SECRETARÍA DE MEDIO AMBENTE Y RECUSOS NATURALES REPORTE FINAL

Transcripción

1 SECRETARÍA DE MEDIO AMBENTE Y RECUSOS NATURALES REPORTE FINAL IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, ELABORADO POR: COLEGIO DE INGENIEROS AMBIENTALES DE MÉXICO A.C. DICIEMBRE

2 CONTENIDO RESUMEN EJECUTIVO... 6 I ANTECEDENTES... 9 II OBJETIVOS III ANALISIS DEL INVENTARIO DE EMISIONES AÑO BASE Inventario de Gases de Efecto Invernadero Industrias de Energía Generación de Energía Eléctrica Gas y Petróleo Minerales no metálicos Industria Cementera Industria Calera Industria del vidrio Hierro y acero Industria siderúrgica y metalúrgica Procesamiento de alimentos, bebidas y tabaco Ingenios azucareros IV. PERFIL DE LOS SECTORES INDUSTRIALES CONSIDERADOS EN EL INVENTARIO DE EMISIONES INDUSTRIAS DE LA ENERGIA ELECTRICIDAD Descripción Básica del Proceso Productivo Información Económica y de Producción

3 Intensidades de Carbono y Energéticas Participación en Mercados y Rutas tecnológicas de Bajo Carbono Proyección de reducción de emisiones PETROLEO Y GAS Descripción básica de la empresa productiva nacional del sector petrolero Información Económica y de Producción Intensidades de carbono y Energéticas Participación en Mercados y Rutas tecnológicas de Bajo Carbono INDUSTRIAS MANUFACTURERAS Y DE LA CONSTRUCCIÓN HIERRO Y ACERO (SIDERURGIA) Descripción Básica del Proceso Productivo Información Económica y de Producción Intensidad de Carbono y Energética Ruta tecnológica y áreas de oportunidad para reducir emisiones y consumos de energía Proyección de reducción de emisiones CEMENTO Descripción básica del proceso productivo Información Económica y de Producción Intensidades de Carbono y Energética Ruta tecnológica y áreas de oportunidad para reducir emisiones y consumos de energía Proyección de reducción de emisiones

4 CAL Descripción Básica del Proceso Productivo Información económica y de producción Intensidades de carbono y energética Ruta tecnológica y áreas de oportunidad para reducir emisiones y consumos de energía VIDRIO Descripción General del Sector Información Económica y de Producción Intensidades de Carbono y Energética Ruta tecnológica y áreas de oportunidad para reducir emisiones y consumos de energía Proyección de reducción de emisiones AZÚCAR Descripción básica del proceso productivo Información económica y de producción Carbono negro en sector azucarero Ruta Tecnológica y áreas de oportunidad para reducir emisiones y consumos de energía Proyección de reducción de emisiones V. SECTORES INDUSTRIALES QUE PARTICIPAN EN LOS MERCADOS DE CARBONO DE NORTEAMERICA VI. PROCEDIMIENTO PARA LA SELECCIÓN DE LAS PLANTAS Y PRODUCTOS INDUSTRIALES QUE REQUIEREN DE UNA POLÍTICA CLIMÁTICA PRE-2020 EN MATERIA DE MITIGACIÓN DE COMPUESTOS Y GASES DE EFECTO INVERNADERO EN MÉXICO

5 VII. ANALISIS DE LA REGULACION AMBIENTAL NACIONAL E INTERNACIONAL DE LOS SECTORES ESTRATEGICOS MÉXICO UNIÓN EUROPEA ESTADOS UNIDOS AUSTRALIA VIII INSTRUMENTOS DE GESTIÓN CLIMÁTICA NACIONALES E INTERNACIONALES Estándares de emisión Sistemas "Cap and Trade" Mercados voluntarios de carbono Impuestos de carbono INDC / NAMA s

6 IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES RESUMEN EJECUTIVO La atinada decisión del gobiernos federal a través de la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) de actualizar y unificar los Inventarios de emisiones de gases de efecto invernadero (INGEI); contaminantes climáticos de vida corta (INCCVC) y el de contaminantes criterio y precursores (INEM CC & P) para el año base 2013, representa hoy día una herramienta fundamental para el diagnóstico y planeación de políticas públicas para la gestión climática pre 2020, Asimismo, la actualización de metodologías y desagregación del INEGEI cuya emisión neta fue estimada en 487 MtCO2eq muestra claramente que la contribución real de nuestro país en el concierto internacional es inferior al 1.0%. Por otra parte, la emisión total estimada de carbono negro (BC) fue de 123 MtCO2eq lo cual justifica ampliamente una política climática de nuestro país orientada a la mitigación de BC por los co-beneficios en salud implícitos a la reducción de dichas emisiones. De las 487 MtCO2eq del total nacional de GEI el sector energía contribuye con 475 MtCO2eq (97.5%); a su vez dentro de este sector, el transporte contribuye con el 34% y la industria nacional que incluye la pública y privada aportan 280MtCO2eq que corresponden al 59%. En el caso de carbono negro la industria nacional contribuye con el 45% de las emisiones siendo las principales aportaciones las provenientes de la industria azucarera y la generación de electricidad. El análisis practicado en el presente estudio se determinó que entre los sectores de energía eléctrica; el de gas y petróleo; la industria cementera; industria metalúrgica e industria azucarera representan el 95% y 98% de las emisiones de GEI y BC generadas por la industria mexicana. 6

7 La infraestructura para generar la energía eléctrica está compuesta por 211 centrales generadoras, con una capacidad instalada de 52,862 megawatts (MW), incluyendo productores independientes con 23 centrales (22 ciclo combinado y una eoloeléctrica) y 32 centrales de la extinta Luz y Fuerza. Las intensidades de carbono promedio calculadas para cada tecnología fueron de 750 tco2/gwh; 500 tco2/gwh para los ciclos combinados de CFE Y 400 tco2/gwh para los CCC privados, mientras que la intensidad de carbono de las carbo-eléctricas fue de 1050 tco2/gwh. La línea base del 2013 fue 126 MtCO2 y su crecimiento tendencial normal (as usual) de 212 y 263 MtCO2/Gwh respectivamente, los escenarios previstos vía sustitución de combustibles e incremento de energías no fósiles, se esperarían reducciones de 22% para el Petróleos Mexicanos (PEMEX) fue hasta Octubre de 2014, una empresa paraestatal descentralizada de la Administración Pública Federal. Con la reforma energética aprobada recientemente, PEMEX habrá de constituirse como una empresa productiva del Estado, de propiedad exclusiva del Gobierno Federal. Hasta la fecha ha operado con cuatro organismos subsidiarios operativos de la empresa: Exploración y Producción (PEP); Refinación (PRE); Gas y petroquímica básica (PGPB)y Petroquímica (PPQ). El estudio incluyo el análisis de 15 activos de PEP; 8 centros procesadores de gas, 6 complejos petroquímicos, para los 3 últimos fue posible estimar sus respectivas intensidades de carbono promedio siendo las siguientes: PGPB =1.1 Gg/MMPCD; PPQ=0.65 Gg/Kton y PRE=12.1 Gg/BD. Las emisiones totales de PEMEX fueron de 87.4 MtCO2 de GEI y 2.0 MtCO2 de BC entre las medidas contempladas para el abatimiento de la línea base tendencial destacan por su importancia los proyectos de Cogeneración en Tula (638 MW), Minatitlán (450 MW), Salamanca (430 MW), Cadereyta (380 MW), Salina Cruz (350 MW), Madero (350 MW), Cangrejera (144 MW), Morelos (144 MW) y Atasta (100 MW), asi como Sustitución de combustóleo por gas natural en el Sistema Nacional de Refinación (SNR). Uso de intercambiadores de calor eficientes y trampas de calor. Procesos de eficiencia térmica y reducción de pérdidas 7

8 En cuanto al sector industrial privado el estudio incorporó las emisiones generadas por la industria cementera cuya producción total 42.6 millones de toneladas para el año 2013 arrojo una emisión de 30.5 MtCO2 de GEI y una emisión prácticamente nula de BC. La intensidad de Carbono promedio de dicho sector fue de ton CO2/ton de cemento y la estimación de sus escenarios de reducción de emisiones bajo y alto respectivamente fluctúan entre el 16 y 32% para el año 2025 a partir de medidas de eficiencia energética, mayores tasas de sustitución de combustibles fósiles por alternos y reducción de los contenidos de clinker. El segundo sector privado en importancia de aportación de emisiones GEI es el sector siderúrgico con una intensidad de carbono promedio de 1.3 ton CO2/ton de acero a partir de producir en el año millones de toneladas de acero y emitir del orden de 23 millones de tons de CO2eq Los escenarios de reducción contemplados para este sector oscilan 16 y 40% respectivamente respecto a la tendencial estimada para el año 2030 de 25.4 millones de tons de CO2eq., a partir de la aplicación de medidas tales como mayor producción en hornos de arco eléctrico y sustitución de Carbón metalúrgico por otros reductores materiales reductores. Finalmente, como el gran emisor de carbono negro aparece el sector azucarero cuya emisión total a nivel nacional a partir de la operación de 56 ingenios azucareros se estimó en 28.0 MtCO2Eq. Dicho sector, presenta un potencial de mitigación muy atractivo para el 2030 a partir de una regulación obligatoria para el control de las emisiones provenientes de la quema de bagazo en los sistemas de cogeneración de esta industria. 8

9 I ANTECEDENTES El 6 de junio de 2012 fue publicada en el Diario Oficial de la Federación la Ley General de Cambio Climático (LGCC), misma que consolida diversos instrumentos existentes de política pública, con la finalidad de dar mayor certidumbre, formalidad y garantía para enfrentar las consecuencias del cambio climático en el corto, mediano y largo plazo. La LGCC plantea una serie de metas u objetivos con plazos específicos, entre los que destaca la meta voluntaria y aspiracional de reducir el 30% las emisiones de compuestos y gases de efecto invernadero (CyGEI) hacia el año 2020, así como un 50% para 2050, lo cual estaría sujeto al apoyo financiero y tecnológico de la comunidad internacional. Dado que la relación entre la energía y la actividad económica es estrecha, la puesta en marcha de soluciones a los problemas planteados por el cambio climático (particularmente la mitigación de las emisiones de los CyGEI), implican el reto de no afectar el desarrollo y la actividad productiva de cada país. Para lograr lo anterior, la LGCE está enfocada a actualizar y publicar el Inventario Nacional de Emisiones (INEM), al igual que a integrar el Registro Nacional de Emisiones (RENE) generadas por fuentes fijas y móviles de emisiones sujetas a reporte. Por su parte, la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales y el Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático en conjunto se encuentran desarrollando el Inventario Nacional de Emisiones de México (año base 2013), que será una herramienta esencial para identificar los sectores que tienen mayores intensidades de producción de CyGEI (principalmente bióxido de carbono, CO 2) así como las fuerzas que guían sus cambios, lo que permitirá evaluar las opciones de mitigación, la eficacia de las medidas adoptadas hasta la fecha y las que será necesario tomar en cuenta a mediano y largo plazos dentro de la política nacional de cambio climático. En relación con lo anterior, será muy importante tomar en cuenta los beneficios de que dichos sectores puedan participar dentro de los mercados internacionales existentes de emisiones de carbono, beneficiarse de incentivos fiscales y de otros tipos, así como de otras medidas alternativas, con el fin de disminuir sus costos económicos, eficientando sus procesos y promoviendo la competitividad, la transferencia de tecnología y el fomento del desarrollo tecnológico. 9

10 Con lo antes expuesto, la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, a través de la Dirección de Adquisiciones y Contratos, estableció una convocatoria para el procedimiento de invitación nacional electrónica a cuando menos tres personas No. SEMARNAT-DAC-039/2014 para la ejecución del presente proyecto, habiendo resultado ganador de la misma el Colegio de Ingenieros Ambientales de México. II OBJETIVOS Los objetivos del proyecto de identificación de intensidades de carbono industriales son los siguientes: Cuantificar la intensidad de carbono de los productos provenientes de los procesos industriales que se identifican como los mayores generadores de emisiones de compuestos y gases de efecto invernadero. Documentar las tendencias y experiencias mundiales orientadas a la reducción y mitigación de emisiones de compuestos y gases de efecto invernadero de los sectores más intensivos en carbono y las áreas de oportunidad para reducir la intensidad energética de sus procesos. Identificar alternativas de sustitución de fuentes de energía convencional por fuentes limpias y opciones para lograr una mayor eficiencia energética para los sectores más intensivos en energía. Identificar las políticas e instrumentos de gestión climática necesarios para reducir la intensidad de carbono de los principales productos industriales que se producen en nuestro país. 10

11 III ANALISIS DEL INVENTARIO DE EMISIONES AÑO BASE 2013 Durante el presente año, como parte de una iniciativa muy importante de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) a través de la Subsecretaría de Planeación se llevo a cabo la integración de el Inventario Nacional de Emisiones año base 2013 el cual comprende los siguientes inventarios: 1. Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero (INEGEI). 2. Inventario Nacional de Contaminantes Climáticos de Vida Corta (INCCVC). 3. Inventario Nacional de Contaminantes Criterio y Precursores (INEM CC&P). El Inventario de Gases de Efecto Invernadero incluye las estimaciones de Gases de Efecto Invernadero y Bióxido de Carbono (CO 2), Metano (CH 4), Óxido Nitroso (N 2O) y Gases F (HFC; PFC y SF 6) para las siguientes categorías: 1) Energía; 2)Procesos industriales; 3)Agricultura- Silvicultura y otros usos del suelo (AFOLU ) y 4) Desechos. El Inventario Nacional de Contaminantes Criterio y Precursores (INEM CC&P) incluye las fuentes fijas, de área y móviles e incluye la estimación de los siguientes contaminantes: Partículas (PM 10), Partículas (PM 2.5), Óxidos de nitrógeno (NOx), Bióxido de azufre (SO 2),Monóxido de carbono (CO),Compuestos orgánicos volátiles (COV) y Amoniaco (NH 3). El Inventario Nacional de Contaminantes Climáticos de Vida Corta (INCCVC) incluye la estimación de las emisiones de Carbono Negro (BC); Metano (CH 4) Precursores de Ozono (NO x y COV) Gases F (HFC) y considera las emisiones de asociadas a la quema de combustibles fósiles y biomasa. 11

12 Mt CO2eq IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, Inventario de Gases de Efecto Invernadero En la tabla 1 se presenta el inventario condensado de gases de efecto invernadero (GEI) año base 2013, mientras que la representación gráfica de dichos valores se muestran en la figura 1. Tabla 1. Inventario Nacional de GEI 2013 CATEGORÍA Mt/año CO 2 CH 4 (CO 2 eq) N 2O (CO 2 eq) HFC (CO 2 eq) CO 2 eq ENERGÍA NA PROCESOS INDUSTRIALES NA NA AFOLU* NA DESECHOS NA 30.9 TOTAL * Agricultura-Silvicultura y otros usos del suelo INVENTARIO NACIONAL DE GEI ENERGÍA PROCESOS INDUSTRIALES Y USO DE PRODUCTOS AGRICULTURA, SILVICULTURA Y OTROS USOS DE LA TIERRA 0.00 DESECHOS Año EMISIÓN NETA Figura 1. Representación Gráfica Inventario Nacional de GEI

13 Como se observa la emisión neta de gases de efecto invernadero para el año 2013 fue de millones de toneladas, de las cuales 97.7% son generadas a partir de categoría de energía. La emisión estimada de la categoría de procesos industriales fue del orden de 41 millones de toneladas e incluye principalmente emisiones de CO 2 generadas por vías diferentes a la combustión y las emisiones de hidrofluorocarbonos (HFC) empleados en los sectores de refrigeración y aire acondicionado, (RAC). Por otra parte emisiones generadas por el sector de desechos conformadas principalmente por las generadas vía tratamiento biológico de residuos municipales en rellenos sanitarios y sitios controlados y a cielo abierto arrojan una emisión de 31 millones de toneladas de CO 2 eq. Para el diagnóstico de las intensidades de carbono de los procesos industriales de México se efectúa el análisis de la categoría de energía cuyas contribuciones porcentuales por sub categorías se ilustran en la figura 2. 7% 8% ENERGÍA (Emisión total: Mt CO 2 eq) 27% Industrias de la energía (Generación de electricidad) Industrias de la energía (PEMEX) 34% 11% Industrias manufactureras y de la construcción Transporte Otros sectores 13% Figura 2. Contribuciones porcentuales por sub-categoría. 13

14 Industrias de Energía Las industrias de la energía son la categoría más importante en términos de emisiones de GEI en el inventario 2013 Generación de Energía Eléctrica La industria de generación eléctrica aparece como el sector con mayor aportación con una emisión total de 126 millones de toneladas al año de CO 2 eq. Dicha emisión proviene de 87 centrales, de las cuales las 10 mayores (Top diez) emiten el 50% del sector. Tabla 2. Top Ten Emisoras de GEI del Sector Eléctrico EMPRESA/PLANTA ESTADO MUNICIPIO Combustible CO 2eq tons CT Pdte. Plutarco Elías Calles - CT José López Portillo - Río Escondido Guerrero Coahuila La Union Nava CT Carbón II Coahuila Nava CT Francisco Pérez Ríos - Tula CT Gral Manuel Alvarez Moreno CT Pdte. A. López Mateos - Tuxpan Hidalgo Colima Veracruz Tula de Allende Manzanillo Tuxpan CT Valle de México México Acolman C. CC. Tuxpan III y IV Veracruz Tuxpan C. CC. Altamira lll y lv Tamaulipas Altamira C. CC. Altamira V Tamaulipas Altamira carbón 17,568,048 carbón 8,953,419 carbón 8,364,505 combustóleo 6,028,755 combustóleo 5,970,714 combustóleo 5,640,721 Gas 3,089,622 Gas 2,961,728 Gas 2,912,468 Gas 2,861,544 SUB TOTAL Top ten 64,351,524 14

15 Al realizar un análisis por tipo de tecnología, la principal contribución a las emisiones de GEI proviene de las centrales de que utilizan ciclos combinados con aproximadamente 50 MtCO 2eq, que representan cerca del 41% del total de las emisiones del sector. En segundo lugar de contribución se encuentran las centrales termoeléctricas con 38 MtCO 2eq y 30% del total de las emisiones, en este caso las mayores oportunidades de mitigación se presentan en las centrales operadas con combustóleo. En tercer lugar se ubican las centrales carboeléctricas, con casi 35 MtCO 2eq que representan el 28% de las emisiones de GEI; es importante remarcar que en este caso en específico las emisiones provienen solamente de tres plantas, a diferencia de las de ciclos combinadas que son mucho más numerosas. Finalmente, las centrales y unidades con sistemas de turbogas aportan el restante 1% de las emisiones. Las contribuciones por cada tecnología se muestran de manera gráfica en la Figura 3. Figura 3. Contribución a emisiones de GEI por tecnología en la generación de electricidad (126 MtCO 2eq) Con respecto a las emisiones de carbono negro en el sector de generación de electricidad, las principales centrales emisoras se presentan en la Tabla 3: 15

16 Tabla 3. Top Ten Emisoras de CN del Sector Eléctrico EMPRESA/PLANTA ESTADO MUNICIPIO CN tons CT Francisco Pérez Ríos Hidalgo Tula de Allende 1,300 CT Pdte. A. López Mateos Veracruz Tuxpan 1,281 CT Gral. Manuel Álvarez Moreno Colima Manzanillo 872 CT Puerto Libertad Sonora Pitiquito 589 CT José Aceves Pozos - Mazatlán II Sinaloa Mazatlan 475 CT Villa de Reyes San Luis Potosi Villa de Reyes 434 SUB TOTAL 4,951 Como puede observarse, las emisoras más importantes de carbono negro son termoeléctricas que operan principalmente con combustóleo. Las centrales que operan con este tipo de tecnología contribuyen con casi 6 MtCO 2eq, equivalentes al 71% de las emisiones totales de carbono negro del sector eléctrico, seguidas de los ciclos combinados con casi 2 MtCO 2eq (24%), las carboeléctricas, con 0.3 MtCO 2eq, (4%) y finalmente las centrales turbogas con 0.1 MtCO 2eq (1%). Esta distribución por tipo de tecnología puede apreciarse en la figura siguiente: Figura 4. Contribución a emisiones de CN por tecnología en la generación de electricidad (8 MtCO 2eq) 16

17 Gas y Petróleo En segundo lugar en magnitud de emisiones de CO 2eq se encuentra el sector de gas y petróleo, el cual emite del orden de 87.3 millones de toneladas al año. Pemex Exploración y Producción (PEP) es la subsidiaria que tiene la principal contribución a las emisiones de GEI. Para el año 2013 se estima que emitió poco más de 18.3 MtCO 2eq a través de sus sistemas de combustión y aproximadamente 10.1 MtCO 2eq provenientes del flaring, para dar un total de 28.4 MtCO 2eq. Poco más del 50% de las emisiones generadas por sistemas de combustión de PEP provienen del activo de producción Cantarell (9.8 MtCO 2eq); otros activos importantes en emisiones de GEI son los de Ku-Maloob-Zaap (3.3 MtCO 2eq) y Abkatun Pol-Chuc (1.2 MtCO 2eq). En segundo lugar de contribución por subsidiarias se ubica Pemex Refinación, cuyas emisiones par el año 2013 se estiman en aproximadamente 15.0 MtCO 2eq y cuyas aportaciones desagregadas por refinería se presentan en la siguiente tabla: Tabla 4 Emisiones de Pemex Refinación. Sitio Salina Cruz Refinería REFINERIA "ING. ANTONIO DOVALI JAIME" CO 2eq (Mt/año) 3.2 Tula REFINERIA "MIGUEL HIDALGO" 2.7 Salamanca Cd. Madero Minatitlán Cadereyta REFINERIA "ING. ANTONIO M. AMOR" REFINERIA "FRANCISCO I. MADERO" REFINERIA "GRAL. LAZARO CARDENAS" REFINERIA "ING. HECTOR R. LARA SOSA" En tercer lugar por subsidiarias se encuentra Pemex Petroquimica (PPQ), con una emisión del orden de 6.3 MtCO 2eq en el año Las instalaciones con las mayores aportaciones a las emisiones anuales de GEI fueron PPQ Cangrejera con 2.2 millones de toneladas, PPQ Cosoleacaque con 1.9 millones de toneladas y PPQ Morelos con 1.7 millones de toneladas de CO 2eq. 17

18 Finalmente, se encuentra Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB), la cual se estima que generó emisiones de poco más de 5 MtCO 2eq en el 2013, siendo las principales aportaciones las de los centros procesadores de gas CPG Cactus con 2.13 MtCO 2eq/año y CPG Nvo. Pemex con 1.1 MtCO 2eq/año. Emisiones fugitivas Una de las fuentes importantes de emisión de GEI asociadas al sector petróleo y gas son las emisiones fugitivas de metano (CH 4) que tienen lugar durante la conducción, procesamiento y distribución de gas natural. Para el año 2013 se estima que las emisiones para esta categoría fueron de aproximadamente 26.4 MtCO 2eq. En la figura 5 se presentan las contribuciones a las emisiones de GEI de los sectores que integran la categoría de petróleo y gas: Figura 5. Contribución a emisiones de GEI del sector petróleo y gas (87 MtCO 2eq). 18

19 Minerales no metálicos Industria Cementera La industria cementera es una de las principales a nivel nacional. Las emisiones de la industria cementera están conformadas por dos tipos, las producidas por el consumo de combustibles en los hornos cementeros (o de combustión) y aquellas de proceso. Dentro de la categoría de industrias de manufactura, la industria cementera es la de la principal contribución a las emisiones nacionales de GEI, con una emisión total estimada en 30.5 millones de toneladas de CO 2eq, de las cuales 10.3 corresponden a emisiones de la combustión y 20.2 a las emisiones de proceso generadas durante la descarbonización de la piedra caliza (carbonatos) en los hornos cementeros. Dicha distribución se presenta de manera gráfica en la figura 6. Figura 6. Contribución por tipo de emisiones GEI de la industria cementera (30.5 MtCO 2eq). En la tabla 5 se presentan las emisiones de las 34 de las empresas cementeras que operaron en el territorio nacional durante el año 2013, así como sus respectivas emisiones de CO 2eq en orden descendente. 19

20 Tabla 5. Emisiones de CO 2 eq Industria Cementera MUNICIPIO EMPRESA CO2eq (ton/año) EJIDO DE MANEY CEMEX MÉXICO S.A. DE C.V. PLANTA HUICHAPAN 2,366,680 TULA DE ALLENDE COOPERATIVA LA CRUZ AZUL S.C.L. 2,291,940 CUAUTINCHAN CEMEX MEXICO S.A DE C.V PLANTA TEPEACA 1,975,055 LA COLORADA CEMEX MEXICO S.A. DE C.V. PLANTA YAQUI 1,549,123 CERRITOS CEMENTOS MOCTEZUMA S.A. DE C.V. PLANTA CERRITOS 1,491,525 EMILIANO ZAPATA CEMENTOS MOCTEZUMA S.A. DE C.V. PLANTA TEPETZINGO 1,457,742 MONTERREY CEMEX MEXICO S.A. DE C.V. PLANTA MONTERREY 1,318,435 IXTLAHUACÁN CEMENTOS APASCO S.A. DE C.V. 1,310,931 TEPEZALA CEMENTOS Y CONCRETOS NACIONALES S.A. DE C.V. 1,287,489 TAMUIN CEMEX MEXICO S. A. DE C. V. PLANTA TAMUIN 1,264,679 EL BARRIO DE LA SOLEDAD COOPERATIVA LA CRUZ AZUL S.C.L. 1,258,425 ZAPOTILTIC CEMEX DE MEXICO S.A DE C.V PLANTA ZAPOTILTIC 1,246,715 ATOTONILCO DE TULA CEMEX MÉXICO S.A DE C.V. PLANTA ATOTONILCO 1,143,534 IXTACZOQUITLAN CEMENTOS APASCO S.A. DE C.V. VERACRUZ 1,015,496 MACUSPANA CEMENTOS APASCO S.A. DE C.V. PLANTA MACUSPANA 966,509 RAMOS ARIZPE CEMENTOS APASCO S.A. DE C.V. 885,294 APAZAPAN, VER CEMENTOS MOCTEZUMA, SA DE CV PLANTA APAZAPAN 726,297 APAXCO CEMENTOS APASCO S.A DE C.V PLANTA APAXCO 696,586 ATOTONILCO DE TULA LAFARGE CEMENTOS, S.A. DE C.V. PLANTA TULA 655,901 TORREON CEMEX MEXICO S.A. DE C.V. PLANTA TORREON 631,672 JUAREZ GCC CEMENTO S. A. DE C. V. PLANTA SAMALAYUCA 610,833 PALMAR DE BRAVO CYCNA DE ORIENTE, S.A DE C.V 596,024 TLALNEPANTLA DE BAZ CEMEX MÉXICO S.A. DE C.V. PLANTA BARRIENTOS 545,932 HERMOSILLO CEMENTOS APASCO SA DE CV HERMOSILLO 537,869 MERIDA CEMEX MEXICO S.A. DE C.V. PLANTA MERIDA 499,967 CIUDAD VALLES CEMEX MEXICO S.A. DE C.V. PLANTA VALLES 453,111 CHIHUAHUA GCC CEMENTO S.A. DE C.V. 427,553 LAS JUNTAS CEMEX MEXICO S.A. DE C.V. PLANTA GUADALAJARA 408,743 ENSENADA CEMEX MEXICO S.A. DE C.V. PLANTA ENSENADA 336,029 ATOTONILCO DE TULA LAFARGE CEMENTOS, S.A. DE C.V. PLANTA VITO 220,796 ACAPULCO DE JUAREZ CEMENTOS APASCO S.A. DE C.V. GUERRERO 207,958 HIDALGO CEMEX MÉXICO S.A DE C.V PLANTA HIDALGO 68,157 JUAREZ GCC CEMENTO S.A. DE C.V. PLANTA JUÁREZ 51,334 20

21 Industria Calera La siguiente industria manufacturera en importancia por emisiones de GEI es la industria calera. Para el año 2013, las emisiones provenientes de este sector se estimaron en aproximadamente 5.6 millones de toneladas de CO 2eq. Del mismo modo que en el caso de la industria cementera, el total de emisiones de este sector se compone por emisiones de combustión y de proceso; aproximadamente el 80% son emisiones provenientes de la descarbonización de los carbonatos empleados como materias primas y el 20% provienen de la combustión (figura 7). Figura 7. Contribución por tipo de emisiones GEI de la industria calera (5.6 MtCO 2eq). El inventario 2013 incluyó el análisis y la estimación de emisiones de 39 empresas caleras, cuyos rangos de emisión fluctúan entre las 700 mil toneladas (para las mayores emisoras) y 1500 toneladas al año, en el caso de las más pequeñas. En el siguiente cuadro se presentan las empresas con las mayores emisiones. Tabla 6. Emisiones de CO 2 eq Industria Calera MUNICIPIO EMPRESA CO2eq (ton/año) COAHUILA REFRACTARIOS BASICOS S.A. DE C.V. 707,488 JALISCO CALIDRA DE OCCIDENTE 578,860 SLP CAL QUIMICA MEXICANA S.A. DE C.V. PLANTA CANTERA GRUPO CALIDRA 567,783 COLIMA CALIDRA DEL OCCIDENTE S.A. DE C.V. 463,427 PUEBLA INDUSTRIAS MAYEN CALES DE TEHUACAN, S.A. DE C.V. 413,912 COAHUILA CALERAS DE LA LAGUNA S.A. DE C.V. 401,219 PUEBLA CALIDRA DE ORIENTE S.A. DE C.V. 333,104 APAXCO CAL DE APASCO S.A. UNIDAD II 329,140 HIDALGO INDUSTRIA DAYI, S.A. DE C.V. 250,636 JALISCO CALIDRA DE OCCIDENTE S.A. DE C.V. PLANTA 1 TECOLOTLÁN 203,618 21

22 Industria del vidrio Finalmente, la última industria manufacturera de minerales no metálicos en importancia es la industria del vidrio. Al igual que las industrias cementera y calera, la industria del vidrio emplea carbonatos de distintas variedades como materias primas y por lo tanto genera también emisiones de proceso. Para el inventario de emisiones de la industria vidriera se incluyó la estimación de emisiones provenientes de 24 empresas, ateniéndose para el año 2013, una emisión de aproximadamente 2.5 millones de toneladas de CO 2eq, de éstas, el 25% corresponden a emisiones de proceso y el 65% provienen de los equipos de combustión (figura 8). Las industrias con las mayores contribuciones a las emisiones de GEI en este sector son la Vidriera industrial del Potosí (257 mil t CO 2eq) y Vitro Vidrio y Cristal (239 mil t CO 2eq). Figura 8. Contribución por tipo de emisiones GEI de la industria vidriera (2.5 MtCO 2eq). 22

23 Hierro y acero Industria siderúrgica y metalúrgica La industria metalúrgica es de gran importancia en términos de emisiones de GEI a nivel nacional, particularmente por su gran dependencia de materias primas y consumo energético. Las partes esenciales de esta industria son los altos hornos y los trenes de laminación. En la última década, la producción nacional de acero pasó de 16.7 a 18.2 millones de toneladas. Para el año 2013, las emisiones nacionales provenientes de esta categoría se estiman en aproximadamente 16 millones de t CO 2eq, de las cuales el 87% se concentra en dos empresas, Altos Hornos de México, ubicada en Monclova, Coahuila con una emisión de aproximadamente 8.9 millones de toneladas de CO 2eq y Arcelormittal, que cuenta con dos instalaciones en Lázaro Cárdenas, Michoacán, con una emisión de poco más de 5 millones de toneladas de CO 2eq. El resto de las emisiones se reparte entre otras industrias de la metalurgia ubicadas principalmente en Nuevo León, Puebla y Guanajuato (figura 9). Figura 9. Principales empresas que contribuyen a las emisiones GEI de la industria metalúrgica y siderúrgica (16 MtCO 2eq). 23

24 Procesamiento de alimentos, bebidas y tabaco Ingenios azucareros La industria azucarera es particularmente importante en México debido al tipo de combustibles que emplea, en particular el bagazo de la caña, cuya combustión genera importantes emisiones de partículas y por tanto de CN, siendo la principal fuente emisora de éste a nivel nacional. Para el año 2013, el país contó con 55 ingenios en operación, los cuales emplearon en sus operaciones 17.5 millones de toneladas de bagazo y 86 mil m 3 de combustóleo. Las emisiones de GEI estimadas para este sector fueron de aproximadamente 656 mil toneladas de CO 2eq. Las principales contribuciones provienen del ingenio San Cristóbal (83.9 mil tco 2eq), el ingenio Fomento azucarero del Golfo (31 mil tco 2eq), y el ingenio Adolfo López Mateos (29 mil tco 2eq). En el caso de las emisiones de carbono negro, se estima que para el año 2013 se emitieron poco más de 31 mil toneladas, las cuales equivalen a casi 28 millones de toneladas de CO 2eq. Para este análisis, y con la finalidad de refinar las estimaciones emisiones de partículas y por lo tanto de carbono negro, se verificó la existencia de sistemas de control de partículas en los distintos ingenios analizados. En este caso, los 5 principales ingenios emisores de carbono negro son: San Cristóbal (1,539 tcn), Tres Valles (1,275 tcn), San Miguel del Naranjo (1,242 tcn), San Rafael (1,150 tcn) y El Higo (1,104 tcn); es en estos ingenios en donde podrían encontrarse oportunidades de mitigación de contaminantes climáticos de vida corta. Las emisiones de GEI y CN desagregadas por ingenio se presentan en la tabla 7. Tabla 7. Emisiones de CO 2eq Ingenios azucareros CO MUNICIPIO INGENIO 2eq CN (ton/año) (ton/año) CHAMPOTÓN INGENIO LA JOYA 6, HUIXTLA INGENIO DE HUIXTLA 9, VENUSTIANO CARRANZA INGENIO PUJILTIC 10, CUAHUTÉMOC INGENIO QUESERÍA 9, ACATLAN DE JUÁREZ INGENIO BELLAVISTA 3, TALA INGENIO JOSÉ MA. MARTÍNEZ 11,875 1, CASIMIRO CASTILLO INGENIO JOSÉ MA. MORELOS 5, AUTLÁN DE NAVARRO INGENIO MELCHOR OCAMPO 6,

25 CO MUNICIPIO INGENIO 2eq CN (ton/año) (ton/año) AMECA INGENIO SN.FCO. AMECA 7, TAMAZULA INGENIO TAMAZULA 23, TARETÁN INGENIO LÁZARO CÁRDENAS 2, TACÁMBARO INGENIO PEDERNALES 3, TOCUMBO INGENIO STA. CLARA 4, CUAUTLA INGENIO CASASANO "LA ABEJA" 9, ZACATEPEC DE HIDALGO INGENIO EMILIANO ZAPATA 16, TEPIC INGENIO EL MOLINO 4, TEPIC INGENIO PUGA 13, TUXTEPEC INGENIO ADOLFO LÓPEZ MATEOS 29,245 1, ACATLÁN DE PÉREZ INGENIO DON PABLO MACHADO (LA 11, FIGUEROA MARGARITA) COSOLAPA INGENIO EL REFUGIO 3, CHIETLA INGENIO ATENCINGO 13,763 1, COXCATLÁN INGENIO CALIPAM 5, OTHÓN P. BLANCO INGENIO SN. RAFAEL DE PUCTÉ 12,881 1, CULIACÁN INGENIO EL DORADO 3, NAVOLATO INGENIO LA PRIMAVERA 2, AHOME INGENIO LOS MOCHIS 17, TAMASOPO INGENIO ALIANZA POPULAR 7, CD. VALLES INGENIO PLAN DE AYALA 12, CD. VALLES INGENIO PLAN DE SAN LUIS 15, EL NARANJO INGENIO SN. MIGUEL DEL NARANJO 13,916 1, TENOSIQUE INGENIO AZSUREMEX 2, H. CÁRDENAS INGENIO PTE. BENITO JUÁREZ 7, H. CÁRDENAS INGENIO STA. ROSALÍA 4, XICOTÉNCATL INGENIO AARÓN SÁENZ GARZA 15, CD. MANTE INGENIO EL MANTE 17, PASO DEL MACHO INGENIO CENTRAL PROGRESO 7, HUEYAPAN DE OCAMPO INGENIO CÍA. INDUSTRIAL 8, AZUCARERA CUATOTOLAPAM TEZONAPA INGENIO CONSTANCIA 6, IXTACZOQUITLÁN INGENIO EL CARMEN 27, EL HIGO INGENIO EL HIGO 12,366 1, LA ANTIGUA INGENIO EL MODELO 7, ATOYAC INGENIO EL POTRERO 24, PÁNUCO INGENIO FOMENTO AZUCARERO 31, DEL GOLFO (ZAPOAPITA) Panuco ÚRSULO GALVÁN INGENIO LA GLORIA 10, CUICHAPA INGENIO LA PROVIDENCIA 6, COATEPEC INGENIO MAHUIXTLÁN 2,

26 MUNICIPIO INGENIO CO 2eq (ton/año) CN (ton/año) TEZONAPA INGENIO MOTZORONGO (Central 11, Motzorongo) CARLOS A. CARRILLO INGENIO SAN CRISTOBAL 83,840 1, COSAMALOAPAN INGENIO SAN GABRIEL 3, CÓRDOBA INGENIO SAN MIGUELITO 4, CUICHAPA INGENIO SAN NICOLÁS 20, INGENIO SAN PEDRO LERDO DE TEJADA 15, INGENIO SN. FCO. EL LERDO DE TEJADA NARANJAL (Nuevo San 8, Francisco) INGENIO SN. JOSÉ DE CUITLÁHUAC ABAJO 4, INGENIO TRES VALLES TRES VALLES 14,284 1, Total 655,624 31,010 26

27 IV. PERFIL DE LOS SECTORES INDUSTRIALES CONSIDERADOS EN EL INVENTARIO DE EMISIONES En las páginas siguientes se presentan las principales características operativas y de intensidades de carbono y energética de cada uno de los principales sectores industriales seleccionados del Inventario de Emisiones De manera complementaria a las actividades en las que participan algunas empresas entro de los mercados de comercio de emisiones en América del Norte, existen algunos sectores que, por iniciativa propia tendiente a lograr un desarrollo ambientalmente más responsable, han implementado (o están en proceso de hacerlo) líneas de acción encaminadas a reducir sus emisiones de bióxido de carbono a corto, mediano y largo plazo. Estas acciones sistemáticas conforman la denominada ruta tecnológica hacia la eficiencia en sus procesos y la sustentabilidad. El análisis de información accesible por internet permitió identificar algunos sectores productivos que ya cuentan con un mapa de ruta tecnológica; entre ellos están el de la fabricación del cemento y el vidrio, mismos que reúnen a empresas de escala global. En seguida se presenta un resumen de las acciones que considera la ruta tecnológica hacia un desarrollo bajo en carbono para la industria cementera mundial. INDUSTRIAS DE LA ENERGIA En este rubro se tienen las fuentes fijas del sector que produce energéticos pero que también consumen diferentes tipos de combustibles fósiles; se dividen en varias categorías, de acuerdo con la clasificación del Panel Intergubernamental de Cambio Climático (Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC), las cuales son las siguientes: 1A1ai Electricidad 1A1b Petróleo y gas 27

28 ELECTRICIDAD Descripción Básica del Proceso Productivo La Comisión Federal de Electricidad es una empresa del gobierno mexicano que genera, transmite, distribuye y comercializa energía eléctrica para más de 35.6 millones de clientes al mes de marzo, lo que representa a más de 100 millones de habitantes, e incorpora anualmente más de un millón de clientes nuevos. La CFE es también la entidad del gobierno federal encargada de la planeación del sistema eléctrico nacional, la cual es plasmada en el Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE), que describe la evolución del mercado eléctrico, así como la expansión de la capacidad de generación y transmisión para satisfacer la demanda en los próximos diez años, y se actualiza anualmente. En la figura 10 se muestran las actividades, objetivos y metas con los que cuenta CFE. Figura 10 Funciones, objetivo y metas de CFE. Fuente: Secretaria de Energía (SENER) Para cubrir las actividades que desempeña CFE, cuenta con trabajadores, de los cuales son permanentes, y temporales, que realizan una sustitución o bien ocupan una 28

29 plaza en adición a las convenidas. El resto son trabajadores eventuales, contratados principalmente en el área de construcción por obra determinada y que suman En la tabla 8 se muestra el comportamiento de la plantilla de trabajo con la que cuenta CFE. Tabla 8. Fuerza de Trabajo CFE. Fuerza de trabajo Trabajadores Totales Permanentes Temporales Eventuales Información Económica y de Producción Infraestructura La infraestructura para generar la energía eléctrica está compuesta por 211 centrales generadoras, con una capacidad instalada de 52,862 megawatts (MW), incluyendo productores independientes con 23 centrales (22 ciclo combinado y una eoloeléctrica) y 32 centrales de la extinta Luz y Fuerza. El 22.72% de la capacidad instalada corresponde a 25 centrales construidas con capital privado por los Productores Independientes de Energía (PIE). 29

30 Para gestionar de forma más eficiente el sistema eléctrico nacional el país está dividido en 9 regiones que se muestran en la siguiente figura. Figura 11 Regiones del Sistema Eléctrico Nacional Fuente: CFE En la CFE se produce la energía eléctrica utilizando diferentes tecnologías y diferentes fuentes de energético primario. Tiene centrales termoeléctricas, hidroeléctricas, carboeléctricas, geotermoeléctricas, eoloeléctricas y una nucleoeléctrica. Al cierre de 2011, el suministro de energía eléctrica llegó a más de 190 mil localidades (190,655 rurales y 3,744 urbanas) y el 97.61% de la población utiliza la electricidad. 30

31 En la siguiente figura se señala la ubicación de las centrales que destacan por su tamaño, tecnología o importancia regional. Figura 12 Principales centrales generadoras al año 2010 Fuente: CFE En los últimos diez años se han instalado 42 mil módulos solares en pequeñas comunidades muy alejadas de los grandes centros de población. Esta será la tecnología de mayor aplicación en el futuro para aquellas comunidades que aún no cuentan con electricidad. Para distribuir la electricidad generada en las centrales, la red de transmisión de CFE se ha desarrollado tomando en cuenta la magnitud y dispersión geográfica de la demanda, así como la localización de las centrales generadores. En algunas áreas del país los centros de generación y consumo de electricidad se encuentran alejados entre sí, por lo que la interconexión se ha realizado de manera gradual, mediante proyectos que deben justificarse técnica y económicamente. 31

32 El sistema eléctrico nacional está constituido por redes eléctricas en diferentes niveles de tensión que se presentan en la siguiente figura. Figura 13 Infraestructura de transmisión del sistema eléctrico nacional Evolución en la producción del sector en los últimos 10 años La Comisión Federal de electricidad ha realizado acciones para incrementar la productividad laboral, eficiencia operativa, calidad del servicio y eficiencia administrativa y financiera, a fin de enfrentar la creciente demanda del servicio público de energía eléctrica y satisfacer las expectativas de mayor calidad requerida por sus clientes. Los datos reportados en la evolución en la producción de energía eléctrica, son valores de generación bruta de energía eléctrica, que es la energía de las unidades o centrales eléctricas medida a la salida de los generadores que incluye el consumo en usos propios de la central. 32

33 Generación Bruta de Energía eléctrica La generación bruta presentada en la siguiente gráfica corresponde a la evolución de las siguientes tecnologías: Termoeléctricas, ciclo combinado, los productores externos, carboeléctricas, sistemas duales, turbogás y centrales de combustión interna. Se muestra la tendencia en la generación de energía eléctrica de los últimos 10 años. Figura 14. Generación bruta CFE para el periodo Usos que dependen del sector CFE ha utilizado en forma propia un registro de actividades económicas, situación que con los años mostró limitaciones en la clasificación de sus usuarios en cuanto a actividades económicas, trayendo como consecuencia sectores muy amplios los que, cuando ha sido necesario conocer con precisión determinados usos de la energía eléctrica, no reflejan la realidad. La SCIAN es el primer sistema de clasificación industrial desarrollado con un principio único de agregación en el cual deben estar agrupadas las unidades de producción con procesos similares. Tiene su base en la agrupación tradicional de actividades económicas en tres grandes grupos: actividades primarias, secundarias y terciarias. Actividad primaria.- Se relacionan con el aprovechamiento directo de los recursos naturales, como el suelo, el agua, la flora y la fauna. 33

34 Actividad Secundaria.- Actividades mediante las cuales se efectúa la transformación de todo tipo de bienes o productos -sea que provengan del sector primario o del mismo secundario- en otros nuevos o diferentes. Actividad Terciaria.- Se refieren al comercio y a los servicios. CFE clasifica a los clientes de acuerdo al tipo de uso al que destina la energía eléctrica y les aplica la tarifa que mejor se adapte a sus condiciones de consumo.tipo de uso de la energía eléctrica y su asignación tarifaria Uso especifico Uso general Servicio doméstico, bombeo agrícola, alumbrado público, bombeo de aguas potables o negras o temporal Servicios suministrados en baja, media o alta tensión. En la siguiente tabla se muestran los sectores que dependen de la producción eléctrica de CFE y los porcentajes de demanda nacional que representan. Tabla 9. Sector y porcentaje de demanda eléctrica nacional Uso % Demanda eléctrica nacional Industrial 57.8 Residencial 26.0 Comercial 6.8 Agrícola 5.4 Servicios

35 Ventas totales Existe una relación muy estrecha entre el comportamiento de la economía mexicana y el consumo de electricidad; ejemplo de ello es que, con la recesión económica del año 2009, disminuyeron drásticamente estos niveles de consumo. Para el año 2012, el consumo nacional de energía eléctrica alcanzó 234,219 GWh, 2.1% mayor que el año anterior, mientras que el PIB creció 3.7%. El consumo de energía eléctrica se determina a partir de dos conceptos cuya diferencia radica por el origen de la energía generada y el destino de la misma, las cuales son: Las ventas internas de energía eléctrica. Éstas constituyen la energía suministrada a los usuarios a partir de recursos de generación del servicio público, donde se incluye la energía generada por los productores independientes de energía. El autoabastecimiento. Éste comprende la energía generada por los permisionarios de autoabastecimiento en las modalidades de cogeneración, usos propios continuos, pequeña producción e importación y exportación. Figura 15 Evolución del PIB y el consumo nacional de energía eléctrica, Fuente: SENER, con información de INEGI y CFE Las ventas internas se incrementaron 2.7% respecto al año 2011, observando una tasa media de crecimiento en el período de 2.6%; cifra mucho menor que la registrada en el período anterior ( ), pese a la constante incorporación de nuevos usuarios así como la regularización. 35

36 En lo que respecta al consumo autoabastecido, hubo un decremento de 2.2% en el último año, alcanzando apenas 26,508 GWh, es decir, 584 GWh por debajo de lo registrado en el 2011, presentando un promedio anual de crecimiento de 7.9% durante el periodo (Tabla 10) Tabla 10. Consumo nacional de energía, Fuente: CFE, 2013 En cuanto a las ventas sectoriales, durante la década , los sectores con mayor crecimiento anual fueron el sector bombeo agrícola con 3.5%, el sector servicios con 3.3% y el sector residencial con 3.1%. Los factores que influyeron en el crecimiento de éste último sector fueron la incorporación de nuevos usuarios a la región central del país, así como la regularización y la reducción de pérdidas en esta zona. (Tabla 11) Tabla 11 Ventas internas de energía eléctrica por sector, Fuente: CFE,

37 CT Valle de CT Pdte Emilio CT Pdte. Juárez - CT Salamanca CT Benito Juárez - CT Francisco Pérez CT Altamira CT Pdte. A. CT Villa de Reyes CT Ing. Juan de CT Puerto CT José Aceves CT Carlos CT Guadalupe CT Francisco Villa CT Mérida II CT Punta Prieta II CT Gral Manuel CT Lerma - CT Felipe IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, Intensidades de Carbono y Energéticas Procesos tecnológicos e intensidades de carbón y energéticas CFE cuenta con diferentes plantas de generación eléctrica que emplean distintos procesos tecnológicos, la paraestatal mexicana opera centrales carboeléctricas, termoeléctricas convencionales, centrales de ciclo combinado, instalaciones de turbogás y centrales de combustión interna. Además de las centrales antes mencionadas se suman 23 instalaciones de ciclo combinado que son operados por productores independientes de energía (PIE s). Una central termoeléctrica es una instalación empleada para la generación de energía eléctrica a partir de la energía liberada en forma de calor mediante la combustión de algún combustible fósil como carbón, gas natural, combustóleo, diésel; en una caldera diseñada a tal efecto. Este calor es empleado por un ciclo termodinámico convencional para mover un alternador y producir energía eléctrica. Las termoeléctricas convencionales y las carboeléctricas funcionan bajo el mismo principio, la diferencia radica en la preparación del combustible. En la siguiente gráfica se muestran las intensidades de carbón que representa la tecnología de termoeléctricas convencionales, los resultados muestran que la termoeléctrica Valle de México es la que representa menor intensidad de Carbón con un valor de ton CO 2 eq/gwh, mientras que la de mayor intensidad de carbón es la termoeléctrica Felipe Carrillo Puerto con un valor de 949 ton CO 2 eq/gwh, siendo la media una intensidad de ton CO 2 eq/gwh. Intensidad de Carbón Ton CO2 eq/gwh Media Ton CO2eq/GWh Figura 16. Intensidades de carbón para las centrales termoeléctricas operadas por CFE. 37

38 La intensidad energética presenta su menor valor para la central Valle de México con una cifra de 4.15 MJ/KWh, mientras que la mayor intensidad es la central General Manuel Álvarez Moreno con un valor de MJ/KWh, dando una media de MJ/KWh. Intensidad energética MJ/KWh Media MJ/KWh Figura 17. Intensidades energéticas para las centrales termoeléctricas operadas por CFE Las centrales de Ciclo Combinado son plantas de producción de energía eléctrica que combina dos procesos o ciclos para obtener el máximo rendimiento: el ciclo de Brayton, en el que los gases de combustión accionan directamente una turbina de gas, y el ciclo Rankine, en el que se aprovecha la energía residual de los gases de escape de la turbina de gas para generar vapor en una caldera, que accionará a su vez una turbina de vapor. Ambas máquinas (turbina de gas y de vapor) accionan un alternador donde se transforma la energía mecánica en eléctrica. En la Figura 18 se muestran las intensidades de carbono para las centrales de ciclo combinado en dónde se muestran valores sin variaciones extremas, alcanzando el valor mínimo en la central Presidente Juárez ton CO 2eq/GWh y un máximo para la central Felipe Carillo Puerto ton CO 2eq/GWh, y una media de ton CO 2eq/GWh. 38

39 Intensidad de Carbón Ton CO2 eq /GWh Media Ton CO2eq/GWh Figura 18. Intensidades de Carbón para las centrales de ciclo combinado operados por CFE. En las intensidades energéticas se alcanza el valor menor en la central Presidente Juárez 6.9 MJ/KWh mientras que en la central Dos bocas se obtiene el valor máximo de 10.8 MJ/KWh, promediando una media de MJ/KWh (ver Figura 19). Intensidad energética MJ/KWh Media MJ/KWh Figura 19. Intensidades energéticas para las centrales de ciclo combinado operados por CFE 39

40 C.C. La Trinidad C. CC. Anáhuac C. CC. Hermosillo C. CC. Naco C. CC. Tuxpan III y C. CC. Altamira lll C. CC. Monterrey lll C. CC. Tuxpan V C. CC. Altamira V C. CC. C. CC. Saltillo C. CC. Río Bravo IV C. CC. Río Bravo III C. CC. Tuxpan ll C. CC. Valladolid III C. CC. Altamira ll C. CC. La Laguna II C. CC. Chihuahua lll C. CC. Mérida lll C. CC. Bajío (El C. CC. Campeche C. CC. Mexicali Indicador de Intensidad de Carbón C. CC. Anáhuac C.C. La Trinidad C. CC. Hermosillo C. CC. Naco Nogales C. CC. Tuxpan III y IV C. CC. Tuxpan V C. CC. Altamira lll y lv C. CC. Monterrey lll C. CC. Altamira V C. CC. Altamira ll C. CC. Saltillo C. CC. Tamazunchale C. CC. Río Bravo III C. CC. Río Bravo IV C. CC. Tuxpan ll C. CC. Valladolid III C. CC. La Laguna II C. CC. Chihuahua lll C. CC. Mérida lll C. CC. Bajío (El Sauz) C. CC. Campeche C. CC. Mexicali IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, Por su parte los PIE s presentan valores menores de intensidad de carbono para la tecnología de ciclo combinado alcanzando un valor máximo de Ton CO 2eq/GWh y mínimo de Ton CO 2eq/GWh, siendo la media Ton CO 2eq/GWh (ver Figura 20). Intensidad de Carbón Ton CO2eq/GWh Media Ton CO2eq/GWh Central Figura 20. Intensidades de carbón para las centrales de ciclo combinado operados por PIE s Las intensidades energéticas determinadas para los PIE s también son menores respecto a las centrales de CFE, alcanzando su valor mínimo en la central La trinidad 5.5 MJ/KWh, mientras que en la central Mexicalli se alcanza el valor máximo MJ/KWh obteniéndose una media de 6.6 MJ/KWh (ver Figura 21). Intensidad energética MJ/KWh Media MJ/KWh Figura 21. Intensidades energéticas para las centrales de ciclo combinado operados por PIE s 40

41 Indicador de Intensidad de Carbón Unidad 6 CTG TG Tijuana TG Nizuc TG Culiacán TG Monclova TG Caborca TG Mérida II TG Laguna- TG Nachi-Cocom TG Cancún TG Los Cabos TG Constitución TG Monterrey TG Cd. Obregón CTG La Paz TG Juárez - TG Chankanaab TG Xul-Ha TG Cd del TG Ciprés TG Mexicali IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, Las instalaciones de turbogás, son centrales de generación eléctrica las cuales de acuerdo a la clasificación, entran en el grupo de las termoeléctricas por su principio de funcionamiento. La generación eléctrica en las unidades de turbogás se logra aprovechando directamente, en los alabes de la turbina, la energía que resulta de la expansión de aire y gases de combustión comprimidos, la rotación de la turbina acciona un alternador que promueve la generación eléctrica. Para las centrales turbogás operadas por CFE se alcanza un valor mínimo para la intensidad de carbón en la central Unidad 6 CTG Huinalá ton CO 2eq/GWh y un mínimo para la central Mexicalli Ton CO 2eq/GWh, obteniéndose una media de ton CO 2eq/GWh (ver Figura 22). Intensidad de Carbón Ton CO2eq/GWh Media Ton CO2eq/GWh Figura 22. Intensidades de carbono para las centrales turbogás operadas por CFE Por el lado de las intensidades energéticas el valor mínimo alcanzado es en la Unidad 6 CTG Huinalá 10.4 MJ/KWh, mientras que en la central Mexicalli se alcanza el valor máximo 22.7 MJ/KWh, obteniéndose una media de 17.1 MJ/KWh (ver Figura 23). 41

42 Indicador de Intensidad de Carbón Unidad 6 CTG TG Tijuana TG Culiacán TG Nizuc TG Caborca TG Mérida II TG Nachi-Cocom TG Cancún TG Los Cabos TG Constitución TG Cd. Obregón TG Juárez - Parque CTG La Paz TG Monclova TG Laguna-Chávez TG Chankanaab TG Monterrey - TG Xul-Ha TG Cd del Carmen TG Ciprés TG Mexicali IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, Intensidad energética MJ/KWh Media MJ/KWh Figura 23.Intensidades energéticas para las centrales turbogás operadas por CFE Las centrales combustión interna cuentan con motores que aprovechan la expansión de los gases de combustión para obtener la energía mecánica que es transformada en energía eléctrica en el generador, utilizan generalmente diésel como combustible pero hay casos donde se emplean una mezcla de combustóleo y diésel. Para las centrales de combustión interna se obtiene una media de Ton CO 2eq/GWh, alcanzándose el valor menor en la central Agustín Olachea Ton CO 2eq/GWh, mientras que en la central Santa Rosalía se alcanza el valor máximo de Ton CO 2eq/GWh (ver figura 24) Intensidad de Carbón Ton CO2e/GWh 200 Media Ton CO2eq/GWh 0 CDE Gral. Agustín Olachea A. - San Carlos CCI Baja California Sur - Baja California DE Hol- Box CCI Guerrero Negro II - Vizcaino CDE Santa Rosalia Figura 24.Intensidades de carbón para centrales de combustión interna operadas por CFE 42

43 La intensidad energética para la tecnología de combustión interna presenta una media de 10.3 MJ/KWh con un valor mínimo en la central Agustín Olachea 8.1 MJ/KWh y un máximo en la central Santa Rosalía 13.9 MJ/KWh (ver Figura 25). Intensidad energética MJ/KWh Media MJ/KWh 2 0 CDE Gral. Agustín Olachea A. - San Carlos CCI Baja California Sur - Baja California CCI Guerrero Negro II - Vizcaino DE Hol-Box CDE Santa Rosalia Figura 25.. Intensidades energéticas para centrales de combustión interna operadas por CFE Las centrales carboelétricas se basa en la producción de vapor utilizando agua y el calor proporcionado por la combustión de carbón. La concepción básica de estas centrales es similar a las termoeléctricas convencionales, el cambio principal radica en el generador de vapor, el cual es más complejo, de mayores dimensiones y con superficies más grandes para la transferencia de calor. Las centrales carboeléctricas utilizan el mismo esquema de generación que las centrales del tipo vapor, con la diferencia de que requieren equipos adicionales para el control y disposición de las cenizas. Sistema de manejo de carbón Transportadores de carbón Manejo de cenizas Desulfurizadores Precipitadores electrostáticos Limpieza de polvos 43

