escenarios de energías renovables en méxico bajo cambio
Anuncio
ESCENARIOS DE ENERGÍAS RENOVABLES EN MÉXICO BAJO CAMBIO CLIMÁTICO Adalberto Tejeda Martínez 1 , Carlos Gay García 2 , Gloria Cuevas Guillaumin2, Carlos Octavio Rivera Blanco3 Coordinadores. Grupo de Climatología Aplicada. Facultad de Instrumentación Electrónica y Ciencias Atmosféricas, Universidad Veracruzana (UV), Xalapa, Ver. 2 Centro de Ciencias de la Atmósfera UNAM 3 Facultad de Ingeniería Mecánica y Eléctrica de la UV, Coatzacoalcos, Ver. 1 i Noviembre 2007 PARTICIPANTES EN EL ESTUDIO 1.- Descripción de la generación de energía eléctrica en México a partir de fuentes de energía renovables Tania García López 4 Carlos Octavio Rivera Blanco3 2.- Perspectivas del sector eléctrico de México ante el cambio climático: Análisis de amenazas e incertidumbres Carlos Manuel Welsh Rodríguez 5 Luis Rodríguez Viqueira (†)7 3.-Consumos eléctricos de 27 zonas urbanas para climatización de viviendas ante escenarios de cambio climático Adalberto Tejeda Martínez2 Guillermo García Grijalva2 Irving Rafael Méndez Pérez5 Graficaron: Pablo Hernández Ávila 6 Paola Aquino Martínez Ávila6 Christian Domínguez Sarmiento6 4: Impacto del Cambio Climático sobre la Generación Eléctrica con Fuente de Energía Geotérmica y mareomotriz Gerardo Hiriart Le Bert7 5.- Escenarios de disponibilidad de energía solar bajo condiciones de cambio climático Adalberto Tejeda Martínez2 Irving Rafael Méndez Pérez5 Guillermo García Grijalva2 José Abraham Torres Alavez2 6.- Cambio climático y energía eólica Rafael Villegas Patraca 8 Roberto C. Monroy Ibarra8 Alexandro Medina Chena8 1Centro de Ciencias de la Atmósfera. UNAM de Climatología Aplicada. Facultad de Instrumentación Electrónica y Ciencias Atmosféricas, U.V. 3Facultad de Ingeniería Mecánica y Eléctrica, U.V. 4 Facultad de Ingería Química y Ambiental, U.V. 5 Centro de Ciencias de la Tierra, U.V. 6 Licenciatura en Ciencias Atmosféricas, U.V. 7 Instituto de Ingeniería de la UNAM 8 Instituto de Ecología, A.C. (INECOL) 2Grupo ii INDICE Resumen…………………………………………….………………………………...…vii Sección 1.Descripción de la generación de energía eléctrica en México a partir de fuentes de energía renovables …………………………..…………………………………………..1 Sección 2.Perspectivas del sector eléctrico de México ante el cambio climático: Análisis de amenazas e incertidumbres ……………………………………………………………36 Sección 3.Consumos eléctricos de 27 zonas urbanas para climatización de viviendas ante escenarios de cambio climático ...……………………………………………………..70 Sección 4.Impacto del cambio climático sobre la generación eléctrica con fuente de energía geotérmica ………………………………………..…………………………...………...83 Sección 5.Escenarios de disponibilidad de energía solar bajo condiciones de cambio climático....………………………………………..……………………………………..106 Sección 6.Cambio climático y energía eólica ………………………………………….………..125 iii SIGLAS Y ACRÓNIMOS AMDEE Asociación Mexicana de Energía Eólica APEC Asia-Pacific Economic Cooperation APPA Asociación de Productores de Energías Renovables. ANES Asociación de Energía Solar BaU Business as Usual BCCR Bjerknes Centre for Climate Research CD Corriente Directa CFE Comisión Federal de Electricidad CMNUCC Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático CONAE Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía CONAPO Consejo Nacional de Población CRE Comisión Reguladora de Energía CERs Certificados de Reducción de Emisiones CIEMAT Centro de Investigaciones Energéticas CSP Sistemas Concentrados de Energía Solar CSPI Calor Solar para Procesos Industriales DDC Centro de Distribución de Datos del IPCC DSG Generación Directa de Vapor DOE Departament of Energy EUA Estados Unidos de América ERU Unidades de Emisiones Reducidas FIRCO Fideicomiso de Riesgo Compartido GCM Modelos del clima global GEI Gases de Efecto Invernadero GFDL Laboratorio Geofísico de la Universidad de Princeton GISS Instituto Goddard para Estudios del Espacio de la NASA, HTF Fluido de Transferencia Térmica IEA Agencia Internacional de Energía iv IIASA International Institute for Applied Systems Analysis IIE Instituto de Investigaciones Eléctricas INEGI Instituto Nacional de Estadística Geográfica e Informática IPCC Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático LGEEPA Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente LyFC Luz y Fuerza del Centro MDL Mecanismo para un Desarrollo Limpio NIMBY “Not In My Back Yard” NOAA National Oceanic and Atmospheric Administration NREL National Renewable Energy Laboratory OCDE Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico OPEC Organization of the Petroleum Exporting Countries OLADE Organización Latinoaméricana de Energía ONU Organización de las Naciones Unidas PECC Programa Especial de Cambo Climático PIB Producto Interior Bruto PND Plan Nacional de Desarrollo POISE Programa de Inversión en Proyectos Estratégicos PSE Programa Sectorial de Energía RCE Reducciones Certificadas de Emisiones SAGARPA Secretaría de Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural, Pesca y Alimentación SENER Secretaría de Energía SET Temperatura Efectiva Estándar SIG Sistemas de Información Geográfica SRES Reporte Especial de Escenarios de Emisiones. tmca Tasa Media de Crecimiento Anual UAM Universidad Autónoma Metropolitana UAS Componente Zonal de Viento (este-oeste) UE Unión Europea URE Uso Racional de Energía v USAID UKMO Agencia de Estados Unidos para el Desarrollo Internacional Laboratorio Geofísico del Reino Unido. VAS Componente meridional del viento (norte-sur) WEC World Energy Council WRI Instituto de Recursos Mundiales ZM Zonas Metropolitanas UNIDADES MWe Megawatt equivalente °C Grados Centigrados ton/l Toneladas sobre litro Kilómetros Km W/m2 Watt sobre metro cuadrado m/seg Metro sobre segundo kW Kilowatt MW Megawatt CANdl/kWh Candela Kilowatt PJ/año Pentajoules sobre año MWt Megawatt térmico kWe Kilowatt eléctrico cUSdl/kWeh Dólares por Kilowatt eléctrico hora USdl/kWe Dólares por Kilowatt eléctrico COMPUESTOS QUIMICOS CO 2 Bióxido de carbono CO 2 e Bióxido de carbono equivalente CH 4 Gás metano N2O Óxido nitroso HFC Hidrofluorocarbonos PFC SF 6 Perfluorocarbonos Hexafluoruro de azufre vi RESUMEN Uno de los sectores de mayor importancia para el crecimiento económico de una región o un país es el energético, ya que provee la energía necesaria para el desarrollo de la actividad económica y de servicios, al mismo tiempo, este sector es responsable de poco más del 30% de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) a nivel mundial, de acuerdo con el Instituto de Recursos Mundiales (WRI, 2005). Ante la necesidad de atender el problema que presenta dicho sector al medio ambiente, se ha promovido el reemplazo de las energías convencionales por el uso de energías renovables (ER), como una alternativa viable que puede contribuir esencialmente a dos cosas: mitigar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y, a largo plazo, revertir la magnitud del calentamiento global, contribuyendo a la solución del problema de la crisis energética. El Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático (IPCC) pone de manifiesto que el sector eléctrico es altamente vulnerable ante los fenómenos hidrometeorológicos extremos y que las empresas del sector serían afectadas por los impactos directos y por los periodos de recuperación. Su balanza económica debe contemplar la adaptación al cambio climático como variable en su gestión del riesgo. La gestión del riesgo ante el cambio climático es un elemento indispensable en la toma de decisiones para hacer frente a las amenazas y reducir la incertidumbre del sector eléctrico en el largo plazo, tanto en la estrategia de negocios como en sus operaciones. Por tal razón se realizó el presente estudio, con la participación de especialistas de diferentes instituciones, que surge de la inquietud de comprender de mejor manera el estado actual y los efectos del cambio climático, para las próximas décadas, en las fuentes de energía renovables empleadas para la generación de energía eléctrica en nuestro país, y proponer alternativas para la adaptación del vii sector eléctrico ante el cambio climático. Al respecto, en las diferentes secciones a lo largo del documento se presentan los análisis y diagnósticos realizados. La Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés) clasifica a las ER de la siguiente forma: solar, eólica, geotérmica, maremotriz, hidráulica y biomasa. La sección 1 incluye una descripción de la generación de energía eléctrica en México, a partir de fuentes de energía renovables, y la oportunidad que existe para la transferencia de tecnología a través del Mecanismo para un Desarrollo Limpio. Así mismo, se presenta información de los avances de la política en México para impulsar las energías renovables. La sección 2 contiene los resultados del análisis de las amenazas e incertidumbres del sector energético, donde se presenta su situación actual y la prospectiva para las siguientes décadas, incluye una comparación con algunos casos del sector eléctrico a nivel internacional y se presentan a grosso modo los escenarios ante cambio climático para demanda y generación de energía eléctrica. Como parte de un análisis complementario, se incluyen los resultados relativos de demanda por consumos de energía eléctrica en el sector residencial. El calentamiento global más los incrementos poblacionales ubican a zonas urbanas como Acapulco, Mérida, Tuxtla Gutiérrez y Veracruz, para las décadas representadas por los años 2025, 2050 y 2075, como los sitios que experimentarán mayores incrementos relativos de demanda por consumos de energía eléctrica, tal como se indica en la sección 3. En cambio, aquellas zonas que se espera estabilicen su población y que se ubican en climas templados (como el Distrito Federal y Toluca) los incrementos relativos serán bajos. Al aumentar el consumo de energía eléctrica es de suponerse que aumenten las emisiones de GEI sino se aplican tecnologías más eficientes en la generación de energía. viii La energía geotérmica tiene varias ventajas: el flujo de producción de energía es constante a lo largo del año ya que no depende de variaciones estacionales como lluvias y caudales de ríos, por mencionar algunos, sin embargo, el cambio climático podría afectar principalmente las instalaciones de las plantas geotérmicas instaladas. En la sección 4 se presenta una descripción cualitativa de posibles impactos del cambio climático en la generación de electricidad a partir de esta fuente de energía. En la misma sección se incluye una descripción de la generación de electricidad a partir de las mareas, es decir, el movimiento de las aguas del mar que producen energía que se transforma en electricidad en las centrales mareomotrices. En la sección 5 se presentan escenarios potenciales de disponibilidad de energía solar bajo condiciones de cambio climático, a partir del análisis de las variaciones en la radiación global media mensual que llega a la superficie de la República Mexicana. Se proyecta que en el norte del país se modificaría el potencial de energía solar, actualmente se presenta una disponibilidad importante en dicha región; mientras que las regiones de máximos nublados (el sur y sureste de México), sobre todo en la época de lluvias (verano), verán disminuido el potencial. La obtención de energía eléctrica a partir de las corrientes de aire generadas en algunas zonas geográficas permiten la instalación de aerogeneradores para aprovechar ésta fuente energética. El actual potencial eólico en México se encuentra en los estados de Baja California, Baja California Sur, Chihuahua, Oaxaca, Quintana Roo y Sonora. En la sección 6 se analizan los efectos del cambio climático en el potencial eólico para la generación de electricidad, para cuatro meses representativos de las estaciones del año, y se identifica que la mayoría de las zonas con potencial eólico se mantendrían para las próximas décadas y que muy probablemente se presenten condiciones favorables en nuevas zonas en el País con potencial eólico. ix La hidroelectricidad es una fuente de energía atractiva puesto que es renovable. Aunque a primera vista la precipitación global creciente parecería sugerir más agua disponible para producción de energía hidroeléctrica, las temperaturas más altas incrementarán la evapo-transpiración. En la sección 7 se presenta la estimación de la evapotranspiración y la infiltración, relacionándola con la precipitación pluvial y la variación del caudal, considerando los efectos de cambios en temperatura y precipitación bajo cambio climático. De manera general, las siete secciones del documento presentan la perspectiva potencial de cada una de las fuentes de energía, ante escenarios de cambio climático. Se concluye que el cambio climático no es el único elemento que motiva hacia una transformación del sector energético de México, pero es clave para poder adaptarse con mayor eficacia a los impactos directos (aquellos que ponen en riesgo la operación, pero que también señalan espacios de oportunidad para continuar haciendo negocios como resultado del cambio en las condiciones climáticas, por ejemplo Eolo-eléctricas), y los impactos indirectos (incremento de la demanda). Para el desarrollo de las energías renovables en México, se requiere fomentar, de parte de los poderes ejecutivo y legislativo, la voluntad política además de un conocimiento profundo de la problemática. Las instituciones públicas que se dedican al campo de la investigación y desarrollo de las energías renovables cuentan con personal altamente capacitado, solo se necesita que los proyectos cuenten con un mayor flujo de recursos para ponernos a la par con los países en desarrollo más adelantados e inclusive con algunos desarrollados. x Sección 1.- Descripción de la generación de energía eléctrica en México a partir de fuentes de energía renovables Tania García López Carlos Octavio Rivera Blanco 1.1 Introducción El cambio climático, la crisis energética y la escasez de recursos tan elementales para la vida humana, como el agua, han impulsado una mayor conciencia de la repercusión de cada una de nuestras acciones sobre el medio ambiente, pues de esto depende no sólo nuestra calidad de vida, sino la propia supervivencia. Actualmente se habla de las llamadas Energías Renovables (ER) como una alternativa viable que puede contribuir esencialmente a mitigar el cambio climático, además de que en buena medida resolvería (a mediano y largo plazo) la crisis energética. La Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) clasifica a las ER de la siguiente forma: solar, eólica, geotérmica, maremotríz, hidráulica y biomasa. La aplicación de las ER a gran escala dista mucho de ser una realidad como se puede observar en la gráfica de la figura 1.1, que muestra el escenario mundial (calculado en el año 2000) de las tendencias energéticas. En la gráfica se puede apreciar que a nivel mundial la energía eólica y la energía solar tienden a despuntar a partir del 2030, mientras que continúa el uso de los combustibles fósiles hasta el 2050 y el uso del gas aumenta su consumo hasta el 2030, manteniéndose hasta el 2040 y disminuyendo ligeramente al 2050. El resto de las ER apenas se vislumbra en la gráfica. Sin embargo, en los últimos 5 años (2003-2008) parece ser que existe una tendencia mayor al impulso de las energías 1 renovables 1 con inversiones financieras importantes y la creación de nuevos proyectos, especialmente en los países en desarrollo. Figura 1.1. Tendencias energéticas mundiales al 2050 y 2100. Fuente: WBGU (Consejo Alemán Asesor sobre el Cambio Global). En México, el Gobierno Federal, a través de la Secretaría de Energía 2 , en su Prospectiva del Sector Eléctrico al año 2017 menciona en la presentación del documento que “en materia de seguridad energética y equilibrio ambiental en el sector eléctrico, los esfuerzos de la presente administración (2006-2012) apuntan hacia el desarrollo de las energías renovables como la hidráulica, la eólica, solar, biomasa, mini-hidráulica y bio-energética, entre otras”. En el documento no se contemplan proyectos nuevos de desarrollo en dichos rubros, indica la continuación del proyecto de energía eólica en el de Istmo de Tehuantepec, que ya se venía dando desde hace unos 10 años, y el de geotermia, en la que México es el tercer productor mundial desde hace bastante tiempo. Existe otro documento sobre ER 3 que solo refleja la opinión de los autores pero no es de ninguna forma rector de la política de ER en México. Las energías renovables implican un reducido impacto ambiental en comparación con los recursos fósiles limitados, y se puede decir que cuentan con una cierta 1 Renewable Energy World.com 6 y 7 de mayo de 2008. Prospectiva del Sector Eléctrico 2007-2016. Secretaría de Energía. 