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Situación y Retos de México en el Sector Energético
Francisco Barnés de Castro
Agosto 29, 2019
1) Compromisos de México
2) Metas de reducción de GEI
3) Evolución de le demanda de combustibles fósiles
4) Petróleo y gas
5) Transporte
6) Generación de energía eléctrica
Acuerdo de París
❑ En su adhesión al Acuerdo de París, México se comprometió a reducir sus emisiones de gasesde efecto invernadero (GEI) en 22%, y sus emisiones de carbono negro (hollín) en 51%, respectoa la tendencia de crecimiento de emisiones al año 2030. Ambas metas de manera nocondicionada.
➢ También se comprometió, de forma condicionada, a reducir 36% y 70% dichas emisiones respectivamente,sujeto a que exista un precio internacional del carbono, cooperación y financiamiento internacionales, yapoyos similares que faciliten el incremento señalado en las metas.
❑ La meta más relevante es el compromiso de reducir 22% las emisiones de GEI para el año 2030.
➢ En el año 2013 emitíamos 665 millones de toneladas anuales.
➢ Bajo el escenario tendencial se estimaba que en el año 2030 emitiríamos 973 millones .
➢ La meta de reducción de 22% de GEI, implica alcanzar una reducción de 211 millones de toneladas anuales deCO2 equivalente en el año 2030, esto es, el cumplimento de la meta, nos llevaría a reducir las emisiones deese año a 762 millones de toneladas.
3
Implicaciones de la meta comprometida
4
Meta comprometida:
Reducir 22% las emisiones tendenciales de GEI entre 2013 y 2030
Población :
PIB :
Emisiones totales :
Emisiones per cápita:
Intensidad:
2013 2030
123 M 132 M
16,300 M$ 27,000 M$
665 Mt CO2e 762 Mt CO2e
5.4 t CO2e/hab 6.8 t CO2e/hab
41 CO2e/M 28 CO2e/M
TMCA
0.55%
3.00%
1.05%
0.51%
-2.81%
%
7.3%
66%
15%
26%
-32%
Ley General de Cambio Climático
5
❖ La Ley General de Cambio Climático, aprobada en 2012, establecelas siguientes metas adicionales:
➢ Alcanzar un máximo de las emisiones nacionales al año 2026;
➢ Desacoplar las emisiones de gases de efecto invernadero delcrecimiento económico.
▪ La intensidad de emisiones por unidad de producto internobruto se reducirá en alrededor de 40% entre 2013 y 2030.
➢ Alanzar un 35% de participación de fuentes límpias en lageneración eléctrica al 2024
Trayectoria prevista para las metas de energías limpias y requisitos de CELs
6
REQUISITO DE CELs
5.00%
5.80%
7.40%
10.90%
13.90%
2018
2019
2020
2021
2022
1) Compromisos de México
2) Metas específicas por sector
3) Evolución de le demanda de combustibles fósiles
4) Petróleo y gas
5) Transporte
6) Generación de energía eléctrica
Ley General de Cambio Climático
❑ Para lograr estas reducciones, la LGCC identifica 8 sectores que deberán contribuir a la meta, u establece un objetivoparticular para cada uno de ellos.
❑ Las contribuciones porcentuales de cada uno, en Millones de toneladas (Mt) y en porcentajes (%), son :
❑ Los cuatro primeros sectores señalados representan el 84% de la meta comprometida.
❑ Si no se logran los objetivos planteados en estos cuatro sectores, el cumplimiento de nuestros compromisos esprácticamente imposible. 8
5
7
8
14
19
46
48
63
0 10 20 30 40 50 60 70
Residencial y Comercial
Agricultura y Ganadería
Industria
Residuos y aguas residuales
Petróleo y gas
Uso y cambio de suelo
Transporte
Generación Eléctrica Mt (30%)
Mt (23%)
Mt (143%)
Mt (9%)
Mt (4%)
Mt (3%)
Mt (2%)
Mt (7%)
Líneas Base
9Fuente: Gobierno de la República: Compromisos de Mitigación y Adaptación ante el Cambio Climático para el Periodo 2020-2030
174
214
237
266
218
127
143
181
202
139
115125
144
165
157
80
123 132
137
118
80
88 9093
86
3140 45 49
35
26 27 27 28 2332 32 32 32
-14
-50
0
50
100
150
200
250
300
2013 2020 2025 2030 2030*
LÍNEAS BASE Y COMPROMISOS DE REDUCCIÓN DE GEI (-22%)(MT CO2E)
Transporte
Generación de electricidad
Industria
Petróleo y gas
Agricultura y ganadería
Residuos
Residencial y comercial
Uso de suelo
211 Mt CO2e (22%)
48 (23%)
63 (30%)
19 (9%)
46 (143%)
1) Compromisos de México
2) Metas específicas por sector
3) Evolución de le demanda de combustibles fósiles
4) Petróleo y gas
5) Transporte
6) Generación de energía eléctrica
❑ El gas natural se ha vuelto el combustible más competitivo en términos económicos, además de ser el
menos contaminante, lo que ha propiciado que desplace a otros combustibles fósiles
11
Precios relativos de combustibles
Fuente: SENER. Prontuario Estadístico Julio 2019
12
Evolución de la demanda sectorial de combustibles fósiles
❑ La demanda de gas natural se ha venido incrementando en todos los sectores de consumo, particularmente en el sector eléctrico.
