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PRODUCTOS ANALÍTICOS PARA APOYAR LA TOMA DE DECISIONES SOBRE ACCIONES DE MITIGACIÓN A NIVEL SECTORIAL
OFERTA DE ENERGÍA: GENERACIÓN ELÉCTRICA, PETRÓLEO, GAS Y CARBÓN
Reporte final
Preparado para Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo en Colombia
Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible
Director Eduardo Behrentz
Co-Investigadores Ángela Cadena, Ricardo Delgado, Mónica Espinosa,
Mario Hernández, Katherine Ovalle
Grupo de Estudios en Sostenibilidad Urbana y Regional Universidad de los Andes
Bogotá, Colombia Marzo 2014
Tabla de contenido
Aspectos generales .............................................................................................................................. 1
CAPÍTULO 1. SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ........................................................ 2
1.1. Resumen .............................................................................................................................. 3 1.2. Contexto sectorial ................................................................................................................ 4 1.3. Metodología ......................................................................................................................... 6 1.4. Resultados .......................................................................................................................... 11 1.5. Conclusiones ...................................................................................................................... 20
CAPÍTULO 2. ZONAS NO INTERCONECTADAS ...................................................................... 21
2.1. Resumen ............................................................................................................................ 22 2.2. Contexto sectorial .............................................................................................................. 23 2.3. Metodología ....................................................................................................................... 24 2.4. Resultados .......................................................................................................................... 27 2.5. Conclusiones ...................................................................................................................... 31
CAPÍTULO 3. PETRÓLEO, GAS Y CARBÓN .............................................................................. 32
3.1. Resumen ............................................................................................................................ 33 3.2. Contexto sectorial ............................................................................................................. 34 3.1. Metodología ....................................................................................................................... 35 3.2. Resultados .......................................................................................................................... 38 3.3. Análisis de costo efectividad y elaboración de curva de abatimiento ................................ 44 3.4. Conclusiones ...................................................................................................................... 47
Referencias ........................................................................................................................................ 48
1
Aspectos generales
Este documento constituye la Sección 4 (Oferta de energía) del reporte final del estudio “Productos analíticos para apoyar la toma de decisiones sobre acciones de mitigación a nivel sectorial”. Dicho trabajo se enmarca en el contrato de servicios profesionales número 0000018768 de 2013, celebrado entre el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo en Colombia y la Universidad de los Andes, con supervisión del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible. Los potenciales de mitigación reportados en este estudio son producto de un proceso de construcción colectiva en el que participaron numerosos expertos sectoriales. El alcance y los tiempos de implementación de las medidas y estrategias de reducción de emisiones aquí discutidas son reflejo de los acuerdos alcanzados con dichos actores. Como es el caso de cualquier ejercicio de simulación y proyección de escenarios, los resultados de nuestros modelos son sensibles a los supuestos y simplificaciones realizadas. Futuros análisis requieren de esfuerzos continuos en donde se incorpore la mejor información disponible a medida que ésta se vaya generando. Este informe se encuentra organizado en tres capítulos. El primero y el segundo discuten los resultados sobre generación eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional y las Zonas No Interconectadas, respectivamente. El tercer capítulo contiene los subsectores de petróleo, gas y carbón.
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CAPÍTULO 1. SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
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1.1. Resumen Se llevó a cabo un análisis de emisiones de gases efecto invernadero (GEI) y de opciones de mitigación de dichas emisiones al interior del SIN para el periodo 2010-2040. Este sistema se caracteriza por tener una alta participación de la generación hidroeléctrica en el lado de la oferta y por tener al sector residencial como su mayor consumidor desde el lado de la demanda. El SIN encuentra soporte en la infraestructura de transmisión que interconecta las zonas de mayor población y consumo en el país, dejando como zonas no interconectadas a algunas regiones que por su ubicación geográfica o por el tamaño de su demanda no permiten su incorporación a la red de transmisión nacional. Los análisis asociados con el SIN se llevaron a cabo por medio del Sistema de Planificación de Alternativas Energéticas de Largo Plazo (LEAP)1. El escenario de referencia de emisiones considera un crecimiento anual de la demanda de electricidad del 3.4% a lo largo del horizonte de estudio, la expansión de la capacidad de generación propuesta por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) como alternativa de largo plazo, el aumento en la participación de la generación térmica para producción de electricidad y la ocurrencia de fenómenos tipo Niño y Niña. Los portafolios de mitigación consideran la implementación de tecnologías eólicas, geotérmicas, de biomasa, solares térmicas y fotovoltaicas, y nuclear. Los resultados muestran potenciales de abatimiento hasta de 63,000 toneladas de dióxido de carbono (CO2) durante el periodo de análisis, con costos que varían entre -13 USD y 8 USD por tonelada reducida.
1 LEAP es una herramienta de modelación de escenarios energéticos desarrollado por el Stockholm Environment Institute. Es un modelo de tipo contable.
4
1.2. Contexto sectorial El sector eléctrico colombiano se caracteriza en la actualidad por un nivel de emisiones de GEI relativamente bajo. Por una parte, fuentes renovables tienen una participación alta en la canasta de generación eléctrica (Figura 1 y Figura 2), y por otra el consumo per cápita de electricidad es inferior al de otros países de la región (Figura 3).
Figura 1. Capacidad instalada de generación por fuente (año 2012)
Fuente: XM, 2013
Figura 2. Generación por fuente (año 2012)
Hidráulicos 64.0%
Hidráulicos menores
4.1%
Gas 14.8%
Carbón 6.9%
Eólica 0.1%
Líquidos y menores
9.7% Cogeneración
0.4%
Hidráulica 67%
Térmica 27%
Plantas menores
5%
Cogeneradores 1%
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Figura 3. Comparación del consumo de electricidad per cápita (año 2010)
Fuente: Banco Mundial (2013)
Desde el punto de vista de la oferta, la variabilidad climática y las crecientes restricciones a la construcción de centrales hidroeléctricas de mediano y gran porte proponen un escenario en el que la participación de este tipo de energía dentro de la canasta eléctrica colombiana reducirá su participación en los próximos años. El sector eléctrico nacional está conformado por dos grupos. El sistema interconectado nacional (SIN), al que pertenece el 96% de la población y las zonas no interconectadas (ZNI), al que corresponden las poblaciones que por su ubicación geográfica no han sido conectadas a la red de transmisión nacional.
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1.3. Metodología El análisis para el SIN se desarrolló siguiendo las etapas que se presentan en la Figura 4. Las dos primeras consistieron en la selección del modelo a utilizar y la definición de los supuestos y parámetros para la modelación. Como parte de dicho proceso se contó con el acompañamiento y validación de un selecto grupo de expertos sectoriales. A través de talleres de construcción colectiva (ver Anexo 1) se decidieron las perspectivas de crecimiento económico para las próximas décadas que serían utilizadas en los escenarios considerados, se acordaron los supuestos para la construcción de los escenarios de proyección (inercial y de referencia) de cada sector, y se priorizaron las alternativas de mitigación de GEI. El análisis del SIN contó con el apoyo permanente de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).
Figura 4. Metodología de análisis sectorial
1.3.1. Línea base de emisiones Para desarrollar este ejercicio se utilizó la información más completa y disponible al momento de su elaboración. Se utilizó como año base el 2010. Para el periodo 2010-2012 se utilizó información histórica y a partir del año 2013 se simularon los escenarios de proyección. Para la evaluación de los escenarios se utilizó el modelo LEAP aplicado al sector eléctrico colombiano y configurado para las necesidades específicas de este estudio. La información de calibración del modelo LEAP desde la perspectiva de la oferta se refiere a la capacidad instalada y la generación por tipo de tecnología, así como a parámetros técnicos de las plantas de generación consideradas. En el análisis la perspectiva de la demanda, la información de calibración requerida se refiere al consumo horario de
2. Opciones de mitigación para el contexto nacional
- Revisión de literatura científica. - Validación con expertos sectoriales de las opciones de mitigación a analizar. - Selección y diseño de las características que definen cada medida.
1. Línea base de emisiones
- Identificación de variables determinantes de las emisiones. - Consecución y validación de información histórica. - Selección de la fuente de información a utilizar en cada caso. - Estimación del crecimiento de la demanda de electricidad en el país. - Definición de los escenarios de proyección del sector: inercial y referencia.
3. Análisis de costo efectividad y elaboración de curva de abatimiento
- Estimación del costo incremental entre escenario de referencia y de aplicación de medidas.
- Estimación del cambio en emisiones con la aplicación de cada opción de mitigación. - Elaboración de la curva sectorial de costo marginal de abatimiento.