44 Intensidad de Carbón IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, La intensidad de carbón promovida por esta tecnología alcanza su valor mínimo en la central Carbón II Ton CO 2eq/GWh y su máximo en la central P.E. Calles con TCO2eq/GWh y una media para las tres carboeléctricas de Ton CO 2eq/GWh (ver Figura 26). Intensidad de carbón (Ton CO2eq/GWh) Media (Ton CO2eq/GWh) 0 CT Carbón II CT José López Portillo - Río Escondido CENTRAL CT Pdte. Plutarco Elías Calles - Petacalco Figura 26.Intensidades de carbón para las centrales carboeléctricas operadas por CFE. Por su parte en la intensidad energética se alcanza una media de 17.3 MJ/KWh, con un valor mínimo de 13.2 MJ/KWh y un máximo de 19.8 MJ/KWh para las centrales Plutarco Elías Calles y José López Portillo respectivamente. (ver Figura 27) Intensidad energética CT Pdte. Plutarco Elías Calles - Petacalco CT Carbón II CT José López Portillo - Río Escondido CENTRAL MJ/KWh generación Media MJ/KWh Figura 27.Intensidades energéticas para las centrales carboeléctricas operadas por CFE. 44

45 De las intensidades energéticas y de carbón promovidas por cada tipo de tecnología, se puede observar que las centrales de ciclo combinado constituyen la tecnología más limpia de generación eléctrica a partir de combustibles fósiles. Participación en Mercados y Rutas tecnológicas de Bajo Carbono Participación en mercado y rutas tecnológicas de bajo carbono A nivel mundial el cambio climático representa una preocupación de proporciones importantes, lo cual ha generado la necesidad de experimentar una transición tecnológica en el sector energía, de tal forma que sean opciones que promuevan una baja generación de carbono. Los sistemas de electricidad de Estados Unidos y Europa, se enfrentan a retos significativos en la transición a la energía de bajo carbono. Aunque este cambio ofrece muchas oportunidades para los inversionistas, empresas y consumidores, no han sido aprovechadas correctamente debido a la regulación de los servicios públicos que existen actualmente, además de la falta de adaptación a las nuevas tecnologías, ya que la energía generada a partir de los combustibles fósiles está muy consolidada. Para crear un sistema eléctrico limpio, seguro y de bajo costo a gran escala, es necesario que todos los sectores de la industria eléctrica evolucionen. Algunos puntos importantes son los siguientes. Generación: Se necesitan nuevos modelos de negocio para reducir el costo financiero para las fuentes de energía renovable. Deben desarrollarse nuevos modelos de financiación que coincidan con las características y posibilidades de los inversionistas. Transmisión: Los sistemas de transmisión deben mejorar la integración de las energías renovables, las redes de distribución deben consolidare para abarcar áreas mayores. Balance de sistemas y operación: Los mercados y modelos de negocio tienen que adaptarse para promover la inversión en fuentes de bajo carbono. Distribución: Los modelos de financiación y distribución tienen que adaptarse al cambio de los patrones de demanda de las nuevas fuentes de energía. Las redes de distribución tendrán que ser capaces de soportar el aumento en los niveles de generación. Gestión de clientes: Los consumidores finales jugarán un papel cada vez más activo en el sector eléctrico. La gestión debe plantear nuevos modelos para financiar e integrar acciones que den respuesta oportuna a la demanda. 45

46 Un punto clave para lograr un abatimiento en las emisiones de gases de efecto invernadero y reducir la dependencia de los países a las fuentes de combustibles fósiles, es la modernización de los sistemas de gestión energética actuales y disminuir las ineficiencias de tal forma que se pueda obtener mayor potencia útil de las centrales eléctricas y evitar al máximo cortes al suministro eléctrico. Con la visión de lograr lo anterior, Estados unidos planea implementar un sistema de suministro de energía llamado Grid 2030 como estrategia tecnológica que permitirá reducir las pérdidas de energía eléctrica desde la generación hasta el consumidor final, el sistema constituirá una red automatizada de energía capaz de monitorear y controlar los flujos de electricidad para cada cliente, esto permitirá el intercambio constante de información entre proveedor-cliente y los puntos intermedios de transmisión, lo que contribuirá a tener mayor control sobre el sistema eléctrico del país. Cambiar el modo en el que se genera y distribuye la energía eléctrica implica grandes cambios, sin embargo ya se están dando los primeros pasos. A modo de ejemplo, están surgiendo modelos de financiación de energías renovables, que pueden reducir sustancialmente los costos y acelerar los cambios en industria eléctrica. Además de los procesos tecnológicos que permiten obtener mayor eficiencia eléctrica, existen medidas que contribuyen a la reducción en las emisiones de CO 2. Desde el año 2008, México ha emprendido diversas acciones con la intención de poder implantar la tecnología de Captura, Uso y Almacenamiento de CO 2 (CCUS, por sus siglas en inglés) como medida para disminuir las emisiones. La Ley General de Cambio Climático, eleva a ordenamiento de carácter legal varias medidas tendientes a combatir en el país las causas del cambio climático, entre otras: Garantizar el derecho a un ambiente saludable. Definir acciones concurrentes en materia de cambio climático en los tres órdenes de gobierno. Reducir la vulnerabilidad del hombre y los sistemas naturales por el cambio climático. Regular las acciones de adaptación y mitigación. Promover la investigación, desarrollo y transferencia de tecnología e innovación en la materia. Facilitar la transición hacia una economía competitiva y sostenible de bajas emisiones de carbono a la vez que se promueven sus beneficios ambientales, sociales y económicos. 46

47 Por esta razón, se ha movilizado la acción de diferentes instituciones tales como SEMARNAT, SENER, dependencias encargadas del ambiente y la energía respectivamente, además, se ha conformado un equipo de trabajo con las principales paraestatales encargadas de la generación y explotación de recursos energéticos (PEMEX, CFE) e instituciones educativas y de investigación (UNAM, IPN, CENTRO MARIO MOLINA) para que en conjunto se conforme y oficialice un mapa de ruta tecnológica (MRT) de CCUS (Carbon Caputre, use and storage) (SENER, 2014). La tecnología de CCUS, es un conjunto de aplicaciones tecnológicas con el propósito de reducir las emisiones de carbono a la atmósfera, capturando el CO 2 y almacenándolo en el subsuelo de manera segura y permanente. Puede ser en depósitos agotados de petróleo, en formaciones muy profundas de agua con alto contenido salino en mantos de carbono sin interés económico. Es por eso que la tecnología CCUS está llamada a ser una solución importante a la necesidad de usar combustibles fósiles. En México puede tener una contribución importante, pues los combustibles fósiles en nuestro país son la base del desarrollo de la industria y la economía. El progreso en las CCS depende del suficiente financiamiento y de que los gobiernos alineen las políticas que den soporte a las demostraciones y desarrollos futuros de la tecnología. Los proyectos pueden ser categorizados por su fase clave de desarrollo, definido como: Identificación; Evaluación; Definición; Ejecución; y Operación. De acuerdo al último reporte del Instituto Global CCS, actualmente se encuentran 65 proyectos bajo construcción o planeación alrededor del mundo, en donde Estados Unidos encabeza la lista con 20 proyectos en desarrollo, seguido de los países de la región Europea con 15 proyectos y China con 12 proyectos; el resto se conjuga por países como Brasil, Canadá, Australia, países del continente Africano y el Medio Oriente. 47

48 En lo que corresponde a proyectos de generación eléctrica, actualmente se contemplan 30 proyectos en total alrededor del mundo (Figura 28), en donde la región Europea es la que se encuentra desarrollando el mayor número de proyectos de este tipo. En el año 2013, se contabilizaron 12 proyectos para la generación de energía eléctrica que incorpora sus procesos tecnología CCS en esa región (2 en Noruega, 6 en el Reino Unido, 1 en Holanda, 1 en España, 1 en Italia y 1 en Rumania). Por otro lado, los países del continente Americano tales como Estados Unidos, Canadá y Brasil se encuentran desarrollando proyectos de este tipo; siendo 6 en Estados Unidos, 2 en Canadá y 1 en Brasil. Otra región que está desarrollando proyectos de este tipo es el Medio Oriente, con un proyecto en los Emiratos Árabes Unidos. En la región de Asia-Pacífico, China está desarrollando 6 proyectos, Australia un proyecto y Corea del Sur 2 proyectos. Figura 28.Proyectos de larga escala de CCS por sector industrial y país/región. Fuente: Información tomada del reporte del Instituto Global CCS 48

49 En el caso de la generación de electricidad, existen diferentes tecnologías para la captura de CO 2. Las dos principales tecnologías de captura son la postcombustión para plantas de potencia convencional, y la pre combustión en el caso de plantas IGCC. La postcombustión es la tecnología de captura con mayor uso, representando 43% de todos los proyectos de potencia en el 2013, mientras el 37% corresponde a la tecnología de pre combustión (gasificación); la tecnología remanente para generación de electricidad es de oxicombustión, La selección de la tecnología de captura en plantas de generación eléctrica depende de distintas condiciones específicas para cada uno de los proyectos, tal como el porcentaje de captura, costo, localización de la planta, requerimientos y disponibilidad de agua, y las características de la planta tal como eficiencia, capacidad, espacio y configuración de la planta existente, o sí ésta es una nueva construcción. La tecnología CCS has sido reconocida para la descarbonización de la generación eléctrica en países que dependen fuertemente de carbón como combustible tal como los Estados Unidos y China. De acuerdo a proyecciones de la Agencia Internacional de la Energía a través de su reporte Energy Technology Perspectives 2012, la capacidad de centrales eléctricas equipadas con tecnología CCS será de 280 GW in 2030 y de 960 GW en Para 2050, 63% serán a base de carbón, 18% de gas natural y 9% de biomasa. El desafío de esta tecnología se centra en su viabilidad económica y la puesta en marcha de mecanismos que promuevan su instalación, de tal manera que contribuyan a los objetivos de reducción de emisiones. Un camino viable podría ser intervención de políticas gubernamentales en la forma de precios de carbón, regulaciones, o la provisión de subsidios específicos en las etapas del ciclo de vida de la tecnología, así como las opciones de explotar nuevas fuentes de ingreso para compensar los costos de la tecnología CCS. Aunque las energías alternativas son viables tecnológicamente y su crecimiento es cada vez más optimista, aún no están disponibles en la cantidad y rentabilidad que fuera deseable para sustituir a los hidrocarburos (SENER, 2014) De acuerdo al Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático (INECC), el sector energía es la principal fuente fija de emisiones de GEI en México y en el mundo, de ahí la importancia de tomar medidas para reducir las emisiones de CO 2. 49

50 Con la finalidad de trazar rutas tecnológicas de bajo carbono, se han propuesta acciones agrupadas en este eje, que buscan transformar la matriz de generación eléctrica, aumentado la participación de energías limpias y tecnologías fósiles con mayor eficiencia. Adicionalmente, la transición energética está apoyada por la Ley General de Cambio Climático (LGCC). La Secretaría de Energía (SENER) propone tres configuraciones de la matriz energética para alcanzar 35% de generación a partir de fuentes no fósiles en El primer escenario considera una cartera de proyectos compuesta por centrales eólicas, que contiene 28% de capacidad de respaldo con tecnología turbogás. El segundo escenario considera únicamente la construcción de 7 u 8 centrales nucleares, con una capacidad instalada de 1,400 MW cada una y 20,900 MW de eólica. El tercer escenario analiza un esquema híbrido de centrales nucleares y granjas eólicas, en el que contempla dos centrales nucleares con capacidad de 1,400 MW cada una y 20,900 MW de eólica. Energía solar fotovoltaica: México tenía en 2011 un potencial teórico de generación equivalente al 95% de la generación bruta nacional. Algunos estudios estiman que en México se podrían desarrollar entre 7.4 y 9.0 GW de energía solar para el El Explorador de Recursos Renovables, iniciativa conjunta de SENER y el Instituto de Investigaciones Eléctricas, identifica a los estados de Baja California, Baja California Sur, Sonora y Chihuahua como los de mayor potencial para la generación fotovoltaica. Energía geotermoeléctrica: En 2012, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) estimó el potencial posible de generación geotermoeléctrica en 7,423 MW; el potencial probable en 2,077 MW; y las reservas probadas en 186 MW, 12 adicionales a los MW de capacidad instalada.13 Entre los países miembros de la OCDE, México es el segundo productor de geotermoelectricidad, con 6.5 TWh en La cartera de proyectos publicada por SENER suma 434 MW de capacidad instalada adicional, en ocho proyectos que estarán ubicados en los estados de Michoacán, Puebla, Baja California y Jalisco. Se identifican las siguientes líneas de acción para fomentar el desarrollo de esta iniciativa: Impulsar el desarrollo tecnológico que reduzca los costos y riesgos de exploración. Internalizar las externalidades ambientales en la generación de energía para incrementar la competitividad de las tecnologías limpias. Desarrollar mecanismos financieros (distribución del riesgo, o mercados de carbono). 50

51 Definir los derechos de explotación geotermoeléctrica en el marco jurídico. Energía eólica: En 2011 la generación eólica represento 0.7% de la generación total (1.25% de capacidad instalada) La prospectiva de SENER establece alcanzar 4.2% en el 2020 (6.3% de capacidad instalada) México tiene un potencial físico de generación eólica equivalente al 72.8% de la generación bruta nacional en CFE tiene tres proyectos de generación eólica en etapa de diseño que alcanzarán una capacidad de 230 MW. Adicionalmente, se están construyendo dos centrales eólicas (Rumorosa y Sureste) con una mitigación estimada de 2.89 MtCO 2/año. Existen 18 proyectos privados en construcción o por iniciar operaciones de generación eoloeléctrica registrados en la CRE con capacidad total instalada de más de 2 GW, para alcanzar 3.13 GW de generación eólica privada. Energía hidroeléctrica: Contribuyó con 14% de la generación eléctrica en 2011 (22% de capacidad instalada). La cartera de proyectos de CFE suma 5.23 GW de capacidad instalada al Esto no considera la ampliación de hidroeléctricas existentes por 778 MW adicionales. La CRE (Comisión reguladora de energía) tiene registrados 10 proyectos de generación privada minihidráulica (hasta 30 MW de capacidad instalada) que entrarán en operación entre 2012 y La capacidad instalada total de estos proyectos se estima en MW, adicionales a los 112 MW en operación. Combustóleo y carbón por gas natural: Las turbinas de gas en ciclo combinado tienen de 50% a 62% menores emisiones de GEI que la energía térmica convencional. Dentro de la cartera de proyectos en progreso se encuentra la sustitución de cinco plantas termoeléctricas convencionales, con un potencial de abatimiento de 2.5 Mt CO 2 eq./año. Comparación de tecnologías México vs otros países La demanda mundial de electricidad ha aumentado más rápido que el consumo total de energía. El desafío para sostener esta demanda se manifiesta en la baja inversión para reemplazar la infraestructura ya obsoleta del sector eléctrico. Sin embargo, el abastecimiento de electricidad a los consumidores también depende de las redes de transmisión y distribución a las cuales están conectadas las distintas centrales de generación. Cuando la capacidad de las redes es limitada, se requiere construir plantas especializadas de generación cercanas a las zonas de consumo. 51

52 Ante este panorama de insuficiencia de redes, se ha optado por diversificar las tecnologías para la generación eléctrica a fin de que la oferta se adecue a las condiciones del entorno en el que se pretende satisfacer la demanda de electricidad. Las centrales de generación eléctrica en la actualidad son básicamente de dos tipos tecnológicos: primarias renovables o no renovables. En distintos países, principalmente Europeos, se ha buscado la forma de recurrir a las fuentes renovables de energía apoyándose en esquemas tarifarios subsidiados, que fomenten la inversión y a su vez disminuyan el uso de combustibles fósiles. Países como Alemania, Brasil, Dinamarca, España, Canadá y Reino Unido han desarrollado tecnologías que les han permitido utilizar diversas fuentes renovables, fundamentalmente para la generación de energía eléctrica y, aunque su participación en la producción mundial aún es pequeña, estas energías representan una opción para el suministro eléctrico mundial. El análisis de las experiencias internacionales muestra que las energías renovables son un tema prioritario en las agendas energéticas, tanto en los países industrializados como en las economías en desarrollo, gracias a sus efectos positivos en las esferas ambiental, económica y social. Las energías renovables son precursoras del desarrollo y comercialización de nuevas tecnologías, de la creación de empleo, de la conservación de recursos energéticos no renovables, de la reducción de la dependencia de energéticos importados mediante el aprovechamiento energético de recursos locales, y de la reducción de gases de efecto invernadero y de partículas que pueden dañar el ambiente y la salud pública, entre otros. Entre 2006 y 2011, la capacidad de producción global de energías renovables, incluyendo grandes hidroeléctricas, creció a tasas promedio anuales muy altas (entre 17% y 58%). La energía solar fotovoltaica registró el crecimiento más acelerado, con un aumento en la capacidad instalada de 58% anual promedio durante el período citado. Por primera vez, en 2011 la energía solar fotovoltaica representó la mayor cantidad de nueva capacidad eléctrica instalada en la Unión Europea, más que ninguna otra tecnología. Por otra parte, la energía solar termoeléctrica aumentó casi 37%, considerando que existía una pequeña cantidad de plantas instaladas al inicio del período. La producción de biocombustibles ha sido variada, con una expansión del biodiésel en 2011, mientras que el etanol se mantiene estable, ligeramente por debajo en comparación con 2010; la energía eólica creció a un ritmo de 27% anual. 52

53 Otras tecnologías, incluyendo la energía hidroeléctrica y la geotermia, han crecido a tasas más moderadas, que van de 2% a 3%, haciendo comparable su comportamiento con las tasas de crecimiento global de combustibles fósiles de 1% a 4%. Los países que utilizan de manera más intensiva las energías renovables para la generación de electricidad son Islandia, Noruega, Paraguay, Colombia, Brasil y Canadá, que van desde 100% hasta 61% de participación. En contraste, los que presentan la menor participación de estas tecnologías entre 0% y 9% son Arabia Saudita, Israel, Argelia, Sudáfrica, Corea del Sur y Australia. La participación de las energías renovables depende de varios factores, entre ellos: los tamaños de las economías, el grado de avance de las tecnologías y el estado de sus políticas energéticas. La tendencia, en países de Medio Oriente y África, se inclina a mantener una alta participación de energías fósiles en la generación eléctrica de sus naciones. México se encuentra entre Estados Unidos y Canadá, pero por debajo de las participaciones presentadas por Brasil y Venezuela que cuentan con recursos y desarrollos hidráulicos importantes. Figura 29. Composición de la generación de electricidad por tipo de energía en algunos países, 2010 (Participación porcentual) Fuente: World Energy Balances 2012, Extended Energy Balances, IEA,

54 Los cinco países más importantes en capacidad instalada de energía renovable para generación de electricidad, incluyendo a las pequeñas hidroeléctricas son: China (70 GW), Estados Unidos (68 GW), Alemania (61 GW), España (28 GW) e Italia (22 GW). Si se incluyen las grandes hidroeléctricas la lista de países cambia quedando como líderes China (282 GW), Estados Unidos (147 GW), Brasil (86 GW), Canadá (74 GW) y Alemania (65 GW). En lo que corresponde a la capacidad instalada en los países miembros de la OCDE, ésta fue de 2,652.8 Gigawatts (GW) a finales de 2010 de acuerdo al Electricity Information 2013 de la AIE. De aquí, 1,699 GW corresponden a centrales que utilizan combustibles fósiles, GW de potencia nuclear, GW de energía hidroeléctrica (incluida la capacidad de bombeo), GW de eólica, y 6.01 GW la energía geotérmica. Para las restantes, mareomotriz, udimotriz, oceanográfica entre otras, correspondió el 43.3 GW. En países de la OCDE Asia-Pacifico, Japón mantiene la supremacía en la generación de electricidad con 10.8% del total, de los cuales GW provienen de combustibles fósiles, 49 GW de fuentes nucleares y 47.7 GW de hidroeléctricas. El resto se distribuye entre otras fuentes renovables como la geotermia y la energía eólica. En conjunto, el bloque conformado por Francia, Alemania, Suecia y Reino Unido siguen generando electricidad a partir de energía nuclear con poco más del 33% del total de la capacidad mundial. Italia destaca con 12.0% del total mundial de capacidad proveniente de geotermia, así como 17.8% de otras fuentes renovables. Por su parte Alemania, se ha enfocado en el uso de fuentes no renovables con una participación del 48.7%, país líder en este rubro. En suma, la capacidad total de los países europeos fue de un poco más de 900 GW, que pese a los esfuerzos, el uso de combustibles fósiles sigue siendo alto. En la figura 30 se muestra la capacidad de generación eléctrica para cada tecnología de los miembros de la OCDE al año 2010, las unidades de generación están dadas en GW. 54

55 Figura 30.Capacidad de generación eléctrica en países miembros de la OCDE, 2010 Fuente: Electricity Information 2013, International Energy Agency Regulación del Sector Eléctrico Nacional Estructura del sector eléctrico Sector Eléctrico (SE) está integrado por un conjunto de actores, tanto públicos como privados, que intervienen en los procesos de generación, transmisión, distribución, comercialización y control operativo de energía eléctrica. 55

56 Figura 31. Estructura del sector eléctrico nacional El sector eléctrico tiene como finalidad suministrar de energía eléctrica a los diversos sectores económicos del país. Las atribuciones de cada uno de los actores, sus interrelaciones, así como su operación conjunta, se encuentran establecidas en diversos ordenamientos legales que regulan la prestación del servicio público de energía eléctrica, la participación de privados y el comercio exterior. El desarrollo de las actividades del sector eléctrico se encuentra acotado por la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, así como por diversas leyes, reglamentos y normas, a manera de ejemplo se mencionan algunas a continuación. Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos (Artículos 25, 27 y 28) Ley Orgánica de la Administración Pública Federal Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica Ley de la Comisión Reguladora de Energía Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la 56

57 Transición Energética Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en Materia Nuclear Definición de intensidades de carbono pre-2020 Existe evidencia científica sólida que demuestra que el cambio climático es un hecho y es necesario tomar acciones urgentes para combatirlo. Como parte de las acciones tomadas, la Unión Europea (UE) ha demostrado que se pueden reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) a través de la implementación de políticas internas. Se ha planteado para la UE y los países desarrollados, la fijación de objetivos para reducir las emisiones de GEI hasta en un 30% para el año De acuerdo con el análisis de política energética desarrollado por la EU, se recomienda tomar las siguientes medidas en materia energética. Mejorar la eficiencia energética de la UE en un 20% para el año 2020 Aumentar en un 20% las cuotas de las energías renovables para el año 2020 Desarrollar una política de almacenamiento geológico del CO 2 generado, de tal forma que se preserve el ambiente. De acuerdo a estimaciones internacionales, el crecimiento de las economías y los GEI que generen los países en desarrollo constituirán más de la mitad de las emisiones. Muchos países en desarrollo ya están haciendo esfuerzos que se traducen en una reducción de sus emisiones. Los países en desarrollo como México, tienen muchas opciones estratégicas en las que los beneficios superan los costos, tales como la mejora en la eficiencia energética, la promoción de las energías renovables y la adopción de medidas que contribuyan a la mejora en la calidad del aire. Por su parte Estados Unidos está tomando medidas coordinadas para permitir la producción de una nueva generación de vehículos, de tal forma que se ahorren 6 mil millones de barriles de petróleo y se reduzca la emisión de 3100 millones de toneladas métricas de CO 2, por medio de la aplicación de nuevas normas nacionales. De acuerdo con el informe tendencial 2013, desarrollado en Canadá, se estima que la reducción de GEI para el año 2020 será de 128 Megatoneladas (Mt) menor que la esperada en el año

58 si no se tomaran las medidas de reducción planteadas. Una de las medidas tomadas que contribuirán a la reducción, es la modernización del sistema eléctrico que constituye uno de los sistemas eléctricos para limpios del mundo. Por su parte el gobierno Chino, país que cuenta con una problemática atmosférica seria, se ha planteado alcanzar la meta de reducción en un 40-45% en la intensidad de carbono para el año 2020, para el año 2013, las emisiones de CO 2 por unidad de Producto Interno Bruto (PIB) ya se han reducido en un 28.54% en relación a los niveles reportados en el año En los tres primeros trimestres del año 2014, la intensidad de carbono en China se redujo aún más. Definición de objetivos de IC por producto industrial para 2020 Para el 2020, el potencial identificado es de 261 Mt CO 2 eq. lo que representa una reducción de 30% con respecto a la línea base de emisiones de GEI respecto al escenario tendencial. Al 2030, el potencial es de 523 Mt CO 2 eq, lo que corresponde a una reducción de 53%. Para cada acción de mitigación cuyo potencial de abatimiento es analizado, se realizó un análisis costo efectividad contra el escenario tendencial, y se determinó Su costo marginal de abatimiento. Se construyó con lo anterior una curva de costos de reducción de emisiones, que expresa: el potencial de abatimiento de cada iniciativa (en toneladas de CO 2 eq, y su costo marginal de abatimiento (monto incremental por cada tonelada de CO 2 eq evitada o reducida con respecto al caso base). Figura 32.Potencial de abatimiento en México MtCO 2 eq. 58

59 El 6 de junio de 2012 se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF), la Ley General de Cambio Climático. La Ley se destaca por ser la segunda a nivel internacional, que eleva a ese rango la política de cambio climático e incluye metas aspiracionales en materia de mitigación, como la reducción del 30% de emisiones al año 2020, respecto a la línea base y el incremento del porcentaje de generación eléctrica proveniente de energías limpias a 35% en 2024, entre otros. Además establece disposiciones para abordar el tema de mitigación en los tres órdenes de gobierno (Administración Pública Federal, entidades federativas y los municipios). Línea base y cambios tendenciales de sectores seleccionados bajo esquemas de EE y mejoras de proceso Con base en las últimas versiones disponibles de información, la línea base de México parte de 709 Mt CO 2 en el año 2006, y se incremente a 772 Mt CO 2 al año 2012 y 872 Mt CO 2 en La línea base, o escenario tendencial de México, representa las emisiones de GEI que México generaría considerando un crecimiento tendencial (conservador) de le economía y sin tomar en cuenta la implementación de medidas de abatimiento. La construcción de la línea base parte de los valores actuales de emisiones para cada sector, calculados en el Inventario Nacional de Emisiones de GEI (INEGEI). Figura 33. Emisiones línea base 59

60 Fuente: PECC Programa especial de cambio climático Se estima que México podría mitigar hasta 261 Mt CO 2eq en 2020, lo cual representaría una reducción de 30% con respecto a la línea base de referencia. El potencial de abatimiento identificado se distribuye entre los distintos sectores de la siguiente manera: Generación eléctrica, 60 Mt CO 2 eq (23%) Forestal 58 Mt CO 2 eq (22%) Transporte, 37 Mt CO 2 eq (14%) Desechos, 26 Mt CO 2 eq (10%) Industria, 25 Mt CO 2 eq(10%) Agricultura, 20 Mt CO 2 eq (8%) Petróleo y gas, 19 Mt CO 2 eq (7%) Edificios, 17 Mt CO 2 eq (6%) Uno de los temas más importantes cuando se analiza el tema de la mitigación del cambio climática, es conocer el costo económico estimado para alcanzar un desarrollo de bajo carbono, así como los costos de cada una de las alternativas o medidas de mitigación individuales que pueden implementarse en los diferentes sectores de le economía. En este sentido, las Curvas de costos de abatimiento (CCA) representan una herramienta sumamente útil para alcanzar la economía del cambio climático, ya que permitan observar de manera gráfica los costos de abatimiento de emisiones, así como el potencial de abatimiento de cada una de las medidas de mitigación. El costo de abatimiento se define como el costo económico de reducir una unidad de emisiones de CO 2 eq, expresado generalmente en dólares o euros por tonelada de CO 2 eq reducida. El potencial de abatimiento por su parte es la reducción total de emisiones de CO 2 eq que se produciría al aplicar la medida correspondiente. En la siguiente figura se observan una serie de medidas de abatimiento o reducción de emisiones en forma de barras., El ancho de las barras indica la reducción de emisiones de la alternativa, medido en Gigatoneladas de CO 2 eq; la altura de la barra indica por su parte el costo marginal por tonelada abatida. 60

61 Figura 34. Curva de costos de abatimiento de GEI para México en el año 2020 Fuente. McKinsey GHG abatement cost curve Para lograr el compromiso de abatimiento se han propuesto iniciativas, algunas de estas se enlistan a continuación. Mayor uso de energías renovables en el país, como pequeñas hidroeléctricas Mejoras en eficiencia energética en hogares y edificios comerciales al sustituir focos incandescentes por fluorescentes o LED s Mejoras en eficiencia energética en el sector industrial, así como cogeneración en el sector de petróleo y gas Aplicación de normas y estándares de eficiencia para vehículos nuevos y para un mejor control en la importación de vehículos usados Aprovechamiento y/o quema del gas generado en rellenos sanitarios. Mejoras en prácticas agrícolas como lo son un mejor manejo de nutrientes en tierras de cultivo así como mejores prácticas de labranza y manejo de residuos Se estima que para capturar un potencial de 111 Mt CO2 eq, será requerido un capital incremente, con respecto al requerido en la línea base, de cerca de treinta mil millones de Euros en el periodo El resto del potencial del abatimiento identificado de 150 Mt CO2 eq, y equivalente a una reducción del 17% con respecto a la línea base de referencia, proviene de iniciativas que no 61

62 representan un beneficio económico neto, por lo que para capturarlo México requerirá de apoyo de la comunidad internacional. Este apoyo deberá enfocarse principalmente en el financiamiento de infraestructura, así como en el desarrollo de capital humano y transferencia tecnológica. Algunas iniciativas para lograr las metas propuestas se enlistan a continuación. Mayor desarrollo de energía eólica y solar en la generación eléctrica del país Reforestación, y reducción de la deforestación. Modernización y mejoras en la eficiencia del transporte público Implementación de sistemas de generación eléctrica distribuida (Smart grid) Para capturar este potencial adicional de 160 Mt CO 2 eq, se estima que será requerido un capital incremental, con respecto al requerido en la línea base, de cerca de sesenta mil millones de Euros en el periodo Para México uno de los temas principales abordados en la Estrategia Nacional de Energía es la eficiencia energética; en ella se propone como línea de acción promover la eficiencia y ahorro en el sistema energético nacional y en cada actividad que conforma al PIB. De esta línea derivan otras acciones específicas que deberán ejecutar los diferentes actores que conforman el sector energético. Con base en estas acciones, y con el objetivo de capturar el potencial de ahorro en el consumo final de energía eléctrica identificado en el PRONASE, se prepararon tres escenarios prospectivos de ahorro de energía eléctrica para el periodo : Planeación, Alto y Bajo. En el sector residencial se registrarán los mayores ahorros, por lo que se tiene estimado que en el año 2027 representarán 69.8% de un total de ahorro de 39.2 TWh. Esta fuerte participación se deriva de importantes cambios en la Norma Oficial Mexicana (NOM-028-ENER) de eficiencia energética de lámparas para uso general y en la sustitución de focos incandescentes por halógenos como primera etapa, y por lámparas fluorescentes compactas como segunda etapa. En su conjunto, el ahorro en el sector Industrial, Empresa Mediana y Gran Industria, llegaría a representar el 19.7% en el año 2027, particularmente por la contribución de los programas de mejoría de motores industriales. Las mejoras en eficiencia energética, particularmente en el uso final de iluminación, calefacción y aire acondicionado en el sector residencial, así como las propias del sector industrial, son factores que se espera continúen de forma constante en el mediano y largo plazo. 62

63 Proyección de reducción de emisiones Se estima que en el periodo las ventas que se registraran en el mercado eléctrido del escenario de planeación alcanzarán TWh en 2028, lo que significa que crecerán en promedio 4.4% al año (Figura 35) Para ese mismo año, el volumen de energía que se proyecta consumir es de TWh; mientras que las ventas aumentarán 4.2% en promedio al año, ubicándose en TWh. Este volumen de energía suministrada en 2028 ya incluirá 27.1 TWh adicionales que se registrarán como resutlado de los programas de recuperación de pérdidas no-técnicas del SEN. El comportamiento de este ejercicio resultó de considerar las estimaciones derivadas de la aplicación de los nuevos programas de ahorro, principalmente el de la iluminación por los cambios de la NOM. También las trayectorias que se estiman presentarán para cada sector la recuperación de energía actualmente consumida pero no facturada. Figura 35. Ahorro PRONASE, ventas de energía eléctrica y proyectos por particulares. Escenario de planeación. Fuente: CFE 63

64 Ton CO2 eq) IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, Los pronósticos de la evolución del consumo de energía eléctrica se encuentran correlacionados con la dinámica económica. Como se mencionó, para un PIB que se estima crecerá en promedio cerca del 3.5% durante el período (escenario considerado para este ejercicio de planeación), las ventas totales de energía eléctrica aumentarán a una tasa media anual de 4.4%, que en comparación del ejercicio del año anterior se reduce un punto porcentual. En la figura 36 se presentan tres proyecciones con escenarios diferentes cada una, tomando en consideración una tasa media de crecimiento anual en el periodo del 2.9%, y el consumo bruto del Sector Eléctrico Nacional Proyección de generación de emisiones del Sector Eléctrico a Año Proyección 1 Proyección 2 Proyección 3 Figura 36. Proyecciones al año 2030 en tres escenarios 64

65 PETROLEO Y GAS Descripción básica de la empresa productiva nacional del sector petrolero Petróleos Mexicanos (PEMEX) fue, desde 1938 y hasta Octubre de 2014, una empresa paraestatal constituida como organismo descentralizado de la Administración Pública Federal. Con las reformas energéticas aprobadas recientemente, PEMEX ha quedado constituida como una empresa productiva del Estado, de propiedad exclusiva del Gobierno Federal, con personalidad jurídica y patrimonio propios y que gozará de autonomía técnica, operativa y de gestión, teniendo como su domicilio el Distrito Federal, sin perjuicio de que para el desarrollo de sus actividades pueda establecer domicilios convencionales, tanto en territorio nacional como en el extranjero. PEMEX ejerce la conducción central y dirección estratégica de las actividades correspondientes a la industria petrolera estatal. De acuerdo con la Ley de Petróleos Mexicanos, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 11 de Agosto de 2014, PEMEX tiene como fin el desarrollo de actividades empresariales, económicas, industriales y comerciales en términos de su objeto, generando valor económico y rentabilidad para el Estado Mexicano como su propietario, así como actuar de manera transparente, honesta, eficiente, con sentido de equidad y responsabilidad social y ambiental, y procurar el mejoramiento de la productividad para maximizar la renta petrolera del Estado y contribuir con ello al desarrollo nacional. Asimismo, tiene por objeto llevar a cabo, en términos de la legislación aplicable, la exploración y extracción del petróleo y de los carburos de hidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos, así como su recolección, venta y comercialización, pudiendo llevar a cabo también las siguientes actividades: La refinación, transformación, transporte, almacenamiento, distribución, venta, exportación e importación de petróleo e hidrocarburos y los productos que se obtengan de su refinación o procesamiento y sus residuos, y la prestación de servicios relacionados con dichas actividades; El procesamiento de gas y las actividades industriales y comerciales de la petroquímica; El desarrollo y ejecución de proyectos de ingeniería, investigación, actividades geológicas, geofísicas, supervisión, prestación de servicios a terceros y todas aquellas relacionadas con la exploración, extracción y demás actividades que forman parte de su objeto, a precios de mercado; 65

66 La investigación, desarrollo e implementación de fuentes de energía distintas a las derivadas de los hidrocarburos que le permitan cumplir con su objeto, así como la generación y comercialización de energía eléctrica conforme a las disposiciones aplicables; La investigación y desarrollo tecnológicos requeridos para las actividades que realice en las industrias petrolera, petroquímica y química, la comercialización de productos y servicios tecnológicos resultantes de la investigación, así como la formación de recursos humanos altamente especializados; estas actividades las podrá realizar directamente, a través del Instituto Mexicano del Petróleo, o a través de cualquier tercero especializado; El aprovechamiento y administración de inmuebles, de la propiedad industrial y la tecnología de que disponga; La comercialización de productos de fabricación propia a través de redes de comercialización, así como la prestación de servicios vinculados a su consumo o utilización; La adquisición, tenencia o participación en la composición accionaria de sociedades con objeto similar, análogo o compatible con su propio objeto, y Las demás actividades necesarias para el cabal cumplimiento de su objeto. PEMEX podrá realizar las actividades, operaciones o servicios necesarios para el cumplimiento de su objeto por sí mismo; con apoyo de sus empresas productivas subsidiarias y empresas filiales, o mediante la celebración de contratos, convenios, alianzas o asociaciones o cualquier acto jurídico, con personas físicas o morales de los sectores público, privado o social, nacional o internacional. Igualmente, podrá celebrar con el Gobierno Federal y con personas físicas o morales toda clase de actos, convenios, contratos, suscribir títulos de crédito y otorgar todo tipo de garantías, manteniendo el Estado Mexicano en exclusiva la propiedad sobre los hidrocarburos que se encuentren en el subsuelo, con sujeción a las disposiciones legales aplicables. A partir de lo anterior, es de esperarse que ocurran cambios en la organización y administración de actividades de PEMEX, si bien hasta la fecha aun se tienen los cuatro organismos subsidiarios operativos de la empresa: Exploración y Producción Refinación Gas y petroquímica básica Petroquímica En retrospectiva, el avance de la empresa es favorable y en especial en el tema de la protección al medio ambiente. Particularmente, destaca en el área de emisiones a la atmósfera entre los años 66

67 2008 y 2013 una reducción de emisiones de CO 2 de 15 millones de toneladas, lo que ha permitido superar en un 50 por ciento la meta establecida para la empresa en el Programa Especial de Cambio Climático del Gobierno Federal ( ). (Pemex Informe de Sustentabilidad, 2013). Información Económica y de Producción Para llevar a cabo las actividades de la industria petrolera estatal, PEMEX cuenta con un capital humano conformado por personal altamente especializado en todas las disciplinas requeridas para alcanzar los objetivos planteados. Al cierre de 2013 se tuvo un un crecimiento del 2.7% respecto al total de plazas ocupadas. Por organismo subsidiario, 34.5% del total de plazas ocupadas correspondió a Pemex-Exploración y Producción, 31% a Pemex-Refinación, 17.3% al Corporativo de Petróleos Mexicanos, 8.9% a Pemex-Petroquímica y 8.3% a Pemex-Gas y Petroquímica Básica (Tabla 12). (PEMEX, Informe Anual 2013). Infraestructura Tabla 12. Plazas ocupadas en Petróleos Mexicanos Organismo Variación% 2013/2012 Petróleos Mexicanos 150, , Confianza 30,344 32, Sindicalizado 120, ,757 2 Pemex-Exploración y Producción 51,998 53, Confianza 11,308 12, Sindicalizado 40,690 41,084 1 Pemex-Refinación 46,236 47, Confianza 6,530 7, Sindicalizado 39,706 40,888 3 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 12,191 12, Confianza 2,286 2, Sindicalizado 9,905 10, Pemex-Petroquímica 13,487 13,758 2 Confianza 1,841 1, Sindicalizado 11,646 11, Corporativo 26,785 26, Confianza 8,379 8, Sindicalizado 18,406 18, Fuente: Base de Datos Institucional. Para el desarrollo de sus actividades, la empresa cuenta con una extensa infraestructura para la exploración y producción de petróleo crudo y gas natural; refinerías, complejos procesadores de 67

68 gas y complejos petroquímicos para la transformación de hidrocarburos; una amplia red de ductos, instalaciones de almacenamiento y equipos de transporte; además de instalaciones administrativas, de servicios médicos y de telecomunicaciones (PEMEX, Informe Anual 2013). Pemex-Exploración y Producción Realiza la exploración y aprovechamiento de las reservas de petróleo crudo y gas natural; así como el transporte de los mismos, su almacenamiento en terminales y comercialización de primera mano. Estas actividades se llevan a cabo en cuatro regiones geográficas que abarcan la totalidad del territorio nacional, Región Norte, Región Sur (territorio continental), Región Marina Noreste y Región Marina Suroeste (territorio marino). (PEMEX, Informe Anual 2013). Estas regiones se dividen en activos de producción, al cierre del 2013 se contaba con 15 activos en producción (tabla 13). Tabla 13.Activos de producción en PEMEX al cierre del Num Región Activo de producción 1 Cantarell Marina Noreste 2 Ku-maloob-zaap 3 Abkatun pol-chuc Región Marina Suroeste 4 Litoral de tabasco 5 Aceite Terciario del Golfo 6 Altamira 7 Altamira área Cerro azul Región Norte 8 Poza rica 9 Integral Burgos 10 Veracruz 11 Rs activo integral Cinco presidentes 12 Rs activo integral Jujo-bellota 13 Región Sur Rs activo integral Macuspana 14 Rs activo integral Muspac 15 Rs activo integral Samaria-luna Pemex-Gas y Petroquímica Básica 68

69 Procesa el gas natural que recibe de Pemex-Exploración y Producción y obtiene gas licuado y productos petroquímicos básicos. Para realizar estas actividades PEMEX cuenta con 9 centros procesadores de gas (CPG) que se muestran en la tabla14. Tabla 14. Centros procesadores de gas en PEMEX al cierre del Num CPG 1 Arenque 2 Burgos 3 Cactus 4 Cd. Pemex 5 La Venta 6 Matapionche 7 Nvo. Pemex 8 Poza Rica 9 Área Coatzacoalcos Pemex-Petroquímica Elabora, comercializa y distribuye productos petroquímicos para satisfacer la demanda del mercado. Su actividad fundamental consiste en la realización de los procesos petroquímicos no básicos derivados de la primera transformación del gas natural, metano, etano, propano y naftas. (PEMEX, Informe Anual 2013). En el año 2013 PEMEX contó con 6 petroquímicas en funcionamiento (tabla 15). Tabla 15. Centros procesadores de gas en PEMEX al cierre del Pemex-Refinación Num Petroquímica 1 Cangrejera 2 Cosoleacaque 3 Tula 4 Independencia 5 Morelos 6 Pajaritos 69

70 Realiza los procesos industriales de refinación de petróleo crudo, elaboración de productos petrolíferos y derivados, su distribución, almacenamiento y venta de primera mano. Tiene también a su cargo, la planeación, administración y control de la red comercial, así como la suscripción de contratos con inversionistas privados mexicanos para el establecimiento y operación de las estaciones de servicio que atienden bajo el esquema de franquicia el mercado al menudeo de combustibles automotrices (PEMEX, Informe Anual 2013). PEMEX cuenta con 6 refinerías (tabla 16). Tabla 16. Refinerías en PEMEX al cierre del Num Refinería 1 Francisco I. Madero 2 Gral. Lázaro Cárdenas 3 Ing. Antonio Dovalí Jaime 4 Ing. Antonio M. Amor 5 Ing. Hector R. Lara Sosa 6 Miguel Hidalgo Evolución en la producción del sector en los últimos 10 años Pemex-Exploración y Producción (PEP) La producción de petróleo crudo se divide en tres clasificaciones; pesado, ligero y súper ligero. En el período del 2009 al 2013 presentó una baja en la producción de crudo pesado, la producción de crudo ligero y súper ligero se ha mantenido estable en la última década, la tendencia se puede apreciar en la figura 37 70

71 Figura 37.. Producción de petróleo crudo por tipo y región Estructura vigente a partir del 2002 (miles de barriles diarios) (1) Las cifras de producción para 2007 fueron ajustadas y corregidas por contenido de agua. Fuente: PEMEX Base de Datos Institucional El gas natural se ha constituido como la fuente de energía con mayor crecimiento en México y alrededor del mundo en los últimos años. Las razones de este auge se deben principalmente, al desarrollo tecnológico encaminado a utilizar combustibles más limpios, eficientes, económicos y de fácil acceso. México presenta un incremento considerable en la producción y distribución de gas natural en la última década (Figura 38). Entre el 2007 y 2013 la demanda de gas natural en México ha crecido en 17% mientras que la producción solo ha aumentado 2% durante el mismo periodo. La disminución en los precios del gas natural en los últimos cinco años ha alentado su consumo para la generación de energía eléctrica, la recuperación de petróleo y su utilización intensiva en la industria. 71

72 Figura 38.Producción de gas natural por región y activo Estructura vigente a partir del 1980 (millones de pies cúbicos diarios) Fuente: PEMEX Base de Datos Institucional Pemex-Gas y Petroquímica Básica El procesamiento de los diferentes subtipos de gas; húmedo, húmedo dulce, húmedo amargo y condensados esta estrechamente ligado con la producción de gas natural que se originó en el organismo subsidiario Pemex-Exploración y Producción, como se aprecia en las figuras 38 y 39 la tendencia de procesamiento de gas es similar a la de producción. 72

73 Figura 39.Proceso de gas y condensados por centro procesador de gas (millones de pies cúbicos diarios) Fuente: Base de Datos Institucional de PGPB. Pemex-Petroquímica La industria petroquímica es una plataforma fundamental para el crecimiento y desarrollo de importantes cadenas industriales como; la textil y del vestido, la automotriz y del transporte, la electrónica, la de construcción, la de los plásticos, la de los alimentos, la de los fertilizantes, la farmacéutica y la química, entre otras. En la figura 40, se puede observar que desde hace una década la elaboración de productos petroquímicos se ha mantenido en un rango estable, siendo los derivados de etano y metano los de mayor producción. Sin embargo su producción ha sido insuficiente para la alza de crecimiento de los sectores que depende de estos productos. 73

74 Figura 40. Elaboración de productos petroquímicos (miles de toneladas) (1) A partir de Septiembre de 2013 inicia operaciones la Compañía Petroquímica Mexicana de Vinilo (PMV) Fuente: PEMEX Base de Datos Institucional Pemex-Refinación La refinación de petróleo implica una serie de procesos físicos y químicos a los que se somete el petróleo crudo para obtener de él por destilación y transformación química, diversos hidrocarburos o familias de hidrocarburos. Los productos petrolíferos se obtienen a partir de una serie de procesos en donde la destilación primaria es la fase inicial en la refinación y en donde a los productos obtenidos se les somete a diversos procesos adicionales, los cuales dan origen a los productos petrolíferos que se comercializan en el mercado. Así, los principales productos obtenidos como resultado del proceso de refinación del petróleo crudo son entre otros: el gas LP, el gasolvente, las gasolinas, el gas nafta, la turbosina, la kerosina, el diesel, las emulsiones, las aselinas, los aceites lubricantes, las grasas, las parafinas, el combustóleo y los asfaltos. 74

75 El Sistema Nacional de Refinación (SNR) cuenta con 6 refinerías y su capacidad de procesamiento es de 3.5 millones de barriles diarios. Desde hace varios años ha tenido un promedio de producción insuficiente con respecto a la producción de crudo (Figura 37) para satisfacer la creciente demanda de petrolíferos del país (Figura 41), lo que ha redundado en importaciones cada vez mayores, principalmente de gasolinas, que hoy en día representan el 43% de las ventas totales. (Centro de Estudios Sociales y de Opinión Pública, 2013) Figura 41. Proceso de petróleo crudo por refinería (miles de barriles diarios) Fuente: PEMEX Base de Datos Institucional Usos que dependen del sector Varios sectores de los más importantes para la economía global dependen del petróleo, los petrolíferos y el gas, como fuentes primarias y secundarias de energía para llevar a cabo sus actividades. A continuación se desglosa por uso de combustible la dependencia del sector. 75

76 Petróleo y Petrolíferos Sector transporte Es de gran importancia resaltar que el sector transporte es el principal impulsor de la demanda mundial de petróleo, ya que este es altamente dependiente de los combustibles líquidos derivados del petróleo; principalmente de gasolinas y destilados intermedios. Aunque esta tendencia siga en el largo plazo, se espera que la penetración del gas natural en este sector se incremente paulatinamente. Durante las últimas tres décadas, el crecimiento promedio anual en los países de la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos (OCDE) y de la no OCDE ha sido muy similar; cada uno en alrededor de 0.3 millones de barriles diarios de petróleo crudo equivalente (mmbdpce). La tendencia indica que el sector transporte continuará teniendo un crecimiento dominante a nivel mundial, se espera que este incremento venga de los países no OCDE, los cuales podrían contribuir con tres cuartas partes del incremento de la demanda de petróleo para el (SENER 2013) Sector industrial Después del sector transporte, el sector industrial es el mayor consumidor de petróleo en el mundo. El consumo mundial de petróleo en el sector se estima que llegue a 27.3 mmbdpce en 2035, presentando un crecimiento promedio anual de 0.7% con respecto a niveles de consumo de La mayor demanda provendrá del sector petroquímico, el cual duplicará el incremento en volumen de la demanda de los otros sectores industriales. Este incremento se verá impulsado por el aumento en la demanda de petróleo en países de la OPEP y países desarrollados de Asia, los cuales en su conjunto contabilizarán tres cuartas partes del incremento global. Un factor de incertidumbre para el crecimiento de la demanda de petróleo en este sector, es la competencia del gas natural debido a los beneficios por su amplio diferencial de precios en términos energéticos. Los países de la OCDE han reducido el consumo de petróleo en los estos sectores industriales, conformados por la industria del hierro y acero, vidrio y cemento, construcción y 76

77 minería, mientras los países desarrollados continúan su crecimiento en la demanda del energético. Se estima que la demanda de petróleo al 2035 sea de 15.4 mmbdpce, lo que representará un crecimiento promedio de 0.4% anual entre 2010 y 2035 (Prospectiva de Petróleo y petrolíferos ). Sector residencial, comercial y agrícola Este sector se subdivide en residencial; comercial y servicios públicos; agrícola, silvicultura y pesca. El sector residencial contabiliza alrededor de la mitad de la demanda total. De acuerdo a los análisis de la OPEP, se estima que los países desarrollados contabilizarán alrededor de dos terceras partes de la demanda total de petróleo en el sector para el China será un importante factor para el crecimiento. Se espera que China por sí misma contabilice 21.3% de la demanda total, mientras que los países de la OCDE el 33% en conjunto. Para la OCDE, se pronostica una reducción de la demanda de petróleo de -0.8% promedio anual. Este fenómeno se debe a que los países desarrollados han incrementado sus niveles de ingreso, pero también han aumentado gradualmente su consumo de energía comercial proveniente de combustibles tradicionales. (Prospectiva de Petróleo y petrolíferos ). Generación eléctrica La tendencia al usos de petróleo para generación eléctrica es a la baja, por lo que se espera que su crecimiento promedio anual sea de -0.5%, pasando de 5.4 mmbdpce en 2010 a 4.8 mmbdpce en Los factores que inciden en la reducción del consumo de petróleo son el cambio hacia tecnologías de mayor eficiencia tales como la instalación de plantas de ciclo combinado; y el desarrollo de gas de lutitas en los Estados Unidos como potencial de uso en este sector y su competencia con combustibles como el carbón (Prospectiva de Petróleo y petrolíferos ). Por otra parte se estima que el sector eléctrico representará el 6% de la demanda mundial de productos petrolíferos en El consumo tendencial de derivados del petróleo para generar energía eléctrica es poco rentable debido a los precios que han alcanzado en los últimos años, lo que propicia que éstos sean utilizados como combustibles de sustitución. Dentro de los combustibles para la generación de energía el combustóleo continua siendo el de mayor consumo. En 2010 este representó aproximadamente la mitad de la demanda del sector eléctrico, aun 77

78 cuando su uso en los últimos años ha disminuido. (Prospectiva de Petróleo y petrolíferos ). Ventas totales Según el estudio Refinerías en México; Retos y posturas para una revisión en el ámbito legislativo La Figura 42 permite contrastar dos de las variables esenciales en la determinación de la rentabilidad financiera de una empresa: los costos de producción y los precios de venta de un barril de petróleo crudo. Los datos que aparecen en la ilustración muestran cifras dadas a conocer en los Estados financieros de Petróleos Mexicanos, sus Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias elaborados conforme a Normas de Información Financiera. En la gráfica puede apreciarse la evolución de las variables anotadas entre 2000 y 2012 y se advierte, en lo que respecta al costo de producción de un barril de petróleo crudo, que su extracción ha pasado de costar los 3 dólares en 2000 a rondar los 7 dólares para En cuanto al precio de venta de ese mismo barril de petróleo crudo, este se cotizaba en 25 dólares en 2000 y doce años después el precio de venta del hidrocarburo se coloca en 103 dólares. La diferencia de más de 96 dólares entre el costo de producción y el precio de venta del crudo permite determinar los márgenes de ganancia de esa actividad y al mismo tiempo visualizar su rentabilidad. Figura 42. Costo de producción y venta de petróleo crudo en México (Dólares) Fuente: Estados financieros de Petróleos Mexicanos, sus Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias elaborados conforme a Normas de Información Financiera disponibles en Petróleos Mexicanos, Presentación a inversionistas, PEMEX opera con costos competitivos, PEMEX, agosto 2013 y Base de Datos Institucional de Petróleos Mexicanos, junio de En cuanto al año 2013 las ventas totales disminuyeron 19.7 miles de millones de pesos (1.3%), originado principalmente por la baja en las exportaciones de productos (tabla 17); destacando una 78

79 reducción de 25.8 millones de barriles en la exportación del petróleo crudo, como consecuencia de la baja en la producción de petróleo crudo y por el incremento en la capacidad de proceso de Pemex Refinación, así como a la baja en el precio promedio de venta de la mezcla del crudo mexicano en los mercados internacionales, al pasar de dólares promedio, del 1 de enero al 31 de diciembre de 2012 a dólares promedio por barril en el mismo periodo de (Informe de sustentabilidad, 2013) Tabla 17.Ingresos de Petróleos mexicanos y sus organismos subsidiarios Concepto Variación Importe (%) Ingresos totales 1,537, ,557, , En el país 910, , , De exportación 621, , , Ingresos por servicios 6, , Costo de lo vendido 701, , , Rendimiento bruto 836, , , Gastos generales 119, , , Gastos de distribución y transportación 22, , , Gastos de administración 96, , , Rendimiento de operación 717, , , Otros ingresos, neto 57, , , Resultado Integral de Financiamiento -31, , , Intereses pagados-neto -27, , , (Pérdida) utilidad en cambios-neta -3, , , Participación en los resultados de compañías subsidiarias no consolidadas y asociadas 8, , ,

80 Concepto Variación Importe (%) Rendimiento antes de derechos e impuestos Derechos s/extracción de petróleo y otros Impuesto a los rendimientos petroleros (Pérdida) rendimiento neto del ejercicio 751, , , , , , , , , , , , Estado de resultados consolidado del 1 de enero al 31 de diciembre de 2013 Cifras dictaminadas Bajo Normas de Información Financiera Gubernamental General o Especifica para el Sector Paraestatal (NIFGESP) (millones de pesos) La suma de los parciales puede no coincidir por redondeo. Fuente: Petróleos Mexicanos. Dirección Corporativa de Finanzas. Aportación al Producto Interno Bruto El sector de petróleo y gas se sub-clasifica dentro del Producto Interno Bruto (PIB) como una actividad secundaría, en el rubro de minería. El PIB de las Actividades Secundarias (integradas por la minería; generación, trasmisión y distribución de energía eléctrica, suministro de agua y de gas por ductos al consumidor final; construcción, e industrias manufactureras) registró un incremento de 2% en el tercer trimestre del año en curso respecto a igual trimestre de 2013, derivado de los avances en tres de los cuatro sectores que las conforman: la construcción fue mayor en 4%; las industrias manufactureras 3.2%, y la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, suministro de agua y de gas por ductos al consumidor final en 1.5%; en tanto que la minería cayó(-)2.1% (la producción petrolera disminuyó (-)2.7% y la no petrolera creció 0.1 por ciento). (INEGI, 2014) 80

81 Intensidades de carbono y Energéticas En retrospectiva, el avance de la empresa es favorable. Particularmente, destaca en el área de emisiones a la atmósfera entre los años 2008 y 2013, una reducción de emisiones de CO 2 de 15 millones de toneladas, lo que ha permitido superar en un 50 por ciento la meta establecida para la empresa en el Programa Especial de Cambio Climático del Gobierno Federal ( ). (Pemex informe de sustentabilidad, 2013). Pemex-Gas y Petroquímica Básica (PGPB) Los dos combustibles usados en los CPGs son Gas Natural y Diesel, adicionalmente a estos se usa energía eléctrica que alimenta a los equipos. Aproximadamente el 90 por ciento de las emisiones de GEI en PGPB se originan en seis centros procesadores de gas: Cactus, Matapionche, Nuevo Pemex, Cd. Pemex, Burgos y Área Coatzacoalcos. Ver gráfica 43. El 5 por ciento restante se origina en las actividades de los otros cuatro centros procesadores de gas, transporte por ductos y de almacenamiento (PAC 2013). El 69% de estas emisiones provienen de los equipos de combustión, los cuales operan a niveles de baja eficiencia por su obsolescencia tecnológica y vida útil, lo que genera una oportunidad para la sustitución por equipos nuevos con mayor eficiencia energética y nuevos proyectos de cogeneración. Estas oportunidades se identifican mediante los diagnósticos energéticos integrales (PAC 2013). 81

