Diversificación energética en el sistema eléctrico interconectado

Simposio LAS/ANS 2007 / 2007 LAS/ANS Symposium XVIII Congreso Anual de la SNM / XVIII SNM Annual Meeting XXV Reunión Anual de la SMSR / XXV SMSR Annual Meeting Copatrocinado por la AMEE / Co-sponsored by AMEE Cancún, Quintana Roo, MÉXICO, del 1 al 5 de Julio 2007 / Cancun, Quintana Roo, MEXICO, July 1-5, 2007 Diversificación energética en el sistema eléctrico interconectado Carlos Villanueva Moreno; Héctor Beltrán Mora; Jesús Antonio Serrano García Universidad Nacional Autónoma de México Ciudad Universitaria, Av. Universidad 3000, CP 04510 México, D. F. cvillanueva@fi-b.unam.mx ; HBeltranM@iingen.unam.mx ; segaje@yahoo.com Resumen En el sistema eléctrico interconectado de México la electricidad demandada en distintos períodos horarios se sintetiza en la curva anual de duración de carga, la cual se caracteriza por tres regiones. La energía en cada período se cuantifica según las áreas bajo la curva en cada región, las cuales dependen del número de horas en que la demanda de potencia excede respectivamente la demanda mínima y la demanda de intermedia, que son ciertos porcentajes de la demanda máxima anual. En ese contexto, las centrales generadoras se despachan conforme a los costos marginales de la electricidad producida y la energía eléctrica a ser generada cada año por cada tipo de central se ubica en alguna de las regiones de la curva de duración de carga, según sean sus costos marginales y sus características técnicas de operación. Por razones estratégicas es deseable diversificar las fuentes energéticas primarias que se utilizan en el sistema interconectado nacional para generar la electricidad que demandan los millones de consumidores que hay en México. Por un lado, al intensificar el uso de fuentes renovables y de centrales nucleoeléctricas se reducen los volúmenes de importación de gas natural, el cual tiene precios muy volátiles y es un combustible que al quemarse en las centrales produce gases de invernadero que se emiten a la atmósfera. Por otro lado, al diversificar la capacidad instalada de los diferentes tipos de centrales en el sistema interconectado, se logra una mejor adaptación de los volúmenes de electricidad producida por cada tipo a la variación horaria, diaria, semanal y estacional de la demanda eléctrica, según se manifiesta ésta en la curva de duración de carga. Para ejemplificar un posible plan de diversificación de la capacidad instalada en el sistema interconectado nacional, que incluya centrales nucleoeléctricas y las que utilizan energías renovables, se presentan tablas que proyectan del año 2005 al 2015 la capacidad, energía y costo de la electricidad de distintos tipos de centrales, ubicadas en cada una de las tres regiones de la curva de duración de carga, según se espera que evolucione la demanda. Se concluye con una serie de observaciones respecto al análisis de sensibilidad del costo de las centrales nucleoeléctricas comparado con el de las centrales de ciclo combinado y su impacto en los costos totales de la electricidad generada en el sistema interconectado nacional. También se notan las importantes reducciones de emisiones de CO 2 a la atmósfera al limitar la utilización de centrales de ciclo combinado. Memorias CIC Cancún 2007 en CDROM 691 Proceedings IJM Cancun 2007 on CDROM

M. en Ing. Carlos Villanueva Moreno et al, Diversificación energética en el sistema interconectado nacional 1. INTRODUCCIÓN En los sistemas eléctricos interconectados cada tipo de central generadora desempeña una función distinta para satisfacer la demanda horaria de electricidad que se presenta a lo largo de las 8,760 horas del año, según sean los parámetros del diseño, el tipo de combustible o energético que utilizan, así como de la flexibilidad de su operación. En circunstancias ordinarias, las centrales se despachan horaria y diariamente, así como semanal y estacionalmente en el orden ascendente de sus costos marginales, los cuales dependen mayormente del precio de los combustibles o energéticos que utilizan, así como de su eficiencia de conversión. En algunas ocasiones se trastoca el orden de despacho