Fuente: SENER. Prospectiva de Gas Natural 2018-2033
1) Compromisos de México
2) Metas específicas por sector
3) Evolución de le demanda de combustibles fósiles
4) Petróleo y gas
5) Transporte
6) Generación de energía eléctrica
Emisiones de CO2 del sector de petróleo y gas por el uso de combustibles fósiles
14
❑ Las cifras mostradas no
muestran la contribución por la
quema de gas natural a la
atmósfera ni por las fugas de
metano en la producción de
petróleo y gas.
❑ Las prospectivas 2018-2032 no
prevé la incorporación de la
refinería de Dos Bocas.
Fuente: SENER. Prospectivas de Gas Natural, de Gas LP y de Petroleó Crudo y Petrolíferos 2018 - 2032
Quema de gas a la atmósfera
15
❑ Las quema de gas a la atmósfera en loscampos petroleros representa unacontribución importante a la emisióntotal de CO2 a la atmósfera de laoperación de la industria de petróleo ygas.
❑ La quema de gas a la atmósfera hamostrado dos grandes picos en elperiodo analizado.
❑ El primero entre los años 2006 y 2010,en el que se llegaron a quemar más deXXX MMPCD y el segundo entre los años2014 y 2017 en los que la quema alcanzóXXX MMPCD de gas natural, libre deinertes.
❑ El contenido de nitrógeno del gasquemado a la atmósfera ha venidoincrementándose de manera sostenida.
Fuente: SENER. Sistema de Información de Energía
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❑ La meta para el sector de petróleo y gas estáextremadamente holgada.
❑ Aún si suponemos que, para el periodo 2019-2013:
➢ se mantiene constante la quema de gasregistrada en el primer semestre de este año,
➢ se mantienen constantes las fugas de metanoestimadas en 2013,
no habrá problema alguno para rebasarholgadamente la meta de reducción de 19 Mt CO2eplanteada, aún con la entrada en operación de lanueva refinería de Dos Bocas.
❑ Sin embargo, es necesario impulsar aquellosproyectos que permitirían una reducciónimportante de gases de efecto invernadero(15 MtCO2e por año) y que implican una reducciónde costos al sistema, tales como:
➢ Reducción de fugas de metano
➢ Cogeneración eficiente en los centros de Pemex
➢ Modernización del sistema de refinación
Emisiones de GEI del sector de petróleo y gas
Fuente: SENER. Prospectivas de Gas Natural, de Gas LP y de Petroleó Crudo y Petrolíferos 2018 - 2032
❑ El metano (CH4) es un potente gas de efecto invernadero que aporta 126 Mt CO2e y representa cerca del19% del total de emisiones.
❑ De las emisiones totales de metano en México, cerca de 31 MtCO2e derivan del sector petróleo y gas.
❑ Con tecnologías existentes, es posible reducir más del 50% de las emisiones de metano del sector petróleoy gas, con costos de $0.80 MX por tonelada de CO2eq mitigada.
❑ Para cerca de 20 % de la reducción de emisiones posibles, 6 Mt CO2e, se tendrían costos negativos.
❑ Las principales áreas de oportunidad que han sido identificadas son:
➢ Evitar el venteo en la producción de petróleo costa afuera y mejorar la eficiencia de los quemadoresde campo
➢ Instalación de Unidades Recuperadoras de Vapor en tanques de petróleo y de condensados
➢ Captura de gas en los sellos húmedos de los compresores
➢ Reemplazo de empaques del vástago de los compresores
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Importancia de las fugas de metano en la industria de petróleo y gas
➢ Existe un potencial significativo en la industria petrolera a través decogeneración, tanto en las seis refinerías del país como en los centrosde procesamiento de gas, en los centros petroquímicos y en la plantasde producción de amoníaco.