82 Intensidad de Carbón PEMEX- Gas y Petroquímica Básica Intensidad de Carbón [Gg/MMPCd] Media=1.04 Figura 43.. Intensidad de Carbón en los CPG Fuente: Datos obtenidos a partir de la Cédula de Operación Anual (COA) 2013 Nota: Los CPG La venta y Área Coatzacoalcos no se incluyen en la gráfica pero si en el análisis global. En cuanto al black carbon (BC), el CPG Cactus seguido por Nvo. Pemex, Cd. Pemex y Burgos, son los que emitieron un mayor porcentaje de partículas de BC, lo cual es directamente proporcional al consumo de combustible. (Tabla 18) 82

83 Tabla 18. Consumo de combustibles y producción de partículas de Black Carbon en PGPB CPG Concumo de Gas Natural (m 3 /año) Concumo de Diesel (m 3 /año) Black Carbon Total (ton/año) Arenque Burgos Cactus Cd. Pemex La Venta Matapionche Nvo. Pemex Poza Rica Area Coatzacoalcos Sin Información Fuente: Datos obtenidos a partir de la Cédula de Operación Anual (COA) 2013 Pemex-Petroquímica (PPQ) Intensidad de Carbono y Black Carbon El 99 por ciento de las emisiones de GEI en PPQ se originan en cinco centros petroquímicos: Cangrejera, Cosoleacaque, Morelos, Pajaritos e Independencia, ver figura 44. El 84 por ciento se origina en sus equipos de combustión y el 16 por ciento por el venteo de CO 2, principalmente en el proceso de producción de amoniaco en el CPQ Cosoleacaque. Este CO 2 se puede aprovechar en la industria refresquera, alimentaria y en los procesos de recuperación mejorada del petróleo. (PAC 2013). 83

84 Intensidad de Carbón PEMEX-Petroquímica Intensidad de Carbón [Gg/MTon] Media=0.65 Figura 44.. Intensidad de Carbón en las Petroquímicas Fuente: Datos obtenidos a partir de la Cédula de Operación Anual (COA) 2013 Respecto a la emisiones de partículas de BC, las petroquímicas; Cangrejera, Morelos, Cosoleacaque y Pajaritos, tanto en la intensidad de carbono como en la producción de partículas son las de mayor proporción, debido a que su uso de combustibles es mayor respecto a Tula, en cuanto a Independencia a pesar de que tuvo un consumo de gas natural mayor que otras petroquímicas que emitieron mas BC, su valor no se eleva tanto, el gas natural no genera tantas partículas de este tipo en comparación con otros combustibles como el diesel, los aceites o gasolinas, ver tabla

85 Tabla 19.Consumo de combustibles y producción de partículas de Black Carbon en PPQ Petroquímica Consumo de Gas Natural (m 3 /año) Consumo de Diesel (m 3 /año) Consumo de Aceites (m 3 /año) Black Carbon Total (ton/año) Cangrejera Cosoleacaque Tula Independencia Morelos Pajaritos (*) (*) La petroquímica Pajaritos utilizó gasolina en lugar de aceite. Fuente: Datos obtenidos a partir de la Cédula de Operación Anual (COA) 2013 Pemex-Refinación Fuentes de emisiones de CO 2 en las refinerías de hidrocarburos Las emisiones de CO 2 de una refinería de hidrocarburos se originan por muchos factores entre los principales están: La complejidad de la refinería (número de diferentes procesos). Los combustibles que tienen que ser quemados y su relación con los procesos. La calidad de los productos entregados (por ejemplo, los combustibles de bajo azufre). La calidad del crudo y otras materias primas utilizadas en el proceso de refinación. Las emisiones de CO 2 de las refinerías se pueden dividir por fuentes (Shires y Loughran, 2004). 1.- Fuentes de combustión Las emisiones se originan en los dispositivos estacionarios como los boilers, calentadores de proceso, turbinas, motores, oxidantes catalíticos y térmicos, hornos de coque, incineradores entre otros. El Flaring también es parte de esta categoría, es un proceso donde se quema el gas excedente. Esta combustión sólo se lleva a cabo con el fin de eliminar el exceso de gas. 85

86 2.- Fuentes puntuales Este tipo de fuentes se refieren a los procesos con emisiones de gases como el cracking catalítico, la reformación catalítica, la regeneración del catalizador, el craqueo térmico, la coquización, la producción de hidrógeno, las unidades de recuperación de azufre y la producción de asfalto. Según Shires y Loughran (2004) hay algunos procesos diferentes de los que necesitan la combustión de combustibles fósiles como fuente de energía, que dan lugar a emisiones de CO 2. Estos procesos son: La producción de hidrógeno, regeneración de los catalizadores de craqueo catalítico y la regeneración de otros catalizadores, cokers y otros procesos de venteo como el soplado de asfalto, craqueo térmico y las unidades de recuperación de azufre. 3.- Fuentes puntuales con purgas Otro posible tipo de emisiones se deben a los dispositivos de almacenamiento y cargas como los tanques, dispositivos neumáticos y bastidores de carga. Las emisiones de esta fuente son principalmente CH4 con un porcentaje de CO 2 pequeño. No hay pautas específicas sobre la forma de calcular estas fugas de proceso. 4.- Fuentes no puntuales (emisiones fugitivas) Este tipo de emisiones se debe principamente a la pérdida del gas que se una como combustible y otras fugas en los equipos de proceso. 5.- Fuentes no puntuales (otras fuentes no puntuales) Este tipo de fuentes se deben a actividades necesarias para el correcto funcionamiento de los procesos como, el almacenamiento y tratamientos de aguas residuales y lodos, el manejo de sólidos y las torres de enfriamiento. Según Shires y Loughran (2004), las fuentes no puntuales son insignificantes en comparación con las otras fuentes. 6.- Actividades no rutinarias Se refiere a el uso de válvulas de alivio de presión y paradas de funcionamiento de emergencia. Las actividades no rutinarias son también, en la mayoría de los casos, despreciables. 86

87 7.- Fuentes indirectas El uso y producción de electricidad y la generación e importación de vapor, son fuentes indirectas de emisiones de CO 2, las cuales deben ser consideradas en el balance global de las refinerías. En México el 95 por ciento de las emisiones de GEI de las actividades de refinación se originan en las seis refinerías del SNR; Tula, Salina Cruz, Salamanca, Madero, Minatitlán y Cadereyta. La refinería Francisco I Madero cuenta con la mayor intensidad energética (saliéndose de la media) debido a que su uso de gas natural es mayor que otras refinerías. (ver figura 45) El 5 por ciento restante se origina en las actividades de transporte por ductos y de almacenamiento y reparto de combustibles, los equipos de combustión contribuyen con el 98 por ciento de éstas. (PAC 2013) ING. HECTOR R. LARA SOSA MIGUEL HIDALGO Intensidad de Carbón PEMEX-Refinación ING. ANTONIO DOVALI JAIME GRAL. LAZARO CARDENAS Intensidad de Carbón [Gg/MBd] ING. ANTONIO M. AMOR Media= FRANCISCO I. MADERO Figura 45. Intensidad de Carbón en las Refinerías Fuente: Datos obtenidos a partir de la Cédula de Operación Anual (COA) 2013 Al igual que en los otros organismos subsidiarios de PEMEX los centros de trabajo o en este caso las refinerías que más emiten partículas de BC son aquellas que tienen un consumo grande de combustibles de alta densidad, en México las refinerías utilizan como combustibles gas natural y combustóleo, en este caso las que más contaminantes son la refinería Ing. Antonio Dovali Jaime, 87

88 Miguel Hidalgo e Ing. Antonio M. Amor, dado que su consumo de combustoleo fue mayor que las otras (ver tabla 20). Tabla 20.Consumo de combustibles y producción de partículas de Black Carbon en las refinerías de PEMEX Refinería Consumo de Consumo de Black Carbon Total Gas Natural Combustoleo (ton/año) (m 3 /año) (m 3 /año) Francisco I. Madero Gral. Lazaro Cardena Ing. Antonio Dovali Jaime Ing. Antonio M. Amor Ing. Hector R. Lara Sosa Miguel Hidalgo Fuente: Datos obtenidos a partir de la Cédula de Operación Anual (COA) 2013 Intensidad Energética La intensidad energética se calcula a partir de la suma de los combustibles y la energía eléctrica consumidos, entre la producción. En 2013 se consumieron cerca de millones de GJ de combustibles fósiles, 1.42 por ciento menos a lo consumido en el El consumo de energía indirecta importada de Comisión Federal de Electricidad (CFE), usada en los sistemas eléctricos de los centros de trabajo de la empresa, fue de GW-hr (~6.9 millones de GJ), 5.3 por ciento más que lo consumido en el (PEMEX, Informe de Sustentabilidad 2013) El 39 por ciento del consumo total de energía se usa en la refinación, seguida por la exploración y producción con el 34 por ciento. La energía primaria de mayor consumo, proviene de la quema del gas natural, que representa el 71 por ciento, y otros combustibles fósiles como el gas amargo, gas LP, gasolina, intermedio 15 y gas seco en refinerías, que representan en su conjunto el 17.8 por ciento (PEMEX, Informe de Sustentabilidad 2013). 88

89 Pemex-Gas y Petroquímica Básica (PGPB) De los 7 CPGs analizados Burgos, Nvo. PEMEX y Cactus son los que tienen una mayor intensidad energética saliéndose de la media, los primeros dos coinciden también, en ser los mas altos en cuanto a la intensidad de carbono. La intensidad energética incluye dos variables; el consumo de combustibles y el de energía eléctrica, es congruente decir que aquellos CPGs con una mayor intensidad de carbono, tendrán también una intensidad energética mayor, se esperaría que las posiciones de los CPGs de la figura 43 fueran las mismas en la figura 45, sin embargo el alza de consumo en la energía eléctrica altera este orden Intensidad Energética PEMEX- Gas y Petroquímica Básica Intensidad Energética [TJ/MMPCd] Media= Figura 46. Intensidad Energética en los CPG Fuente: Datos obtenidos a partir de la Cédula de Operación Anual (COA) 2013 Nota: Los CPG La venta y Área Coatzacoalcos no se incluyen en la gráfica 89

90 Pemex-Petroquímica (PPQ) Las petroquímicas con una mayor intensidad energética son; Independencia, Cangrejera, Pajaritos y Morelos (figura 47), PEMEX en su Informe de Sustentabilidad 2013 destaca acciones para la disminución de este indicador para las instalaciones de Independencia, Pajaritos y algunas sustituciones de motores eléctricos en Cangrejera y se encuentran en documentación proyectos de cogeneración para Cosoleacaque y Morelos. Intensidad Energética PEMEX-Petroquímica Intensidad Energética [GJ /MTon] Media=1.53 Figura 47. Intensidad Energética en las Petroquímicas Fuente: Datos obtenidos a partir de la Cédula de Operación Anual (COA) 2013 Pemex-Refinación Los equipos de combustión proporcionan la energía térmica y mecánica para los procesos y para la generación de energía eléctrica. Estos equipos operan a niveles de baja eficiencia por su obsolescencia tecnológica y vida útil, lo que genera una oportunidad para la sustitución por equipos nuevos con mayor eficiencia energética y nuevos proyectos de cogeneración. (PAC 2013). 90

91 Adicionalmente a esto existe un consumo de energía eléctrica que eleva el índice de intensidad energética de las refinerías. En la figura 48 se puede apreciar que las refinerías Antonio Dovali, Miguel Hidalgo y Antonio Amor, son las mas deficientes en cuanto al uso eficiente energético Intensidad Energética PEMEX-Refinación REFINERIA "GRAL. LAZARO CARDENAS" REFINERIA "FRANCISCO I. MADERO" REFINERIA "ING. HECTOR R. LARA SOSA" REFINERIA "ING. ANTONIO M. AMOR" REFINERIA "MIGUEL HIDALGO" REFINERIA "ING. ANTONIO DOVALI JAIME" Intensidad Energética [GJ/MBd] Media= Figura 48.. Intensidad Energética en las Refinerías Fuente: Datos obtenidos a partir de la Cédula de Operación Anual (COA) 2013 Participación en Mercados y Rutas tecnológicas de Bajo Carbono De acuerdo a el informe anual de PEMEX 2013, la gestión de los proyectos para reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) bajo el esquema del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), ha sido una oportunidad valiosa para que México consiga incentivos económicos orientados a la reducción de GEI y en la promoción del desarrollo sustentable de PEMEX. Dicho informe afirma que al cierre de 2013, Petróleos Mexicanos cuenta con tres contratos MDL de compra-venta de reducción de emisiones, un estudio de factibilidad y tres NAMAs (Acciones de Mitigación Nacionalmente Apropiadas, por sus siglas en inglés). 91

92 El proyecto MDL de Eliminación de quema de gas en el campo Tres Hermanos se registró el 9 de julio de 2010, con un potencial de reducción de emisiones de 82,645 toneladas de bióxido de carbono equivalente (CO2 eq) por año. El proyecto Recuperación de Calor en la Terminal Marítima Dos Bocas de la Región Marina Suroeste de Pemex-Exploración y Producción, fue registrado como MDL ante la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), el 17 de abril de 2012, con una reducción estimada de emisiones de 88,111 toneladas de CO2 eq por año. El proyecto MDL Sustitución de Combustible en la Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime en Salina Cruz, Oaxaca se encuentra en etapa de validación ante la CMNUCC. Japón, siendo el mayor promotor de mecanismos bilaterales en el mundo, ha buscado impulsar su Mecanismo Bilateral para la Compensación de Créditos (BOCM por sus siglas en inglés) a través del Ministerio de Economía Comercio e Industria (METI), el cual otorgó fondos a Petróleos Mexicanos para la implementación de los estudios de factibilidad, en las cogeneraciones de Cangrejera y Morelos, los cuales se culminaron en mayo de Derivado del éxito obtenido en dichos estudios, en julio de 2013 el METI otorgó otro grant para el desarrollo de un estudio de factibilidad sobre tecnología para la separación y recuperación de dióxido de carbono en proyectos de recuperación mejorada con captura y secuestro de carbono (CCS/EOR) en Petróleos Mexicanos, bajo el liderazgo del Japan Reserch Institute y del auspicio de SMBC (Sumitomo Mitsui Banking Corporation). De igual forma el JOGMEC (Japan Oil, Gas and Metals National Corporation) ha mostrado interés en los proyectos de CCS/EOR de Petróleos Mexicanos, por lo que se están haciendo los trabajos necesarios para recibir fondos por un millón de dólares para la captura de carbono de fuentes de combustión de Petróleos Mexicanos en la zona de Minatitlán- Coatzacoalcos. En 2013 se registró ante la CMNUCC el documento ejecutivo del Programa de Reducción de Emisiones (NAMA) en Sistemas de Procesamiento, Transporte y Distribución de Gas Natural a través de la reducción de emisiones fugitivas. Con ella se crea un marco para incentivar la participación de todas las entidades, privadas y de gobierno que conforman el sector de gas natural en México en un esfuerzo conjunto por reducir el impacto del mismo en el medio ambiente. El potencial de reducción de emisiones estimado para esta NAMA es de aproximadamente 3 millones de toneladas de CO2 eq por año. En noviembre se registró ante la CMNUCC la NAMA de Cogeneración del Sector Petrolero en México, lo que puede representar importantes oportunidades de financiamiento a este tipo de proyectos. 92

93 Por último le informe concluye que a lo largo de 2013 se han desarrollado los trabajos derivados de los acuerdos firmados entre Petróleos Mexicanos, el Banco Interamericano de Desarrollo, el Banco Mundial y el Fondo para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía para desarrollar un protocolo (metodología) de cuantificación de reducción de emisiones de GEI en proyectos de eficiencia en calderas y hornos. Lo anterior, tuvo como objetivo contar con instrumentos de medición avalados internacionalmente, que puedan cumplir con los requisitos establecidos en la Ley General de Cambio Climático para lograr las metas aspiracionales de reducción de emisiones de GEI del país. Si el mercado con California se llega a abrir para la participación de México, este protocolo podría solicitar su registro ante las autoridades correspondientes para dicho mercado. En diciembre se aprobó el impuesto al carbono contemplado en la Ley del IEPS, en la cual se presenta un esquema de compensación a través de bonos de carbono, este esquema se implementará en Petróleos Mexicanos de acuerdo a las reglas que en su momento expida la Secretaria de Hacienda y Crédito Público. Identificación de oportunidades de sectores de México Objetivos y estrategias energéticas en la Refinerías De acuerdo con le documento denominado Energy Efficiency Roadmap for Petroleum Refineries in California ; Garantizar el suministro y la disponibilidad de energía estable es una meta que se puede satisfacer gracias a la flexibilidad en la selección de los recursos energéticos y el establecimiento de asociaciones más productivas con los proveedores de energía. Aprovechando los recursos energéticos innovadores como el gas a base de la síntesis del coque, las pilas de combustible, el hidrógeno y los combustibles producidos a partir de biomasa o de rellenos sanitarios aumentarían las opciones de energía disponibles para las refinerías y así se lograría aumentar la estabilidad energética. (tabla 21) Desde un punto de vista de la eficiencia energética y su conservación, la aplicación de tecnologías más eficientes es la clave. Una estrategia para el cumplimiento de este objetivo requiere de la inversión del gobierno para acelerar el desarrollo de tecnologías en base al uso de necesidades de la industria, previendo en donde la tecnología tendría el mayor impacto. Mejorar el flujo de información sobre las tecnologías más eficientes, y la elaboración de una base de datos de la tecnología aplicada, es un objetivo importante y fundamental para reducir la 93

94 demanda energética futura en las refinerías. Por ejemplo, los estudios de caso de proyectos de eficiencia aplicadas con éxito podrían usarse para hacer un caso convincente para las inversiones en equipos más eficientes. Tabla 21. Objetivos, estrategias y metas energéticas Objetivos Suministro y disponibilidad de energéticos estables Recursos energéticos innovadores Uso de tecnologías más eficientes y demostración de su desarrollo Estrategias y metas Eliminar las barreras para la selección de una fuente de energía más eficiente (suministro dinámico de energía la industria energética está cambiando todos los días). Reducir el costo de la energía. Desarrollar asociaciones entre los servicios públicos del estado y las refinerías para maximizar el sistema eléctrico y el suministro de combustible en general; crear proyectos de cogenarción eficientes que sirvan tanto a las necesidades de las refinerías como para los servicios públicos del estado. Aprovechar mejor la gran generación de calor que las refinerías representan (colocación de las refienerías en beneficio de la industria). Construir plantas de gasificación de coque. Aclarar el papel de las refinerías en las pilas de combustible y la economía del hidrógeno. Construir pilas de combustible estacionarias y tener fuentes de energía alternativa disponibles en las refinerías. Aprovechar la expansión del gas en los procesos (por ejemplo, para generar energía). Crear asociaciones energéticas innovadoras con los servicios públicos (por ejemplo, el uso de gas de rellenos sanitarios). Identificar el mayor número de oportunidades de reducción de costo-energía, utilizando financiación del estado. Implementar proyectos de eficiencia energética. Documentar y generar una base de datos de los proyectos desarrollados. El estado debe ser una conexión entre las empresas innovadoras de tecnología para la eficiencia energética y las refinerías, que sirva para retroalimentar y actualizar la tecnología. Los estándares se deben basar a partir del mínimo común denominador para fomentar la adopción de tecnologías nuevas y más eficientes. Mejora de la información y comunicación sobre la energía Crear una fuente central de información para conocer las opciones de proveedores de tecnología, incluyendo información sobre el uso pasado. Establecer una base de datos de las refinerías y especialistas en energía para formar líneas de comunicación y trabajar en conjunto. Mejorar la eficiencia del acceso a la información disponible; Se necesita una jerarquización sobre qué información es más valiosa. Fuente: Energetics, Incorporated Columbia, Maryland 94

95 Procedimiento de selección de plantas y productos para mitigación Refinación: Obstáculos y Desafíos Hay una serie obstáculos y desafíos que enfrentan las refinerías en México, ahora y en el futuro. Estos se dividen en las categorías principales: 1. La utilización de fuentes energéticas innovadoras La flexibilidad en el tipo de combustible a usar, podría mejorar las opciones de energía disponibles para las refinerías. Se necesitan avances en la tecnología para asegurar que los objetivos de uso combustibles flexibles y los procesos no están reñidos. También hay muchos desafíos técnicos para el uso de gas y coque en lugar de otros combustibles. Por ejemplo, la tecnología actual no es adecuada para el costo-eficacia de la limpieza de gases de salida, para que estos puedan ser utilizados para desplazar el gas natural durante los períodos de precios altos. Se requiere energía significativa para eliminar los últimas trazas de contaminantes (ppm), y se necesita una tecnología más eficiente para lograr la limpieza. También se necesitan mejoras para el coque y la gasificación de asfalto para utilizar estos subproductos como combustibles (por ejemplo, la producción de combustibles líquidos que son libres de azufre), la limpieza de las corrientes de gasificación constituye un problema importante. La tecnología también es deficiente para el uso económico y eficiente de algunos recursos excedentes de energía, sobre todo el calor residual de bajo grado generado en las refinerías. 2. El desarrollo de tecnología más eficiente La utilización de tecnología con una mayor eficiencia energética a veces es truncada por la falta de fiabilidad probada, se propone hacer pequeños periodos de prueba para valorar el rendimiento y el costo beneficio. Otro problema es la limitada disponibilidad de códigos y normas para las nuevas tecnologías, lo que aumenta el riesgo de la implementación. El uso de tecnología más eficiente puede tener un impacto significativo en el uso de energía y la rentabilidad de la refinería, especialmente cuando los precios de los combustible son altos. Hay muchas tecnologías disponibles en el mercado que no han sido consideradas antes, pero se deben reevaluar con la variable de precios más altos. En algunos casos, puede ser necesaria la innovación. Mejores catalizadores para plantas de hidrógeno, por ejemplo. 95

96 3 Permisos y regulación. Los cambios constitucionales aprobados y las eventuales reformas a la normatividad secundaria en la materia, definirán el nuevo concepto de independencia y soberanía económicas de nuestro país para los próximos años y delinearán las bases del papel del Estado mexicano y del sector privado del país y extranjero- en las actividades productivas a nivel nacional. La necesidad de llevar a cabo profundas reformas al sector energético en el ámbito del petróleo, parecer ser la única coincidencia de diversos sectores sociales que han manifestado su desacuerdo con las reformas constitucionales recién aprobadas, sectores que también se han pronunciado por llevar a cabo cambios en el sector, pero que no afecten la propiedad de la renta petrolera, que replanteen la política fiscal aplicable a la paraestatal y que no modifiquen la naturaleza de la participación privada nacional y extranjera- en las actividades del ramo. (Centro de Estudios Sociales y de Opinión Pública, 2013) 4 Las fuentes de alimentación Las interrupciones y alzas de energía son muy dañinas para las refinerías. Un enfoque coordinado, a nivel estatal entre los servicios públicos y las refinerías para minimizar alzas podría ser un enfoque efectivo (por ejemplo, tener discusiones preliminares antes de poner en línea un motor de caballos de fuerza). Los sistemas de protección de energía en las refinerías son a menudo viejos e inadecuados para satisfacer las necesidades de energía de la nueva tecnología. Las nuevas tecnologías tienen requisitos de calidad y electricidad más exigentes y requieren una mayor confiabilidad y economía eléctrica. La variabilidad del consumo de electricidad finalmente impacta en las tarifas de los servicios. 5 La falta de inversiónes en las refinerías En general, existe una falta de capital para la instalación de nuevos equipos en las refinerías, exacerbando el problema; el costo por adelantado para proyectos de eficiencia es poco usual. En general los proyectos de conservación de energía son a menudo difíciles de justificar debido a la incertidumbre en el precio del combustible y la oferta. También es difícil de demostrar y cuantificar el valor económico y los recursos reales de mejora en la eficiencia energética en las refinerías. 6 La cogeneración. 96

97 La cogeneración (producción de electricidad y vapor) tiene muchas ventajas energéticas. La cogeneración tiene mayor eficiencia térmica, puede proporcionar electricidad excedente a la red local y para los mismos procesos de las refinerías. Sin embargo, la tecnología de cogeneración tiene una larga recuperación de la inversión y la incertidumbre en el precio del combustible aumenta el riesgo. El potencial de generación de energía eléctrica de Pemex por cogeneración está concentrado en nueve plantas de proceso. Se tiene contemplado Salamanca con un potencial de 430MW, Tula 350MW, Salina Cruz 350MW, Morelos 400MW, Cangrejera 350MW, Madero 350MW, Cadereyta 350MW y Atasta 100MW. Como resultado se podría alcanzar una capacidad potencial de hasta 3,100 MW (PAC 2013). Comparación de tecnologías México vs Otros países Para poder comparar tecnologías de diferentes países se tienen que tener una medida estándar, un punto de partida son los índices de intensidad de carbón ILV y de intensidad energética de Solomon. Teoría general de la intensidad de Carbono (CO 2) Como se describe en secciones previas, existen diferentes fuentes de emisiones de CO 2 en una refinería. Sin embargo, la mayor parte de las emisiones se debe a la combustión de combustibles fósiles, en otras palabras, la demanda de energía. La intensidad de carbono, por tanto, estrechamente relacionada con la intensidad de la energía. El índice de Intensidad Energética de Solomon En la actualidad existe un concepto para la comparación de la intensidad energética de las refinerías de hidrocarburos, el índice de Intensidad Energética Salomón (EII). Solomon determinó el índice de intensidad energética de las refinerías por la siguiente ecuación: Ecuación 1: Índice de Intensidad Energética Solomon EII = consumo real de energía consumo de energía de referencia

98 El consumo real de energía se determina mediante la adición de energía comprada (como la electricidad y vapor) a los combustibles utilizados, restando la energía vendida (como electricidad, calor o vapor). El valor de la energía primaria utilizada, es decir, la electricidad comprada se convierte en energía primaria, asumiendo que 9.59 MJ/kWh. El consumo de energía de referencia se determina mediante la siguiente ecuación: Ecuación 2: Requerimientos para la energía de referencia según Salomón Donde: Q i = carga de crudo/producción en el proceso i, m E referencia = = (Q i e i ) e i = unidad estándar de energía de proceso de Salomón (ya sea simplemente una constante o una ecuación con variables relacionadas con el proceso) para el proceso i, m= el número total de diferentes procesos en la refinería Las unidades estándares de energía de proceso de Salomón son expresiones individuales para cada uno de los procesos en la refinería e indican el consumo de energía estándar. Índice IVL de intensidad de Carbón (CO 2) para refinerías El Instituto Ambiental Sueco (IVL) ha definido un índice de intensidad de CO 2 para las refinerías de que utilizan combustibles fósiles; El índice IVL de intensidad de carbón (CO 2), se basa en el índice de intensidad energética de Salomón (EII), y el supuesto de utilización de mezclas de combustibles en la refinerías y las emisiones específicas de procesos. Debido a las incertidumbres en los datos, los valores determinados para las refinerías individuales son bastante inciertas. Sin embargo, los valores regionales se pueden usar para identificar tendencias. A continuación se describirán los valores obtenidos para diversos países de Europa. i La intensidad de CO 2 de las refinerías por país en Europa A continuación se muestran los resultados del índice de Solomon y el índice IVL de intensidad de Carbón, de un estudio hecho por el Instituto Sueco de Investigación del Medio ambiente, titulado Allowance Allocation and CO 2 intensity of the EU15 and Norwegian refineries, en el que se evaluaron las refinerías de los países miembros de la Unión Europea y Noruega. 98

99 Austria Austria cuenta con una refinería, la refinería Schwechat propiedad de OMV AG. Existe un extenso informe escrito por Ecker y Winter (2000) en el que se describe que la refinería Schwechat proporciona calor al aeropuerto de Viena y diversos hogares. También hay dos grandes centrales de producción eléctrica, tanto para las necesidades de la refinería como para la venta a usuarios externos. Dado que solo hay una refinería en Austria se unió con los valores obtenidos para las refinerías alemanas, en el reporte Allowance Allocation and CO 2 intensity of the EU15 and Norwegian refineries, 2005 el valor promedio combinado que se determinó para el índice IVL de Intensidad de CO 2 es 121. En la figura 1 la barra Europan Inland representa las refinerías de Austria y Alemania el Índice de Solomon para esa región fue de 80. Bélgica Hay cinco refinerías en Bélgica, que se enumeran en la Tabla 22. Tabla 22.. Refinerías belgas. Refinería Propietario Antwerp Antwerp Antwerp Fina Raffinaderij Antwerp Universal Nynas Petroleu AB Belgian Refining Corporation ExxonMobil TFE Petroplus Según el estudio de Solomon, el índice de EII para las siete refinerías incluidas en los países del Benelux oscilan entre 66 a 80, con una media de 75. El promedio ponderado para la intensidad de CO 2 de las refinerías belgas es 97. Dinamarca Hay dos refinerías en Dinamarca; Fredericia propiedad de Shell y Kalundborg propiedad de Statoil. Las refinerías daneses fueron incluidas en la región escandinavia, con un valor medio del índice de intensidad de CO 2 de 96. El índice Salomón EII ponderado para las refinerías escandinavos es

100 Finlandia En Finlandia hay dos refinerías; Porvoo y Naantali, ambas propiedad de Fortum Gas Oy. El promedio ponderado del índice de intensidad de CO 2 para las refinerías de Escandinavia es 72. Francia Hay 13 refinerías en Francia, que se enumeran en la tabla 23. La media para el índice de Solomon fue 86 en el 2001 (min = 77, max = 96), que está por encima de la media de Europa Occidental (81). El promedio ponderado del índice de intensidad de CO 2 que se calculó fue 133. Tabla 23 Refinerías Francesas Lavera Port Jerome FosSurMer Dunkirk Refinería Propietario BP PLC ExxonMobil ExxonMobil ExxonMobil Petite Couronne Reichstett Berre L Etainge Donges Dunkerque/Loon Plage Chateauneuf les Martigues Feyzin Grandpuits Gonfreville L Orcher/Harfleur Shell Shell Shell Total Total Total Total Total Total 100

101 Alemania Hay 17 refinerías en Alemania, que se enumeran en la tabla 22 De estas, 16 se incluyeron en el estudio; sólo la refinería Addinol en Krumpa no se incluyó dado que la refinería produce principalmente lubricantes. El promedio ponderado del índice de intensidad de CO 2 junto con la refinería de Austria fue 121. Si se excluyen los valores extremos, el valor habría sido 112 (ver tabla 24). Tabla 24. Refinerías Alemanas Refinería Propietario Vohburg/Ingolstadt/Neustadt Hamburg Heide/Graasbrook Wesseling Godorf Harburg Ingolstadt Salzbergen Holborn Karlsruhe Leuna Burghausen Schwedt Gelsenkrichen Lingen Willhelmshafener Bayernoil BP Dea Dea Shell Shell ExxonMobil Pharmazeutische Holborn Europa Raffinaderi Oberrhein Mitteldeutsche Erdol OMV Mineralölraffinerie Werk Burghausen PCK Raffinerie GmbH Ruhr Oel GmbH Deutsche BP Aktiengesellschaft Willhelmshavener 101

102 Grecia Hay cuatro refinerías en Grecia, que se enumeran en la Tabla 25. El promedio ponderado del índice de intensidad de CO 2 de las refinerías griegas fue de 146. Si la refinería Elefsis se excluye de la media, el valor se reduce a 118. La refinería Elefsis cuenta con una estructura simple con pocos procesos. Para refinerías como Elefsis con pocos procesos (sin unidad de destilación al vacío), parece ser más importante que el uso de energía de servicios públicos, la razón podría ser que tienen menos posibilidades de "reciclar" calor. El promedio del índice de Solomon para el sur y las refinerías de Europa Central es de 105. Tabla 25.Refinerías griegas. Refinería Aspropyrgos Thessaloniki Corinth Elefsis Propietario Hellenic Petroleum Hellenic Petroleum Motor Oil Hellas Hellenic Petroleum Irlanda En Irlanda hay sólo una refinería, la refinería de Whitegate propiedad de Conoco Philliphs. El índice promedio de intensidad de CO 2 para las refinerías británicas e irlandesas es de 127. El índice de Solomon es de 87. Italia Hay 17 refinerías en Italia, que se enumeran en la Tabla 26. El promedio del índice de Solomon para refinerías italianas fue de 81. El promedio ponderado del índice IVL de intensidad de CO 2 fue de 159. Si se excluyeran los valores atípicos (Gela Ragusa, Falconara y Sarroch) el índice IVL de CO 2 promedio sería 135. En Falconara, Priolo Gargallo y Sarroch hay proyectos de gasificación presentes. 102

103 Tabla 26.Refinerías italianas. Refinería Milazzo Priolo Siracusa Gela Ragusa Sannazzaro Livorno Taranto Port Maghera Falconara La Spezia Priolo Gargallo Augusta Busalla Sarroch Cremona Trecate Mantova Raffineria di Roma Propietario Agip/Eni Agip/Eni Agip/Eni Agip/Eni Agip/Eni Agip/Eni Agip/Eni API SpA Arcola Petrolifera ISAB SpA ExxonMobil Iplom SpA Saras Tamoil Sarpom Italiana Energia TFE 103

104 Países Bajos Hay seis refinerías en los Países Bajos, que se enumeran en la Tabla 27. Un promedio ponderado del índice IVL de intensidad de CO 2 holandés y belga (Benelux) fue de 97 (cuando se excluyeron los valores atípicos). Según el estudio de Solomon, el índice de EII para los siete refinerías incluidas en los países del Benelux oscilan entre 66 a 80 con un promedio de 75. Tabla 27. Refinerías holandeses. Refinería Rotterdam Propietario ExxonMobil Rotterdam Q8 Europoort Pernis Amsterdam Vlissingen Nerefco Shell Smid & Hollander Total Noruega Hay dos refinerías de combustible en Noruega, que se enumeran en la Tabla 28 El índice IVL de intensidad de CO 2 promedio de las refinerías escandinavos se calculó en 96 y el índice de Solomon para la región fue de 72. Tabla 28 Refinerías de Noruega. Slagen Refinería Mongstad Propietario ExxonMobil Statoil Portugal Hay dos refinerías en Portugal, las refinerías de Oporto y Sines ambas propiedad de Galp Energia, el valor medio del índice IVL de intensidad de CO 2 para las refinerías de la Península Ibérica se calculó en

105 España Hay nueve refinerías en España, que se enumeran en la tabla 29. El promedio del índice de Solomon para las refinerías de la Península Ibérica es 88. Un promedio ponderado del índice IVL de intensidad de CO 2 de las refinerías españolas y portuguesas se calculó en 140. Dos de las refinerías españolas fueron excluidas del cálculo de la media debido a que los valores de intensidad eran muy altos, probablemente por la falta de datos o datos erróneos. Si se hubieran incluido LAS DOS refinerías, la intensidad de CO 2 de las refinerías ibéricos habría sido 160. Hay proyectos de gasificación en dos de las refinerías españolas (SFA Pacífico, 2000). Tabla 29. Refinerías Españolas Refinería Propietario Castellon de la Plana La Rabida, Huelva Cadiz, Gibraltar Tenerife Cartagena La Coruna Puertollano Somorrostro Tarragona BP CEPSA CEPSA CEPSA Repsol YPF Repsol YPF Repsol YPF Repsol YPF Repsol YPF Suecia En Suecia, hay tres refinerías que figuran en la tabla 30. El promedio ponderado del índice IVL de intensidad de CO 2 de las refinerías escandinavas (Suecia, Noruega, Finlandia y Dinamarca) fue de 96. La media ponderada del índice fue de

106 Tabla 30. Las refinerías de combustible suecas. Refinería Göteborg Göteborg Lysekil Propietario Preem Shell Scanraff El Reino Unido Hay nueve refinerías en el Reino Unido, que se enumeran en la Tabla 31. También hay dos refinerías de asfalto; el Eastham y las refinerías en Dundee. La intensidad media de CO 2 de las refinerías irlandesas y británicas se calculó en 128. Sin embargo, los valores individuales para algunas de las refinerías fueron considerablemente altos y podrían deberse a la producción propia de electricidad. Tabla 31.. Refinerías del Reino Unido Refinería Fawley Stanlow Grangemouth Lindsey Pembrok Coryton Humber MilfordHaven Teesside Propietario ExxonMobil Shell BP TotalFinaElf Chevron Texaco BP Conoco Phillips TotalFinaElf Petroplus 106

107 Resumen del índice IVL de intensidad de CO 2 La figura 49 muestra el resultado de los cálculos del índice IVL de intensidad de CO 2. Los países con sólo una o unas pocas refinerías se agruparon (como se describe en las secciones anteriores) y se calculó un valor medio para cada región. Una correlación entre el CO 2 y la intensidad de la energía puse ve. Los países con las refinerías de baja intensidad energética también tienen refinerías de CO 2 intensiva bajas. Figura 49. Intensidad de CO 2 e índice de Solomon de la Unión Europea-15 y las refinerías de combustible de Noruega. La denotación de los grupos de países son: Inland Europa = Alemania y Austria; Benelux = Bélgica y los Países Bajos (no existen refinerías en Luxemburgo); Escandinavia = Dinamarca, Finlandia, Noruega y Suecia; Sur y Centro de Europa = Grecia; Iberia = España y Portugal. El Índice Solomon de Intensidad Energética de PEMEX Refinación fue de en el 2006, cifra superior al promedio mundial que muestra la existencia de un potencial de mejora. Las oportunidades que existen para incrementar la eficiencia energética de PEMEX Refinación, se pueden agrupar en dos grandes categorías (INE 2007): 107

108 1.-Sistemas de administración energética-programas de ahorro energético. Programas de mantenimiento Instalación de equipos recuperadores de calor Transporte de combustibles 2.- Programas de reconfiguración tecnológica. Cogeneración Integración energética Diferencia de la Intensidad de carbono (CO 2) entre refinerías Hay algunos factores importantes que determinan la diferencia del índice IVL de intensidad de CO 2 entre las refinerías. Uno de ellos es la diferencia en la mezcla de combustible. En la figura 50, los factores de emisión ponderados muestran diferencias en la intensidad de CO 2 debido a la mezcla de combustible utilizado en las refinerías. Tenga en cuenta que la compra de electricidad, vapor o calor no está incluida. Incluso si el sector de refinación en un país es relativamente eficiente en la intensidad energética, el uso de combustibles más con mayor intensidad de CO 2 lo hace menos eficiente en la intensidad de carbón total. Figura 50.. Factor de emisión ponderado. Nota: El factor de emisión ponderado se basa en la mezcla de combustibles real en las refinerías en las diferentes regiones. Fuente de datos: Solomon Associates (2002). 108

109 La cantidad total de energía utilizada y la cantidad de energía comprada (vapor y electricidad) también afectan el índice de intensidad de CO 2, tal como se describe anteriormente. La figura 51 muestra el consumo de energía utilizado por la capacidad de destilación equivalente (EDC), una medida de la utilización total de la refinería. Figura 51.. Total de Consumo de Energía, GJ / año por Utilizados EDC De acuerdo al estudio Refinerías en México; Retos y posturas para una revisión en el ámbito Legislativo, realizado por el Centro de Estudios Sociales y de Opinión Pública en el 2013, al ser comparadas con refinerías equivalentes en otras partes del mundo, las refinerías de Pemex- Refinación registran menores rendimientos de productos de alto valor y mayor consumo de energía. Así mismo según el Programa para incrementar la eficiencia operativa en Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios- el mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación es más reactivo que planificado, su ejecución es poco efectiva y no se cuenta con diagnósticos integrales, lo cual se refleja en el número de paros no programados, equivalente a 4.2 veces el observado en la referencia de la industria. Continuando con la perspectiva de análisis desarrollada en el Programa para incrementar la eficiencia operativa en Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios (PEO), se advierte que Pemex-Refinación enfrenta un rezago en la construcción de infraestructura, lo cual a decir de dicho programa- le ha restado flexibilidad y ha limitado su capacidad para responder a las necesidades del mercado, situación que ocasionará en la visión del PEO- la saturación de los sistemas de transporte por ducto y marítimo, así como de la capacidad de almacenamiento y 109

110 distribución en las zonas de mayor demanda con el consecuente deterioro de los resultados financieros Concluye el programa aludido señalando por una parte, que el sistema de ductos de PEMEX- Refinación se encuentra en una situación crítica y destacando por otra, que los cambios en las especificaciones de los combustibles a nivel internacional encaminados a mejorar la calidad del aire, requieren reducir el contenido de azufre de la gasolina y diesel a niveles cercanos a cero, lo cual obliga a Pemex-Refinación a cumplir nuevas especificaciones de diesel y gasolina establecidas en diversas normas oficiales mexicanas. Descripción de Instrumentos de gestión climática, normas de emisión, Cap & Trade; mercados voluntarios ; impuestos de carbono En 2012 se promulgó la Ley General de Cambio Climático (LGCC) y desde 2008 se definió el Programa Especial de Cambio Climático (PECC) Petróleos Mexicanos asumió su responsabilidad para contribuir con la meta aspiracional establecida por el gobierno federal de reducir en un 50% las emisiones de GEI a nivel nacional en 2050 con respecto al 2000 y trabajar en la implementación de la gestión de sus aspectos ambientales significativos en materia de emisiones al aire, generación de aguas residuales, uso y suministro de agua, generación de residuos (sólidos urbanos, manejo especial y peligrosos), así como de consumo de energía. (Principales Fundamentos del Plan de Acción Climática de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, PAC 2013) Ley General de Cambio Climático Con la nueva Ley: Se crea el Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático (INECC), que retomará las tareas y atribuciones del Instituto Nacional de Ecología (INE) y enfocará sus recursos en implementar parte de las propuestas de la Ley y dar un monitoreo a las emisiones de GEI. Se establece el Registro Nacional de Emisiones como el instrumento donde las personas, físicas y morales responsables de los establecimientos sujetos a reporte, deberán inscribir el reporte anual de dichas emisiones directas e indirectas y de absorciones por sumideros de gases de efecto invernadero. 110

111 Se construirá un sistema de comercio de emisiones en el cual la Comisión Intersecretarial de Cambio Climático, fungirá como organismo regulador con el objeto de que los participantes obtengan derechos de emisión o reducciones de emisiones. Este mecanismo de mercado se espera funcione bajo el esquema de cap & trade La Ley se estructura en tres ejes; a) la mitigación de emisiones GEI, b) la adaptación al cambio climático y c)los temas transversales que den soporte a las actividades de mitigación y adaptación. Alcances de la Ley para la operación de Pemex Mitigación: 1. Se establecerán metas de reducción de emisiones que podrán ser vinculatorias y que consideren la contribución en la generación de emisiones en el país, y el costo de la reducción o captura de emisiones. Pemex estará sujeto a las metas que se establezcan por ley y los funcionarios estarán obligados a cumplir con las metas y directrices que marque la misma. 2. Fomentar prácticas de eficiencia energética y promover el uso de fuentes renovables. 3. Reducir la quema y venteo de gas para disminuir las pérdidas en los procesos de extracción y en los sistemas de distribución y garantizar al máximo el aprovechamiento del gas en las instalaciones. 4. Determinar la línea base de Pemex y su actualización periódica. Se deberá contar con las capacidades y herramientas al interior de la empresa para poder actualizar la línea base. 5. Cumplir con los requisitos de medición, monitoreo, reporte y verificación de las emisiones en el Registro Nacional de Emisiones. 6. Desarrollar las herramientas y mecanismos para la reducción de emisiones, incluyendo la curva de costos de implementación de cada uno de las alternativas. 7. Evitar las emisiones fugitivas de gas en las actividades de extracción, transporte, procesamiento y utilización de hidrocarburos. 111

112 8. Promover el aprovechamiento del gas asociado a la explotación de los yacimientos minerales de carbón. 9. Promover la cogeneración eficiente, fomentar prácticas de eficiencia energética y buscar el aprovechamiento del potencial energético contenido en los residuos. 10. Desarrollar mecanismos y programas que incentiven la implementación de tecnologías limpias en los procesos industriales que reduzcan el consumo energético y la emisión de GEI. 11. Cuantificar las emisiones generadas por la disposición final de residuos, y calcular su potencial calorífico, a fin de buscar la revalorización de esos residuos y evitar generar gas metano por su descomposición. Adaptación: 1. Contar con los procesos de planeación que aseguren que se respeta la vocación natural del suelo establecido en la Ley y que coincida con el Programa de Ordenamiento Ecológico del Territorio (POET) a los que se suscribe PEMEX. 2. Contar con un plan de manejo, protección, conservación y restauración de los ecosistemas, recursos forestales y suelos en los que la actividad petrolera tiene influencia, con el fin de cuantificar la captura de carbono en esos sumideros. 3. Apoyar la conservación de las áreas naturales protegidas y corredores biológicos en donde PEMEX tiene operaciones y que permita reducir la vulnerabilidad de sus instalaciones. 4. Elaborar el atlas nacional de riesgo considerando escenarios de vulnerabilidad ante el cambio climático. Temas transversales 1. Alinearse al Programa Especial de Cambio Climático que se generará como una de las actividades del Sistema Nacional de Cambio Climático. 2. Desarrollar las capacidades para poder cumplir con los objetivos que se dicten en la Estrategia Nacional de Cambio Climático. 3. Promover programas de conciencia del impacto en generación de emisiones de GEI y de adaptación, así como propiciar domicilios cercanos al trabajo y jornadas continuas de trabajo. 112

113 4. Apoyar y fomentar las reducciones de GEI a través de mecanismos de fondeo y/o comercialización. Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía El 28 de noviembre de 2008 se publicó en el DOF, la Ley General para el aprovechamiento Sustentable de la Energía, con el objeto de establecer facultades a la Secretaría de Energía para expedir y proponer normas oficiales mexicanas y programas nacionales de eficiencia energética, establecer y evaluar el cumplimiento de metas para promover el aprovechamiento sustentable de la energía y promover entre los distintos órdenes de gobierno los programas de eficiencia energética, a través de la creación de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE), como órgano desconcentrado. Asimismo, la Ley señala la obligación del Estado de recopilar e integrar la información estadística sobre el uso de los energéticos y los patrones de consumo de los distintos sectores del país, a fin de que se provea de información confiable que permita establecer y evaluar programas y necesidades energéticas de los diversos sectores. Alcances de la Ley para la operación de Pemex Desde enero del 2009, la CONUEE ha publicado en el DOF el PROTOCOLO para la implementación de acciones de eficiencia energética en inmuebles, flotas vehiculares e instalaciones de la Administración Pública Federal, con el objetivo de establecer un proceso de mejora continua que fomente la eficiencia energética en inmuebles, flota vehicular e instalaciones industriales de las dependencias y entidades del gobierno federal, mediante la ejecución de buenas prácticas e innovación tecnológica, así como el uso de herramientas de operación, control y seguimiento que contribuyan al uso eficiente de los recursos públicos y a la sustentabilidad de las operaciones. Se establece también, que la Secretaría de la Función Pública vigilará, en el ámbito de su competencia, el cumplimiento de las obligaciones derivadas de las disposiciones contenidas en el Decreto y supervisará la ejecución y aplicación del Programa. PEMEX se ha preparado para dar cumplimiento a estas iniciativas en materia de uso y aprovechamiento de la energía y ha conformado una estructura organizada denominada Comité Interno de Uso Eficiente de la Energía, presidida por un Presidente, un Secretario, un Asesor del Órgano Interno de Control (OIC), Vocales, un representante y uno o varios técnicos especializados de los Organismos Subsidiarios. El objetivo de ese Comité es establecer, implantar y mantener un Sistema de Administración Energética, encaminado a mejorar la eficiencia energética de los procesos industriales (térmicos y eléctricos) e incrementar el aprovechamiento de las energías 113

114 renovables, alternativas y limpias, para lo cual se deberá establecer una política energética en la empresa consistente con el combate al cambio climático y con la mejora continua en el uso eficiente de la energía, emitiendo directrices y definiendo a los responsables para su ejecución, seguimiento, evaluación y control. De la misma manera, PEMEX ha impulsado y mantenido diferentes actividades enfocadas al ahorro y uso eficiente de la energía y ha registrado 456 instalaciones en el PROTOCOLO, las cuales tienen que elaborar su Programa Anual de Trabajo en donde se desarrollan los diagnósticos energéticos integrales, definen metas de ahorro, acciones para generar esos ahorros, recursos necesarios y sistemas de control y seguimiento. Solamente en el 2011, el ahorro de energía fue de 15.2 MMGJ, rebasando la meta comprometida en el PROTOCOLO en un 119 por ciento. Línea base y cambios tendenciales de sectores. Para la definición y seguimiento de las emisiones prospectivas de CO 2 Eq y sus metas de reducción, Pemex desarrolla la actualización de las herramientas de línea base de emisiones y la curva de costos de abatimiento. La línea base constituye el punto de partida respecto al cual se cuantifican y evalúan las reducciones de las diferentes estrategias de mitigación. Ésta se desarrolla estimando las emisiones de gases de efecto invernadero a futuro si se continúan las operaciones como se han realizado en el pasado, ello sin acciones de mitigación, y tomando en cuenta el crecimiento proyectado de la planta productiva. En la figura 52 se muestra de forma ilustrativa el cálculo de la línea base de emisiones de GEI con información histórica de Pemex hasta 2008 (PAC 2013). Figura 52. Línea base ilustrativa de emisiones de CO 2 eq de Pemex (2010) 114

115 La curva de costos es la representación gráfica del costo de la iniciativa y el potencial de abatimiento. Cada iniciativa o proyecto específico se representa como una barra, donde el ancho de la barra representa las toneladas ahorradas con la implementación de la iniciativa contra mantener el sistema sin cambios (línea base). Mientras que la altura de la barra es el costo marginal de esa opción de abatimiento expresada endólares por tonelada de CO2 eq evitada (dólares/tco 2 eq), como se muestra de forma ilustrativa en la figura 53 con datos de 2009 (PAC 2013). Figura 53. Curva de costos de abatimiento de Pemex (2009) Oportunidades de reducción de IE 1. Norma CNH sobre Flaring, aplicación y Actualización, Horizonte Reconfiguración de las 3 refinerías faltantes y mejoramiento de las existentes aumentando en todas el índice de Solomon, que implica eficiencia energética en el periodo , incluir nueva refinería de Tula, horizonte Ronda cero 2030 Aumento de Producción de PEMEX con la misma intensidad de carbono. (Variante: Utilizar la intensidad más baja para el cálculo, suponiendo una mejor práctica por estar asociados a empresas privadas). 4. Ronda uno 2030 Aumento de producción con empresas privadas suponiendo una intensidad más baja. 5. Cambio de residuales pro gas natural en las operaciones de PEMEX Horizonte

116 6. Aplicación de todos los proyectos de cogeneración (Ver el plan de Acción Climática de PEMEX) Horizonte Aplicación NAMA de emisiones fugitivas en la distribución de Gas Natural, Horizonte Uso de CO 2 de plantas de amoniaco y etileno (Cosoleacaque y Pajaritos) en los campos de 5 Presidentes (EOR) Horizonte INDUSTRIAS MANUFACTURERAS Y DE LA CONSTRUCCIÓN En este rubro se tienen las fuentes fijas (estacionarias) que consumen diferentes tipos de combustibles fósiles; se dividen en varias categorías, de acuerdo con la clasificación del Panel Intergubernamental de Cambio Climático (Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC), tal como se describió en el análisis del Inventario de Emisiones Dichas categorías son las siguientes: 1A2a Hierro y acero 1A2c Productos químicos 1A2d Pulpa, papel e imprenta 1A2e Procesamiento de alimentos, bebidas y tabaco (sobre todo ingenios azucareros) 1A2f Minerales no metálicos (incluye cemento, cal, yeso y vidrio) 1A2g Equipo de transporte 1A2m Industria no especificada) A continuación se presenta el análisis de las principales categorías del rubro 1A2, considerando aspectos sobre aspectos productivos; información económica del sector; intensidades de carbono y energética de las plantas de manufactura; así como el mapa de ruta tecnológica que se tiene contemplado para la reducción de emisiones de CyGEI y el consumo de combustibles convencionales. 116

117 HIERRO Y ACERO (SIDERURGIA) Los productos que genera el sector siderúrgico son insumos importantes para otras industrias como la de la construcción y la automotriz, así como para la creación de infraestructura. Sus productos también se integran a la cadena de valor de las industrias eléctrica y electrónica, en las que se elabora una amplia gama de bienes que se entregan a los consumidores nacionales y del exterior. Descripción Básica del Proceso Productivo Los metales y las aleaciones empleados en la industria y en la construcción pueden dividirse en dos grupos principales: materiales ferrosos y no ferrosos; los materiales ferrosos son aquellos que contienen hierro como componente principal, mientras que los no ferrosos no contienen hierro.el acero es una aleación de hierro y de carbono, y su fabricación comienza con la reducción de hierro (producción de arrabio) para su posterior conversión en acero. A la planta industrial dedicada al proceso completo de producir acero a partir del mineral de hierro, se le denomina siderurgia, mientras que se le nombra acería a una planta industrial dedicada exclusivamente a la producción y elaboración de acero partiendo de otro acero o de hierro. El acero se produce en un proceso de dos fases. En la primera, el mineral de hierro es reducido o fundido con coque y piedra caliza, produciendo hierro fundido, que es moldeado como arrabio o conducido a la siguiente fase, como hierro fundido. Métodos de producción Los procesos productivos y la maquinaria y equipo utilizados por los principales productores del sector se apoyan en: I. Alto horno-convertidor al oxígeno, para obtener arrabio y acero; II. Reducción directa por horno eléctrico para la producción de fierro esponja y acero; III. Skin Pass, mediante el cual se produce lámina rolada en caliente; IV. Compact-strip production, para la obtención de planchón delgado para la fabricación de lámina ultra delgada; V. Trefilado, para que el alambre obtenga distintos grosores y mayor resistencia; VI. Rolado, se obtiene tubos, placas, perfiles, vigas y ángulos; y VII. Acabados Superficiales. 117

118 En la figura 54, se detalla gráficamente el proceso de producción: Figura 54.. Proceso de producción en la industria siderúrgica. La segunda fase, la de acería, tiene por objetivo reducir el alto contenido de carbono introducido al fundir el mineral y eliminar las impurezas tales como azufre y fósforo, al mismo tiempo que algunos elementos como manganeso, níquel, cromo o vanadio son añadidos en forma de ferroaleaciones para producir el tipo de acero demandado Figura 55.. Obtención de los productos de acero. 118

119 Información Económica y de Producción Producción Mundial Con relación a datos de la World Steel Association, la producción mundial de acero en el año 2013 fue de unas 1'606,900,000 (mil seiscientos seis millones novecientos mil) toneladas, de las cuales 779 millones fueron producidas en China (48.5%), millones en Japón (6.88%),.86.9 millones en Estados Unidos (5.4%) y 18.2 millones en México (1.13 %), como se observa en la Tabla 32. Tabla 32. Producción siderúrgica a nivel mundial. Países Producción (Mt) China 779 Japón Estados Unidos 86.9 India 81.2 Rusia 69.5 Corea del Sur 66 Alemania 42.6 Turquía 34.7 Brasil 34.2 Ucrania 32.8 Italia 24.1 Taiwán 22.3 México 18.2 Francia 15.7 Irán 15.4 Otros TOTAL 1, Fuente: World Steel Association

120 Producción en América Latina En América Latina la Producción de Acero en 2013 fue de unas 65.6 millones de toneladas de las cuales Brasil es el primer productor con 34.2 millones de toneladas (52%), México produce 18.2 millones de toneladas (27.7%), en la tabla 33 se muestra la producción anual en 2013 para países en América Latina. Tabla 33. Producción siderúrgica en América Latina. Países Producción (Mt) Brasil 34.2 México 18.2 Argentina 5.2 Venezuela 2.2 Chile 1.3 Colombia 1.3 Perú 1.1 Trinidad y Tobago 0.6 Ecuador 0.6 Otros 0.9 Total 65.6 Fuente: World Steel Association 2013 De acuerdo con la Cámara Nacional de la Industria del Hierro y el Acero (CANACERO) México ocupa el 13vo puesto a nivel mundial como productor de acero, mientras que en América Latina ocupa el 2 lugar, cuenta con una capacidad instalada para producir 24.1 millones de toneladas, exporta 6 millones y sus importaciones son de 10 millones de toneladas anuales. Producción Nacional de Acero La producción Nacional de Acero pasó de 16.7 a 18.2 millones de toneladas (Mt) en el período comprendido del año 2004 a Tabla 34. Producción Nacional de Acero Producción Nacional de Acero Año Producción (Fuente: CANACERO) 120

121 A partir de 2004 la producción de acero tuvo un crecimiento que osciló entre 16.3 y 17.6 Mt, siendo hasta el año 2009 donde la industria del acero tuvo un descenso importante en la producción (14.1 Mt) por una crisis internacional financiera, para 2010 la producción tuvo un repunte importante hasta alcanzar una producción de 18.1 Mt para el año 2012, para el año 2013 el sector produjo 18.2 Mt lo que significó un 75.4% de la capacidad instalada Producción Nacional de Acero (Mt) Figura 56. Producción Nacional de Acero (Fuente: CANACERO) En el período de 2004 a 2006 la capacidad instalada de producción de acero se incrementó gradualmente llegando a 20.5 millones de toneladas, para un período comprendido de 2007 a 2011 la capacidad instalada se mantuvo en 22.2 millones de toneladas con un descenso en 2008, para 2012, el sector siderúrgico comenzó un proceso de ampliación y de nuevas instalaciones para tener un crecimiento de 2.6%. En 2013 el indicador alcanzó 24.1 millones de toneladas Capacidad de producción instalada Figura 57. Producción Nacional de Acero (Fuente: CANACERO) 121