por restricciones que existen en la capacidad de las líneas de transmisión del sistema interconectado o por no contarse con suficiente capacidad firme en ciertas horas del día, en ciertos días de la semana o en ciertas semanas de distintas épocas del año [1]. Entonces, como consecuencia del despacho económico del conjunto de centrales de generación, las cantidades de electricidad que ordinariamente generan durante el año cada uno de los distintos tipos de centrales se adaptan ex profeso a la curva de duración de carga, la cual representa de manera sintética el número de horas del año en que la demanda de potencia es igual o mayor a determinados valores, que varían aleatoriamente desde un mínimo hasta un máximo anual. 2. LA CURVA DE DURACIÓN DE CARGA En la curva de duración de carga anual en el sistema interconectado nacional de la Figura 1, el valor normalizado de 1.00 en el eje vertical corresponde al máximo anual de la demanda, el valor 0.88 corresponde a la demanda de intermedia y el valor 0.46 a la de base. Figura 1. Curva normalizada de duración de carga anual en el sistema interconectado nacional punta intermedia base 1.00 0.90 0.80 0.70 0.60 0.50 0.40 0.30 0.20 0.10 0.00 0 730 1,460 2,190 2,920 3,650 4,380 5,110 5,840 6,570 7,300 8,030 demanda normalizada 8,760 horas anuales En la Tabla I se muestran los datos sintéticos de los tres períodos horarios de la curva anual de duración de carga del sistema interconectado nacional de México, que corresponden a valores del año 2005 elaborados a partir de información de la Secretaría de Energía (SENER) [2]. El total de Memorias CIC Cancún 2007 en CDROM 692 Proceedings IJM Cancun 2007 on CDROM

Congreso Internacional Conjunto Cancún 2007 / International Joint Meeting Cancun 2007 electricidad generada fue 218,971 GWh y la demanda máxima coincidente, que ocurrió en septiembre, fue 31,268 MW. Entonces, el factor de carga del sistema fue 79.9%, el cual se define como el cociente de la demanda media entre la demanda máxima. Tabla I. Curva de duración de carga anual en el sistema interconectado nacional en 2005 año 2005 demanda duración generación anual período % MW horas % GWh base 46.0% 14,383 8,760 57.5% 125,998 intermedia 88.0% 27,516 6,917 41.5% 90,835 punta 100.0% 31,268 570 1.0% 2,138 factor de carga 79.9% total 100.0% 218,971 Se observa que en el período de carga base a todo lo largo del año la demanda de potencia fue igual o excedió al 46% de la demanda máxima coincidente en el sistema interconectado nacional. El área bajo la curva en esa región representa el bloque de energía que aportaron las centrales que se despacharon siempre que estaban disponibles por contar con capacidad firme, como fue el caso de las geotérmicas, las hidroeléctricas, la nucleoeléctrica y las carboeléctricas, así como de los ciclos combinados y las termoeléctricas de mayor eficiencia. En 2005 ese bloque de energía de base fue de 125,998 GWh. En el período de carga intermedia, durante 6,917 horas del año en promedio la demanda de potencia coincidente varió aleatoriamente entre el mínimo antes señalado y el 88% de la demanda máxima del sistema, de manera que el área bajo la curva en esa región representa el bloque de energía que aportaron las centrales que aunque contaban con capacidad firme no se despacharon todo el tiempo que estuvieron disponibles, ya que sus costos marginales eran mayores, como fue el caso de los ciclos combinados y las termoeléctricas menos eficientes, que queman gas natural o combustóleo, así como de las centrales de combustión interna que queman gas natural o diesel. Las centrales que utilizan energéticos renovables pero que por su naturaleza aleatoria no disponen de capacidad firme, como es el caso de las eoloeléctricas, aportaron en forma de energía económica la electricidad que pudieron generar en las horas en que estuvieron disponibles, es decir, el sistema interconectado recibió automáticamente la producción de estas centrales que desplazó la generación de otras centrales de costos marginales altos, pero no contaba con ellas para aportar capacidad firme en la región de carga base. En 2005 el bloque de energía intermedia fue de 