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electricidad, a partir del cual se determina el consumo total de energía y los requerimientos de potencia (Anexo 2). Adicionalmente, se utilizó información de pérdidas de electricidad durante las etapas de transmisión y distribución. La información de capacidad instalada, consumo de combustible y generación por fuente se obtuvo de la base de datos NEON (XM, 2013). Para el cálculo de la eficiencia de los procesos de generación, se utilizaron los criterios establecidos para caracterizar las plantas de generación del Modelo de Programación Dinámica Dual Estocástica (MPODE) utilizado por la UPME. La información de demanda de energía también fue obtenida de la base NEON de XM y los supuestos de pérdidas de transmisión y distribución se tomaron del documento “Proyección de la demanda de energía eléctrica” (UPME, 2013). Una vez caracterizada la actividad de generación eléctrica se estimaron las emisiones siguiendo las directrices del IPCC, según el consumo de energéticos y su correspondiente factor de emisión (UPME, 2003). Esta metodología difiere del análisis de ciclo de vida. Se diseñó un escenario de proyección llamado escenario de referencia. La demanda de electricidad se modeló de acuerdo al escenario medio de las proyecciones de la UPME (UPME, 2013), el cual supone que la demanda crece a una tasa media anual del 3.4% hasta el año 2031. Para este ejercicio se mantuvo constante la misma tasa de crecimiento para los años restantes (2032-2040). Se incluyó en el análisis el aumento esperado en las cargas especiales2 y su impacto sobre las pérdidas de distribución. Por esta razón, las pérdidas de transmisión y distribución decrecen desde 16.2% en el año 2013 hasta el 15% en el año 2040. En la proyección no se consideraron mejoras en las pérdidas de distribución ni de transmisión adicionales a las generadas por las cargas especiales. Se incluyeron las expectativas de instalación de nuevas plantas de generación eléctrica, tanto derivadas del cargo por confiabilidad como de los requerimientos identificados por la UPME. En la Figura 5 se resume el cronograma de instalación de nuevos proyectos de generación establecidos por la UPME (2013) como la “Alternativa de expansión de largo plazo 4A”. De 7,093 MW a ser instalados en total hasta el año 2025; 3,993 MW corresponden a las asignaciones por el cargo por confiabilidad y proyectos en construcción que deben estar en operación en 2019. A partir del 2019 y hasta 2025, la UPME identificó la necesidad de aumentar el parque de generación en 3,100 MW.
2Cargas especiales: son cargas industriales importantes que demandan energía eléctrica al SIN y cuya proyección se hace de manera exógena debido a que no obedecen a las variables utilizadas para la proyección de las demandas vegetativas del SIN (UPME, 2003).
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Figura 5. Cronograma de instalación de generación - Alternativa de largo plazo 4A
Fuente: Elaborado a partir de UPME (2013)
Nota: los proyectos cuya entrada se presenta antes del año 2020 corresponden a proyectos con asignación de energía firme o a proyectos ya en curso. Adicionalmente, se supuso un escenario de ocurrencia de fenómenos climáticos tipo Niño y Niña, que se modelaron en intervalos periódicos a lo largo del horizonte de estudio con intensidades variables que se ven reflejados en la disponibilidad máxima anual de las plantas hidráulicas. Se modeló un despacho en orden de méritos y un margen de reserva del 35%. 1.3.2. Opciones de mitigación para el contexto nacional Una vez definido el escenario de referencia, se procedió a caracterizar el conjunto de tecnologías de generación eléctrica que conforman los diferentes portafolios que incluyen medidas de mitigación de emisiones GEI. Como parte de dicho análisis se consideraron las siguientes tecnologías de generación: hidroeléctricas, térmicas a carbón, térmicas a gas natural, térmicas con combustibles líquidos, cogeneración con biomasa, plantas eólicas, plantas eólicas marinas, geotermia, solar fotovoltaico-centrales, solar fotovoltaico en edificaciones (techos), solar térmico-centrales y nuclear. Los escenarios de mitigación se diseñaron utilizando como base la alternativa de largo plazo 4B propuesta por la UPME (Figura 6). Esta alternativa considera dentro de la expansión de capacidad requerida la sustitución del proyecto de 300 MW de generación con carbón (que estaba en el año 2022 en el escenario 4A) por 300 MW eólicos (3 proyectos de 100 MW), 100 MW geotérmicos (dos proyectos de 50 MW) y 140 MW de cogeneración con biomasa3.
3En este análisis, al no tratarse de un estudio de ciclo de vida, se consideraron las emisiones derivadas de la combustión de biomasa. Sin embargo, vale la pena mencionar que la biomasa utilizada para cogeneración en la industria puede provenir de fuentes renovables o sea biomasa de desecho, caso en el cual el factor de emisión debería ser considerado como cero.
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)
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Figura 6. Cronograma de instalación de generación - Alternativa de largo plazo 4B
Fuente: Elaborado a partir de UPME (2013)
1.3.3. Análisis de costo efectividad y elaboración de curva de abatimiento Las medidas se evaluaron sobre el escenario de referencia. Se realizó un análisis de costo efectividad de la lista definitiva de opciones según la siguiente ecuación: Costoi CO2-eq,i
=CostoER - CostoEi
CO2-eq, ER - CO2-eq, Ei
En donde: Costoi es el costo incremental entre el escenario de referencia (ER) y el escenario con aplicación de la medida i (Ei); CO2-eq,i se refiere a la diferencia entre las emisiones dióxido de carbono equivalente (CO2-eq) del escenario de referencia y el escenario con aplicación de la medida i. De la relación Costoi/CO2-eq,i se obtiene el costo de reducir una tonelada de CO2-eq. El costo de cada medida es el valor presente neto del flujo de caja a lo largo de la vida útil del proyecto. Se consideran costos de inversión, gastos de operación y mantenimiento, costos de salvamento y los ingresos que genere la medida. Para los costos de combustible se supuso que los precios relativos de los mismos se mantendrán constantes y se consideró el escenario de precios medios presentado en el WEO 2011 (Anexo 3). Los costos de capital y los costos fijos de operación y mantenimiento (AOM) se calcularon utilizando como referencia los supuestos del World Energy Outlook WEO 2011 (International Energy Agency, 2011). El análisis de costos se restringe a las inversiones requeridas para instalar y operar cada una de las plantas consideradas, dejando a un lado las consideraciones técnicas de requerimientos de capacidad de transmisión y distribución, así como los costos asociados a tales actividades. En el análisis de costo efectividad se utilizó una tasa del 10% (en USD) para descontar el flujo de costos. Esta es la misma tasa que se ha utilizado en otros estudios nacionales de opciones de mitigación
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Hidroelectricidad
Gas
Carbón
Cogeneración
Combustibles líquidos
1,240
14
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AñoC
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Eólica
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Geotérmica
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250
50
1,100
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(Uniandes, 2010) (WorldBank, 2012). Todos los costos se presentan en dólares constantes del 2010. A partir de las opciones analizadas se estimó el escenario de mitigación para el periodo 2010-2040.
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1.4. Resultados 1.4.1. Línea base de emisiones En la Figura 7 se presenta la demanda de energía para el periodo 2010-2040 y en la Figura 8 la demanda máxima de potencia del SIN. La capacidad instalada para el escenario de referencia se muestra en la Figura 9 y en la Figura 10 se exponen los resultados de generación eléctrica por fuente. Se observa una reducción en el crecimiento de la participación hídrica, en especial en la segunda mitad del periodo de análisis. Se observan variaciones en la participación del recurso hídrico en intervalos periódicos, las cuales son resultado de la ocurrencia de fenómenos tipo Niño y Niña de intensidad variable. Los resultados obtenidos para generación total y demanda máxima de potencia (figuras 7 y 8) son consistentes con las proyecciones oficiales (UPME, 2013). Esto a pesar de que las suposiciones de ocurrencia de fenómenos climáticos y participación de la hidroenergía en la canasta eléctrica son menores en el escenario de referencia propuesto en este ejercicio.
Figura 7. Demanda de energía eléctrica en el SIN
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Dem
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Figura 8. Demanda máxima de potencia del SIN
Figura 9. Capacidad instalada de generación por combustible para el escenario de referencia
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Térmicas descentralizadas
Térmicas carbón centralizadas
Térmicas gas centralizada
Hidroeléctricas descentralizadas
Hidroeléctricas centralizadas
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Figura 10. Generación eléctrica por fuente para el escenario de referencia
En la Figura 11 se presentan las emisiones de GEI del SIN esperadas para el escenario de referencia. Se observa una tendencia creciente durante el periodo de análisis, dado el aumento en el nivel de actividad del sector y la mayor participación de energía térmica hacia el final del horizonte de análisis. Por otro lado, se observa una significativa oscilación periódica que corresponde al aumento o decrecimiento de la disponibilidad de las plantas de generación hídricas como consecuencia de fenómenos tipo Niña y Niño. La periodicidad e intensidad de dichos fenómenos altera de manera considerable el patrón de emisiones del sector y repercute en una alta variabilidad de la trayectoria de emisiones de GEI. Por razones similares los costos totales del sector eléctrico oscilan bajo la influencia de los fenómenos climáticos supuestos (Figura 12), aunque su oscilación es inferir en comparación con las emisiones.