122 El Consumo Nacional Aparente asciende a 23.2 millones de toneladas y el consumo per cápita es de 196 kg/año a nivel Nacional contribuye con un 2.2% de PIB, además de que contribuye con 720 mil empleos directos e indirectos. El sector siderúrgico es el primer consumidor de gas y electricidad de México y uno de los principales usuarios de transporte de carga. El sector siderúrgico en México emite 1.3 tonco 2/ton acero producido debajo del promedio mundial que es de 1.7 tonco 2/ton acero, según datos de la World Energy Council México se encuentra entre los 12 países con el consumo energético más bajo por tonelada de acero. Presencia geográfica La industria siderúrgica tiene presencia prácticamente en todo el país y en 11 estados de la República se produce acero líquido, destacando: Coahuila, Michoacán, Nuevo León, Guanajuato y Veracruz, estados cuya producción combinada representa 82.1% del total nacional. Tabla 35. Producción siderúrgica por estado. Estado Participación (%) Coahuila 26.4 Michoacán 22.1 Nuevo león 15.5 Guanajuato 10.6 Veracruz 7.5 San Luis Potosí 5.1 Puebla 5 Estado de México 2.6 Tlaxcala 2.3 Jalisco 1.7 Baja California Norte 1.3 Fuente: CANACERO 122

123 Figura 58. Presencia del sector siderúrgico a nivel nacional. (Fuente: CANACERO) Sustentabilidad De acuerdo con cifras de la CANACERO los indicadores del consumo energético del sector siderúrgico señalan lo siguiente: Principal consumidor de energéticos en 2012 con 14%. Principal consumidor de gas seco con un consumo de 20% del total del sector industrial. Tercer consumidor de electricidad del sector industrial con 4.4%. Lo anteceden el cemento con 6.4% y la minería con 5.8%. Segundo consumidor de coque total con 44%, con un 100% del consumo de coque de carbón y sólo 2% de coque de petróleo. Si bien la intensidad energética del sector se encuentra entre las más bajas a nivel mundial, en base a los datos del Sistema de Información Energética (SIE) para el 2012 la intensidad fue de PJ/t acero líquido, sólo un 4.33% respecto a la intensidad de 10 años atrás. Cabe mencionar que estos datos son muy diferentes a los publicados por el Balance Nacional de Energía 2011 (BNE), donde la intensidad para 2002 arrojaba un dato de PJ/t en tanto que para 2011 de 9.33, dato que no concuerda a los que se obtiene con los datos del SIE disponibles actualmente. 123

124 Intensidad de Carbono y Energética Tabla 36 Intensidad energética en la industria siderúrgica. ESTADO NOMBRE DE LA EMPRESA GJ/t Veracruz Talleres Y Aceros, S.A. De C.V Guanajuato Arcelormittal Celaya S.A. De C.V Mexico Siderúrgica Tultitlan, S.A. De C.V Coahuila de Zaragoza Altos Hornos De Mexico S.A.B. De C.V Michoacan Arcelormittal Las Truchas, S.A. De C.V Tlaxcala Simec International 6, S.A. De C.V Veracruz Tubos De Acero De México S. A Michoacán Servicios Siderúrgicos Integrados S.A. De C.V Puebla Ternium Mexico, S.A. De C.V. Planta Largos Puebla Michoacan Arcelormittal Lazaro Cardenas S. A. De C.V Tabla 37. Intensidad de carbono en la industria siderúrgica. ESTADO NOMBRE DE LA EMPRESA ton CO 2 eq (GEI)/t Guanajuato Arcelormittal Celaya S.A. De C.V Veracruz Talleres Y Aceros, S.A. De C.V Tlaxcala Simec International 6, S.A. De C.V México SIDERÚRGICA TULTITLAN, S.A. De C.V Coahuila de Zaragoza Altos Hornos De Mexico S.A.B. De C.V Puebla Ternium Mexico, S.A. De C.V. Planta Largos Puebla 0.63 Michoacán Arcelormittal Lazaro Cardenas S. A. De C.V Michoacán Servicios Siderúrgicos Integrados S.A. De C.V Veracruz Tubos De Acero De México S. A Michoacán Arcelormittal Las Truchas, S.A. De C.V

125 Intensidad Energética Siderurgica (GJ/ton ) GJ/t GJ/t promedio Figura 59. Intensidad Energética Siderúrgica Intensidad de Carbono Siderurgia (ton CO2eq/ton) t CO2eq (GEI)/ t t CO2eq (GEI)/t Figura 60. Intensidad de Carbono Siderúrgica 125

126 Ruta tecnológica y áreas de oportunidad para reducir emisiones y consumos de energía De acuerdo con información de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos, (EPA, USA)l y del Instituto Americano de Hierro y Acero (AISI) se tomaron en cuenta los aspectos más destacados a considerar de los proyectos de investigación y de desarrollo en relación a las practicas actuales y utilización de tecnología en la producción de hierro y acero y a la eficiencia energética y disminución de la generación de CO 2 en los principales procesos siderúrgicos, a continuación se describen algunos de ellos;:. Consumo de energía en el sector siderúrgico Actualmente la industria siderúrgica representa el sector con los mayores consumos de energía en comparación con los demás sectores industriales. Los costos de consumo de energía son altamente elevados por lo que se convierte en uno de los temas más importantes de los productores de acero, es por ello que las emisiones de CO 2 expresadas en Intensidad de Carbono y el consumo de energía que demanda el sector (expresado en intensidad energética) representan retos para el sector. Mejorar la eficiencia energética significa realizar procesos con mayor eficiencia administrando de buena forma los recursos energéticos y por lo tanto la reducción de los costos en el consumo de energía, especialmente en tiempos donde los precios de esta aumentan constantemente. El sector siderúrgico tiene una gran variedad de áreas de oportunidad para mejorar su desempeño energético y en las emisiones de CO 2 mediante la implementación de proyectos que pueden mantener o mejorar la productividad de las plantas. Los estudios indican que en las industrias del hierro y el acero han demostrado la existencia de un importante potencial de mejora de la eficiencia energética en casi todas las instalaciones de producción de acero. 126

127 La Agencia Internacional de Energía (EIA 2007) estima que a través de la adaptación de mejores prácticas en la tecnología utilizada para la producción en la industria siderúrgica se pueden tener ahorros energéticos de hasta 18%. Mejorar la eficiencia energética resulta en ahorros económicos para el sector e incluso en otros beneficios como los que se mencionan a continuación: Disminución de las incertidumbres de negocios y una menor exposición a las fluctuaciones de los costos de energía. Aumento de la calidad del producto y cambiar a los segmentos de mercado de mayor valor agregado. Aumento de la productividad. Costo de cumplimiento ambiental reducido. Con base en experiencias de varias empresas siderúrgicas se ha demostrado que algunos proyectos se pueden poner en marcha con inversiones relativamente modestas, sin embargo, para llevar a cabo grandes proyectos de eficiencia energética serán necesarias grandes inversiones. Estas inversiones de capital no pueden ser apoyadas solo por el ahorro en los costos de energía, sin embargo, se pueden obtener beneficios en la productividad, cabe mencionar que cada planta de producción es diferente, y en función de cada situación particular debe hacerse la selección más favorable de las oportunidades de eficiencia energética para hacer frente a las circunstancias específicas y el diseño de cada planta. La fabricación del acero está dividida en dos principales procesos, el proceso primario que consiste en convertir los minerales de hierro virgen en acero crudo, y el proceso de metalurgia secundaria que significa reciclar la chatarra de hierro y acero en un horno eléctrico de arco. Para ambos procesos existen oportunidades para disminuir el consumo de energía y por ende el descenso de la intensidad de carbono e intensidad energética. La fabricación de acero es un proceso altamente sofisticado, de alto consumo energético que implica muchas operaciones unitarias, genera grandes cantidades de subproductos de los cuales más del 99% son captados y reutilizados en el proceso. Debido a que el carbono es una parte esencial en el proceso de reducción del mineral de hierro, la industria siderúrgica a nivel mundial esta buscando la manera de reducir as emisiones de CO 2, En Estados Unidos, por ejemplo, en el año 2008 se emitieron un promedio de 1.19 Ton CO 2/ ton acero producido, datos de el Instituo Americano del Hierro y Acero (AISI) aseguran que los valores 127

128 de intensidad de carbono en la industria siderúrgica de los Estados Unidos han ido en descenso desde 1990 llegando a reducir estos valores hasta en un 30%. Actualmente la industria siderúrgica en Estados Unidos se ha ido desarrollando constantemente en cuestiones tecnológicas en cuanto a la mejora de equipos y de adopción de mejores prácticas para mejorar la eficiencia energética y reducción de emisiones de CO 2, sin embargo para alcanzar reducciones que van del 30-50% en el consumo de energía se requiere implementar tecnologías radicales que transformen, remplacen o eliminen algunos procesos actuales. A continuación se describen algunas medidas y tecnologías que se han implementado donde los productores de acero de todo el mundo han plasmado las mejoras obtenidas con los datos disponibles al ahorro de energía y por ende un potencial descenso en las intensidades de energía y de emisiones de CO 2 en la industria siderúrgica: Medidas de eficiencia energética Programas y sistemas de gestión de energía Establecer objetivos en el consumo de energía dentro de los procesos siderúrgicos puede arrojar información valiosa respecto a la administración de los recursos y obtener beneficios de ello como el ahorro de energía en la producción del acero Cambiar las formas de consumo energético dentro del proceso de producción en una planta siderúrgica representa la aplicación de un programa de gestión, el cual significa una de las formas más exitosas y rentables para lograr mejoras en la eficiencia energética, implementar un programa de este tipo incluye beneficios tanto en el funcionamiento de la planta como en aspectos medioambientales, de salud, seguridad y gestión de personal, así como la administración de los costos de producción. Un sistema de gestión de energía es una orientación del como administrar los recursos energéticos en toda la organización, sin embargo, se requiere un gran compromiso por parte de la organización para establecer los objetivos y coadyuvar en los procesos de mejora continua. La viabilidad de establecer un sistema de gestión de la energía es alta cuando se tienen claras las metas en el consumo de energía, sin embargo, cabe mencionar que existen barreras que impiden el desarrollo y eficiencia del sistema de gestión de energía, por lo cual se debe poner 128

129 atención en la comunicación que se ejerce dentro de la organización, implementando un sistema de gestión coloca a la industria como una potencial fuente de mejoras en los procesos así como el impulso a la realización de proyectos en beneficio de la administración de los recursos energéticos. En Estados Unidos a través del programa ENERGY STAR la Agencia de Protección Ambiental (EPA), trabaja con los sectores industriales con el objetivo de identificar áreas de oportunidad, en este caso el sector siderúrgico tiene un gran potencial de establecer un sistema de gestión de energía. A continuación se describen los elementos mas importantes y estratégicos en un sistema de gestión. Crear compromiso Evaluar objetivos de seguridad y rendimiento Crear Plan de Acción Reevalu ación Logros Obtenidos Implementar Plan de Acción Evaluación del Progreso Figura 61. Principales elementos de un sistema de gestión de la energía Para que un programa de gestión de energía sea exitoso debe tener un fuerte compromiso de la organización con la mejora continua de la eficiencia energética, esto implica la asignación de un departamento de supervisión y establecer funciones de gestión a un director de energía y el establecimiento de una política energética. Cada paso y procedimiento se debe poner en marcha para evaluar el desempeño a través de revisiones periódicas de los datos de energía, evaluaciones técnicas, y la evaluación comparativa, a partir de esta evaluación, una organización es capaz de desarrollar una línea de base del uso de energía y establecer objetivos de mejora, tales metas de desempeño ayudan a dar forma a la elaboración y aplicación de un plan de acción. 129

130 Un aspecto importante para garantizar el éxito del plan de acción es la participación de todo el personal en toda la organización. El objetivo es que el personal de todos los niveles debe ser consciente del uso y las metas de eficiencia energética, de igual forma debe estar entrenado en enfoques generales para la eficiencia energética en las prácticas del día a día. Sistemas de control de energía y procesos La implementación de sistemas de control puede desempeñar un papel importante en la gestión y reducción de consumo de energía. Los sistemas de control pueden reducir el tiempo necesario para realizar tareas complejas, asi como mejorar la calidad y consistencia del producto, optimizar las operaciones del proceso obteniendo maor eficiencia, reducir costos de mantenimiento, reducción del tiempo de proceso y el aumento de los recursos y la eficiencia energética, así como mejoras en el control de emisiones, si tomamos en cuenta que estas actividades reflejan un aumento en la producción siderúrgica podemos decir que se puede mejorar directamente la eficiencia energética. Por ejemplo, Weirton Steel modernizó el control de su caldera y producto de esta nueva estrategia, la planta fue capaz de reducir su producción de vapor de alta presión en un 20% (Departamento de Energía USA, 2000) con la implementación de esta medida, la compañía ha sido capaz de ahorrar más de 17 millones de dólares anuales de las reducciones en combustibles y los costos de mantenimiento. Como el costo total del proyecto fue de aproximadamente $ 16 millones, el periodo de recuperación de la inversión fue de 11 meses. Una parte importante de los sistemas de control y proceso es el monitoreo de los procesos y es donde se pueden obtener grandes beneficios y mejoras durante la producción siderúrgica, por ejemplo; monitorear en tiempo real el escape de gas en un horno eléctrico de arco permite un aumento de hasta el 50% en la tasa de recuperación de energía química debido al control de postcombustión (Januard et al., 2006). Recabando información del Instituto Americano del Hierro y Acero (AISI) las tecnologías que actualmente se emplean para la reducción de emisiones y eficiencia energética en los procesos de producción del sector siderúrgico se describen a continuación: 130

131 Proceso de Fabricación del Hierro El proceso de fabricación del hierro se logra mediante la fundición de minerales de hierro en un alto horno, con alimentación de coque y piedra caliza, el alto horno es la etapa en la que más energía se consume en el proceso de fabricación del acero, y es la etapa en donde se generan grandes cantidades de CO 2 por lo que la optimización de un alto horno mediante la implementación de tecnologías disponibles para ello representaría un paso importante para la industria del acero. Las grandes mejoras en el proceso de un alto horno moderno son muy complicadas, si tomamos en cuenta que el principio de operación tiene más de 100 años de antigüedad, además si tenemos presente que este proceso es muy complejo, por lo tanto la mejora de la eficiencia de alto horno requiere mediciones precisas y un conocimiento profundo de todas las operaciones, capacidad de visualizar la interacción con otros procesos así como predecir resultados y controlar todos los parámetros de operación. Optimización de Alto Horno a través de modelado matemático: Un método de visualizar las operaciones de alto horno es mediante la construcción de un "Alto Horno Virtual" utilizando la dinámica computacional de fluidos (CFD). CFD utiliza conceptos matemáticos y de computación avanzada para simular el comportamiento de alta presión en los sistemas de alta temperatura, utilizando esta tecnología es posible diseñar, optimizar y detectar problemas obteniendo considerables mejoras operativas, por ejemplo se puede aplicar para aumentar el nivel de inyección de carbón pulverizado (PCI) en el alto horno. La PCI no es una nueva tecnología, sin embargo, hasta ahora la cantidad de carbón que se puede inyectar en el alto horno es de hasta 130 kilogramos por tonelada de metal caliente, aumentar la inyección de carbón en hasta 220 kg ahorraría 833,500 kj/ton metal caliente, sin embargo existen algunos obstáculos para poner en marcha esta practica como por ejemplo que la permeabilidad de la cama del alto horno disminuye cerrando el flujo de gas, además de tener un desperdicio de carbón pulverizado lo que limita algunos aspectos relacionados con el proceso de inyección es por ello que se apoyan nuevas investigaciones a partir de simulaciones numéricas para el desarrollo de modelos tridimensionales para obtener todo el proceso de PCI. Actualmente con datos experimentales se ha podido simular el proceso de PCI en varios altos hornos operados por miembros de AISI utilizando geometrías de hornos reales y practicas de operación arrojando 131

132 resultados sobre los efectos de parámetros clave como temperatuta, concentración de oxigeno, velocidad de ráfaga, tipo de carbón, diámetro de tobera, etcétera. Los resultados han contribuido a potenciar las siguientes mejoras: Desarrollo de un alto horno virtual usando tanto CFD y tecnologías de realidad virtual. La visualización del proceso de PCI en varios altos hornos. Recomendación de estrategias para aumentar la tasa de PCI. Recomendaciones para el diseño y la protección de lanzas PCI. Solución de problemas para el funcionamiento de PCI. Debido a que la economía del combustible en un alto horno se acopla directamente a la distribución de gas y de la carga, la industria del acero continúa su apoyo para desarrollar modelaciones para: Integrar los modelos CFD para ayudar a visualizar todo el proceso de alto horno; Desarrollar un modelo 3-D CFD para la simulación de la distribución de gas en el interior de un alto horno en condiciones de distribución de carga, y los parámetros de la explosión; Realizar mediciones de temperatura y composición del gas. Maximizar la utilización de gas a través de la distribución de la carga y de gas optimizado para producir la permeabilidad adecuada en el horno Optimizar las distribuciones de carga y de gas para la alta inyección de combustible y bajas tasas de coque con el objetivo de tener la mayor eficiencia de combustible para los materiales de carga y la producción en los altos hornos. Optimización de Alto Horno mediante técnicas analíticas mejoradas Las tasas de inyección de carbón pulverizado por encima de 200 libras por tonelada de metal caliente pueden resultar en la producción y la acumulación de carbón no quemado en las pistas de rodadura tobera. Este carbón es arrastrado en la explosión, lo que reduce la permeabilidad de cama, repercute en el sistema de limpieza de gases y genera recolección de lodos en el alto horno. De igual forma se generan diminutas partículas de coque y se comportan de manera similar. Para resolver este problema de arrastre AISI apoyó la investigación en la Universidad de Nueva Gales del Sur para analizar la producción de carbón y de las partículas de coque en el alto horno y relacionar esto con los parámetros de funcionamiento del horno dando como resultado: 132

133 El desarrollo de una nueva técnica usando difracción de rayos X para cuantificar la proporción de carbono de PCI y el coque en el polvo de alto horno. El estudio demostró que la temperatura de explosión y combustión de oxígeno pueden estar limitados por lo que se sugiere que la calidad del coque puede optimizarse para diferentes parámetros del proceso. El estudio demostró además que las partículas finas de coque de alto horno se puede utilizar para evaluar el rendimiento, en particular la influencia de la temperatura sobre la generación de finos de coque, ya sea que se originaron en las zonas de baja o alta temperatura. El estudio reveló que la estructura de carbono de los combustibles en el alto horno y las emisiones de polvo podrían ser utilizados para la selección de PCI y el coque para la optimización de las operaciones de PCI. El estudio arrojó las limitaciones de las pruebas actuales de calidad del coque, considerando las transformaciones de fases minerales en el rendimiento de los hornos. La investigación demostró que la estructura del coque de carbón y el carbón inyectado tiene un impacto significativo en la naturaleza de la carbonización generada, e influye en la eficiencia de la producción de metal caliente. Con la introducción de esta herramienta de diagnóstico basada en la difracción de Rayos X en las plantas de acero, es posible controlar aún más el impacto de las tasas de PCI y la calidad del coque y por lo tanto ayudar a impulsar aún más las tasas de Inyección de carbón pulverizado, lo que dará lugar a importantes reducciones de costos y emisiones mediante la sustitución de coque con elevado precio por el carbón inyectado menos costoso, además, el aumento de la comprensión fundamental de las partículas de polvo ayuda a mejorar la eficiencia de reciclaje de polvo de alto horno, que conduce a la recuperación de unidades de energía y de hierro que de otro modo se perdería. Reducción de emisiones de CO 2 y los procesos de fabricación de hierro alternativos Como se ha mencionado anteriormente el proceso siderúrgico es uno de los procesos industriales más intensivo en cuanto a consumo de energía y emisiones de CO 2. Un proceso de fabricación de hierro ideal sería eliminar la necesidad de carbón y coque en los hornos y sustituirlo por otros combustibles como una forma para disminuir la generación de CO 2 de los procesos de fabricación del acero como por ejemplo el hidrògeno, además otra opción es utilizar directamente electricidad en los procesos de reducción de los minerales del hierro. 133

134 Suspensión de concentrados de mineral de hierro utilizando hidrógeno En la Universidad de Utah se desarrolla un proceso alternativo de fabricación de hierro apoyado por el Programa de Ruta Tecnológica (TRP) de la AISI, el cual contempla el uso de una suspensión similar a la utilizada en la industria del cobre como su contenedor de fusión. En este tipo de fundición se concentran los minerales de hierro y se introducen directamente en la cama del horno. Tomando en cuenta que se pueden utilizar 3 diferentes reductores como el hidrogeno, gas natural y gas de síntesis producido a partir de la combustión parcial de carbón y/o residuos plásticos. El hidrogeno fue seleccionado como posible combustible debido a que en el futuro se espera que pueda estar disponible en grandes cantidades. Figura 62. Contenedor de Hidrógeno de Fusión Rápida La tecnología propuesta para utilizar los reductores mencionados anteriormente requieren 38% menos de energía que la que requiere un alto horno esto en gran medida por la síntesis de pasos y la eliminación del coque como combustible. De igual forma con la utilización de esta tecnología con hidrogeno se va a generar solo el 4% de CO 2 producido en el proceso de alto horno a diferencia de la utilización de gas natural o carbón el cual tiene emisiones de 39% y 69 % respectivamente. En conclusión, debido al potencial de desarrollo de esta tecnología y lo prometedora con relación a la reducción de emisiones AISI ha financiado un proyecto de $ 4.9 millones de dólares para realizar pruebas para determinar la mejor configuración de la embarcación y reductor para ser utilizado en una futura planta piloto industrial con el objetivo de desarrollar la próxima generación 134

135 de tecnologías de producción de acero y de hierro que reducirán drásticamente o eliminarán las emisiones de CO 2. Fundición por Oxidación Electrolítica (MOE) La fundición por oxidación electrolítica (MOE) además de producir hierro fundido, produce oxigeno al pasar una corriente eléctrica entre dos electrodos sumergidos en una solución salina que contiene óxido de hierro disuelto, por lo tanto no hay emisiones de CO 2 generadas durante el proceso. La producción siderúrgica electrolítica es una tecnología probada principalmente en la fabricación de aluminio, la teoría predice que la producción electrolítica de hierro debe ser más fácil de lograr, sin embargo, debido a la disponibilidad de grandes yacimientos de carbón de bajo costo y el desarrollo del alto horno, esta vía no ha sido explotada. Tomando en cuenta que ofrece la posibilidad de eliminar por completo las emisiones de CO 2 durante la reducción de mineral de hierro, AISI apoyó el desarrollo de la tecnología MOE en el Instituto de Tecnología de Massachusetts (MIT). La investigación se centró en la comprensión de la ciencia básica detrás del proceso, selección y prueba de electrodos libres de carbono, y la determinación de la forma más eficiente de ejecutar la celda electrolítica. El proceso de MOE es también aplicable a otros metales, incluyendo titanio, níquel, cromo y manganeso. Los costos de capital de una planta que utiliza la tecnología MOE son desconocidos porque la investigación no avanzó lo suficiente como para establecer el tamaño óptimo de una sola célula industrial, su productividad, o cuántos serían necesarios para apoyar una planta de acero específico. Se deben tener presentes aspectos como que en una fábrica de acero utilizando la tecnología existente requiere hornos de coque, altos hornos, y los hornos básicos de oxígeno, mientras que una celda electrolítica reduce los concentrados de mineral de hierro y produce acero fundido en una sola unidad. Por lo tanto, se pueden tener ahorros significativos en los costos de capital utilizando MOE. Como un dato interesante, la NASA está patrocinando la investigación en el MIT para utilizar la tecnología de fundición por oxidación electrolítica para la extracción de oxígeno del suelo lunar tomando en cuenta que el suelo lunar está compuesto de óxido de hierro y varios minerales de silicato. 135

136 Horno Básico de Oxígeno (BOF) y Horno Eléctrico de Arco (EAF) En el proceso de fabricación de acero el metal caliente es fundido desde el alto horno y se vierte en un contenedor de BOF donde se mezcla con chatarra de acero. Una lanza se baja a través de la parte superior del contenedor y el oxígeno puro es soplado en la mezcla. El carbono y el silicio en el metal caliente se oxida generando enormes cantidades de calor que funde la chatarra y produce acero fundido, el acero también se realiza en el horno eléctrico de arco donde se funde y refina chatarra utilizando energía eléctrica. Los procesos de EAF y BOF producen acero fundido a una temperatura de 3000ºF. Tanto el BOF y EAF están reciclando procesos ya que el acero es el material más reciclado en el mundo con aproximadamente 65%. La fusión de la chatarra requiere mucha menos energía que la reducción de mineral de hierro, por lo tanto, las nuevas tecnologías o mejoras en el proceso de fabricación de acero que aumentan la capacidad de reciclar chatarra ahorra energía y reduce los gases de efecto invernadero. En el BOF, esto se puede lograr mediante la sustitución de metal caliente con chatarra; en el EAF, se logra mediante el aumento de la cantidad de chatarra reciclada sin necesidad de energía eléctrica adicional para la fusión. Tanto el BOF y EAF expulsan grandes cantidades de CO a temperaturas de 3600ºF.que puede ser sometido nuevamente a combustión produciendo energía adicional que se puede utilizar en el BOF para fundir más chatarra, lo que reduce significativamente la energía total para producir acero, ya que el uso de chatarra en lugar de metal caliente requiere menos de 30% de la energía. Sensores ópticos de temperatura y carbono en Hornos BOF y EAF Una clave para la fabricación eficiente de acero eficiente es el seguimiento en tiempo real de la composición de gas de escape y la temperatura, dicha información permite al operador ajustar el proceso de fabricación de acero de forma dinámica, aprovechando así toda la energía disponible. El Programa de Ruta Tecnológica de la AISI apoyó a un equipo liderado por los Laboratorios Nacionales Sandia y varios fabricantes de acero con hornos BOF y EAF y se probaron sensores avanzados para el control del proceso dinámico. El equipo diseñó un sensor basado en láser que transmite un diodo sintonizable a través de la corriente de gas cargado de partículas y utiliza CO y la absorción de CO 2 para monitorear las concentraciones relativas de cada gas en la trayectoria del rayo láser y la temperatura de gas de escape. El sistema fue probado en ambos hornos BOF y EAF. 136

137 Los hornos BOF y EAF en la fabricación de acero son procesos por lotes y cada lote de acero tiene requisitos específicos de concentración de carbono y la temperatura del contenedor. La relación CO/CO 2 en el gas de salida está directamente relacionado con el contenido de carbono del contenedor y la temperatura de gases de escape está directamente relacionada con la temperatura de baño. Por lo tanto el seguimiento de estas cantidades en tiempo real permite al operador para lograr objetivos de temperatura de punto final y de concentración de carbono sin muestreo, además de que evita el desperdicio de energía y permite una mayor productividad. El proceso de BOF ahorra energía mediante la utilización de más chatarra y menos metal caliente, mientras que el horno EAF puede derretir más chatarra y lograr una mayor productividad de la misma entrada de la electricidad. Es importante destacar que este sistema sensor elimina la necesidad de dejar de soplar oxígeno y la inclinación del horno para el muestreo, lo que mejora la eficiencia energética y la productividad. Sustentabilidad, reutilización y almacenamiento de CO 2 La industria del acero es un líder en la responsabilidad ambiental ya que siempre ha utilizado prácticas sostenibles para guiar sus operaciones y su selección de los proyectos tecnológicos, para la industria del acero, la sostenibilidad significa el reciclaje de chatarra post-consumo maximizando el rendimiento del producto y reduciendo al mínimo la cantidad de materiales de desecho generados. Fabricación de acero sostenible mediante biomasa y residuos La fabricación de acero sostenible es un proyecto que contempla el uso de Biomasa y residuos, este proyecto está siendo desarrollado por la Universidad Carnegie Mellon el cual contempla una modelación y la posibilidad de un diagrama de flujo de una nueva producción de acero. Este proceso reemplazaría el horno de coque, altos hornos y hornos de oxígeno básico por un horno de reducción de solera giratoria alimentada con pellets de auto-reducción y un vaso "fundición", el pellet de hierro parcialmente reducido de la solera giratoria se carga caliente en un recipiente de fusión para producir el metal caliente. Este proceso se presta para operaciones a pequeña escala que reciclan residuos de hierro que soportan sólidos generados durante la fabricación de hierro y acero. Según lo previsto por los investigadores de Carnegie Mellon, una pequeña porción de auto-reducción se hace a partir de óxidos de desecho y el carbón, el cual puede provenir de cualquier fuente, incluidos los desechos de aserradero. 137

138 Los resultados de esta investigación son más de interés académico. Tomando en cuenta que existen millones de toneladas de carbón y la madera en bruto como productos de desecho en todo el mundo, los modelos sugieren que la incorporación de carbón en forma de gránulos en hornos de solera giratoria existentes puede producir un aumento del 50% en la productividad usando gases residuales de la energía. El trabajo de Carnegie Mellon sugiere un posible nuevo proceso para reciclar residuos de óxidos de hierro, madera en bruto, desechos de carbón y finos de coque. Secuestro Geológico de CO 2 mediante la formación de carbonato hidratado con escoria recuperada La escoria líquida se produce tanto en las operaciones de fabricación de hierro y producción de acero de alto horno, es una mezcla principalmente de SiO2, CaO, MgO y. escoria de fabricación de hierro la cual se reutiliza en la industria del cemento como un reemplazo para la piedra caliza. Esto tiene tres efectos beneficiosos; primero, elimina la necesidad de un almacenamiento de escoria, en segundo lugar, se reduce la cantidad de caliza utilizada para la fabricación de cemento y finalmente, se ahorra energía al eliminar la necesidad de calcinar la piedra caliza. Esto reduce las emisiones de CO 2 procedentes de la fabricación de cemento hasta en un 50%. Un estudio realizado por la Slag Cement Association (SCA) informó que la sustitución de una tonelada de cemento portland con una tonelada de cemento de escoria reduce la cantidad de CO 2 en un 90%.La reutilización de las escorias siderúrgicas es un desafío mayor debido a su contenido de cal libre, algunos se reciclan en el alto horno para reemplazar la piedra caliza, y pequeñas cantidades se utilizan como fertilizante. También se ha utilizado con éxito como barreras de grava. La utilización de escorias siderúrgicas tiene un potencial prometedor en el secuestro de CO 2 generado en el proceso de fabricación de acero. La Universidad de Missouri de Ciencia y Tecnología (anteriormente la Universidad de Missouri en Rolla) desarrolla un proyecto Geológico de secuestro de CO 2 mediante la formación de carbonato hidratado con escoria recuperada donde se ha demostrado que un nuevo proceso para hacer reaccionar la escoria siderurgica con el gas de escape de la fabricación de acero tiene el potencial de secuestrar 11.6% de las emisiones de CO 2 de los molinos integrados y 35-45% del CO 2 de las plantas de hornos eléctricos. Esto se logra mediante la reacción de la escoria caliente con el CO 2 en el gas de escape en una mezcla acuosa para producir carbonatos de magnesio y calcio sólidos, además de secuestrar CO 2, los carbonatos sólidos son productos comerciales. 138

139 Mt CO 2 eq IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, Para la ampliación y demostración de este proyecto tecnologico, la investigación recomienda un prototipo que consta de dos reactores interconectados, este diseño permite la reconversión simplificada en la escoria existente y fuera de las instalaciones de procesamiento de gas. El informe del proyecto incluye un análisis extenso de escoria, incluyendo cantidades y composición, también incluye un estudio de escoria indicando la posibilidad de recuperación de metal significativa como una función del tamaño de partícula. Proyección de reducción de emisiones Tomando en cuenta las estrategias de reducción contenidas en el mapa de ruta tecnológica se tiene el siguiente panorama en cuanto a la generación de Compuestos y Gases de Efecto Invernadero (CyGEI) por el sector siderúrgico mexicano al año Como se observa en la figura 63 de aplicarse las medidas que señala el mapa de ruta, a partir del año 2015 las emisiones de CyGEI se reducirían a un valor de poco más de 20 millones de CO 2eq para el año 2030 en el escenario alto, lo cual implica un escenario ideal, sin embargo, la tendencia más probable es la del escenario bajo la cual tiene una tendencia decreciente en la generación de emisiones. Escenarios de reducción potencial de emisiones de CO 2 eq al año Línea base Escenario bajo Escenario alto Figura 63. Escenarios de redcución de emisiones, sector siderúrgico al año

140 INDUSTRIAS MANUFACTURERAS Y DE LA CONSTRUCCIÓN (1A2) MINERALES NO METÁLICOS (1A2f) CEMENTO Descripción básica del proceso productivo El cemento es un aglomerante utilizado en muchas obras de la industria de la construcción. A partir de la mezcla de caliza y arcilla molidas y posteriormente calcinadas en un horno rotatorio se obtiene un producto previo denominado "clinker"; a éste se le agrega yeso y otros materiales en menor proporción con el fin de obtener el cemento. ste punto la molienda entre estas rocas es llamada clinker, esta se convierte en cemento cuando se le agrega yeso (que le da la propiedad de fraguar). Cuando el cemento es mezclado con agregados pétreos (grava y arena) y agua, crea una mezcla uniforme, maleable y plástica que fragua y se endurece, adquiriendo consistencia pétrea, denominado concreto. Existen diferentes tipos de cemento, tales como el blanco, el de puzolana, etc., pero el más utilizado es el denominado "Portland", el cual debe su nombre a un albañil del siglo XIX, Joseph Aspdin, quien pensó que tenía la dureza y color semejantes a las piedras de las canteras en Portland, Inglaterra. El proceso de fabricación del cemento se ilustra en la siguiente figura. Básicamente consiste en la extracción de piedra caliza de alguna cantera (la caliza es una roca sedimentaria, compuesta principalmente por carbonato de calcio, CaCO 3, si bien puede presentar trazas de magnesita, MgCO 3, y otros carbonatos). Este material se tritura, homogeneiza y se muele en material más fino, pasando posteriormente por varias etapas de precalentamiento y precalcinación. Una vez que llega al horno rotatorio, alcanza la temperatura máxima, de alrededor de 1,400-1,500 o C. En el horno se llevan a cabo dos tipos de reacciones: una, la calcinación de la materia prima, cuyo objetivo es separar el carbono de la molécula de carbonato de calcio, originándose óxido de calcio o cal viva, de acuerdo con la siguiente ecuación: CaCO3 Carbonato de calcio CaO + CO2 óxido de calcio + bióxido de carbono 140

141 La otra, conocida como sinterización, que es el proceso de formación de una masa sólida mediante la aplicación de calor y/o presión sin que se alcance el punto de licuefacción de la misma. La sinterización es parte del proceso térmico que se emplea en la manufactura de objetos de alfarería y cerámica. Para el caso de la fabricación de cemento, la sinterización permite obtener al clinker, que es la materia principal de la que se fabrica aquél (figura 64). El clinker posteriormente se almacena en silos, donde se enfría y posteriormente debe ser triturado y molido para mezclarse con yeso, para obtener finalmente el cemento. Figura 64. Bolas de clinker, como se obtienen del horno cementero En las siguientes figuras se muestran un diagrama simplificado de la producción de cemento, así como una planta cementera con un horno rotatorio (figuras 65 y 66). Figura 65 Diagrama de un proceso de fabricación típico del cemento 141

142 Figura 66 Horno rotatorio de una planta de cemento Información Económica y de Producción La producción mundial aproximada de cemento en el año 2013 fue de unas 4'000,000,000 (cuatro mil millones) de toneladas, de las cuales 2,300 millones fueron producidas en China (58%), 280 millones en la India (7%), 77.8 millones en Estados Unidos (1.9%) y 36 millones en México (0.9 %), como se observa a continuación (tabla 38). Tabla 38. Producción de cemento y clinker en el mundo Fuente: United States Geological Service (USGS). Minerals Information. Commodities. Cement statistics and information. En la siguiente liga: 142

143 En México, la Clasificación Mexicana de Actividades y Productos (CMAP) del INEGI asigna al sector de la fabricación del cemento la clave Se estima que este sector emplea a poco más de 9,100 personas (si se incluye al personal ocupado en la fabricación de productos de cemento y concreto el número asciende a más de 56,300 trabajadores). Asimismo, se cuenta con 34 plantas productivas dentro del territorio nacional, las cuales están integradas dentro de la Cámara Nacional de la Industria del Cemento (CANACEM) y pertenecen a seis diferentes corporativos: Cementos Mexicanos (CEMEX), Cementos y Concretos Nacionales (CYCNA, de Cooperativa La Cruz Azul); Grupo Cementos de Chihuahua (GCC); Holcim; Lafarge; y Cementos Moctezuma. En el año 2012 se estimaba que entre todas generaban una producción bruta de unas 36.2 millones de toneladas, según la propia CANACEM a, representando $53,700 millones de pesos, con ventas anuales de $33,400 millones de pesos w. w Fuente: Observatorio Estratégico Tecnológico. FEMSA-ITESM. En siguiente liga: a Fuente: Cámara Nacional de la Industria del Cemento ( La información anterior concuerda con la que maneja INEGI en el documento "INEGI. Sistema de Cuentas Nacionales de México. Cuentas de bienes y servicios, 2012 revisada, base Producto Interno Bruto Total" (sector 31-33, subsector 327, rama 3273), en el que se maneja un valor de $53,191 millones de pesos que aporta la fabricación del cemento y productos de concreto, lo que comparado contra un PIB nacional de $ billones de pesos ( x pesos) en el año 2012 significa un 0.34% de este último. La siguiente tabla permite identificar cómo se ha conservado prácticamente sin cambio la participación del sector cementero (y de la fabricación de productos de concreto, subsectores , , , y ) en el PIB nacional, de acuerdo con la fuente arriba citada. Tabla 39. Participación del sector cementero en el PIB. 143

144 El sector cementero ha mostrado un pequeño crecimiento durante los últimos 10 años, aun con la inestabilidad económica y el escaso dinamismo de la economía mexicana. Entre los años 2000 y 2012 la producción pasó de 31.7 a 36.2 millones de toneladas anuales, de acuerdo con datos de la propia CANACEM, tal como lo ilustra la siguiente figura. Figura 67. Producción de cemento Por otra parte, es de resaltar que las exportaciones mexicanas de cemento en el año 2012 fueron del orden de 159 millones de dólares, un 42% mayores a las del año anterior. La industria cementera es el único sector certificado en la totalidad de sus plantas como Industria Limpia por la Procuraduría Federal de Protección al +Ambiente. Intensidades de Carbono y Energética A partir de la información que vierten las empresas en el formato electrónico de la COA, se pudieron determinar las emisiones de bióxido de carbono equivalente (CO2 eq) en el sector cementero. Cabe señalar que el número de empresas que reportaron sus emisiones a la atmósfera a través de la COA fueron 32; las otras dos no presentaron información o la presentaron erróneamente en ceros. Los datos obtenidos se adjuntan en las tablas 40 a

145 Tabla 40 Intensidades de carbono de las empresas del sector cementero NOMBRE DE EMPRESA LOCALIDAD ESTADO CLAVE INTENSIDAD DE CARBONO CYCNA OTE PALMAR PUEBLA CYC-PUE GCC CEMENTO JUAREZ CHIHUAHUA GCC-CHIH HOLCIM APASCO APAXCO EDOMEX HOLC-MEX-APAX CYCNA TEPEZALA AGUASCALIEN CCN-AGS HOLCIM APASCO TECOMAN COLIMA HOLC-COL CEMEX GUADALAJARA JALISCO CEM-JAL-GDL GCC CEMENTO CHIHUAHUA CHIHUAHUA GCC-CHIH-CHIH CEMEX TLANEPANTLA EDOMEX CEM-MEX MOCTEZUMA APAZAPAN VERACRUZ MOC-VER MOCTEZUMA CERRITOS SLP MOC-SLP HOLCIM APASCO RAMOS ARIZPE COAHUILA HOLC-COA CEMEX HUCIHAPAN HIDALGO CEM-HGO-HUI CEMEX CUAUTINCHAN PUEBLA CEM-PUE CEMEX TAMUIN SLP CEM-SLP-TAM CEMEX TORREON COAHUILA CEM-COAH MOCTEZUMA TEPETZINGO MORELOS MOC-MOR CRUZ AZUL LAGUNAS OAXACA CRU-OAX CRUZ AZUL TULA HIDALGO CRU-HGO HOLCIM APASCO ORIZABA VERACRUZ HOLC-VER CEMEX ZAPOTITIC JALISCO CEM-JAL-ZAP CEMEX ATOTONILCO HIDALGO CEM-HGO-ATO CEMEX ENSENADA BAJA CALIF CEM-BC CEMEX MONTERREY NUEVO LEON CEM-NL-MTY CEMEX MERIDA YUCATAN CEM-YUC LAFARGE TULA TULA HIDALGO LAF-HGO GCC CEMENTO JUAREZ CHIHUAHUA GCC-CHIH-JUA CEMEX COLORADA SONORA CEM-SON-COL LAFARGE VITO ATOTONILCO HIDALGO LAF-HGO HOLCIM APASCO MACUSPANA TABASCO HOLC-MAC CEMEX CD VALLES SLP CEM-SLP-VALLES HOLCIM APASCO ACAPULCO GUERRERO HOLC-GUE HOLCIM APASCO HERMOSILLO SONORA HOLC-SON CEMEX HERMOSILLO SONORA CEM-SON-HER CEMEX HIDALGO NUEVO LEON CEM-NL-HGO

146 Tabla 41 Intensidades energéticas de las empresas del sector cementero NOMBRE DE EMPRESA LOCALIDAD ESTADO CLAVE INTENSIDAD ENERGETICA (GJ/TON) HOLCIM APASCO APAXCO EDOMEX HOLC-MEX-APAX CYCNA OTE PALMAR PUEBLA CYC-PUE CYCNA CENTRO TEPEZALA AGUASCALIENTES CCN-AGS HOLCIM APASCO TECOMAN COLIMA HOLC-COL MOCTEZUMA CERRITOS SLP MOC-SLP CEMEX TLANE BARRIENTOS EDOMEX CEM-MEX MOCTEZUMA TEPETZINGO MORELOS MOC-MOR MOCTEZUMA APAZAPAN VERACRUZ MOC-VER CEMEX HUICHAPAN HIDALGO CEM-HGO-HUI CEMEX ZAPOTITIC JALISCO CEM-JAL-ZAP CRUZ AZUL LAGUNAS OAXACA CRU-OAX CEMEX GUADALAJARA JALISCO CEM-JAL-GDL CEMEX TAMUIN SLP CEM-SLP-TAM CEMEX TEPEACA PUEBLA CEM-PUE GCC CEMENTO JUAREZ, SAMALAYUCA CHIHUAHUA GCC-CHIH-JUA GCC CEMENTO JUAREZ CHIHUAHUA GCC-CHIH-JUA CEMEX MONTERREY NUEVO LEON CEM-NL-MTY GCC CEMENTO CHIHUAHUA CHIHUAHUA GCC-CHIH-CHIH CRUZ AZUL TULA HIDALGO CRU-HGO HOLCIM APASCO RAMOS ARIZP COAHUILA HOLC-COA CEMEX ENSENADA BAJA CALIFORNIA CEM-BC CEMEX TORREON VOAHUILA CEM-COAH CEMEX ATOTONILCO HIDALGO CEM-HGO-ATO HOLCIM APASCO ORIZABA VERACRUZ HOLC-VER CEMEX MERIDA YUCATAN CEM-YUC CEMEX COLORADA SONORA CEM-SON-COL LAFARGE TULA HIDALGO LAF-HGO HOLCIM APASCO TABASCO MACUSPANA HOLC-MAC CEMEX CD VALLES SLP CEM-SLP-VALLES HOLCIM APASCO ACAPULCO GUERRERO HOLC-GUE HOLCIM APASCO HERMOSILLO SONORA HOLC-SON LAFARGE VITO HIDALGO LAF-HGO CEMEX HERMOSILLO SONORA CEM-SON-HER CEMEX HIDALGO NUEVO LEON CEM-NL-HGO promedio

147 Tabla 42 Generación de CO 2 eq en el sector cementero 2013 (1 de 2) CVEIDEN NOMBRE MPIO ENTFED COMBUSTION PROCESO TOTALES (t/año) CVEIDEN EMPRESA ESTADO MUNICIPIO CO 2 eq CO 2 eq CO 2 eq CMO CME CME CME CME CME CMEK CME CME CME CME CME CAP CME CME CEMENTOS MOCTEZUMA S.A. DE C.V. PLANTA CERRITOS CEMEX MEXICO S.A. DE C.V. PLANTA GUADALAJARA CEMEX MÉXICO S.A. DE C.V. PLANTA BARRIENTOS CEMEX MEXICO S.A DE C.V PLANTA TEPEACA CEMEX MEXICO S.A. DE C.V. PLANTA HERMOSILLO CEMEX MEXICO S.A. DE C.V. PLANTA MERIDA CEMEX MEXICO S.A. DE C.V. PLANTA ENSENADA CEMEX DE MEXICO S.A DE C.V PLANTA ZAPOTILTIC CEMEX MÉXICO S.A DE C.V. PLANTA ATOTONILCO CEMEX MÉXICO S.A DE C.V PLANTA HIDALGO CEMEX MEXICO S.A. DE C.V. PLANTA MONTERREY CEMEX MEXICO S.A. DE C.V. PLANTA TORREON CEMENTOS APASCO S.A DE C.V PLANTA APAXCO CEMEX MEXICO S. A. DE C. V. PLANTA TAMUIN CEMEX MÉXICO S.A. DE C.V. PLANTA HUICHAPAN SAN LUIS POTOSÍ CERRITOS 533, , ,491, JALISCO LAS JUNTAS 141, , , MÉXICO TLALNEPANTLA DE BAZ 187, , , PUEBLA CUAUTINCHAN 628, ,346, ,975, SONORA HERMOSILLO YUCATÁN MERIDA 198, , , BAJA CALIFORNIA ENSENADA 120, , , JALISCO ZAPOTILTIC 386, , ,246, HIDALGO ATOTONILCO DE TULA 424, , ,143, NUEVO LEÓN HIDALGO 1, , , NUEVO LEÓN MONTERREY 532, , ,318, COAHUILA TORREON 233, , , MÉXICO APAXCO 226, , , SAN LUIS POTOSÍ TAMUIN 455, , ,264, HIDALGO EJIDO DE MANEY 680, ,685, ,366, CME CEMEX MEXICO S.A. DE C.V. PLANTA YAQUI SONORA LA COLORADA 536, ,012, ,549, CME CEMEX MEXICO S.A. DE C.V. PLANTA VALLES SAN LUIS POTOSÍ CIUDAD VALLES 207, , , GCE GCC CEMENTO S.A. DE C.V. PLANTA JUÁREZ CHIHUAHUA JUAREZ 21, , , CORUA CYCNA DE ORIENTE, S.A DE C.V PUEBLA PALMAR DE BRAVO 77, , ,

148 Tabla 42 Generación de CO 2 eq en el sector cementero 2013 (2 de 2) GCE CCN GCC CEMENTO S. A. DE C. V. PLANTA SAMALAYUCA CEMENTOS Y CONCRETOS NACIONALES S.A. DE C.V. CHIHUAHUA JUAREZ 164, , , AGUASCALIENTES TEPEZALA 157, ,130, ,287, CAP CEMENTOS APASCO S.A. DE C.V. COLIMA IXTLAHUACÁN 463, , ,310, CAP CMO CEMENTOS APASCO S.A. DE C.V. PLANTA MACUSPANA CEMENTOS MOCTEZUMA S.A. DE C.V. PLANTA TEPETZINGO CCA COOPERATIVA LA CRUZ AZUL S.C.L. OAXACA TABASCO MACUSPANA 196, , , MORELOS EMILIANO ZAPATA 505, , ,457, EL BARRIO DE LA SOLEDAD 426, , ,258, GCE GCC CEMENTO S.A. DE C.V. CHIHUAHUA CHIHUAHUA 137, , , LCE LAFARGE CEMENTOS, S.A. DE C.V. PLANTA VITO HIDALGO CMOR CEMENTOS MOCTEZUMA, SA DE CV PLANTA APAZAPAN ATOTONILCO DE TULA 220, , VERACRUZ APAZAPAN, VER 281, , , CCA COOPERATIVA LA CRUZ AZUL S.C.L. HIDALGO TULA DE ALLENDE 855, ,436, ,291, CAP CEMENTOS APASCO S.A. DE C.V. COAHUILA RAMOS ARIZPE 394, , , CAP CEMENTOS APASCO S.A. DE C.V. VERACRUZ VERACRUZ IXTACZOQUITLAN 353, , ,015, CAPRH CEMENTOS APASCO SA DE CV HERMOSILLO SONORA HERMOSILLO 192, , , CAP1F CEMENTOS APASCO S.A. DE C.V. GUERRERO GUERRERO ACAPULCO DE JUAREZ 74, , , ,288, ,147, ,436, Asimismo, se presentan las figuras 68 y 69, en donde se presentan gráficamente las intensidades de carbono y energética de las empresas del sector cementero. 148

149 CYC-PUE GCC-CHIH2 HOLC-MEX-APAX CCN-AGS HOLC-COL CEM-JAL-GDL GCC-CHIH-CHIH CEM-MEX MOC-VER MOC-SLP HOLC-COA CEM-HGO-HUI CEM-PUE CEM-SLP-TAM CEM-COAH MOC-MOR CRU-OAX CRU-HGO HOLC-VER CEM-JAL-ZAP CEM-HGO-ATO CEM-BC CEM-NL-MTY CEM-YUC LAF-HGO2 GCC-CHIH-JUA CEM-SON-COL LAF-HGO1 HOLC-MAC IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, Intensidad energética (GJ/ton cemento) HOLC-MEX-APAX CYC-PUE CCN-AGS HOLC-COL MOC-SLP CEM-MEX MOC-MOR MOC-VER CEM-HGO-HUI CEM-JAL-ZAP CRU-OAX CEM-JAL-GDL CEM-SLP-TAM CEM-PUE GCC-CHIH-JUA GCC-CHIH-JUA CEM-NL-MTY GCC-CHIH-CHIH CRU-HGO HOLC-COA CEM-BC CEM-COAH CEM-HGO-ATO HOLC-VER CEM-YUC CEM-SON-COL LAF-HGO2 HOLC-MAC CEM-SLP-VALLES HOLC-GUE HOLC-SON LAF-HGO1 Figura 68 Intensidades energéticas en el sector cementero nacional Intensidad de carbono (ton CO2/Ton cemento) Figura 69 Intensidades de carbono en el sector cementero nacional 149

150 Como puede observarse de la tabla 42 y la figura 69, la empresa CYCNA (Cementos y Concretos Nacionales), en su planta de la localidad de Palmar, en el estado de Puebla, es la que tiene una menor intensidad de carbono; en otras palabras, es la que menos CyGEI (en términos de bióxido de carbono equivalente, CO 2eq) genera por cada tonelada de cemento que fabrica, con un valor de ton CO 2eq/ton cemento. Este valor es sumamente bajo, y puede compararse con aquellos valores que tienen las plantas con la mejor tecnología en países desarrollados. Esta planta de CYCNA emitió poco más de 595,000 toneladas de CO 2eq (tabla 40) tanto por proceso como por consumo de diversos combustibles, mientras que su producción de cemento fue de casi 1.1 millones de toneladas de cemento. Otras plantas, como las de GCC en Ciudad Juárez, Chihuahua; de Holcim en Apaxco, Estado de México y Tecomán, en Colima; CYCNA en Tepezala, Aguascalientes; así como CEMEX en Guadalajara, también muestran intensidades de carbono bastante bajas, con máximos de ton CO 2eq/ton cemento. Por otro lado, en un intervalo intermedio de intensidad de carbono, desde hasta ton CO 2eq/ton cemento se encuentran 14 diferentes plantas, desde la de CEMEX en Tlalnepantla, Estado de México (0.652) hasta la de CEMEX en Atotonilco, Hidalgo (0.797), ligeramente por debajo de la media para las 32 plantas cementeras con datos vertidos en COA, que fue de Asimismo, las cementeras que tuvieron altos valores de intensidad de carbono fueron CEMEX, en Ensenada, Baja California (0.820), pasando por Lafarge, en Vito, en Hidalgo (1.115), hasta las de Holcim en Acapulco, Guerrero (1.966) y en Hermosillo, Sonora (2.364). Para estas dos últimas instalaciones es muy posible que exista algún error de captura en COA de alguno de los datos de consumo de materia prima y/o de combustible empleado, ya que los valores de intensidad de carbono son sumamente elevados, aun si se considera que las plantas tengan ya una cierta antigüedad. Ahora bien, con referencia a los resultados que se obtuvieron para la intensidad energética, definida como el cociente del consumo de energía consumida en planta (tanto eléctrica como por el consumo de combustibles fósiles, alternos y no convencionales) entre la producción de anual cemento en toneladas, se puede observar lo siguiente. De la tabla 40 y la figura 68 se tiene que la planta de Holcim en Apaxco, Estado de México, es la que tiene la menor intensidad energética, con un valor de Gigajoules/ton cemento fabricado, obtenidos de dividir un consumo energético de poco más de 2.7 millones de GJ entre las 1.17 millones de toneladas de cemento fabricado en el año Con valores bajos de intensidades energéticas (entre 2.3 y 3.0 GJ/ton) 150

151 se encuentran también CYCNA en Palmar, Puebla (2.393); Holcim en Tecomán, Colima (2.584); Cementos Moctezuma en Tepetzingo, Morelos (2.688); Cooperativa La Cruz Azul en Lagunas, Oaxaca (2.822); y CEMEX en Tamuín, San Luis Potosí (2.965), por citar algunas. Con intensidades energéticas medianas, entre y GJ/ton están las plantas de GCC en Ciudad Juárez, Chihuahua (3.115); Cooperativa La Cruz Azul en Tula, Hidalgo (3.468); y CEMEX en Atotonilco, Hidalgo (3.609). Finalmente, con intensidades energéticas altas, por arriba del promedio de las 32 plantas que reportaron en COA están: CEMEX en Mérida, Yucatán (3.996); Lafarge en Tula, Hidalgo (4.589); Holcim en Macuspana, Tabasco (4.761); Holcim en Acapulco y en Hermosillo (8.606 y 8.958); y la más alta de todas, de Lafarge en Vito, Hidalgo (11.929). Para esta última planta en particular se piensa que debe tener algún error de reporte en COA, ya sea en su consumo de materia prima y/o en sus consumos de combustible, debido a que el valor está muy disparado con respecto de todos los demás. Con la información obtenida del análisis de las tablas y figuras anteriores pueden determinarse fácilmente aquellas instalaciones con mayores intensidades energéticas y de carbono que requieren de acciones de modernización en relación con una política climática pre Ahora bien, como parte del análisis efectuado en la sección II para el sector cementero, se han podido identificar las empresas y plantas más intensivas en el uso de energía que como parte de su política ambiental o comercial consideran la reducción de emisiones y/o su consumo de energéticos. La tabla 43 muestra un común denominador de las plantas con los mayores valores de intensidad energética y de intensidad de carbono en el año 2013, mismas que, perteneciendo a corporativos trasnacionales, deberían implementar acciones para reducir sus emisiones de CyGEI y tomar medidas para reducir sustancialmente su consumo de combustibles y optimizar sus procesos productivos de acuerdo con la tecnología actualmente disponible, ya analizada con anterioridad. 151

152 Tabla 43. Plantas cementeras con mayor intensidad de carbono y energia Plantas con mayor intensidad energética Plantas con mayor intensidad de carbono 24 HOLCIM ORIZABA CEMEX MERIDA CEMEX MERIDA LAFARGE TULA CEMEX COLORADA GCC JUAREZ LAFARGE TULA CEMEX COLORADA HOLCIM TABASCO LAFARGE VITO CEMEX CD VALLES HOLCIM TABASCO HOLCIM ACAPULCO CEMEX CD VALLES HOLCIM HERMOSILLO HOLCIM ACAPULCO LAFARGE VITO HOLCIM HERMOSILLO En la tabla se puede observar que, de las 32 plantas de fabricación de cemento que reportaron en COA sus emisiones a la atmósfera y sus consumos de combustible, 8 de las colocadas en las 9 últimas posiciones en cuanto a intensidad de energética e intensidad de carbono son las mismas en los dos casos. Por ejemplo, puede determinarse fácilmente que la planta de Holcim en Hermosillo, Sonora, es la que tiene el menor desempeño ambiental de todas las plantas cementeras del país, ubicándose en la posición 31 de 32 para su intensidad energética (8.958 GJ/ton) y en la 32 de 32 para su intensidad de carbono (2.364 ton CO 2 eq/ton cemento). La planta de Holcim en Acapulco podría alcanzar el segundo menor desempeño ambiental, al ubicarse en la posición 30 en intensidad energética y 31 en intensidad de carbono. Y así, sucesivamente. Para las plantas arriba señaladas con colores, sería muy recomendable que se establezcan (tanto de manera propia a nivel corporativo como por requerimiento de la autoridad) planes de acción en el corto y mediano plazo, con el fin de que reduzcan sus emisiones de CyGEI y sus consumos de energía eléctrica y de combustibles fósiles. Lo anterior considerando el mapa de ruta tecnológica que se tiene contemplado a nivel internacional y que bien podría aplicarse para este importante sector industrial en el país. Finalmente, con referencia a lo señalado en el párrafo anterior (optimización de procesos para reducir emisiones y consumos de energía), y a manera de ejemplo, se muestran en seguida algunas de las acciones que ha emprendido CEMEX para mejorar su eficiencia ambiental. Ejemplo de acciones de mejora: Cemex En 2011, logró una reducción de 22.7% en las emisiones de CO 2 netas por tonelada de cemento producido en relación a su base de 1990, permitiendo evitar emisiones anuales equivalentes a 152