90,835 GWh, mayormente de ciclos combinados y centrales termoeléctricas. Finalmente, sólo durante 570 horas del año en promedio la demanda de potencia fue igual o mayor que la demanda de intermedia, es decir que varió entre el 88% y el 100% de la máxima anual. El área bajo la curva en esa región de carga de punta representa el bloque de energía que aportaron las centrales que contaban con capacidad firme pero cuyos costos marginales eran los mayores, las cuales aunque estuvieron disponibles se despacharon sólo una pequeña fracción del tiempo para hacer frente a la elevada demanda que se presentó en pocas horas del año. En esa categoría se encuentran las turbinas de gas en ciclo abierto. Memorias CIC Cancún 2007 en CDROM 693 Proceedings IJM Cancún 2007 on CDROM

M. en Ing. Carlos Villanueva Moreno et al, Diversificación energética en el sistema interconectado nacional También se despacharon algunas hidroeléctricas sobrequipadas con capacidad instalada y que en ciertas épocas del año tuvieron agua excedente para usarse en el período de punta. En 2005 el bloque de generación de punta fue de 2,138 GWh. 3. EL COSTO DE LA ELECTRICIDAD GENERADA En la Tabla II se desglosan por períodos horarios la capacidad instalada, la generación y el costo anual de la electricidad producida en 2005 para servicio público por los distintos tipos de centrales en el sistema interconectado nacional, elaborados con información de la SENER y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) [2, 3, 4]. En síntesis, la capacidad total instalada para servicio público, que incluye los ciclos combinados de productores independientes de energía, era de 46,534 MW, los cuales se despacharon en promedio con un factor de planta de 53.7% para generar una energía bruta de 218,971 GWh. Tabla II. Capacidad instalada, generación y costo anual en el sistema interconectado nacional en 2005 factor de costo de la electricidad tipo de central capacidad planta energía marginal total base MW % GWh USD 2006 /MWh MUSD 2006 hidroeléctrica 1 9,168 33.4% 26,831 1.19 91.49 2,455 nucleoeléctrica 1,365 90.4% 10,805 6.92 44.98 486 carboeléctrica 1 2,600 80.7% 18,380 18.78 52.92 973 carboeléctrica 1bis 2,100 77.6% 14,275 20.53 50.45 720 geotermoeléctrica 960 86.8% 7,299 21.37 51.49 376 ciclo combinado 1 8,250 65.5% 47,368 48.61 64.46 3,053 termoeléctrica 1 206 57.6% 1,040 50.03 82.39 86 subtotal 24,649 58.4% 125,998 promedio 64.67 8,148 intermedia ciclo combinado 2 5,005 59.3% 26,011 48.81 68.26 1,776 termoeléctrica 2 12,729 57.4% 64,037 52.03 91.84 5,881 combustión interna 182 48.9% 780 43.57 112.55 88 eólica 2 40.0% 7 0.35 48.31 0 subtotal 17,918 57.9% 90,835 promedio 85.26 7,745 punta hidroeléctrica 3 1,368 6.5% 780 1.19 465.19 363 turbina de gas 2,599 6.0% 1,358 86.20 286.74 389 subtotal 3,967 6.2% 2,138 promedio 351.84 752 total 46,534 53.7% 218,971 promedio 76.02 16,646 El costo unitario promedio de la electricidad producida fue 76.02 USD 2006 /MWh, y el costo total fue 16,646 MUSD 2006, los cuales se estimaron de manera consistente para cada tipo de central con una hoja Excel que aplica de forma simplificada la metodología del COPAR [4] utilizada por la CFE. Por la forma en que está estructurada y se usa la hoja de cálculo Excel, tal como se trata en detalle en el curso de evaluación de proyectos energéticos [5], es muy sencillo realizar un análisis de sensibilidad en la variación del costo de la electricidad debido a variaciones en los valores de diversos parámetros que interviene en su cálculo, tal como es el caso del factor de planta con que se despachan las centrales del sistema interconectado nacional. Memorias CIC Cancún 2007 en CDROM 694 Proceedings IJM Cancun 2007 on CDROM