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Hidroeléctricas descentralizadas
Hidroeléctricas centralizadas
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Figura 11. Emisiones de gases de efecto invernadero en el escenario de referencia
Figura 12. Costos totales de la generación eléctrica en el sistema interconectado nacional
1.4.2. Opciones de mitigación para el contexto nacional Las opciones de mitigación identificadas consisten en la implementación de portafolios de diferentes tecnologías de generación eléctrica. Dichos portafolios incluyen generación eólica, geotermia y cogeneración, y consisten en una prolongación en el tiempo y en alcance de la penetración de estas tecnologías con respecto a la Alternativa 4B de la UPME. El portafolio eólico corresponde a la instalación
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de cinco proyectos de 100 MW a ser instalados en 2020, 2021, 2023, 2028 y 2033. El portafolio geotérmico está conformado por cuatro proyectos de 50 MW a ser instalados en 2021, 2022, 2025 y 2030. La penetración de biomasa supone la instalación de capacidad nueva hasta alcanzar 400 MW en 2040, iniciando en 2015 con los 140 MW propuestos en UPME (2013). Se modelaron penetraciones de centrales solares tanto fotovoltaicas como térmicas. Para el caso de centrales fotovoltaicas, se consideró la instalación de 20 MW en 2020 y otros 20 MW adicionales en 2026; 60 MW adicionales en 2030 y 100 MW más en 2035. Para el caso de la tecnología solar térmica se modeló la instalación de una planta de 200 MW en 2023. Se consideró la instalación de techos solares de 2 kW (aproximadamente 30 m2 de superficie), mediante una trayectoria de instalación iniciando con 10 techos en 2015 hasta alcanzar 10,000 techos en 2040. La generación eólica offshore se modeló siguiendo la misma trayectoria de la generación eólica convencional. Adicionalmente, se modeló la instalación de una central con dos unidades nucleares hacia el final del periodo de estudio.
Cada uno de los portafolios mencionados anteriormente se modeló de forma independiente. Adicionalmente se consideraron otros dos escenarios, en los que se agregaron los diferentes portafolios de energías renovables evaluados. Esto significa la suma de las opciones del escenario de largo plazo 4A de la UPME y las renovables; así como la alternativa de largo plazo 4B de la UPME más las renovables. La descripción detallada de cada una de las medidas evaluadas se presenta en el Anexo 4. 1.4.3. Análisis de costo efectividad y elaboración de curva de abatimiento En la Figura 13 se presenta la variación de los costos totales de generación de los diferentes escenarios respecto a los costos del escenario de referencia. En la Figura 14 se presenta el mismo análisis para las emisiones. El diferencial de costos no supera en ningún caso el 3.5% del valor de referencia durante el periodo de análisis. Sin embargo, la reducción de emisiones alcanza valores superiores al 15%. Es importante tener en cuenta que dentro de los costos no se incluyeron las diferencias entre los requerimientos de inversión en transmisión, lo que en casos como la generación eólica o solar puede aumentar los costos de manera significativa. Otro aspecto relevante es el aumento en las emisiones debido al incremento de la actividad de cogeneración con biomasa. Como ya se mencionó, para este ejercicio se consideró que la biomasa no es neutra desde el punto de vista de emisiones (ver Sección 1.3.1). Este supuesto se realizó para garantizar la consistencia de los escenarios considerados en los demás sectores evaluados en el estudio.
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Figura 13. Variación de costos totales de la generación eléctrica
Figura 14. Variación de emisiones CO2-eq de la generación eléctrica
En la Figura 15 se presenta el factor de emisión equivalente para la electricidad en los diferentes escenarios de generación evaluados. El impacto de dichos portafolios sobre el factor de emisión del sistema nacional es limitado, en comparación con la magnitud del efecto que tienen los fenómenos
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Renovables no convencionalUPME
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climáticos como el Niño y la Niña. Durante la ocurrencia de fenómenos tipo Niña, el sistema eléctrico nacional hace uso del respaldo térmico, lo que se ve reflejado en el incremento de las emisiones. Dicho aumento supera la mitigación de emisiones que se logra al implementar los diferentes portafolios. Se destaca la importancia de evaluar la factibilidad de utilizar otros recursos renovables como complemento del recurso hídrico en periodos de sequía. La posibilidad está sujeta a las restricciones impuestas por la intermitencia propia de las fuentes renovables no convencionales. Adicionalmente estas alternativas de mitigación implican una armonización con el marco regulatorio del mercado de generación y de distribución de electricidad. La línea de tendencia muestra que el factor de emisión del SIN tiende a aumentar en el tiempo, lo que obedece al incremento esperado en la participación térmica dentro de la capacidad instalada del SIN.
Figura 15. Factor de emisión de la generación eléctrica en el sistema interconectado nacional
En el escenario de referencia el factor de emisión equivalente varía entre 90 y 290 g CO2/kWh, con un promedio de 175 g CO2/kWh. En la Tabla 1 se presentan los resultados del análisis de costo efectividad de los portafolios analizados. Los portafolios no son aditivos, lo que implica que el resultado de implementar dos portafolios diferentes de manera simultánea no es igual a la suma de los potenciales individuales.
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Renovables no convencionalUPMERenovables no convencional
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Tabla 1. Costo efectividad de los portafolios
Portafolio Mitigación (millones
toneladas CO2)
Costo efectividad (USD/t CO2)
Costo total (millones USD)
Renovables no convencionales más UPME 4B 82 2 170 Renovables no convencionales 72 2 160 UPME 4B 39 -4 -150 Nuclear 33 4 120 Solar fotovoltaico 28 9 240 Cogeneración 22 1 30 Eólica offshore 11 7 80 Eólica 11 -6 -75 Geotermia 10 -13 -140 Solar térmico 6 8 50 Techos solares 0.1 4 0.5
Los valores se presentan aproximados Los potenciales de mitigación de los portafolios analizados varían entre 130,000 toneladas de CO2-eq y 63 millones de toneladas de CO2-eq acumuladas en el periodo de análisis. Los portafolios de generación eólica, geotérmica y el portafolio presentado como alternativa de largo plazo 4B de la UPME representan ahorros para el sistema eléctrico nacional, respecto a los costos que se tienen bajo el escenario de referencia. Como se ha mencionado en varios aparte de este documento, la biomasa no se considera neutra desde el punto de vista de emisiones, por lo tanto sumar las emisiones de la biomasa lleva a que el portafolio de cogeneración aumente las emisiones totales en lugar de reducirlas. Los resultados detallados de cada uno de los portafolios se presentan en las fichas que conforman el Anexo 4. El escenario Renovables no convencionales más UPME 4B es el que representa la mayor mitigación respecto a las emisiones GEI del escenario de referencia, permitiendo la reducción de 63 millones de toneladas de CO2-eq durante el periodo de análisis, cifra equivalente al 11% de las emisiones acumuladas en el escenario de referencia (Figura 16). Este escenario de mitigación tiene un costo incremental de 1,600 millones de dólares, respecto al costo que tiene la generación del SIN en el escenario de referencia. Debe tenerse en cuenta que el planeamiento en el mercado eléctrico colombiano es indicativo. La implementación de portafolios renovables como los acá presentados puede requerir el uso de incentivos o de ajustes normativos claros, sustentados y acordados de manera que el mercado no se desestabilice. No se consideró el uso potencial de recursos no convencionales debido a que las reservas no han sido claramente determinadas y no se han desarrollado aún en el país. La incorporación de este tipo de fuentes de generación, si se dan a bajo costo, pueden incidir negativamente en la penetración de fuentes renovables.
19
Figura 16. Emisiones GEI del escenario de máxima mitigación y el escenario de referencia
En el Anexo 5 se mencionan algunas consideraciones sobre la implementación de los portafolios analizados y su relación con el mercado eléctrico.
