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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


2) Metas específicas por sector


4) Petróleo y gas

5) Transporte


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%)




4) Petróleo y gas

5) Transporte


❑ 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




4) Petróleo y gas

5) Transporte


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

16

❑ 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

17

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




4) Petróleo y gas

5) Transporte


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




4) Petróleo y gas

5) Transporte


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


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


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



❑ 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%


70,500 MW

2019-20332018-2032

32


❑ 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

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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

situación y retos de méxico en el sector energéticocespedes.org.mx/p/presentaciondrbarnes.pdf ·...

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