3 Torres, F. y Gómez, E. (2006). Energías Renovables para el Desarrollo Sustentable en Secretaría de Energía. 2 México. 2 autonomía como fuentes – en algunos casos, inagotables- de energía que tarde o temprano tendrán un importante papel dentro de la reserva energética, así como en la reducción de problemas ambientales. En España, por ejemplo, el impacto ambiental en la generación de electricidad a partir de las energías convencionales se considera 31 veces superior al de las energías renovables, según los resultados del estudio "Impactos Ambientales de la Producción de Electricidad", auspiciado por ocho instituciones, entre las que se encuentran los órganos competentes de cinco gobiernos autónomos (Cataluña, Aragón, País Vasco, Navarra y Galicia), el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), el Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT) y la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA). El estudio cuantifica con un método científico homologado internacionalmente las diferencias de impacto ambiental entre las diversas tecnologías de generación de electricidad. Los resultados del mismo, expresados en ecopuntos de impacto, demuestran que el lignito, el petróleo y el carbón son las tres tecnologías más contaminantes, superando los mil ecopuntos, en un segundo grupo figuran la nuclear y el gas, entre doscientos y mil ecopuntos, mientras que la eólica y la minihidráulica, ambas renovables, forman un tercer grupo con una cantidad muy inferior de impactos -menos de cien. Estos resultados suponen que producir un kWh con la minihidráulica tiene 340 veces menos impactos que hacerlo con lignito ó 50 veces menos que hacerlo con gas natural. En general, los proyectos de energía renovable reciben muy bajos subsidios en Latinoamérica, aunque las iniciativas podrían postularse y registrarse como mecanismos para un desarrollo limpio (MDL),puesto que los bonos de carbono generarían ingresos adicionales necesarios para mejorar las expectativas de los propios proyectos. 3 1.2 Energía solar Cualquier aplicación de la energía solar requiere una evaluación del recurso solar. Por evaluación del recurso solar se entiende la determinación (de preferencia a partir de mediciones) de la cantidad de energía solar disponible para ser utilizada en una aplicación. Como diferentes tipos de sistemas de energía solar utilizan distintos componentes de la radiación solar, dicha evaluación puede significar cosas un poco diferentes, dependiendo de la aplicación. Del mismo modo, el nivel de detalle con que se requiere conocer estas componentes puede ser bastante diferente de una aplicación a otra. La República Mexicana es uno de los países con mejor incidencia de radiación solar, como puede observarse en el mapa de la figura 1.2 4 , en el, puede apreciarse que la zona noroeste del país recibe una radiación promedio diaria considerada de las mejores del mundo, aunada a la que recibe el resto de la República que también es alta. Este potencial de energía puede ser aprovechado para producción de energía eléctrica, tanto desde el aspecto fotovoltaico como del fototérmico, como se puede apreciar en la figura 1.3 5 donde se observan las diferentes tecnologías que pueden ser aplicadas para producir electricidad. Figura. 1.2 Mapa de radiación solar en el mundo (Loster, M., 2006). 4 5 Loster, M. (2006). Mapa de radiación solar. Departamento de Física. Universidad de California. Velásquez, N. (2002). Universidad Autónoma de Baja California. 4 Las tecnologías para el aprovechamiento de la energía solar suelen clasificarse en dos grandes ramas: procesos fototérmicos y procesos fotovoltaicos. Los primeros parten del hecho de calentar un fluido de trabajo que puede tener una serie de aplicaciones como producir vapor, electricidad, frío, entre otras. Los segundos, producen electricidad a partir de la conversión directa de la energía solar en energía eléctrica. La figura 1.3 muestra las diferentes aplicaciones tecnológicas a partir de la energía solar. ENERGÍA SOLAR PROCESO FOTOVOLTAICO ENERGÍA ELECTRICA CALOR DE PROCESO OTROS PROCESOS: CLOROFÍLICOS; EVAPORATIVOS CALENTAMIENTO DE AGUA DOMESTICO E INDUSTRIAL GENERADOR DE ELECTRICIDAD PROCESOS FOTOTÉRMICOS CAPTADOR SOLAR ABSORBEDOR INTERCAMBIADOR DE CALOR, TURBINA BAJA TEMP. ALTA TEMP. Figura 1.3. Tecnologías de producción eléctrica y otras a partir de la radiación solar. Velásquez, N. (2002) Los sistemas térmicos se pueden clasificar de la siguiente manera 6 : De acuerdo al tipo de concentrador empleado De acuerdo a la temperatura de operación Aplicación final de la energía térmica obtenida Según el tipo de concentrador empleado, influye el rango de temperaturas que es posible alcanzar y por lo tanto el tipo de aplicación. La tabla 1.1 muestra los 6 Mulás del Pozo, Pablo, coordinador. (2005). Visión a Largo Plazo Sobre la Utilización de las Energías Renovables en México. Energía Solar. Anexo 6-II. Centro de Investigación en Energía UNAM. 5 diferentes tipos de concentradores, su rango de temperaturas y el tipo de seguimiento solar que debe tener. Tabla 1.1. Principales tipos de colectores solares y sus rangos típicos de temperatura. TIPO DE RANGO DE RANGO DE SEGUIMIENTO CONCENTRADOR CONCENTRACIÓN TEMPERATURA (°C) Plano C =1 30 < T < 80 Estacionario Tubo Evacuado C<1 50 < T < 190 Estacionario Colector Parabólico 1<C<5 70 < T <240 Estacionario Compuesto (CPC) 5 < C < 15 70 < T < 290 Un eje Canal Parabólico 15 < C < 40 70 < T < 290 Un eje Plato Parabólico 100 < C < 1000 70 < T < 930 Dos ejes Torre Central 100 < C < 1500 130 < T < 2700 Dos ejes Horno Solar 1500 < C < 5000 600 < T < 3000 Dos ejes Dentro de las tecnologías de concentración solar para la generación de potencia eléctrica se encuentran las plantas solares térmicas o termosolares de potencia que consisten esencialmente de dos partes: una que colecta la energía solar y la convierte en calor, y otra que convierte el calor en electricidad 7 . Adicionalmente pueden contar con dispositivos de almacenamiento térmico 8 y/o respaldo basado en combustible convencional. Los sistemas de canal parabólico utilizan espejos en forma de canal parabólicos que enfocan la luz solar sobre receptores tubulares de alta eficiencia, por los cuales circula un fluido térmico. La tecnología de concentradores lineales tipo fresnel, con un solo eje de seguimiento, difiere del de canal parabólico, porque el absorbedor está fijo en el espacio en la zona focal. El reflector está compuesto de muchos segmentos largos 7 Mills, D. R., 2001. Solar Thermal Electricity. In J. Gordon (editor), Solar Energy, the State of the Art. James & James, Londres (ISBN 1-902916-23-9), pp. 577-651. 8 DLR, 2004. Concentrating solar power now, FMENCNS, Alemania, http://www.solarpaces.org/CSP_BrochureofGerman_BMU.pdf 6 y delgados de espejo, los cuales giran sobre ejes paralelos simultáneamente para enfocar la radiación solar en el receptor 9 . Los sistemas de disco paraboloidal consisten en un concentrador en forma de plato parabólico, con un receptor en la zona focal. Estos concentradores se montan en una estructura con un sistema de seguimiento en dos ejes. El calor colectado es utilizado directamente por un motor térmico montado en el receptor que se mueve con la estructura del plato. Los motores de ciclo Stirling y de ciclo Brayton se utilizan actualmente para la conversión de energía térmica a mecánicaeléctrica 10 . Los sistemas de Torre Central utilizan un gran campo de espejos planos con seguimiento en dos ejes, llamados helióstatos, que siguen al Sol para enfocar la radiación solar en un receptor central (intercambiador de calor) montado en lo alto de una torre, éstos producen temperaturas aproximadas de 500 a 1500°C. Estas plantas son ideales para escalarse en el rango de 30 a 400 MW de capacidad. La eficiencia solar-eléctrica alcanzada por estas centrales está en el rango de 8 a 13% 11 . En cuanto al desarrollo llevado a cabo en México con este tipo de tecnologías, en 1981 el Instituto de Ingeniería de la UNAM puso en marcha una planta de canal parabólico de 10 KWe con propósitos de investigación. Dicha planta operaba originalmente con aceite térmico 12 . Más recientemente se ha llevado a cabo investigación sobre producción directa de vapor usando el campo de colectores de la planta, tarea que continúa hasta la fecha. 9 Mills, D., Morrison, G., 2000. Compact Linear Fresnel Reflector Solar Thermal Power plants. Solar Energy, Vol. 68, pp. 263-283 10 SolarPaces, 2004, “CSP-How it Works”, Página del acuerdo Solar Paces de la Agencia Internacional de Energía. http://www.solarpaces.org/csp_technology.htm. 11 Ahmed, K., 1994. “Renewable Energy Technologies. A review of the status and cost of Selected technologies,” World Bank, EU. 12 Almanza Salgado, R., Muñoz Gutiérrez, F., 1994, “Ingeniería de la energía solar,” El Colegio Nacional, México, cap. 9. 7 Debido a su naturaleza térmica, cada una de las tecnologías de concentración solar puede ser desarrollada en forma híbrida (hibridación) u operada en combinación con combustibles fósiles. Los diseños de los sistemas integrados solar y de ciclo combinado (ISCCS, Integrated Solar Combined-Cycle System) ofrecen un número de ventajas potenciales para ambas tecnologías. Para los sistemas de Torre Central de Potencia, la hibridación es posible con un ciclo combinado de gas natural o con centrales de carbón y de ciclo Rankine con combustóleo. Las técnicas más avanzadas en el almacenamiento térmico se han aplicado a la tecnología de Torre Central de Potencia. 1.2.1 Costos de inversión Los costos de inversión y de generación de electricidad dependen de múltiples factores relacionados con la tecnología, las condiciones locales y de logística y circunstancias de mercado. Únicamente para la tecnología de canal parabólico han sido probados los costos de inversión a través de la comercialización. Los costos para los sistemas de Torre Central de Potencia y Plato/Stirling aún están basados en plantas piloto o de demostración que necesitan confirmación. Diferencias en los costos de inversión y generación para los sistemas concentrados de energía solar (CSP) pueden ser explicados por la diferencia en la madurez de la tecnología y las diferentes propuestas tecnológicas para cada uso. 1.2.2 Costos de Generación Los costos de inversión son uno de los factores más importantes que determinan el costo de un CSP. Típicamente, la depreciación representa del 25 al 40% del costo de generación y los costos de operación y mantenimiento entre un 10 y 15%. La vida útil económica de una planta CSP es de 20 a 30 años. El resto de los 8 costos de generación dependen principalmente del nivel de la irradiación solar. Los costos más competitivos se alcanzan en áreas donde los niveles de radiación son particularmente altos, por ejemplo, mayores a 1,700 kWh por metro cuadrado al año. Los costos de generación de esta tecnología, estimados para 1999, estaban entre 10 y 15 US cents/kWh 13 La industria de las tecnologías de concentración solar aumenta día a día, en especial los países en desarrollo han entendido la importancia de las energías renovables y más empresas dedican parte de su desarrollo a este tipo de energías y otras nuevas abren ofreciendo diferentes alternativas tecnológicas en energías renovables. Investigaciones y proyectos piloto actuales están combinando la tecnología de concentración solar con nuevos diseños de turbinas de gas y plantas de ciclo combinado. Los costos de capital y operación y mantenimiento (O&M) incrementales de las centrales son compensados con sus altas eficiencias, reducción de pérdidas en el arranque y el uso dual de elementos críticos del sistema. Reducciones futuras en los costos serán posibles con la Generación Directa de Vapor (DSG), que elimina la necesidad de fluido de transferencia térmica (HTF) y reduce la pérdida de eficiencia que implica utilizar un intercambiador de calor para generar vapor. Concentradores: El concentrador solar es el componente más caro de una planta de concentración solar. Mejores materiales reflejantes, aspecto de los espejos, diseño estructural y directrices prometen reducciones futuras de costos. Nuevos materiales reflejantes y la optimización de los diseños del concentrador reducirán los costos estructurales. 13 Carpenter, S., S. Kemp, P. Robillard and S. Whittaker, 1999. Cost Reduction Study for Solar Thermal Power Plants. The World Bank, Washington, D.C. 9 Aspectos no técnicos: Dos aspectos no técnicos podrían tener un mayor impacto en los costos futuros y en los mercados para la tecnología de concentración solar: a) El desarrollo de múltiples plantas en el mismo lugar, en un parque de energía solar, reduciría los costos de la tecnología, debido a que ofrece costos de O&M, ingeniería y desarrollo reducidos. b) La estructura financiera de los proyectos es también un aspecto importante. Las plantas de concentración solar requieren un alto capital inicial, y el costo de capital y el tipo de financiamiento de proyecto pueden tener un impacto significativo en el costo final de energía. Estado actual de la utilización del calentamiento solar en México El uso de los calentadores solares planos en México data desde 1945, cuando en Guadalajara, Jalisco, Don Pantaleón Orozco Carricarte patentó el primer diseño de calentador solar plano. Fue precisamente en Guadalajara donde se instalaron las primeras fábricas o talleres en que se manufacturaron los calentadores solares para uso doméstico. En el año de 1977, en la Universidad Autónoma Metropolitana campus Xochimilco (UAM-X), se lleva a cabo la primera reunión nacional de investigadores, fabricantes y estudiosos del uso de las energías renovables en México y es a partir de este año que inician formalmente lo que ahora se denominan las Reuniones Nacionales de Energía Solar, organizadas por la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), con lo que se formaliza también el seguimiento del estado del arte en calentadores solares planos y otros sistemas de calentamiento solar, a través de las mas de 25 memorias de las reuniones, además de comenzar a organizarse las primeras exposiciones de equipo solar en México. En el año de 1990, la entonces Secretaría de Energía, Minas e Industria Paraestatal le solicita a la ANES elaborar el primer Balance de Energías 10 Renovables para integrarlo, año con año, al Balance Nacional de Energía del Gobierno mexicano. A partir de este año la ANES toma la responsabilidad de integrar la información de fabricantes, distribuidores y de especialistas nacionales para establecer las tecnologías solares empleadas en México, el número de equipos instalados año con año y de hacer una estimación de su aporte energético al Balance Nacional de Energía. Aunque el Gobierno mexicano no integra la información al balance mismo, la publica en el documento final que presenta el Balance Nacional de Energía. A través de este documento se tiene una memoria de la estimación anual del uso y aporte energético de varias tecnologías renovables en nuestro país, a saber, calentamiento solar, sistemas fotovoltaicos y sistemas eólicos, tanto para generación de electricidad como para sistemas de bombeo mecánico de agua. La elaboración del balance nacional de ER se hace con la información que aportan de manera voluntaria las empresas y distribuidores de las tecnologías renovables en México, pero no ha sido posible certificar la veracidad de toda la información recopilada, por lo que la información contenida en el balance es una mera estimación acumulativa, con un error de ± 30%, de lo que se instala en México. Sin embargo, es aún más grande el error en cuanto al valor acumulado en metros cuadrados o número de equipos instalados, ya que ningún fabricante proporciona estos datos y en la mayoría de los casos tampoco existen trabajos que permitan establecer el grado de operación de los mismos o si están en operación o no. A pesar de esto, el balance nacional permite establecer que nuestro país mantiene, desde hace más de 30 años, una pequeña industria solar y un gran dinamismo en el desarrollo de proyectos, a pesar de los reducidos apoyos gubernamentales. La ANES tiene detectados alrededor de 50 fabricantes de calentadores solares planos en todo México, concentrados principalmente en las ciudades de Guadalajara, Cuernavaca, Distrito Federal, Puebla y Morelia. 