0
10
20
30
40
2010 2020 2030 2040
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Referencia Mitigación
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1.5. Conclusiones
En este ejercicio se modeló un conjunto de medidas que permitirían desviar la trayectoria de emisiones de GEI asociadas a la generación en el SIN. Para éstas se encontraron potenciales de reducción que varían entre 0.13 millones de toneladas de CO2-eq hasta 63 millones de toneladas de CO2-eq, con costos inferiores a 10 dólares por tonelada reducida. Sin embargo, no se valoraron costos como la infraestructura de transmisión, que pueden variar entre los portafolios considerados. Algunas de las medidas evaluadas, como el caso de los techos solares, la cogeneración o los portafolios eólicos y solares, por sus características descentralizadas o de intermitencia, podrían requerir ajustes en el marco regulatorio del sector eléctrico. En el caso de los portafolios que involucran algún nivel de descentralización de la generación, como los techos solares o la cogeneración, podrían requerirse modificaciones para permitir ventas de excedentes de energía a la red y pagos de la infraestructura de distribución utilizada (o instalada y dejada de utilizar), entre otros. Por otro lado, una de las mayores medidas de mitigación podría estar asociada a la instalación de respaldo renovable firme a la generación hidroeléctrica. Se observó que los mayores cambios en los patrones de emisión de la generación están asociados con baja generación hidroeléctrica. Es necesario para el país profundizar el estudio de la complementariedad entre fuentes renovables como por ejemplo la hidroelectricidad y la generación eólica y solar para que en casos de escasez hídrica, el respaldo del sistema no sea exclusivamente térmico. La penetración de nuevas tecnologías y combustibles no convencionales pueden contribuir al aumento de las emisiones de GEI en el SIN. En los planes de generación de referencia de UPME aún no se considera la posibilidad de instalación de plantas que usen como combustible el gas de esquisto o el obtenido a partir de lechos de carbón. Ambos combustibles tienen potencial de explotación en Colombia y si bien es cierto que las emisiones asociadas a su combustión son menores que las asociadas a la combustión del carbón, también lo es que estas emisiones son solo una parte de las asociadas a su extracción (v.g., fugitivas). El desarrollo de estos combustibles en el país puede llevar a que por razones de costos, estas tecnologías reduzcan el espacio para la penetración de las tecnologías renovables. Se observó una gran dependencia entre las emisiones del sector y las condiciones climáticas. De hecho, esta variable es la más relevante a la hora de valorar las emisiones del sector eléctrico. Las opciones para reducir el riesgo de desabastecimiento frente a la incertidumbre climática, tienden en primer lugar a privilegiar a la generación térmica como alternativa firme independiente de los escenarios climáticos. En este orden de ideas, se hace importante la valoración de la complementariedad potencial entre el recurso hídrico y las fuentes no convencionales de energía o entre diferentes zonas hídricas dentro del país. Esto significa que una alternativa de mitigación de GEI en el sector eléctrico puede ser la construcción de infraestructura de generación eléctrica que reduzca la vulnerabilidad frente a las variaciones hidrológicas.
21
CAPÍTULO 2. ZONAS NO INTERCONECTADAS
22
2.1. Resumen En la actualidad cerca de 180,000 usuarios conforman la demanda de las ZNI. Los municipios de este grupo se caracterizan por bajas densidades poblacionales (entre 0.73 hab/km2 y 4 hab/km2) y su lejanía respecto a centros urbanos con cobertura de la red nacional de transmisión. En este grupo la generación eléctrica se hace principalmente con combustible diésel. Las largas distancias y el costo de transporte de los energéticos constituyen algunas de las barreras para el desarrollo de proyectos de generación eléctrica en dichas zonas. En este estudio se analizaron opciones de generación de electricidad asociadas con bajas emisiones de GEI en los municipios pertenecientes a las ZNI para el periodo 2010-2040. Se proyectó la demanda de energía por municipio de acuerdo con el crecimiento de los hogares rurales, el consumo per cápita y las horas al día de servicio de electricidad. Con el modelo HOMER (Hybrid Optimization Model for Electric Renewables) se simularon sistemas híbridos (diésel-renovables) de generación de electricidad, considerando entre las fuentes renovables energía solar, eólica y biomasa, y teniendo en cuenta la disponibilidad de éstos recursos en cada municipio. Se realizaron análisis de sensibilidad variando el precio del diésel y el porcentaje de energía generado con cada fuente. Según los resultados obtenidos es posible lograr una sustitución hasta del 70% de la generación con diésel por fuentes renovables en algunos municipios. El potencial de mitigación identificado es de dos millones de toneladas de CO2-eq entre el 2010 y el 2040, cifra equivalente al 21% de las emisiones acumuladas en el escenario de referencia. El costo de la reducción de emisiones de GEI con la implementación de sistemas híbridos varía entre -16 USD/t CO2-eq y 71 USD/t CO2-eq.
23
2.2. Contexto sectorial
En la actualidad existen más de 180,000 usuarios que no están interconectados al SIN. Departamentos como Amazonas, Guainía, San Andrés y Providencia, Vaupés y Vichada son considerados como no interconectables. Por esta razón se requieren soluciones definitivas para asegurar la prestación del servicio de electricidad en estas y otras poblaciones. Las ZNI se caracterizan por una baja densidad poblacional (entre 0.73 hab/km2 y 4 hab/km2) lo que sumado a las largas distancias y al costo de transporte de los energéticos, constituyen algunas de las barreras para el desarrollo de proyectos de generación eléctrica. Actualmente, la solución para las ZNI consiste en generar electricidad con plantas que utilizan combustibles líquidos con altos costos de operación y mantenimiento. Debido a la distancia entre tales poblaciones y centros urbanos medianos y grandes, actualmente el costo de cada galón de combustible (diésel) puede variar entre 7,000 y 25,000 COP. El 92% de la capacidad instalada de generación en las ZNI corresponde a generación con diésel y el 8% restante corresponde a fuentes renovables. Según el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas no Interconectadas (IPSE), en la mayoría de los municipios que tienen capacidad instalada con fuentes renovables, la generación se sigue haciendo con las plantas diésel. Esto debido a la falta de apropiación de las tecnologías de generación con fuentes renovables por parte de la comunidad.
24
2.3. Metodología
Se siguió la metodología que se presenta en la Figura 17 para realizar el análisis de las ZNI.
Figura 17. Metodología de análisis para el sector de generación en ZNI
2.3.1. Línea base de emisiones La información sobre número de usuarios, demanda diaria de energía y horas diarias de servicio en cada municipio se obtuvo de los informes de telemetría del IPSE. Con la demanda de energéticos y los factores de emisión de los combustibles colombianos (UPME, 2003) se estimaron las emisiones del año 2010. De manera consistente con el análisis realizado en los otros sectores, la biomasa no se consideró neutra en términos de emisiones de GEI. La modelación se realizó considerando tres grupos de análisis, de manera consistente con lo establecido en la Resolución CREG 091 de 2007. En dicha norma se establecen grupos de municipios según el número de usuarios de cada población, para los que se fija un número de horas de servicio diario. Así, considerando el número de horas reportadas por el IPSE para cada zona, se clasificaron las poblaciones en los tres grupos mencionados: Grupo 1. Los municipios del Grupo 1 cuentan con una población promedio de 1,200 habitantes. Tienen electricidad entre 4 y 9 horas al día. Este grupo está conformado por Puerto Alvira, Sipí y Cumaribo.
1. Línea base de emisiones
- Caracterización de la demanda de energía, horas de servicio y capacidad instalada por fuente de generación.
- Diseño de los escenarios de proyección: aumento en las horas de servicio, incremento del consumo de energía promedio mensual por hogar.
2. Identificación de opciones de mitigación
- Evaluación de disponibilidad de recursos eólicos y solares, para cada municipio. - Validación con expertos sectoriales de las opciones de mitigación a analizar. - Selección y diseño de las características que definen cada medida (v.g., tiempos de implementación,
metas, tecnologías).
3. Análisis de costo efectividad y elaboración de curva de abatimiento
- Simulación en HOMER por grupo de municipios. - Estimación del costo incremental entre el escenario de referencia y el escenario con aplicación de cada
medida. - Estimación del cambio en emisiones con la aplicación de cada opción de mitigación. - Elaboración de la curva sectorial de costo marginal de abatimiento.