Congreso Internacional Conjunto Cancún 2007 / International Joint Meeting Cancun 2007 Tabla III. Estructura de costos y estimación del costo unitario de generación de algunas centrales parámetros técnicos unidades del SI INT TRB CCM1 HDR NCL capacidad nominal bruta (MW) 35 41 583 750 1,356 factor de planta nominal (%) 49.0% 6.0% 43.2% 33.0% 90.0% horas efectivas de operación anual (horas) 4,292 526 3,784 2,891 7,884 generación anual bruta (GWh) 150.234 21.550 2,206.259 2,168.100 10,690.704 eficiencia bruta (%) 45.2% 38.4% 52.0% 92.3% 34.5% consumo unitario bruto de energía primaria (kj/kwh) 7,970 9,375 6,924 3,900 10,423 costo de la capacidad instalada unidades del SI INT TRB CCM1 HDR NCL costo unitario de instalación (USD/kW bruto) 1,337.00 600.00 433.00 1,460.00 1,505.00 perfil de erogaciones durante la construcción; año -8-7 -6 0.000 0.093 0.000-5 0.221 0.035-4 0.000 0.000 0.235 0.161-3 0.041 0.017 0.253 0.417-2 0.660 0.000 0.776 0.135 0.307-1 0.299 1.000 0.207 0.063 0.080 inversión unitaria al inicio de operación (USD/kW bruto) 1,541.77 634.98 502.90 2,122.01 1,956.19 costo ponderado del capital (% anual) 12.0% 12.0% 12.0% 12.0% 12.0% vida útil económica (años) 25 30 30 50 40 costo anualizado de inversión 196.58 78.83 62.43 255.53 237.29 costo fijo anual de operación y mantenimiento 98.90 26.58 28.52 8.68 64.11 costo fijo unitario total (USD/año-kW) 295.48 105.40 90.95 264.20 301.40 costo fijo anual (MUSD/año) 10.342 4.322 53.026 198.151 408.703 costo unitario de la electricidad (USD/MWh) 68.84 200.54 24.03 91.39 38.23 costo de la energía producida unidades del SI INT TRB CCM1 HDR NCL costo de la energía primaria (USD/GJ) 5.17 9.16 6.98 0.30 0.63 costo variable por combustible 41.17 85.85 48.35 1.17 6.57 costo variable de operación y mantenimiento 2.40 0.35 0.26 0.02 0.35 costo unitario de la electricidad (USD/MWh) 43.57 86.20 48.61 1.19 6.92 costo variable anual (MUSD/año) 6.546 1.858 107.238 2.580 73.940 costo de la electricidad generada unidades del SI INT TRB CCM1 HDR NCL costo por la inversión 45.80 149.98 16.50 88.39 30.10 costo por la operación y mantenimiento 25.44 50.91 7.80 3.02 8.48 costo por el combustible 41.17 85.85 48.35 1.17 6.57 costo unitario total de la electricidad (USD/MWh) 112.41 286.74 72.64 92.58 45.15 costo anual por la capacidad 10.342 4.322 53.026 198.151 408.703 costo anual por la energía 6.546 1.858 107.238 2.580 73.940 costo anual total de la electricidad (MUSD/año) 16.888 6.179 160.264 200.732 482.643 USD/año-kW 482.50 150.71 274.90 267.64 355.93 INT=combustión interna; TRB=turbina de gas; CCM1=ciclo combinado en la base; HDR=hidroeléctrica; NCL=nucleoeléctrica La Tabla III ejemplifica la estructura de costos y los datos que se alimentan a la hoja Excel para estimar los costos por capacidad y por energía de algunas centrales, de los que se derivan los Memorias CIC Cancún 2007 en CDROM 695 Proceedings IJM Cancún 2007 on CDROM

M. en Ing. Carlos Villanueva Moreno et al, Diversificación energética en el sistema interconectado nacional costos unitarios de la electricidad generada expresados en moneda constante de 2006. Las siglas del tipo de central se aclaran al pie de la tabla. 4. EL PRONÓSTICO DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA En la Tabla IV se presentan los resultados del escenario de planeación del crecimiento entre 2005 y 2015 de la demanda de potencia y energía a ser generada en el sistema eléctrico interconectado, del cual se deriva la capacidad instalada necesaria para hacer frente a esas demandas con adecuados márgenes de reserva [2]. Tabla IV. Evolución de la demanda de potencia, la generación anual de electricidad y la capacidad instalada demanda máxima factor de generación capacidad factor de margen de coincidente carga anual instalada planta reserva año MW % GWh MW % % 2005 31,268 79.9% 218,971 46,534 53.7% 40.0% 2006 33,941 80.0% 237,720 49,209 55.1% 37.8% 2007 35,024 80.0% 245,336 50,854 55.1% 35.8% 2008 35,335 80.0% 247,545 50,731 55.7% 33.9% 2009 37,011 80.0% 259,319 52,571 56.3% 32.1% 2010 38,054 80.0% 266,660 53,508 56.9% 30.3% 2011 42,594 80.0% 298,511 54,875 62.1% 28.7% 2012 42,594 80.0% 298,548 58,785 58.0% 27.2% 2013 42,823 80.0% 300,191 58,599 58.5% 25.7% 2014 45,565 80.0% 319,453 61,851 59.0% 24.3% 2015 48,988 80.0% 343,355 65,981 59.4% 23.0% tmca* 4.6% 4.6% 3.6% -5.4% * tasa media de crecimiento anual En el año 2015 se espera tener una capacidad instalada de 65,981 MW para hacer frente a una demanda máxima coincidente de potencia de 48, 988 MW y, con un factor de planta de 59.4%, generar al año 343,355 GWh. El factor de carga sería de 80%, conforme