11 1.3 Energía geotérmica Los recursos geotérmicos tienen mayor probabilidad de existir en zonas geológicas de carácter volcánico, por lo que México es uno de los países con buenas perspectivas en la magnitud de este recurso natural. En general, estos recursos naturales se catalogan de la siguiente manera: recursos hidrotermales, recursos con base en roca seca, recursos en sistemas geopresurizados, recursos marinos y recursos magmáticos. A nivel mundial sólo los primeros se explotan en forma comercial; México es el tercer productor 14 de electricidad sobre la base de este tipo de recursos geotérmicos, con 960 MWe y algunas aplicaciones termales (no eléctricas) operando. Este tipo de recurso implica la conjunción de una anomalía térmica no muy profunda con un acuífero y un sistema geológico sellador, lo que conforma un yacimiento. Los sistemas de tipo roca seca y geopresurizados no se han investigado en nuestro país. El primero consiste en un yacimiento en el cual se presenta la anomalía térmica pero no el acuífero. Se propone inyectar agua fría a través de un primer pozo y sacar el agua/vapor caliente a través de un segundo pozo, posterior a realizar un fracturamiento hidráulico entre los dos para que exista la debida permeabilidad. El segundo tipo de sistema, los geopresurizados, son yacimientos profundos a muy alta presión que, además de contener agua caliente a alta presión también contienen metano; por lo tanto se aprovecha el metano, el calor del fluido geotérmico y su presión. En la costa del Golfo de México correspondiente a los EUA se tiene un caso a nivel de demostración. 14 Capítulo 2. Estimación del Recurso Energético Renovable. www.sener.gob.mx/webSener/res/168/Cap2_EstimaRE.pdf 12 En cuanto a recursos marinos, se han detectado algunas emanaciones geotérmicas a grandes profundidades en el fondo marino del Mar de Cortés, lo que implica presencia del recurso. No existe ningún caso en que se experimente con este tipo de yacimientos. En cuanto a sistemas magmáticos, éstos se relacionan con la presencia de magma a bajas profundidades, relacionadas con actividad volcánica activa (por ejemplo: volcán de Colima, volcán Popocatepetl,...etc.). Las muy altas temperaturas y la agresividad química hacen imposible la utilización de materiales en el presente para construir los equipos que permitan su aprovechamiento. Los recursos hidrotermales se catalogan en dos tipos. Aquellos con temperatura del fluido geotérmico menor a 150°C/200°C, los cuales no son útiles para generar electricidad en forma económicamente competitiva, pero pueden ser utilizados para aprovechar su energía calorífica. Existen algunos de mayor temperatura a este rango que se utilizan para la generación eléctrica. Los recursos de alta temperatura fueron determinados en la década de lo 80’s y no han sido revalorados. Éstos se catalogan como reservas probadas de 1,340 MWe, los probables de 4,600 MWe y las posibles de 6,000 MWe, para un total del orden de 12,000 MWe. En cuanto a la tecnología relacionada con el aprovechamiento del recurso geotérmico 15 , es necesario distinguir aquélla relacionada con los de temperatura baja e intermedia y los de alta temperatura para generación eléctrica. Los sistemas de aprovechamiento para utilizar la energía térmica en aplicaciones de tipo industrial o para generar energía eléctrica continuarán siendo mejorados a 15 Capítulo 3. Prospectiva Tecnológica. www.sener.gob.mx/webSener/res/168/Cap3_ProsTec.pdf 13 través de actividades de investigación y desarrollo tecnológico de tipo incremental, con un especial énfasis a reducir los costos tanto de inversión como de operación. En las aplicaciones no-eléctricas de la energía geotérmica, una estimación de la potencia térmica utilizada en México es de 164 MegaJoules/segundo. La mayor parte de estas aplicaciones se encuentran en 160 sitios (en 19 Estados) y son de utilización en balnearios. Su magnitud aproximada es del orden de 12,500 ton/l de agua caliente a 50°C promedio. En caso donde no se usa directamente el fluido geotérmico, si no éste a su vez calienta un fluido de trabajo, la problemática de la operación de intercambiadores de calor con este tipo de salmuera puede ser compleja por las incrustaciones. Desarrollos tecnológicos para hacer competitivos sistemas como las termopilas podrían bien ser muy interesantes, ya que la generación eléctrica aún a estas bajas temperaturas podría ser económicamente factible. En cuanto a los recursos de alta temperatura, en el presente existen 953 MWe instalados en cuatro centrales geotermoeléctricas (Cerro Prieto, Baja California; Los Azufres, Michoacán; Los Húmeros, Puebla; y Tres Vírgenes, Baja California Sur). El vapor geotérmico que alimenta las 36 unidades instaladas en estas centrales proviene de 197 pozos, con profundidades entre 600 a 4,400 metros. La producción de vapor es de 7,700 toneladas/hora de vapor (conjuntamente con 8,750 toneladas/hora de salmuera). En 2003, la generación de electricidad fue de 6,282 GWh, equivalente al 3.1% del total generado en México. El énfasis en las actividades de investigación y desarrollo es el reducir los costos relacionados con las metodologías y técnicas de exploración, con la perforación y operación de los pozos, las metodologías para realizar la ingeniería de yacimientos; y la búsqueda de ciclos termodinámicos para mejorar la eficiencia de la generación eléctrica (uso de ciclos combinados y mixtos). 14 En cuanto a los sistemas de roca caliente, se realiza experimentación en la Unión Europea, Japón y Australia. Este desarrollo abriría a la explotación un reservorio de energía calorífica inmenso que corresponde a los 10km más superficiales de la corteza terrestre. 1.4 Energía Eólica El aprovechamiento del recurso eólico depende de los sitios donde esté colocada la infraestructura. La orografía del lugar tiene una gran influencia sobre las características del viento. Por otro lado, la fuertísima dependencia de la potencia generada en un aerogenerador con la velocidad del viento (varia como el cubo de la velocidad) hace que las mediciones in situ sean absolutamente necesarias. Es cierto que en forma general, se pueden observar que zonas de ciertas regiones tienen buenas condiciones de energía eólica, pero es necesario medir. La Organización Latinoaméricana de Energía, OLADE, publicó 16 en 1983 un Atlas Eólico Preliminar de América Latina y el Caribe, donde se presenta el potencial eólico en W/m2 para la República Mexicana. Éste fue estimado basándose en las mediciones de la red de observatorios del Servicio Meteorológico Nacional, entre 1971 y 1979. Es opinión general que sólo da una descripción cualitativa de la situación. Mediciones específicas se han realizado por interés local. En 1991, se hicieron mediciones a 10 metros de altura en varios puntos del Estado de Quintana Roo. En 1992, se estudió el potencial eólico del Cerro de la Virgen, en Zacatecas, a 10 y 30 metros de altura. En 1995, el National Renewable Energy Laboratory (NREL) del Departament of Energy de los EUA publicó un atlas de viento de México, disponible en Internet. Esta misma entidad generó en 2004, un Atlas de Recursos Eólicos del Estado de Oaxaca. En 1998, se publicó un mapa de ocho zonas 16 Capítulo 2. Estimación del Recurso Energético Renovable. www.sener.gob.mx/webSener/res/168/Cap2_EstimaRE.pdf 15 específicas donde la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) han realizado estudios, indicando un potencial estimado de capacidad de generación eléctrica. En 2001, se realizó un estudio específico del potencial eólico de Santa Catarina, Nuevo León. Entre 2002 y 2003, se midió y se analizó el potencial de viento en cinco polos de desarrollo del Estado de Nuevo León (Anáhuac, Cerralvo, Colombia, Loma Alta y Vallecillos). También existe información de la Isla del Carmen en Campeche, de Pachuca en Hidalgo, de La Venta en Oaxaca, de Playa Paraíso en Quintana Roo, de Moroncarit en Sonora, y de Laguna Verde en Veracruz. No es posible dar una cifra como recurso estimado a nivel nacional, ya que sólo son válidas las estimaciones realizadas arriba descritas. El trabajo del IIE y de la CFE es indicativo de que la suma del potencial de varios sitios específicos es del orden de 5,000 MWe. Los países industrializados líderes en generación de electricidad a partir de energía eólica son 17 Alemania, Dinamarca, EUA y España, mientras que en los países en desarrollo son la India y Costa Rica. El tipo de maquina que domina el mercado es aquella con una configuración de un motor en eje horizontal con tres aspas, acoplado a un sistema mecánico que mueve un generador. Éste puede ser síncrono o asíncrono, dependiendo si el equipo es de velocidad variable o de velocidad constante. En realidad, los diferentes tipos de aerogeneradores compiten comercialmente sin que a la fecha exista una preferencia generalizada. Cada equipo tiene su curva de potencia que describe la potencia de salida de la máquina en función de la velocidad del viento. Estos equipos se caracterizan por 17 Capítulo 3. Prospectiva Tecnológica. www.sener.gob.mx/webSener/res/168/Cap3_ProsTec.pdf 16 una velocidad de viento al que inicia la generación (aprox. 3.5m/seg.). Como la velocidad se incrementa, la potencia de salida se incrementa hasta llegar a una velocidad de viento nominal (aprox. 12m/seg.). Posteriormente, por razones de seguridad y otros, aunque se incremente la velocidad, la potencia se mantiene en su valor nominal. Finalmente, se tiene una velocidad de viento de salida a la cual el aerogenerador se frena para evitar daños estructurales (aprox. 25m/seg.). En 1955, la potencia promedio de los equipos comerciales era de 20kW. En 2002, esta potencia se incrementó a 1,400 kW y continúa el desarrollo al escalamiento. Recientemente se instaló en Hamburgo, Alemania, un aerogenerador de 5,000 kW con diámetro del rotor de 120 metros (aspas de 61.5 metros de longitud); sobre su carcaza, cuenta con un helipuerto, con lo cual debe simplificar las obras de mantenimiento en instalaciones marinas. Estos equipos se instalan solos o varios en conjunto para conformar una central eoloeléctrica; en el presente hasta de 100 MWe. La intermitencia del recurso eólico causa problemas en relación con la gestión de las redes eléctricas; lo que se denomina el despacho de carga. Se considera que cuando la generación corresponde a menos del 5% de la demanda en cualquier momento, esta problemática es manejable, ya que requiere capacidad de respaldo para mantenerla satisfecha en caso de pérdida de potencia eoloeléctrica. A finales del 2004, la capacidad instalada en el ámbito mundial llegó a 47,400 MWe, con 7,966 MWe instalados sólo ese año. La Unión Europea es el líder en capacidad instalada, a finales del 2003 tenían 28,440 MW, con un factor de planta promedio de 24%. En el presente, se reportan costos de instalación en la literatura desde 850 hasta 1700 USdl/kW. Este rango es tan grande debido a que algunas citas incluyen sólo los aerogeneradores (a veces en tierra y otras en el mar) y otros incluyen el 17 sistema eléctrico para colectar y transformar la electricidad con el fin de inyectarla a la red. En 2005, HidroQuebec concursó una central de 1,000 MWe en la costa sur del Golfo de San Lorenzo, Canada, a un precio de 0.066 CANdl/kWh, más un costo por la capacidad de respaldo de 0.009 CANdl/kWh. Las proyecciones a futuro son reducir costos al escalar el tamaño de los equipos y mejorar la confiabilidad de la proyección de la generación en el corto plazo. La Comisión Europea estableció una meta de 40,000 MWe instalados para 2010. Como todos los procesos de transformación de energía, las unidades eoloeléctricas no están exentas de tener una afectación al ambiente. Los dos principales problemas físicos se relacionan con la muerte de aves y la generación de ruido. En el aspecto social, el efecto sobre el paisaje está despertando mayor oposición entre las comunidades cercanas a los emplazamientos escogidos; a través de la renombrada actitud de NIMBY por sus siglas en inglés: “Not In My Back Yard”, es decir “No En Mi Patio Trasero”. Recientemente, se ha sugerido en Inglaterra que todas las nuevas instalaciones de aerogeneradores se construyan en zonas marinas, alejadas de las comunidades. 1.5 Biomasa En esta categoría se incluyen a los siguientes recursos: plantaciones energéticas para producción de combustibles leñosos, plantaciones energéticas y residuos para producción de combustibles líquidos, y residuos agrícolas. La primera categoría se relaciona con los recursos forestales que generan combustibles directos de madera provenientes ya sea de bosques naturales o plantaciones energéticas, así como combustibles indirectos de madera, como el aserrín. El primer tipo, es decir los combustibles directos de madera, se dividen en los que se generan en la naturaleza y los de plantaciones ex profeso. De los que se 18 generan en la naturaleza, se tienen los bosques, las selvas, los matorrales y la vegetación hidrófila; el total estimado de estos cuatro tipos varía entre 748-1,287 PJ/año 18 . El recurso estimado proveniente de plantaciones forestales ex profeso es equivalente a 716 PJ/año. En cuanto a los combustibles indirectos de madera, correspondientes a los desechos maderables que se generan durante las prácticas de extracción de la madera comercial y a los desechos que se generan principalmente en aserraderos, el recurso estimado como energético corresponde a 53 PJ/año. El total estimado de recurso energético de esta primera categoría correspondiente a recursos forestales que generan combustible directa e indirectamente de la madera, es de 1,517 a 2,056 PJ/año. La segunda categoría se relaciona con plantaciones energéticas y residuos para la producción de combustibles líquidos, específicamente biodiesel y etanol. En cuanto al recurso biomásico para producir biodiesel, las fuentes más importantes son la palma de aceite, la colza, la soya, el aceite de ricino, el sorgo y el girasol, otras fuentes son las grasas animales y el aceite usado de cocina. En cuanto a la producción de etanol, el recurso que se considera es el maíz y la caña de azúcar como los principales insumos. El recurso estimado para estos dos biocombustibles es equivalente a 196 PJ/año. La tercera categoría se relaciona con el uso de residuos agrícolas como el bagazo de caña, la cascarilla del arroz, la cáscara de coco, y el rastrojo de la milpa del maíz. Los principales procesos para utilizarlos como energéticos son la combustión y la gasificación. Se estima que el total de estos residuos agrícolas es de 59 millones de toneladas, las que corresponden a 886 PJ/año. 18 Capítulo 2. Estimación del Recurso Energético Renovable. www.sener.gob.mx/webSener/res/168/Cap2_EstimaRE.pdf 19 La utilización de la biomasa o sus derivados requiere en varios casos transformarla en algún energético secundario. Tanto para los recursos de tipo leñoso como los correspondientes a residuos agrícolas, los procesos corresponden a combustión directa, gasificación o pirolisis para producir, ya sea en forma directa o a través de la producción de un gas sintético, calor de proceso o electricidad en instalaciones que van desde unos kWt o kWe hasta centenas de MWt o decenas de MWe. El proceso de combustión directa con exceso de aire produce energía térmica que se utiliza en forma directa como calor de proceso o para generar vapor, el cual va a un turbogenerador para a su vez generar electricidad. Existen varios tipos de calderas donde se quema la madera en diferentes formas, con costos muy variables, dependiendo de varios factores. Como costos indicativos se tienen los siguientes 19 ; para instalaciones de capacidad entre 0.5 a 5 MWe, la generación eléctrica se realiza a costos promedio de 4.18 cUSdl/kWeh y para la escala de cientos de MWt, el costo del producto (calor de proceso) es de 0.5 cUSdl/kWth, con eficiencias globales de conversión entre 30 a 60%. El proceso de gasificación implica una combustión con cantidades limitadas de aire lo que genera un gas que contiene varios componentes químicos, entre ellos metano, hidrógeno y monóxido de carbono, con un valor calorífico generalmente bajo pero tolerable para aplicaciones posteriores. En general, se considera una tecnología en desarrollo, aunque existen aplicaciones a pequeña escala (<2MWe). Los costos de inversión son del orden de 1,200 a 2,000 USdl/kWe y el costo de la generación es de 4 cUSdl/kWeh. 19 Capítulo 3. Prospectiva Tecnológica. www.sener.gob.mx/webSener/res/168/Cap3_ProsTec.pdf 20 En cuanto al proceso de pirolisis, en donde el combustible se calienta a altas temperaturas (>500°C) en la casi ausencia del oxigeno, se forman combustibles sólidos, líquidos y gaseosos, éste se considera en desarrollo y no se tienen costos de la energía producida. En cuanto a la producción de etanol, los procesos en general dependen de que se parte de la biomasa rica en almidones (cereales) o rica en azucares (caña de azúcar). Valores indicativos del costo de producción de la energía son los siguientes: para el primero este es 0.973 cUSdls/kWth y para el segundo 1.273 cUSdls/kWth. A futuro, se espera que se desarrolle un proceso económicamente competitivo para transformar materiales ricos en celulosa a etanol, lo que haría mucho más factible su empleo como reemplazante parcial en la gasolina. Respecto al biodiesel, aceites extraídos directamente de algunos granos (girasol, soya, etc.) son utilizados para reemplazar parcialmente al diesel derivado del petróleo (desde un 5% a un 20%). Los costos del biodiesel fluctúan entre 5 a 6 cUSdls/kWt. Al igual que el caso del etanol, existen desarrollos con el fin de producir biodiesel a partir de biomasa celulósica, lo que de llegar a ser económicamente competitivo, ampliaría las probabilidades de éxito de este producto. 