25
Grupo 2. El tamaño promedio de la población en los municipios de este grupo es de 2,000 habitantes. El servicio de electricidad diario tiene una cobertura entre 10 y 15 horas. Los municipios que hacen parte del Grupo 2 son Carurú, Gilgal, San Antonio, Solano, Mosquera, Puerto Merizalde, Vigía del Fuerte, Barranco Minas y Balboa. Grupo 3. A este grupo pertenecen los municipios cuya población promedio es de 3,000 habitantes. Tienen entre 16 y 14 horas de servicio diario de electricidad. El Grupo 3 está conformado por Guapi, Lopez de Micay, Timbiquí, El Charco, Iscuande, Tola, Francisco Pizrro, Olaya Herrera, Bajo Baudó, Acandí, Bahía Solano, Bocas de Satinga, Capurganá, Carreño, Cupica, Docordó, Inírida, Isla Fuerte, La Macarena, Leguízamo, Mapiripán, Mitú, Murindó, Nuquí, Puerto Nariño, Titumate, Jurado, Miraflores, Primavera, Remolino del Caguán, Sala Honda, Tarapacá, Pie de Pato, Santa Rosalía y Unguía. Aunque la demanda de San Andrés y Leticia suma más del 60% de la demanda de las ZNI, estos municipios no fueron incluidos en el análisis. Estas regiones tienen contratos definidos hasta el año 2030 y ya están adelantando proyectos con energía renovable. Por estas razones, el grupo de expertos sectoriales sugirió concentrarse en otras poblaciones. Debido a que el rendimiento de las plantas es función de su tamaño, en la estimación de emisiones de CO2-eq se consideraron diferentes factores de consumo de diésel por unidad de energía generada. Para el Grupo 1 se utilizó un valor de 0.1 galones/kWh, y para los grupos 2 y 3 se supuso 0.0825 galones/kWh de acuerdo al IPSE. Para todos los grupos se consideraron pérdidas del sistema del 10%, según los supuestos de modelación sugeridos por el IPSE. La proyección de la demanda se estimó para un escenario de crecimiento medio de la población, según el cual los hogares en zonas rurales crecen a una tasa anual equivalente del 0.83% entre el 2010 y el 2040 (ver Anexo 6). Se diseñaron dos escenarios de proyección. En primer lugar, el escenario inercial supone que la generación continuará la dinámica observada en la actualidad y por lo tanto la proyección de la demanda entre 2010 y 2040 únicamente depende del crecimiento del número de hogares. Por su parte, el escenario de referencia considera que algunos de los municipios de las ZNI serán conectados al SIN de acuerdo con el Plan Indicativo de Expansión en Cobertura (PIEC)4. Se supone también para dicho escenario que todos los usuarios de las ZNI tendrán servicio durante 24 horas al día (ver Anexo 7). Adicionalmente, se consideró un incremento en el consumo promedio por usuario hasta alcanzar 110 kWh/mes5. 2.3.2. Opciones de mitigación para el contexto nacional Para las ZNI la principal medida de mitigación de emisiones de GEI propuesta por los expertos fue la implementación de sistemas híbridos (diésel-renovables) para sustituir un porcentaje de la generación
4 De acuerdo con el PIEC (UPME, 2010), los siguientes municipios serán interconectados entre el 2013 y el 2017: Guapi, San Antonio, Solano, López de Micay, Timbiquí, El Charco, Iscuandé, La Tola, Mosquera, Francisco Pizarro, Olaya Herrera, Sipí y Bajo Baudó. 5 Este valor se propuso teniendo en cuenta que el consumo de subsistencia por usuario propuesto en el último estudio de caracterización del sector residencial de la UPME (CorpoEma &UPME, 2012) es de 140 kWh/mes para usuarios ubicados en zonas por debajo de 1,000 msnm y de 105 kWh/mes para usuarios ubicados entre 1,000 y 2,000 msnm.
26
actual basada en uso de combustible diésel. Entre las opciones renovables se consideraron generación con biomasa, solar fotovoltaica y energía eólica. Dadas las limitaciones en la información disponible para las ZNI, no fue posible incluir en el análisis la generación hídrica. 2.3.3. Análisis de costo efectividad y elaboración de curva de abatimiento El análisis de costo efectividad de los sistemas híbridos se realizó con el modelo HOMER. Esta herramienta permite evaluar la solución óptima de generación eléctrica, dado un conjunto de tecnologías y de acuerdo a la disponibilidad de recursos renovables en cada región. Se modeló en HOMER un municipio promedio de cada uno de los grupos, según la capacidad instalada de generación eléctrica, así como la información de radiación y velocidad promedio del viento. Se realizaron análisis de sensibilidad del costo de la tonelada reducida de CO2 variando el precio del diésel. El análisis de costo efectividad se realizó siguiendo la misma metodología del análisis del SIN (ver Sección 1.3.3). A partir de las opciones analizadas se construyó la curva de costo marginal de abatimiento (MACC por sus siglas en inglés) y se estimó el escenario de mitigación para el periodo 2010-2040. La MACC representa la relación entre la costo efectividad de diferentes opciones de mitigación y la cantidad total de CO2-eq reducido. En este estudio se elaboró una curva incremental de costo marginal de abatimiento. Una explicación detallada de las curvas marginales de abatimiento, las metodologías de construcción de las curvas y las ventajas y desventajas de este tipo de análisis se puede consultar en Kesicki (2011), Kesicki & Strachan (2011) y la FAO (2012).
27
2.4. Resultados 2.4.1. Línea base de emisiones A continuación se presentan los resultados sobre la demanda de energía y emisiones de los escenarios inercial y referencia. Las figuras 18 y 19 muestran como debido al supuesto del incremento en el número de horas de servicio en el escenario de referencia, la demanda de energía y las emisiones crecen a una tasa mayor respecto al escenario inercial, a partir de la segunda mitad del periodo de análisis. En el escenario inercial la demanda de energía y las emisiones de CO2 crecen a una tasa del 1% promedio anual, y en el de referencia crecen al 1.3% anual durante el periodo 2010-2040. La reducción en la demanda alrededor del año 2013 en el escenario de referencia obedece al supuesto de la interconexión de 13 municipios al SIN.
Figura 18. Demanda de energía de las ZNI en el periodo 2010-2040
300
320
340
360
380
400
420
440
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480
2010 2020 2030 2040
Dem
anda
(GW
h/añ
o)
Referencia Inercial
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Figura 19. Emisiones de CO2-eq generadas por las ZNI en el periodo 2010-2040
2.4.2. Opciones de mitigación de emisiones Se evaluaron tres tipos de sistemas híbridos, uno para cada grupo de municipios y de acuerdo a la optimización de recursos resultado del modelo HOMER. En la Tabla 2 se presenta la demanda de energía del año 2040 y los portafolios sugeridos por dicho modelo. Una descripción detallada de cada sistema híbrido se puede consultar en el Anexo 8. Tabla 2. Demanda y capacidad instalada en el año 2040
Grupo Demanda energía anual (millones kWh)
Capacidad instalada (kW) Diésel Solar Biomasa Eólica
1 2.1 600 500 300 2 3.6 900 500 600 250 3 5.5 900 1,000 600
Se observa que para el Grupo 1 sería posible generar hasta el 45% de la electricidad con diésel, 29% con energía solar y 26% con biomasa. Para Grupo 2 se podría generar hasta un 53% con biomasa, 30% con diésel, 16% con energía solar y 2% con eólica. Por su parte, para el Grupo 3 el 50% se podría generar con biomasa, un 28% con diésel y el 22% con energía solar. La cantidad de biomasa necesaria para generar la energía sugerida por el modelo es de 320 TJ en el 2040, año de máxima generación con esta fuente. De acuerdo con el Atlas de biomasa de la UPME el potencial nacional de biomasa residual es de alrededor de 330 PJ. Un análisis complementario sería necesario para determinar si la ubicación de la biomasa disponible en el país coincide con los municipios analizados en este estudio.
0.20
0.25
0.30
0.35
0.40
0.45
2010 2020 2030 2040
Emis
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O2 (
mill
ones
tone
lada
s/añ
o)
Inercial Referencia
29
2.4.3. Análisis de costo efectividad y elaboración de curva de abatimiento En la Tabla 3 se presentan los principales resultados del análisis de costo efectividad para cada grupo de municipios. En la Figura 22 se presenta la curva de costos de abatimiento para el sector de generación en las ZNI. Tabla 3. Portafolio de mitigación de emisiones GEI en zonas no interconectadas
1Ver sección de metodología para la explicación de los costos considerados. Estos resultados son para un precio de diésel de $7,000 COP/gal de diésel. En el Anexo 8 se presenta un análisis de sensibilidad variando el precio del combustible.
