Prospectiva del Sector ElÃ©ctrico 2012-2026 - AÃ±o Internacional de la ...

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PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO 2012-2026Gráfica 50Participación de la capacidad por tipo en 2026 para el Sistema EléctricoInercial (93,502 MW)Híbrido con respaldo(112,296 MW)Renovables con respaldo(119,072 MW)Nuclear (93,502 MW)3.4%9.7%3.3%53.3%2.4%8.2%1.7%18.0%69.7%25.5%30.3%1.9%3.9%1.7% 1.4%2.9%15.0%2.7%14.1%8.1% 7.7%7.9% 9.2%34.8%53.7%32.9%52.5%3.4%9.7%3.3%41.8%2.4%8.2%13.2%18.0%58.2%FósilesNo fósil yrenovableFósilesNo fósil yrenovableFósilesNo fósil yrenovableFósilesNo fósil yrenovableCiclo combinadoCarboeléctricaHidroeléctricaGeotermoeléctrica, solar y biogásFuente: CFE a solicitud de SENER.Turbogás (Incluye TG de respaldo)Termoeléctrica convencional y combustión internaNucleoeléctricaEoloeléctricaEn el escenario denominado “Nuclear”, dado que se reemplaza tecnología con ciclo combinadocon capacidad firme de centrales nucleoeléctricas, la capacidad final no se modifica. Por último, en elescenario denominado “Híbrido”, la capacidad de ciclo combinado a reducirse sería reemplazada por2,800 MW de tecnología nuclear y 20,900 MW de centrales eoloeléctricas. Se requeriría además deun respaldo equivalente a 5,792 MW de turbogás. Por lo tanto, se tendría una capacidad degeneración adicional de 18,794 MW respecto del escenario Inercial.En la Gráfica 50 se muestra el resumen de partición de capacidad de los escenarios planteadospara cumplir con la meta de 65% en generación con combustibles fósiles. Se consideran lasreducciones de la tecnología de ciclo combinado y los requerimientos adicionales de renovablesincluyendorespaldo-y nucleoeléctricas. Para cada escenario, se incorpora la capacidad necesaria paramantener el margen de reserva en el sistema, igual al del escenario Inercial.Generación de energía eléctricaEn la Gráfica 51 se muestra el resumen de participación de generación en 2026 para los bloquesde energía no fósil 41 y con combustibles fósiles para el Sistema Eléctrico. Para efectos comparativos,se incluye el correspondiente escenario Inercial.41Incluye eoloeléctrica, geotermoeléctrica, hidroeléctrica, nucleoeléctrica, solar y biomasa.160
SECRETARÍA DE ENERGÍAGráfica 51Participación de la producción de energía en 2026 del SEN(479,650 GWh)Inercial Híbrido con respaldo Renovables con respaldo Nuclear2.7%13.2%2.4%5.3%2.5%9.2%5.3%16.8% 2.4%20.9%2.4%18.1%6.6% 2.4%2.5%9.2% 9.2% 9.2%2.7% 2.7% 2.7%13.2% 13.2% 13.2%64.7%80.6%49.1%65.0%49.1%65.0%49.1%65.0%FósilesNo fósil yrenovableFósilesNo fósil yrenovableEoloeléctricaNucleoeléctricaTermoeléctrica convencional, combustión interna y turbogásCiclo combinado y TG de respaldoFuente: CFE a solicitud de SENER.FósilesNo fósil yrenovableGeotermoeléctrica, solar y biogásHidroeléctricaCarboeléctricaFósilesNo fósil yrenovableEn el análisis se consideró un factor de disponibilidad alto para las nucleoeléctricas. Sin embargo,en el caso de las eoloeléctricas, su disponibilidad de capacidad en la demanda máxima es muypequeña. La estadística de operación de este tipo de centrales en el Istmo de Tehuantepec (regióncon la mejor calidad de viento en el país), indica una aportación de aproximadamente 10% de sucapacidad nominal.Cabe mencionar que la incorporación de centrales con fuentes no fósiles, representaríadisminuciones en el requerimiento de gas natural en 2026, respecto al escenario Inercial. Dichasdisminuciones ascienden a 1,307 MMpcd en el escenario híbrido, 1,291 MMpcd en el de renovablescon respaldo y 1,350 MMpcd en el nuclear.Costos estimados para los escenarios ENECada uno de los escenarios planteados en la sección anterior, cumple con la participación máximade las tecnologías a base de combustibles fósiles en la generación total de energía eléctrica. Loscostos totales de producción (inversión, combustible y operación y mantenimiento) se valoran apartir de los costos nivelados para cada tecnología (ciclo combinado, eoloeléctricas, nucloeléctricasy turbogás) y la energía generada atribuible a cada bloque de capacidad. Esta última se determinacon factores de planta esperados para cada tipo de central: 80% para ciclo combinado ynucleoeléctricas, 30% para eoloeléctricas y 12.5% para la turbogás de respaldo.Cabe mencionar que los costos no incluyen externalidades. Al hacerlo, resultaría en mayorescostos para las centrales que utilizan combustibles fósiles.Debido al requerimiento del respaldo con turbogás para los dos escenarios en donde seincorporan centrales eoloeléctricas, los 74,663 GWh producidos por las centrales de ciclocombinado a desplazarse originalmente, deben ajustarse con la generación proveniente de dicho161
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