➢ Las oportunidades identificadas podrían proporcionar alrededor de3,000 MW de capacidad. Esto, además de aportar grandes ventajas
económicas para Pemex, se traduciría en una disminución de5.2 MtCO2e por año.
18
Cogeneración en PEMEX
➢ La mayor parte de las plantas en operación en las seis refinerías del país fueron construidas en la década de
los 70 o antes, con tecnología de los 60 y con los criterios de optimización de aquella época: capital muy
caro u energía muy barata
➢ El Índice de Intensidad Energética de Solomon, utilizado para medir la eficiencia de las refinerías, indica que
no se debe rebasar un valor de 100 para que el desempeño de la planta sea considerado estándar. Cada una
de nuestras refinerías presenta valores distintos, pero todas superan ese valor, algunas en casi 20%.
➢ El SNR requiere incrementar la capacidad de proceso de crudos pesados, mejorar la eficiencia operativa,
aumentar la capacidad de producción de productos refinados de alto valor agregado y ajustar la calidad de
combustibles para cumplir con las Normas de calidad.
➢ Otro aspecto a mejorar es el ciclo de hidrógeno en las refinerías.
➢ Si se moderniza el sistema nacional de refinerías se podrían abatir más de 3 MtCO2e por año
19
Modernización de las seis refinerías
1) Compromisos de México
2) Metas específicas por sector
3) Evolución de le demanda de combustibles fósiles
4) Petróleo y gas
5) Transporte
6) Generación de energía eléctrica
Demanda de Combustibles Fósiles para Transporte
21
❑ La demanda histórica de gasolina y
diésel para el sector transporte ha
crecido mucho menos de lo
esperado, aún considerando que la
demanda registrada en la última
década puede estar subestimada
por el robo creciente de huachicol.
❑ La demanda prevista en 2013 para
el sector transporte para el
periodo 2013-2017 fue claramente
sobreestimada.
Fuente: SENER. Prospectivas de Gas LP y de Petroleó Crudo y Petrolíferos 2018 - 2032
Emisiones de GEI del Sector Transporte
22
❑ La meta de emisiones para el sectortransporte difícilmente va a ser alcanzada, amenos que se tomen medidas adicionales alas ya previstas en las Prospectivas dePetrolíferos y Gas LP 2018-2032.
❑ Para alcanzar la meta va a ser necesariotomar medidas adicionales, tales como:
➢ Actualizar al menos cada 5 años la normade eficiencia energética aplicable a losnuevos automóviles.
➢ Mejorar los sistemas de transporte públicoy acelerar los planes para reemplazar lasunidades de transporte de gasolina ydiésel por unidades híbridas o eléctricas.
➢ Desincentivar el uso del automóvilprivado.
➢ Otorgar incentivos fiscales para acelerar laintroducción de automóviles híbridosrecargables y eléctricos.
Fuente: SENER. Prospectivas de Gas LP y de Petroleó Crudo y Petrolíferos 2018 - 2032
23
Normas de eficiencia energética (km/l)para vehículos ligeros
1) Compromisos de México
2) Metas específicas por sector
3) Evolución de le demanda de combustibles fósiles
4) Petróleo y gas
5) Transporte
6) Generación de energía eléctrica
Correlación entre el crecimiento de la demanda de energía eléctrica y el PIB
25
❑ El crecimiento en la demanda de energía eléctrica
está fuertemente correlacionada con el crecimiento
del PIB.
2000-2006 2006-2012 2012-2018
Tasa de crecimiento del PIB 2.27% 1.87% 2.10%
Tasa de crecimiento de la demanda 4.02% 2.74% 2.46%
Evolución de la demanda y de la generación de energía eléctrica
26
❑ La Prospectiva del Sector Eléctrico 2012-
2027 preveía un crecimiento del consumo
bruto de energía eléctrica entre 2012 y 2030
de 283,500 GWh, mientras que la
Prospectiva del Sector Eléctrico 2018-2032
estima dicho crecimiento en 187,500 GWh,
lo que implica una reducción de 34% en el
crecimiento esperado.
Fuente: Prospectivas del Sector Eléctrico 2012-2027 y 2018-2033
Emisiones de GEI del Sector Eléctrico
27
❑ Será posible alcanzar la meta planteada para el sectoreléctrico si se cumplen con los supuestos planteadospara la elaboración de las prospectivas 2018-2032 delsector energía y el PRODESEN 2018-2032, o bien conlos escenarios de generación de energía planteados enel PRODESEN 2019-2033.
❑ Para ello, como analizaremos más adelante, serequiere:
➢ Retirar oportunamente las centrales eléctricasmenos eficientes y más contaminantes.