a la curva anual de duración de carga cuyos datos se sintetizan en la Tabla V. En el periodo de 2005 a 2015 las demandas de potencia y de energía a ser generada crecerían a la tasa media anual de 4.6%, mientras que la capacidad instalada crecería a la tasa de 3.6%, lo que significa que aún cuando se reduce el margen de reserva se haría una mejor utilización de la capacidad instalada. Tabla V. Curva de duración de carga anual en el sistema interconectado nacional en 2015 año 2015 demanda duración generación anual período % MW horas % GWh base 46.0% 22,534 8,760 57.5% 197,402 intermedia 88.0% 43,109 6,931 41.5% 142,603 punta 100.0% 48,988 570 1.0% 3,350 factor de carga 79.9% total 156.8% 343,355 Memorias CIC Cancún 2007 en CDROM 696 Proceedings IJM Cancun 2007 on CDROM

Congreso Internacional Conjunto Cancún 2007 / International Joint Meeting Cancun 2007 5. LOS PLANES DE CRECIMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO En el escenario de planeación de la SENER [2] se sigue una estrategia agresiva de crecimiento de la capacidad instalada y generación de electricidad con centrales de ciclo combinado que utilizan gas natural como combustible, lo cual representa un considerable riesgo financiero, logístico y ambiental. Lo anterior se debe a la alta volatilidad de los precios del energético en los mercados mundiales, a la creciente dependencia en las importaciones para el abasto de la demanda nacional para la generación de electricidad y otros usos industriales, así como a la emisión a la atmósfera de 0.351 t CO 2 por cada MWh de electricidad generada en las centrales de ciclo combinado. Por lo anterior, en este trabajo se plantean y analizan dos planes alternos de instalación de centrales de distintos tipos y su correspondiente generación de electricidad, a fin de comparar sus resultados con los del plan de referencia de la SENER, desde el punto de vista del costo de la electricidad generada, el consumo de gas natural y las emisiones de CO 2 a la atmósfera. 5.1. Plan 1: Caso de Referencia para la Generación de Electricidad en 2015. Los resultados para 2015 del plan 1 de referencia se presentan en la tabla VI y corresponden al escenario de planeación de la SENER, donde a la denominada capacidad libre también se le adjudican centrales de ciclo combinado, de manera que habría un total de 29,538 MW de éstas, que representaría el 44.8% del total instalado en el sistema interconectado nacional. La correspondiente generación anual de los ciclos combinados sería 187,575 GWh, o sea el 54.6% del total. El crecimiento de la capacidad instalada en centrales eólicas sería muy modesto y no habría nueva capacidad instalada en centrales nucleoeléctricas. Tabla VI. Plan 1 de capacidad y generación en 2015 factor de costo de la electricidad tipo de central capacidad planta energía marginal total base MW % GWh USD 2006 /MWh MUSD 2006 hidroeléctrica 1 11,711 33.0% 33,854 1.19 92.58 3,134 nucleoeléctrica 1,365 90.0% 10,762 6.92 45.15 486 carboeléctrica 1 2,600 81.0% 18,449 18.78 52.79 974 carboeléctrica 1bis 4,178 78.0% 28,547 20.53 50.30 1,436 geotermoeléctrica 1,043 87.0% 7,949 21.37 51.42 409 ciclo combinado 1 14,026 79.6% 97,841 48.61 61.65 6,032 subtotal 34,923 64.5% 197,402 promedio 63.17 12,471 intermedia ciclo combinado 2 15,512 66.0% 89,734 48.81 68.26 6,125 termoeléctrica 2 8,921 62.7% 49,024 50.03 79.76 3,910 combustión interna 414 49.0% 1,777 43.57 112.55 200 eólica 590 40.0% 2,067 0.35 48.31 100 subtotal 25,437 64.0% 142,603 promedio 72.48 10,335 punta hidroeléctrica 3 1,768 8.0% 1,239 1.19 465.19 576 termoeléctrica 3 669 7.5% 437 52.03 91.84 40 turbna de gas 3,184 6.0% 1,674 86.20 286.74 480 subtotal 5,621 6.8% 3,350 promedio 327.29 1,096 total 65,981 59.4% 343,355 promedio 69.61 23,902 Memorias CIC Cancún 2007 en CDROM 697 Proceedings IJM Cancún 2007 on CDROM