1.6 Mini y Micro-Hidroenergía El tamaño del recurso relacionado con este tipo de sistemas se basa en estimaciones gruesas hechas a lo largo del tiempo. El IIE reporta en 1991 20 que la CFE identificó 171 sitios con capacidad estimada de menos de 10 MWe. Otro documento de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONAE), indica que entre pequeñas unidades de CFE y LyFC en operación, pequeñas unidades independientes operando, unidades fuera de servicio de CFE, y una lista de proyectos posibles, se tiene en total una estimación de 210 MWe posibles. En 20 Capítulo 2. Estimación del Recurso Energético Renovable. www.sener.gob.mx/webSener/res/168/Cap2_EstimaRE.pdf 21 el documento del Balance Nacional de Energía 2003, se indica que con base en información generada por la CONAE para proyectos entre 1 y 5 MWe, se estima principalmente en los estados de la zona sur del país un potencial de 3,250 MWe; sólo en los estados de Puebla y Veracruz el potencial es de 400 MWe. Concluye que el potencial aprovechable a nivel del país es de 3,300 MWe, con una generación del orden de 12,000 GWh (con un factor de capacidad del 41.5%). En realidad, estas cifras son muy aproximadas, ya que no es posible realizar mediciones en forma masiva. Finalmente, cada caso tiene que ser evaluado en detalle para llevar a cabo un estudio de factibilidad. Debido a la orografía del país, un altiplano con pendientes hacia las costas, es deducible que existan una gran cantidad de sitios donde sea factible instalar unidades mini y microhidroeléctricas. En este campo, los desarrollos tecnológicos que se prevén 21 realmente no se espera que tengan gran impacto sobre la tecnología actual. Probablemente, el principal aspecto tecnológico que continuará desarrollándose, es en relación con la total automatización de estas unidades hidroeléctricas con el fin de reducir los costos de operación y mantenimiento. En la pagina web de la CONAE, se presenta una descripción completa de las diferentes tecnologías relacionadas con las turbinas hidráulicas así como una descripción y forma de calculó para la instalación de una unidad mini/microhidroeléctrica. 1.7 El Mecanismo para un Desarrollo Limpio De acuerdo a los datos del Plan Nacional de Desarrollo para el período 2007-2012 (en adelante PND), el 61% de las emisiones de los Gases de Efecto Invernadero (GEI) en México provienen del sector energético. Dentro de este sector, la procedencia de las emisiones puede catalogarse de la siguiente manera: Generación de electricidad, 24%. Uso de combustibles fósiles, 8%. 21 Capítulo 3. Prospectiva Tecnológica. www.sener.gob.mx/webSener/res/168/Cap3_ProsTec.pdf 22 Transporte, 18%. Sector comercial, residencial y agrícola, 5%. Emisiones fugitivas de metano durante la conducción y distribución del gas natural, 5%. El PND plantea dos estrategias de reducción o mitigación de emisiones, relacionadas con el sector energético: Impulsar la eficiencia energética; Tecnologías limpias para la generación de energía. La segunda estrategia se centra en fomentar e impulsar las energías renovables, concretamente la eólica, geotérmica y solar, aunque el mismo PND reconoce que es necesario apoyar “la formulación de un marco jurídico más favorable” para que esto sea posible. Además, el PND, señala que uno de los objetivos nacionales es la seguridad y establece que dos de los componentes básicos de la misma son: la seguridad climática y la seguridad energética. Otra de las estrategias previstas en el PND se centra en promover el uso eficiente de energía en los ámbitos doméstico, industrial, agrícola y de transporte. En lo que se refiere al cambio climático, actualmente se considera un problema de seguridad nacional e internacional. En cuanto a la seguridad energética, aunque se reconoce que no podrá garantizarse con energías renovables, es necesario que éstas tengan una presencia cada vez mayor en la producción energética nacional. De acuerdo al Programa Especial de Cambo Climático (PECC, 2008; versión para consulta pública), para el año 2012, el 26% de la capacidad instalada del Sistema Eléctrico Nacional debe provenir del uso de fuentes renovables, con lo que se 23 obtiene un potencial estimado total de reducción de 14 millones de toneladas de CO 2 e al año. Por su parte, El Programa Sectorial de Energía 2007-2012 (en adelante PSE) establece, dentro de los objetivos para el sector energético: fomentar el aprovechamiento de fuentes renovables de energía, técnica, económica, ambiental y socialmente viables. Las fuentes renovables de energía contribuyen, de acuerdo al PSE, a: Reducir parcialmente la presión sobre los recursos naturales, particularmente causada por los combustibles fósiles; Disminuir proporcionalmente la contaminación; Aumentar el valor agregado de las actividades económicas; Reducir los riesgos asociados con la volatilidad de precios de los combustibles fósiles al equilibrar el portafolio energético. Por ello, es importante desarrollar un programa nacional de energías renovables, así como proponer políticas públicas que impulsen el desarrollo y aplicación de tecnologías que aprovechen las fuentes renovables de energía. Dieter y Arch (2005), proponen “Una combinación de conservación de energía, eficiencia energética y energía renovable parece ser la indicada en un mundo de carencia material, en el cual no siempre es fácil practicar una solidaridad global. La transición inevitable a las energías renovables tiene que ser inmediata, rápida, adecuada y sostenida.” Las facultades en materia de regulación de energía eléctrica y gas natural las tiene en el país, desde 1995, la Comisión Reguladora de Energía (CRE), la cual es un órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía. 24 Los particulares, sin embargo, pueden invertir en la generación e importación de energía eléctrica, bajo las siguientes modalidades: autoabastecimiento, cogeneración, producción independiente y exportación e importación, siempre y cuando cuenten con un permiso de la CRE 22 . Algunas empresas, utilizando la cogeneración, producen energía eléctrica que deben entregar a la red de la CFE. El consumo en todos los casos debe ser a través de la red. En el año 2004 se presentó a la Cámara de Diputados una Iniciativa de Ley para el aprovechamiento de las fuentes de energía renovables, la cual se aprobó en el año 2005, sin embargo, no ha culminado el proceso para su entrada en vigor. Dicha ley pretende crear un marco legal favorable para el desarrollo de las energías renovables en el país, a través de diferentes estrategias, entre ellas, la existencia de diferentes incentivos económicos que fomenten la inversión pública y privada en proyectos que generen electricidad a través de energías renovables (Torres y González, 2006). Además, busca garantizar que el Sistema Eléctrico Nacional compre toda la electricidad generada a partir de fuentes renovables, como sucede en la Unión Europea, Corea del Sur ó Brasil. Esta ley se basa en el denominado “sistema de precios”, en lo que se refiere a la política reguladora para el acceso a la red. Como señala Dieter y Arch (2005): “De acuerdo con las leyes de suministro a la red eléctrica (feed-in laws), los operadores de la red (empresas que proporcionan el servicio) están obligados a aceptar la electricidad generada por energías renovables y a pagar tarifas mínimas (precios). Los precios están relacionados con los costos específicos de producción con fuentes renovables, que generalmente son mayores que la energía eléctrica generada a partir de combustibles fósiles”. 22 Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. DOF de 22 de diciembre de 1975. Última reforma DOF de 22 de diciembre de 1993. 25 Ellos apuntan que, “las leyes de precios son fáciles de administrar e implementar, y son altamente transparentes”. Otorgan, además, certeza jurídica a los nuevos participantes del mercado “esto significa que los nuevos participantes tienen certidumbre acerca del precio durante la duración del contrato. Si un gobierno determina que el precio es muy alto o muy bajo, puede fácilmente ajustar el precio para nuevos participantes” El Protocolo complementario a la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), el Protocolo de Kioto de 1997, tiene como objetivo la reducción de gases que contribuyen especialmente al cambio climático, la mayoría de las obligaciones contenidas en él van dirigidas a aquellos países que mayores emisiones de estas sustancias generan. En el anexo B del Protocolo se especifican las reducciones de una serie de gases, listados en el Anexo A, para cada país, en relación a sus niveles de emisión de 1990. El objetivo final consiste en la reducción global de emisiones de bióxido de carbono (CO 2 ), gas metano (CH 4 ) y óxido nitroso (N 2 O), además de tres gases industriales fluorados: hidrofluorocarbonos (HFC), perfluorocarbonos (PFC) y hexafluoruro de azufre (SF 6 ), en un 5.1% en un período comprendido entre los años 2008 y 2012, en relación al año de base o año de referencia (1990), para los países desarrollados del Anexo I de la CMNUCC. Desde el punto de vista del cambio climático es irrelevante dónde se reduzcan las emisiones, ya que los efectos se producen a escala global y sus causas también deben combatirse a esa misma escala. Precisamente a consecuencia de lo anterior, el Protocolo crea una serie de instrumentos denominados “Mecanismos de Flexibilidad” los cuales persiguen un doble objetivo: - Facilitar a los países desarrollados y a las economías en transición el cumplimiento de sus objetivos de reducción de emisiones; 26 - Apoyar el desarrollo sostenible de los países en desarrollo a través de la transferencia de tecnología para la lucha contra la contaminación. La cuestión de la transferencia de tecnología desde los países desarrollados hacia los países en desarrollo ha sido una preocupación constante en materia ambiental, limitada en la práctica por los derechos de autor y de la propiedad intelectual. Los mecanismos de flexibilidad creados por el Protocolo son los siguientes: - El Comercio Internacional de Emisiones; - El Mecanismo para un Desarrollo Limpio; - El Mecanismo de Aplicación Conjunta. El Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL) es un instrumento económico, concretamente un instrumento de mercado, utilizado para incentivar acciones que contribuyan a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Los países signatarios del Protocolo de Kioto pueden utilizar las reducciones certificadas de emisiones resultantes de las actividades, derivadas de proyectos de desarrollo limpio, “para contribuir al cumplimiento de una parte de sus compromisos cuantificados de limitación y reducción de las emisiones contraídas” (Artículo 12.3.b.). El MDL parte de la idea de que el esfuerzo que tendrían que hacer los países desarrollados para modificar su industria nacional es superior al que les supone ayudar a la implantación de tecnologías limpias en países de baja eficiencia energética o países en desarrollo, además de que esto último genera transferencia de tecnología que, de otro modo, no se daría. El MDL consiste en la realización de proyectos en países en desarrollo que generen un ahorro de emisiones, adicional al que se hubiera producido en el supuesto de haber empleado tecnología convencional o no haber incentivado la capacidad de absorción de las masas forestales. 27 El MDL puede utilizarse para proyectos: Que eviten emisiones de GEI por medio de energías renovables, medidas de eficiencia energética, cambio de combustible y otros; Que capturen carbono. El MDL, para poder ser calificado como tal y beneficiarse de lo dispuesto por el Protocolo de Kioto, debe cumplir una serie de requisitos, a saber: - Que el país que pretende participar con un proyecto haya ratificado el Protocolo de Kioto aunque no esté dentro de la lista de los países del Anexo 1. Este es el caso de México, el cual no se encuentra obligado a reducciones concretas de emisiones de GEI pero sí participa en el MDL. - Que el país cumpla con los artículos 5 y 7 del Protocolo, los cuales se refieren básicamente a la existencia de un mecanismo nacional fiable de contabilidad de las emisiones antropógenas de GEI, lo cual constituye la obligación principal prevista en la CMNUCC y su Protocolo en relación a los países en desarrollo. - Que el proyecto sea ambientalmente sustentable y que cumpla con los requisitos establecidos en el artículo 4.5 de la Convención y en el artículo 2.1 del Protocolo (Excluyendo: energía nuclear, al carbón y las grandes centrales hidroeléctricas). - El proyecto debe validarse antes de su comienzo por la Entidad Operativa Designada, que es un tercero independiente acreditado por el Consejo Ejecutivo del MDL, de la CMNUCC. - El ahorro de emisiones conseguido con el proyecto debe ser certificado por la Entidad Operacional Designada, acreditada por la Junta Ejecutiva del MDL. - Debe asegurarse la transparencia de todos los proyectos de MDL, a través de garantizar el acceso a la información sobre sus fines y resultados. - Debe asegurarse la existencia de algún mecanismo de sanción para el caso de incumplimiento. 28 - Los proyectos del MDL no pueden superar el 9% de los porcentajes de reducción de emisiones establecidos por el Protocolo de Kioto para cada país (En el caso de la Unión Europea, el objetivo del 8% de reducción asignado por el Protocolo de Kioto en Conjunto). El país que concede los derechos a cambio de la emisión del certificado utiliza éste para contabilizar una reducción de sus emisiones nacionales. La empresa que realiza el proyecto debe hacer constar este dato en un documento que comunica a la autoridad ambiental nacional (En México, la autoridad nacional es el Comité de Proyectos de Reducción de Emisiones y Captura de GEI, se encuentra dentro de la Comisión Intersecretarial de Cambio Climático) y que debe ser validado por un auditor ambiental independiente. Además, es necesario recibir el visto bueno de la unidad de cambio climático de las Naciones Unidas, la cual es la que puede calificar el proyecto como MDL, emitiendo un certificado que especifica el número de unidades de emisiones reducidas (ERU). La empresa debe acudir con el certificado a la autoridad ambiental nacional de su país, para intercambiar el certificado por derechos de emisión que puede usar para cumplir sus objetivos de reducción o bien vender dentro del sistema de comercio de derechos de emisión. Las Reducciones Certificadas de Emisiones (RCE) así obtenidas pueden ser comercializadas y adquiridas por las entidades públicas o privadas de los países desarrollados o de las economías en transición, para el cumplimiento de sus compromisos de reducción previstos en el Protocolo de Kioto. De acuerdo a Dieter y Arch, (2005), “el Protocolo de Kioto es una oportunidad que debe ser tomada por las naciones en desarrollo” porque, entre otros factores, “hay una ventaja distintiva al tener cifras objetivas para las “líneas de base” de los costos externos, que incluyen las emisiones equivalentes del bióxido de carbono, puesto que esto expedita grandemente los procedimientos de los mecanismos de desarrollo limpio”. 29 El Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 reconoce el efecto benéfico del Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL) e incluso propone la creación de mercados locales e internacionales para el pago de servicios ambientales, que no dependan de la transferencia de recursos federales para su mantenimiento, con acciones afines al MDL. Sin embargo, subraya: En la lucha contra el cambio climático, México participará en aquellos foros que no se limiten a trasladar la acción de mitigación a lugares donde resulte menos costoso. Se requiere aumentar la escala global de mitigación. El Programa Sectorial de Medio Ambiente y Recursos Naturales 2007-2012, por su parte, dedica un apartado al cambio climático y propone, dentro de las líneas de acción: “Continuar con la promoción y el desarrollo de proyectos del MDL”. 