➢ Reforzar la infraestructura de transmisión paraque los usuarios se puedan beneficiar de losatractivos costos de generación que ofrecen lasenergías renovables.
➢ Restablecer a la brevedad posible las subastas delargo plazo, bajo la modalidad que decidaconveniente esta administración, ya que, ademásde ser obligatorias por ley, han mostrado ser uninstrumento muy efectivo para anclar las nuevasinversiones en energías limpias y para lograrprecios muy competitivos en beneficio delconsumidor final.
Nota: probablemente hubo un error al transcribir el nivel deemisiones esperado para el año 2020 en la trayectoria inercial.La trayectoria esperada, tal como fue publicada no tiene lógica.Seguramente el dato correcto corresponde a una proyecciónlineal
Fuente: SENER. Prospectivas del Sector Eléctrico, de Gas Natural y de Petroleó Crudo y Petrolíferos 2018 - 2032
Evolución prevista de la generación de energía eléctrica (PRODESEN 2018-2032)
28Fuente: PRODESEN 2018-2032
TWh
60.0%
78.9%
40.0%
21.1%
0% 20% 40% 60% 80% 100%
2031
2017
Convencional Limpia
29
Evolución prevista de la generación de energía eléctrica (PRODESEN 2018-2032)
Fuente: PRODESEN 2018-2032
❑ A la capacidad total instalada de68,000 MW en 2017, elPRODESEN 2018-2032 planteaagregar 66,900 MW de nuevacapacidad.
❑ La capacidad adicional seintegrará en 45% por tecnologíasconvencionales, la gran mayoríacentrales de ciclo combinado, yen 55% de energías limpias,incluyendo tres nuevas centralesnucleares con capacidad total de4,060 MW.
❑ También contempla retirar 115unidades con una capacidad totalde 11,800 MW, que incluye a lamayoría de las centrales térmicasconvencionales y las doscarboeléctricas del norte del país.
66,900 MW 11,800 MW
Evolución prevista de la generación de energía eléctrica (PRODESEN 2019-2033)
30Fuente: PRODESEN 2018-2032 y 2019-2033
60.1%
60.0%
76.8%
78.9%
39.9%
40.0%
23.2%
21.1%
0% 20% 40% 60% 80% 100%
2032
2031
2018
2017
Convencional Limpia
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
2019 2020 2021 2022 2025 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
Energía Producida(GWh)
Energía Producida Energía Limpia
31
Evolución prevista de la generación de energía eléctrica (PRODESEN 2019-2033)
Fuente: PRODESEN 2018-2032
❑ A la capacidad total instalada de70,500 MW en 2018, el PRODESEN2018-2032 plantea agregar 70,300MW de nueva capacidad.
❑ En los cambios de un año a otrodestaca un importante incrementoen centrales fotovoltaicas y ladesaparición de las centralesnucleoeléctricas del escenario deplaneación.
❑ También es importante resaltarque el PRODESEN 2019-2023explícitamente menciona que noestá programado el retiro deninguna central eléctrica.
66,900 MW
Ciclo combinado42%
TC, CI, TG, Carboeléctrica
2%
Eólica19%
Solar fotovoltaica
29%
Cogeneración eficiente
4%
Hidroeléctrica 4%Bioenergía
0%
Fuente: PRODESEN 2019-2033
70,500 MW
2019-20332018-2032
32
Evolución prevista de la generación de energía eléctrica (PRODESEN 2019-2032)
❑ Resulta preocupante el anuncio en elPRODESEN 2019-2032 de lacancelación del programa de retirode plantas de la CFE.
❑ La gran mayoría de las centralestérmicas convencionales, las doscentrales carboeléctricas del nortedel país y la mayoría de las centralesde turbogás han excedido o estánpróximas a alcanzar su vida útil.
❑ Los costos centrales excede conmucho el costo de las nuevascentrales de ciclo combinado, lomismo que sus emisiones e GEI y deotras emisiones contaminantes,como los óxidos de azufre y denitrógeno que son los principalescausantes de la lluvia ácida.