Figura 20. Curva de costo marginal de abatimiento para zonas no interconectadas
Con la aplicación de los tres tipos de sistemas híbridos en los 34 municipios considerados se logra una reducción de 2.2 millones de toneladas de CO2-eq durante el periodo 2010-2040. Esto representa el 21% de las emisiones generadas por las ZNI en el escenario de referencia (Figura 21). El 90% de la reducción de
-20
0
20
40
60
80
100
0.0 0.5 1.0 1.5
USD
/ t C
O2-
eq
Potencial de reducción (millones toneladas CO2-eq)
Portafolio Grupo 2
Portafolio Grupo 1
Portafolio Grupo 3
Grupo Número de
municipios que conforman el grupo
Reducción CO2-eq (millones toneladas) USD/t CO2-eq
Costos (millones USD)1
Total Inversión Ahorro
1 2 0.03 71 2 3.6 1.6
2 6 0.14 98 14 22 8.2
3 26 1.71 -16 -28 94 121
30
emisiones de las ZNI está dado por el Portafolio del Grupo 3. La implementación de los tres portafolios representa ahorros del orden de 10 millones de USD durante todo el periodo de análisis.
Figura 21. Emisiones de CO2 en el escenario de mitigación Si bien se logra una reducción en el nivel de las emisiones a partir del año en que se empiezan a aplicar los portafolios de mitigación, la tendencia, entendida como la pendiente de la curva no logra atenuarse.
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
2010 2020 2030 2040
Emis
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eq (m
illon
es to
nela
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Referencia Mitigación
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2.5. Conclusiones El potencial de mitigación de GEI en el sector de generación eléctrica al interior del ZNI es limitado en comparación con los otros sectores analizados en este estudio. Con la implementación de los tres portafolios se lograría una reducción de 2.2 millones de toneladas de CO2-eq entre el 2010 y el 2040. El costo de implementar las medidas de mitigación en los tres grupos de población representa un ahorro respecto a los costos que tiene la generación eléctrica en el escenario de referencia. Según los resultados obtenidos es posible lograr una sustitución entre el 55% y el 70% de la generación con diésel por fuentes renovables.
32
CAPÍTULO 3. PETRÓLEO, GAS Y CARBÓN
33
3.1. Resumen Este capítulo comprende el análisis asociado a la oferta de petróleo, gas y carbón, en donde se destaca que el sector hidrocarburos juega un papel fundamental en la autosostenibilidad energética del país como soporte para el suministro de energía primaria y secundaria. La capacidad de refinación, representada principalmente por las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, asegura la oferta de cerca del 70% de la energía secundaria. El carbón, aunque ha presentado una tendencia decreciente en su consumo nacional en años recientes, sigue siendo esencial para cubrir parte de la demanda de energía del país. En este estudio se estimaron las emisiones (fugitivas y por combustión) generadas en los procesos de extracción, transformación y consumo de energéticos, relacionadas con la oferta energética nacional. Se proyectaron las emisiones para el periodo 2010-2040 y se analizaron, en términos de costo efectividad, medidas de mitigación de GEI. La línea base de emisiones de hidrocarburos estuvo soportada en las proyecciones realizadas por la UPME mientras que los análisis asociados al carbón se derivaron de escenarios internacionales. Las emisiones acumuladas entre el 2010 y el 2040 alcanzan 870 millones de toneladas de CO2-eq (570 millones de toneladas de CO2-eq del subsector de petróleo y gas y 300 millones de toneladas de CO2-eq del subsector de carbón). El factor de mayor influencia en el crecimiento de las emisiones en asociadas a la oferta de petróleo y sus derivados tiene que ver con la calidad de los hidrocarburos extraídos, y específicamente la transición hacia crudos pesados que no están clasificados como convencionales. Esto se encuentra relacionado con mayores emisiones fugitivas, así como con un mayor requerimiento energético durante las etapas de la refinación. Las medidas de mitigación propuestas se obtuvieron como resultado de mesas de trabajo con diferentes actores y expertos sectoriales. Estas opciones abarcan mejoras en los procesos actuales a través de buenas prácticas operativas, implementación de nuevas tecnologías, inclusión de energías renovables y proyectos de captura de CO2. Un aspecto a destacar es el flujo positivo de ingresos, en donde todas las medidas evaluadas (excepto la captura y almacenamiento de carbono en refinerías) generan ingresos por la recuperación y reducción en consumo de energéticos o por incrementos en las tasas de producción. El potencial total de mitigación para el periodo 2010-2040 es de 138 millones de toneladas de CO2-eq. Las emisiones reducidas con las medidas propuestas equivalen al 16% de las emisiones acumuladas durante el periodo de análisis en los sectores de petróleo, gas y carbón.
34
3.2. Contexto sectorial El consumo de energéticos en el país aumentó a una tasa anual equivalente del 1.6% entre el 2000 y el 2009. Los energéticos con mayor participación en la oferta interna de energía primaria en el año 2009 fueron el petróleo (43%), el gas natural (22%) y el carbón (10%). En la oferta de energía secundaria predominó por su participación la electricidad (24%) seguida por la gasolina (21%) y el diésel (17%) (UPME, 2011). Las reservas de petróleo en el año 2011 fueron de 2,260 millones de barriles (UPME-MME, 2011). La relación reservas/producción se ha mantenido alrededor de los 7 años. El nivel de exportaciones pasó del 46% al 60% entre 2006 y 2011 (UPME-MME, 2011). Para el caso del gas natural, la UPME estima un potencial de incorporación de más de 6 terapies cúbicos (TPC) en los próximos 20 años (UPME, 2012). El país cuenta con las refinerías de Barrancabermeja, Cartagena, Orito y Apiay. Las dos primeras representan más del 97% de la capacidad instalada para refinación de crudo. Barrancabermeja, con una capacidad de 250,000 barriles de petróleo crudo por día (BPCD) refina alrededor del 74% de los crudos cargados a las refinerías (UPME, 2009). Cartagena por su parte, recientemente amplió su capacidad hasta 150,000 barriles de petróleo crudo equivalente al día (BPCD). La actual capacidad de refinación del país es suficiente para suplir la demanda nacional de combustibles, estimada en 243,000 barriles por día calendario (UPME-MME, 2011). Los productos generados en las refinerías representan el 68% de la oferta de energía secundaria para el país (SIPG, 2012) y están conformados por gas de refinería (GR), gas licuado de petróleo (GLP), gasolina motor (GM), kerosene (KJ), diésel oil (DO), fuel oil (FO), entre otros. La producción nacional de carbón fue de 86 millones de toneladas en el año 2011. 92% de esta cantidad se destinó para exportación (SIMCO, 2012). Las reservas probadas al año 2011 eran de 6,500 millones de toneladas (SIMCO, 2012), 90% de las cuales se encuentran en los departamentos de la Guajira y Cesar. Estos departamentos se caracterizan por la producción de carbón térmico, mientras que el carbón metalúrgico se obtiene principalmente en la región cundiboyacense y en el Departamento de Norte de Santander (SIMCO, 2012).
35
3.1. Metodología La Figura 22 muestra un diagrama que resume la metodología utilizada en esta parte del estudio.
Figura 22. Metodología de análisis sectorial
3.1.1. Línea base de emisiones La línea base de emisiones asociada a la oferta de petróleo y gas, se diseñó de acuerdo a los escenarios de oferta y demanda desarrollados por la UPME (2012). En dicho estudio se contemplaron tres escenarios: escasez, base y abundancia y para cada uno de ellos se consideraron cinco componentes: 1) reservas probadas en producción, 2) reservas a adicionar por recuperación mejorada, 3) reservas no desarrolladas, 4) recursos por descubrir y 5) recursos no convencionales. Para el presente ejercicio se diseñaron dos escenarios de proyección de emisiones, de acuerdo con el escenario base de la UPME: 1) el escenario inercial que representa el desarrollo del sector si se siguiera comportando como lo hace actualmente (dicho escenario incluye los componentes 1 y 2 de la proyección de la UPME); 2) el escenario de referencia, el cual representa el más probable desarrollo del sector (considera los cinco componentes de la proyección de la UPME). En la Figura 23 se muestran las proyecciones de la oferta de hidrocarburos realizada por la UPME. La disponibilidad de hidrocarburos exhibe un decaimiento a medida que se avanza en el periodo de análisis, debido a la incertidumbre asociada con nuevos hallazgos y desarrollos. La oferta de hidrocarburos está asociada principalmente a recursos y procesos convencionales hasta el año 2020 (UPME, 2012), momento a partir del cual se tornan relevantes recursos y procesos no convencionales.
2. Opciones de mitigación para el contexto nacional
- Revisión de literatura científica. - Validación con expertos sectoriales de opciones de mitigación a analizar. - Selección y diseño de las características que definen cada medida (v.g., tiempos de
implementación, metas, tecnologías).
1. Línea base de emisiones
- Identificación de variables determinantes en las emisiones. - Consecución y validación de información histórica. - Selección de la fuente de información a utilizar en cada caso. - Definición de los escenarios de proyección del sector: inercial y referencia.
3. Análisis de costo efectividad y elaboración de curva de abatimiento
- Estimación del costo incremental entre el escenario de referencia y el escenario con aplicación de cada medida.