1.8 Conclusiones Se puede observar que en especial los países del llamado primer mundo, cuentan con programas establecidos para el uso y desarrollo de las energías renovables. En México, durante los últimos 2 años, las autoridades a nivel federal y estatal, se encuentran dialogando sobre el tema para buscar concretar un programa nacional que permita vislumbrar su desarrollo. Los proyectos MDL son vistos como una forma eficiente de alentar la transferencia de tecnología desde los países desarrollados hacia los países en desarrollo, además de que constituyen instrumentos de mercado que pretenden influir en los precios finales y pueden ser utilizados para impulsar la inversión en energías renovables. Sin embargo, en términos generales, aunque existe un marco jurídico para el desarrollo de las energías renovables en México, se requiere fomentar la voluntad política y desarrollar y establecer un programa que permita vislumbrar su 30 aplicación a corto, mediano y largo plazo. Lo anterior supone una barrera y, como señala el Libro Blanco sobre fuentes renovables de energía para los países en desarrollo (Dieter y Arch, 2005), la barrera del riesgo es incluso mayor a las barreras económicas, ya que conlleva incertidumbres políticas, regulatorias y de estabilidad del mercado. En relación con las energías renovables, en las últimas décadas éstas han tenido una participación mínima en el sector energético mexicano. Se vislumbra que el sector energético mexicano, en cuestión de tecnología, ha decidido tomar la función de seguidor conservador (en contraste con innovador agresivo); estas características podrían estar asociadas en gran parte a la forma en que se realiza la gestión de las entidades operativas del mismo. Es importante reflexionar sobre todos aquéllos eventos, de naturaleza variada, que afectarán el rumbo trazado por las tendencias históricas. Si bien el principal factor que impacta la demanda global de energía futura es el económico, otros eventos de diferente naturaleza pueden llegar también a tener una influencia de igual importancia en la composición de la mezcla de energéticos primarios. En el estudio del World Energy Council (WEC) titulado “Drivers of the Energy Scence” se muestra que el crecimiento mundial de la demanda energética (la pendiente de la curva, demanda contra tiempo) era positiva, es decir cada año era mayor (descrito como crecimiento cóncavo) en el periodo de 1850 a 1973. A partir de 1973 a la fecha, este crecimiento se ha desacelerado, es decir se ha vuelto negativo; cada año ha sido menor (descrito como crecimiento convexo). ¿Que depara el futuro? En la mayoría de los escenarios que se han realizado a muy largo plazo (IIASA, DOE/USA, IEA/OCDE, OPEC, APEC, etc.), estos se basan en la tendencia a retomar ese crecimiento cóncavo con una tasa media de crecimiento anual 23 (tmca) del PIB mundial del orden del 3%, pero el estudio del 23 http://www.sener.gob.mx/webSener/res/168/Cap8_Reflex.pdf 31 WEC arriba mencionado concluye que existe una probabilidad razonable que las limitaciones (“constraints”) del sector energía jugarán un papel importante como activadores negativos del futuro energético y que su crecimiento en el mediano y largo plazo sea más bien de tipo convexo con una tendencia a la saturación. Obviamente que el impacto para el sector energético mexicano es muy diferente en cada caso, sobre todo en el caso convexo si la tmca del PIB mundial se reduce a menos de 2%. En el caso de México, es probable que la realidad de la demanda global de energías primarias se ubique entre dos escenarios de crecimiento económico (alto crecimiento de una tmca del PIB de 4.5% y bajo crecimiento con 2.5%). Si la situación interna del país avanza de tal forma que se dé un alto desarrollo sociopolítico en un entorno mundial relativamente estable (lo cual no está sucediendo), es probable que la tmca de la demanda nacional de energéticos primarios sea más cercana a la correspondiente al alto crecimiento económico. Si por el contrario, la situación socio-política se estanca o se deteriora, esa tmca será más cercana a la del bajo crecimiento económico. En relación con la conservación de energía que es equivalente a conservar recursos naturales, y que conlleva al concepto de sustentabilidad, la situación en el país ha tenido vaivenes. Ha habido épocas de fuerte interés en esta estrategia energética, así como se han presentado otras de casi nula importancia; por ejemplo, la Comisión Nacional para el Ahorro de Energía, CONAE, estuvo a punto de desaparecer por problemas presupuestales. Existe el riesgo de que si no se toma esta actividad como prioritaria terminaremos con una demanda energética excesiva, utilizada con poca eficiencia. En cuanto a la mezcla de energéticos primarios a utilizarse para satisfacer la demanda, es obviamente de interés buscar el menor costo considerando el menor riesgo de que ocurran anomalías que lo incrementen. En un análisis con un horizonte de corto plazo, esto es factible realizarlo con cierta precisión, aunque 32 siempre tiene un grado de incertidumbre. Hacer este mismo ejercicio con un horizonte de largo plazo es factible pero las incertidumbres son grandes, los resultados sólo se vuelven historias ilustrativas de lo que puede ocurrir. Es probable que en los próximos 25 años ocurran eventos que generen desviaciones a un desarrollo gradual del sector energético mundial; ¿Qué tan serios? Es difícil predecir. Para el desarrollo de las energías renovables en México, se requiere fomentar, de parte de los poderes ejecutivo y legislativo, voluntad política además de un conocimiento profundo de la problemática. Las instituciones públicas que se dedican al campo de la investigación y desarrollo de las energías renovables cuentan con personal altamente capacitado, solo se necesita que los proyectos cuenten con un mayor flujo de recursos para ponernos a la par con los países en desarrollo más adelantados e inclusive con algunos desarrollados. 33 1.9 Bibliografía Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, Río de Janeiro, 5 junio de 1992. Decisión 2002/358/CE del Consejo, Diario Oficial L de 25 de abril de 2002. Declaración de Naciones Unidas sobre el Medio Humano, Estocolmo, 1972. Dieter Holm y D. Arch. (2005). Un Futuro para el Mundo en Desarrollo Basado en las Fuentes Renovables de Energía, International Solar Energy Society. Consultado en http://whitepaper.ises.org Versión en español, Programa de Energía, Universidad Autónoma de la Ciudad de México. Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 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, DO L 275 de 25 de octubre de 2003. Directiva 2004/101/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 27 de octubre de 2004, DO L 338 de 13 de noviembre de 2004. Jiménez Hernández, Jorge, El Tributo como Instrumento de Protección Ambiental, Comares, Granada, 1998. Juste Ruiz, José, Derecho Internacional del Medio Ambiente, McGraw-Hill, Madrid, 1999. Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, Diario Oficial de la Federación de 28 de enero de 1988. Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. DOF de 22 de diciembre de 1975. Última reforma DOF de 22 de diciembre de 1993. Nuestra Propia Agenda sobre Medio Ambiente y Desarrollo, 2ª edic., Comisión de Desarrollo y Medio Ambiente de América Latina y el Caribe, Fondo de Cultura Económica, México, 1996. 34 Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012, Diario Oficial de la Federación de 31 de mayo de 2007. Programa especial de cambio climático (versión consulta pública), Comisión intersecretarial de cambio climático, México, 2008. Consultado en: http://www.semarnat.gob.mx/QUEESSEMARNAT/CONSULTASPUBLICAS/P ages/programaespecialdecambioclimatico.aspx Ultima consulta: 5 de septiembre de 2008 Programa Sectorial de Energía 2007-2012, Diario Oficial de la Federación de 21 de febrero de 2008 Programa Sectorial de Medio Ambiente y Recursos Naturales, Diario Oficial de la Federación de 21 de enero de 2008. VI Programa de acción comunitario en materia de medio ambiente, Decisión n° 1600/2002/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, DO L 242 de 10 de septiembre de 2002. Prospectivas eléctricas 2006-2015, Dirección General de Planeación Estratégica, Secretaría de Energía, México, 2006. Protocolo de Kyoto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático, adoptado en 1997, http://unfccc.int/resource/docs/convkp/kpspan.pdf. Stern, Nicholas, El Informe Stern. La Verdad del Cambio Climático, Paidós Ibérica, Barcelona, 2007. Torres Roldán, Mario y González Morales, Emmanuel, Energías Renovables para el Desarrollo Sustentable en México, Secretaría de Energía, México, 2006. 35 Sección 2.- Perspectivas del sector eléctrico de México ante el cambio climático: Análisis de amenazas e incertidumbres Carlos Manuel Welsh Rodríguez Luis Rodríguez Viqueira (†) 2.1 Introducción Uno de los sectores de mayor importancia para el crecimiento económico es el energético, ya que provee de la energía necesaria para el desarrollo de la actividad económica y de servicios, al mismo tiempo este sector es responsable de poco más del 30% de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) a nivel mundial, de acuerdo al Instituto de Recursos Mundiales (WRI, 2005). Ante la necesidad de disminuir el impacto de dicho sector en el medio ambiente, se ha promovido el remplazo de las energías convencionales por el uso de energías renovables, ya que estas últimas tienen un efecto casi nulo en la generación de emisiones de GEI, entre las que se encuentran la energía hidroeléctrica, la energía solar, la energía eólica y la geotérmica. La energía genera una dinámica en la economía difícil de seguir, mientras en algunos casos sólo es la entrada del sistema (input), para otros es un medio para conseguir un cierto nivel de confort o un insumo necesario para facilitar la vida, a través de acciones cotidianas como por ejemplo, cocinar en micro-ondas. 2.2 Generación de energía eléctrica: Breve análisis de la situación actual La capacidad de generación de energía eléctrica bruta instalada en México se incrementó poco más del 15%, del año 2000 a 2007 pasó de 192 mil a 230 mil Gigawatts-hora, lo que representa estar por encima de la media global (SENER, 2008a). Más del 60% de la generación de energía eléctrica del país es a partir de combustibles fósiles (Figura 2.1). 36 Figura 2.1. Generación bruta por tipo de planta. (SENER, 2006). En la figura 2.1 observamos que la generación de energía eléctrica ha ido en aumento de 1995 al 2005, se incrementó la generación en cerca del 35% para el período, pero las tasas de crecimiento por tipo de planta han sido heterogéneas. Las plantas de ciclo combinado responden a un modelo de crecimiento exponencial, dado que su eficiencia ha mejorado sensiblemente frente a sus predecesoras; una térmica convencional difícilmente supera un 30% de eficiencia, mientras que las de ciclo combinado pueden alcanzar el 55%. Por ello, su efecto contaminante es también mucho menor, su producción de emisiones de CO 2 por kilowatt (KW) y hora está cerca de los 350 gramos, frente a los 1,000 gramos por KW y hora de las térmicas que consumen carbón. Uno de los problemas serios que han de enfrentar las instalaciones de generación ante el cambio climático es la situación geográfica de las mismas, por ejemplo las 37 plantas ubicadas en el estado de Veracruz, en el municipio de Tuxpan de Rodríguez Cano (CFE, 2007), se encuentran a pocos metros sobre el nivel del mar, lo que las hace vulnerables ante el posible incremento en el nivel del mar, de acuerdo a lo establecido por el Panel Intergubernamental de Cambio Climático en su Cuarto Informe de Evaluación. Por otro lado la generación por fuentes renovables, ha mantenido una tasa de crecimiento incipiente para el mismo período de tiempo, se puede esperar que haya un crecimiento en esta componente del sector energético relacionado con las nuevas oportunidades que se han dado en la legislación mexicana. Figura 2.2. Prospectiva en la generación para 2015. (SENER, 2006). En la prospectiva del sector para el año 2015, se observa que se mantiene la tendencia en las tasas de crecimiento y se reflejan esfuerzos mínimos para transitar hacia un modelo de energía no convencional (Figura 2.2). En este ejercicio prospectivo de corto plazo es muy interesante observar que la energía hidroeléctrica disminuye en tres puntos porcentuales, en términos brutos es una pérdida de cerca del 25% en la generación por esta vía. La sequía intensa y los períodos de precipitación intensa exacerbados por el cambio climático representan una verdadera amenaza a este tipo de generación de energía, en el último caso por los daños colaterales al sector como arrastre de materiales y 38 azolve de las presas. En cuanto a la tecnología de las centrales minihidráulicas que tienen una capacidad de 16 MW y generan 67GWh/año de electricidad, están también en condiciones de riesgo por variaciones que tenga el clima local. La energía eólica se genera a través de la tecnología de las turbinas, en la actualidad en México se tienen instaladas 3MW, de las cuales 2MW se encuentran en la zona sur-sureste y 1MW en la zona noroeste. De estas se generan 6GWh/año de electricidad. Una de las principales plantas generadoras de este tipo de energía se encuentra ubicada en La Venta, Oaxaca (CFE, 2007). La energía solar utiliza dos tipos de tecnologías para su generación que son las fotovoltaicas y las termosolares. La capacidad instalada que se tiene de tecnologías fotovoltaicas pasó de 7 a 15MW en una década, hasta 2003, generando 8,000 MWh/año de electricidad, mientras que para sistemas termosolares para el mismo año se tenían instalados más de 570 mil metros cuadrados de calentadores solares planos, generando más de 270 Gigajoules. (SENER y GTZ, 2006). Estos tres sectores han sido analizados detalladamente por otros autores de este estudio, por lo que se sugiere consultar los apartados correspondientes. Analizando los datos disponibles y generando un escenario acumulado convencional (BaU, Business as Usual) a 2025, empleando las tasas de crecimiento de 1995 a 2006, con datos de la SENER, se observa que incluso la generación en la central de Laguna Verde parece tener una oportunidad razonable de crecimiento, mientras que la generación hidroeléctrica y carboeléctrica disminuye de manera lineal, casi 10 puntos porcentuales para este período (Figura 2.3). Debe aclararse que este escenario BaU no coincide con la prospectiva a 2015 que señala la SENER, (ver figura 2.2). Por otro lado, es posible que el impacto del 39 cambio climático modifique el escenario, por efectos de eventos de sequía, inundaciones, elevación en el nivel del mar o incremento de temperatura, estos factores junto con el incremento poblacional son los forzantes (driving forces) con los que se construyó los escenarios de generación de energía, utilizando la metodología descrita por Mesarovic (1996) en la construcción de escenarios futuros. 100,000,000 90,000,000 80,000,000 70,000,000 Eoloeléctrica 60,000,000 Geotermoeléctrica 50,000,000 Nucleoeléctrica 40,000,000 Carboeléctrica 30,000,000 Hidroeléctrica 20,000,000 10,000,000 20 08 20 10 20 12 20 14 20 16 20 18 20 20 20 22 20 24 0 Figura 2.3. Prospectiva de generación (GWh/año), escenario BaU con tasas de 1995 a 2006. Como ejemplo de la construcción de un driving force están los consumidores del sector eléctrico, que se encuentran clasificados, para facilitar el proceso de venta y los análisis de demanda del sector, en doméstico, agrícola, industrial, comercial y servicios (Figura 2.4), lo que permite poder construir escenarios de demanda bajo controles sencillos, que favorecen evaluar el crecimiento potencial y satisfacer la demanda aún bajo condiciones de estrés del sistema, como un disminución en la actividad comercial o de servicios. Sin embargo, bajo condiciones de cambio climático variables como las siguientes pueden ser consideradas en un estudio más amplio: daños en infraestructura por hidrometeoros, elevación del nivel del mar, impacto de incremento de temperatura en líneas transmisión, entre otras. 40 300,000,000 250,000,000 Industrial 200,000,000 Agrícola Servicios 150,000,000 Comercial 100,000,000 Doméstico 50,000,000 20 24 20 22 20 20 20 18 20 16 20 14 20 12 20 10 20 08 0 Figura 2.4. Escenario BaU de demanda de energía eléctrica (MWh/año) por sector. De la figura 2.4, sin tomar en cuenta la demanda potencial del mercado eléctrico por sector (doméstico, comercial, servicios, agrícola e industrial) en función del posible crecimiento económico del País, se destaca que el sector industrial seguirá con un incremento en la demanda de energía, en el periodo 2008-2025 se espera un incremento cercano al 30%. Ésta tendencia no corresponde a los patrones globales, ni a las mejores prácticas desarrolladas en países del norte en cuanto a la autogeneración de energía ó a la compra de energía verde, pero tampoco están contextualizados los posibles impactos de la economía global, véase el caso de las crisis Nipona y Americana que han forzado a una movilidad de empresas globales de países como México. De acuerdo a datos de la SENER, para 2004 el sector de servicios industriales representaba el 30% del de consumo final energético, mientras que el sector agropecuario apenas llegaba al 3% (SENER, 2007). Por otro lado, el marco jurídico en cuanto a la cogeneración de energía, se ha flexibilizado para el sector privado. En 2005 se tenían registrados poco más de 340 permisos para la cogeneración que en conjunto generaron poco más de 24 mil 41 GWh, lo que es un pequeña proporción del volumen de demanda del sector industrial. Hasta el momento, la industria no puede acceder a generar su propia energía, ni ofertar el excedente a los ayuntamientos o localidades donde se encuentre instalada de manera particular, pero existen los Mecanismos para un de Desarrollo Limpio (MDL), del Protocolo de Kioto, que son una alternativa real para que la industria acceda a bonos en el mercado de carbono. 