alterno
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
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20
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24
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20
28
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30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
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50
Unitarias (ton CO2eq / GWh)
Resultados
23 23 23 23
Costo unitario de generación
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
20
16
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18
20
20
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20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Total (USD2015 / MWh)
Referencia
Oficial
Alterno
0
10
20
30
40
50
60
70
80
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Inversión en capacidad
Res
pal
do
0
10
20
30
40
50
60
70
80
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
20
44
20
46
20
48
20
50
Operación
Resultados
24 24 24 24
Conclusiones energías limpias El uso de modelos de planeación nos ayuda a cuantificar los beneficios y costos de
distintas metas de energías limpias a través de el análisis de escenarios.
El escenario de referencia, aunque es el de menor costo de operación, no es una buena opción ya que no cumple con las metas de energía limpia y representa un alto riesgo, porque continua con la dependencia de combustibles importados.
El escenario oficial cumple con las metas, sin embargo presenta grandes incrementos de capacidad al inicio del periodo. Esto implicará fuertes inversiones que pueden reducirse de acuerdo al escenario alterno.
El escenario alterno cumple con las metas, sin embargo las emisiones totales de GEI continuarían incrementándose, por lo que resulta necesario incrementar los esfuerzos de investigación, desarrollo, demostración y despliegue tecnológico en:
Eficiencia energética
Energías renovables
Almacenamiento de energía
CCS. Captura y confinamiento de CO2
Redes inteligentes, predicción de demanda y generación.
Programa nuclear
25 25 25 25
Conclusiones energías limpias Pasos entes:
Pasos siguientes:
Representar los escenarios en el modelo de optimización DOSE.
Cuantificar los requerimientos de infraestructura.
Estimar los precios marginales por región de generación.
26 26
Análisis metas COP21
27 27 27 27
Conferencia de las Partes (COP21), 12 de diciembre del 2015. Contribuciones previstas y determinadas a nivel nacional - MÉXICO Intended Nationally Determined Contribution (iNDC) No Condicionada
“México se compromete a reducir de manera no condicionada el 25% de sus emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y de Contaminantes Climáticos de Vida Corta (bajo BAU) al año 2030. Este compromiso implica una reducción del 22% de GEI y una reducción del 51% de Carbono Negro. Este compromiso implica un pico de emisiones al 2026, desacoplando las emisiones de GEI del crecimiento económico: la intensidad de emisiones por unidad de PIB reduce alrededor de 40% en el periodo del 2013 al 2030.”
Condicionada “El compromiso de reducción de 25% expresado anteriormente, se podrá incrementar hasta en un 40% de manera condicionada, sujeta a la adopción de un acuerdo global que incluya temas importantes tales como un precio al carbono internacional, ajustes a aranceles por contenido de carbono, cooperación técnica, acceso recursos financieros de bajo costo y a transferencia de tecnología, todo ello a una escala equivalente con el reto del cambio climático global.”
Metas COP21
Escenario “Business As Usual” de proyección de emisiones basadas en un crecimiento económico en la ausencia de políticas de cambio climático, iniciando en el año 2013 (primer año de ejecución de la Ley General de Cambio Climático.
28 28 28 28
Metas
Fuente: SEMARNAT México rumbo a la COP21, Paris 2015
Pico de emisiones
Después del efecto de la Reforma Energética,
debido a un mayor abasto de gas natural y la
introducción de energías limpias
Meta condicionada LGCC
2020 y 2050
Ruta esperada de emisiones
(Gráfica conceptual)
Estimadas INEEL. Datos de INECC - Inventario
Nacional de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero
1990-2010
320 Mt CO2e
LGCC- Ley General de Cambio Climático INECC- Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático
29 29 29 29
Metas
Meta combinada no condicionada
-25% al 2030
Emisiones en MtCO2e
LÍNEA BASE META
Fuente: SEMARNAT México rumbo a la COP21, Paris 2015
30 30 30 30
Metas
Metas del sector eléctrico
134 147
184
205
141*
59
0
50
100
150
200
250
300
2010 2020 2030 2040 2050
Línea Base (CO2+CN) - SEMARNAT
Meta iNDC al 2030*
Estimada al 2050
iNDC -31% de Línea Base
Meta no condicionada
Trayectoria estimada
para el sector eléctrico en base su
participación y a la meta al 2050 de 50% de emisiones
del 2000.
* SEMARNAT, Cumbre climática, Nueva York, 23 de septiembre del 2015
Mt CO2e
31 31
Metodología
1. Construcción y evaluación de escenarios en el modelo DEsc
2. Escenario de demanda de PRODESEN, proyección a 2050 de acuerdo a PIB y proyección de población (CONAPO 2015)
3. Consideración de tecnologías de “Energías Limpias”.
a) Renovables,
b) Nuclear,
c) Ciclos Combinado – Alta eficiencia,
d) CCS. Captura y confinamiento de CO2.