M. en Ing. Carlos Villanueva Moreno et al, Diversificación energética en el sistema interconectado nacional El costo unitario promedio de la electricidad a ser generada en 2015 en el plan 1 de referencia sería 69.61 USD 2006 /MWh y el costo total anual sería 23,902 millones de USD 2006. La quema de combustible en las centrales de ciclo combinado consumiría en 2015 97.6 millones de m 3 diarios de gas natural y arrojaría a la atmósfera 65.8 millones de t CO 2 al año. 5.2. Plan 2: Caso de Diversificación Moderada para la Generación de Electricidad en 2015. Los resultados para el año 2015 del plan 2 se presentan en la Tabla VII y corresponden a un caso de diversificación moderada con centrales de energías alternas al gas natural, en el que el crecimiento de la capacidad instalada en centrales eólicas llegaría a 1,400 MW, que equivalen a 14 centrales como la de La Venta III. Tabla VII. Plan 2 de capacidad y generación en 2015 factor de costo de la electricidad tipo de central capacidad planta energía marginal total base MW % GWh USD 2006 /MWh MUSD 2006 hidroeléctrica 1 11,711 33.0% 33,854 1.19 92.58 3,134 nucleoeléctrica 6,825 90.0% 53,808 6.92 45.15 2,429 carboeléctrica 1 2,600 81.0% 18,449 18.78 52.79 974 carboeléctrica 1bis 4,178 78.0% 28,547 20.53 50.30 1,436 geotermoeléctrica 1,043 87.0% 7,949 21.37 51.42 409 ciclo combinado 1 8,566 73.0% 54,795 48.61 62.83 3,443 subtotal 34,923 64.5% 197,402 promedio 59.90 11,825 intermedia ciclo combinado 2 15,512 66.0% 89,734 48.81 68.26 6,125 termoeléctrica 2 8,111 65.0% 46,186 50.03 82.39 3,805 combustión interna 414 49.0% 1,777 43.57 112.55 200 eólica 1,400 40.0% 4,906 0.35 48.31 237 subtotal 25,437 64.0% 142,603 promedio 72.70 10,368 punta hidroeléctrica 3 1,768 8.0% 1,239 1.19 465.19 576 termoeléctrica 3 669 7.5% 437 52.03 91.84 40 turbna de gas 3,184 6.0% 1,674 86.20 286.74 480 subtotal 5,621 6.8% 3,350 promedio 327.29 1,096 total 65,981 59.4% 343,355 promedio 67.83 23,289 También hay un crecimiento moderado en la capacidad instalada en centrales nucleoeléctricas, que llegaría a ser 6,285 MW con la adición de 4 centrales de 1,350 MW cada una, semejantes a la capacidad actual instalada en Laguna Verde. En consecuencia, respecto al plan 1 la capacidad total instalada en ciclos combinados se reduciría a 24,078 MW y en termoeléctricas a 8,111 MW. El costo unitario promedio de la electricidad a ser generada en 2015 en el plan 2 sería 67.83 USD 2006 /MWh y el costo total anual sería 23,289 millones de USD 2006. La quema de combustible en las centrales de ciclo combinado consumiría en 2015 75.2 millones de m 3 diarios de gas natural y arrojaría a la atmósfera 50.8 millones de t CO 2 al año. Memorias CIC Cancún 2007 en CDROM 698 Proceedings IJM Cancun 2007 on CDROM

Congreso Internacional Conjunto Cancún 2007 / International Joint Meeting Cancun 2007 5.3. Plan 3: Caso de Diversificación Intensiva para la Generación de Electricidad en 2015. En la Tabla VIII se presentan los resultados para el año 2015 del plan 3 y corresponden al caso de diversificación intensiva con centrales nucleoeléctricas, cuya capacidad instalada llegaría a ser 12,2850 MW, es decir 8 centrales de 1,350 MW cada una adicionales a Laguna Verde. En consecuencia, respecto al plan 1 y al plan 2 la capacidad total instalada en ciclos combinados se reduciría a 18,618 MW. Tabla VIII. Plan 3 de capacidad y generación en 2015 factor de costo de la electricidad tipo de central capacidad planta energía marginal total base MW % GWh USD 2006 /MWh MUSD 2006 hidroeléctrica 1 11,711 33.0% 33,854 1.19 92.58 3,134 nucleoeléctrica 12,285 90.0% 96,855 6.92 45.15 4,373 carboeléctrica 1 2,600 81.0% 18,449 18.78 52.79 974 carboeléctrica 1bis 4,178 78.0% 28,547 20.53 50.30 1,436 geotermoeléctrica 1,043 87.0% 7,949 21.37 51.42 409 ciclo combinado 1 3,106 43.2% 11,748 48.61 72.64 853 subtotal 34,923 64.5% 197,402 promedio 56.63 11,179 intermedia ciclo combinado 2 15,512 66.0% 89,734 48.81 68.26 6,125 termoeléctrica 2 8,111 65.0% 46,186 50.03 82.39 3,805 combustión interna 414 49.0% 1,777 43.57 112.55 200 eólica 1,400 40.0% 4,906 0.35 48.31 237 subtotal 25,437 64.0% 142,603 promedio 72.70 10,368 punta hidroeléctrica 3 1,768 8.0% 1,239 1.19 465.19 576 termoeléctrica 3 669 7.5% 437 52.03 91.84 40 turbna de gas 3,184 6.0% 1,674 86.20 286.74 480 subtotal 5,621 6.8% 3,350 promedio 327.29 1,096 total 65,981 59.4% 343,355 promedio 65.95 22,643 El costo unitario promedio de la electricidad a ser generada en 2015 en el plan 3 sería 