2.3 Energía eléctrica y economía La cantidad de energía utilizada para generar el Producto Interno Bruto (PIB) de la economía nacional, puede ser considerada como una medida de la eficiencia de nuestro sistema energético. Utilizando simplemente la relación entre demanda energética y el PIB podemos comparar la forma en que funcionan los modelos económicos de algunos países, y si le anexamos la generación de emisiones de bióxido de carbono (CO 2 ) como un producto colateral del proceso, podemos entonces establecer comparaciones estratégicas que permitan analizar el modelo de crecimiento, nuestra responsabilidad ambiental y los escenarios de consumo futuro. El sector económico es el motor básico en la demanda energética. El comportamiento del mismo está ligado estrechamente con la generación de energía, por lo que indicadores como la intensidad energética son necesarios de evaluar ante el cambio climático. La tasa de crecimiento para el periodo 1990-2006 fue ligeramente superior al 3% anual, por debajo del PIB global (Figura 2.5), lo que llama la atención es que la generación de energía para el periodo 1995-2005 experimentó un crecimiento mayor al de la tasa del PIB. 42 Figura 2.5. Evolución del Producto Interno Bruto (a precios de 1993) y tasa de crecimiento real. (INEGI, 2006). Un indicador necesario para evaluar la cantidad necesaria de energía que se necesita para producir una unidad de riqueza es la intensidad energética (energía necesaria para producir un peso, a precios de 1993), para el año 1995 se necesitaron cerca de 4500 kilojoules (kJ) mientras que en 2004 apenas nos acercamos a los 4000kJ (figura 2.6), lo que representa un decrecimiento anual de 1.3% para el periodo 1995-2004 (SENER, 2006). La Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en Inglés) en el WORLD ENERGY OUTLOOK 2006, sugiere que la intensidad energética, declinaría a una tasa anual promedio de 1.8%, del 2004 al 2030. Esta declinación sería más rápida a la estimada en 2005, de 1.6% anual promedio, como una consecuencia natural de la elevación de los precios de la energía (IEA, 2006). Lo anterior tiene una connotación de eficiencia, esto quiere decir que el modelo se está haciendo eficiente, puesto que se necesita menos energía primaria para generar riqueza, en el caso de México se observa que la producción primaria de energía para el mismo periodo (1995-2004), en promedio su crecimiento anual, no supero el 2%, con la excepción de los hidrocarburos que estuvieron cerca del 2.4%. (SENER 2006). 43 Figura 2.6. Evolución de la intensidad energética. (SENER, 2006). 2.4 Algunos casos de estudio internacionales En Europa se ha realizado un estudio con el fin de hacer un análisis crítico del sector energético en países como Italia, Rusia y Grecia, del cual se ha observado la contribución de emisiones de GEI y la política nacional en torno a la generación de energía y su relación con la emisión de los gases de efecto invernadero, desde una perspectiva crítica por T.J. Hammons, el cual se encuentra referido en el número 26 de la revista Electrical Power and Energy System de 2006. Sólo se presentan los resultados correspondientes a la Federación Rusa, como un ejercicio de análisis de incertidumbres en la generación de escenarios y su relación con el cambio climático. Está documentado a nivel internacional que el sector de generación de energía eléctrica a nivel global es responsable de cerca del 30% de emisiones de CO 2 , debido a los vectores energéticos basados en el consumo de combustibles fósiles, principalmente carbón, combustóleo y gas. (WRI, 2005). 44 La Federación Rusa distingue factores que afectan las emisiones de GEI: la dinámica de la demanda, cambios en la economía, políticas aplicadas, innovación tecnológica y finalmente la estructura y volumen del vector energético. Aún con los informes del Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en inglés) no encuentran decisivo al cambio climático, al menos no de manera directa como un factor que pueda incidir en la generación de energía, sólo observan que la reducción de emisiones de este sector crítico tendrá en el mediano plazo efectos sobre los compromisos contraídos con el protocolo de Kioto, es decir sólo se observa una fracción del problema. Los insumos para la construcción de sus escenarios de futuro (tabla 2.1) se basan en alcanzar metas económicas, que su PIB para el año 2050 sea equiparable con el de los países desarrollados de manera cualitativa (PIB/hab) y cuantitativa, para conseguir dicha meta la economía deberá detonar en todos los sectores de manera agresiva y la población deberá estabilizar su crecimiento. La tasa de crecimiento anual del PIB debe estar entre 4.5% y 5%, de forma que su intensidad energética pueda ser similar a la de Alemania, Japón o Estados Unidos. Tabla 2.1. Escenarios de la Federación Rusa. (Hammons, 2006). Índices PIB/Hab (1mil USD/Hab) Años 2000 2020 2030 2040 2050 4.3 11.2 16.5 24.1 31.4 847 1445 1770 2080 2400 Consumo eléctrico (miles de millones de Kwh) De la tabla 2.1 se observa como las tasas de crecimiento anual por consumo eléctrico son diferenciadas para cada década, mientras que la década de los años veinte se espera que rebase el 2.70% anual, con respecto a la década del 2000, en la década de los cuarentas apenas superaría el 1.40% anual respecto a 2030. 45 Para alcanzar los límites sugeridos se advierte que la demanda se incrementará, y para satisfacer la demanda se deberá incrementar la producción cerca de tres veces para 2050, con respecto a la del 2000. En la tabla siguiente se observa como esperan los incrementos en función de su capacidad instalada. Tabla 2.2. Generación de energía por planta en TW h y en porcentaje de contribución (Hammons, 2006). Planta Años 2000 2020 2030 2040 2050 TW h % TW h % TW h % TW h % TW h % Nuclear 131 15 300 20 390 22 500 24 640 26 Termoeléctrica 165 19 210 14 230 13 240 11 240 10 Hidroeléctrica 580 66 965 66 1170 65 1360 65 1570 64 Como se observa de la tabla 2.2, la generación en el sector termoeléctrico para 2040 se incrementa en casi 45%, teniendo como base el año 2000, pero si se toma como base el año 2020 el incremento es inferior al 15%. En el caso de las plantas hidroeléctricas, donde el crecimiento del año 2000 a 2050 es superior al 250%, es conveniente plantear algunos considerandos a partir de los datos del Cuarto Informe del IPCC. En los escenarios del IPCC, presentados en la figura 2.7, se observa que para cada uno de ellos el territorio de la Federación Rusa tendrá un impacto que oscila entre 1ºC y 4ºC, y es necesario evaluar cual será el impacto en la generación, por ejemplo el incremento en la evaporación superficial y pérdida de caudal en ríos. En lo que se refiere a la precipitación, el IPCC (2007) señala que sobre el territorio de la Federación Rusa existirá un incremento en la precipitación por debajo de los 0.4 mm/día en los meses de invierno, pero no inferior a 0.2mm/día. 46 Figura 2.7. Escenarios de Temperatura, IPCC 2007(4AR). En los meses de verano la precipitación disminuye por debajo de 0.3mm/día y hasta 0.1mm/día. En el caso de la precipitación, las condiciones sujetas son las de un escenario A1B para los últimos 20 años del presente siglo, sin embargo son útiles en términos del análisis de generación de electricidad. Figura 2.8a. Escenarios de precipitación en invierno, IPCC 2007(4AR). 47 Figura 2.8b. Escenarios de precipitación en verano, IPCC 2007(4AR). Dadas las condiciones de precipitación y temperatura antes citadas, la situación a resolver por parte de la Federación Rusa está estrechamente relacionada con el cambio climático y el sector hidroeléctrico: 1. Si la temperatura se incrementa (1°C a 4°C), ¿Se incrementa la evaporación? ¿Habrá daños por temperatura en las líneas de transmisión? ¿Aumentará la demanda en el sector doméstico? 2. Si la precipitación aumenta (100 a 125mm/año), ¿Cómo será el recurso hídrico en ríos y embalses? ¿Habrá periodos de avenidas con daño en infraestructura? Con base en algunos de los escenarios del IPCC, se observa la necesidad evidente de considerar driving forces de cambio climático en cualquier ejercicio de prospectiva de generación y demanda de energía eléctrica. Aunque existe un interés manifiesto por transitar hacia un modelo combinado en la generación de energía eléctrica por parte de la Federación Rusa, las plantas que 48 funcionan con energía fósil presentan menos incertidumbre a la hora de relacionarlas con el cambio climático, pues el eje fundamental está centrado en la mejora de su eficiencia, y no en las impactos directos e indirectos del sector. La Agencia Internacional de Energía sugiere que en los próximos 30 años la tasa anual de crecimiento estará en 1.7%, mientras que la tasa anual de demanda del sector a 2030 será cercana al 2.4%, lo que sin duda representa un nicho de oportunidad para que las energías no convencionales ocupen ese espacio. 2.5 Consideraciones para la construcción de escenarios futuros de demanda y generación de energía eléctrica en México Los escenarios de futuro son una herramienta que muestran de forma estructurada, el comportamiento de un fenómeno en una escala temporal larga. Su valor de uso real no radica en su capacidad de poder predecir el futuro, sino en su capacidad de poder proporcionarnos una visión de potenciales situaciones en las próximas décadas (Raskin, 1998). Los escenarios permiten aumentar las posibilidades de incluir una visión holística de diversos temas en el tiempo y espacio. Existen numerosas definiciones de lo que es un escenario; para el Journal of Forecasting se trata de un instrumento estratégico de análisis, mientras que para la Organización de Desarrollo Industrial de Naciones Unidas, es una descripción de una situación que pudiera presentarse como resultado de una acción o por una dinámica evolutiva en el tiempo. En este caso definiremos escenario como la caracterización dinámica de generación de energía por tipo de planta y la demanda de energía eléctrica por sector hasta 2025. En la figura 2.9, se muestra el proceso en la generación de escenarios futuros. 49 Datos (serie temporal) Aplicar el modelo Generación del BaU Análisis del BaU Hipótesis, premisas, consideraciones Generación de escenarios alternativos Figura 2.9. Modelo de la elaboración de escenarios de futuro. En la Tercera Comunicación Nacional de México ante la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático se específica que el Instituto Mexicano del Petróleo realizó un estudio para generar los escenarios para el sector energético mexicano hasta 2010, con énfasis en la demanda de energía en manufactura y construcción, transporte, otros sectores (residencial, comercial, público, agropecuario), así como sobre los usos en la generación de electricidad. Entre las conclusiones destaca la sensibilidad del cambio en la generación de electricidad a la tasa de crecimiento del PIB, con valores que oscilan entre menos 25% a más 25%, dependiendo del escenario que se trate. Además se concluye que la opción que tiene menos costos de mitigación es la visión que incluye una penetración en el mercado de las renovables en un valor cercano al 30%. En este estudio referido en la Tercera Comunicación no se observa la variable cambio climático, como una driving force tan importante como sugieren que es el PIB, quizás en el trabajo en extenso si este referida, es un trabajo muy interesante y extenso parecido al que se realizó en la Federación Rusa. 50 En virtud del estudio anterior, se analizaron los impactos del cambio climático para México, intentando construir escenarios con valores simples que favorezcan la discusión entorno a los posibles efectos del cambio climático en la generación, con el conocimiento pleno que la incertidumbre en su desarrollo es muy alta, pero que su valor radica en la visión que se está elaborando sobre el estado actual del sector de generación de electricidad. La población es una driving force natural, porque su estructura y dinámica estructuran el comportamiento económico de la sociedad, para el Consejo Nacional de Población pasará de 106 millones a 118 millones, en el periodo 2008 a 2025 (figura 2.10), lo que supone un crecimiento apenas superior al 11%. (CONAPO, 2008) Otro indicador relevante relacionado con la población, y directamente e indirectamente con la demanda de energía, es la esperanza de vida, la cual pasa de 75 a 78 años, lo que en términos cualitativos puede tener impactos significativos por que este fenómeno se dará principalmente en las zonas urbanas. Población a mitad de año 120 000 000 115 000 000 110 000 000 105 000 000 100 000 000 20 25 20 23 20 21 20 19 20 17 20 15 20 13 20 11 20 09 20 07 20 05 95 000 000 Figura 2.10. Dinámica de la población. (CONAPO, 2008). 51 El desarrollar escenarios climáticos lleva intrínsecamente un grado de incertidumbre, lo que sí se puede afirmar es que no hay duda en que el mundo podrá experimentar temperaturas más elevadas y un ciclo hidrológico cambiante. (INE-SEMARNAT, 2006). En el caso de México, en la Tercera Comunicación Nacional se presentan escenarios de acuerdo a lo establecido por el IPCC en relación a las emisiones de GEI y el desarrollo socioeconómico. Es conveniente revisar para cada escenario los posibles impactos del cambio climático para el país, como caso demostrativo se identificaron los correspondientes a los esperados bajo un desarrollo socioeconómico A2 del IPCC, por ser considerados como un estándar para el presente trabajo. De la figura 2.11a, para junio de 2020 y 2050 se observa que el incremento en temperatura puede oscilar, dependiendo de la zona geográfica en que nos encontremos, entre 0.5° y 2° centígrados para 2020, mientras que para el 2050 estaría entre 2° y 4° centígrados, la parte central de la meseta del norte es la que experimentará los cambios mayores. Figura 2.11a. Escenarios de cambio de temperatura para 2020 y 2050 para junio. INE-SEMARNAT. 2006. 52 En cuanto a la precipitación se sugiere que las lluvias en invierno disminuirán hasta 0.6mm/día, que en términos brutos significa una disminución del 15% en la precipitación de la zona centro del país y del 5% en la zona de la vertiente del Golfo de México, sin embargo es necesario mencionar que la incertidumbre tiene el mismo grado de magnitud que los valores de cambio en la lluvia, lo que para la planeación estratégica o la toma de decisiones, implica una señal de ruido, pero no una acción precautoria (Figura 2.11b). Quizá, este sea el mayor de los problemas relacionados con el cambio climático en general, la incertidumbre en el largo plazo suele ser tan grande que los planes estratégicos deben ser evaluados permanentemente en el corto plazo para poder conciliar su aplicación en la realidad. Figura 2.11b. Escenarios de cambio en la precipitación para 2020 y 2050 para junio. INESEMARNAT. 2006. Un impacto relacionado con el ciclo hidrológico es el posible aumento de la intensidad de hidrometeoros y que los fenómenos extremos asociados, sequías por ejemplo, se vuelvan más prolongadas. Con el propósito de que los resultados de la modelación en temperatura y precipitación puedan ser un insumo en términos del diagnóstico de las amenazas al sector de generación de energía, es necesario puntualizar que: 53 o El aumento en el número de días con temperaturas máximas obligará a aumentar la demanda por climatización, inclusive en regiones que actualmente no lo utilizan, como la sureste. o El consumo doméstico en zonas urbanas seguirá aumentando, debido a la presencia de años anómalamente calurosos. o La disponibilidad de agua es un problema de vital importancia en la generación de electricidad, períodos largos de trabajo en mínimo o en capacidad máxima redundará en la disminución ciclo de vida de la planta. o Los períodos intensos de precipitación e inundaciones afectan de manera directa la operación de las centrales hídricas y aumentan los costos de operación por mantenimiento, debido a la gran cantidad de materia que arrastran los ríos, o Los fenómenos hidrometeorológicos extremos, huracanes y frentes fríos, harán que las instalaciones petroleras en el Golfo de México dejen de operar en algunos días durante la presencia de estos fenómenos, además debe considerarse el impacto directo en líneas de transmisión que cada año aumentará. o Existen instalaciones a nivel medio del mar que dada la modificación del ciclo hidrológico serán altamente vulnerables antes dos situaciones, inundaciones y elevación del nivel del mar, por ejemplo Tuxpan II y III. 2.6 Escenarios ante cambio climático para demanda y generación de energía eléctrica Una vez que se discutió como se visualiza la construcción de escenarios, mostramos cuáles fueron las premisas y los resultados a discutir del presente trabajo. Para poder elaborar las premisas de construcción de escenarios es necesario ubicar de manera simple donde tenemos la industria de generación y ubicar las amenazas para cada una de ellas, tal como se sugieren en el apartado anterior. 