Tecnología Centrales en
operación
Capacidad
Instalada
Edad
Media
Mayor
Antigüedad
Vida Util
(MW) (años) (años) (años)
Convencional
Ciclo combinado 83 17,106 12 54 30
Termica convencional 59 7,654 24 54 30
Carboeléctrica 3 3,274 27 35 40
Turbogás 131 3,135 19 48 30
Combustión interna 248 1,014 9 49 25
Limpia Renovable
Hidroeléctrica 86 7,700 47 112 60
Geotérmica 8 553 26 43 30
Limpia-Otros 31 1,754
Nuclar 1 970 1 26 60
Total 796 46,107
EDAD MEDIA Y VIDA UTIL DE LS CENTRALES ELÉCTRICAS DE LA CFE(años)
Ventajas del Ciclo Combinado
Las nuevas centrales de generación de ciclo combinado presentan grandes ventajas sobre las centrales térmicas convencionales:
➢ Menor inversión
1.0 M US$/kW vs. 1.5 M US$/MW
➢ Menor tiempo de ejecución del proyecto
2 años vs. 4 años
➢ Mayor eficiencia térmica
55%-60% vs 32%
➢ Menor consumo de energía fósil por kwh generado
11,250 MJ/MWh vs 6,300 MJ/MWh
➢ Menores niveles de emisiones contaminantes
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
Ton SO2/GWh
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
Ton Nox/GWh
Tuxpan
Mazatlán
Combustóleo
Valle de
México
Gas Natural
Ciclo
Combinado
Gas Natural
❑ En el PRODESEN 2019-2034 se cancelan dos proyectos estratégicos de líneasde transmisión cuya licitación había iniciado la pasada administración.
❑ Ambas líneas permitirían impulsar el desarrollo de las energías renovables.
34
Cancelación de proyectos estratégicode líneas de transmisión
Fuente: PRODESEN 2018-2032 y PRODESEN 2019-2033
❑ La Ley de la Industria Eléctrica establece, en su Artículo 53,que: “Los Suministradores de Servicios Básicos celebraránContratos de Cobertura Eléctrica exclusivamente a travésde subastas que llevará a cabo el CENACE”.
❑ La Comisión Reguladora de Energía ha establecido loscriterios para que los Suministradores de Servicios Básicostengan contratada con suficiente anticipación lacapacidad, energía y CELs que requerirán en los próximosaños.
❑ Las subastas de largo plazo realizadas por el CENACE hansido el mecanismo más eficaz para promover y anclar lasnuevas inversiones en energías renovables que requiere elpaís.
❑ La nueva administración ha suspendido temporalmente lasubasta de largo plazo que se tenía programada para lacontratación de capacidad, energía y CELs para el año2021.
35
Suspensión de las Subastas de Mediano y Largo Plazo
Fuente: PRODESEN 2018-2032 y PRODESEN 2019-2033
Años Energía Potencia CEL
1234
5 a 67 a 9
10 a 1213 a 18
100%100%100%
Monto de CELMonto de CELMonto de CELMonto de CELMonto de CEL
100%100%100%90%70%70%30%30%
100%100%100%90%70%50%30%30%
REQUISITOS DE COBERTURA
SUMINISTRO BÁSICO
RESULTADOS DE LAS SUBASTAS
Primera Subasta Segunda Subasta Tercera Subasta
2015 2016 2017
No.de Proyectos 18 56 16
Potencia (MW) 1,187 596
Energía ( GWh) 5,403 8,909 5,302
CELs (GWh) 5,381 9,275 5,762
Costo energía + CEL (US$/MWh) 47.76 33.47 20.57
Muchas [email protected]
Factores de emisión utilizados para esta presentación
37
Coque de petróleo 97,500 KgCO2/TJ 32.658 GJ/t 3.184 Mt CO2/Mt
Carbón térmico 94,600 KgCO2/TJ 32.658 GJ/t 3.089 Mt CO2/Mt
Combustóleo 77,400 KgCO2/TJ 6.565 GJ/B 508 KgCO2/B
Diésel 74,100 KgCO2/TJ 6.037 GJ/B 447 KgCO2/B
Turbosina 71,500 KgCO2/TJ 5.912 GJ/B 423 KgCO2/B
Gasolinas y naftas 69,300 KgCO2/TJ 5.365 GJ/B 372 KgCO2/B
GLP 63,100 KgCO2/TJ 4.150 GJ/B 262 KgCO2/B
GN (Sureste) - 45% 56,100 KgCO2/TJ 34,500 TJ/m3 1.935 Kg CO2/m3
68.350 Kg CO2/pc
GN (Resto del País) - 55% 56,100 KgCO2/TJ 38,500 TJ/m3 2.160 Kg CO2/m3
76.274 Kg CO2/pc
GN (Media nacional) 56,100 KgCO2/TJ 36,700 TJ/m3 2.059 Kg CO2/m3
72.708 Kg CO2/pc
factor de emisión IPCC (1) Poder calorífico (2,3) factor de emisión
volumétrico
(1) 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Inventories, Volume 2 Energy(2) www.gob.mx . Lista de combustibles 2018 (3) Comisión Reguladora de Energía. Reportes mensuales de calidad del gas natural. 2019