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

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PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO 2012-2026respaldo. De esta forma, se mantiene el balance entre la generación total desplazada en fósiles y laaportación de las tecnologías no fósiles más el requerimiento de respaldo.Cuadro 44Estimación de costos adicionales en los escenarios ENE con generación máxima de 65%con combustibles fósilesEscenarioRenovables con respaldoNuclearHíbrido con respaldoGeneración 1(GWh)Costo nivelado(USD/MWh)Costo total de producción(millones de dólares)Se reduce:- CC -83,266 58.9 -4,902Se incrementa:- Eoloeléctrica 74,663 103.4 7,720- TG (respaldo) 8,603 151.0 1,299Se reduce:- CC -74,663 58.9 -4,395Se incrementa:- Nucleoelécticas 74,663 98.0 7,317Se reduce:- CC -80,005 58.9 -4,769Se incrementa:- Eoloeléctrica 55,040 103.4 5,691- Nucleoeléctrica 19,622 98.0 1,923- TG (respaldo) 6,342 151.0 958Costo adicional anual(millones de dólares)1 Despachos determinados para factores de planta de 80% en ciclos combinados y nucleoeléctricas, 30% paraeoloeléctricas y 12.5% para turbogás.Fuente: CFE.Los resultados muestran que el escenario con renovables resulta con el mayor costo adicionalanual respecto al caso de referencia. El caso con menor costo adicional corresponde al escenario concentrales nucleares. Sin embargo, los tiempos para construcción y los recursos financierosrequeridos, hacen irrealizable la instalación de 7 u 8 centrales de este tipo para 2026. Por otro lado,en el Cuadro 45 se indica la reducción de emisiones de CO 2 para los escenarios ENE respecto alescenario Inercial. En la última columna se estima el costo/tonelada de CO 2 que se necesitaría paraequilibrar el costo adicional total para cada escenario. El nivel de emisiones sería menor en el casonuclear. Sin embargo, aun en ese caso, el costo unitario atribuible sería de 177 dólares/tonelada deCO 242. Para los otros escenarios, este costo sería mayor.Cuadro 45Reducción de emisiones acumuladas de CO 2 en 2026, atribuibles a los escenariosplanteados para cumplir la meta de 65% en generación con fósilesEscenarioReducción de emisiones de CO 2(millones de toneladas)Costo adicional(millones de dólares)Inercial 0 0 0Renovables con respaldo 14 4,117 304Nuclear 17 2,922 177Híbrido 14 3,803 265Fuente: CFE a solicitud de SENER.42Como referencia, en la evaluación económica de los proyectos de generación para el PEF-2012, se considero unbeneficio de 15 dólares por tonelada de CO 2 evitada para los proyectos a base de renovables.4,1172,9223,803Costo unitario(USD/ton CO 2 )162
SECRETARÍA DE ENERGÍAEn resumen, es importante destacar que el cumplimiento de la meta máxima del 65% en laproducción de energía eléctrica con combustible fósiles a 2026, presenta diversas ventajas comouna cartera diversificada de proyectos de generación, menores emisiones contaminantes y reducciónde los efectos a la salud y a los ecosistemas. No obstante, CFE considera que los retos técnicos yeconómicos actuales, hacen inviable alcanzar la meta planteada (véase Cuadro 44).Escenario renovableEn el escenario con renovables, el respaldo con turbogás operando a factor de planta de 12.5%representaría 8,603 GWh. Por lo tanto, a los 74,663 GWh habría que incrementarlos en 8,603GWh, lo que significa que la disminución total en ciclo combinado sería de 83,266 GWh.Consideraciones similares aplican al caso híbrido, en donde la disminución sería 80,005 GWh (véaseCuadro 44).Por otro lado, la capacidad de eoloeléctricas programada en el escenario Inercial es de 7,700MW. En el escenario con renovables, se requeriría adicionar casi cuatro veces ese monto. Estacapacidad adicional se instalaría en regiones con menor calidad de viento, lo que haría a losproyectos más costosos y por lo tanto, menos rentables y menos competitivos. En el Cuadro 44 sepresentan los costos totales de generación de cada bloque de capacidad y los costos adicionalesanuales de cada escenario con respecto al escenario Inercial.Los resultados muestran que el escenario con renovables resulta con el mayor costo adicionalanual respecto al caso de referencia. El caso con menor costo adicional corresponde al escenario concentrales nucleares.Escenario híbridoAun cuando las condiciones actuales hacen inviables los escenarios alternativos planteados, seconsidera que el escenario híbrido presenta la mejor opción. Por esta razón, se detalla la evolucióntanto de la capacidad como de la generación de dicho escenario.En la Gráfica 52 se muestra la evolución de la capacidad del escenario híbrido durante el periodo2011-2026. A partir de 2019 se iniciaría el reemplazo de capacidad de ciclos combinados porcapacidad de generación con eoloeléctricas y su correspondiente respaldo con plantas turbogás, paralograr la meta de participación máxima de generación a base de fósiles de 65% en 2024 ymantenerla al 2026. En 2023 y 2025 se supone la entrada en operación de centralesnucleoeléctricas, una en cada año, sin especificar la ubicación regional.163
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