54 En la tabla 2.3 se presentan las principales plantas en operación, relacionados con la ubicación indicada en la figura 2.12. Se presenta su capacidad instalada y su generación, se consideró en lugar de la eficiencia, que en promedio apenas rebasa el 42%, una columna donde se señalan las amenazas, con el objeto de tener más información en la elaboración de los escenarios, tomando en cuenta su ubicación geográfica. Dada la configuración de nuestro sistema de generación de energía se observa que la mayoría de las centrales en operación, para el año 2007, están bajo amenaza, cerca de 35 centrales se encuentran ubicadas en los primeros 50km de costa (CFE, 2007). Figura 2.12. Ubicación de las centrales en operación. (CFE, 2007). Una amenaza es la simple exposición a fenómenos meteorológicos extremos, como ciclones o huracanes, que dada las condiciones de cambio climático aumentarán en intensidad, por otro lado la elevación del nivel medio del mar es una amenaza adicional, tal como se comentó brevemente en el apartado anterior. Aquellas centrales en operación en la meseta norte del país se verán amenazadas por la temperatura en dos vertientes, primero, por la pérdida de capacidad en 55 transmisión por incremento de temperatura en las líneas de transmisión, y en segundo lugar por tener que atender la demanda cuando los sistemas de la zona pacífico estén en contingencia por fenómenos extremos. La prospectiva del sector señala hasta 2014 la tasa de crecimiento anual en porcentaje, por tipo de región y diferenciada por carga; por ejemplo para la región Norte está situada entre 5.7 y 5.4%, mientras que para la región oriental entre 5.8 y 5.6% (primero se da el valor de carga máxima y después carga base o media). La región en que se espera se encuentren los valores máximos es Baja California Sur con valores de 7.0 y 6.9% respectivamente, y la demanda mínima para la región central, de 4.1 y 3.9%. 56 Tabla 2.3. Centrales principales en operación 2007, modificada por los autores. (CFE, 2008). Central Tecnología No. de Capacidad Generación Unidades MW GWh Estado Amenaza C.H. (ciclo hidrológico) T (temp.) Chicoacén (Manuel Moreno 2 Torres) Hidroeléctrica Chiapas 8 2,400 3,378 AMBAS Veracruz 7 2,263 9,779 AMBAS Guerrero 6 2,100 13,375 T 17 Tula (Francisco Pérez Ríos) ** Termoeléctrica Hidalgo 11 1,989 9,991 AMBAS 39 Carbón II Carboeléctrica Coahuila 4 1,400 8,762 T 41 Laguna Verde Nucleoeléctrica Veracruz 2 1,365 10,420 AMBAS Termoeléctrica Colima 4 1,200 4,452 AMBAS 38 Portillo) Carboeléctrica Coahuila 4 1,200 9,337 T 3 Malpaso Hidroeléctrica Chiapas 6 1,080 2,420 AMBAS 24 Tuxpan (Adolfo López Mateos) Termoeléctrica Petacalco (Plutarco Elías 43 Calles) Dual Manzanillo (Manuel Álvarez 20 Moreno) Río Escondido (José López Baja 33 Presidente Juárez Termoeléctrica California 11 1,026 621 AMBAS 7 Infiernillo Hidroeléctrica Guerrero 6 1,000 3,350 AMBAS 45 Huinalá I y II Termoeléctrica Nuevo León 8 968 3,716 AMBAS 57 13 Aguamilpa Solidaridad Hidroeléctrica Nayarit 3 960 1,642 AMBAS 1 Domínguez) Hidroeléctrica Chiapas 5 900 1,394 AMBAS 21 Salamanca Termoeléctrica Guanajuato 4 866 2,608 AMBAS 23 Altamira Termoeléctrica Tamaulipas 4 800 981 AMBAS Angostura (Belisario Baja 40 Cerro Prieto Geotermoeléctrica California 13 720 5,592 T 20 Manzanillo II Termoeléctrica Colima 2 700 3,954 AMBAS San Luis 22 Villa de Reyes Termoeléctrica Potosí 2 700 3,115 AMBAS 30 Puerto Libertad Termoeléctrica Sonora 4 632 2,556 AMBAS Termoeléctrica Sinaloa 3 616 2,958 AMBAS 6 Ulloa) Hidroeléctrica Guerrero 3 600 1,043 AMBAS 48 El Sauz Termoeléctrica Querétaro 7 601 2,294 AMBAS 67 El Encino (Chihuahua II) Termoeléctrica Chihuahua 4 554 4,301 AMBAS 44 Samalayuca II Termoeléctrica Chihuahua 6 522 3,982 AMBAS 26 Río Bravo (Emilio Portes Gil) Termoeléctrica Tamaulipas 4 520 428 AMBAS 31 R.) Termoeléctrica Sonora 4 484 1,778 AMBAS 47 Dos Bocas Termoeléctrica Veracruz 6 452 2,759 AMBAS Mazatlán II (José Aceves 32 Pozos) Caracol (Carlos Ramírez Guaymas II (Carlos Rodríguez 58 14 Huites (Luis Donaldo Colosio) Hidroeléctrica Sinaloa 2 422 1,109 AMBAS 4 Peñitas Hidroeléctrica Chiapas 4 420 1,235 AMBAS 27 Francisco Villa Termoeléctrica Chihuahua 5 300 1,026 AMBAS 36 Bátiz) Termoeléctrica Sinaloa 3 360 1,890 AMBAS 5 Temascal Hidroeléctrica Oaxaca 6 354 1,292 AMBAS 29 Lerdo (Guadalupe Victoria) Termoeléctrica Durango 2 320 1,686 AMBAS 28 Samalayuca Termoeléctrica Chihuahua 2 316 1,004 AMBAS Termoeléctrica Yucatán 5 295 874 AMBAS ---- 349 6,992 26,403 529 38,397 157,506 Topolobampo II (Juan de Dios Valladolid (Felipe Carillo 37 Puerto) Otras Centrales TOTAL ---- 59 Para la construcción de los escenarios se utilizaron un conjunto de hipótesis, que están relacionadas con el análisis de incertidumbre asociado al presente trabajo, es decir los valores utilizados en las hipótesis son del mismo valor que la incertidumbre. Figura 2.13. Escenario de demanda de energía a partir de la prospectiva del sector energético, sin considerar cambio climático. En la figura 2.13 se observa que con los datos de crecimiento proyectados por CFE en la prospectiva del sector, hay una correlación muy alta con los escenarios BaU, para su construcción se consideró la población y la economía, sin embargo existen algunas situaciones de discusión; es previsible que dada la economía en México, la economía global y las crisis, ¿el modelo de demanda del sector pueda ser hipotéticamente real?, por otro lado, México es un país agrícola, comercial y de servicios, estos sectores crecen a tasas similares pero muy por debajo del sector doméstico. El escenario de demanda de energía eléctrica del sector doméstico construido se realizó en dos etapas de intervención, en la primera se observan los impactos directos de la temperatura, como driving force, se incrementará desde la meseta central hasta el norte del país, cerca de dos grados, mientras que en el sur sería de medio grado, lo que significa que aproximadamente el 45% de la capacidad instalada padecerá los dos grados, comparados con el escenario BaU de la SENER. 60 La Agencia Internacional de la Energía en sus indicadores selectos para México establece que el consumo medio por habitante es 1,859 Kw/hr (IEA, 2006), y de acuerdo a los datos de la CFE un aire acondicionado representa en consumo entre 278 y 600 Kw/hr mensuales (CFE, 2008). Un incremento en la temperatura media para efectos de climatización, (enfriamiento y calefacción) según corresponda, podría incrementar la demanda alrededor de 48% por usuario para un sistema de aire mínimo (CFE, 2008a). La metodología para generar el escenarios es simple, a partir de los datos de consumo doméstico para 2005, se estimó en Kw/hr el correspondiente consumo per capita, después se estimó por una vivienda media de 4 personas, se aplicó el valor de CFE referido al mínimo de un sistema de aire acondicionado(CFE, 2008a), lo que resulta en un incremento en la demanda. Se aplicó el mismo método para un sistema de enfriamiento ventilado, como mecanismo de contraste entre dos sistemas básicos para enfriar la parte del país que tendrá incremento significativo de temperatura y para calefacción en la región sur-sureste, obteniendo resultados para su discusión. Como se puede apreciar de la figura 2.14, por la utilización de un sistema simple de enfriamiento o uno completo (aire acondicionado), la demanda del sector doméstico ante los escenarios de cambio climático resulta ser casi del 100% en 2020 y cercano al 250% en 2025, lo que sin duda refleja el grado de incertidumbre en estos escenarios. 61 Figura 2.14. Escenario de demanda de energía eléctrica del sector doméstico (Kw/hr) por utilización de aire acondicionado o lavado de aire (cooler), bajo condiciones de cambio climático . Es necesario señalar que a efectos de la construcción del escenario de demanda se utilizaron las tasas de crecimiento de consumo per cápita anual constantes para el periodo 2010-2025, con el propósito de analizar la dinámica del sector doméstico, además se modifica la tasa en un 55%, ya que la población del centro norte del país es quien sufrirá específicamente con mayor intensidad el incremento en la temperatura. La segunda parte del escenario de demanda es la consideración de la región sur sureste, la cual está expuesta a los eventos hidrometeorológicos extremos que terminan por incidir en paros temporales de hasta 3 días por evento, aunque especialmente en 2005 y 2007 fueron periodos más prolongados. En este escenario se reduce de manera arbitraria la generación por cortes en los sistemas de distribución, cortes en el suministro por precaución y finalmente por los daños causados a la infraestructura. En las siguientes tablas se presenta el pronóstico 2008 de ciclones tropicales, realizado por la CFE. 62 Tabla 2.4. Pronóstico de ciclones para el Océano Atlántico, Golfo de México y Mar Caribe. (CFE 2008). Categoría 2008 Media histórica 7 5 Huracanes (1 y 2) 4 3.6 Huracanes (3,4 y 4 2.4 15 11 Tormenta Tropical 5) TOTAL Tabla 2.5. Pronóstico de ciclones para el Océano Pacífico. (CFE 2008). Categoría 2008 Media histórica 8 6.9 Huracanes (1 y 2) 5 4.1 Huracanes (3,4 y 3 4.0 16 15 Tormenta Tropical 5) TOTAL La Comisión Federal de Electricidad (CFE) indicó que WILMA, el meteoro que causó daños sin precedente a la infraestructura eléctrica de la Península de Yucatán, afectó 253 torres de transmisión, más de 10 mil postes, 12 líneas de transmisión y nueve subestaciones, lo que significó al menos 10 días sin fluido eléctrico. Es decir que si los pronósticos son acertados, el sector por medidas de seguridad deberá estar preparado para atender la demanda de unos 50 días por los posibles impactos de huracanes categoría 3,4 ó 5 en el Pacífico o Atlántico. Esto significa reorientar la demanda de otros sectores principalmente, siempre y cuando no tengan problemas con satisfacer la demanda en el norte del país, por que en el verano y otoño es cuando se presentarán hidrometeoros y los calores más intensos. 63 Los escenarios de generación son los que responden a los impactos del cambio climático, relacionados con afectaciones en el ciclo hidrológico, pero a diferencia del sector doméstico, no encontramos un método cuantitativo para la construcción del escenario, así que sólo se esboza el mecanismo intuitivo empleado. o Presa que no cuenta con el caudal necesario reduce su funcionamiento en un 30%, si en el país contamos con cerca de 25% del total, por generación de hidroeléctricas, se reduce la generación aproximadamente en un 8%. o Sí además la presencia de eventos extremos incide en la incipiente generación de eolo-energía, con la posible presencia de al menos siete ciclones tropicales de categoría 3, 4 o 5 (CFE, 2008), se reduciría la generación en un 5%. o Si asociamos una pérdida de un punto porcentual por daños en infraestructura, tenemos un total de 1% en todos los tipos de generación. Figura 2.15. Escenario de generación (GW/año) por sector ante cambio climático. En la figura 2.15, se observa como una disminución asociada al sector hidroeléctrico posiciona un área de oportunidad a otros menos vulnerables, sin embargo este escenario deber ser analizado con cuidado, porque el sector de la nucleoeléctrica es el que muestra un crecimiento más sostenido en el periodo. 64 2.7 Comentarios finales y recomendaciones El crecimiento económico de un País está asociado directamente a la capacidad de proveer y mantener un sistema de abastecimiento energético, que permita satisfacer la demanda del sector productivo y de servicios. Además es cierto que en el mediano plazo se debe encontrar la manera de satisfacer las necesidades de energía con un sistema de cero emisiones de GEI, para evitar continuar contribuyendo al cambio climático, en el diseño de los sistemas se tendrían que considerar las amenazas climáticas asociadas. Europa y Estados Unidos han estimado las pérdidas económicas cuando el sistema de generación de energía eléctrica colapsa por horas, lo que ha representado varios puntos porcentuales en su Producto Interior Bruto, un ejemplo sencillo de recordar son las olas de calor en Europa durante el verano de 2003, en Francia escaseo la electricidad, de tal modo que la productividad en la construcción cayó fuertemente, los sistemas de enfriamiento para el sector alimentos y consumo funcionaba en un 30%, lo que representó pérdidas millonarias, además la puntualidad en el servicio de tren ligero bajo de 87 a 77%. (Wilbanks et al., 2007). El IPCC pone de manifiesto que el sector eléctrico es altamente vulnerable ante los fenómenos hidrometeorológicos extremos. Las empresas del sector sufrirán por los impactos directos y por los periodos de recuperación, es importante que su balanza económica contemple la adaptación al cambio climático como variable en su gestión del riesgo. La gestión del riesgo ante el cambio climático, es un elemento indispensable en la toma de decisiones para hacer frente a las amenazas y reducir la incertidumbre del sector eléctrico en el largo plazo, tanto en la estrategia de negocios como en sus operaciones. A continuación se mencionan algunos puntos que es necesario fortalecer en las agendas de innovación, investigación y desarrollo de las empresas del sector eléctrico, relacionados potencialmente al cambio climático. Investigación de materiales para reducir los efectos del incremento de temperatura en las líneas de distribución del fluido eléctrico. 65 Elaboración de mapas de vulnerabilidad por planta de generación y líneas de distribución. Diseño de modelos interconectados de meso-escala, en base a redes de micro-escala capaces de responder ante contingencias. Rediseño y optimización del mapa de distribución y generación de energía eléctrica. Aplicación de políticas de ahorro al interior, soporte de la estrategia de comunicación con la sociedad. Diseño de estrategias para incrementar y mejorar la operación e infraestructura. El cambio climático no es el único elemento que motiva una transformación del sector energético de México, pero es clave para poder adaptarse con mayor eficacia a los impactos directos (aquellos que ponen en riesgo la operación, pero que también señalan espacios de oportunidad para continuar haciendo negocios como resultado del cambio en las condiciones climáticas, por ejemplo Eolo-eléctricas), y de los impactos indirectos (incremento de la demanda, exigencias de un mercado, p.e. energía limpia). Es necesario indicar que existen medidas de adaptación de bajo costo, pero en el caso del sector eléctrico mexicano y dado el ciclo de vida de las plantas, entre otros factores, se necesitaran adaptaciones estructurales de corto, mediano y largo plazo que tendrán que ser soportadas por la política pública y por un esquema que permita reducir el riesgo y los costos para obtener ganancias. 66 2.7 Bibliografía Anuario Estadístico de PEMEX (2003). Secretaría de Energía. Petróleos Mexicanos. México: PEMEX. 2003. CFE (2007). Programa de obras e inversiones del sector eléctrico 2007-2016. CFE. Subdirección de programación. Gerencia de programación de sistemas eléctricos. México. D.F. URL <http://www.cfe.gob.mx/es/LaEmpresa/queescfe/informelabores/POISE/p oise2007-2016/ > [Consulta 14/12/2008]. CFE (2008a). Comisión Federal de Electricidad. Información al cliente. Casa habitación. México D.F. <http://www.cfe.gob.mx/es/InformacionAlCliente/ahorrodeenergia/#aire > [Consulta 10/11/2008]. CFE (2008). Comisión Federal de Electricidad. Centro Meteorológico. México D.F. URL <http://www.cfe.gob.mx/es/LaEmpresa/meteorologico/huracanes/homehur acanes.htm> [Consulta 10/11/2008]. CONAPO (2008). Consejo Nacional de Población. México, D.F. URL <http://www.conapo.gob.mx/00cifras/proy/Proy05-50.pdf > [Consulta 19/12/2008]. Hammons, T.J. (2006). Impact of electric power generation on green house emissions in Europe: Rusia, Greece, Italy and views of the EU Power Plant Supply Industry – a critical analysis. Electrical Power and energy Systems 28 (2006). 