153 las de 1.3 millones de automóviles al año. También en 2011 su tasa de utilización de combustibles alternos se elevó a 24.7% de la mezcla total de combustible, una mejora considerable respecto a su tasa de 20.3% en CEMEX se encuentra bien posicionado para alcanzar su objetivo de sustitución de 35% de combustibles alternos para el año 2015, uno de los compromisos más ambicioso entre sus competidores globales. Esta empresa lleva más de 10 años publicando anualmente su Informe de Sustentabilidad. En el más reciente, que es del año 2013, Cemex señala que en el año 2013 evitó la generación de más de 7 millones de toneladas de CO 2 debido a una reducción en el 23.4% en sus emisiones con respecto a su línea base del año Durante 2013 también, el empleo de combustibles alternos ocurrió en el 90% de las plantas de esta empresa y representó el 28.4% del total de combustibles empleados en el proceso de producción de clinker (27.1 % de sustitución en 2012); en estos combustibles alternos se incluyeron la biomasa, llantas, materiales de desecho, etc.; con ello se dejaron de quemar 2.37 millones de toneladas de carbón y que se dejaran de emitir 1.77 millones de toneladas de CO 2. Cabe señalar que, de las 45 instalaciones de Cemex que usan combustible alterno, 10 han superado una tasa de uso de esos combustibles del 50% y 4 han llegado a valores superiores al 70%. La cartera de proyectos que Cemex tiene registrados en el Mecanismo de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kioto y el nuevo proyecto de la norma voluntaria de carbono de Estados Unidos representa una reducción de emisiones de 2.8 millones de toneladas anuales de CO 2. Asimismo, Cemex redujo el contenido de clinker en la fabricación de cemento a un valor de 76.9%, en comparación con el 84.3% del año Ruta tecnológica y áreas de oportunidad para reducir emisiones y consumos de energía Tanto a nivel nacional como en escala internacional, el sector cementero y de fabricación de cal y yeso es uno de los que cuentan con iniciativas importantes en materia de reducción de emisiones de CO 2 (además de otros contaminantes atmosféricos, como los NOx, el SO 2, etc.) y de sus consumos energéticos. Ya sean empresas o corporaciones internacionales, esta industria tiene diferentes planes y programas de trabajo que han logrado conformarlo como uno de los más comprometidos en el tema ambiental. 153

154 Por ejemplo, la Federación del Cemento de Australia publicó en Junio del año 2005 el documento Cementing our future ; technology pathway for the Australian Cement Industry, en el cual se refiere un marco base de la producción del cemento en aquél país en el año 2004; se analizan las mejores tecnologías productivas, medidas de desempeño del sector y tendencias del mercado para el período ; posteriormente se hace un análisis de la industria considerando condiciones de negocio como se hace normalmente ( business as usual ) y con la mejor tecnología disponible (Best Available Technology, BAT); finalmente, el reporte señala las áreas de oportunidad entre los años 2012 y e incluso después de este período, con las innovaciones tecnológicas que se espera puedan implementarse. Por otra parte, la industria del cemento es responsable de cerca del 5% del total de las emisiones de CO 2 generadas por el hombre. Por esta razón, la protección del clima siempre ha sido una de las principales prioridades de la agenda de la Iniciativa para la Sustentabilidad del Cemento (Cement Sustainability Initiative, CSI). Después de diez años de la publicación de su Agenda para la Acción, la CSI se ha establecido como una de las iniciativas sectoriales líderes, con una fuerte cultura en términos de comprender, medir y comunicar sus emisiones de CO 2 y otros gases. La primera base de datos global de emisiones de CO 2 fue desarrollada por la CSI, y a la fecha reúne la información de cerca de mil instalaciones en el mundo. La primera hoja de ruta en tecnología específica para una industria, producida por el WBCSD y la Agencia Internacional de Energía (IEA), fue desarrollada para la industria del cemento con una importante contribución de la CSI. Por su parte, el World Business Council for Sustainable Development (WBCSD) y la International Energy Agency (IEA) publicaron en el año 2002 el documento titulado Cement technology roadmap 2009: carbon emissions reductions up to El mapa de ruta de esta publicación está basado en un modelo para la industria cementera dentro del contexto de los escenarios BLUE de la Agencia Internacional de Energía, que evalúan las implicaciones de un objetivo de política ambiental para reducir a la mitad las emisiones de CO 2 en el año 2050 en comparación con aquellas generadas en 2006 (escenario BLUE, IEA 2008). De acuerdo con el Panel Intergubernamental de Cambio Climático (Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC), los escenarios BLUE son consistentes con una elevación en la temperatura global del orden de 2 a 3 o C, pero solamente si las reducciones de CO 2 derivadas de la generación de energía se combinan con reducciones importantes de otras emisiones de gases de efecto invernadero. 154

155 Este mapa de ruta, cuyo horizonte de tiempo comprende hasta el año 2050, analiza la posibilidad de reducir emisiones de CO 2 y de obtener ahorros energéticos en cuatro diferentes campos: mejoras de equipos y procesos que redunden en una mayor eficiencia térmica y eléctrica, ya sea para plantas nuevas o plantas que puedan ser modernizadas; empleo de combustibles alternos; sustitución de clinker (cuya producción es intensiva en carbón) por otros materiales, como cenizas y escoria metálica; y la posibilidad de capturar y almacenar CO 2 en depósitos geológicos, ya sea sin beneficio alguno o bien mediante la recuperación mejorada de petróleo en campos en decadencia. Otro ejemplo de iniciativas que pueden conformar un mapa de ruta tecnológica es la de la US Environmental Protection Agency (EPA) de Octubre de 2010, definida en el documento Available and emerging technologies for reducing Greenhouse Gas Emissions from the Portland Cement Industry. En este documento se presenta un esquema general de la fabricación del cemento Portland, junto con un resumen de las tecnologías de control que existen a la fecha. Posteriormente, se presentan una serie de medidas para mejorar la eficiencia energética y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, en áreas de proceso tales como: preparación de la materia prima; en la producción del clinker; en la molienda y trituración de materiales y productos; y en las operaciones en planta (básicamente la utilización de equipos eléctricos de alta eficiencia energética, tales como motores, ventiladores, compresores, etc.). También se menciona el empleo de combustibles alternos y la utilización de materiales diferentes al clinker para la producción de cemento (como la ceniza y los materiales puzolánicos). El documento titulado Cement Technology Roadmap Carbon emissions reductions up to 2050 elaborado por el World Business Council for Sustainable Development (WBCSD) y la International Energy Agency señala que la ruta tecnológica del sector cementero para lograr reducir sus emisiones de bióxido de carbono y tener un mejor desempeño energético está basada en los siguientes pilares: Mejoramiento de la eficiencia térmica y eléctrica Uso de combustibles alternos Sustitución de Clinker Captura y secuestro de carbono Eventual fabricación de cementos de bajo carbono 155

156 A continuación se describen brevemente los aspectos que conllevan cada una de estas acciones de la ruta tecnológica del cemento. a) Mejoramiento de la eficiencia térmica y eléctrica La tendencia en este punto es a sacar de operación a los hornos cementeros que emplean el método húmedo (wet kilns), así como aquellos que son secos pero con un horno rotatorio muy largo. La tecnología de punta en el presente es la implementación de hornos secos con precalentador y precalcinador. De acuerdo con la Cement Sustainability Initiative (CSI) en su documento Getting the numbers right, el promedio del consumo de energía térmica para este tipo de hornos en el año 2006 fue de GJ/ton. La eficiencia térmica y eléctrica depende de las inversiones que se hagan en las plantas productivas, lo cual es función de los precios de los energéticos. Por ejemplo, en India las compañías cementeras han hecho inversiones importantes en aspectos de eficiencia térmica y eléctrica debido a los altos precios de la energía y a una inadecuada disponibilidad de carbón local en comparación con el carbón importado del que dependen en gran medida pero que es más caro. Por otra parte, en muchas regiones de ese país el suministro eléctrico no es confiable, por lo que las plantas cementeras han instalado sus propias instalaciones de generación con boilers de alta eficiencia, así como instalaciones para recuperación de calor. Cabe señalar que, de los cinco aspectos que considera el mapa de ruta tecnológica de este sector, solo la eficiencia energética depende de las propias acciones que tome el sector; los otros (excluyendo la fabricación de cementos de bajo carbono, el cual está limitado en la actualidad) están influenciados en gran medida por las políticas oficiales y por el marco regulatorio de cada país. Ahora bien, en lo que se refiere a los aspectos de eficiencia energética, es importante señalar que las operaciones de molienda en instalaciones cementeras son muy ineficientes; los sistemas típicos operan por lo general en un 6 a 25% (Departamento de Energía de EU, 2003). Podrían obtenerse mejores desempeños en términos de energía para la molienda mediante sistemas modernos que comprenden varias unidades de prensas de rodillos gemelos, que trabajan a alta presión, molinos de tubo, molinos de bolas, así como separadores convencionales o de alta eficiencia (IEA, 2009). 156

157 No obstante lo anterior, los mayores posibilidades de reducir el consumo energético se encuentran en la mejora de proceso térmico de fabricación de clinker. Actualmente, cerca del 78% de la producción de cemento en Europa se lleva a cabo en hornos secos, un 16% en unidades semisecas y semihúmedas, y alrededor de un 6% son hornos con proceso húmedo. Para estos últimos se espera que sean convertidos en hornos secos conforme vayan siendo renovados, y lo mismo sucedería con los otros tipos. Los hornos cementeros en Estados Unidos y Europa operan, en general, con eficiencias térmicas del 35%, que es un valor más bien bajo. El porcentaje de eficiencia es aún menor en países en desarrollo. Las mejoras en los procesos contemplan un mejor manejo y consumo de energía, modernización de los equipos existentes (sobre todo el remplazo de hornos húmedos y la adición de precalentadores y precalcinadores), adopción de nuevas tecnologías térmicas (por ejemplo sistemas de lecho fluidizado) y, a futuro, la investigación y desarrollo necesarios para crear nuevos procesos de manufactura del cemento. Cabe señalar que Japón es el país líder cuando se trata de eficiencia energética en este sector. Mientras que el país oriental tiene una intensidad energética de 3.1 GJ/ton cemento, Europa tiene una de 4.1 GJ/ton y Estados Unidos 5.3 GJ/ton; las plantas en China muestran intensidades mayores que las de Europa. Los balances típicos de energía en procesos térmicos de los hornos cementeros se presentan en seguida (tabla 44). Estos balances muestran en qué partes del proceso de manufactura de clinker existen oportunidades de mejora de eficiencia energética y reducción de emisiones de CO 2 derivadas del consumo de combustibles. Como ya se señaló, las oportunidades más significativas estarían al cambiar de un proceso húmedo al seco. 157

158 Tabla 44. Balances de energía térmica en la fabricación de clinker según tipo de proceso A través de auditorías enfocadas al consumo de energía (incluyendo pruebas de rendimiento de los hornos y cálculos de los balances de masa y calor), es posible identificar oportunidades específicas para mejorar la eficiencia energética y reducir las emisiones de CO 2. Una auditoria de este tipo en una planta cementera debe considerar, como mínimo, el consumo de energía y definir las posibles acciones de mejora, entre las que se encuentran: Disminuir las pérdidas de gases efluentes de los hornos.- Para esto se recomiendan acciones tales como: a) instalar equipos que favorezcan una mejor transferencia conductiva de calor desde los gases hacia los materiales, tales como cadenas para hornos; b) operar en niveles óptimos de oxígeno, controlando el aire de entrada al proceso de combustión; c) optimizar la forma y temperatura de la flama en el quemador; y d) mejorar o incrementar la capacidad del precalentador. Disminuir la absorción de humedad en la materia prima y en los combustibles, con el fin de evitar la necesidad de evaporar el agua absorbida. Reducir la cantidad de polvo en los gases de salida mediante la minimización de turbulencia; lo anterior debido a que el polvo le quita energía al horno, siendo capturado en colectores y reciclado con la alimentación de materia prima hacia el horno, en donde es recalentado nuevamente. Bajar la temperatura de descarga del clinker, con lo que se retendría más calor en la zona de proceso de calcinación. 158

159 Disminuir la temperatura de la chimenea de enfriamiento del clinker.- Esta acción puede llevarse a cabo a través de: a) reciclar el exceso de aire frío; b) recuperar aire frío para usarlo en el secado de materia prima y algunos combustibles formulados, o bien para precalentar combustibles. Reducir las pérdidas del horno debidas al fenómeno de radiación, mediante el empleo de materiales refractarios más eficientes dentro del cuerpo del horno, controlando así más eficientemente la temperatura de combustión. En este sentido, se recomienda: a) reducir las fugas de aire frío; b) cerrar aperturas innecesarias; c) emplear sellos que sean más eficientes; d) operar con aire ambiente a la mayor temperatura posible. Optimizar las operaciones del horno para evitar problemas en el mismo. El proceso húmedo de fabricación involucra la mezcla de diferentes materias primas (cal y arcilla) con agua, con el fin de producir una lechada. Más adelante, el agua se evapora de esta mezcla en el proceso de calcinación, lo que requiere una gran cantidad de energía. Entonces la materia prima queda sujeta a elevadas temperaturas, ocurriendo una reacción de calcinación (cuyos productos finales son la cal y el bióxido de carbono); más adelante, esta cal queda sujeta a temperaturas de entre 1,400 y 1,450 o C, en proceso denominado sinterización, que es en el que se produce finalmente el clinker. Posteriormente el clinker se muele en partículas finas, mezclándose en seguida con yeso, cenizas, escorias u otros materiales, con lo que se obtiene ya finalmente el cemento. Cabe señalar que el proceso seco de producción de clinker reduce hasta en un 50% el consumo de energía en comparación con el proceso húmedo, razón por la cual ésta es una de las más importantes consideraciones para reducir la intensidad energética en este sector manufacturero. Por otra parte, debe tenerse presente que la reducción de emisiones en el sector cementero estaría basada principalmente en la parte del proceso para producción de clinker y no en la de fabricación del cemento, como se detalla enseguida (tabla 45 y figura 70): 159

160 Tabla 45. Empleo de energía y emisiones de CO 2 según etapa de proceso en fabricación de cemento Figura 70. Eficiencia térmica en producción de cemento según tecnología 160

161 Empleo de combustibles alternos y biomasa El uso de combustibles alternos conlleva el remplazar combustibles fósiles convencionales (principalmente carbón y coque de petróleo) por gas natural o bien algunos materiales o residuos con cierto poder calorífico (combustibles alternos o combustibles formulados). En estos casos la reducción en emisiones de CO 2 puede llegar a ser del 20 a 25% menor con respecto al empleo de carbón. Es importante señalar que el análisis del ciclo de vida muestra que si los residuos que se llegan a alimentar como combustible alterno o formulado a un horno cementero fuesen incinerados, esto significaría un consumo extra de combustible convencional y una generación adicional de bióxido de carbono. Por otra parte, enviar dichos residuos a un horno de cemento evita su destino hacia sitios de confinamiento. Entre los principales combustibles alternos están las llantas, los solventes y aceites gastados, trapos impregnados con solventes, etc. Los combustibles formulados normalmente están constituidos por mezclas trituradas de diferentes residuos (peligrosos y no peligrosos), incluyendo papel, cartón, textiles, medicamentos caducos, lodos de plantas de tratamiento, carbón activado, pinturas, etc. De acuerdo con estadísticas de la IEA, la industria del cemento en los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) empleó en el año millones de toneladas equivalentes de petróleo (1.6 Mtoe) a partir de residuos y otros combustibles renovables (como la biomasa), siendo la mitad de ellos residuos industriales y la otra mitad residuos de madera o similares. A nivel mundial, el sector cementero consumió 2.7 Mtoe de biomasa y 0.8 Mtoe de otros residuos. Esto significó menos del 2% del consumo total de combustibles en este sector. Desde el punto de vista técnico, el uso de combustibles alternos y formulados, además de biomasa podría incrementarse a un intervalo de entre 24 y 48 Mtoe, si bien habría diferencias marcadas entre regiones debido a que la disponibilidad de los mismos es muy variable entre un país y otro. No obstante, con este nivel de sustitución se podrían obtener reducciones de emisiones del orden de 100 a 200 millones de toneladas de CO 2 al año a. a 161

162 Por otra parte, debido a los incrementos de ciertos combustibles, se ha vuelto atractivo cambiar de carbón y coque de petróleo al gas natural; ya que el gas natural tiene un mucho menor contenido de carbono, el efecto sobre las emisiones de bióxido de carbono es más significativo que el utilizar combustible alterno o formulado, al igual que con respecto de la eficiencia térmica o la sustitución de Clinker. Cabe señalar que, a pesar de que técnicamente sería posible lograr un 100% de sustitución de combustibles fósiles por combustibles alternos y/o formulados, existen algunas limitantes para ello. Entre ellas se encuentran: las propiedades físicas y químicas de los materiales que llegan a conformar los combustibles alternos y formulados; la legislación ambiental y en particular en materia de residuos existente en cada país; la extensión y características de los sistemas de manejo y transporte de residuos con que se cuente; los costos de los combustibles alternos y formulados; y la aceptación (u oposición) por parte de la sociedad acerca de la destrucción de residuos peligrosos en hornos cementeros, sobre todo en aquellas zonas en donde estas instalaciones se encuentran cerca de centros poblacionales. De acuerdo con el WBCSD, se estima que para el año 2050 el empleo de combustibles alternos y formulados sea parecido al que indica la siguiente figura, para países en desarrollo y naciones desarrolladas (figura 71). Figura 71. Estimaciones en el consumo de combustibles alternos en el sector cementero 162

163 b) Sustitución de Clinker Para la fabricación de cemento (mezcla de clinker con yeso) es posible sustituir en cierto porcentaje el clinker por algunos otros materiales, como la escoria de hornos de fabricación de acero, cenizas de plantas carboeléctricas (fly ash), al igual puzolanas naturales de origen volcánico. El cemento tipo Portland puede contener hasta un 95% de clinker y 5% de yeso; de acuerdo con información del documento de la CSI ya referido anteriormente, en el año 2006 la relación clinker/cemento era de 0.78 o 78%, lo que significó que unas 500 millones de toneladas de otros materiales diferentes al clinker fueron empleadas en vez del clinker en la fabricación de las 2,400 millones de toneladas de cemento que se tuvieron a nivel mundial en ese año, lo que obviamente representó una reducción en cuanto a la emisión de CO 2 debida tanto al proceso de sinterización de la caliza (materia prima en la fabricación de clinker) y al empleo de combustibles fósiles en los hornos cementeros. Lo anterior, sin embargo, dependerá de varios factores; entre ellos: la disponibilidad local de los materiales de sustitución del clinker; las propiedades físicas y químicas de dichos materiales y el uso que se daría al cemento producido; la normativa y estándares locales de calidad del cemento que se vaya a fabricar; y el grado de aceptación que pudieran tener, al respecto, los usuarios finales del cemento producido. Cabe señalar que cualquier medida de reducción de carbón como combustible en el sector eléctrico, redundaría en una menor disponibilidad de cenizas para sustitución de clinker; igualmente, si se intensifican los procesos de minimización de óxidos de nitrógeno (NOx) en las plantas alimentadas con carbón, las cenizas resultantes no podrían utilizarse como sustituto de clinker debido a las altas concentraciones de amoniaco (NH 3). c) Captura, uso y secuestro de carbono (CCUS, por sus siglas en inglés) La captura, potencialmente uso, y secuestro de carbono es una tecnología nueva, que aun no ha sido probada a escala industrial en la producción de cemento, pero es muy promisoria. El bióxido de carbono es capturado después de que es generado ( al final del tubo, en términos coloquiales); se le comprime para pasarlo a estado líquido y posteriormente transportado mediante ductos hacia cavernas subterráneas en donde, teóricamente, podría quedar almacenado indefinidamente. Actualmente se evalúa su uso al ser inyectado en pozos petroleros que han tenido una larga vida útil y prácticamente han quedado agotados, con el fin de obtener una producción adicional (Enhanced Oil Recovery, EOR). 163

164 En la industria cementera, el CO 2 es producido a partir de la quema de combustibles fósiles, así como de la calcinación de la piedra caliza (carbonato de calcio, o por su fórmula química CaCO 3) en el horno cementero. La reacción química que se presenta es la siguiente: CaCO CaO + CO 2 Entre las tecnologías existentes en la actualidad para la captura de CO 2 están las siguientes: Tecnología de postcombustión.- No requieren de cambios importantes en el proceso de fabricación del clinker, de forma tal que pueden aplicarse a hornos nuevos y para adaptaciones en hornos antiguos. Dentro de esta tecnología se encuentra la absorción química (principalmente con aminas y soluciones de potasio u otros químicos), lográndose obtener altas tasas de captura del CO 2. También hay algunos desarrollos y pruebas a nivel de laboratorio con el uso de membranas, las cuales podrían utilizarse a futuro, si se llegara a contar con los materiales y técnicas de limpieza adecuados. Uno de ellos es el que está desarrollando el Departamento de Energía de los Estados Unidos a través del Instituto de Tecnología del Gas, denominado Hybrid membrane process for post-combustion CO 2 capture. La Escuela de Minas de Colorado también se encuentra en fase experimental con otro desarrollo de membranas a partir de zeolitas y otros materiales orgánicos. Reciclaje de carbonatos.- Conocida como carbonate looping, es un proceso de adsorción en el cual se emplea óxido de calcio, el cual se pone en contacto con el bióxido de carbono para producir carbonato de calcio, de acuerdo con la siguiente reacción: CaO + CO CaCO 3 Esta tecnología se encuentra en etapa de evaluación por la industria cementera como una opción probable para renovación de hornos existentes y en hornos que emplean oxígeno puro en vez de aire. Adicionalmente, puede crearse cierta sinergia con el uso de esta tecnología en plantas de generación de electricidad en las que sus agentes de absorción que han quedado desactivados puedan volverse a usar como materia prima secundaria en los hornos cementeros). Uso de oxígeno en el proceso de combustión.- El uso de oxígeno en vez de aire en los hornos cementeros conllevaría la producción de una corriente más pura de bióxido de carbono. Sin embargo, se requiere aun de mucha investigación para comprender todos los impactos potenciales sobre el proceso de fabricación del clinker. Al momento, este tipo de tecnología solamente está demostrada en escala piloto. 164

165 Tomando en cuenta lo anterior, es posible afirmar que, desde el punto de vista técnico, las tecnologías de captura de CO 2 no serán comercialmente viables antes del año Si se considerasen unas 20 plantas grandes a nivel mundial, con una producción de 6,000 toneladas diarias de cemento (y suponiendo una intensidad de carbón de 1 tonelada de CO 2 por cada tonelada de cemento producido), y para una eficiencia de captura del CO 2 del 80%, se tendrían hasta 35 millones de toneladas de CO 2 capturadas en un año. Después del año 2020 se podría implementar en mayor medida la CCUS, siempre y cuando se tengan las condiciones jurídicas e institucionales que lo favorezcan y que haya la aceptación por parte de la sociedad. Se estima que aquellos hornos cementeros cuya producción sea menor a 4,000 o 5,000 toneladas por día de cemento no serán viables, económicamente, para que se les instale tecnología CCUS. Por otra parte, debido a que los proyectos CCUS requerirán de infraestructura de transporte del CO 2, y acceso a sitios donde este gas pueda ser almacenado indefinidamente o bien usado en la EOR, es de esperarse que los mismos se desarrollen en zonas en donde exista actividad industrial y/o campos de extracción de petróleo cercanos; para aquellas plantas cementeras que se localicen aisladas, los proyectos CCUS serán bastante menos viables. En síntesis, el mapa de ruta tecnológica concebido en la industria del cemento por WBCSD y la IEA considera como sustancial el promover y dar las facilidades para: La adopción de las mejores tecnologías disponibles para nuevos hornos cementeros y adecuar los ya existentes. Un mayor uso de combustibles alternos y formulados. La sustitución del clinker por otros materiales en la fabricación del cemento. La captura, utilización y secuestro de carbono. La elaboración e implementación de políticas restrictivas, objetivas, realistas y permanentes para la reducción de las emisiones de CO 2, así como acuerdos internacionales vinculantes en ese sentido. La mejora de capacidades en materia de investigación y desarrollo tecnológico, así como de innovación y habilidades en el sector cementero. La colaboración internacional y el desarrollo de sinergias entre la iniciativa privada y el sector oficial en cada país. 165

166 La EIA estimaba en 2009 que los costos para llevar a cabo lo anterior, en un escenario conservador, serían del orden de 350 a 570 mil millones de USD, en el período comprendido entre los años 2005 y 2050; el mayor porcentaje de estas inversiones estaría encaminado a los proyectos CCUS, mientras que el menor sería para la sustitución de clinker (figura 72). Figura 72 Inversiones estimadas al año 2050 en el sector cementero y áreas para reducción de CO 2 Como puede observarse, la opción de CCUS es, por mucho, la que mayores recursos necesitará, y por ende en la que el financiamiento nacional e internacional jugará un papel más relevante. El mapa de ruta para reducir las emisiones de CyGEI en el sector cementero propone, asimismo: Un sistema mundial de comercialización de emisiones que ayude a minimizar los costos de las opciones existentes para reducir el CO 2 y otros gases de efecto invernadero, incluyendo la de CCUS. Garantías de préstamos o fondos de financiamiento por parte del sector gubernamental con el fin de minimizar los riesgos y asegurar que las inversiones en proyectos CCUS en el sector cementero son financiables. Expansión o continuación del Mecanismo de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kioto y del mecanismo de Implementación Conjunta (Joint Implementation), así como promover el fondeo de proyectos de eficiencia energética, uso de combustibles alternos y 166

167 Mt CO 2 eq IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, formulados, sustitución de clinker y captura, utilización y secuestro de CO 2 en la industria del cemento. Y una amplia promoción de las fuentes alternativas de financiamiento para el empleo de tecnologías de bajo carbono, tales como las agencias exportadoras de créditos y los bancos multilaterales de desarrollo. Como ejemplos se pueden citar a los Fondos de Inversión en el Clima, del Banco Mundial; la Corporación Financiera Internacional (IFC, por sus siglas en inglés); el Banco Europeo para la Reconstrucción y el Desarrollo; el Banco Europeo de Inversiones, etc. Proyección de reducción de emisiones Como se puede observar en la figura 73 a partir de la implementación de medidas de eficiencia energética, consumo de combustibles alñternos, sustitución de clinker en la fabricación de cemento, captura y secuestro de carbono permitiría reducciones importantes en las emisión es de CO 2 a la atmosfera en esta industria estimándose una reducción ideal de 28 a poco menos de 24 millones de toneldas de CO 2 anuales Escenarios de reducción potencial de emisiones de CO 2 eq al año Eficiencia energética (3.35%) Uso de combustibles alternos (8.04%) Sustitución de clinker (3.35%) Figura 73. Escenarios de reducción potencial de emisiones de CO 2 a

168 CAL Descripción Básica del Proceso Productivo La piedra caliza es un mineral no metálico, compuesto por carbonato de calcio, generalmente calcita. Al ser explotado, requiere de procesos de trituración, cribado, o bien de sucesivos tratamientos de cocción relacionados con el destino y uso que se le dará al producto. La piedra caliza es utilizada para la fabricación de cal hidratada y de diferentes variedades de cal, de acuerdo con las necesidades del cliente, siendo el principal consumidor la industria de la construcción y la industria agrícola. La cal es el producto que se obtiene calcinando la piedra caliza por debajo de la temperatura de descomposición del óxido de calcio. En ese estado se denomina cal viva (óxido de calcio) y si se apaga sometiéndola al tratamiento de agua, se le llama cal apagada (hidróxido de calcio). Variedades comerciales de la cal Las principales variedades de la cal se enuncian brevemente a continuación: Cal Viva Material obtenido de la calcinación de la caliza que al desprender anhídrido carbónico, se transforma en óxido de calcio. La cal viva debe ser capaz de combinarse con el agua, para transformarse de óxido a hidróxido y una vez apagada (hidratada), se aplique en la construcción, principalmente en la elaboración del mortero de albañilería. Cal hidratada Se conoce con el nombre comercial de cal hidratada a la especie química de hidróxido de calcio, la cual es una base fuerte formada por el metal calcio unido a dos grupos hidróxidos. El óxido de calcio al combinarse con el agua se transforma en hidróxido de calcio. Cal hidráulica Cal compuesta principalmente de hidróxido de calcio, sílica (SiO 2) y alúmina Al 2O 3) o mezclas sintéticas de composición similar. Tiene la propiedad de fraguar y endurecer incluso debajo del agua. 168

169 A continuación se detalla un diagrama del proceso de explotación de la piedra caliza, producción, almacenaje y envasado de la cal contenido en la Asociación Nacional de Fabricantes de Cal A.C. (ANFACAL) (figuras 74 y 75). También se presente una imagen de un horno típico de fabricación de cal (figura 76). Figura 74 Proceso de Explotación y producción de la piedra caliza, Fuente: ANFACAL 169

170 EXTRACCIÓN (Caliza) Trituración Secundaria TRITURACIÓN CALCINACIÓN Enfriamiento Inspección Cribado Guijarros y Trozos de cal viva Guijarros y Trozos de cal viva Trituración y Pulverización HIDRATADOR HIDRATADOR A PRESIÓN Separador de residuos Molienda Cal hidratada Normal Cal dolomítica hidratada a presión ENVASE Y EMBARQUE Figura 75 Diagrama de flujo, proceso de fabricación de la cal, Fuente: ANFACAL 170

171 Figura 76 Horno Vertical para Cal Información económica y de producción Mercado Según datos obtenidos de la Asociación Europea de la Cal (EuLA), en 2006 la producción mundial de cal estuvo estimada en 172 Mt/año teniendo las siguientes cifras por país (tabla 46) Tabla 46 Producción de cal por país (EuLA 2006) País Producción anual Mt/año % Brasil China Unión Europea Otros países europeos India Japón México Rusia Estados Unidos Otros Países TOTAL

172 Producción (Mt) IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, El Consumo Nacional Aparente (CNA) hasta 2012 fue superior a las 55 millones de toneladas (Mt) según datos de la Dirección General de Desarrollo Minero, Secretaría de Economía, teniendo un repunte con relación al 2011 que fue por encima de las 54 Mt, esto después de que en el período de 2005 a 2010 las cifras de consumo fueron superiores a las de los últimos años teniendo que el CNA fue de entre las 57Mt y las 69 Mt (tabla 47), Como se puede observar en las tablas anteriores los datos de producción del Perfil de Mercado de la Caliza de la Dirección General de Desarrollo Minero de la Secretaria de Economía no concuerda con los datos obtenidos por la Asociación Europea de la Cal (EuLA) para el año 2006 donde se observa una variación significativa, sin embargo los datos del Anuario Estadístico de la Minería Mexicana (Perfil de Mercado de la Caliza) son datos oficiales reportados a la Dirección General de Desarrollo Minero para la Secretaría de Economía. Tabla 47 Consumo Nacional Aparente (CNA) de Cal expresada en toneladas Producción 57,568,436 69,821,776 62,600,234 64,857,615 62,000,136 64,678,535 54,618,585 55,725,761 Importaciones 14,422 25,828 20,330 10,075 9,721 8,841 9,670 9,683 Exportaciones 29,014 26,295 37,470 24,857 27,310 30,004 28,543 30,682 CNA 57,553,844 69,821,309 62,583,093 64,842,833 61,982,547 64,657,371 54,599,712 55,704,762 Perfil de Mercado de la Caliza, Dirección General de Desarrollo Minero, Secretaría de Economía Producción Nacional de Cal ( ) Año Figura 77. Producción Nacional de Cal 172

173 La piedra caliza también se usa para realizar actividades artesanales, así como las relacionadas con la producción de cal química o metalúrgica. Los datos del año de referencia censal 2008 (INEGI), indican que fueron captadas 120 unidades mineras dedicadas a la extracción y actividades de beneficio de piedra caliza y 66 plantas a la fabricación de cal. En ambas instalaciones predominó el personal remunerado dependiente de la razón social, y en menor proporción, el personal no dependiente de la razón social, seguido con una mínima participación del personal no remunerado como los propietarios, familiares o trabajadores meritorios. Para la extracción de caliza se emplearon personas y en la fabricación de cal personas. Dada la proporción de unidades respecto al personal ocupado total, es notable que en la fabricación de cal trabajaron 62 personas por unidad económica, casi duplica a los trabajadores ocupados en la extracción de minerales, que en promedio emplearon 36 personas por unidad económica. Derivado de la aportación laboral en las actividades extractivas, las remuneraciones totales pagadas fueron por millones de pesos lo que significa que cada persona remunerada dependiente de la razón social recibió en promedio pesos anuales. Para la fabricación de cal las remuneraciones fueron de millones de pesos, cada persona remunerada percibió 131,900 pesos anuales en promedio. Durante el año de referencia censal 2008 el valor que se registró por concepto de gasto por la realización de la extracción y beneficio de piedra caliza, fue de millones de pesos, destacan el pago de combustibles y energía eléctrica 27.4%, el pago en reparaciones y refacciones para mantenimiento corriente que representó 16.8%, la compra de explosivos, reactivos y minerales para beneficio con 15.9%, mientras que 6.4% de los gastos se destinó al pago por exploración minera y servicios profesionales. En contra parte, el valor de los ingresos derivados de la extracción y beneficio de piedra de cal, fue de millones de pesos; de éstos, 98.0% se obtuvo de las ventas de minerales y 2.0% restante por otros conceptos derivados del suministro de bienes y servicios, por lo que se observa finalmente 1.5 como rentabilidad de operación. 173

174 La calcinación, hidratación y molienda son algunos de los procesos que sufre la piedra caliza, con el fin de su transformación como cal hidratada, destinada a la industria de la construcción. En algunas localidades, las instalaciones (infraestructura) donde se realiza la calcinación se encuentran integradas a la zona de extracción de caliza, aunque existen casos en que las plantas calcinadoras se ubican cerca de los centros urbanos, facilitando la distribución y venta. Los gastos efectuados para la fabricación de cal ascendieron a millones de pesos, distribuidos de la siguiente forma: 30% se destinó a la compra de materias primas, 40% correspondió al pago de combustibles y energía eléctrica, 6% al pago de refacciones y reparaciones de mantenimiento corriente, 24% se destinó a otros gastos. Caliza y fabricación de cal A continuación se puede observar un esquema de la producción bruta total de cal por estados del país, de acuerdo con la información disponible del año 2008 (figura 78). Perfil de Mercado de la Caliza, Dirección General de Desarrollo Minero, Secretaría de Economía Precios Figura 78.Participación de los estados en la fabricación de la cal 174

175 En general el precio de la cal se determina por la calidad del producto, es decir, a mayor pureza mayor precio. Las diferentes marcas comerciales reflejan el grado de pureza en lo cual estriba la diferencia de precios entre una marca y otra. La cal es un producto de bajo costo y de amplia disponibilidad en el país, por lo que se mueve en mercados regionales lo cual también provoca que el precio varíe de región a región y de productor a productor. Comercio exterior En el 2012 las exportaciones de cal fueron de 4.7 millones de dólares, las importaciones 1.7 millones y un superávit de 3 millones de dólares. La abundancia de cal en el mundo hace que su comercio exterior sea escaso e irregular y se mueva en mercados regionales. El 65.6 % del comercio exterior de la cal mexicana se realiza con Estados Unidos. Las exportaciones durante el 2012 sumaron un total de 30 mil toneladas con un valor de 4.7 millones de dólares, (6.4 % Superior a 2011). Las importaciones en el 2012 se ubicaron en 9,683 toneladas con un valor de 1.7 millones de dólares, cifra inferior en 8.8% en relación a Oportunidades de inversión A continuación se listan una serie de aspectos que es conveniente considerar en los proyectos de inversión del producto: La cal es un producto de baja densidad económica, bajo costo, gran disponibilidad en México y una amplia gama de usos. Es un producto de carácter regional, lo que implica que el flete sea un costo importante a considerar. Es necesario conocer y acatar las normas establecidas, ya que éstas nos indican las especificaciones requeridas comercialmente y garantizan el producto. Las especificaciones de estas normas son indicadoras de los usos, lo que nos permite saber si se cumple con los requerimientos establecidos para determinado uso y así poder canalizar el producto en el mercado. El mercado fronterizo continuará siendo una franja de interés para las empresas mexicanas. No sólo para exportar, sino también para sustituir importaciones. 175

176 Los usos distintos a la construcción ofrecen amplias áreas de oportunidad para el mercado de la cal. La viabilidad para atender esta demanda está en función de la capacidad de las empresas para producir el tipo de cal con las características requeridas por el consumidor; para lo cual se requieren inversiones para modificar el proceso industrial. Existe un gran potencial de usos relacionados con el medio ambiente, cabe señalar que en Estados Unidos este uso tiene un porcentaje importante (26%) en las aplicaciones de la cal. Intensidades de carbono y energética Para obtener las intensidades de carbono y energética en el sector cal, se efectuó la revisión de las Cédulas de Operación Anual donde se realizó un cribado de las principales empresas fabricantes de cal, tomando los datos vertidos en el formato de la COA por las empresas más importantes y representativas a nivel nacional, sin embargo otras empresas registraron de manera incompleta o desproporcionada la información reportada de consumos de energía, combustibles utilizados y/o producción anual, así se obtuvo un listado de 20 empresas caleras de las que se obtuvo la siguiente información (tablas 48 y 49; figuras 79 y 80): 176

177 Tabla 48. Intensidad de Carbono e Intensidad Energética en el Sector Cal Razón Social Clave Estado Municipio Ejido Tenextepec Fabrica de Cal Hidratada Intensidad de Carbono (ton CO 2eq / ton Cal) Intensidad de Energía (GJ / ton Cal) Veracruz 1 Veracruz Perote Calidra de Oriente Puebla 2 Puebla Acajete Cal Los Arcos Querétaro 1 Querétaro Ezequiel Montes Ejido Progreso Planta Hidtatadora de Cal Procal Hidalgo 4 Hidalgo Atotonilco de Tula Construcciones y Productos Clasicos de Tepeaca Puebla 1 Puebla Puebla Calhidra de Sonora Sonora 1 Sonora Hermosillo Sociedad Cooperativa Trabajadores Cal El Tigre Hidalgo 3 Hidalgo Atotonilco de Tula Productos Mitza Yucatán 2 Yucatán Mérida Refractarios Básicos Coahuila 2 Coahuila Monclova Minorte Nuevo León 1 Nuevo León García Industria Dayi Hidalgo 2 Hidalgo Progreso de Obregón Caleras de La Laguna Coahuila 1 Coahuila Coahuila Mexicana de Cobre Unidad Planta de Cal Sonora 2 Sonora Agua Prieta Cal Química Mexicana SLP 1 San Luis Potosí Zaragoza Productora de Cal de Yucatán Yucatán 1 Yucatán Mérida Fabrica de Cal Hidratada del Noreste Tamaulipas 1 Tamaulipas El Mante Regio de Cal Nuevo León 2 Nuevo León Monterrey Caleras Bertrán Hidalgo 1 Hidalgo Atotonilco de Tula Calidra de Occidente Jalisco 1 Jalisco Tecolotlan Cales y Morteros del Grijalva Chiapas 1 Chiapas Chiapa de Corzo

178 Tabla 49. Emisiones ce CO 2eq en la Industria de la Cal. Razón Social Clave Estado Municipio Emisiones Combustión Emisiones Proceso Emisiones Totales Ejido Tenextepec Fabrica de Cal Hidratada (ton CO2eq) (ton CO2eq) (ton CO2eq) Veracruz 1 Veracruz Perote Calidra de Oriente Puebla 2 Puebla Acajete Cal Los Arcos Querétaro 1 Querétaro Ezequiel Montes Ejido Progreso Planta Hidtatadora de Cal Procal Construcciones y Productos Clasicos de Tepeaca Hidalgo 4 Hidalgo Atotonilco de Tula Puebla 1 Puebla Puebla Calhidra de Sonora Sonora 1 Sonora Hermosillo Sociedad Cooperativa Trabajadores Cal El Tigre Hidalgo 3 Hidalgo Atotonilco de Tula Productos Mitza Yucatán 2 Yucatán Mérida Refractarios Básicos Coahuila 2 Coahuila Monclova Minorte Nuevo León 1 Nuevo León García Industria Dayi Hidalgo 2 Hidalgo Progreso de Obregón Caleras de La Laguna Coahuila 1 Coahuila Coahuila Mexicana de Cobre Unidad Planta de Cal Sonora 2 Sonora Agua Prieta Cal Química Mexicana SLP 1 San Luis Potosí Zaragoza Productora de Cal de Yucatán Fabrica de Cal Hidratada del Noreste Yucatán 1 Yucatán Mérida Tamaulipas 1 Tamaulipas El Mante Regio de Cal Nuevo León 2 Nuevo León Monterrey Caleras Bertrán Hidalgo 1 Hidalgo Atotonilco de Tula Calidra de Occidente Jalisco 1 Jalisco Tecolotlan Cales y Morteros del Grijalva Chiapas 1 Chiapas Chiapa de Corzo

179 GJ / Ton Cal Ton CO 2 eq / Ton Cal IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, 1.6 Intensidad de Carbono (ton CO2e/ton Cal) Figura 79 Intensidad de Carbono (ton CO 2/ton Cal) Intensidad de Energía (GJ/ton Cal) Figura 80 Intensidad de Energía (ton GJ/ton Cal) 179

180 Como se puede observar en los gráficos y los datos vertidos en las tablas anteriores se puede determinar que la empresa con la clave Veracruz 1 tuvo la menor intensidad de Carbono con referencia a las demás empresas, es decir sus emisiones de CO 2eq por tonelada de Cal producida fueron las más bajas en el sector, debemos considerar que la producción de cal de esta empresa tiene valores similares a las plantas Puebla 2 y Querétaro 1 por lo que sus niveles de Intensidad de Carbono están dentro del mismo rango. A partir de la empresa Coahuila 1 y hasta Nuevo León 2 los valores de intensidad de carbono rebasan el promedio para el sector, en estas empresa es factible poner en marcha proyectos para producción de cal con bajas emisiones y lograr una reducción para disminuir su intensidad de carbono. Las plantas con mayor Intensidad de Carbono fueron las denominadas Hidalgo 1, Jalisco 1 y Chiapas 1 las cuales están muy por encima de los valores promedio de emisiones, hay que tomar en cuenta que la mayoría de las instalaciones de producción de cal tienen un amplio periodo de operación por lo que principalmente estas con mayor intensidad y la mayoría de las plantas caleras tienen potencial de identificar áreas de oportunidad dentro de sus procesos para disminuir el nivel de Intensidad de Carbono y así encontrar eventuales formas de producción mas eficientes. Con relación a la Intensidad energética la mayoría de las plantas se encuentra por debajo del promedio de consumo de energía, sin embargo, cabe señalar que las empresas Yucatán 1 y Sonora 2 están apenas encima del valor promedio por lo que se deben plantear estrategias energéticas con relación a su demanda de energía para disminuir su intensidad, no así para las empresas Coahuila 2, Chiapas 1, Yucatán 2, Tamaulipas 1 y Nuevo León 2 las cuales se encuentran muy por encima del promedio de intensidad energética para el sector por lo que una opción para reducir dicha intensidad seria optar por la utilización de combustibles alternos bajos en emisiones, revisión de los procesos productivos que demandan energía y fortalecimiento de la implementación de proyectos que involucren tecnologías para procesos que incluyan combustibles alternos y/o generación de energía a partir de recursos naturales. 180

181 Ruta tecnológica y áreas de oportunidad para reducir emisiones y consumos de energía En la actualidad la industria de la cal se posiciona como uno de los principales sectores que generan grandes cantidades de emisiones de CO 2; como medidas de mitigación, algunas empresas han implementado técnicas para reducir la intensidad de carbono y energía dentro de sus procesos de producción. Actualmente existen técnicas que están trazadas estratégicamente en documentos como mapas de ruta tecnológicas que contemplan acciones para afrontar los retos en materia de reducción de emisiones. Tomando en cuenta que la mayor parte del consumo de energía en el proceso de producción de cal se requiere en el proceso de calcinación de caliza, debemos precisar que esta energía proviene tanto de combustibles fósiles como de residuos y biomasa. La figura 81 muestra el uso de la energía para cada uno de estos tipos de combustible (EuLA, 2012). 8% 2% 5% 34% Gas Natural Combustibles Fósiles Sólidos Aceite Residuos Biomasa 51% Figura 81 Utilización de combustibles en la industria de la cal (EuLA 2012) 181

182 La distribución de las diferentes causas de las emisiones de CO 2 se muestra enseguida (figura 82): 2% 31% Emisiones de Proceso Emisiones de Combustión 67% Emisiones por Uso de Electricidad Figura 82. Distribución de Emisiones de CO 2. De acuerdo con información principalmente de la Asociación Europea de la Cal (EuLA), las principales acciones que se encuentran vigentes para la reducción de emisiones se dividen en las siguientes categorías: Optimización del proceso de fabricación de la cal Medidas de eficiencia energética Fuentes de Energía bajas en Carbono Captura de Carbono: Almacenamiento y Utilización A continuación se describen brevemente las medidas antes mencionadas que tienen como principal objetivo la reducción de la intensidad de carbono para las industrias de fabricación de cal. 182

183 Optimización del proceso La optimización de los procesos de fabricación de cal tiene como objetivo administrar los recursos para establecer un frente de reducción de la Intensidad de Carbono teniendo las siguientes estrategias como principales acciones en este rubro: Control de procesos Con la finalidad de reducir las emisiones dentro del proceso de calcinación de la piedra caliza para la fabricación de cal, una estrategia consiste en aprovechar de forma eficiente los combustibles para conseguir un proceso de combustión uniforme y estable aplicando las siguientes técnicas: Optimizando el control de proceso mediante la instalación de sistemas de control automático. Utilización de alimentadores gravimétricos y de combustibles sólidos y/o caudalímetros de gas. La optimización del proceso es aplicable para cualquier empresa de fabricación de cal, sin embargo, hay que tomar en cuenta los parámetros que se requieren optimizar para la automatización del proceso como por ejemplo la calidad de la piedra caliza, es por ello que se tiene que llevar a cabo una selección y control óptimo de las materias primas introducidas en el horno. Monitoreo El monitoreo consiste en llevar a cabo de forma regular la medición de los parámetros y emisiones del proceso, y en monitorizar las emisiones con base a las normas correspondientes vigentes y aplicables para cada región productora, si no se dispone de normas para tales efectos, con base a las normas ISO o a otras normas nacionales o internacionales que garanticen la recogida de datos de una calidad óptima de la que podemos aplicar las siguientes medidas que pueden ser ajustadas a los procesos de combustión en horno: Medición continúa de los parámetros del proceso para comprobar la estabilidad del mismo, por ejemplo, la temperatura, contenido de O 2, presión, caudal y emisiones de CO. 183

184 Monitorización y estabilización de los parámetros críticos del proceso, por ejemplo, la alimentación del combustible, dosificación regular y exceso de oxígeno. Medición continua o periódica de las emisiones de partículas, NOx, SOx, CO, así como de las emisiones de NH 3. Medición continua o periódica de las emisiones de HCl y HF en caso de coincineración de residuos. Medición continua o periódica de las emisiones de COT o medición contínua en caso de coincineración de residuos. Medición periódica de las emisiones de metales Medición periódica de las emisiones de metales. Medición continua o periódica de las emisiones de partículas. Consumo de Piedra Caliza En general, la eficiencia de los hornos de calcinación de caliza varía dependiendo el tamaño de la piedra caliza, sin embargo, a fin de establecer un proceso óptimo se pueden elegir estrategias dependiendo el principio de combustión del horno empleado por lo que con la finalidad de reducir al mínimo el consumo de piedra caliza se pueden aplicar las siguientes técnicas para optimizar este proceso: Explotar las canteras aplicando métodos específicos, triturar y utilizar adecuadamente la piedra caliza (calidad, granulometría). Seleccionar hornos con técnicas optimizadas que permitan operar con un rango más amplio de granulometría del material, para poder utilizar de manera óptima la piedra caliza extraída de la cantera. En general, los hornos verticales solo pueden quemar guijarros de piedra caliza de tamaño grueso. En cambio, los hornos rotatorios, con un consumo de energía superior, pueden aprovechar fragmentos más pequeños, y los modernos hornos verticales son capaces de quemar gránulos a partir de 10 mm. Los gránulos de mayor tamaño se emplean más frecuentemente en los hornos verticales que en los rotatorios. 184

185 Medidas de Eficiencia Energética Para obtener una eficiencia energética en el proceso de fabricación de la cal se tienen que tomar medidas de actualización o modificación de los procesos utilizados a fin de obtener mejores resultados, una tendencia actual consiste en la modificación de los hornos utilizados en el proceso de calcinación; a continuación se describen brevemente algunas prácticas llevadas a cabo para obtener un incremento de la eficiencia energética: Modificación en los sistemas de los Hornos Horizontales a Hornos Regenerativos de Flujo Paralelo (PFRK s). A diferencia de los Hornos Horizontales, los Hornos Regenerativos de Flujo Paralelo tienen una gran eficiencia, una estrategia en el consumo energético es cambiar los interruptores de los hornos horizontales a hornos verticales, hay que mencionar que actualmente en Europa el 80% de la cal producida es manufacturada en hornos verticales, sin embargo, una limitante es que este tipo de hornos no pueden procesar de forma óptima las partículas pequeñas, por lo tanto, la manufactura de los derivados de la caliza se ve limitado en el sentido de que no se satisfacen todas las demandas del mercado, la opción más común y que ha sido adoptada en gran parte de las empresas manufactureras es la adaptación de los hornos que han sido sometidos a las modificaciones necesarias para alcanzar una mayor eficiencia del proceso, esto implica que el costo de la modificación o de adquirir un equipo nuevo se justifica con el ahorro de energía. Para realizar el cambio en los interruptores de los hornos rotatorios se deben considerar aspectos como: Realizar un balance entre la eficiencia energética y la eficiencia de recursos, procesos productivos y productos obtenidos. El tipo de horno influye en la calidad de la cal obtenida. Costos operativos para los hornos. Modificación en los sistemas de Hornos Largos Rotatorios (LRK) a Hornos Rotatorios con Precalentador (PRK). 185

186 En los hornos horizontales los intercambiadores de calor pueden utilizarse para recuperar parte del calor generado por los gases de combustión que salen de los hornos, este calor se puede utilizar para precalentar la alimentación de la piedra caliza. En 2008, en Alemania una empresa productora de cal transformó su Horno Largo Rotatorio (LRK) en un Horno Rotatorio de Precalentador (PRK). Esta medida redujo la intensidad energética en un 23% y la intensidad de CO 2 en un 13%. Al mismo tiempo, la tasa de producción se ha incrementado en 25% y la piedra caliza a cal relación se ha reducido en un 4%. Otras medidas de eficiencia de combustible Los combustibles utilizados en los hornos pueden ejercer efectos significativos sobre las emisiones atmosféricas debido a su contenido de impurezas. Dependiendo de la composición química del combustible y del tipo de horno, se debe tener en consideración una buena selección de combustibles o mezcla de combustibles ya que ello puede significar una reducción en las emisiones. A continuación se describen brevemente algunas medidas de aplicabilidad para lograr una eficiencia en el consumo de combustibles. Aprovechamiento del calor residual La eficiencia y el rendimiento del proceso de fabricación de la cal así como las emisiones de CO 2 generadas pueden ser mejoradas mediante el uso del calor residual del horno. Este calor residual se puede utilizar para los procesos de secado y/o molienda de la piedra caliza. Adicionalmente, el calor residual se puede utilizar en otros procesos industriales de otros sectores con demanda de calor. Por ejemplo, el calor residual podría ser ocupado para calefactores en edificios residenciales o bien puede ser utilizado para generar electricidad. Si bien es cierto que el calor residual se puede aprovechar en los distintos procesos de la empresa, en Europa, sobre todo en los pueblos escandinavos varias plantas de cal con hornos rotatorios se encargan de proporcionar agua caliente a las ciudades para la calefacción urbana nacional, esta medida ha reducido el consumo de combustible para la calefacción urbana lo que ha llevado a una disminución en las emisiones de CO 2 así como la reducción de los costos de producción mediante la comercialización del agua caliente. 186

187 Recuperación de energía en el proceso de hidratación La producción de cal hidratada, cal viva o dolomítica es una reacción exotérmica que genera calor. La cal hidratada representó alrededor del 18% de las ventas totales en toneladas en 2012 (EuLA, 2013). El calor producido durante la producción de cantidades de cal hidratada es de aproximadamente 1,2 GJ por tonelada de CaO y vuelve a estar disponible a una temperatura de alrededor de 100 C, este calor puede ser utilizado por ejemplo en procesos industriales, como en la industria alimentaria y la industria de la celulosa y el papel o bien para la calefacción en el ambiente (Norman, 2013); para muchos de los hornos de cal existentes, esta opción no es sencilla de aplicar debido a que la mayoría de los hornos de cal se encuentra en zonas rurales o remotas sin ninguna industria a su alrededor. Otras medidas en la eficiencia de consumo de combustibles En la actualidad las pérdidas de calor en los hornos son de aproximadamente 5%, es por ello que existen medidas que tienen el potencial de mejorar la eficiencia de los combustibles, cabe mencionar que una medida que se emplea con frecuencia es la implementación de forros de aislamiento térmico para los hornos rotatorios. Proceso óptimo de combustión: Para llegar a un punto óptimo en el proceso de combustión una medida es incluir dentro del proceso sistemas de alimentación de combustibles fósiles sólidos así como limitar el exceso de aire y asegurando acciones que verifiquen que los quemadores tengan la temperatura requerida. Mejorar el proceso y control de entrada de combustibles permite hacer funcionar de manera más estable el horno de calcinación, de acuerdo a sus especificaciones técnicas, con ello se aumenta la capacidad, se tiende a reducir las emisiones y mejora la calidad así como la prevención de consumo de energía innecesario, se reduce cerca del 4% en el consumo de combustibles de acuerdo a la operación. Un mantenimiento óptimo en los equipos evita la entrada de aire por tener hornos herméticos así como la prevención de la erosión del refractario. Es importante mencionar que el sector de la cal aún no tiene ningún avance para la aplicación de la producción combinada de calor y energía en los hornos de cal, esto implica un desarrollo de los conceptos para los hornos y que en la actualidad son nuevos para la industria de la cal. 187

188 Eficiencia Eléctrica Con referencia a la eficiencia eléctrica en el sector de la cal resulta que las opciones de ahorro son limitadas debido al bajo impacto que tiene el uso de la electricidad en la intensidad de carbono total en el proceso de fabricación de la cal. La eficiencia de los motores supone que tiene un potencial ahorro de un 10%, sin embargo una buena medida es obtener una optimización de la molienda lo que podría conducir a mayores ganancias de eficiencia. Fuentes de energía baja en carbono Uso de gas en lugar de los combustibles fósiles sólidos El uso de gas natural en el proceso de fabricación de la cal reduce la intensidad de CO 2 debido a que tiene un factor de emisión más bajo que los combustibles fósiles sólidos, sin embargo algunas de las limitaciones al utilizar gas natural son los siguientes: El costo del gas natural es mayor a la de los combustibles fósiles solidos El suministro y el acceso al gas natural es limitado En la actualidad no todos los productos pueden fabricar utilizando el gas, debido a las limitaciones técnicas y/o económicas. Si se hablara de cuantificar el efecto de la sustitución de los combustibles fósiles solidos por gas natural, podemos determinar una reducción del 28% del factor de emisión en la mezcla de combustibles para los procesos de manufactura de la cal. Uso de residuos como combustible En la actualidad los residuos representan el 8% en el consumo de combustibles utilizados en el proceso de fabricación de cal, las medidas que se tienen que llevar a cabo para un buen uso de residuos como combustibles son las siguientes: Aplicar un sistema de aseguramiento de la calidad que permita garantizar y controlar las características de los residuos tomando en cuenta aspectos como: o Calidad de los residuos o Características físicas y químicas, poder calorífico, combustibilidad y reactividad, generación de emisiones y contenido de metales. 188

189 Sin embargo se deben de tomar en cuenta algunas limitaciones en la combustión de residuos para llevar a cabo los procesos de fabricación, tales como: Considerar que la calidad de los residuos debe ser constante, ya que se afecta la calidad del producto. No todos los tipos de horno pueden procesar todos los tipos de residuos. Con el objetivo de garantizar las reducciones de emisiones por combustión de residuos es importante adoptar técnicas que coadyuven en la disminución como por ejemplo: Utilizar los quemadores adecuados para incorporar los residuos idóneos en función del funcionamiento y desempeño del horno. Uso de la biomasa sólida como combustible Para los distintos procesos de fabricación de la cal, se pueden utilizar diferentes tipos de biomasa, sin embargo, la introducción de la biomasa en los diferentes tipos de hornos requiere atención debido a que: Especialmente en hornos de eje, la combustión de los combustibles se produce en el lecho de material y la interacción con el lecho de material puede ser un cuello de botella; Los materiales de biomasa pueden tener una cinética de combustión adecuadas, pero causar bloqueos del horno; Las partículas de biomasa deben ser pequeñas (2-3 mm) en hornos verticales; en hornos rotatorios, las partículas más grandes son posibles (1-2 cm); El mantenimiento a los equipos con utilización de biomasa tiende a ser mas frecuente (EULA, 2013A). Uso de la biomasa como combustible gaseoso La biomasa puede ser convertida en gas de síntesis, y se puede utilizar para calentar los hornos. Los Hornos de Flujo Paralelo Regenerativo (PFRK) generalmente están diseñados para la combustión de gas natural con un valor calorífico de 48 MJ / Nm 3, pero también pueden funcionar con gas de coque (16-35 MJ / Nm 3 ). Actualmente se está llevando a cabo la investigación sobre 189