- Estimación del cambio en emisiones con la aplicación de cada opción de mitigación. - Elaboración de la curva sectorial de costo marginal de abatimiento.
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Figura 23. Proyecciones de oferta de petróleo y gas en el escenario base de la UPME
Fuente: Elaborado a partir de UPME (2012).
Para el carbón también se diseñaron dos escenarios de proyección. En el escenario inercial la extracción de dicho material crece a una tasa anual que varía entre 1% y 7% según el escenario medio de proyección macroeconómica realizado para este estudio (Anexo 9). El escenario de referencia está basado en los escenarios de producción mundial del International Energy Outlook 2011 (U.S. Energy Information Administration). Las emisiones fugitivas en las cadenas de petróleo y gas incluyen las fugas en equipos, la evaporación y las pérdidas por descarga en tanques, venteos, quema en antorcha o teas, incineraciones y liberaciones accidentales (IPCC, 2006). Utilizando la metodología de Nivel 1 del IPCC se estimaron las emisiones fugitivas para las categorías que se presentan en la Tabla 4. Se utilizó el factor de emisión de crudo convencional para las reservas probadas en producción, reservas a adicionar por recuperación mejorada y reservas no desarrolladas. Se utilizó el factor de emisión de crudo pesado para recursos por descubrir y recursos no convencionales.
Tabla 4. Categorías consideradas en la estimación de emisiones fugitivas
Sector Proceso
Gas
Producción Procesamiento Transmisión y almacenamiento Distribución
Petróleo Producción Refinación Transporte
0
200
400
600
800
1,000
1,200
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Prod
ucci
ón (k
boe/
día)
Metano en lechos de carbónGas de esquistoGas convencionalCrudo de esquistoCrudo extrapesadoCrudo pesadoCrudo intermedioCrudo liviano
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Utilizando información actualizada en 2012 sobre el requerimiento de energía para procesar un barril de petróleo equivalente (Anexo 10) y utilizando los factores de emisión de los combustibles nacionales (UPME, 2003), se proyectó el consumo de energéticos y las emisiones por combustión de los mismos. En el Anexo 10 se presentan los parámetros de modelación utilizados en la estimación de emisiones por combustión de petróleo y gas. La emisión de GEI asociada a la minería carbonífera y al manejo del mineral obedece fundamentalmente a dos etapas: 1) extracción del carbón y sus estratos circundantes, en donde se libera gas metano y dióxido de carbono; 2) manejo, procesamiento y transporte del carbón, en los que se liberan emisiones de metano y dióxido de carbono por gas almacenado, por oxidación a baja temperatura y por combustión no controlada (IPCC, 2006). Los factores de emisión para fuentes fugitivas propuestos en la metodología del IPCC difieren entre minería subterránea y terrestre, y en ésta última también dependen de la profundidad. Adicionalmente, los factores de emisión varían dependiendo si se trata de actividad de extracción o post-extracción (IPCC, 2006) (ver Anexo 9 sobre supuestos de modelación de emisiones de carbón). Debido a limitaciones y disponibilidad de información en este trabajo no se logró incluir emisiones asociadas a combustión, aunque sí las emisiones fugitivas asociadas a la producción de coque. 3.1.2. Opciones de mitigación para el contexto nacional En esta parte del trabajo se adelantó una revisión de literatura científica nacional e internacional sobre opciones de mitigación en los sectores de interés, así como consultas a investigadores y expertos sectoriales sobre dichas opciones. Asimismo, la línea base de emisiones proporcionó criterios técnicos que permitieron seleccionar, entre el universo de medidas posibles, opciones aplicables al contexto nacional. La lista de medidas definitivas del sector se validó de forma iterativa con los expertos y su análisis se realizó manteniendo presente el contexto nacional. Para cada medida se diseñó un escenario de aplicación en el que se definieron componentes como: año de inicio, gradualidad de implementación, magnitud de la medida (v.g., en qué regiones o categorías se aplicará) y periodo de aplicación. Estos se describen más adelante. 3.1.3. Análisis de costo efectividad y elaboración de curva de abatimiento El análisis de costo efectividad se realizó con la metodología presentada en la Sección 1.3.3. Las medidas se evaluaron con un enfoque conservador. Así, en general en el análisis de los costos se consideraron los costos más altos reportados en las fuentes de información consultadas, mientras que para la reducción de emisiones se seleccionaron los menores rangos. Estas medidas fueron evaluadas considerando condiciones promedio del sector, de acuerdo a la información provista por los expertos que participaron en el desarrollo del análisis. Para el sector de hidrocarburos la alta cantidad de procesos y la amplia variedad en la manera en que éstos se desarrollan, constituye un reto para realizar una evaluación que represente el sector a nivel nacional.
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3.2. Resultados
3.2.1. Línea base de emisiones Todos los procesos asociados a la oferta del crudo (producción, transporte, refinería y petroquímica) tienen asociadas emisiones por combustión. El energético de mayor uso es el gas natural, éste representa el 80% de la energía que se consume en producción y refinería. En el transporte los principales energéticos por su participación en el consumo son el crudo (45%) y el gas natural (30%) (ECP-DHS, 2012). En la Figura 24 se presentan las emisiones por combustión asociadas con los procesos de producción, transporte, refinería y petroquímica. El máximo nivel de emisiones se presenta en el año en el año 2017 y está relacionado con el uso de las refinerías en su máxima capacidad y con un pico esperado en la producción de hidrocarburos.
Figura 24. Emisiones GEI por combustión en asociadas a la oferta de petróleo
La Figura 25 muestra el aporte de cada proceso en las emisiones generadas por combustión en el escenario de referencia. Refinería y petroquímica llegan a representar hasta el 48% de las emisiones en el periodo analizado. Las emisiones por transporte tan solo representan el 11% del total, con un valor máximo de 1.5 millones de toneladas anuales de CO2-eq. Las emisiones por refinería y petroquímica permanecen constantes desde el año 2017, cuando las refinerías alcanzan su capacidad máxima después de las ampliaciones consideradas en los supuestos de modelación.
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Figura 25. Emisiones de CO2-eq por combustión en el escenario de referencia del subsector petróleo
En la Figura 26 se presentan las emisiones fugitivas para petróleo y gas a nivel nacional. En el escenario inercial, las emisiones fugitivas hacia el final del periodo decaen hasta valores anuales de alrededor de 30,000 toneladas CO2-eq. Este comportamiento obedece a la disminución de la producción de petróleo asociado a las fuentes existentes así como a la recuperación mejorada (EOR). En el escenario de referencia las emisiones anuales fluctúan entre 4 y 6 millones de toneladas de CO2-eq entre el 2010 y el 2020. A partir de ese momento éstas se incrementan debido al ingreso de crudo clasificado como no convencional y a crudos de menor calidad. Este combustible alcanza su máxima participación entre 2028 y 2030, aportando el 24% del petróleo producido y el 71% de las emisiones fugitivas del sector.
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Figura 26. Emisiones fugitivas de CO2-eq asociadas a la oferta de petróleo y gas
En el año 2010 más del 70% de las emisiones fugitivas se generan por el petróleo. Al final del periodo de análisis su participación aumenta hasta representar casi el 100% de las emisiones. Esto se debe a una reducción significativa del gas a partir del año 2034, en el escenario de oferta seleccionado. En las emisiones fugitivas asociadas al gas, la etapa de procesamiento aporta el 50%, distribución 30%, producción 12% y transmisión y almacenamiento 6%. En el petróleo la participación de los procesos en las emisiones cambia en función del tipo de recurso. Al inicio del periodo de análisis el 100% de las emisiones se deben a la producción de petróleo convencional, y partir del año 2026 cerca del 70% de las emisiones fugitivas son ocasionadas por la producción de crudo pesado. El transporte representa menos del 1% de las emisiones fugitivas del petróleo en el periodo de análisis. La relación entre las emisiones fugitivas de CO2-eq por barril de petróleo equivalente (boe) mantiene una tendencia constante alrededor de 10 kg CO2-eq/boe hasta el año 2020 (Figura 27). A partir de ese momento y debido a los cambios en la participación de los recursos disponibles, la intensidad decae en el escenario inercial. Lo contrario ocurre en el escenario de referencia en donde aumenta como consecuencia del aporte de las emisiones de los recursos que están clasificados como no convencionales. Esto último está relacionado con un cambio de varios órdenes de magnitud en los factores de emisión6 (IPCC, 2006).