4. Consideración de la amortización de la inversión de la capacidad existente de generación.
32 32
Resultados COP21
33 33 33 33
Resultados
Mt CO2e
134 147
184
205
141*
59
0
50
100
150
200
250
300
2010 2020 2030 2040 2050
Línea Base (CO2+CN) - SEMARNAT
Meta iNDC al 2030*
Estimada al 2050
PRODESEN
* SEMARNAT, Cumbre climática, Nueva York, 23 de septiembre del 2015
34 34 34 34
Resultados
Mt CO2e
134 147
184
205
141*
59
0
50
100
150
200
250
300
2010 2020 2030 2040 2050
Línea Base (CO2+CN) - SEMARNAT
Meta iNDC al 2030*
Estimada al 2050
PRODESEN
Mínimo económico
* SEMARNAT, Cumbre climática, Nueva York, 23 de septiembre del 2015
35 35 35 35
Resultados
Mt CO2e
134 147
184
205
141*
59
0
50
100
150
200
250
300
2010 2020 2030 2040 2050
Línea Base (CO2+CN) - SEMARNAT
Meta iNDC al 2030*
Estimada al 2050
PRODESEN
Mínimo económico
Cumplimiento GEI 2050
* SEMARNAT, Cumbre climática, Nueva York, 23 de septiembre del 2015
36 36
Resultados Capacidad (GW)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
20
16
20
20
20
24
20
30
20
35
20
40
20
45
20
50
Cumplimiento GEI 2050
41.9
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
20
16
20
20
20
24
20
30
20
35
20
40
20
45
20
50
PRODESEN
PRODESEN
020406080100120140160
201
6
203
5
Turbogas y Comb. Int. Ciclo combinado
Lecho Fluidizado Carboeléctricas
Termoeléctricas Nucleoeléctrica
Ciclo Combinado c/CCS Cogeneración eficiente
Otras renovables (BioE, Mar) Solar (Foto&Termica)
Eoloelectrica Geotermoelectrica
Hidroelectrica0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
20
16
20
20
20
24
20
30
20
35
20
40
20
45
20
50
Mínimo económico
37 37
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
20
16
20
20
20
24
20
30
20
35
20
40
20
45
20
50
Cumplimiento GEI 2050
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
20
16
20
20
20
24
20
30
20
35
20
40
20
45
20
50
PRODESEN
PRODESEN
020406080100120140160
201
6
203
5
Turbogas y Comb. Int. Ciclo combinado
Lecho Fluidizado Carboeléctricas
Termoeléctricas Nucleoeléctrica
Ciclo Combinado c/CCS Cogeneración eficiente
Otras renovables (BioE, Mar) Solar (Foto&Termica)
Eoloelectrica Geotermoelectrica
Hidroelectrica0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
20
16
20
20
20
24
20
30
20
35
20
40
20
45
20
50
Mínimo económico
Resultados Generación (GWh)
38 38
Resultados económicos
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
2010 2020 2030 2040 2050 2060
Mínimo económico
PRODESEN
Cumplimiento GEI 2050
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
2010 2020 2030 2040 2050 2060
Inversiones anuales (MMUSD)
Pago de amortización Capacidad nueva
(MUSD)
39 39
Resultados económicos
Costo unitario de generación (USD/MWh)
30
40
50
60
70
80
2010 2020 2030 2040 2050 2060
Mínimo económico
PRODESEN
Cumplimiento GEI 2050
40 40
Resultados
Costos unitarios por escenario
(USD/MWh)
0
10
20
30
40
50
60
70
20
16
20
19
20
22
20
25
20
28
20
31
20
34
20
37
20
40
20
43
20
46
20
49
Mínimo económico OperaciónRespaldoInversión
01020304050607080
20
16
20
19
20
22
20
25
20
28
20
31
20
34
20
37
20
40
20
43
20
46
20
49
Cumplimiento GEI 2050 OperaciónRespaldoInversión
0
10
20
30
40
50
60
70
20
16
20
19
20
22
20
25
20
28
20
31
20
34
20
37
20
40
20
43
20
46
20
49
PRODESEN +Mínimo costo OperaciónRespaldoInversión
PRODESEN
41 41 41 41
El compromiso de México en la COP21 “No condicionado” es una meta técnicamente alcanzable y, no muy onerosa económicamente a nivel operativo principalmente por los menores costos actuales de generar con GN pero requiere de mayores inversiones.
El escenario oficial (PRODESEN) esta en curso de cumplir con la meta, e incluso puede replantearse para optimizarlo económicamente.
Las tarifas eléctricas no se espera desciendan significativamente, el escaso descenso en el corto plazo estará basado en el uso de la sobrecapacidad actual del sistema de generación y de los precios del GN. En el largo plazo definitivamente serán más altas.
Al largo plazo, el escenario oficial debe ser más agresivo en cuanto a la introducción de energía limpias.
Los potenciales de fuentes renovables económicamente explotables pueden no ser suficientes en el largo plazo, en este caso será necesario considerar el empleo de CCS y energía nuclear.
CONCLUSIONES COP21
43 43 43 43
PRODESEN
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
Programa de retiros (MW)
Año Termo conv. Ciclo Comb. TGs Carbón C. Interna Geo Total
2016 2,606 226 401 3 15 3,251
2017 57 57
2018 1,690 5 15 1,710
2019 3,302 844 150 4,296
2020 778 30 808
2021 828 463 86 1,377
2022 378 32 410
2023 113 27 140
2024 620 16 32 668
2025 14 14
2026 193 193
2027 330 330
2028 522 700 1,222
2029 646 700 1,346
Total 10,912 2,054 1,323 1,400 71 60 15,820