190 la ejecución de estos hornos con gas proveniente de biomasa. Cabe señalar que fuera de Europa, algunos hornos están operando con convertidores de gas (Schlegel, 2013), pero en el futuro también podrían ser operados en biogás, alcantarillas gas o gas de vertedero (EULA, 2013A). En la actualidad el empleo de biomasa en los procesos de fabricación de cal se encuentra en investigación con la finalidad de mejorar la aplicabilidad de la biomasa, la investigación apunta a huesos de aceituna, núcleos de coco, caña de azúcar, nueces de jatropha y de cáscara de arroz para su utilización como combustible. En Brasil, por ejemplo hay muchos hornos PFRK, entre con las mejores eficiencias que pueden operar con biomasa. Uso de la electricidad para los hornos de calcinación La electricidad puede ser utilizada para calentar los hornos. Con la descarbonización de la generación de energía se reduce la intensidad de carbono por producción de calor, sin embargo, con los costos actuales de la energía eléctrica esta opción no es económicamente atractiva. La situación es diferente en tiempos de exceso de oferta de electricidad, lo que resulta en electricidad barata / libre. El uso de la electricidad para calentar los hornos puede ser factible entonces y podría ayudar a acercar la oferta y la demanda en equilibrio. Esta opción requiere una amplia investigación y desarrollo. Calor solar En la actualidad para la utilización de energía solar térmica se necesita generar el calor con una calidad de al menos 900 C para el proceso óptimo de calcinación. En el futuro, y dada la investigación actual se podrían alcanzar temperaturas de hasta C. Un receptor prototipo demostró una temperatura de hasta 1000 C (DLR, 2005), debido a las diferencias en la composición de la atmósfera y el clima, las condiciones óptimas para la utilización de la energía solar se encuentran generalmente en las zonas áridas y semiáridas con cielos despejados (por lo general en las latitudes entre 15 a 40, del Norte o del Sur) (IEA, 2010). Por ejemplo las partes más meridionales de España e Italia, así como Grecia y Turquía podrían convertirse en lugares viables para la producción de cal con energía solar. 190

191 Captura de Carbono: Almacenamiento y Utilización Captura y Almacenamiento de Carbono (CCS) Las estrategias anteriores mostraron que las emisiones de gases de efecto invernadero relacionados con la energía pueden reducirse hasta cierto punto, sin embargo, para reducir la generación de estos, dentro de los procesos actuales, el CO 2 liberado en el proceso tiene que ser capturado, y posteriormente tratado. En una evaluación tecno-económica elaborada para la EuLA post captura de CO 2 de combustión en plantas de producción de cal los costos de captura fueron de 94 por tonelada de CO 2 evitada y el costo para capturar CO 2 sería más del doble de los costos de producción de alrededor de 60 / tonelada de cal. En caso de que el calor residual se puede utilizar para la regeneración del disolvente, se reducirían los costos. Actualmente, las plantas de cal que capturan y almacenan CO 2 normalmente se encuentran justo al lado del depósito, sin embargo los gastos de transporte - para superar la distancia entre la planta de cal donde se captura el CO 2 y la ubicación donde se almacena o se utiliza - pueden aumentar considerablemente los costos de captura, especialmente dado que las emisiones de CO 2 de las plantas de cal son relativamente pequeñas (en comparación con los principales centros industriales), Se requiere una adecuada planificación de las infraestructuras de transporte de CO 2 para reducir los costos de Captura y Almacenamiento de Carbono para el sector.los lugares de almacenamiento tienen que ser desarrollados y mantenidos así: Los costos actuales para capturar el CO 2 emitido por una planta de cal no conducen a un modelo de negocio viable, en el futuro, cambiando las políticas tales como la fijación de precios del carbono y obligaciones podrían aumentar el atractivo económico de la industria. En caso de que la CCS sea viable en el futuro, es cuestionable si los hornos de cal serían la primera opción más lógica para la captura de CO 2 ya que otros procesos industriales pueden generar mayores cantidades de CO 2; más puro y más concentrado sin pasos adicionales de procesamiento. Captura y Utilización de Carbono (CCU) El caso empresarial para CCS se podría mejorar en caso de que el CO 2 capturado se pudiera utilizar, en lugar de almacenarse. Los costos de almacenamiento podrían salvarse, y el CO 2 191

192 podría obtener un valor positivo. La propia industria de la cal no será una industria que utiliza el CO 2, pero su modelo de negocio para capturar el CO 2 podría beneficiarse de otros que usan CO 2, mucha de la investigación se dedica actualmente al desarrollo de nuevos usos de CO 2, tales como: El CO 2 podría ser utilizado para producir combustibles / hidrocarburos, esto requeriría cantidades significativas de energía (el proceso de combustión es necesario invertir - por lo que la energía liberada durante el proceso de combustión ahora necesita ser insertada); cuando el objetivo es reducir las emisiones de CO 2, esta energía debe ser producido libre de carbono; un requisito previo para la construcción de nuevas estructuras de hidrocarburos a partir de CO 2 es, pues, la disponibilidad de energía barata y libre de carbono en exceso o calor residual (en presencia de un catalizador de apt); el uso de CCU compite con otros usos para esta energía libre de carbono competitivo. Algunas microalgas podrían utilizarse para convertir el CO 2 en estos combustibles / hidrocarburos. CO 2 puede convertir en carbonatos minerales inertes, para ser utilizado por ejemplo como material de construcción. CO 2 también puede ser utilizado como materia prima para productos que realmente se benefician de (variaciones) de la O = C = O estructura, tales como polímeros tales como Polioles (CEFIC, 2013). El CO 2 también se puede utilizar para mejorar la recuperación de los fósiles (petróleo, gas). Muchas de estas aplicaciones requieren innovación significativa antes de ser técnicamente comprobada y / o económicamente atractiva. A continuación se mencionan algunas acciones realizadas en México como iniciativas de mitigación para la reducción de emisiones de CO 2 en el sector de la cal. En México la empresa Mexicana de Cobre, Unidad Planta de Cal (Grupo Mexicana) cuenta con un informe de sustentabilidad; iniciaron operaciones en un nuevo horno rotatorio de cal, que logra reducir en un 60% el consumo de gas natural por tonelada de producto. Entre otros objetivos se tenía el reducir el consumo de energía eléctrica en 2% para el año 2010; reducir las emisiones de SO 2 en un 30%; y certificarse en ISO y/o Industria Limpia sus unidades operativas. 192

193 VIDRIO Descripción General del Sector El principio de fabricación del vidrio ha permanecido invariable desde sus comienzos, pues las principales materias primas y las temperaturas de fusión no han sido modificadas. Sin embargo, las técnicas se han transformado para conseguir un proceso de producción más acelerado, y los investigadores han elaborado diferentes compuestos para combinarlos con el material bruto y así variar las propiedades físicas y químicas, de manera que sea posible disponer de una amplia gama de vidrios para diversas aplicaciones. El vidrio puede ser transparente, oscuro o de colores, según lo indiquen las necesidades del consumo; su naturaleza química depende de la mezcla de silicio, cuarzo, boratos y fosfatos en el proceso de producción. Hay vidrio plano y curvo, blindado y normal. (Corales C. 2009) Siendo la principal materia prima la arcilla y a esta se le agregan distintos compuestos químicos se obtienen diferentes tipos de vidrio. Con base en su composición química se puede hacer una clasificación como la que aparece en la tabla 50, donde se resume los compuestos y elementos que poseen los vidrios comerciales más comunes. La arcilla es el producto del envejecimiento geológico de la superficie de la Tierra, y que como esta degeneración es continua y se produce en todas partes, es un material terroso muy abundante en la naturaleza. En México se tienen numerosas arcillas. Los yacimientos en la República se encuentran distribuidos en el territorio correspondiente a 10 de los estados que forman la confederación política del país. Las localidades donde se han encontrado se ilustran en el mapa correspondiente (figura 83). En éste se observa que en Chihuahua, Zacatecas, Aguascalientes, Jalisco, Guanajuato, Querétaro, Hidalgo, Tlaxcala, Puebla y Guerrero se encuentran las zonas importantes. A menudo estos territorios están relacionados con regiones de mineralización, como las que corresponden a los estados de Guanajuato, Hidalgo y Querétaro. 193

194 Figura 83 Ubicación de los principales yacimientos de arcillas silíceas en la República Mexicana Tabla 50. Composición de los vidrios comerciales (los números indican el porcentaje) Elementos Sódico - cálcico Plomo Borosilicato Sílice Sílice Sodio Potasio Calcio Plomo Boro Aluminio Magnesio 0-4 El vidrio se elabora en un reactor de fundición, en donde se calienta una mezcla que casi siempre consiste en arena silícea (arcillas) y óxidos metálicos secos pulverizados o granulados. En el proceso de la fusión (paso de sólido a líquido) se forma un líquido viscoso y la masa se hace 194

195 transparente y homogénea a temperaturas mayores a 1 000ºC. Al sacarlo del reactor, el vidrio adquiere una rigidez que permite darle forma y manipularlo. Controlando la temperatura de enfriamiento se evita la desvitrificación o cristalización (figura 84). Figura 84 Diagrama de proceso de la fabricación del vidrio 195

196 Información Económica y de Producción Los procesos relacionados con la producción de vidrio dado en el presente trabajo corresponden a los incluidos en los números CIIU y CMAP. Clasificación Industrial Internacional Uniforme de todas las actividades económicas (CIIU) Clasificación Mexicana de Actividades y productos (CMAP) Fabricación de vidrio y productos A partir del 2010 y durante el 2011 los indicadores económicos de algunas industrias y mercados en donde tenemos presencia comenzaron a presentar una leve recuperación. Después de haber pasado por un periodo de inestabilidad, durante 2012 esta tendencia presentó una ligera moderación, aclarando el panorama global y favoreciendo las perspectivas de crecimiento para México. De acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI), el Producto Interno Bruto (PIB) a nivel mundial continuó mostrando una tendencia positiva, a pesar de presentar un nivel ligeramente menor al alcanzado durante 2011, como respuesta, entre otros aspectos, por las medidas establecidas por los bancos centrales ante la situación de inestabilidad en Europa (tabla 51). Tabla 51 Crecimiento del PIB a nivel mundial Crecimiento del PIB México 5.3% 3.9% 3.9% Estados Unidos de América 2.4% 1.8% 2.2% España 0.2% 0.4% 1.4% Global 4.8 % 3.9% 3.2% 196

197 En México el PIB mantuvo una tendencia similar al 2011, alcanzando un crecimiento de 3.9 por ciento durante el 2012, de acuerdo con cifras del Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI). Para el futuro, México mantiene una perspectiva moderada de crecimiento, principalmente apoyada por el comportamiento favorable del mercado laboral, lo cual podría impulsar el consumo interno, además de una tendencia similar en las exportaciones, principalmente a los Estados Unidos. La venta total de productos de vidrio en el año 2013, de acuerdo con INEGI alcanza aproximadamente los 3, 864,048 millones de pesos. Asimismo, la producción de 203, 339 toneladas. Los datos del año de referencia del Sistema de Información Empresarial Mexicano en el 2009, indicaron que fueron captadas 270 plantas dedicadas a la fabricación del vidrio. De esta manera, el personal remunerado dependiente de la razón social o ya sea suministrados por otra razón social, para la fabricación del vidrio, independientemente de la actividad, es decir, del tipo de producción del producto, se tuvo registrado en la Encuesta Mensual de la Industria Manufacturera del INEGI en septiembre del presente año se emplearon 62, 498 personas. Observando la relación existente entre el número de empleados y las ventas, se observa que la mayor parte de la producción es producida en industria de más de 50 empleados. Proceso de obtención. Intensidades de Carbono y Energética Se llevo a cabo la captura y revisión de las Cédulas de Operación Anual, en la cual se realizo un listado de las empresas fabricantes de vidrio (tabla 52), en la que se obtuvo un total de 40, aunque cabe mencionar que de estas solamente se obtuvo información de 24 empresas, dado que las demás no dieron completos los datos requeridos. 197

198 La producción industrial del vidrio en México se encuentra concentrada mayormente en tres regiones. En la zona noroeste del país, Monterrey y Villa de García en Nuevo León, en la zona centro se encuentra la Ciudad de México en el Distrito Federal; Toluca, Tlalnepantla, Tultitlan en el Estado de México; en la ciudad de Querétaro en Querétaro y San Luis Potosí en el estado del mismo nombre; Cuautla en Morelos y Orizaba en Veracruz; en la región occidental se encuentra Guadalajara, Tlaquepaque situadas en Jalisco, la ultima con un enfoque artesanal y finalmente en Mexicali, Baja California, situada en la región noroeste. Las principales empresas productoras de materia prima para la elaboración de envases de vidrio en México. Industrias Alcali S.A. de C.V., Grupo Vitro, Sílice del Istmo S.A. de C.V. y grupo FEMSA. Dado lo anterior, las principales empresas encontradas en este listado proveedoras de vidrio son: Nueva Fábrica Nacional de Vidrio, S.A. de C.V., Sílices de Veracruz, S.A. de C.V., (grupo Femsa), Vidrio Formas, S.A. de C.V. y Vitroenvases S.A. de C.V., (grupo Vitro) Tabla 52 Emisiones de CO 2 eq en la Industria Vidriera. Empresa Sitio Producción (ton) Emisiones de CO 2 eq (ton) Fevisa Industrial, S. A. De C. V. Mexicali , ,31 Fevisa Industrial S.A De C.V San Luis Potosí , ,20 Guardian Industries Vp S.A De R.L De C.V El Marques , ,96 Nueva Fabrica Nacional De Vidrio Tultitlan , ,86 Silices De Veracruz S.A. De C.V. Planta Orizaba Orizaba , ,19 Vidriera Industrial Del Potosi S.A. De C.V. San Luis Potosi , ,76 Vidriera Queretaro S.A De C.V Querétaro , ,94 Vidriera Los Reyes S.A. De C.V. Tlalnepantla de Baz , ,04 Vitro Vidrio Y Cristal Sa De Cv García , ,06 198

199 Empresa Sitio Producción (ton) Emisiones de CO 2 eq (ton) Crisa Libbey México, S. De R.L. De C.V. Planta M Monterrey , ,76 Vidriera Monterrey S.A. De C.V. Monterrey , ,65 Saint Gobain Glass Mexico, S.A. De C.V. Ayala , ,18 Vidriera De Tierra Blanca S. De R.L. De C.V. Tierra blaca , ,35 Vidriera Guadalajara S.A. De C.V Zapopan , ,51 Compañia Vidriera, S.A. De C.V. Toluca , ,33 Latinoamericana De Vidrio S.A. De C.V. Naucalpan , ,74 Vidrio Formas S.A. De C.V. Lerma , ,02 Vidriera Santos S.A. De C.V. Apodaca , ,19 Envases Vitropar S.A De C.V Texcoco , ,85 Guido Glass, S.A. De C.V. Tultitlan 33,38 36,13 Owens Corning México S. De R.L. De C.V. Gustavo A. Madero 23419, ,33 Ballotini Panamericana S De Rl De Cv Tlalnepantla de Baz 8.796, ,74 Ocv Mexico, S. De R.L. De C.V. Tetla de Solidaridad , ,92 Saint-Gobain América S.A. De C.V. Tetla de Solidaridad , ,32 Vidriera Toluca, S.A. De C.V. Toluca , ,15 199

200 Tabla 53 Intensidades de carbono y energética de las empresas del sector vidriero. Empresa Sitio Intensidad de carbono (tonco 2/ton vidrio) Intensidad de energía (GJ/ton vidrio) Saint Gobain Glass Mexico, S.A. De C.V. Ayala 0,23 0,57 Vitro Vidrio Y Cristal Sa De Cv García 0,41 0,58 Fevisa Industrial S.A De C.V San Luis Potosí 0,42 1,04 Ocv Mexico, S. De R.L. De C.V. Tetla De Solidaridad 0,42 0,43 Fevisa Industrial, S. A. De C. V. Mexicali 0,45 0,97 Silices De Veracruz S.A. De C.V. Planta Orizaba Orizaba 0,45 0,70 Vidriera Monterrey S.A. De C.V. Monterrey 0,47 1,48 Vidriera De Tierra Blanca S. De R.L. De C.V. Tierra Blanca 0,47 0,85 Vidriera Queretaro S.A De C.V Vidrio Formas S.A. De C.V. Nueva Fabrica Nacional De Vidrio Vidriera Los Reyes S.A. De C.V. Crisa Libbey México, S. De R.L. De C.V. Planta M Vidriera Industrial Del Potosi S.A. De C.V. Guardian Industries Vp S.A De R.L De C.V Vidriera Guadalajara S.A. De C.V Compañia Vidriera, S.A. De C.V. Saint-Gobain América S.A. De C.V. Guido Glass, S.A. De C.V. Querétaro Lerma Tultitlán Tlalnepantla De Baz Monterrey San Luis Potosí El Marques Zapopan Toluca Tetla De Solidaridad Tultitlan 0,48 0,73 0,50 1,82 0,54 0,84 0,55 1,47 0,58 2,01 0,59 0,86 0,62 0,60 0,81 1,42 0,93 2,43 0,95 0,96 1 2,54 Envases Vitropar S.A De C.V Texcoco 1,02 0,32 Latinoamericana De Vidrio S.A. De C.V. Naucalpan 1,08 2,95 Ballotini Panamericana S De Rl De Cv Vidriera Santos S.A. De C.V. Owens Corning México S. De R.L. De C.V. Vidriera Toluca, S.A. De C.V. Tlalnepantla De Baz Apodaca 1,08 0,35 1,38 1,37 Gustavo A. Madero 1,91 0,78 Toluca 4,43 10,40 200

201 SAINT GOBAIN GLASS MEXICO, S.A. DE VITRO VIDRIO Y CRISTAL SA DE CV OCV MEXICO, S. DE R.L. DE C.V. FEVISA INDUSTRIAL S.A DE C.V FEVISA INDUSTRIAL, S. A. DE C. V. SILICES DE VERACRUZ S.A. DE C.V. VIDRIERA DE TIERRA BLANCA S. DE R.L. VIDRIERA MONTERREY S.A. DE C.V. VIDRIERA QUERETARO S.A DE C.V VIDRIO FORMAS S.A. DE C.V. NUEVA FABRICA NACIONAL DE VIDRIO VIDRIERA LOS REYES S.A. DE C.V. CRISA LIBBEY MÉXICO, S. DE R.L. DE C.V. VIDRIERA INDUSTRIAL DEL POTOSI S.A. GUARDIAN INDUSTRIES VP S.A DE R.L VIDRIERA GUADALAJARA S.A. DE C.V COMPAÑIA VIDRIERA, S.A. DE C.V. Saint-Gobain América S.A. de C.V. GUIDO GLASS, S.A. DE C.V. ENVASES VITROPAR S.A DE C.V BALLOTINI PANAMERICANA S DE RL DE LATINOAMERICANA DE VIDRIO S.A. DE VIDRIERA SANTOS S.A. DE C.V. Owens Corning México S. de R.L. de C.V. Intensidad de carbono (tonco 2 /ton vidrio) IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, La vidriera Toluca de S.A de C.V obtuvó datos altos en intensidad de carbono y energética más altos, siendo estos de 4.43 tonco 2/ton vidrio y GJ/ ton de vidrio, la vidriera más baja en la intensidad de carbono es la SAINT GOBAIN GLASS MEXICO, S.A. de C.V. con 0.23 tonco 2/ton y la empresa más baja en intensidad energética la ENVASES VITROPAR S.A de C.V con 0.32 GJ/ton de vidrio (ver figuras 85 y 86) Intensidad de Carbono en la producción de vidrio (ton CO 2 /ton vidrio) Intensidad de carbono (ton CO2/ton vidrio) Media=0.72 Figura 85 Intensidad de Carbono (ton CO 2/ton vidrio) 201

202 ENVASES V.- TEX BALLOTINI- EDO. MEX OCV- MEX SGG-AYALA VITRIO-GARCIA GUARDIAN- EL MARQUES SILICES -VER. VIDRIERIA-QUERETARO OWENS- GAM NV. FABRICA- TULTITLAN VIDRIERIA- TIERRA BLANCA VIDRIERIA-SLP SAINT GOBAIN- MEXICO FEVISA- MEXICALI FEVISA-SLP V. SANTOS-APODACA VIDRIERIA-ZAPOPAN VIDRIERIA-TLANEPANTLA VIDRIERIA-MTY V. FORMAS- LERMA CRISA LIBBEY-MTY Co.VIDIRERIA-TOLUCA GUIDO GLASS-EDO. MEX LATINO-NAUCALPAN Intensidad Energética (GJ/ton vidrio) IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, Intensidad energética en la producción de vidrio (ton CO 2 /ton vidrio) Intensidad Energética (GJ/ton vidrio) Media=2.34 Figura 86 Intensidad energética (ton CO 2/ton vidrio) Ruta tecnológica y áreas de oportunidad para reducir emisiones y consumos de energía La industria del vidrio se centra en los desafíos y oportunidades para reducir las emisiones y los residuos a través de la producción y el procesamiento más eficiente y limpio, así como el aumento del reciclado. Mientras que en muchos aspectos la industria del vidrio es relativamente amigable con el medio ambiente en relación con otras industrias, los procesos de fabricación de vidrio son también bastante benignos, con la excepción de las emisiones de CO 2 y NOx. Sin embargo, las cuestiones ambientales son una preocupación creciente para la industria. La reducción de los residuos y de las emisiones atmosféricas es un componente central de la visión de la industria del vidrio. 202

203 Los productos de vidrio se dividen en cuatro grandes grupos: recipientes y botellas; vidrio plano; fibra de vidrio; y vidrio especial (para focos, pantallas de televisión, recipientes para cocinar, etc.). Toda esta producción se utiliza ampliamente en los envases de alimentos y bebidas, la iluminación, los hogares, las comunicaciones, el transporte y la construcción de edificios. En este sentido, el sector productivo del vidrio en Estados Unidos presentó una ruta tecnológica publicada en Abril de 2002, la cual da a conocer que esta industria necesita aumentar su productividad, reducir su uso de energía, y disminuir su impacto ambiental (Glass Industry Technology Roadmap, US Department of Energy). La elaboración de vidrio implica un intenso consumo energético en operaciones tales como la fundición de la materia prima, el refinado y la formación del producto. De estas operaciones, la fundición es la de mayor consumo de energía. En esta fase se utilizan hornos continuos, equipados con regeneradores y/o recuperadores de calor (en la producción de vidrio hueco, de vidrio plano y de fibra de vidrio). La producción de artículos surtidos y de cristalería en las industrias de tamaño mediano utiliza este tipo de hornos, pero sin ningún sistema de recuperación de calor. La estrategia de la ruta tecnológica del vidrio para la reducción del consumo energético y las emisiones atmosféricas se define en cuatro grandes elementos: Eficiencia de producción emprender investigaciones y desarrollo que ayudarán a la industria a ser más eficiente, productiva y competitiva. Eficiencia Energética - determinar y aplicar la tecnología que puede reducir la brecha entre el uso de energía del proceso actual y el mínimo teórico. Desempeño Ambiental - lograr operaciones más limpias con menores costos de control ambiental y aumentar el reciclaje de vidrio. Usos innovadores - desarrollar nuevas aplicaciones para el vidrio que reflejen un contenido técnico superior, creando un impacto positivo en la industria. Estos cuatro elementos definen los temas centrales que guiarán la futura investigación e inversiones para el desarrollo, a fin de abordar directamente los desafíos clave que podrían 203

204 obstaculizar el futuro de la industria del vidrio. A continuación se mencionan las particularidades de estos elementos, con los objetivos y estrategias de acción en cada caso. Eficiencia en la producción Los siguientes son los dos objetivos fundamentales en la estrategia para eficientar los procesos productivos en esta industria: a) Reducir los costos de producción en el año 2020 al menos un 20% con referencia a los costos de b) Alcanzar niveles de control de calidad Six Sigma* en todo el proceso productivo; esto significa tener un máximo de 3.4 defectos por cada millón de unidades producidas. *Nota.- Seis o Six Sigma es una metodología de mejora de procesos, centrada en la reducción de la variabilidad de los mismos, consiguiendo reducir o eliminar los defectos o fallos en la entrega de un producto o servicio al cliente. Six Sigma utiliza herramientas estadísticas para la caracterización y el estudio de los procesos, de ahí el nombre de la herramienta, ya que sigma es la desviación típica que da una idea de la variabilidad en un proceso y el objetivo de la metodología seis sigma es reducir ésta de modo que el proceso se encuentre siempre dentro de los límites establecidos por los requisitos del cliente. La obtención de 3.4 defectos en un millón de oportunidades es una meta bastante ambiciosa pero lograble. Se puede clasificar la eficiencia de un proceso con base en su nivel de sigma: 1 sigma= DPMO = 31% de eficiencia 2 sigma= DPMO = 69% de eficiencia 3 sigma= DPMO = 93,3% de eficiencia 4 sigma= DPMO = 99,38% de eficiencia 5 sigma= 233 DPMO = 99,977% de eficiencia 6 sigma= 3,4 DPMO = 99,99966% de eficiencia Six Sigma es una evolución de las teorías sobre calidad de más éxito desarrolladas después de la segunda guerra mundial. Especialmente pueden considerarse precursoras directas: TQM, Total Quality Management o Sistema de Calidad Total SPC, Statistical Process Control o Control Estadístico de Procesos También incorpora muchos de los elementos del ciclo PDCA (Plan, Do, Act, Check; Planificar, Hacer, Verificar, Actuar) de Edward Deming que es una estrategia de mejora continua de la calidad en cuatro pasos, muy utilizado por los Sistemas de Gestión de Calidad. Six Sigma fue iniciado en Motorola en el año 1987 por el ingeniero Bill Smith, como una estrategia de negocios y mejora de la calidad, pero posteriormente mejorado y popularizado por General Electric. Los Principios de Six Sigma son: liderazgo comprometido de arriba hacia abajo; estructura directiva que incluye personal a tiempo completo; capacitación del personal; acreditación; orientación al cliente y con enfoque a procesos; dirigida con datos; apoyo en una metodología robusta; que los proyectos generen ahorros o aumento en ventas; reconocimiento del trabajo; la metodología plantea proyectos largos; y Six Sigma se comunica. 204

205 Para alcanzar los objetivos anteriores, la industria del vidrio debe enfrentarse con algunos retos y barreras en materia tecnológica; algunos de ellos son: Control inteligente de procesos.- El control de procesos permite a los fabricantes optimizar y automatizar la producción de vidrio; implica la medición y el monitoreo de las condiciones reales del proceso a lo largo de las etapas de fundido de la materia prima y la formación del producto. Si los controles y modelos de proceso no están bien integrados a la formación del producto y su programa de control de calidad, entonces la producción mostrará deficiencias, que se traducen en ineficiencia y mayores consumos energéticos y de materia prima. Sensores avanzados.- Los sensores electrónicos permiten a los operadores de maquinaria mejorar la eficiencia productiva y optimizar el rendimiento de la misma al proveerles en tiempo real de datos sobre las condiciones en que se lleva a cabo el derretido o fundición de materia prima, así como de la atmósfera de combustión en el horno, de manera tal que puedan hacer los ajustes necesarios al proceso. En este sentido, cada vez se requiere de sensores con mayor confiabilidad y de más tiempo de vida útil. Mejora de los procesos.- En este rubro se integra la mejora del equipo y maquinaria, de la materia prima, de los procedimientos operativos y los sistemas productivos. El objetivo es incrementar la producción con menores costos de fabricación, mejorando la calidad e introduciendo nuevas técnicas de modelado y terminación del producto. Dentro de este aspecto puede incluirse: el uso de mejores materias primas; el empleo de oxígeno puro en vez de aire en la combustión; la introducción de mayor energía al producto de vidrio que se está formando y removerla más rápidamente; así como comprender mejor los procesos de transferencia de calor y sus límites, tanto en el horno como en el formado del producto final. Materiales que resistan altas temperaturas.- Además del refractario del propio horno, otros materiales están en contacto constante con el vidrio fundido, con los gases de combustión y con el producto de vidrio aun caliente. Por ejemplo, los hornos operan a 205

206 temperaturas que alcanzan los 1,400 o C en el baño de fundición y a 1,600 o C en la atmósfera de combustión; lo anterior en campañas productivas que duran de 6 a 8 años. De manera tal que existen muy pocas oportunidades para reemplazar partes y/o equipo que lleguen a fallar durante este tiempo, lo cual significa una limitación en el rendimiento de materiales, lo que a su vez afecta la eficiencia energética del proceso, degradando la calidad del vidrio, en particular en los proceso de oxi-combustión. Por lo anterior se requieren cada vez materiales cuyas superficies soporten mejor las altas temperaturas de proceso y que no reaccionen químicamente con las partículas volátiles que se originan en la fabricación del vidrio. Eficiencia energética del proceso El objetivo principal en este caso, de acuerdo con el mapa de ruta tecnológica del sector vidrio en Estados Unidos, es el de reducir el consumo de energía que se tendrá en 2020 a un 50% del que se tenía en el año Esto significaría fabricar una tonelada de cemento empleando 2.2 millones de BTU; sin embargo, al año 2002 esa la cantidad de energía usada era al menos del doble. Para poder alcanzar dicho objetivo, la industria del vidrio deberá enfocar sus esfuerzos a la solución de los siguientes puntos: Mejor diseño y construcción de hornos.- Existe un cierto desconocimiento técnicocientífico que obstaculiza los esfuerzos para mejorar el diseño y desarrollo de mejores hornos que maximicen la producción. Mejorar la eficiencia energética.- Es importante incrementar la tasa a la cual la energía entra y sale del vidrio; en este sentido, es necesario lograr avances en los tipos y calidad de materia prima que se usan para la fabricación del vidrio, ya sean naturales o sintéticos, de manera que se puedan reducir los requerimientos de energía durante la fundición y/o tener una menor energía en el gas efluente del horno. Actualmente puede decirse que los procesos de combustión en los hornos que fabrican vidrio no son lo óptimos que se desearía, el calor de desecho no se utiliza o se hace en pequeña escala (pudiendo tenerse cogeneración, por ejemplo), y es uso de cullet de vidrio es limitado todavía, a 206

207 pesar de que con el mismo se reduce hasta un 30% la energía requerida para su fundición en comparación con la que se necesita para la materia prima. Algunas estimaciones sugieren que cada tonelada de vidrio reciclado en nuevos productos permite el ahorro de 315 Kg de bióxido de carbono que, de otra manera, sería liberados a la atmósfera*. *Glass recycling information sheet. wasteonline.org.uk Desarrollar nuevas tecnologías para la fabricación del vidrio.- En este campo, llegan a tenerse limitaciones debido a una cierta mentalidad conservadora de algunos fabricantes con respecto de sus procesos, quienes no están abiertos al cambio. Asimismo, esto involucra actividades de investigación y desarrollo de tecnologías, pruebas piloto y en planta (lo cual implica tiempo y recursos), así como inversiones cuantiosas que no todas las empresas pueden soportar. Se requiere, asimismo, capital humano con especialidad en el sector vidrio y cerámicos, con capacidades básicas y un enfoque nuevo adquiridos en las instituciones educativas. Emplear mejores materiales refractarios en los hornos.- Otro punto de interés tiene que ver con el rendimiento y la calidad de los materiales refractarios del horno, que en general tienen un tiempo de vida relativamente corto y son caros de reponer. En este sentido, se han logrado obtener mejoras en el tiempo de vida, la resistencia a la corrosión y en la calidad de dichos refractarios, con una consecuente reducción en los requerimientos de energía del proceso de fundido; esto se debe a un mejor aislamiento térmico del refractario, lo que reduce la pérdida de calor a través de las paredes del horno, dejando más energía térmica para el derretido de la materia prima. De manera complementaria, se requieren mejores métodos para diagnosticar y, en su caso, reparar aquellos refractarios que se encuentren en servicio. Desempeño ambiental Las mejoras en el desempeño ambiental y el reciclaje de materiales aportan al cumplimiento de tres objetivos básicos en la visión de la industria del vidrio (figura 87): Reciclar el 100% de los residuos de la producción del vidrio al proceso de manufactura. A pesar de que muchos residuos de proceso se recuperan en la actualidad, todavía hay oportunidades de incrementar dicha recuperación. 207

208 Reducir las emisiones atmosféricas y aguas residuales, a partir de mejoras prácticas ambientales, con base en la tonelada de vidrio producida; al menos un 20% en comparación los niveles de Recuperar, reciclar y minimizar el 100% del vidrio disponible en etapa posterior al consumo/utilización para aquellas localidades en donde el consumo sea mayor 2.5 kg por persona por año. Desde luego, el atractivo económico será mayor en ciudades con elevada densidad poblacional. Reciclar el 100% de los residuos de producción del vidrio al proceso de fabricación. Las mejoras en el desempeño ambiental, contribuyen a tres metas en la industria del vidrio: Reducir las emisiones atmosféricas por unidad de producto fabricado (tonelada) en un 20% al año 2020 con respecto a los niveles de Recuperar, reciclar y reducir al minimo el 100% de productos de vidrio una vez que han sido consumidos en aquellos lugares en donde el consumo sea de 2.5 kg per cápita Figura 87 Mejoras propuestas para el desempeño ambiental para el sector del vidrio Durante las décadas anteriores, la industria del vidrio ha tenido que modificar sus procesos y considerar equipos anticontaminantes para cumplir con las exigencias gubernamentales respecto a emisiones de NOx, SOx y partículas. No obstante, aún existen desafíos en el tema de reducir los impactos ambientales, principalmente en cuanto al proceso de fundición de materia prima y los principios técnicos básicos relacionados con las emisiones atmosféricas. Entre las acciones que deberá atender la industria vidriera en el país para lograr los objetivos anteriormente descritos y que se relacionan con los desafíos identificados, se encuentran las siguientes: 208

209 Caracterización y modelado de las emisiones atmosféricas.- Se debe prevenir la formación de contaminantes volátiles mediante la comprensión de los mecanismos responsables de la generación de los mismos. En este sentido, se considera necesario el desarrollo de herramientas predictivas y certeras para el modelado de emisiones; si bien existen algunas, éstas requieren mayor refinamiento, validación y calibración para su empleo en hornos de fabricación de vidrio. Medición y control de emisiones atmosféricas.- El modelado predictivo de emisiones deberá complementarse con un sistema de control, con el fin de optimizar el proceso y reducir las emisiones. Se deberán emplear sensores de menor costo y mayor precisión con el fin de monitorear el proceso. Asimismo, se deberán realizar investigaciones que permitan desarrollar: tecnologías económicas para la reducción de emisiones; sistemas que permitan a los operadores ajustar los parámetros de producción en respuesta a los análisis de emisiones en tiempo real; sensores de detección y equipos productivos que reduzcan la generación de compuestos orgánicos volátiles. Prevención de la contaminación.- Se requerirá mayor eficiencia productiva, con el fin de evitar o reducir la generación de residuos sólidos y agua residual. La reutilización de agua de proceso requerirá de menores costos en sistemas de tratamiento. Modificaciones a los procesos.- Es importante que haya investigación para identificar materias primas diferentes a las convencionales, con menor contenido de sustancias peligrosas (arsénico, plomo, fluoruros), así como procesos alternativos menos contaminantes. Por ejemplo, algunos moldes para formación de vidrio deben ser recubiertos periódicamente con un químico que desprende grandes cantidades de humo, partículas y compuestos orgánicos volátiles; esta es un área de oportunidad para desarrollar una tecnología que no emplee o reduzca la utilización de dichos agentes de recubrimiento para moldes. Reciclaje de vidrio disponible después de su comercialización en el mercado.- Se requiere de tecnología costo-efectiva para clasificar y separar diferentes tipos de vidrio después de su consumo (botellas de bebidas, frascos de mostaza y mayonesa, vasos, platos, vidrio 209

210 plano, etc.). El empleo de vidrio reciclado reduce la utilización de materia prima y permite ahorros en el proceso de fabricación de nuevos productos. De tal manera que se necesita conocer el posible mercado de vidrio reciclado que resulte atractivo o aceptable para otros giros de empresas, los sistemas de limpieza para la remoción de impurezas en el vidrio postconsumo, así como análisis costo-beneficio específicos para el desarrollo de mercados y la determinación de los mejores usos del cullet de vidrio usado. Si bien la legislación y normatividad actuales no están enfocadas al reciclaje del vidrio, esto podría cambiar en función de los costos económicos y ambientales por la disposición de este tipo de residuos en rellenos sanitarios. Actualmente, un porcentaje todavía bajo de residuo de vidrio es reciclado, pero la mayor parte va a disposición final. Las necesidades anteriores comprenden una cartera de tecnología integrada que será necesaria para lograr los objetivos de la industria del vidrio para el año La cartera incluye muchas de las actividades de investigación interdependientes que deben proceder juntas. Dentro de esta cartera son varias las actividades de alta prioridad que se consideran críticas para mejorar el desempeño ambiental. Por otro lado, una de las empresas más importantes del sector vidriero, tanto a nivel nacional como internacional, es Vitro, que ha sido merecedora de diferentes reconocimientos y certificados que la avalan como una organización comprometida con la calidad, innovación, responsabilidad social y ambiental. Dado lo anterior, en materia ecológica, la Secretaria de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) reconoció a Vitro en el año 2013 por su proyecto de mitigación de gases efecto invernadero, obteniendo el nivel GEI3, que es el máximo nivel de reconocimiento del programa GEI México. El proyecto denominado Reducción de emisiones por el uso de cullet en el proceso de fundición del vidrio consistió en el uso de material reciclado para la fabricación del vidrio y la reducción de más 6000 toneladas de emisiones de gases de efecto invernadero ( GEI ) (Vitro, informe anual 2013). 210

211 Innovaciones El vidrio se encuentra en una gran variedad de productos que van desde artículos de uso cotidiano hasta sistemas de comunicación de fibra óptica altamente sofisticados. Las propiedades únicas del vidrio, tales como la transparencia, la durabilidad química, propiedades ópticas y eléctricas, de alta resistencia intrínseca y reciclabilidad, así como el hecho de que un gran número de productos de vidrio son producidos a partir de abundantes recursos naturales como la arena silica están detrás del éxito que los productos de vidrio han tenido históricamente. En esta industria se debe ampliar el uso de las tecnologías de fabricación existentes para tener mejor desarrollo en productos nuevos en áreas de mercado, trabajar en técnicas de fabricación más rentable para competir contra otros materiales en el mercado, así como apoyar la investigación en aspectos de negocio y de carácter tecnológico con el fin de crear productos y procesos innovadores que contengan vidrio en sectores que previamente no contemplaban este material. Por lo tanto, uno de los objetivos principales en la ruta tecnológica del vidrio, es la innovación de productos para ampliar el mercado. Para permanecer como industria viable y pujante tiene que haber apoyo del trabajo destinado a desarrollar nuevas composiciones de vidrio, mediante una mejor comprensión de la relación entre las propiedades del vidrio, su estructura, composición e interacciones en su superficie. Es importante señalar, sin embargo, que hay un gran número de barreras tecnológicas que inhiben una mayor utilización del vidrio. Algunas de las barreras están relacionadas con la física, química y los requisitos estéticos del producto terminado; otras barreras están relacionadas con los procesos de fabricación actualmente disponibles. 211

212 En términos generales, se visualizan cinco diferentes áreas de innovación, las cuales se ilustran en la figura 88: OPORTUNIDADES PARA SUPERAR RETOS DE USOS INNOVADORES CRITICOS (AREAS CLAVE) comunicaciones y electronica uso estructural innovacion procesamiento avanzado y control Superficies y recubrimientos Figura 88 Oportunidades de usos Innovadores Comunicaciones y electrónica.- El desarrollo de componentes pasivos y fibra óptica, tales como amplificadores de luz, ofrecen nuevos mercados potenciales. Algunas áreas particulares para el desarrollo de tecnología incluyen: vidrios ópticamente no lineales que sean costo-efectivos; vidrios de índice graduado; vidrios sin contenido de óxido; y vidrios con propiedades espectrales ambientalmente sensibles (a la luz UV e infrarroja), para desarrollo de sensores. Uso estructural.- La fibra de vidrio puede encontrar un nuevo mercado potencial si se resuelven algunos aspectos de compatibilidad (por ejemplo, la resistencia a los álcalis) con el concreto. Asimismo, existen algunas aplicaciones potenciales en sectores como la construcción de edificios, autopistas, puentes y vehículos. Para ello se requiere investigación y desarrollo en áreas como: reforzamiento de concreto; soporte de cargas en pisos y techumbres; ventanales durables, inteligentes (en términos de paso de la luz y aislamiento térmico) y de bajo costo. 212

213 Usos innovadores.- Algunos usos dentro de esta clasificación incluyen aplicaciones en la agricultura, medio ambiente, área médica y biomédica. Se requerirá investigación para mejora de procesos de fabricación para lentes, espejos solares y celdas fotovoltáicas; para el mejor encapsulado en vidrio de varios tipos de residuos peligrosos; y explorar el uso de vidrios especiales para la dosificación controlada de productos fertilizantes, herbicidas e insecticidas. Superficies y recubrimientos.- Se requiere un mejor entendimiento de las propiedades de superficies de materiales. En este sentido, se requieren mejoras en recubrimientos de vidrio en un gran número de aplicaciones, que incluyen recubrimientos anti-reflejantes y anti-estáticos para componentes de pantallas (de TV, computadoras, etc.), recubrimientos de baja emisividad y de reflexión de calor; recubrimientos de control de la radiación solar; reforzamiento con fibra de vidrio, así como recubrimientos para aplicaciones con radiación electromagnética. Un ejemplo de todo lo anterior son los recubrimientos hidrofóbicos al vidrio, recientemente desarrollados, que han más fácil la tarea del lavado de ventanas. Procesamiento y control avanzados.- La industria del vidrio produce una gran cantidad de productos, que incluyen un gran voilumen de vidrio para mercados de commodities (por ejemplo el vidrio plano) hasta aplicaciones muy especializadas. Para esto último en particular se requieren técnicas avanzadas de fabricación y control. Por ejemplo, las pantallas de TV y laptops y otros dispositivos electrónicos están hechas exclusivamente de vidrio; conforme el proceso de fabricación y requerimientos de calidad para estos componentes se vuelvan cada más estrictos, aspectos como su estabilidad térmica, coeficiente de expansión térmica, dureza, resistencia a las rayaduras, así como los mecanismos de migración iónica en álcali de vidrios de silicato alcalino se vuelven cada vez más indispensables de cumplir. 213

214 AZÚCAR Descripción básica del proceso productivo El proceso industrial para la fabricación de azúcar (ver figura 89) implica la aplicación de varios procesos para convertir el jugo de caña en cristales y depurarlos de manera natural de impurezas que pudieran resultar dañinas para el organismo. El proceso de fabricación consta de los siguientes subprocesos: Entrada Molienda Clarificación Evaporación Cristalización Separación Refinado Secado Envasado Entrada Inicia con el peso en básculas de las unidades que transportan la caña de azúcar en el ingenio y que se encuentran al ingreso del área industrial. Además en esta parte se determina la calidad de la materia prima, tomando muestras que se analizan continuamente en el laboratorio de control de calidad. La caña que llega a la fábrica se descarga sobre las mesas de alimentación por medio de viradores de caña con capacidad de 50 TM. Para tener un proceso más limpio, en las mesas de caña se aplica agua entre 110 y 120 F para lavado, eliminando así sólidos o materia extraña como la tierra, sales, minerales, piedras y otros que se adhieren a ella en el campo durante el alce a las jaulas que la transportan hacia la fábrica. Luego la caña se somete a un proceso de preparación que consiste en romper y desfibrar las celdas de los tallos por medio de troceadoras, picadoras oscilantes y desfibradoras, para poder pasar al proceso de extracción del jugo. 214

215 Molienda Este es un proceso continuo que actualmente se realiza en tres tándemes de molinos con capacidad de molienda diaria total de TM, distribuido en tándem A (9,000 TM); tándem B (11,040 TM) y tándem C (11,960 TM). Hacia estos tándems se alimenta con caña preparada, la cual es sometida a una serie de extracciones utilizando molinos de rodillo o mazas y todos los molinos son de cuatro masas rayados en forma de V. Para hacer más eficiente el proceso de molienda, los jugos pobres de los molinos posteriores se aplican nuevamente en el proceso (proceso de maceración) y en el último molino se aplica agua caliente con temperatura entre F para aumentar la extracción. El bagazo es un subproducto industrial que se transporta hacia el sistema de calderas para usarlo en calidad de biomasas como combustible. El sobrante tiene como destino la hidrolización y reserva para cubrir paros de emergencia. Clarificación El jugo proveniente de los molinos pasa por calentadores, que llegan a temperaturas entre 140 y 155 F. Luego pasa por la torre de sulfatación, bajando el PH para producir azúcar blanco únicamente. En esta etapa se utiliza azufre como agente decolorante; luego mediante la edición de la bachada de cal entre 6 y 10 baume se neutraliza el jugo. El calentamiento del jugo se realiza en tres etapas; la primera por vapor vegetal de 5.0 psi alcanzando temperaturas entre 175 y 185 F; la segunda por vapor de 5.0 psi alcanzando temperaturas entre 205 y 215 F y la última con vapor de 10 psi para rectificación del jugo en forma automática. Con el proceso anterior se logra que el jugo, al ser liberado a presión atmosférica, sufra una pequeña evaporación en el tanque flash evitando que los flóculos floten o decanten con lentitud por la presencia de burbujas atrapadas en el interior. El siguiente paso es alimentar el jugo a los clarificadores a baja velocidad para permitir la concentración de lodos y que pueden ser extraídos por gravedad en un clarificador SRI y con bombas en los Rapi Door 444. En la etapa final de este proceso se utilizan coladores vibratorios con malla 110 mesh para la eliminación de bagacillo y evitar que llegue al producto final. Los filtros de cabeza son parte indispensable del proceso, pues sin ellos, la pérdida de sacarosa en la cachaza seria significativa. 215

216 Evaporación La operación del sistema de evaporación en la planta es de quíntuple efecto, tanto para la línea de blanco como para la línea de crudo. La operación es relativamente sencilla debido a que se fijan las condiciones de entrada, salida, nivel de cada evaporador y extracción de vapores vegetales hacia el exterior. La evaporación se realiza en evaporadores tipo Roberts en los cuales el vapor y el jugo se encuentran en cámaras separadas que fluyen en el mismo sentido. El jugo pasa de un evaporador a otro con bombas denominadas de transferencia. El control global de un evaporador se ejecuta a través de la estabilización de cinco factores muy importantes: La concentración del producto final La presión absoluta en el último cuerpo La alimentación de vapor y jugo al primer evaporador Remoción de condensados y gases inconfensables El control de incrustación en cada evaporador Cristalización La cristalización o crecimiento de la sacarosa que contiene el jarabe se lleva a cabo en tachos al vacío. Estos cocimientos, según su pureza producirán azúcar crudo y azúcar blanco. Este es un proceso demorado que industrialmente se acelera introduciendo al tacho unos granos microscópicos de azúcar, denominados semillas. La experiencia del operativo debe juzgar el punto exacto del cocimiento, para la obtención de un buen producto. Separación Los cristales del azúcar se separan de la miel restante en la centrifugas, equipos cilíndricos que giran a gran velocidad. La miel pasa a través de las telas, los cristales quedan atrapados dentro de las centrifugas y luego se lavan con agua. Las mieles vuelven a los tachos o bien se utilizan como materia prima para la producción de alcohol en las destilerías. El azúcar pasa al proceso de secado y enfriado. 216

217 Refinación En el caso de la producción de azúcar blanca refinada, existe un proceso adicional, que utiliza como materia prima azúcar blanco estándar o azúcar crudo. En este proceso se disuelve el azúcar a 60 grados brix, luego se le adiciona carbón activado y tierra diatomácea. Esta solución se hace pasar por primera y segunda filtración en filtros verticales, hasta obtener un licor claro. El licor es evaporado y empieza la cristalización de los granos. Secado En el proceso de centrifugado se utiliza agua de condensado para lavar el azúcar, lo cual da como resultado humedades entre 0.3 % y 0.6%, por lo que es necesario pasarla por un proceso de secado para alcanzar niveles entre 0.2% para azúcar crudo y 0.03% para azúcares blancos. Envasado El azúcar crudo de exportación sale directamente de la secadora a las bodegas de almacenamiento. En las bodegas se carga a granel en camiones que la transportan al puerto de embarque. El azúcar blanco estándar y refinada se empaca en sacos de 50 y 46 kg y jumbos de 1400 kg. para ser comercializado local e internacionalmente. 217

218 Figura 89. Proceso de Fabricación del azúcar Información económica y de producción La industria Azucarera se ha desarrollado en México en forma ininterrumpida desde la década inicial de la conquista española, siendo una de las actividades de mayor tradición y trascendencia en el desarrollo histórico del país. Por ello la participación de esta industria dentro de la economía nacional ha tenido gran importancia desde varios puntos de vista. Uno de estos es la producción de un bien de consumo popular, a precio accesible para toda la población del país. También la creación y sostenimiento de empleos productivos y remunerados a lo largo de todo el país. La agroindustria azucarera mexicana opera en 15 estados, con 57 ingenios (53 de ellos activos en 2011). En 2011 agregó valor por 27 mil mdp (aproximadamente dos mil MUS$), lo que significó el 11.6% del valor agregado de todo el sector primario y el 2.5% del sector manufacturero. 218

219 El valor agregado de la rama se distribuye en un 56% al sector agrícola y un 44% a la industria. La azucarera es una de las agroindustrias que asigna mayor proporción del valor agregado al campo y a los productores agrícolas. La producción de azúcar para el ciclo se ubica en 15 entidades del país, y presenta las siguientes características: Veracruz produce el 36.5%, San Luis Potosí con 11.1%, Jalisco con 11%, y Oaxaca 5.9%; y Chiapas con 5.6%; estos estados concentran 70% de la producción nacional y el 30% restante se encuentra localizada en diez entidades. Figura 90. Producción de azúcar por entidad federativa, periodo Fuente: CONADESUCA La relevancia de la industria azucarera en México se hace manifiesta primeramente en su aportación al Producto Interno Bruto (PIB) de la industria alimentaria. El valor promedio de la producción de azúcar durante los ciclos a (el ciclo azucarero en México comprende del 1 de octubre al 30 de septiembre del año siguiente) fue equivalente al 2.1% del PIB de la industria alimentaria, alcanzando en 2011 un máximo de $53,745 millones de pesos, o 2.4% del valor del PIB de dicha industria. 219

220 Superficie y productividad La superficie industrializada del país ha crecido año con año durante última década. La tendencia observada, señala que en promedio dicha superficie creció a razón de 7,752.1 hectáreas cada año. Sin embargo, este incremento ha tenido un efecto inverso en la producción total de caña de azúcar y en la cantidad de caña por hectárea del país, ya que durante el mismo periodo, la producción total de caña decreció a un ritmo promedio de -83,137 toneladas por año, en tanto que, la cantidad de caña por hectárea, lo hizo a un ritmo de -971 kilogramos por hectárea cada año. Figura 91 Superficie Industrializada y producción de caña de azúcar , Fuente: UNC-CNPR (2010,2011) 220

221 Rendimientos en campo y fábrica Para el ciclo , países con menores extensiones de tierra fueron los que presentan los mayores rendimientos en los campos cañeros, entre ellos destacan: Perú con toneladas por hectárea (ton/ha), Colombia con 113 ton/ha, Guatemala 99.8 ton/ha, Egipto 99.1 ton/ha, y el lugar 15 ocupado por México con rendimientos de t/h, por debajo del promedio mundial que se ubica en 77.7 ton/ha. El impacto de los rendimientos en los costos depende de la tecnología para producir, por ejemplo, costos de producción menores en el corte, alce, transporte y molienda de la caña necesaria para producir una tonelada de azúcar. A lo anterior, se debe agregar los costos por el mayor uso de agua y fertilizantes en el campo. En este aspecto, destaca el caso de Australia, que resulta eficiente por sus altos rendimientos y la alta extracción de azúcar en fábrica, esto es posible debido a la combinación en el uso insumos de bajo costo con la aplicación adecuada de la tecnología para recuperar más sacarosa de la caña. En el caso de la agroindustria azucarera mexicana, y su posicionamiento competitivo medido por el rendimiento en campo se puede percibir un rezago importante con respecto a otros países. La superficie sembrada y cosechada de caña de azúcar, supera ampliamente a los países situados en los primeros lugares, pero su rendimiento y extracción de sacarosa es muy inferior. Por otro lado, potencialmente existen condiciones para que el cultivo de la caña de azúcar pueda elevar su capacidad productiva, toda vez que el 87.1% de la superficie sembrada se cosecha. Cifra muy inferior, si se considera que el resto de los países que supera a México tienen una relación superior al 90%. De esta forma, un mejor aprovechamiento de las superficies cosechadas y sembradas, junto con un aumento en la eficiencia para extraer una mayor cantidad de sacarosa podría situar a México en una posición más competitiva en comparación con otros países. 221

222 Figura 92. Rendimientos en fábricas en Brasil, Estados Unidos y México (%) , Fuente: Para Estados Unidos de ERS, USDA; UNICA para Brasil; y CNIAA y CNDSCA para México Brasil obtiene en promedio el 13.7% de azúcar con relación a la caña molida en el periodo considerado. Los Estados Unidos, obtienen 12.3% en promedio y México tan sólo el 11.5%. Para el periodo de 2010/11, el mayor crecimiento en el rendimiento de fábrica correspondió a Brasil con 8.6%, por su parte, en México creció 5.6% y en los Estados Unidos aumentó en 3%. El bajo rendimiento en fábrica de México no sólo lo sitúa en una pérdida de competitividad con respecto a Brasil y los Estados Unidos, sino en una pérdida económica para los ingenios nacionales en las condiciones en las que actualmente producen y el precio que rige en el mercado internacional. Capital humano en el sector azucarero Conforme a la Cámara Nacional de las Industrias Azucareras y Alcoholera, esta agroindustria proporciona alrededor de 930 mil empleos directos y aproximadamente 2.2 millones de empleos indirectos, y es considerada una actividad importante no sólo por el alto impacto social que representa, sino por su importante impacto económico con un estimado de producción de 27 mil millones de pesos anuales, y una derrama económica al campo que asciende alrededor de 19 mil millones de pesos.8 Según el INEGI, representa el 0.4% del PIB nacional, el 11.6% del PIB primario, y 2.5% del PIB manufacturero. 222

223 Tabla 54. Empleo en la industria azucarera (miles), 2011 Concepto Valor Productores cañeros 164 Jornaleros agrícolas 138 Cortadores de caña 68 Transportistas de caña 34 Obreros 36 Subtotal 440 Trabajadores en la industria consumidora 490 Empleos directos 930 Empleos indirectos 1270 Total de empleos 2200 Comparación de la producción nacional y principales productores Considerando los 27 países productores de la Unión Europea (UE), México se posicionó en el lugar número 33 en la producción de azúcar centrífuga en el periodo Figura 93. Principales países productores de azúcar centrífuga, ciclo 2010/11 Fuente: USDA 223

224 En el año 2011 México se posicionó como el país número 6 en la producción de caña de azúcar, siendo el principal productor a nivel mundial Brasil. Figura 94. Principales países productores de caña de azúcar 2011 Fuente: UNC-CNPR (2011) con base en datos del USDA Análisis de emisiones 2013 GEI considerados En la producción de azúcar de caña hay emisiones de GEI de distintas fuentes en todas las fases del sistema. La importancia absoluta de cada fuente de emisiones es diferente en cada fase. Además, su intensidad o peso relativo puede variar mucho según sea la tecnología utilizada y la productividad lograda por cada cañero o cada ingenio. Esta variabilidad es explorada y evaluada en los distintos escenarios, para cuantificar las posibilidades de mitigación con diferentes acciones. 224

225 En este análisis se consideran solamente los GEI contabilizados por la Directiva de Energías Renovables de la Comisión Europea. Estos son el anhídrido carbónico (CO 2) no organogénico, el metano (CH 4), y el óxido nitroso (N 2O). Sus valores de Potencial de Calentamiento Global equivalente, son respectivamente 1; 25; y 298 (IPCC, 2006). Se divide al sistema de producción de azúcar en tres fases: a) Agrícola: Incluye etapas de: cambio de uso de suelo directo (CUSd) -en casos de nuevas áreas cultivadas-; el laboreo de las tierras de cultivo; la siembra; la aplicación de defensivos y fertilizantes; las labores mecánicas de cultivo; el riego; la cosecha y el alzado o carga de la caña a los equipos de transporte. b) Transportes: Comprende las operaciones de traslado de la caña cosechada de los campos de cultivo a la fábrica de azúcar. c) Industria: Abarca las operaciones unitarias requeridas desde el recibo de caña hasta el almacenaje del azúcar y los co-productos (melaza y bagazo). La unidad funcional adoptada es la tonelada de azúcar total producida, puesta en bodega de fábrica, donde se incluye conjuntamente a los tres tipos comunes en México: azúcar refinada, estándar y mascabada. Para fines de comparación con otros cultivos (y para facilitar ciertas operaciones del cálculo de emisiones) se utilizó y reportó en este estudio una unidad funcional intermedia: la hectárea cosechada. 225

