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1 Pág.1 Autores: Ing. David Castrejón Botello (IIE) Dr. Manuel Martínez Fernández (CIE-UNAM) XI Congreso anual de la AMEE y III Congreso anual conjunto de asociaciones AMEE/ WEC MEX / AME y AMGN Acapulco, 25 de Junio de 2011

2 Pág.2 Contenido I.Metodología empleada II.Supuestos base III.Descripción de escenarios IV.Resultados Evolución de la capacidad Producción de energía eléctrica en días típicos de invierno y verano Consumo de combustibles Estimación de emisiones de CO 2 Comportamiento del margen de reserva operativo Análisis de Costos V.Conclusiones

3 Pág.3 Metodología empleada 1.Evaluación cuantitativa de escenarios con la plataforma LEAP, (Long-range Energy Alternatives Planning system). 2.Modelo del sector eléctrico de México con año base en Construcción de un escenario de Referencia, basado en el escenario de crecimiento eléctrico de la Prospectiva del Sector Eléctrico de la Secretaría de Energía (SENER). 4.Planteamiento y modelación de un escenario de Renovables, con una mayor penetración de tecnologías con fuentes renovables de energía, para el periodo Análisis de resultados y estimación de costos.

4 Pág.4 Supuestos base Consumo eléctrico: Tasa de crecimiento anual 4.3%, del escenario de Planeación de la Prospectiva Eléctrica , con crecimiento anual del PIB de 3.5%. a.Considera: Ventas servicio publico, ahorro de Pronase, reducción de pérdidas, atención a cargas reprimidas, autoabastecimiento remoto, pérdidas por transmisión y distribución y usos propios del sector eléctrico. Fuente: - Prospectiva Eléctrica Proyección del consumo bruto de electricidad a (GWh) Proyección de la demanda máxima coincidente del Sistema Interconectado Nacional (MW) Fuente: - Prospectiva Eléctrica

5 Pág.5 Supuestos base Evolución de la capacidad de generación: Adiciones y retiros de CFE y autoabastecimiento remoto de la Prospectiva Eléctrica Factores técnicos de las tecnologías: Eficiencia de generación, índices de disponibilidad, vida útil, mediciones de viento e irradiación solar y factores de planta esperados para hidroeléctricas y geotérmicas. Económico: Costos de inversión y O&M del documento Energy Technology Perspectives 2010 de la OECD/IEA. Precios de combustibles del COPAR de Generación 2010 de CFE. No se consideran las inversiones requeridas de la red de transmisión y distribución. Datos

6 Pág.6 Descripción de escenarios REFERENCIA: Los proyectos definidos como CC/NTG (Ciclo combinado/Nueva Tecnología de Generación), se modela como Ciclo Combinado con 52% de eficiencia. Los proyectos definidos como NGL (Nueva Generación Limpia) se les asigna una tecnología conforme a la simulación de CFE, adicionando sistemas de captura de CO 2 en supercríticas a carbón y ciclos combinados a gas natural. RENOVABLES: Del programa de expansión de capacidad de prospectiva, solo se consideran los proyectos en construcción, en proceso de licitación y los de fuentes renovables. A partir del 2015, solo se adicionarán tecnologías de fuentes renovables de energía, para mantener un Margen de Reserva Operativo de 6%. Escenarios: Tecnologías

7 Pág.7 Resultados

8 Pág.8 Evolución de la capacidad (MW) Escenario ReferenciaEscenario Renovables Tecnología Esc. Ref.Esc. Ren. 16,1848,6728,123 05,6000 5,393 01, , ,3593,952 18,87416,406 1, , , , , ,10015, ,0982,000 11,53515,25125,000 Total 55,01983,918103,058 No Renovables 41,81662,55035,239 Renovables 13,20321,36867,819 No Renovables 76%75%34% Renovables 24%25%66% Al 2025, el escenario de Renovables requiere 20 GW adicionales de potencia instalada Requerimientos de Capacidad promedio del escenario Renovables en el periodo (MW/año) Hidroenergía1,154Solar FV618 Geoenergía101Solar Térmica564 Eólica 351,055Bioenergía591 Eólica * Térmicas convencionales incluyen Combustóleo, Combustión interna, Turbogas y Lecho Fluidizado. Adiciones Generación

9 Pág.9 Despacho en días típicos de invierno y verano a Escenario ReferenciaEscenario Renovables Las curvas de carga en días típicos en Invierno y Verano del 2009 de la Prospectiva Eléctrica, se llevan a la demanda máxima coincidente del 2025, estimada en 61,290 MW. Las fuentes NO renovables de respuesta rápida, como son, ciclos combinados, turbinas de gas y combustión interna, continuarán absorbiendo las fluctuaciones de carga, entre la oferta de energía renovable y la demanda del sistema interconectado. Sup.

10 Pág.10 Consumo de combustibles (PJ / año) Escenario ReferenciaEscenario Renovables El escenario de renovables presenta un ahorro en combustible total de 16% respecto al escenario de referencia, en todo el periodo de análisis. Esc. Referencia Combustible Esc. Ref.Esc. Ren. Diesel Coque de Pet. 31 Combustóleo Gas Natural 8411, Cárbón Uranio 116 1,8823,0951,741

11 Pág.11 Estimación de emisiones de CO 2 y Comportamiento del MRO Margen de reserva operativo (%) Emisiones de CO 2 del sector eléctrico (Millones de Toneladas de CO 2 ) 30% menos emisiones de CO 2 en el 2025 Con el escenario de Renovables será necesario evaluar si un MRO de 6% es suficiente para cubrir la variabilidad de la disponibilidad de las tecnologías. En el escenario de Renovables se alcanzan emisiones menores a las estimadas en 2010, para el sector eléctrico. Referencia Ref. sin CCS y sin Ef. Mejorada Renovables Referencia Renovables

12 Pág.12 Costos de Inversión Pagos acumulados anuales por concepto de INVERSION, con una tasa de descuento dada a pagar durante la vida útil cada tecnología Con Tasa de descuento de 12%Con Tasa de descuento de 5% Otros Costos

13 Pág.13 Costo Anual Total (Millones US$ 2010 ) Con Tasa de descuento de 12% Con Tasa de descuento de 5% Escenario ReferenciaEscenario Renovables

14 Pág.14 Conclusiones El escenario RENOVABLES con respecto al de REFERENCIA, al 2025: Requiere 20 GW más de potencia instalada. Logra tener 50% de la generación con fuentes renovables. Se estima un consumo de combustibles fósiles similar al del Reduce en 30% las emisiones de CO 2 llegando a un valor inferior al estimado en El escenario de RENOVABLES con una tasa del 12% siempre tiene un costo anual total superior y con 5% los costos anuales totales son similares. Este trabajo ilustra la posibilidad de un escenario con alta penetración de renovables, con importantes beneficios en el largo plazo, pero con grandes retos tecnológicos y económicos.


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