6 En las emisiones de metano el factor cambia de 1.5E-6 Gg por 103 m3 de producción de petróleo convencional a 7.9E-3 Gg por 103 m3 de producción de petróleo pesado. Los valores de la intensidad de CO2 son consistentes con aquellos reportados por empresas del sector de hidrocarburos (REPSOL, 2012) (PEMEX, 2012).
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Figura 27. Intensidad de carbono para las emisiones fugitivas de los escenarios inercial y de referencia del sector hidrocarburos
Las emisiones totales (combustión y fugitivas) del subector de hidrocarburos son de alrededor de 10 millones de toneladas de CO2-eq en el año 2010. Durante el horizonte de análisis, las emisiones varían entre 10 y 25 millones de toneladas anuales de CO2-eq (Tabla 5). Tabla 5. Emisiones anuales del sector hidrocarburos
Año Emisiones CO2-eq (Millones t /año)
Aporte emisiones combustión (%)
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Las emisiones fugitivas del carbón aumentan desde 3.8 millones de toneladas de CO2-eq en el año 2010 hasta cerca de 11 millones al final del periodo de análisis en el escenario de referencia (Figura 28). Aunque la producción de carbón en minas subterráneas representa el 10% de la producción nacional, en emisiones de CO2-eq éstas aportan el 35%. Las emisiones post-extracción representan menos del 10% de las emisiones fugitivas del carbón.
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Figura 28. Escenario inercial y de referencia de emisiones fugitivas asociadas a la producción de carbón
Las emisiones generadas en la producción del coque (clasificadas en procesos productivos de acuerdo con IPCC) son del orden de un millón de toneladas de CO2-eq en el año base. Éstas crecen a una tasa anual equivalente del 2% entre el 2010 y el 2040 (Figura 29).
Figura 29. Emisiones por producción de coque
3.2.2. Opciones de mitigación para el contexto nacional Del universo de opciones documentadas en la literatura técnica así como aquellas sugeridas por los expertos sectoriales (Anexo 11), se analizó en detalle el subconjunto para el cual se contaba con
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información confiable y accesible que permitiese la evaluación de costo efectividad de las mismas. Dichas medidas se describen a continuación. En el Anexo 12 se ilustran en detalle todos los supuestos y parámetros utilizados en los análisis referentes a petróleo y gas, mientras que en el Anexo 13 se presenta la misma información para las medidas del subsector de carbón. Recuperación mejorada. Esta medida consiste en el uso de CO2 para la recuperación terciaria en pozos maduros. Se supuso que iniciaría en el año 2016 y alcanzaría de manera gradual una penetración del 30% en el año 2020. Este porcentaje corresponde a la participación en la producción de los campos de la región del Magdalena Medio. Optimización de la recirculación de glicol e instalación de tanques separadores. Se aplica en plantas deshidratadoras que utilizan glicol, con el fin de optimizar su tasa de recirculación. También considera la instalación de tanques separadores para la recuperación de gases. Se supuso que se implementaría en el año 2016. Fractura hidráulica en pozos de gas natural. Esta medida para pozos maduros o en decaimiento de producción, busca recuperar gas, manteniendo sus condiciones de flujo y composición. Para esta opción se supuso el 2016 como año de inicio. Recuperación de vapor en tanques de almacenamiento. Se busca recuperar hidrocarburos disueltos o condensados que se generan durante las actividades de almacenamiento de crudos. La medida requiere la instalación de equipos específicos. Gestión de la energía térmica y control de incrustaciones. Tiene como finalidad la recuperación y reúso de la energía térmica en procesos de refinación. Adicionalmente, busca evitar incrustaciones en los sistemas (fouling mitigation). Captura y almacenamiento de CO2 en refinerías. Busca la captura de CO2 en los procesos en los que se utilizan calentadores y calderas en las refinerías, teniendo en cuenta que éstos hacen parte de las principales fuentes de emisión. Esta medida considera el almacenamiento geológico del CO2. Recuperación de gas anular. Con esta medida se busca aliviar la presión que se puede presentar en el anular de un pozo con bombeo mecánico. Asimismo, propone recuperar el gas antes de ser emitido para disminuir la presión. Se supuso que iniciaría en el año 2016. Energía solar fotovoltaica en refinerías. Consiste en la sustitución de una proporción de la energía utilizada en procesos de refinación con generación solar fotovoltaica. La meta de implementación es una sustitución del 5% de la demanda total de las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena. Se supuso una implementación gradual (50 MW en 2017, 140 MW en 2020 y 240 MW en 2025). Recuperación de metano en minas a cielo abierto. Para las minas a cielo abierto del Cesar y La Guajira se propone hacer drenaje de metano de minas de carbón (CMM por sus siglas en inglés) por perforación horizontal y posteriormente venderlo a la red nacional de gas natural.
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Recuperación de metano en minas subterráneas. Se propone hacer drenaje de CMM en minas de carbón subterráneas, y su posterior quema en antorcha. 3.3. Análisis de costo efectividad y elaboración de curva de abatimiento Los principales resultados de las medidas analizadas (que fueron descritas en la sección anterior) se presentan en la Tabla 6. Para éstas los potenciales de mitigación varían entre 0.6 y 25 millones de toneladas de CO2-eq durante el periodo de análisis, con costos por tonelada reducida entre -35 y 65 USD. En la Figura 30 se presenta la curva de costo marginal de abatimiento. El potencial de mitigación de las 10 medidas en referencia es de cerca de 140 millones de toneladas de CO2-eq durante el periodo de análisis. Esto equivale a una reducción del 16% de las emisiones acumuladas en el escenario de referencia entre el 2010 y el 2040 (Figura 31). El 50% de las opciones representan ahorros respecto al escenario de referencia. Tabla 6. Medidas de mitigación para el sector hidrocarburos y carbón
Medida de mitigación Reducción (millones toneladas CO2-eq)
Costo marginal (USD/tCO2-eq)
Costo total (millones USD)
Recuperación mejorada 20 -35 -700
Optimización de la recirculación de glicol e instalación de tanques separadores 6 -4 -25
Fractura hidráulica en pozos de gas natural 8 3.5 30
Recuperación de vapor en tanques de almacenamiento 17 -3 -45
Gestión de la energía térmica y control de incrustaciones 20 33 670
Captura y almacenamiento de CO2 en refinerías 20 65 1,260
Recuperación de gas anular 13 -4 -50
Energía solar fotovoltaica en refinerías 8 43 360
Recuperación de metano en minas a cielo abierto 25 -1.1 -25
Recuperación de metano en minas subterráneas 0.6 13 8
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Figura 30. Curva de costo marginal de abatimiento
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Figura 31. Escenario de mitigación para los sectores de Petróleo, gas y carbón
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Línea base Escenario de mitigación
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3.4. Conclusiones El comportamiento de las emisiones de los subsectores de petróleo, gas y carbón difiere al de otros sectores evaluados en el proyecto realizado por la Universidad. Al ser función de las reservas, las emisiones siguen una tendencia con forma de campana. A medida que se cuente con nueva información sobre recursos disponibles en el país a mediano y largo plazo, dicho efecto se irá desplazando hacia el futuro. Las emisiones asociadas al petróleo y al gas son de 9 millones de toneladas de CO2-eq en el año 2010. Al final del periodo de análisis son de 12 millones en el escenario inercial y de 17 millones en el de referencia. El máximo nivel de emisiones en el escenario de referencia se presenta en el año en el año 2028 (27 millones de toneladas de CO2-eq) y está relacionado con el aporte de las emisiones fugitivas de recursos clasificados como no convencionales y crudos de menor calidad. En el año 2010 las emisiones fugitivas aportan el 43% de las emisiones totales, en el año 2040 son las emisiones por combustión las que predominan en las emisiones (75% del total). Esta variación en el aporte es consecuencia principalmente del tipo de crudo disponible. Por su parte, las emisiones asociadas a la oferta de carbón crecen desde 5 millones de toneladas de CO2-eq en el año 2010 hasta 13 millones en el año 2040 bajo el escenario de referencia. En el escenario inercial las emisiones crecen a una tasa anual equivalente del 2.7% y en el de referencia lo hacen al 3.3%. La incorporación de recursos no convencionales y de crudos de menor calidad exige la implementación de medidas de eficiencia energética y optimización de los procesos, con el cobeneficio de reducir emisiones GEI en los diferentes procesos. La mayoría de las opciones analizadas generan ingresos por la recuperación de energéticos, reducción en consumo de energía o por incrementos en las tasas de producción. El potencial de mitigación identificado para los subsectores de petróleo, gas y carbón es de 140 millones de toneladas de CO2-eq, equivalentes al 16% de las emisiones acumuladas entre el 2010 y el 2040 en el escenario de referencia. Este portafolio tiene un costo cercano a 1,500 millones de USD.
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