226 Factores de Emisión y emisiones específicas Los factores de emisión para combustibles, fertilizantes, otros insumos e presentan en la siguiente tabla: Tabla 55. Factores de emisión de GEI adoptados y sus fuentes Factores de Emisión de Fertilizantes e Insecticidas Nitrógeno KgCO 2e /KgN 5.92 Fósforo KgCO 2e/KgP2O Potasio KgCO 2e/KgK2O 0.58 Pesticida KgCO 2e/KgPest BIOGRACE, 2012 BIOGRACE, 2012 BIOGRACE, 2012 BIOGRACE, 2012 Fracción de N volatilizada en campo IPCC, 2006 Coeficiente de emisión de Nv KgCO 2e/KgNv 4.68 IPCC, 2006 Factor de emisión de la quema de paja CH4 por quema de paja KgCH 4/tMS 0.62 IPCC, 2006 FE Quema de paja KgCO 2e/tMS 15.5 IPCC, 2006 Factores de emisión de combustibles (producción y quema) y electricidad Electricidad del SEN KgCO 2e/KWh García et al, 2010 Diesel KgCO 2e/L 3.37 IPCC, 2006 Combustóleo KgCO 2e/L 4.43 IPCC, 2006 Para convertir los datos de consumo de insumos a valores de emisión de GEI se utilizaron los factores de emisión de la tabla 55. Las emisiones específicas por actividad calculadas en base a indicadores estadísticos, coeficientes técnicos y encuestas a técnicos de la agroindustria azucarera se resumen en la tabla

227 Tabla 56. Indicadores de consumo específico de insumos en la fase agrícola, transporte e industria Fase Agrícola Fertilizantes Unidad Temporal Riego Fuente N Kg/ha/a Datos de campo P 2O 5 Kg/ha/a Datos de campo K 2O Kg/ha/a Datos de campo Pesticidas Kg/ha/a 2 2 Datos de campo Diesel para cultivo L/ha/a 131 García et al 2010 Fracción de caña cosecha mecánica al UNC 2010 Diesel Alzadora L/tca García et al 2010 Diesel Cosechadora L/tca 1 Macedo Diesel de cosecha mecánica (cosechadora alzadora) L/tca García et al 2010 Fracción de Paja quemada en precosecha tms/tca 0.07 García et al 2010 Fracción de Paja quemada en postcosecha tms/tca 0.08 García et al 2010 Fase Transportes Diesel de transporte, caña de temporal L/ha Garcia et al 2010 Diesel de transporte, caña de riego L/ha Garcia tal 2010 Fase Industrial Electricidad del SEN en fábricas 2010 KWh/a UNC (total) Caña Bruta Molida 2010 (total) tca/a UNC Electricidad del SEN en 2010 KWh/tca 1.07 UNC Combustóleo en 2010 L/tca UNC Rendimiento caña de temporal tca/ha 56.4 Cálculos propios Rendimiento caña de riego tca/ha 83.0 CONAGUA Kilogramos de azúcar recuperados base estándar por tonelada de caña (KARBE) taz/tcab UNC 227

228 Tabla 57. Factores de emisión por actividad en el cultivo de caña y elaboración de azúcar, 2010 Actividad Por superficie cosechada Por azúcar producida De riego KgCO2e/ha De temporal KgCO2e/ha De riego KgCO2e/ha De temporal KgCO2e/ha Riego Cosecha mecánica Electricidad SEN Quema de caña Cultivo de caña Transporte de caña Consumo de petróleo y fábrica Aplicación de fertilizantes y pesticidas Total KgCO2e/ha Total KgCO2e/taz Línea base de emisiones de GEI En la Línea de Base se supone un aumento del área cosechada, de 648 mil ha en el año 2010 a 725 mil ha en el Esto implica que se cultivarían 77 mil ha adicionales, lo que podría generar emisiones positivas o negativas por el CUSd. En la Figura 95 se dan algunos ejemplos de CUSd: a) si se cambia de pasto de temporal a caña de azúcar, aumenta el contenido de carbono en el suelo y el cultivo (con emisiones negativas); b) si se reemplaza pasto de riego por caña, el contenido de carbono baja y hay emisiones positivas. 228

229 Figura 95. Contenidos de C orgánico en suelos y cultivos. La Línea de Base de emisiones no incluyó las emisiones debidas al CUSd, porque no son significativas. De acuerdo a las estimaciones, si la expansión de caña de temporal y de riego se realizara sobre áreas con pasto y maíz de temporal y riego, en las proporciones y con las tecnologías actuales, las emisiones por CUSd en 20 años y en las 77 mil ha incorporadas al cultivo de caña serían muy bajas o nulas. Las figuras 96 y 97 comparan las emisiones GEI por fuentes, en caña de temporal y de riego, por hectárea cosechada y por tonelada de azúcar producida, tomando como base el año Se observa que las fuentes de emisiones mas importantes son: fertilizantes aplicados al cultivo, petróleo consumido en fábrica y diesel consumido en transporte de caña. En segundo lugar se encuentran las emisiones debidas al diesel de cultivo y la quema de paja. En tercer lugar están las originadas por diesel de la cosecha mecanica y consumo de electricidad del SEN. Para el azúcar obtenida de caña bajo riego, las emisiones debidas al consumo de energía eléctrica en los equipos de bombeo son importantes, pero en promedio no sobrepasan el 15% de las emisiones totales de este tipo de cultivo (Figuras 96 y 97). 229

230 Figura 96. Emisiones GEI por hectárea, en caña de Temporal y de Riego, con 17% de cosecha mecanizada Figura 97. Emisiones GEI por tonelada de azúcar, en Temporal y Riego, con 17% de cosecha mecanizada 230

231 Carbono negro en sector azucarero El carbono negro es un componente del PM 2.5 capaz de retener la luz y de transformar esa luz en calor. El carbono negro sólo se mantiene suspendido en la atmósfera algunos días o pocas semanas antes de ser lavado por las lluvias, por lo que su regulación presenta llamativas ventajas estratégicas como medida de mitigación frente al cambio climático. Estudios recientes indican que la reducción del carbono negro podría ser la forma más rápida de mitigar el calentamiento global. Dentro de los aerosoles atmosféricos se encuentran los aerosoles carbonáceos que son compuestos de origen orgánico (COrg) y carbono negro, el cual es denominado en ocasiones carbón elemental, (CN). Se ha cuantificado que más del 40% de las partículas atmosféricas PM2.5 y del 10 al 50% de partículas PM10 se encuentran constituidas por aerosoles carbonáceos. Los aerosoles de carbono negro provienen de la combustión incompleta del material orgánico, incluyendo el carbono, aceite, petróleo, madera y biomasa, mientras que los de origen orgánico pueden ser primarios y secundarios. Los aerosoles de carbono orgánico primario tienen fuentes similares a las del carbono negro, pero también provienen de la resuspensión de polvo y partículas biogénicas primarias, (virus, bacterias, polen, esporas de hongos y desechos de tipo vegetal) Los componentes de carbono negro ocasionan serios problema de salud, debido a que pueden depositarse fácilmente dentro del sistema respiratorio, recientemente el carbono negro se ha utilizado como un indicador de exposición al hollín el cual se ha clasificado como un contaminante tóxico y susceptible a causar cáncer, por lo que, se ha establecido un límite máximo permisible de 0.07 mg/m3 en partículas de carbono negro en el ambiente. Además tienen efectos indirectos y directos en la modificación del clima del planeta, los primeros van en relación a la formación de las gotas de las nubes en la atmósfera baja a causa de la condensación y en la perturbación del ciclo hidrológico del agua por la modificación en el tamaño y las características microfísicas de las nubes. Los efectos directos de los aerosoles de carbono negro en la atmósfera terrestre se relacionan con la fuerza radiativa que ejercen en el planeta. 231

232 El sector azucarero emite cantidades importantes de carbono negro debido al tipo de combustibles que emplea para el desarrollo de sus actividades. Para plantear metas de mitigación es indispensable saber la situación actual del sector, la cantidad de emisiones que se generan para poder generar escenarios y plantear estrategias que contribuyan a la reducción de emisiones. Por ser el carbono negro un componente de gran impacto ambiental, es necesario su análisis. En la figura 98 se muestra una gráfica de indicadores por ingenio azucarera que expresa la cantidad de TonCO2 eq (CN) por cada tonelada de azúcar producida. De los datos calculados la media presentada equivale a 4.27 TonCO2eq (CN)/Ton de azúcar. 232

233 Indicador IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, Ton CO 2 eq (CN)/Ton azucar Ingenio t CO2eq (CN)/t azúcar t CO2eq (CN)/t azúcar promedio Lineal (t CO2eq (CN)/t azúcar promedio) Figura 98. Indicadores de CO 2 eq (CN)/Ton Azucar por ingenio

234 En esta línea de base se asume que la producción de azúcar mexicana no será afectada por la importación de jarabe de fructuosa y que acompañará al crecimiento de la población. El aumento de las emisiones GEI debido al incremento de la producción de azúcar de 2010 a 2030 (0.6 MtCO 2e/a) será en todo caso menor que el error máximo probable de esta línea base (+/- 20%). En la figura 99 se aprecia la tendencia negativa de las emisiones totales hasta el año 2020, por eliminación progresiva del petróleo (combustóleo) en la industria, y un leve incremento de 2020 a 2030, por aumento de la superficie cultivada y la producción de caña. El aumento de producción de azúcar se supone directamente proporcional a la población. Se asumen rendimientos agrícolas constantes, al nivel promedio de la zafra , para caña de riego y de temporal. Las emisiones totales en la Línea de Base para el año 2030 serían de 2.72 MtCO2e, un 13 % menos que las 3.13 MtCO2e del año MtCO2e LB2, eliminando PET en 10 años temporal Riego Figura 99. Linea base considerando la eliminación del empleo de PET, proyección al

235 t CN Mt CO 2 eq IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, Tabla 58. Línea base de emisiones de GEI de la agroindustria azucarera, asumiendo que el 49% de la caña se produce con riego Año Caña de temporal Caña de riego GEI de temporal GEI de riego GEI totales Población nacional Área total cultivada con caña Mtca Mtca MtCO2e MtCO2e MtCO2e Mhab Mha De acuerdo a estimaciones realizadas y a medidas de mitigación adoptadas, se presenta un escenario en dónde la reducción de carbono negro es considerable al año 2025, tal como se muestra en la figura ,000 30,000 Mitigación de Carbono Negro en la industria azucarera , ,000 15, Línea base 10, Mitigación 5, Año Figura 100. Mitigación de Carbono negro al año 2025 en la industria azucarera 235

236 Ruta Tecnológica y áreas de oportunidad para reducir emisiones y consumos de energía Criterios de selección de las acciones de mitigación Las acciones de mitigación se consideraron apropiadas y fueron seleccionadas para su análisis si cumplen tres condiciones: Utilizar tecnología probada y comercialmente disponible Generar una mitigación mayor a 0.1 MtCO 2e/a; La suma de sus beneficios es mayor a la suma de sus costos de inversión, operación y mantenimiento (ΣB/ΣC > 1). Otras acciones que son viables pero no cumplieron con alguno de los tres criterios anteriores no fueron analizadas en este estudio (p.ej: balancear el consumo y la generación de electricidad en los ingenios, utilizar aguas residuales de la industria para el riego de la caña). Acciones en la industria Eliminar consumo de petróleo. Esta acción podría mitigar hasta 142 KgCO 2e/taz, con un potencial total de MtCO 2e /a en 2020 y de MtCO2e /a en Ya existe una marcada tendencia a la baja del consumo de combustóleo, debida principalmente al aumento de su precio. Esta tendencia se incorpora a la línea de base; no se la considera como una acción a adoptar porque se asume que el uso de combustóleo en los ingenios continuará su tendencia decreciente hasta desaparecer en el año Co-generar electricidad para el SEN. Esta acción supone que los ingenios azucareros co-generen más electricidad que la que consumen y que cedan los excedentes a otros consumidores mediante mecanismos de intercambio, utilizando la red eléctrica nacional. El potencial para co-generar es mucho mayor que lo actualmente realizado: se puede lograr hasta 120 KWh/tca en vez de los 14 KWh/tca actuales. Se asume que se alcanzará este potencial en diez ingenios grandes hacia 2020 y en veinte ingenios grandes y medianos en el 2030, mitigando y MtCO2e / año, respectivamente. Producir pellets combustibles con esquilmos de la cosecha mecánica. 236

237 Esta medida obtendría su mitigación fuera del ramo azúcar. Por cada tonelada de caña cosechada mecánicamente, se generan unas tms de esquilmos (0.070 de hojas secas y de puntas y hojas verdes) que son convertibles a pellets combustibles. Los pellets pueden reemplazar al combustóleo y gas licuado en aplicaciones industriales (calderas de vapor, hornos de cal y cemento, hornos cerámicos); en usos comerciales (calefacción y agua caliente); y en consumos domiciliares (estufas eficientes para cocción de alimentos, agua caliente). Los pellets combustibles ya sustituyen a combustibles fósiles en Europa, Canadá y USA, y son una pieza central en la estrategia de mitigación de emisiones de la Unión Europea. El potencial de mitigación de esta acción es de MtCO2e /año en 2020 y sube a MtCO 2e /año en 2030, bajo los supuestos de que: La cosecha mecánica llega al 20% (en 2020) y al 30% (en 2030) Se recupera el 50% de los esquilmos en 2020 y el 70% en 2030 El 70% de los esquilmos recuperados se destina a pellets y el 30% restante se quema en las calderas del ingenio. Acciones en campo La tecnología del ferti-riego por goteo de caña, introducida desde 2008 en México, hace más eficiente el uso de agua y los nutrientes aplicados al cultivo, reduce el consumo de energía, y permite alcanzar niveles muy superiores de rendimiento agrícola. Esta tecnología es la base de las primeras tres acciones de mitigación que se describen a continuación. Reducir aplicación de nitrógeno. Esta acción se enfocaría a mitigar las mayores fuentes actuales de emisiones de la fase agrícola: la volatilización de N 2O y las emisiones durante la producción de los fertilizantes. Algunas alternativas para reducir la aplicación de Nitrógeno (N) (ver figura 101) son: la fertilización mecánica con cobertura de suelo; la fertilización fraccionada en varias ocasiones a lo largo del ciclo de crecimiento; y la ferti-irrigación con N soluble. 237

238 Figura 101. Aplicación del N para distintos niveles de rendimiento y valores de EUF. Actualmente, el rendimiento medio de caña con riego convencional es de 83 ton ca/ha, y se asume que la eficiencia de uso de nitrógeno es de 0.5 o menor. Las recomendaciones de fertilización se basan en este supuesto y las dosis de N aplicadas son altas: 224 KgN/ha para 83 ton ca/ha; 270 KgN/ha para 100 ton ca/ha; 324 KgN/ ha para 120 ton ca/ha; 378 KgN/ha para 140 ton ca/ha. Aunque no se sabe con certeza cuánto mayor será la eficiencia de uso del nitrógeno al aplicárselo en ferti-irrigación por goteo, la mayoría de los técnicos consultados espera un aumento considerable, pasando de un valor actual de 0.5 en riego por gravedad o aspersión, a un valor futuro de 0.65 con ferti-irrigación por goteo. Se asume por ello que con la misma dosis de nitrógeno aplicado con ferti-irrigación se logra un aumento de rendimiento de caña de 32%. Reducir la aplicación de agua de riego. La tecnología más eficiente para reducir el consumo de energía y mitigar así las emisiones asociadas a la aplicación de agua, es la del riego por goteo, que reduce la cantidad de agua aplicada por hectárea y aumenta el rendimiento agrícola. 238

239 Tabla 59. Consumo de electricidad y emisiones asociadas al riego Fuente y sistema de aplicación Unidad Superficial, por Gravedad Pozo, por Aspersión Pozo, por Goteo potencia motor KW uso anual h factor de potencia coeficiente consumo eléctrico KWh/a área regada por equipo ha consumo específico KWh/ha/a rendimiento tca/ha/a consumo unitario KWh/tca emisión específica KgCO2e/KWh emisión unitaria KgCO2e/ha/a KgCO2e/tca KgCO2e/taz Aplicando riego por goteo en reemplazo de los otros sistemas, el potencial de mitigación es de MtCO 2e / año en 2020 y de MtCO 2e / año en La evolución de las áreas de cultivo y producción de caña de este escenario se muestra en la figura 102, se observa que el área total de cultivo se reduce ligeramente en 2020 y mucho más en 2030, porque al aumentar los rendimientos agrícolas por la ferti-irrigación se produce más azúcar en menos tierra. 239

240 Figura 102. Evolución de áreas de cultivo de caña, escenario de alta penetración del riego por goteo. Aumentar el contenido de C orgánico en suelos y cultivo. El uso de la ferti-irrigación aumenta el contenido de C orgánico en los suelos y en la biomasa del cultivo. Se estima que el contenido de Materia Orgánica promedio en el suelo sube de 1% en las áreas de caña de temporal al 1.5% en la de caña con ferti-riego. Por otra parte, el contenido de C orgánico en la biomasa del cultivo sube de 4 a 15 tc/ha cuando se pasa de temporal a fertiriego. En el escenario de máxima penetración del ferti-riego, estimamos los cambios detallados en la tabla siguiente. Tabla 60. Cambios en almacenes de carbono en suelos y biomasa de cultivos de caña tc/ha ha MtC MtCO2e tco 2e/a Caña de temporal a ferti-riego Caña riego convencional a ferti-riego TOTAL Aplicar biochar a los suelos cañeros 240

241 Esta intervención consiste en capturar parte del carbono contenido en el bagazo y los esquilmos de caña como biochar, para incorporarlo a los suelos cultivados con caña, junto con la cachaza que habitualmente se utiliza como abono orgánico. La acción persigue dos objetivos: crear un nuevo almacén de carbono en el suelo y aumentar su capacidad para retener agua y nutrientes. Para obtener el biochar hay que aumentar el porcentaje de in-quemados en las calderas de ingenios mediante ajustes de operación; y agregar precipitadores ciclónicos o lavadores de gases, para separar el biochar de los humos. De hecho, la captura de particulados ya es requerida por las regulaciones nacionales en materia de contaminación del aire. El potencial de mitigación para 2020 es de MtCO2e/a y de MtCO2e/a en Se asume que el 10% del C contenido en la biomasa quemada por las calderas se convierte en biochar en 2020, y que aumenta al 20% en Acciones en el transporte Aumentar capacidad de carga de las unidades Consiste en sustituir 1,100 camiones tipo rabón de 12t por tractores de 32t; y agregar 1,100 remolques a camiones tipo torton en el El potencial de mitigación es de MtCO2e/a en 2020 y llegaría a MtCO2e/a en Resumen de las acciones El potencial de mitigación estimado para el año 2020 es similar a las emisiones proyectadas para ese año. Para 2030, la mitigación sería mucho mayor que la emisión, con un saldo neto de unos -3.8 MtCO 2e. Vale señalar que las emisiones totales del sector agropecuario en 2006 fueron de 45 MtCO 2e, (Johnson, 2009) 241

242 Tabla 61. Acciones y potenciales de mitigación en el ramo azúcar, 2020 y 2030 Acción Emisiones en 2010 Mitigación en 2020 Mitigación en 2030 MtCO 2e/año MtCO 2e/año MtCO 2e/año Eliminar uso de petróleo (es parte (0.737) (0.773) de Línea Base) Co-generar electricidad para el SEN Producir pellets combustibles con esquilmos SUBTOTAL en INDUSTRIA Ampliar la fertiirrigación por goteo Aplicar biochar a suelos cañeros SUBTOTAL en CAMPO Aumentar la capacidad de carga TOTAL GENERAL La figura 103 presenta potenciales de mitigación para las cinco acciones analizadas. La acción en transportes tiene un impacto muy limitado. Hay tres acciones con alto potencial de mitigación: ferti-irrigar por goteo, aplicar biochar y cogenerar EE para el SEN. La acción de mayor potencial y que por sí sola representa el 40% de la mitigación aquí considerada es producir pellets con esquilmos. 242

243 ton CN IDENTIFICACIÓN DE INTENSIDADES DE CARBONO INDUSTRIALES, Figura 103. Acciones y potenciales de mitigacion en la agroindustria del azúcar Proyección de reducción de emisiones Como se puede observar en la figura 103-a a partir del año 2015 con la implementación de las medidas de eficiencia energética y de procesos se pueden llegar a reducir significativamente las emisiones de Carbono Negro en el sector azucarero pasando de poco más de 30 mil toneladas en 2015 a menos de 5 mil toneladas a partir de 2020 y hasta ,000 30,000 25,000 Proyección de reducción de CN para el año ,000 15,000 10,000 5,000 Escenario de mayor reducción Escenario base Figura 103-a. Proyección de reducción de Carbono Negro para el año

244 V. SECTORES INDUSTRIALES QUE PARTICIPAN EN LOS MERCADOS DE CARBONO DE NORTEAMERICA A partir de la revisión bibliográfica por internet de los principales mercados de carbono que existen en Norteamérica (Estados Unidos y Canadá), al igual que en el resto del mundo, se han podido identificar los sectores industriales que tienen mayor participación en el comercio de emisiones de bióxido de carbono. Los mercados de carbono en Norteamérica son básicamente tres: State of California Cap-and-Trade Market Quebec Cap and Trade System for Emission Allowances Regional Greenhouse Gas Initiative Cabe señalar que un cuarto mercado, el Chicago Climate Future Exchange, cerró operaciones en Agosto de Para el caso de California, se obtuvo información de la subasta de emisiones de Mayo de 2014 (California Air Resources Board Quarterly Auction No. 7, May , Greenhouse Gas Allowances). En dicha subasta se comercializaron un total de ,080 certificados de emisión con un precio promedio de USD$13.55 y un total de 73 postores, mismos que corresponden a los siguientes sectores (tabla 62): Tabla 62. Sectores que participan en el mercado de carbono de California (Mayo 2014) Sector de empresa o institución Cantidad Energía, petróleo y gas 43 Oficinas gubernamentales 12 Banca, comercialización y commodities 11 Transportación 2 Producción de yeso 1 Minería y gas 1 Otras ramas productivas y de servicios 3 Total

245 Con respecto de los países cuyas empresas participan en este mercado de emisiones de carbono, se tiene la siguiente clasificación (figura 104): Series1, CANADA, 5, 7% Series1, USA & CAN, 4, 6% Series1, USA & AUST, 1, 1% Series1, USA, 63, 86% USA CANADA USA & CAN USA & AUST Figura 104 Países que actualmente participan del mercado de carbono de California Como puede observarse, 63 de las 73 empresas son de origen estadounidense. De ese número, 43 son empresas del Estado de California. Si bien esto significa que el mercado de California es cubierto principalmente por compañías locales, es posible que esto cambie conforme las regulaciones sean mayormente vinculantes y existan atractivos para participar en la compra y venta de emisiones certificadas. En cuanto al mercado de carbono en la ciudad de Quebec, se determinó la participación de 52 diferentes empresas en las subastas de certificados de emisión; lo anterior se obtuvo con base en la Lista de establecimientos a los que se refiere el Reglamento relativo al sistema de límites e intercambio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero al 01 de Enero de 2013 y de emisiones de gases de efecto invernadero declaradas y verificadas para el año 2012, emitida por dicho mercado de carbono. Para este caso, la información que se obtuvo fue la siguiente (tabla 63 y figura 105): 245

246 Tabla 63 Sectores que participan en el mercado de carbono de Quebec Sector de empresa o institución Cantidad Papel y fibras recicladas 9 Cemento, yeso, cal y productos de caliza 7 Química 7 Energía, petróleo y gas 5 Aluminio 5 Minería 3 Semiconductores 3 Metalurgia 2 Paneles aislantes para casas 2 Vidrio 1 Otros sectores 8 Total 52 9% Aluminio 33% 17% Papel y fibras Química Energía, petróleo y gas Cemento 4% 6% 8% 10% 13% Minería Semiconductores Otros Figura 105 Número de empresas participantes en los mercados de Carbono Quebec Cabe señalar que en todos los casos, los participantes en el mercado de carbono de Quebec han sido empresas canadienses de origen o bien instalaciones en territorio de Canadá pero con matríz estadounidense. 246

247 Por último, con respecto de The Regional Greenhouse Gas Initiative (RGGI), se obtuvo información del documento Market Monitor Report for Auction 25. September 05, ( Las empresas que están participando actualmente en este mercado se clasifican en los siguientes rubros: Tabla 64. Sectores que participan en el mercado de carbono RGGI (Sep 2014) Sector de empresa o institución Cantidad Energía, petróleo y gas 29 Banca, comercialización y commodities 14 Oficinas gubernamentales 2 Productos electrónicos 1 Papel y fibras recicladas 1 Total 47 Para este mercado, se tienen solamente 3 empresas canadienses y el resto son de los Estados Unidos. De la anterior información, en donde se pudieron identificar un total de 172 compañías (con diferentes instalaciones o sitios productivos), se desprende que los principales sectores que tienen actividad en los mercados norteamericanos de emisiones certificadas de carbono son los siguientes (tabla 65): Tabla 65 Sectores que participan en los mercados de carbono de Norteamérica Sector Número de Mercado en el que tiene empresas actividad Energía, petróleo y gas 77 California y RGGI Banca, comercialización y commodities 25 California y RGGI Oficinas gubernamentales 14 California y RGGI Cemento, yeso, cal y productos de caliza 8 Quebec Total 124 Asimismo, y como puede observarse de las tablas anteriores, se observa que en el mercado RGGI se concentran casi exclusivamente los sectores de Energía, petróleo y gas, así como el de Banca, comercialización y commodities, en tanto que los otros dos mercados muestra una mayor gama de compañías que participan en las subastas de emisiones. 247

248 VI. PROCEDIMIENTO PARA LA SELECCIÓN DE LAS PLANTAS Y PRODUCTOS INDUSTRIALES QUE REQUIEREN DE UNA POLÍTICA CLIMÁTICA PRE-2020 EN MATERIA DE MITIGACIÓN DE COMPUESTOS Y GASES DE EFECTO INVERNADERO EN MÉXICO Con el fin de determinar aquellos sectores que requieran de una política climática anterior al año 2020 (lo que involucra los productos que fábrica dicho sector, así como las plantas de manufactura que lo integran), será necesario tener en consideración los siguientes parámetros: a) Que la participación del sector dentro del PIB del país sea significativa. b) Que la fabricación del producto sea intensiva en el uso de energía y rebase un promedio de referencia nacional o internacional. c) Que la fabricación del producto sea intensiva en carbono y CyGEI y rebase un promedio de referencia nacional o internacional. d) Que la emisión de CyGEI del sector corresponda al menos al 2% de las emisiones totales del país. e) Que el sector esté organizado de manera sólida, con existencia de alguna asociación o cámara industrial reconocida y con presencia en México (lo que puede facilitar su control y supervisión), y que en el mismo existan empresas con responsabilidad ambiental, con algún reconocimiento o certificación nacional o internacional. f) Que las corporaciones del sector se encuentren en posibilidades financieras para llevar a cabo planes y programas enfocados a prevenir y/o mitigar sus emisiones de CyGEI. g) Que en el sector existan las posibilidades tecnológicas para implementar programas y proyectos enfocados a prevenir, reducir y/o mitigar sus emisiones de CyGEI. h) Que el sector tenga planteado, a nivel nacional o internacional, un mapa de ruta tecnológica para la reducción de sus emisiones a la atmósfera y la mejora energética de sus procesos. i) Que la instalación industrial supere el millón de toneladas de CO 2eq / año Con base en los puntos anteriores, y para determinar la aplicabilidad de la política, se seleccionarán los sectores industriales que cumplan con al menos 4 (cuatro) de los aspectos señalados. La política pre-2020 aplicaría para todas y cada una de las empresas del sector y para todas y cada una de las plantas de manufactura de cada empresa. Lo anterior con el fin de evitar situaciones de inequidad o discriminatorias hacia una o varias de las plantas y empresas en el sector seleccionado. 248

249 Apartir de lo anterior y habiendo realizado un análisis del Inventario de Emisiones 2013 se identificatron las siguientes empresas con mayor participación de emisiones de compuestos y Gases de Efecto Invernadero (CyGEI. Tabla 66. Principales empresas generadoras de CO 2 eq en México. Empresa Estado Municipio tco 2eq 1 CT Pdte. Plutarco Elías Calles - Petacalco Guerrero La Union de Isidoro Montes de Oca 17,568,048 2 Activo de Producción Cantarel (PEP) Campeche Cd del Carmen 9,811,443 3 CT José López Portillo - Río Escondido Coahuila Nava 8,953,419 4 ALTOS Hornos de México S.A.B. DE C.V. Coahuila Monclova 8,924,158 5 CT Carbón II Coahuila Nava 8,364,505 6 CT Francisco Pérez Ríos Hidalgo Tula de Allende 6,028,755 7 CT Gral Manuel Alvarez Moreno (Vapor) Colima Manzanillo 5,970,714 8 CT Pdte. A. López Mateos Veracruz Tuxpan 5,640,721 9 Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap Campeche Cd, del Carmen 3,289, Refinería "Ing Antonio Dovalí Jaime" Oaxaca Salina Cruz 3,217, CT Valle de México México Acolman 3,089, C. CC. Tuxpan III y IV Sonora Hermosillo 2,961, C. CC. Altamira lll y lv Tamaulipas Altamira 2,912, C. CC. Altamira V Tamaulipas Altamira 2,861, Refinería "Miguel Hidalgo" Hidalgo Tula de Allende 2,708, C. CC. Tamazunchale San Luis Potosí Tamanzunchale 2,695, CT Puerto Libertad Sonora Pitiquito 2,592, ARCELORMITTAL LAZARO CARDENAS S. A. DE C.V. Michoacan Lázaro Cárdenas 2,516, ARCELORMITTAL LAS TRUCHAS, S.A. DE C.V. Michoacan Lázaro Cárdenas 2,498, REFINERIA "ING. ANTONIO M. AMOR" Guanajuato Salamanca 2,405, CEMEX MÉXICO S.A. DE C.V. PLANTA HUICHAPAN Hidalgo Ejido de Maney 2,366, COOPERATIVA LA CRUZ AZUL S.C.L. Hidalgo Tula de Allende 2,291, REFINERIA "FRANCISCO I. MADERO" Tamaulipas Cd. Madero 2,219, CANGREJERA Veracruz Coatzacoalcos 2,207, REFINERIA "GRAL. LAZARO CARDENAS" Veracruz Minatitlán 2,122, CT José Aceves Pozos - Mazatlán II Sinaloa Mazatlan 2,094, CPG CACTUS Tabasco Villahermosa 2,013, CEMEX MEXICO S.A DE C.V PLANTA TEPEACA Puebla Cuautinchan 1,975, REFINERIA "ING. HECTOR R. LARA SOSA" Nuevo León Cadereyta 1,951, CT Villa de Reyes San Luis Potosi Villa de Reyes 1,913, PEMEX COSOLEACAQUE Veracruz Cosoleacaque 1,861, CC Tula Hidalgo Tula de Allende 1,821,

250 33 CCC Samalayuca II Chihuahua Juarez 1,797, C. CC. Bajío (El Sauz) Guanajuato San Luis de la Paz 1,750, PEMEX MORELOS Veracruz Coatzacoalcos 1,688, C. CC. La Laguna II Durango Gomez Palacio 1,675, CT Salamanca Guanajuato Salamanca 1,631, CC El Sauz Queretaro Pedro Escobedo 1,590, CEMEX MEXICO S.A. DE C.V. PLANTA YAQUI Sonora La Colorada 1,549, C. CC. Altamira ll Tamaulipas Altamira 1,521, CEMENTOS MOCTEZUMA S.A. DE C.V. PLANTA CERRITOS San Luis Potosí Cerritos 1,491, C. CC. Río Bravo IV Tamaulipas Valle Hermoso 1,483, C. CC. Tuxpan V Veracruz Tuxpan 1,459, CEMENTOS MOCTEZUMA S.A. DE C.V. PLANTA TEPETZINGO Morelos Emiliano Zapata 1,457, C. CC. Tuxpan ll Veracruz Tuxpan 1,439, CC Dos Bocas Veracruz Medellin 1,432, C. CC. Río Bravo III Tamaulipas Valle Hermoso 1,430, CCC Pdte. Juárez Baja California Playas de Rosarito 1,399, CT Altamira Tamaulipas Altamira 1,396, CC Huinala II Nuevo León Apodaca 1,381, CC Chihuahua Chihuahua Cd. Juárez 1,353, CEMEX MEXICO S.A. DE C.V. PLANTA MONTERREY Nuevo León Monterrey 1,318, CEMENTOS APASCO S.A. DE C.V. Colima Ixtlahuacán 1,310, CEMENTOS Y CONCRETOS NACIONALES S.A. DE C.V. Aguascalientes Tepezala 1,287, CEMEX MEXICO S. A. DE C. V. PLANTA TAMUIN San Luis Potosí Tamuin 1,264, COOPERATIVA LA CRUZ AZUL S.C.L. Oaxaca El Barrio de la Soledad 1,258, CT Ing. Juan de Dios Batiz Paredes - Topolobampo Sinaloa Ahome 1,250, CEMEX DE MEXICO S.A DE C.V PLANTA ZAPOTILTIC Jalisco Zapoltitic 1,246, C. CC. Monterrey lll Nuevo León San Nicolás de los Garza 1,212, C. CC. Anáhuac Tamaulipas Valle Hermoso 1,207, C.C. La Trinidad Durango Durango 1,198, CT Pdte Emilio Portes Gil Tamaulipas Río bravo 1,169, CCC San Lorenzo Potencia Puebla Cuautlancingo 1,152, CC Huinalá Nuevo León Pesqueria 1,145, ACTIVO DE PRODUCCIÓN ABKATUN POL-CHUC Campeche Cd del Carmen 1,176, C. CC. Mexicali Baja California California 1,112, C. CC. Valladolid III Yucatan Merida 1,111, CT Carlos Rodríguez Rivero - Guaymas II Sonora Guaymas 1,088, C. CC. Mérida lll Yucatan Merida 1,086, CPG NVO. PEMEX Tabasco Villahermosa 1,085, CEMEX MÉXICO S.A DE C.V. PLANTA ATOTONILCO Hidalgo Atotonilco de Tula 1,143, CEMENTOS APASCO S.A. DE C.V. VERACRUZ Veracruz Ixtaczoquitlan 1,015,

251 VII. ANALISIS DE LA REGULACION AMBIENTAL NACIONAL E INTERNACIONAL DE LOS SECTORES ESTRATEGICOS Como se ha observado en las secciones anteriores, los sectores estratégicos que han sido considerados en el presente estudio, en función de sus emisiones de CyGEI e intensidades energéticas son el eléctrico, petróleo y gas, minerales no metálicos (incluyendo cemento, cal, yeso y vidrio), la siderurgia, la química y la fabricación de alimentos y bebidas (en particular los ingenios azucareros). Todos estos sectores están íntimamente vinculados con las directrices que se tienen en México en el tema de emisiones de compuestos y gases de efecto invernadero y cambio climático, mismas que han quedado establecidas en los diferentes instrumentos de política pública de los gobiernos federal y de muchos de los estados del país. Enseguida se presenta una breve semblanza de cómo tales instrumentos consideran las medidas a tomar en el futuro inmediato para atenuar las intensidades de carbono y energética de los sectores estratégicos y hacer frente al grave problema que representa el cambio climático en países vulnerables como México. MÉXICO Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos Su artículo 4 establece que: "Toda persona tiene derecho a un medio ambiente sano para su desarrollo y bienestar. El Estado garantizará el respeto a este derecho. El daño y deterioro ambiental generará responsabilidad para quien lo provoque en términos de lo dispuesto por la ley". Ley General del Equilibrio Ecológica y la Protección al Ambiente En el artículo 1 se señala que las disposiciones de esta ley son de orden público e interés social y tienen por objeto propiciar el desarrollo sustentable y establecer las bases para: "I. Garantizar el derecho de toda persona a vivir en un medio ambiente sano para su desarrollo, salud y bienestar; III. La preservación, la restauración y el mejoramiento del ambiente"

252 De igual forma, el artículo 15 menciona que, en materia de preservación y restauración del equilibrio ecológico y protección al ambiente, el Ejecutivo Federal observará principios tales como: "I. Los ecosistemas son patrimonio común de la sociedad y de su equilibrio dependen la vida y las posibilidades productivas del país; V. La responsabilidad respecto al equilibrio ecológico, comprende tanto las condiciones presentes como las que determinarán la calidad de la vida de las futuras generaciones"; XII. Toda persona tiene derecho a disfrutar de un ambiente adecuado para su desarrollo, salud y bienestar. Las autoridades en los términos de esta y otras leyes, tomarán las medidas para garantizar ese derecho"; XVI. El control y la prevención de la contaminación ambiental, el adecuado aprovechamiento de los elementos naturales y el mejoramiento del entorno natural en los asentamientos humanos, son elementos fundamentales para elevar la calidad de vida de la población. Asimismo, el artículo 110 establece que, para la protección a la atmósfera, se tendrán en cuenta los siguientes criterios: " I. La calidad del aire debe ser satisfactoria en todos los asentamientos humanos y las regiones del país; y II. Las emisiones de contaminantes de la atmósfera, sean de fuentes artificiales o naturales, fijas o móviles, deben ser reducidas y controladas, para asegurar una calidad del aire satisfactoria para el bienestar de la población y el equilibrio ecológico". El artículo 111 menciona que la SEMARNAT, entre otras de sus facultades, tendrá la de: "II.- Integrar y mantener actualizado el inventario de las fuentes emisoras de contaminantes a la atmósfera de jurisdicción federal, y coordinarse con los gobiernos locales para la integración del inventario nacional y los regionales correspondientes". Esta facultad de los estados y los municipios queda establecida en particular en el artículo 112, desde luego para fuentes que no sean de jurisdicción federal. Como se observa, estas dos referencias que rigen en todo el territorio nacional delinean en términos generales el derecho de la población en territorio mexicano a gozar de un medio ambiente sano, además de que la autoridad del ejecutivo federal vigilará el cumplimiento de lo anterior, particularmente en el tema de la calidad del aire y del inventario de las fuentes fijas y móviles que emiten gases y compuestos contaminantes a la atmósfera, incluyendo entre ellas a los sectores estratégicos que se han descrito en el presente estudio

253 Ley General de Cambio Climático Esta ley, de muy reciente expedición en el Diario Oficial de la Federación, define ya acciones más específicas en el tema de la reducción de emisiones de CyGEI y la atención al problema del cambio climático. Su artículo 2 señala que la ley tiene por objeto: "I. Garantizar el derecho a un medio ambiente sano y establecer la concurrencia de facultades de la federación, las entidades federativas y los municipios en la elaboración y aplicación de políticas públicas para la adaptación al cambio climático y la mitigación de emisiones de gases y compuestos de efecto invernadero; y II. Regular las emisiones de gases y compuestos de efecto invernadero para lograr la estabilización de sus concentraciones en la atmósfera a un nivel que impida interferencias antropógenas peligrosas en el sistema climático considerando en su caso, lo previsto por el artículo 2o. de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y demás disposiciones derivadas de la misma". De manera particular, el artículo 31 define que: "La política nacional de mitigación de Cambio Climático deberá incluir, a través de los instrumentos de planeación, política y los instrumentos económicos previstos en la presente ley, un diagnóstico, planificación, medición, monitoreo, reporte, verificación y evaluación de las emisiones nacionales. Esta política deberá establecer planes, programas, acciones, instrumentos económicos, de política y regulatorios para el logro gradual de metas de reducción de emisiones específicas, por sectores y actividades tomando como referencia los escenarios de línea base y líneas de base por sector que se establezcan en los instrumentos previstos por la presente ley, y considerando los tratados internacionales suscritos por el Estado Mexicano en materia de cambio climático". Igualmente, el artículo 32 señala que: "La política nacional de mitigación se instrumentará con base en un principio de gradualidad, promoviendo el fortalecimiento de capacidades nacionales para la mitigación de emisiones... Para aquellas políticas y actividades que impliquen o que trasladen un costo al sector privado o a la sociedad en general, y que no existan fondos o fuentes internacionales de financiamiento que puedan cubrir los costos para la implementación de dichas políticas y actividades, éstas podrán instrumentarse en dos fases, cuando exista área de oportunidad para los sectores regulados: I. Fomento de capacidades nacionales en la cual, las políticas y actividades a ser desarrolladas, deberán implementarse con carácter voluntario, con el objetivo de fortalecer las capacidades de los sectores regulados, considerando:

254 f) Determinación de las metas de reducción de emisiones que deberá alcanzar el sector analizado, considerando su contribución en la generación de reducción del total de emisiones en el país, y el costo de la reducción o captura de emisiones; g) Análisis sobre el sector de generación de electricidad, incluyendo los costos de las externalidades sociales y ambientales, así como los costos de las emisiones en la selección de las fuentes para la generación de energía eléctrica; h) Análisis del desempeño del sector industrial sujeto de medidas de mitigación comparado con indicadores de producción en otros países y regiones; II. Establecimiento de metas de reducción de emisiones específicas, considerando la contribución de los sectores respectivos en las emisiones de gases o compuestos efecto invernadero en el país, considerando: a) La disponibilidad de recursos financieros y tecnológicos en los sectores comprendidos en las metas de reducción específicas, a alcanzarse a través de los instrumentos previstos por la presente ley; b) El análisis costo- eficiencia de las políticas y acciones establecidas para la reducción de emisiones por sector, priorizando aquellas que promuevan una mayor reducción de emisiones al menor costo." Por su parte, el artículo 33 refiere que los objetivos de las políticas públicas para la mitigación son: II. Reducir las emisiones nacionales, a través de políticas y programas, que fomenten la transición a una economía sustentable, competitiva y de bajas emisiones en carbono, incluyendo instrumentos de mercado, incentivos y otras alternativas que mejoren la relación costo- eficiencia de las medidas específicas de mitigación, disminuyendo sus costos económicos y promoviendo la competitividad, la transferencia de tecnología y el fomento del desarrollo tecnológico; III. Promover de manera gradual la sustitución del uso y consumo de los combustibles fósiles por fuentes renovables de energía, así como la generación de electricidad a través del uso de fuentes renovables de energía;

255 V. Promover de manera prioritaria, tecnologías de mitigación cuyas emisiones de gases y compuestos de efecto invernadero sean bajas en carbono durante todo su ciclo de vida; El artículo 34 establece que: "Para reducir las emisiones, las dependencias y entidades de la administración pública federal, las Entidades Federativas y los Municipios, en el ámbito de su competencia, promoverán el diseño y la elaboración de políticas y acciones de mitigación asociadas a los sectores correspondientes, considerando las disposiciones siguientes: I. Reducción de emisiones en la generación y uso de energía h) Fomentar prácticas de eficiencia energética, y de transferencia de tecnología bajas en emisiones de carbono.... V. Reducción de emisiones en el Sector de Procesos Industriales: a) Desarrollar programas para incentivar la eficiencia energética en las actividades de los procesos industriales. b) Desarrollar mecanismos y programas que incentiven la implementación de tecnologías limpias en los procesos industriales, que reduzcan el consumo energético y la emisión de gases y compuestos de efecto invernadero. c) Incentivar, promover y desarrollar el uso de combustibles fósiles alternativos que reduzcan el uso de combustibles fósiles. De manera adicional a lo que señalan los artículos referidos, la Ley General de Cambio Climático proporciona las directivas para la conformación de un Sistema Nacional de Cambio Climático, que tendrá por objeto, entre otros puntos, el ser un mecanismo permanente de concurrencia, comunicación, colaboración, coordinación y concertación sobre la política nacional de cambio climático, así como coordinar los esfuerzos de la federación, las entidades federativas y los municipios para realizar acciones de adaptación, mitigación y reducción de la vulnerabilidad, y enfrentar los efectos adversos del cambio climático a través de los instrumentos de política previstos por la Ley y los demás que de ella deriven. Igualmente, esta ley retoma la conformación del Comité Intersecretarial de Cambio Climático, cuyas principales funciones son el promover la coordinación de acciones de las dependencias y entidades de la administración pública federal en materia de cambio climático, al igual que formular e instrumentar políticas nacionales para la mitigación y adaptación al cambio climático

256 Como puede observarse, la Ley General de Cambio Climático define la necesidad que tiene la federación de regular o controlar las emisiones causantes del efecto invernadero y el consecuente cambio en el clima global del planeta, al igual que definir los instrumentos de política pública y mecanismos financieros que permitan, tanto a las entidades estratégicas de los sectores de la energía y de la industria, cumplir con programas de eficiencia energética y reducción de emisiones atmosféricas mediante la introducción de tecnologías cada vez más limpias. Plan Nacional de Desarrollo El Ejecutivo Federal elaboró este programa para el sexenio El Plan define 5 metas nacionales, que son: México en Paz; México Incluyente; México con Educación de Calidad; México Próspero; y México con Responsabilidad Global. En materia de medio ambiente, la meta nacional de México Próspero, establece para su Objetivo 4.4 "Impulsar y orientar un crecimiento verde incluyente y facilitador que preserve nuestro patrimonio natural al mismo tiempo que genere riqueza, competitividad y empleo", algunas estrategias en relación directa con la supervisión de las emisiones por los sectores industriales, el inventario respectivo y las medidas que deberán implementarse en el futuro cercano y a mediano plazo para reducir la huella energética y de carbono en la actividad económica del país. Tales estrategias son: Estrategia Implementar una política integral de desarrollo que vincule la sustentabilidad ambiental con costos y beneficios para la sociedad. Estrategia Fortalecer la política nacional de cambio climático y cuidado al medio ambiente. Programa Sectorial de Medio Ambiente y Recursos Naturales En este programa, varios objetivos, estrategias y líneas de acción concurren hacia la reducción de emisiones y consumos de combustibles fósiles como parte de las medidas para cumplir con los compromisos nacionales e internacionales en materia de cambio climático. Así por ejemplo, el Objetivo 1 "Promover y facilitar el crecimiento sostenido y sustentable de bajo carbono con equidad y socialmente incluyente", tiene en su Estrategia 1.2 "Propiciar una gestión ambiental integral para promover el desarrollo de proyectos de inversión que cumplan con criterios de sustentabilidad", las líneas de acción siguientes:

257 1.2.1 Normar, regular y fomentar energías renovables y tecnologías limpias para consolidar al país como una economía de bajo carbono Modernizar el proceso de Evaluación de Impacto y Riesgo Ambiental con criterios de adaptación y mitigación al cambio climático Igualmente, para el Objetivo 2 "Incrementar la resiliencia a efectos del cambio climático y disminuir las emisiones de compuestos y gases de efecto invernadero", la Estrategia 2.3 "Consolidar las medidas para la mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI)", en la que destacan líneas de acción como las que se enlistan enseguida: Desarrollar, promover y operar instrumentos de política, de fomento y normativos para la prevención y mitigación de emisiones a la atmósfera Desarrollar y actualizar instrumentos normativos para establecer límites de emisión de GEI y contaminantes de vida corta Desarrollar y actualizar instrumentos normativos y de fomento para impulsar tecnologías de secuestro de carbono, eficiencia energética y buenas prácticas operativas Desarrollar y regular sistemas de Monitoreo, Reporte y Verificación alineados a estándares internacionales Modernizar los instrumentos de reporte para recopilar información sobre liberaciones y eficiencia energética, según competencia de los órdenes de gobierno Coordinar el apoyo nacional e internacional para el desarrollo y transferencia de tecnología para la mitigación Crear mecanismos de financiamiento e instrumentos económicos para mitigar las emisiones de gases de efecto invernadero Promover el cumplimiento normativo ambiental, en las actividades, obras y procesos que generan y emiten gases efecto invernadero (GEI)

258 Reglamento de la Ley General de Cambio Climático en Materia del Registro Nacional de Emisiones Este reglamento define a los sectores que están obligados a reportar sus emisiones de CyGEI a través de la Cédula de Operación Anual. Tales sectores son los estratégicos que se mencionan en el presente estudio y que corresponden a: Energía Transporte Industria Química (químicos básicos; resinas, hules y fibras; fertilizantes, pesticidas y agroquímicos; farmacéuticos; pinturas, recubrimientos y adhesivos; jabones y limpiadores; productos de plástico y de hule) Siderurgia Metalurgia Metal mecánica Minera Automotríz y otros medios de transporte Celulosa y papel Artes gráficas Petroquímica Cementera y calera Vidrio Electrónica Eléctrica Alimentos y bebidas (incluye alimentos para animales) Madera Textil Agropecuario Residuos Comercio y servicios

259 El artículo 5 de este reglamento señala que, para los efectos del artículo 87, segundo párrafo, fracción I de la Ley General de Cambio Climático, los Gases o Compuestos de Efecto Invernadero sujetos a reporte en los términos del presente Reglamento, son: Bióxido de carbono; Metano; Óxido nitroso; Carbono negro u hollín; Clorofluorocarbonos; Hidroclorofluorocarbonos; Hidrofluorocarbonos; Perfluorocarbonos; Hexafluoruro de azufre; Trifluoruro de nitrógeno; Éteres halogenados; Halocarbonos; Mezclas de los anteriores, y Los CyGEI que el Panel Intergubernamental determine como tales y que la Secretaría dé a conocer como sujetos a reporte mediante Acuerdo que publique en el Diario Oficial de la Federación. Las metodologías y procedimientos para la medición, cálculo, o estimación de sus Emisiones Directas e Indirectas de CyGEI serán mediante cálculo por factores de emisión o balance de materiales, según lo indicado en el Reglamento. De acuerdo con el artículo 6 del mismo, el umbral a partir del cual los establecimientos sujetos a reporte deben presentar la información de sus emisiones directas o indirectas, será el que resulte de la suma anual de dichas emisiones cuando éstas sea iguales o superiores a 25,000 toneladas de CO 2 eq. Por otra parte, y de acuerdo con el artículo 16 del Reglamento, los establecimientos sujetos a reporte deberán, cada 3 años, adjuntar a la información que presenten para su integración al Registro Nacional de Emisiones, un Dictamen de Verificación expedido por un Organismo acreditado y aprobado para tales efectos. Los establecimientos que, a la entrada en vigor del Reglamento se encuentren en operación, adjuntarán por primera vez a su reporte anual en la COA el Dictamen de Verificación de sus Emisiones, conforme al siguiente calendario:

260 Para aquellas unidades que emitan más de 1,000,000 de toneladas de CO 2 eq, adjuntarán el Dictamen de Verificación en el reporte correspondiente al año Para las que generen entre 100,000.1 a 999, toneladas de CO 2 eq, adjuntarán el Dictamen en el reporte del año Y para las que generen entre 25,000 a 100, toneladas de CO 2 eq, adjuntarán el Dictamen en su reporte del año El Registro Nacional de Emisiones (RENE) se integrará con la información relativa a las emisiones directas e indirectas generadas por los establecimientos sujetos a reporte. El RENE tendrá una sección en la cual los interesados podrán inscribir los proyectos o actividades que tengan como resultado la mitigación o reducción de sus emisiones. Estrategia Nacional de Cambio Climático Ahora bien, a partir del marco jurídico y de planeación ya señalado, la autoridad ambiental en México, representada principalmente por el Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático (INECC), en coordinación con otras dependencias del sector oficial, han trabajado en el desarrollo de la Estrategia Nacional de Cambio Climático (ENCC). La ENCC es el instrumento rector de la política nacional en el mediano y largo plazos para enfrentar los efectos del cambio climático y transitar hacia una economía competitiva, sustentable y de bajas emisiones de carbono. La ENCC está integrada por tres temas, que son: Pilares de política nacional de cambio climático; Adaptación a los efectos del cambio climático; y Desarrollo bajo en emisiones / Mitigación. Este último tema incluye un panorama sobre las emisiones del país, las oportunidades de mitigación, el escenario y las emisiones de línea base y trayectoria objetivo de emisiones. La ENCC contempla objetivos a 10, 20 y 40 años. Por ejemplo, a 10 años aspira a una reducción de 30% de emisiones respecto a una línea base, a la vez que en el sector productivo se vislumbra que las tecnologías y prácticas productivas contribuyen a disminuir los riesgos al cambio climático; las principales fuentes emisoras de GEI reportan su componente de emisiones en el Registro Nacional de Emisiones (RENE); y las empresas reducen sus emisiones de gases y compuestos y aprovechan las oportunidades de eficiencia energética, ahorro de energía y uso de energías limpias y renovables. Asimismo, la ENCC a 20 años contempla que al menos 40% de la generación de energía eléctrica proviene de fuentes limpias y se implementan esquemas de producción y consumo sustentable, entre otros logros

261 Dentro de los Pilares de esta ENCC y la política de cambio climático se resalta la importancia de los instrumentos económicos, financieros y fiscales para facilitar la implantación de tecnologías y procesos productivos que permitan eficientar los consumos energéticos y reducir las emisiones de CyGEI a nivel nacional. Otros aspectos que también abonarán a la consecución de las metas trazadas incluyen: la investigación y capacitación; el desarrollo de una cultura de cambio climático; la participación de la sociedad y transparencia en la información; la medición, verificación y evaluación de las emisiones atmosféricas y los consumos de energía; así como la cooperación estratégica con las diferentes entidades internacionales involucradas en el tema. Independientemente de las acciones que se plantean en el ENCC en aspectos de adaptación al cambio climático, las medidas contempladas en cuanto al Desarrollo bajo en emisiones y mitigación del cambio climático incluyen acciones relevantes; estas acciones se definieron con base en diferentes criterios, que incluyeron entre otros: el potencial de mitigación de CyGEI en los diferentes sectores productivos; el costo marginal de su reducción o abatimiento; los beneficios ambientales, sociales y de salud pública esperados; el incremento de la productividad nacional; y las posibles limitaciones para lograr los resultados esperados, entre las que se encuentran las de orden económico, financiero, tecnológico, regulatorio y social. La ENCC señala los escenarios base y tendenciales en la emisión de CyGEIs a diferentes tiempos, considerando estimaciones de crecimiento de la economía en función del PIB, tal como lo mustra la figura 106:

262 Figura 106. Emisiones de GEI (Mt CO 2 eq) La ENCC involucra a los CCVC, conocidos también como forzadores climáticos de vida corta, incluyen: metano (CH 4), carbono negro (BC), ozono troposférico (O 3) y algunos hidrofluorocarbonos (HFC). Estos contaminantes tienen efectos importantes sobre el clima y un tiempo de vida en la atmósfera más corto que el CO 2. Las partículas negras de hollín o carbono negro (Black Carbon, BC) se originan en su gran mayoría por la quema incompleta de combustibles fósiles en procesos industriales, transporte y en procesos de pequeña escala como ladrilleras; así como en la quema de materiales de muy diversa naturaleza, como la leña y los residuos urbanos e industriales. Tienen un periodo de vida corto en la atmósfera, medido en horas o semanas. El BC calienta la atmósfera más intensamente que el CO 2, existiendo evidencia de su potencial de calentamiento global es muy alto. Algunos de los ejes estratégicos y líneas de acción que más están vinculados con la reducción de emisiones y la intensidad energética dentro de la ENCC son los siguientes:

263 Eje M1: Acelerar la transición energética hacia fuentes de energía limpia Líneas de acción M1.1 Fortalecer el esquema regulatorio, institucional y el uso de instrumentos económicos para aprovechar fuentes de energía limpia y tecnologías más eficientes. M1.4 Hacer de las empresas energéticas paraestatales ejes centrales de la lucha contra el cambio climático donde impulsen una estrategia que desarrolle energías renovables y ahorro de energía. Eje M2: Reducir la intensidad energética mediante esquemas de eficiencia y consumo responsable Líneas de acción M2.9 Continuar la exploración de tecnologías de captura y secuestro de carbono con miras a la implementación de proyectos, e incluir su asociación con la recuperación mejorada de hidrocarburos. M2.10 Impulsar tecnologías de alta eficiencia energética, sustitución de combustibles, rediseño de procesos industriales y tecnologías de captura de emisiones de CO 2, en las industrias con alta intensidad energética, como la cementera, siderúrgica, petrolera, química y petroquímica. M2.11 Reducir el consumo energético y las emisiones de GEI al ejecutar proyectos de eficiencia energética derivados de los diagnósticos energéticos integrales en los sectores petrolero, industrial y eléctrico. Eje M5: Reducir emisiones de contaminantes climáticos de vida corta y propiciar cobeneficios de salud y bienestar. Líneas de acción M5.1 Promover la elaboración de normatividad que regule las fuentes de generación y usos de los Contaminantes Climáticos de Vida Corta (CCVC). M5.11 Fomentar la reducción de emisiones de carbono negro en la mediana y gran industria mediante el cambio de combustible de coque, combustóleo, diesel, por combustibles de baja emisión de carbono negro, la implementación de sistemas de control de emisiones y eficiencia energética en los procesos. M5.12 Fomentar la reducción de emisiones de carbono negro en la micro y pequeña industria mediante la reconversión productiva, recambio tecnológico y eficiencia energética en industrias como la ladrillera