65.95 USD 2006 /MWh y el costo total anual sería 22,643 millones de USD 2006. La quema de combustible en las centrales de ciclo combinado consumiría en 2015 52.9 millones de m 3 diarios de gas natural y arrojaría a la atmósfera 35.7 millones de t CO 2 al año. 6. OTRAS TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN Algunas otras centrales con tecnologías de generación que no utilizan combustibles fósiles, o que los aprovechan de manera más eficiente y con menores emisiones al ambiente, como son la maremotriz [6] y la gasificación de carbón [7, 8] o coque de petróleo asociada a un ciclo combinado, por ejemplo, aún no figuran explícitamente en el COPAR de la CFE y todavía no hay experiencia con ellas en la generación de electricidad. Sin embargo, en un futuro podrán ser candidatas al mediano plazo para integrarse al programa de expansión de la capacidad de generación en el sistema interconectado nacional. Como se puede observar en la Tabla IX, los costos de la gasificación integrada al ciclo combinado podrían ser competitivos con los de las tecnologías que actualmente utiliza la CFE. Memorias CIC Cancún 2007 en CDROM 699 Proceedings IJM Cancún 2007 on CDROM

M. en Ing. Carlos Villanueva Moreno et al, Diversificación energética en el sistema interconectado nacional Tabla IX. Estructura de costos y estimación del costo unitario de generación de algunas otras centrales parámetros técnicos unidades del SI IGCC GEO MMT EOL capacidad nominal bruta (MW) 250 108 240 101 factor de planta nominal (%) 85.0% 85.0% 25.0% 40.0% horas efectivas de operación anual (horas) 7,446 7,446 2,190 3,504 generación anual bruta (GWh) 1,861.500 804.168 525.600 353.904 eficiencia bruta (%) 37.0% 19.0% 90.0% 45.0% consumo unitario bruto de energía primaria (kj/kwh) 9,730 18,927 4,000 8,000 costo de la capacidad instalada unidades del SI IGCC GEO MMT EOL costo unitario de instalación (USD/kW bruto) 1,650.00 1,294.00 2,000.00 1,200.00 perfil de erogaciones durante la construcción; año -8-7 -6-5 0.000 0.000 0.100-4 0.130 0.000 0.200-3 0.200 0.020 0.300 0.000-2 0.520 0.600 0.200 0.620-1 0.150 0.380 0.200 0.380 inversión unitaria al inicio de operación (USD/kW bruto) 1,923.77 1,393.75 2,477.32 1,289.28 costo ponderado del capital (% anual) 12.0% 12.0% 12.0% 12.0% vida útil económica (años) 35 30 35 30 costo anualizado de inversión 235.31 173.03 303.02 160.06 costo fijo anual de operación y mantenimiento 40.00 55.99 49.00 8.00 costo fijo unitario total (USD/año-kW) 275.31 229.02 352.02 168.06 costo fijo anual (MUSD/año) 68.827 24.734 84.484 16.974 costo unitario de la electricidad (USD/MWh) 36.97 30.76 160.74 47.96 costo de la energía producida unidades del SI IGCC GEO MMT EOL costo de la energía primaria (USD/GJ) 1.50 1.13 0.20 0.00 costo variable por combustible 14.59 21.33 0.80 0.00 costo variable de operación y mantenimiento 3.85 0.04 0.04 0.35 costo unitario de la electricidad (USD/MWh) 18.44 21.37 0.84 0.35 costo variable anual (MUSD/año) 34.335 17.185 0.442 0.124 costo de la electricidad generada unidades del SI IGCC GEO MMT EOL costo por la inversión 31.60 23.24 138.36 45.68 costo por la operación y mantenimiento 9.22 7.56 22.41 2.63 costo por el combustible 14.59 21.33 0.80 0.00 costo unitario total de la electricidad (USD/MWh) 55.42 52.13 161.58 48.31 costo anual por la capacidad 68.827 24.734 84.484 16.974 costo anual por la energía 34.335 17.185 0.442 0.124 costo anual total de la electricidad (MUSD/año) 103.162 41.919 84.926 17.098 USD/año-kW 412.65 388.14 353.86 169.28 IGCC=gasificación integrada a ciclo combinado; GEO=geotermoeléctrica; MMMT=maremotriz; EOL=eólica También ya hay iniciativas en Petróleos Mexicanos (PEMEX) [9] para instalar en refinerías centrales de cogeneración utilizando coque de petróleo para el autoabastecimiento de vapor y Memorias CIC Cancún 2007 en CDROM 700 Proceedings IJM Cancun 2007 on CDROM