264 M5.15 Implementar acciones de reducción de emisiones fugitivas de metano principalmente en la explotación petrolera, de gas y minera así como en los sistemas de conducción, procesamiento y distribución de gas natural. Programa Especial de Cambio Climático Finalmente, el Programa Especial de Cambio Climático (PECC) incluye también objetivos, estrategias y líneas de acción. Directamente relacionados con la meta de reducir las emisiones de compuesto y gases de efecto invernadero y los consumos de energía en el sector productivo nacional se encuentra los siguientes: Objetivo 3. Reducir emisiones de gases de efecto invernadero para transitar a una economía competitiva y a un desarrollo bajo en emisiones. Estrategia 3.1. Ejecutar proyectos y acciones de eficiencia energética Líneas de acción Diseñar la ruta crítica de captura, utilización y secuestro de carbono (Carbon capture, utilization and sequestration, CCUS) e implementar proyectos piloto en CFE y para recuperación mejorada de petróleo en PEMEX Establecer programas que incrementen la eficiencia energética de los procesos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Estrategia 3.2. Acelerar la transición energética a fuentes de energía menos intensivas en carbono Líneas de acción Desplazar el uso de diesel y combustóleo en la matriz energética, por fuentes menos intensivas en carbono Estrategia 3.3. Desarrollar herramientas e instrumentos que faciliten la transición energética Líneas de acción Incorporar externalidades ambientales en la valoración de proyectos y generación eléctrica de todas las tecnologías, integrando criterios de ciclo de vida Implementar el Plan de Acción Climática de PEMEX Implementar programas de reducción de emisiones contaminantes en el sector eléctrico

265 Objetivo 4. Reducir las emisiones de contaminantes climáticos de vida corta, propiciando cobeneficios de salud y bienestar Estrategia 4.1 Utilizar tecnologías y combustibles que reduzcan la emisión de carbono negro, mejorando la calidad del aire y la salud pública Líneas de acción Estimar, monitorear y mitigar las emisiones de carbono negro producto de las actividades del sector energía Reducir emisiones de carbono negro al evitar la quema de caña de azúcar mediante la cosecha en verde. Estrategia 4.4. Desarrollar instrumentos normativos y de fomento para regular la emisión de contaminantes climáticos de vida corta Líneas de acción Desarrollar una NOM para reducir emisiones fugitivas provenientes de tanques de almacenamiento de hidrocarburos. Objetivo 5. Consolidar la política nacional de cambio climático mediante instrumentos eficaces y en coordinación con entidades federativas, municipios, Poder Legislativo y sociedad Estrategia 5.3 Desarrollar y utilizar instrumentos económicos, financieros y fiscales que faciliten la implementación de la política nacional de cambio climático Líneas de acción Establecer impuestos a los combustibles fósiles por contenido de carbono y a las actividades de combustión por emisiones de GEI Facilitar la participación de proyectos del sector energía en mecanismos de financiamiento y fomento internacional para innovación e inversión en tecnología limpia Desarrollar estrategias, programas, proyectos y mecanismos que permitan la participación de sectores productivos en el comercio de emisiones de GEI Definir esquemas que faciliten al sector público participar en proyectos para generar electricidad con energías renovables a nivel federal, estatal y municipal Utilizar instrumentos económicos y fiscales para fortalecer el desarrollo de proyectos de energía renovable

266 Tanto el PECC como la ENCC consideran la aplicación de diferentes indicadores de desempeño, que permitirán evaluar la idoneidad y efectividad de las acciones por implementar lo que, en todo caso, será la base para llevar a cabo los ajustes que se consideren necesarios y que conduzcan a la minimización de las emisiones de CyGEI y los consumos de combustibles fósiles. La anterior es una revisión que no pretende ser exhaustiva, por lo que no contempla todos los instrumentos de planeación y de política pública mexicana en relación con el cambio climático y los esfuerzos por reducir las emisiones de contaminantes atmosféricos y de la intensidad en el consumo de la energía. Existen otras disposiciones, incluso algunas muy recientemente publicadas, que también tienen vinculación con el presente estudio; entre las mismas, pueden citarse las siguientes: Ley Federal de Responsabilidad Ambiental. Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética Ley de Energía Geotérmica Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Registro de Emisiones y Transferencia de Contaminantes. Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Prevención y Control de la Contaminación a la Atmósfera. Leyes y Reglamentos estatales en materia ambiental y de cambio climático. Norma Oficial Mexicana NOM-040-SEMARNAT-2002, "Protección Ambiental - fabricación de cemento hidráulico - niveles máximos de emisión a la atmósfera"

267 Norma Oficial Mexicana NOM-042-SEMARNAT-2003, "Que establece los límites máximos permisibles de emisión de hidrocarburos totales o no metano, monóxido de carbono, óxidos de nitrógeno y partículas provenientes del escape de los vehículos automotores nuevos cuyo peso bruto vehicular no exceda los 3,857 kilogramos, que usan gasolina, gas licuado de petróleo, gas natural y diesel, así como de las emisiones de hidrocarburos evaporativos provenientes del sistema de combustible de dichos vehículos". Norma Oficial Mexicana NOM-043-SEMARNAT-1993 "Que establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de partículas sólidas provenientes de fuentes fijas". Norma Oficial Mexicana NOM-044-SEMARNAT-2006, "Que establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos totales, hidrocarburos no metano, monóxido de carbono, óxidos de nitrógeno, partículas y opacidad de humo provenientes del escape de motores nuevos que usan diesel como combustible y que se utilizarán para la propulsión de vehículos automotores nuevos con peso bruto vehicular mayor de 3,857 kilogramos, así como para unidades nuevas con peso bruto vehicular mayor a 3,857 kilogramos equipadas con este tipo de motores". Norma Oficial Mexicana NOM-047-SEMARNAT-1999, "Que establece las características de que establece las características del equipo y el procedimiento de medición para la verificación de los limites de emisión de contaminantes provenientes de los vehículos automotores en circulación que usan gasolina gas licuado de petróleo gas natural u otros combustibles alternos". Norma Oficial Mexicana NOM-050-SEMARNAT-1993, "Que establece los límites máximos permisibles de emisión de gases contaminantes provenientes del escape de los vehículos automotores en circulación que usan gas licuado de petróleo, gas natural u otros combustibles alternos como combustible". Norma Oficial Mexicana NOM-085-SEMARNAT-2011, "Contaminación atmosférica-niveles máximos permisibles de emisión de los equipos de combustión de calentamiento indirecto y su medición". Norma Oficial Mexicana NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005, "Especificaciones de los combustibles fósiles para la protección ambiental"

268 Norma Oficial Mexicana NOM-097-SEMARNAT-1995, "Que establece los límites máximos permisibles de emisión a la atmósfera de material particulado y óxidos de nitrógeno en los procesos de fabricación de vidrio en el país". Norma Oficial Mexicana NOM-163-SEMARNAT-ENER-SCFI-2013, "Emisiones de bióxido de carbono (CO 2) provenientes del escape y su equivalencia en términos de rendimiento de combustible, aplicable a vehículos automotores nuevos de peso bruto vehicular de hasta kilogramos". UNIÓN EUROPEA La Comisión Europea es el órgano ejecutivo de la Unión Europea (UE) y representa los intereses del conjunto de Europa (mas no los de algún país en concreto). El término "Comisión" designa tanto al Colegio de Comisarios como a la propia institución, que tiene su sede en Bruselas (Bélgica) y oficinas en Luxemburgo. La Comisión cuenta además con representaciones en todos los países miembros. Es importante destacar que la Comisión Europea ha desarrollado diversas iniciativas relacionadas con el cambio climático desde el año 1991, año en el que publicó la primera estrategia de la Comunidad para limitar las emisiones de bióxido de carbono y mejorar la eficiencia energética. Estas acciones incluyeron: una directiva para promover la generación de electricidad a partir de fuentes renovables; compromisos voluntarios por los fabricantes de automóviles para reducir sus emisiones de CO 2 en un 25%; y algunas propuestas para fijar impuestos a productos energéticos. Por medio de la Comisión Europea, la UE ha estado comprometida durante mucho tiempo con los esfuerzos internacionales para hacer frente al cambio climático, habiéndose obligado a ser un ejemplo dentro de su propio territorio mediante la implementación de una política muy sólida en la materia. Para ello, creó en Junio del año 2000 el Programa Europeo de Cambio Climático (PECC), en el que cada país miembro de la UE ha puesto sus iniciativas propias en congruencia con el PECC o bien complementando a este último, con el fin de implementar y cumplir con el entonces aun no vinculante Protocolo de Kioto. El PECC tuvo una primera fase entre los años 2000 y 2004, y una segunda etapa operativa anunciada en Bruselas, Bélgica, a partir de Octubre de

269 El segundo PECC (PECC II) ha explorado opciones adicionales costo-efectivas para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en consonancia con la Estrategia de Lisboa para impulsar el crecimiento económico y la creación de empleos en el continente europeo. El PECC II tiene varios grupos de trabajo, los cuales son: Equipo revisor del PECC I (que incluye cinco subgrupos: transporte, abastecimiento de energía, demanda de energía, gases no-co 2 y agricultura) Aviación CO 2 y vehículos Captura y almacenamiento de carbono Adaptación Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero de embarcaciones De manera complementaria, estos grupos han trabajado en la investigación de medidas adicionales en materia de cambio climático, tales como: mecanismos flexibles de intercambio de emisiones, agricultura, sumideros de CO 2 en suelos agrícolas y superficies forestales, etc.). El Comité Directivo (Steering Committee) del PECC ha dado seguimiento a los logros alcanzados por este programa, y a partir de ello ha propuesto el marco jurídico y administrativo para un sistema de comercio de emisiones; elaborado una directiva para la promoción del uso de biocombustibles; y publicado acciones respecto de impuestos al uso de vehículos automotores. El PECC II ha dado seguimiento también a otras acciones que quedaron inconclusas en PECC I, como el programa E2MAS. Este es un programa voluntario, por medio del cual las organizaciones privadas y públicas se comprometen a llevar a cabo una mejora continua en su eficiencia energética y hacer del dominio público los logros obtenidos. La Comisión Europea ha desarrollado un marco jurídico extenso relacionado con el cambio climático. Entre las principales directivas que ha establecido, se tienen los siguientes instrumentos, por tema específico:

270 Monitoreo y reporte de gases de efecto invernadero Reglamento (UE) No 525/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo de 21 de mayo de 2013 relativo a un mecanismo para el seguimiento y la notificación de las emisiones de gases de efecto invernadero y para la notificación, a nivel nacional o de la Unión, de otra información relevante para el cambio climático, y por el que se deroga la Decisión n o 280/2004/CE. Publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea el 18 de Junio de Este reglamento tiene como objetivo establecer un mecanismo para: Garantizar la oportunidad, integridad, exactitud, coherencia, comparabilidad y transparencia de la información presentada por la Unión (Europea) y sus Estados miembros a la Secretaría de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC o United Nations Framework Convention on Climate Change, UNFCCC). La notificación y verificación de la información relativa a los compromisos contraídos por la Unión y sus Estados miembros en virtud de la CMNUCC, del Protocolo de Kioto y de las decisiones adoptadas en virtud de los mismos, y la evaluación de los progresos realizados en el cumplimiento de dichos compromisos. El seguimiento, notificación, examen y verificación de las emisiones de gases de efecto invernadero y de información adicional de conformidad con el artículo 6 de la Decisión n o 406/2009/CE; Asimismo, este reglamento es de aplicación en aspectos tales como: La notificación de las estrategias de desarrollo bajo en carbono de la Unión y de sus Estados miembros, y de cualquier actualización de las mismas. Las emisiones procedentes de sectores y fuentes y la absorción por los sumideros de gases de efecto invernadero enumerados en el anexo I del Reglamento, incluidos en los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero. La ayuda financiera y tecnológica agregada proporcionada a los países en desarrollo de conformidad con los requisitos de la CMNUCC

271 Decisión de la Comisión de 14 de diciembre de 2006 por la que se determinan los respectivos niveles de emisión asignados a la Comunidad y a cada uno de sus Estados miembros con arreglo al Protocolo de Kioto de conformidad con la Decisión 2002/358/CE del Consejo Los respectivos niveles de emisión asignados a la Comunidad y a sus Estados miembros, expresados en toneladas equivalentes de dióxido de carbono, se determinan en el anexo de esta Decisión, aplicables a los 5 años del primer período de compromiso del Protocolo de Kioto, con un máximo de emisiones para la UE de 19,682 millones de toneladas de CO 2 equivalente. Sistema de comercio de emisiones de la UE Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo del 13 de octubre de 2003 por la que se establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad y por la que se modifica la Directiva 96/61/CE del Consejo. Publicada en el Diario Oficial de la Unión Europea el 25 de Octubre de 2003 Por medio de esta directiva, la UE estableció un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en el interior de la Comunidad, denominado régimen comunitario, a fin de fomentar reducciones de las emisiones de estos gases de una forma eficaz en relación con el costo y económicamente eficiente. La Directiva aplica a las emisiones generadas por las actividades referidas en el anexo I y a los gases de efecto invernadero que figuran en el anexo II de la misma. Las siguientes del Anexo I exclusivamente consideran al CO 2 y son las siguientes: Actividades energéticas Plantas eléctricas de más de 20 MW Refinerías Plantas de producción de coque

272 Producción y transformación de metales férreos Instalaciones de calcinación o sinterización de minerales metálicos incluido el mineral sulfurado Instalaciones para la producción de arrabio o de acero (fusión primaria o secundaria), incluidas las correspondientes instalaciones de colada continua de una capacidad de más de 2,5 toneladas por hora Industrias minerales Instalaciones de fabricación de cemento sin pulverizar ("clinker") en hornos rotatorios con una capacidad de producción superior a 500 toneladas diarias, o de cal en hornos rotatorios con una capacidad de producción superior a 50 toneladas por día Instalaciones de fabricación de vidrio incluida la fibra de vidrio, con una capacidad de fusión superior a 20 toneladas por día Instalaciones para la fabricación de productos cerámicos mediante horneado, en particular de tejas, ladrillos, ladrillos refractarios, azulejos, gres cerámico o porcelanas, con una capacidad de producción superior a 75 toneladas por día, y/o una capacidad de horneado de más de 4 m3 y de más de 300 kg/m3 de densidad de carga por horno Otras actividades Pasta de papel a partir de madera o de otras materias fibrosas; Papel y cartón con una capacidad de producción de más de 20 toneladas diarias Los gases de efecto invernadero que contempla el anexo II de esta iniciativa son: Dióxido de carbono (CO 2) Metano (CH 4) Óxido nitroso (N 2O) Hidrofluorocarburos (HFC) Perfluorocarburos (PFC) Hexafluoruro de azufre (SF 6)

273 En el inciso 3) del anexo III de esta iniciativa se señala que: Las cantidades de derechos de emisión por asignar serán coherentes con el potencial, incluido el potencial tecnológico, de reducción de las emisiones de las actividades sujetas al presente régimen. Los Estados miembros podrán basar su distribución de derechos de emisión en el promedio de las emisiones de gases de efecto invernadero por producto en cada sector de actividad y en los progresos alcanzables en cada actividad. Con respecto del reporte (seguimiento y notificación) de las emisiones de gases de efecto invernadero por la industria y sectores de energía europeos, esta directiva señala en su anexo IV que el cálculo de las emisiones se hará, para el caso del CO 2, mediante factores de emisión y oxidación, haciéndose un cálculo separado para cada actividad, cada instalación y cada combustible; por otra parte, la medición de las emisiones se hará recurriendo a métodos normalizados o aceptados y se corroborará mediante un cálculo complementario de las emisiones. Para otros gases diferentes al CO 2, se recurrirá a los métodos normalizados o aceptados desarrollados por la Comisión, en colaboración con todas las partes interesadas pertinentes, y adoptados de conformidad. Este anexo también señala la información que deberán reportar los generadores de gases de efecto invernadero, similar a lo que se debe reportar mediante la COA en el caso mexicano. Decisión de la Comisión de 18 de julio de 2007 por la que se establecen directrices para el seguimiento y la notificación de las emisiones de gases de efecto invernadero de conformidad con la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo. Esta decisión establece que el seguimiento y la notificación de las emisiones de gases de efecto invernadero (resultantes de las actividades enumeradas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE), cuando se llevan a cabo de manera completa, coherente, transparente y exacta de acuerdo con las directrices establecidas (en este documento) resulta de fundamental importancia para el régimen de comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero por los países de la UE. Las directrices que se detallan en los diferentes anexos de esta Decisión (anexos III a XI) son para cada uno de los tipos de instalaciones relacionadas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE. Además, el anexo II de esta Decisión es referente a las Directrices respecto a las emisiones de combustión de las actividades enumeradas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

274 Para el sector cemento, por ejemplo, la directriz correspondiente establece que las emisiones de CO 2 resultan de las fuentes de emisión y los flujos siguientes: Calcinación de piedra caliza de las materias primas, Combustibles fósiles convencionales para el horno, Materias primas y combustibles fósiles alternativos para el horno, Combustibles de biomasa para el horno (residuos de biomasa), Combustibles que no son para el horno, Contenido de carbono orgánico en piedras calizas y pizarras, Materias primas utilizadas para el lavado de gases residuales Sobre esta base, refiere que para el cálculo de las emisiones de CO 2 se deberán calcular las emisiones por combustión de acuerdo con el anexo II referido arriba, además de sumarlas con las emisiones de proceso (CO 2 procedente de la fabricación de clinker, la calcinación parcial o total del polvo del horno de cemento o del polvo desviado eliminado del proceso, y en algunos casos, del contenido en carbono no carbonatado de las materias primas). Todos estos cálculos mediante factores de emisión y relaciones estequiométricas de los materiales utilizados en el proceso. Reglamento (UE) No 1031/2010 de la Comisión de 12 de noviembre de 2010 sobre el calendario, la gestión y otros aspectos de las subastas de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero con arreglo a la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, por la que se establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad El Reglamento establece las normas sobre el calendario, la gestión y otros aspectos de las subastas de derechos de emisión con arreglo a los capítulos II (aviación) y III (instalaciones fijas) de la Directiva 2003/87/CE a partir, respectivamente, del 1 de enero de 2012, y del 1 de enero de Asimismo, debe aplicarse a la subasta de derechos de emisión del capítulo III de la Directiva 2003/87/CE antes del inicio del período que comienza en 2013 si resulta necesario para garantizar el correcto funcionamiento de los mercados del carbono y la electricidad. Como norma, el volumen que salga a subasta cada año debe equivaler al volumen de derechos de emisión atribuidos a ese año. Los detalles de cómo deberán celebrarse las subastas (auctions) de derechos de emisión están señalados en este Reglamento, el cual señala, entre otros aspectos,

275 que tales subastas se llevarán a cabo mediante un formato en virtud del cual los ofertantes presentarán sus ofertas durante un período determinado sin ver las ofertas presentadas por otros ofertantes; asimismo, todos los adjudicatarios deberán pagar el mismo precio de adjudicación de la subasta por cada derecho de emisión, con independencia del precio ofertado. Mapa de ruta para llegar a una economía baja en carbono en el año 2050 La Comisión Europea está buscando formas costo-efectivas que logren hacer de la economía de este continente una más amable con el medio ambiente y que consuma menos energía. Se estima que para el año 2050 la UE podrá reducir significativamente sus emisiones de GEI; para ello, las tecnologías limpias jugarán un papel fundamental. A corto plazo, sin embargo, la UE ha definido un marco legislativo que le permitirá reducir sus emisiones hacia el año 2020 a un 20% por debajo de las que tenía en el año 1990; la información disponible al momento permite deducir que este objetivo se podrá alcanzar según lo esperado. Asimismo, Europa ha ofrecido incluso reducir sus emisiones hasta un 30% a 2020 si otras economías desarrolladas ponen de su parte para alcanzar reducciones importantes a nivel global. Con su mapa de ruta para alcanzar una economía baja en carbono a 2050, la Comisión Europea ve más allá de los objetivos a corto plazo, con el fin de obtener mucho mayores recortes en sus emisiones hacia la mitad del presente siglo. De hecho, las principales economías mundiales tendrán que trabajar muy fuerte en este sentido si se pretende que el calentamiento global no sobrepase los 2 o C en comparación con el promedio de temperatura de la era pre-industrial. Este mapa de ruta sugiere que, para 2050, la UE reducirá sus emisiones en un 80% con respecto de los niveles de 1990, considerando tan solo medidas de carácter doméstico; asimismo, establece metas de reducción de 40% para el año 2030 y 60% para Por otra parte, el mapa de ruta muestra cómo los principales sectores generadores de emisiones de CyGEI generación eléctrica, industria, transporte, construcción y agricultura pueden efectuar la transición hacia un desarrollo bajo en carbono y que sea costo-efectivo. Para llevar a cabo esta transición, la UE necesitará invertir cada año aproximadamente 270 millones de euros o 1.5 % de su Producto Interno Bruto durante las cuatro décadas por venir. Esta enorme inversión permitirá el crecimiento de una amplia gama de sectores manufactureros y de servicios ambientales. Por otro lado, se estima que al hacer esta transición, la UE estará usando 30% menos energía en el año 2050 que la que se utilizaba en 2005, y ésta provendrá

276 principalmente de fuentes renovables, por lo que Europa será menos dependiente de importaciones a precios usualmente elevados tanto de petróleo como de gas. En promedio, Europa podría ahorrar entre 175 y 320 mil millones de euros anualmente en costos de combustibles convencionales durante los siguientes 40 años. El mapa de ruta está contemplado en el documento Comunicación de la Comisión al Parlamento Europeo, al Consejo, al Comité Económico y Social Europeo y al Comité de las Regiones; hoja de ruta hacia una economía hipocarbónica competitiva en El documento establece los principales desafíos a los que se enfrenta el continente europeo para poder alcanzar un desarrollo bajo en carbono; los objetivos intermedios hacia el año 2050; la innovación tecnológica en cada sector productivo para alcanzar cada vez menores intensidades de carbono (en particular enfatiza que el régimen de comercio de derechos de emisión de la propia UE (RCDE UE) será determinante para la introducción en el mercado de toda una serie de tecnologías hipocarbónicas); la inversión económica que será necesaria para lograr el desarrollo bajo en carbono (se calcula en alrededor de 270 mil millones de euros al año durante los próximos cuarenta años, si bien se tiene contemplado que la eficiencia energética y la transición hacia fuentes de energía hipocarbónicas y producidas en el ámbito interno reducirán los costos medios del combustible de la UE por un valor de entre y millones de euros anuales en el conjunto del periodo de cuarenta años considerado). Y finalmente, el mapa de ruta se refiere a la dimensión internacional del problema del cambio climático, en el que la Unión Europea, con algo más del 10 % de las emisiones mundiales, no estará en condiciones de combatir el cambio climático por sus propios medios. La única manera de resolverlo es avanzar en el ámbito internacional. En la COP15 de Copenhague, los líderes del mundo convinieron en que la temperatura media mundial no debería elevarse más de 2 ºC. Hoy en día, un buen número de países que representan más del 80 % de las emisiones globales se ha fijado objetivos nacionales en el marco de los Acuerdos de Copenhague y Cancún. Algunos socios esenciales de Europa, como China, Brasil y Corea, han asumido estos retos, en un principio mediante programas de estímulo y ahora, cada vez más, mediante planes de acción concretos para promover la economía baja en carbono. La inacción supondría perder terreno en importantes sectores de la industria manufacturera de Europa

277 Adicionalmente, la UE cuenta con su sistema de reporte de emisiones; una de las publicaciones más recientes es la de "Annual European Unión greenhouse gas inventory and inventory report 2014", presentada al Secretariado de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el cambio Climático; en ella, se puede observar cómo los esfuerzos e iniciativas en Europa para reducir sus emisiones de CyGEI han dado frutos, según se aprecia en la figura 107 y la tabla 67 la cual incluye a las 15 economías más desarrolladas de ese continente: Figura 107. Emisiones GHG

278 Tabla 67. Reporte de Emisiones de la UE

279 ESTADOS UNIDOS Normatividad en EUA La EPA (Agencia Ambiental de EUA) ha desarrollado una serie de normas para las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de fuentes móviles y fijas bajo la Ley de Aire Limpio de EUA. A continuación se presentan las propuestas clave o acciones adoptadas para aplicar los requisitos de la Ley de Aire Limpio para la contaminación de carbono y otros gases de efecto invernadero. Ley de Aire Limpio Entre los principales fundamentos de la ley se encuentra el control de los contaminantes comunes. Para proteger la salud pública y el bienestar a nivel nacional, la Ley de Aire Limpio requiere que la EPA establezca normas nacionales de calidad del aire de determinados contaminantes comunes y actualizarlas sobre la base de los últimos avances científicos. La EPA ha establecido estándares de calidad del aire en base a seis contaminantes criterio: material particulado (también conocida como la contaminación de partículas), ozono, dióxido de azufre, dióxido de nitrógeno, monóxido de carbono y plomo. En Estados Unidos los estados están obligados a adoptar planes de cumplimiento de los estándares de calidad del aire para lograr y mantener la calidad del aire. Los planes estatales también deben controlar las emisiones que se desplazan a través de las fronteras estatales y que pueden perjudicar la calidad del aire en otros estados a causa del viento. Otras disposiciones clave están diseñadas para minimizar la contaminación proveniente de los vehículos de motor y de plantas industriales nuevas o ampliadas. La ley exige nuevas fuentes fijas (por ejemplo, plantas de energía y fábricas) para utilizar mejor la tecnología disponible, y permite normas menos estrictas para las fuentes existentes

280 Transporte / Fuentes Móviles 1. La EPA y la Administración Nacional de Seguridad Vial La EPA y la Administración Nacional de Seguridad Vial (NHTSA) están tomando medidas coordinadas para promover la fabricación de una nueva generación de vehiculos (que sustituiran a los más grandes y antiguos camiones). A través de la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y mejorar el uso de combustible, promovidos por esta iniciativa, se espera que las normas aprobadas y propuestas ayuden a la disminución de uso de de seis mil millones de barriles de petróleo hasta el 2025 y reducir más de millones de toneladas métricas de emisiones de dióxido de carbono. 2. Programa Estandar para el Combustible Renovable. La EPA también es responsable del desarrollo e implementación de regulaciones para asegurar que el combustible vendido en los Estados Unidos contenga un volumen mínimo de combustible renovable. Para el año 2022, el programa Renewable Fuel Standard (RFS) reducirá las emisiones de gases de efecto invernadero en 138 millones de toneladas métricas, de las emisiones anuales de 27 millones de vehículos de pasajeros, en sustitución de alrededor de siete por ciento del consumo anual de gasóleo, se espera la disminución de las importaciones de petróleo por $ millones. Fuentes fijas 1. Normas para la contaminación por carbono en plantas energéticas El 2 de junio de 2014, la EPA emitió una propuesta para reducir la contaminación de carbono de las centrales eléctricas existentes, la mayor fuente de emisiones de gases de efecto invernadero en los EE.UU. Uno de los principales elementos de la propuesta, es el establecimiento base de las frecuencia de emisiones en la CO 2. Para fijar estos objetivos, la EPA analizó estrategias prácticas y asequibles que los estados y las empresas de servicios públicos ya están utilizando para reducir la contaminación de carbono del sector eléctrico. Estas estrategias se incorporan a lo que la propuesta describe como bloques de construcción que conforman el mejor sistema de reducción de emisiones (BSER)

281 Estas estrategias, que ya están desplegados por los Estados y las empresas en todo el país, incluyen mejoras en la eficiencia de las centrales intensivas en carbono; programas que permitan mejorar la generación y estimular las inversiones privadas, fuentes de energía renovables; así como los programas que ayudan a los hogares y las empresas utilizan la electricidad de forma más eficiente. 2. Regla de adaptación de Gases de Efecto Invernadero El 13 de mayo de 2010, la EPA establece los umbrales de emisiones de gases de efecto invernadero. Esta regla de adaptación trata de los requisitos que permiten a la Ley de Aire limitar a los grandes emisores de gases de efecto invernadero de la nación: las centrales eléctricas, refinerías y plantas de producción de cemento. Reporte de emisiones 1. Programa de Información de Gases de Efecto Invernadero El Programa de Información de gases de efecto invernadero, recopila datos de las emisiones de gases de efecto invernadero de las grandes fuentes, en toda una gama de sectores industriales, así como los proveedores de productos que emiten gases de efecto invernadero. Se dispone de datos de gases de efecto invernadero a través de la herramienta de informes de gases de efecto invernadero de publicación de datos del programa. Otras acciones relacionadas 1. Normas de contaminación del aire por rellenos sanitarios El 1 de julio de 2014, la EPA propuso cambios a sus normas de aire para los rellenos de residuos sólidos urbanos. Estos cambios requerirán ciertos adecuaciones a los rellenos para capturar el gas, lo que reduciría las emisiones de metano, un potente gas de efecto invernadero, y ayudará a reducir aún más la contaminación que daña la salud pública. 2. Estándares de contaminación por el Petróleo y Gas Natural El 18 de abril de 2012, la EPA concluyó una serie de reglamentos rentables para reducir la contaminación del aire de la industria del petróleo y el gas natural, permitiendo al mismo tiempo un crecimiento continuo y responsable de la producción de petróleo y gas natural de los Estados Unidos. Se espera que las reglas finales logren una reducción de casi el 95 por ciento de las emisiones de COVs de más de nuevos pozos de shale gas cada año. Las reglas también reducirán los tóxicos del aire y las emisiones de metano

282 3. Secuestros geológicos de dióxido de carbono Los secuestros s geológicos es un mecanismo que busca la captura de dióxido de carbono (CO 2) a partir de una fuente, como una planta de energía de generación eléctrica a carbón o un pozo a miles de metros bajo tierra por tiempo indefinido. Con la selección y dirección de obra adecuada, el secuestro geológico podría desempeñar un papel importante en la reducción de las emisiones de CO 2. La EPA ha finalizado los requisitos de la norma para el secuestro geológico, incluyendo el desarrollo de una nueva clase de pozos, Clase VI, bajo la autoridad del Programa de Control de Inyección Subterránea de Ley de Agua Potable. Propuesta de norma de energía limpia El 2 de junio de 2014, la EPA propuso un plan común para reducir la contaminación de carbono de las centrales eléctricas. Estados, ciudades y empresas en todo el país ya están tomando medidas para hacer frente a los riesgos del cambio climático. La propuesta de la EPA se basa en esas acciones y es flexible - lo que refleja que los diferentes estados tienen una combinación diferente de fuentes y oportunidades, y que refleja el importante papel de los Estados como socios de pleno derecho con el gobierno federal en la reducción de la contaminación. Esta propuesta se trata mantener un sistema de energía asequible, fiable, reducir la contaminación y proteger nuestra salud y el medio ambiente y para las generaciones futuras. Hoy, más que nunca, los consumidores tienen la capacidad - y el interés - para invertir en energía limpia. La energía limpia incluye la eficiencia energética y opciones de suministro de energía limpias como el calor combinado de alta eficiencia y potencia, así como las fuentes de energía renovables. Existen programas de energía limpia de la EPA, que están trabajando con los responsables estatales de política, las empresas eléctricas y de gas, los consumidores de energía, y otros interesados clave. Mediante la identificación, diseño e implementación de soluciones de política energética y de tecnología limpia

283 1.- Programas de energía limpia Buscan trabajar con la industria y otros grupos clave para fomentar tecnologías limpias, eficientes, como la cogeneración y la energía verde a partir de recursos renovables. Green Power Partnership Combinada de calor y Power Partnership ENERGY STAR Center for Corporate Climate Leadership 2.- Programas locales estatales Su objetivo es trabajar con los gobiernos estatales y locales para identificar y poner en práctica programas rentables que reduzcan las emisiones de gases de efecto invernadero, ahorrar energía y mejorar la calidad del aire. Programas Estatales y Locales Iniciativa de Reducción de Isla de Calor Regulación de Servicios Públicos del Estado y Energía Limpia 3.- La energía y los ciudadanos La EPA cuenta con un sitio web Clean Energy donde ayudan a entender; De qué manera el uso de energía afecta el entorno, qué tan limpia es la energía que utilizan los ciudadanos y cómo pueden reducir su impacto 4.- Recursos de energía limpia Son herramientas que pueden ayudar en la medición del impacto ambiental. Profiler Poder Greenhouse Gas Calculadora Equivalencias egrid

284 ARTÍCULO Los Estados Unidos y China han encontrado un terreno común en el esfuerzo continuo para combatir el cambio climático global. El objetivo es reducir los gases de efecto invernadero en un 26% a un 28% en 2025, en comparación con los niveles de Esto va a ayudar a mejorar la salud pública, que crecerá a cabo la economía, creará puestos de trabajo, que fortalecerá nuestra seguridad energética, y que pondrá a EUA y China en camino hacia una economía baja en carbono". Japón El Gobierno de Japón ha tomado medidas para hacer frente al cambio climático, donde adoptó el Plan de Acción de Cambio Climático (1990), el Programa de Cambio Climático (1998) y las Directrices para las medidas de prevención del calentamiento global (1999). El 19 de marzo de 2002, el gobierno aprobó un nuevo Programa de Cambio Climático, cuyo objetivo es estimular las políticas y medidas necesarias para el cumplimiento del compromiso de reducción de emisiones del 6% en virtud del Protocolo de Kyoto, también presentó el proyecto de ley de Políticas de Cambio Climático. Emisiones de GEI de Japón En los esfuerzos para cumplir con el artículo 4 y 12 de la Convención, la oficina Greenhouse Gas Inventory (GIO) desarrolló el inventario de emisiones de GEI dle Japón. Los archivos de datos, incluyen las emisiones de GEI y el informe de inventario nacional de GEI, que se presentaron a la CMNUCC por el Gobierno de Japón. Sistema de notificación obligatoria de GEI. La enmienda de ley de cambio climático establece que a partir del 01 de abril del 2006, las empresas que emiten un volumen masivo de GEI están obligadas a informar al gobierno. El gobierno debe compilar la información y publicar los resultados

285 Esquema de Comercio voluntario de emisiones de Japón (J-VETS) El esquema de comercio voluntario de emisiones de Japón (J-VETS), tiene como propósito fomentar el esfuerzo voluntario de las empresas para reducir los GEI de manera rentable y acumular conocimientos y experiencias en materia de comercio de emisiones. Este esquema se inició en 2005 por iniciativa del Ministerio de Medio Ambiente. Fuente: AUSTRALIA Australia aprobó en julio su «Clean Energy Future Package», que tiene por objetivo reducir las emisiones nacionales un 5% por debajo de la cifra del año 2000 para 2020, y un 80% para Además, impone un impuesto sobre el carbono a las 300 empresas más contaminantes, ofreciendo incentivos en el caso de mejoras de eficiencia y energías renovables. El plan australiano cubre más sectores y más emisiones que el sistema europeo, aunque los analistas afirman que el programa de California, que entrará en vigor el 1 de junio, tiene un alcance similar. Además, Australia y California están en conversaciones para conectar sus respectivos mercados de carbono. La iniciativa fue adoptada después que el Gobierno degoro un impuesto sobre el carbono, medida pionera en este ámbito. La ley, que deberá ser debatida en la Cámara de Representantes en la que el gobierno del primer Ministro Tony Abbott establece un fondo de millones de dólares destinados a la reducción de las emisiones de efecto invernadero. Dicho monto es un incentivo para las empresas que voluntariamente adopten medidas para conseguir dicha disminución. El abolido impuesto al carbono, en cambio, gravaba la emisión por tonelada de CO 2 emitida. Uno de los factores que pavimentó la aprobación de la iniciativa fue el compromiso del gobierno ante senadores independientes y del partido de Palmer en cuanto a mantener la Autoridad de Cambio Climático para que analice la posibilidad de fijar un sistema de intercambio de emisiones contaminantes (ETS, en inglés). En 2012, Australia impuso un impuesto a las emisiones que

286 obligaba inicialmente a las mayores empresas contaminantes a pagar 23 dólares australianos, tasa que debía aumentar 2,5% en términos reales hasta Ese año se preveía pasar al sistema de comercio de emisiones. En 2012, Australia impuso un impuesto a las emisiones que obligaba inicialmente a las mayores empresas contaminantes a pagar 23 dólares australianos, tasa que debía aumentar 2,5% en términos reales hasta Ese año se preveía pasar al sistema de comercio de emisiones. Australia es responsable del 1,5 por ciento de las emisiones de GEI globales, cantidad muy inferior a la de Estados Unidos o China, aunque, con sus casi 22 millones de habitantes, es el mayor contaminante per cápita del planeta. (Emol 2014) Australia trata de ayudar a sus empresas a alcanzar los objetivos marcados. Los primeros permisos de emisión, expedidos sin coste esta semana a la productora de aluminio Alcoa y a Queensland Nitrates, forman parte del programa del gobierno de 8,9 mil millones de dólares para ayudar a aquellos negocios con competencia internacional a adaptarse al sistema de e fijación de límites e intercambio de derechos de emisión. Para enfrentarse a los críticos que creen que Australia no debería ponerse en una situación de desventaja frente a otros países que no se deciden a abordar el problema del cambio climático, la ley fue diseñada para determinar los objetivos según el estado de las negociaciones a nivel mundial sobre las emisiones de carbono. Si la comunidad internacional accediera a estabilizar la concentración de gases de efecto invernadero en la atmósfera a 450 partes por millón, Australia fijaría un objetivo para 2020 del 25% por debajo de los niveles de De no ser así, como parece más probable, si las naciones no alcanzan un nuevo acuerdo climático, Australia fijará un objetivo más modesto del 15% por debajo de los niveles del año

287 VIII INSTRUMENTOS DE GESTIÓN CLIMÁTICA NACIONALES E INTERNACIONALES En materia de acciones para reducir las emisiones de CyGEI en México y en el mundo entero se han desarrollado diversos instrumentos de gestión que contribuyen, en diferente medida y de distintas formas, a tratar de reducir el efecto invernadero en la atmósfera, con el consecuente calentamiento global y el cambio climático que se ha venido presentando con mayor fuerza en los últimos lustros. A continuación se presentan algunos de los instrumentos más ampliamente utilizados en la gestión climática. Estándares de emisión Los estándares de emisión se refieren, en términos generales, a los límites máximos permisibles que la autoridad federal, principalmente, establece para las emisiones de procesos productivos de sectores reconocidos como generadores de cantidades importantes de CyGEI. En México, uno de los sectores que está sujeto a estándares de emisión es el de la industria cementera, a través de la Norma Oficial Mexicana NOM-040-SEMARNAT-2002 "Protección ambiental - fabricación de cemento hidráulico - niveles máximos de emisión a la atmósfera". No obstante, esta NOM no tiene dentro de su contenido alusión alguna a límites máximos permisibles de emisiones de bióxido de carbono o de otros compuestos o gases de efecto invernadero. De cualquier manera, varias empresas de la industria cementera en México reportan sus emisiones de CO 2, incluso verificadas, además de sus consumos de materia prima y combustible dentro de su Cédula de Operación Anual, con lo cual se ha podido calcular sus emisiones anuales. También la Norma Oficial Mexicana NOM-085-SEMARNAT-2011, Contaminación atmosférica- Niveles máximos permisibles de emisión de los equipos de combustión de calentamiento indirecto y su medición incluye límites máximos de emisión de contaminantes a la atmósfera, tales como las partículas, bióxido de azufre, óxidos de nitrógeno y el monóxido de carbono, quedando todavía fuera de la misma el bióxido de carbono; una próxima revisión de la misma podría dar lugar a la inclusión de este parámetro. Otra directiva mexicana que sí contempla las emisiones de CO 2 es la Norma Oficial Mexicana NOM- 163-SEMARNAT-ENER-SCFI-2013, Emisiones de bióxido de carbono (CO 2) provenientes del

288 escape y su equivalencia en términos de rendimiento de combustible, aplicable a vehículos automotores nuevos de peso bruto vehicular de hasta kilogramos ; esta norma aplica para los vehículos automotores de uso por el grueso de la población mexicana. Debido a que el sector transporte es uno de los que más contribuyen a la generación de CyGEI, es de esperar que este lineamiento sea la base para un progresivo control de las emisiones en el sector y, desde luego, sea el detonante para la implementación de control de emisiones, particularmente de CO 2, en diversos giros de la actividad productiva nacional. Por otra parte, en los Estados Unidos, muy recientemente, el 02 de Junio de 2014, la Agencia de Protección Ambiental (US Environmental Protection Agency, EPA), bajo el Plan de Acción Climática del Presidente Barack Obama, propuso el denominado "Plan de Energía Limpia" (Clean Power Plan), el cual considera diferentes acciones para reducir la contaminación por carbono proveniente de las plantas de generación de energía eléctrica que usan combustibles fósiles. Estas plantas constituyen la mayor fuente de contaminación en los EU con casi un tercio de todas las emisiones nacionales de GEIs. Se espera que el plan permita una reducción del 30% de las emisiones hacia el año 2030 por debajo de los niveles del año 2005, lo que equivale a unas 730 millones de toneladas métricas de CO 2. La cifra anterior equivale a la contaminación generada por 150 millones de automóviles o casi las dos terceras partes de los vehículos automotores que tiene el país vecino del norte; también equivale a proveer de energía a unas 65 millones de casas, esto es, más de la mitad de los hogares en territorio estadounidense. Además, el Plan de Energía Limpia redundará en beneficios climáticos y a la salud estimados en el orden de 55 mil a 93 mil millones de dólares en 2030, evitando entre 2,700 y 6,600 muertes prematuras y entre 140,000 a 150,000 menos episodios de asma en infantes. El Plan de Energía Limpia de la EPA propone objetivos específicos de reducción de emisiones de CO 2 para plantas de generación eléctrica para cada estado de la Unión Americana. Estos objetivos no son aplicables específicamente por planta de generación, sino más bien cada estado tiene una amplia flexibilidad para alcanzar sus límites en el año 2030 mediante la reducción de la intensidad de carbono del conjunto de sus plantas, según resulte conveniente. La ecuación básica para llegar a las metas de cada estado es una relación entre las emisiones de CO 2 en peso (libras) divididas entre la generación eléctrica estatal producida en plantas que emplean combustibles fósiles y ciertas fuentes de baja (o nula) emisión de energía, como aquellas plantas hidroeléctricas o nucleares, así como parámetros de eficiencia energética que permiten ahorros, todo en Megawatts-hora (MWh)

289 Esta información a nivel estado y condados se vierte en la ecuación y el resultado es la meta del estado en cuanto a sus emisiones de CO 2. Esta meta es diferente para cada estado, ya que cada uno de ellos tiene un inventario diferente de emisiones y un conjunto de instalaciones de generación eléctrica muy variable. Considerando lo anterior, la EPA ha definido una estructura de metas u objetivos a cumplirse en dos diferentes etapas; la primera, para el período de 2020 a 2029, a la que se denomina como una meta intermedia o interina, y una meta final para alcanzar a partir del año 2030 y en adelante. Sistemas "Cap and Trade" Los sistemas denominados cap and trade (literalmente tope y comercio, referido a emisiones de gases contaminantes) es una herramienta de política ambiental que establece un límite en las emisiones de CyGEI para un país u organización económica, al tiempo que provee de ciertos mecanismos flexibles en la manera en que se puede cumplir con dichos límites. Los sistemas cap and trade que han resultados exitosos brindan beneficios en cuanto a aspectos tales como innovación tecnológica, eficiencia en procesos y energética, a la vez que proveen una estricta contabilidad ambiental de entradas y salidas (insumos, desechos) sin que esto signifique inhibir el crecimiento económico o el desempeño productivo. Los sistemas cap and trade constituyen el mejor enfoque ambiental y económico para controlar las emisiones contaminantes y de CyGEI, que son el principal detonador del calentamiento global y el cambio climático. El cap (tope) establece un límite de emisiones que debe ser alcanzado y reducido incluso con el tiempo, con el fin de disminuir la cantidad de contaminantes que son liberados al medio ambiente; en caso de que una parte no cumpla con estos límites o topes, el mecanismo considera una penalización económica. La imposición de topes de emisiones se fija para todas las áreas productivas de un país o un sector, tales como la generación de energía, la transportación, las empresas de manufactura, etc. Así, una empresa (o país, en su conjunto) solamente podrá emitir tanto carbono (en términos de CO 2 u otros CyGEI) como haya quedado establecido en su tope o límite. Este tope o cap en teoría va disminuyendo año con año, y el país y/o sus empresas pueden planificar mejor y encontrar áreas de oportunidad para lograr un mejor desempeño ambiental

290 Por otra parte, el trade (comercio) permite crear un mercado de permisos o conceciones de emisiones al ambiente, lo cual motiva a las empresas (o gobiernos nacionales) a innovar su planta productiva para poder cumplir con sus autorizaciones o límites que le han sido fijados. En ese sentido, mientras menos emisiones liberen a la atmósfera, menos cargos o multas tendrán que pagar, por lo que existe un incentivo económico para contaminar menos. Pero siempre existe la posibilidad de que un país o una planta productiva no pueda cumplir con su tope de emisiones, por diversos factores de índole tecnológica, presupuestaria, operativa, administrativa, etc. De allí la importancia del comercio de emisiones; éste permite que, aquellas partes que no pueden cumplir con sus límites particpen en un mercado que subasta emisiones certificadas de empresas o países que sí fueron capaces de cumplir con sus límites y que, incluso, quedaron por debajo de los mismos, y que ofrecen en el mercado sus excedentes al mejor postor. En los Estados Unidos existen desde hace ya varios años, sistemas cap and trade que han resultado exitosos; entre ellos se encuentran los sistemas para el límite y comercio de emisiones de bióxido de azufre (SO2) dentro del programa Lluvia ácida, el cual comenzó en el año 1995 en plantas de generación de electricidad del este y medio oeste de aquél país que empleaban combustibles fósiles con alto contenido de azufre, básicamente carboeléctricas. También bajo el programa de Lluvia Acida, se tiene un sistema cap and trade para emisiones de NOx (ver figura 108). Figura 108. Programa de lluvia ácida

291 Por otro lado, el sistema cap and trade más exitoso y más reconocido a nivel mundial es el de la Unión Europea, conocido como Emissions Trading System (ETS). Este sistema está basado en el límite y comercio de emisiones certificadas de bióxido de carbono. En este sistema se estima que para el año 2020 las emisiones de los distintos sectores cubiertos por el mismo serán menores en un 21% que las que se tuvieron en 2005; y para 2030 la Comisión Europea considera que la reducción sería de un 43%. Al poner un precio sobre el carbono y, por lo tanto, asignar un valor financier a cada tonelada de carbono ahorrada, el ETS ha puesto el tema del cambio climático en la agenda de los consejos directivos y sus departamentos de finanzas de muchas empresas privadas en el continente europeo. En ese sentido, un alto precio del carbono promueve la inversion en tecnologías modernas de baja intebnsidad de carbono. Asimismo, al permitir que las compañías privadas adquieran créditos internacionales, el ETS también actúa como un detonante en la inversion en tecnologías limpias, de manera particular en los países en desarrollo. Actualmente, el ETS, que inició en el año 2005, está ahora en su tercera fase, que va del año 2013 al año Esta nueva fase tiene cambios significativos con respecto de sus etapas inciales. Ahora, un solo tope de emisiones a nivel del continente europeo aplica, en vez de los topes o límites nacionales que se tenían anteriormente. Asimismo, la mecánica de subasta está siendo empleada, y no la libre asignación de permisos; por ejemplo, en el año 2013 más de un 40% de los permisos de emisión fueron subastados, y esto será progresivo año con año. A pesar de que el comercio de emisiones tiene el potencial de cubrir muchos sectores económicos y gases de efecto invernadero, la atención principal de la ETS europeo se centra en las emisiones que pueden ser medidas, reportadas y verificadas con un alto nivel de precision. Este sistema de comercio de emisiones contempla las emisiones de CO 2 de plantas de generación de electricidad, de industrias intensivas en el uso de energía (siderurgia, cemento, cal, vidrio, cerámica, papel, y química orgánica), asi como de líneas aéreas comerciales. Por otra parte, también incluye a las emisiones de oxido nitroso proveniente de la fabricación de algunos ácidos (nítrico, adípico, oxoacético) y de perfluorocarbonos (PFC) de la producción de aluminio

292 La participación en el ETS europeo es obligatoria para las compañías que operan en estos sectores, si bien en algunos sectores solamente participant plantas productivas por arriba de un cierto tamaño de producción en adelante. Los gobiernos nacionales pueden excluir a algunas instalaciones pequeñas de participar en este sistema si se determina que algunas medidas fiscales o de otro tipo pueden lograr reducir sus emisiones por una cantidad equivalente determinada. En su conjunto, el ETS europeo cubre un 45% de las emisiones de CyGEI de los 28 países que conforman la Unión Europea. El éxito del ETS ha inspirado a otros países a implementar sus propios mecanismos de cap and trade. Es interés de la misma Unión Europea el poder ligar su sistema con otros a nivel internacional, a fin de poder lograr un mercado de carbono expandido global. Otro sistema cap and trade conocido es el de Nueva Zelanda (New Zealand Emissions Trading Scheme, NZ ETS), el cual tiene una cobertura parcial de las emisiones en el país. Fue regulado por vez primera en Septiembre de 2008 bajo la ley denominada Climate Change Response (Emissions Trading) Amendment Act y por el Quinto Gobierno Laborista de ese país; luego fue modificada em Noviembre de 2009 y Noviembre de 2012 por el Quinto Gobierno nacional de Nueva Zelanda. El NZ ETS cubre a las actividades forestales (que son un sumidero del CO 2), el sector energético (que represent el 43.4% de las emisiones totals en el año 2010), la industria (6.7% del total) y los residuos (2.8%), no así la agricultura (47%). Los participantes en el NZ ETS deben obtienen una unidad de emisiones (ya sea una unidad internacional en términos del Protocolo de Kioto o una unidad neozelandesa) por cada dos toneladas de CO 2 equivalente reportadas; o bien pueden elegir la adquisición de unidades neozelandesas por parte del gobierno a un precio fijo de 25 dólares neozelandeces

293 Mercados voluntarios de carbono Existen en el mundo diferentes mercados de carbono en el mundo. Varios de ellos se encuentran en Estados Unidos y Canadá y otros en Europa, Asia y Oceanía. A continuación se enlistan los mercados existentes (ver figura 109). European Union Emissions Trading System (EU ETS) Switzerland Emissions Trading Scheme California Cap-and-Trade Program (US) Regional Greenhouse Gas Initiative (RGGI) Alberta Greenhouse Gas Reduction Program (Canada) Quebec Cap-and-Trade System (Canada) Kazakhstan Emissions Trading Scheme Australia Carbon Pricing Mechanism New Zealand Emissions Trading Scheme (NZ ETS) Japan (varios esquemas) China Emissions Trading Schemes (Beijing, Guangdong, Hubei, Shanghai, Shenzhen, Tianjin) En el documento titulado State and trends of carbon pricing (World Bank; Mayo 2014), además de los mercados arriba señalados, se enlistan los mercados que pueden surgir en los tiempos venideros. Ellos son: China Emissions Trading Schemes (national and Chongqing) Republic of Korea Emissions Trading Scheme Otros esquemas potenciales en Brasil, Chile, Costa Rica, México, la costa Norteamericana del Pacífico, Rusia, Tailandia, Turquía y Ucrania

294 Y de igual forma, se presentan los países o regiones en los que se han adoptado esquemas de fijación de impuestos al consume de combustibles fósiles. Estos son: Australia Columbia Británica (Canadá) Dinamarca Finlandia Francia Islandia Irlanda Japón México Noruega Suecia Suiza Reino Unido Y los países en los que se está considerando el poner impuestos al consumo de combustibles convencionales: Sudáfrica Brasil Chile República de Corea Oregon (estado de EU)

295 Figura 109. Instrumentos de Gestión Climática en el Mundo. El ETS de Europa tuvo, en el año 2013, un total de permisos de emisión comercializados de 2,084 millones en toneladas equivalentes de CO 2, lo cual fue un avance muy ligero en comparación con el valor del año inmediato anterior, que fue de 1,977 millones. El precio promedio de cada permiso fue de alrededor de 5 euros, como se observa en la figura

296 Figura 110. Esquema de comercio de Emisiones en Europa El mercado de carbono de California (California cap and trade program), que inició operaciones en el año 2012, en sus diferentes subastas trimestrales, ha logrado colocar los permisos de emisión en valores por arriba de los US$12 por tonelada de CO 2 eq, subastando cantidades mayores a 15 millones de toneladas, tal cual se aprecia en la figura 111:

297 Figura 111. Mercado de Carbono de California. Por su parte, el RGGI de la costa Este de Estados Unidos maneja precios de la tonelada de carbono desde 1 hasta 4.5 dólares y subastas semestrales muy variables en cuanto a sus cantidades, que van desde unas 7 millones de toneladas hasta unas 42 millones los siguientes valores de venta de emisiones (ver figura 112):

298 Figura 112. Mercado de Carbono RGGI Noreste de Estados Unidos. Por su parte, el mercado de carbono de Quebec, que empezó a operar en Enero de 2013, prácticamente solo integra a las partes interesadas del sector canadiense, tiene volúmenes aun muy bajos de emisiones (ver figura 113). Figura 113. Mercado de Carbono de Quebec

299 Por su parte, el mercado de emisiones de Kazakhstan inició sus actividades en fase piloto en 2013 considerando únicamente emisiones de CO 2 con preferencia a sectores internos de ese país, tales como la minería y metalurgia, la agricultura, servicios comunitarios, actividades forestales, prevención de la degradación del suelo, recursos renovables, procesamiento de residuos urbanos, transporte y eficiencia energética en la industria de la construcción. No existen límites en el empleo de créditos de otros sectores de la actividad económica. Asimismo, es posible el uso de créditos internacionales, como los certificados de reducción de emisiones que contempla en Protocolo de Kioto, requiriendo una liga o correlación con el International Transaction Log de dicho protocolo. Finalmente, y con respecto de China, la Comisión Nacional de Desarrollo y Reformas anunció su plan para desarrollar 7 diferentes mercados de carbono en esa nación asiática, el cual comenzó sus actividades en el año Los mercados de carbono están oficialmente abiertos para negocios en China. En 2013 se comercializaron en los mercados de carbono chinos un total de 1,115 millones de toneladas de CO 2, convirtiendo a ese mercado en el Segundo en monto de transacciones a nivel mundial, solo después del mercado de la Unión Europea. La figura 114 permite dar una idea más clara de la actividad en el comercio mundial de emisiones que se observa actualmente

300 Figura 114. Participación de lo Mercados de Carbono del Mundo

301 Impuestos de carbono Finalmente, y en relación con los instrumentos de política en materia de reducción de emisiones, se ha intentado imponer impuestos al consumo de combustibles fósiles. México no ha sido la excepción. Con la propuesta de reforma fiscal hacendaria se ha incluido un catálogo de instrumentos fiscales verdes que buscan introducir criterios ambientales en la toma de decisiones. A largo plazo esto significaría que las empresas y personas, incluso el gobierno, buscarían evitar este pago, resultando en una menor huella de carbono. La forma de calcular la tasa de imposición está basada en un estudio del Centro Mario Molina, creando un índice, ponderando el precio de varios mercados internacionales europeos, de Nueva Zelanda y de California en los Estados Unidos de América. Este enfoque puede ser conceptualmente limitado, pues no refleja las características del posible mercado mexicano. El enfoque propuesto en la reforma se dirige a gravar las emisiones de bióxido de carbono asociadas al consumo de combustibles, controlando las transacciones de fabricantes, productores e importadores por la enajenación o importación que realicen de los combustibles fósiles. Por ello, se ha estimado que las principales afectadas serían las propias empresas CFE y Pemex por las limitaciones existentes en la operación en el sector energético por su contribución en la comercialización y consumo de combustibles fósiles. A partir del primero de enero de 2014 se creó en México el impuesto ambiental a las emisiones de gases de efecto invernadero producidos por la quema de combustibles fósiles (carbon tax). Para calcular el precio del carbono, el Centro Mario Molina creó un índice, ponderando el precio de varios mercados internacionales europeos, de Nueva Zelanda y de California, en los Estados Unidos de América. Con datos observados de octubre de 2012 a junio de 2013, se obtuvo un precio promedio de 5.70 dólares americanos por tonelada de carbono. Por otra parte, para conocer el contenido de carbono de cada combustible comercializado en México, se utilizaron los factores de emisión publicados por el Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC) de la Organización de las Naciones Unidas, en sus directrices de 1996 para la determinación de los inventarios de emisiones de gases de efecto invernadero, en las cuales se establece el contenido de carbono en cada combustible de acuerdo a sus características fisicoquímicas; es decir, los valores señalados por el IPCC no se modifican con el tiempo

302 Con base en lo anterior, el Ejecutivo Federal propuso establecer cuotas específicas por tipo de combustible, considerando las toneladas de bióxido de carbono por unidad de volumen, en la forma siguiente: Tabla 68. Toneladas de CO 2 por unidad de volumen. El objetivo del impuesto es doble: como cualquier impuesto a la contaminación, buscará primero reducir, aunque sea de una forma marginal o en un pequeño porcentaje, el consumo de los combustibles fósiles y por ende las emisiones (el impuesto representa aproximadamente 0.8% del precio de la gasolina). El segundo objetivo del impuesto es recaudar fondos para que el gobierno ejecute y promueva acciones para mitigar el cambio climático. Sin embargo, existe el riesgo de que los recursos recaudados se conviertan en una fuente para financiar el gasto público sin que se use efectivamente para desarrollar medidas de mitigación