Congreso Internacional Conjunto Cancún 2007 / International Joint Meeting Cancun 2007 electricidad, y luego vender a la CFE el excedente de la energía eléctrica producida. Entonces, pronto se habrá adquirido experiencia en México con este tipo de tecnología. 7. CONCLUSIONES Para concluir, en la Tabla X se resumen los resultados técnicos, económicos y ambientales de los tres planes discutidos en este trabajo y resulta evidente que habría ventajas muy importantes si en el crecimiento de la capacidad instalada y la generación de electricidad en el sistema interconectado nacional se restringiera el uso de centrales de ciclo combinado que utilizan gas natural. Hay que enfatizar que con respecto al plan 1 de referencia de la SENER [2], para lograr la misma capacidad total instalada en el año 2015 y generar la misma cantidad de electricidad, en el plan 2 habría un ahorro en 2015 de 613 millones de USD 2006) (-2.6%) y se dejarían de quemar 22.4 millones de m 3 diarios de gas natural (-22.9%), evitando la emisión de 15.1 millones de t CO 2 al año. Tabla X. Resultados de los planes de expansión en 2015 ciclos combinados capacidad energía a ser costo de la electricidad consumo de emisiónes a instalada generada unitario total gas natural la atmósfera año 2015 MW GWh USD 2006 /MWh MUSD 2006 Mm 3 /día Mt CO 2 /año plan 1 65,981 343,355 69.61 23,902 97.6 65.8 plan 2 65,981 343,355 67.83 23,289 75.2 50.8 plan 3 65,981 343,355 65.95 22,643 52.9 35.7 ahorros USD 2006 /MWh MUSD 2006 Mm 3 /día t CO 2 /año (plan 2-plan 1) -1.79-613 -22.4-15.1 {(plan 2/plan 1)-1} (plan 3-plan 1) -2.6% -3.67-1,259-22.9% -44.7-30.1 {(plan 3/plan 1)-1} -5.3% -45.8% Todavía habría más beneficios económicos y ambientales con el plan 3, ya que los ahorros anuales en 2015 aumentarían a 1,259 millones de USD 2006 (-5.3%) y se dejarían de quemar 44.7 millones de m 3 diarios de gas natural (-45.8%), evitando la emisión de 30.1 millones de t CO 2 al año. La conclusión es que el plan 1 de referencia, según el escenario de planeación de la SENER [2], no optimiza los costos totales de expansión y operación del sistema eléctrico interconectado y, desde el punto de vista ambiental, de ninguna manera reduce los impactos ambientales globales. En consecuencia es muy importante diversificar la planta de generación con centrales eólicas y sobre todo nucleoeléctricas, conforme a los planes 2 o 3 aquí analizados. AGRADECIMIENTOS Los autores desean agradecer al Dr. Gerardo Hiriart Le Bert, del Instituto de Ingeniería de la UNAM, por su asesoría para la recopilación y análisis de los datos técnicos y costos de las centrales eléctricas del sistema interconectado nacional, en particular de las que utilizan energías renovables. Memorias CIC Cancún 2007 en CDROM 701 Proceedings IJM Cancún 2007 on CDROM

M. en Ing. Carlos Villanueva Moreno et al, Diversificación energética en el sistema interconectado nacional REFERENCIAS 1. Alberto Prieto Morales, La industria eléctrica del futuro en México: soluciones a un problema no planteado, Miguel Ángel Porrúa, México, D. F., MEXICO, 2001. 2. Dirección General de Planeación Energética, Prospectiva del Sector Eléctrico 2006-2015, Secretaría de Energía, México, D. F., MEXICO, 2006. 3. Información Básica 2005, Comisión Federal de Electricidad, México, D. F., MEXICO, 2006. 4. Gerencia de Evaluación y Programación de Inversiones, Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos de Inversión del Sector Eléctrico; Generación, Subdirección de Programación, Comisión Federal de Electricidad, México, D. F., MEXICO, 26ª edición, 2006. 5. M. en Ing. Carlos Villanueva Moreno, Curso de evaluación de proyectos energéticos, División de Posgrado, Facultad de Química, Universidad Nacional Autónoma de México, México, D. F., MEXICO, 2007. 6. Tacoma Narrows Washington Tidal In-Stream Power Plant, Brian Polagie, Mirko Pevisic, Electric Power Research Institute (EPRI-TP-006 WA), Palo Alto, CA, USA, June 10, 2006. 7. Tampa Electric Polk Power Station IGCC Project Final Technical Report, USDOE DE- FC-21-91 MC 27363, Washington, D. C., USA, August, 2002. 8. Technology Disrupted, Power Engineering, February, 2007. 9. Luis Carriles. Pemex proyecta instalar cuatro plantas eléctricas: Participará la inversión privada en refinerías de Salamanca, Tula, Ciudad Madero y Minatitlán, MILENIO negocios, página 15, jueves 5 de abril de 2007. Memorias CIC Cancún 2007 en CDROM 702 Proceedings IJM Cancun 2007 on CDROM