548-564. IEA (2006). World Energy Outlook 2006. International Energy Agency (IEA), Head of Publications Service, 9 rue de la Fédération, 75739 Paris Cedex 15, France. ISBN: 92-64-10989-7 67 INE-SEMARNAT. 2006. Tercera Comunicación Nacional ante la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático. Instituto Nacional de Ecología (INE-Semarnat). Periférico sur 5000. Col. Insurgentes Cuicuilco, C.P. 04530. México, D.F. 2006. ISBN: 968-817811-X INEGI (2006). Sistema de Cuentas Nacionales. Producto Interior Bruto por Entidad Federativa 1999-2004. Instituto Nacional de Estadística, Geografía e Informática. Aguascalientes: INEGI. 2001. ISBN 970-133943-6. Mesarovic, M. (1997). Desarrollo sostenible y primeras necesidades del hombre: valoración integrada vs. modelo integrado. ¿Sostenible? Tecnología, desarrollo sostenible y desequilibrios. Universitat Politècnica de Catalunya. Barcelona: ICARIA. 1997. Raskin, P. et al. (1998). Bending the Curve: Toward Global Sustainability. Sweden: Ed. Stockholm Environment Institute. 1998. SENER (2006). Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015.Secretaría de Energía Primera edición 2006. Insurgentes Sur 890. Col. Del Valle. C.P. 03100. México, D.F. ISBN: 968-874-203-1. SENER (2007). Balance Nacional de Energia 2006. Secretaría de Energía. Primera edición 2007. Insurgentes Sur 890 Col. Del Valle CP 03100 México, DF ISBN: 968-874-207-4 SENER (2008a). Estadísticas de Energía. Subdirección de electricidad. México. D.F. URL < http://www.sener.gob.mx/webSener/portal/index.jsp?id=71 > [Consulta 14/12/2008]. 68 SENER (2008). Prospectiva del sector eléctrico 2008-2017. Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico. Secretaría de Energía. Insurgentes Sur 890, piso 3, Col. del Valle. México D.F. 03100. SENER y GTZ (2006). Energías Renovables para el Desarrollo Sustentable en México. Dirección General de Investigación, Desarrollo Tecnológico y Medio Ambiente. Av. Insurgentes Sur 890, 3er piso. Col. Del Valle 03100. México, D.F. ISBN: 970-9983-07-5. Wilbanks, T.J., P. Romero Lankao, M. Bao, F. Berkhout, S. Cairncross, J.-P. Ceron, M. Kapshe, R. Muir-Wood and R. Zapata-Marti, 2007: Industry, settlement and society. Climate Change 2007: Impacts, Adaptation and Vulnerability. Contribution of Working Group II to the Fourth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change, M.L. Parry, O.F. Canziani, J.P. Palutikof, P.J. van der Linden and C.E. Hanson, Eds., Cambridge University Press, Cambridge, UK, 357-390. WRI (2005). World Resources Institute. Navigating the Numbers: Greenhouse Gas Data and International Climate Policy. Climate Analysis Indicators Tool (CAIT) on-line database version 3.0., Washington , DC: World Resources Institute, available at http://cait.wri.org XII Censo general de población y vivienda (2000). INEGI. Tabulados Básicos. URL < http://www.inegi.gob.mx/est/default.asp?c=703 > [Consulta 15/01/2009]. 69 Sección 3: Consumos eléctricos de 27 zonas urbanas para climatización de viviendas ante escenarios de cambio climático Adalberto Tejeda Martínez Guillermo García Grijalva Irving Rafael Méndez Pérez Graficaron: Pablo Hernández Ávila Paola Aquino Martínez Ávila Christian Domínguez Sarmiento 3.1 Resumen La demanda por consumo eléctrico doméstico para distintos tipos de usuarios en la Republica Mexicana se verán afectados ante el cambio climático, por lo que el presente apartado presenta escenarios de consumos eléctricos domésticos esperados para las décadas centradas en los años 2025, 2050 y 2075. Como escenario base se obtuvo la demanda por enfriamiento requerida actualmente para alcanzar los niveles de confort para las Zonas Urbanas del país que superan los 500 000 habitantes, para ello se consideró las Normales Climatológicas 1971-2000. Se usaron los índices bioclimáticos temperatura efectiva y humidex; y los escenarios de los modelos HADLEY, ECHAM y GFDL para las décadas arriba señaladas y se consideró el crecimiento poblacional. El resultado es el incremento hacia mediados del siglo de la demanda por consumo eléctrico, superior al 40% con respecto al actual. Para generar estos escenarios se usaron los resultados de Tejeda et al. (2007) sobre estimaciones futuras de temperaturas extremas, humedad atmosférica e insolación. Debe aclararse que únicamente se incorporaron escenarios climáticos con incrementos poblacionales y la aclimatación de los individuos, sin considerar las mejoras futuras de la tecnología de aires acondicionados. 3.2 Introducción Según Rodríguez et al. (2004) “es claro que un incremento en la temperatura probablemente creará mayores necesidades de aire acondicionado en zonas cálidas, a la vez podría significar una disminución en las necesidades de calefacción en regiones frías.” Dichos autores estimaron los incrementos del 70 consumo eléctrico doméstico para el estado de Veracruz, a partir de los modelos de circulación general GFDL y CCCM. El propósito del presente apartado del estudio es estimar la demanda eléctrica para satisfacer las necesidades de enfriamiento del sector residencial, para las Zonas Urbanas del país con población mayor a 500 000 habitantes, a partir de escenarios de bioclima humano aplicados para observatorios meteorológicos y estaciones climatológicas convencionales, bajo escenarios de cambio climático generados por los modelos HADLEY, ECHAM y GFDL, para las décadas centradas en los años 2025, 2050 y 2075 (Conde et al., 2008). En un trabajo previo (Tejeda et. al., 2007) se postularon modelos estadísticos simples (Tabla 3.1) para la estimación de la humedad atmosférica y temperaturas extremas en 53 observatorios meteorológicos distribuidos en todo el país. Las variables independientes para estos modelos son la temperatura media, la precipitación y la insolación, que son salidas comunes en los modelos de circulación general usados para obtener escenarios de cambio climático. Dichos modelos estadísticos fueron aplicados para la generación de escenarios de consumos eléctricos domésticos, siguiendo el procedimiento de GarcíaGrijalva (2008) para el estado de Veracruz. Tabla 3.1. Modelos estadísticos simples para la estimación de temperaturas extremas y humedad atmosférica (Tm 1 y Tm 2 son las temperaturas medias; P 1 y P m2 son las precipitaciones, y S 2 y S 1 son las horas medias mensuales de insolación; los subíndices 1 y 2 corresponden al escenario base y bajo cambio climático, respectivamente). Variable Temperatura máxima extrema mensual (°C) Temperatura mínima extrema mensual (°C) Temperatura máxima media mensual (°C) Temperatura mínima media mensual (°C) Humedad específica (g/kg) Ecuación Coeficiente de correlación Error estándar de estimación 20.6+0.69* Tm 2 0.76 3.0 °C -20.5+1.2* Tm 2 0.84 4.1 °C 10.7+0.8* Tm 2 0.89 2.1 °C -8.5+1.09* Tm 2 0.93 2.1 °C 0.86 2.2 g/kg q=0.64*(Tm 2 -Tm 1 ) + 0.0007*(P m2 - P 1 ) – 0.016*( S 2 - S 1 ) 71 Como se anticipó en el resumen, únicamente se combinaron escenarios climáticos con incrementos poblacionales y la aclimatación de los individuos – mediante el uso del concepto de temperatura preferente (De Dear y Brager, 2001)- sin considerar las tecnologías futuras de los sistemas de aire acondicionado. 3.3 Datos y métodos Para la generación de escenarios de consumos eléctricos domésticos se utilizó la base de datos del conteo de población INEGI (2005) 24 para 27 Zonas Urbanas del país (ZM) con población mayor a 500 000 habitantes, que contiene las coordenadas geográficas y población de cada una de ellas. También se utilizaron los datos de temperatura máxima, mínima y media de las Normales Climatológicas 1971-2000 publicadas por el Servicio Meteorológico Nacional 25 , usando 22 observatorios meteorológicos y 5 estaciones climatológicas convencionales correspondientes a las 27 Zonas Urbanas (ver Tabla 3.2). Tabla 3.2. Zonas Urbanas con población mayor a 500 000 habitantes y la fuente utilizada de datos meteorológicos. Zona Urbana Observatorio Aguascalientes Chihuahua Guadalajara Juárez Laguna León Mexicali Monterrey Reynosa Saltillo Tijuana Distrito FederalMéxico Morelia Oaxaca Puebla-Tlaxcala Querétaro San Luís Potosí Aguascalientes Chihuahua Guadalajara Estación climatológica convencional Factor utilizado H Ciudad Juárez Torreón León Monterrey Saltillo Mexicali (CMA) H Reynosa (SMN) Tijuana Tacubaya M Morelia Oaxaca Puebla Querétaro San Luís Potosí 1 http://www.inegi.gob.mx 25 (vista en marzo 2008) http://smn.cna.gob.mx/productos/normales/estacion/normales.html 72 Toluca Acapulco Cancún Cuernavaca Mérida Tampico Tuxtla Gutiérrez Veracruz Villahermosa Xalapa Toluca Acapulco Cuernavaca Mérida Tampico Tuxtla Gutiérrez Cancún V Veracruz Villahermosa Xalapa Nota: El factor utilizado se refiere a la similitud climática de la ciudad con Hermosillo (H), Veracruz (V) o intermedia (M), ya que para estas ciudades se tienen factores medidos de conversión de índices de confort a consumos eléctricos domésticos. 3.3.1 Aplicación de la Temperatura Efectiva y Humidex Missenard (1937) definió a la temperatura efectiva (TE) como el equivalente a la temperatura del aire en calma que experimentaría un sujeto sedentario, sano, a la sombra, vestido con ropa de trabajo, si la humedad relativa fuera del 100%. Su expresión matemática es: TE=T a -0.4(T-10)(1-HR/100) (1) donde T a es la temperatura del aire, en grados centígrados, y HR la humedad relativa, en porcentaje. Por otra parte Masterson y Richardson (1979), para facilitar al usuario de información meteorológica la compresión del efecto combinado de la temperatura de bulbo seco y la humedad relativa, definieron al Humidex (Hx) como un índice que describe cuantitativamente la percepción del clima cálido y húmedo por parte de un individuo promedio. Su expresión matemática es: Hx=T a +(5/9)(e a -10) (2) donde e a es la presión parcial del vapor, en hPa. Ambos índices bioclimáticos se utilizan en este estudio para efectuar el cálculo de la demanda eléctrica para las décadas centradas en los años 2025, 2050 y 2075, a partir de evaluar las necesidades de enfriamiento (unidades grados frío) para obtener condiciones de confort. 73 Para realizar el cálculo del TE y Hx son necesarios datos horarios representativos, por eso a partir de datos medios mensuales y con el procedimiento propuesto por Tejeda (1991) y Tejeda y Rivas (2001) se obtuvieron los valores horarios medios mensuales de temperatura y humedad para las ZM (Tabla 3.2). T hor = T min +(atbect)(T max -T min ) (3) HR hor = HR min +(1-atbect)(HR max -HR min ) (4) donde T hor es la temperatura horaria promedio mensual, HR hor es la humedad relativa horaria promedio mensual, a=0.096, b=2.422, c=-0.339, t es la hora del día a partir del amanecer, T max, T min, HR max y HR min, son los promedios mensuales 1971-2000 de temperaturas máxima y mínima, y de humedades relativas máxima y mínima. Posteriormente se calcularon los valores horarios medios mensuales (19712000) para los índices bioclimáticos mencionados. Para definir la temperatura neutra o de confort se tomó el promedio de seis modelos bioclimáticos adaptativos encontrados en una revisión bibliográfica (Humphreys, 1978; Auliciems y de Dear, 1986; Humphreys y Nicol, 2002; Nicol y Roaf, 1996; de Dear y Brager, 2001, y Heidari y Sharples, 2002): Tn = 16.17+0.389Tem (5) donde Tn es la temperatura neutra y Tem es la temperatura media mensual. El intervalo de confort se obtuvo de la sensación térmica que expresaron 152 individuos encuestados en la ciudad de Veracruz, durante septiembre de 2006, a quienes se les interrogó sobre su sensación de confort al tiempo que se medía la temperatura a que estaban expuestos en el interior de sus viviendas. El intervalo de confort se estimó con tres regresiones lineales, una aplicada a los puntos de la temperatura media y las otras dos aplicadas a los puntos obtenidos para la temperatura media más dos desviaciones estándar y menos dos desviaciones estándar de los datos (± 2S). Así se obtuvieron los puntos de intersección en el nivel de confort, los cuales se proyectan en el eje de las 74 abscisas para obtener el intervalo de +2ºC y -2.5ºC, que sumados a la ecuación 5 resulta: Tn inferior =18.17+0.389Tem (6) Tn superior =13.67+0.389Tem (7) Sustituyendo el valor de la temperatura media mensual (Tem) en las ecuaciones 6 y 7 se obtienen los umbrales de la temperatura neutra, que se sustituirán en la expresión de cada índice bioclimático para obtener el intervalo de confort referido a ese índice. Este procedimiento es similar al que fue aplicado para la SET (temperatura efectiva estándar) por la norma ANSI/ASHRAE 55 (2004). Las necesidades de calentamiento (NC) y de enfriamiento (NE) en horas-grado se calcularon con las ecuaciones 8 y 9: n NC ( xi ) xi (8) i 1 n NE ( yi ) xi (9) i 1 α es el límite inferior del intervalo de confort, β es el límite superior del intervalo de confort y x i son los valores medios horarios de los índices bioclimáticos (Tejeda y García, 2002) para los datos del escenario base 1971-2000. 3.4 Escenarios de consumos eléctricos Para obtener escenarios de consumos eléctricos domésticos son requeridas las NE para los periodos a analizar, por lo cual se hizo uso de los incrementos de temperatura según los escenarios de cambio climático para el país generados por Gay et al. (2006) a partir de los modelos ECHAM, GFDL, HADLEY, para las décadas reiteradamente señaladas en este texto. Los incrementos esperados en las temperaturas máxima y mínima promedio mensuales, así como en la humedad atmosférica, se obtuvieron de Tejeda et al. (2007). Con los escenarios se calcularon los cambios en las necesidades de enfriamiento (∆NE) de cada Zona Urbana (Tabla 3.2). A estos cambios les fueron aplicados los factores encontrados por García (2008) para cada índice 75 bioclimático (Tabla 3.3) a fin de convertir horas grado frío u horas grado calor en consumos de energía. Se tomaron en cuenta las condiciones climatológicas de cada ZM, para ello se utilizaron los factores como se ven en la ultima columna de la Tabla 3.2 con respecto a la Tabla 3.3. Tabla 3.3. Factores encontrados por García (2008) para el Humidex (HX) y Temperatura Efectiva (TEFEC). VERACRUZ (V) Horasgrados HX TEFEC HERMOSILLO (H) MEDIO (M) kWh / usuario-año 1.5 2.8 2.0 3.3 1.75 3.05 Una vez multiplicado los índices de la tabla 3.3 por los cambios en las NE, se obtuvieron los incrementos en la demanda eléctrica doméstica por usuario para y de acuerdo a cada uno de esos dos índices. El resultado de la Figura 3.1 corresponde al promedio de ambos suponiendo que una toma de corriente eléctrica (usuario) corresponde a cuatro habitantes. 4.5 MWh año 4.0 Consumo Actual Incremento 2020 Incremento 2050 Incremento 2075 3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 Ag ua sc al i C en t hi e hu s G a ua h u da a la ja r Ju a ár ez La gu na Le ón M ex M ica on li te r R rey ey no sa D is Sa tri l ti to l Fe T lo d e iju ra an l -M a éx ic M o or e Pu O li a e b ax la a -T ca la xc Sa Que a la n r Lu é ta ro is Po to s To í lu c Ac a ap ul co C C anc ue rn ún av ac M a ér Tu Ta ida m xt p la G ico ut ie Ve rrez Vi ra lla cru he z rm os Xa a la pa 1.0 Figura 3.1. Incrementos en la demanda por consumo eléctrico por usuario en MWh para las décadas centradas en los años 2025, 2050 y 2075. El factor demográfico resulta indispensable para especular sobre consumos futuros. Puesto que cada habitante requiere de cierto espacio vital mínimo, 76 resulta evidente que la población del país no podrá seguir creciendo indefinidamente en el futuro. Resultados obtenidos por diferentes hipótesis parecen apuntar que a largo plazo (después del año 2050) la población nacional se acercará a un estado de crecimiento que se estabilizará entre 175 y 250 millones de habitantes (Alonso et al, 1994). Para estimar la población para las décadas 2020 y 2050 se utilizaron los escenarios poblacionales del CONAPO 26 , para las distintas Zonas Urbanas, vistos en la Tabla 3.4. Al comparar los datos obtenidos del 2005 por el conteo de población que realiza el INEGI 27 se observa que en la Zona de Veracruz se estima que disminuya su población en relación con los 2020 y 2050. Tabla 3.4. Población actual registrada por el INEGI en el 2005 y los escenarios poblacionales para los 2020 y 2050 por el CONAPO (en millones). Zona Urbana Aguascalientes Chihuahua Guadalajara Juárez Laguna León Mexicali Monterrey Reynosa Saltillo Tijuana Distrito Federal-México Morelia Oaxaca Puebla-Tlaxcala Querétaro San Luis Potosí Toluca Acapulco Cancún Cuernavaca Mérida Tampico Tuxtla Gutiérrez Veracruz Villahermosa Xalapa 26 27 P 2005 0.79 0.71 4.00 1.44 1.10 1.15 0.64 3.66 0.50 0.70 1.53 19.43 0.62 0.50 2.06 0.92 0.91 1.49 0.64 0.51 0.88 0.88 0.74 0.56 0.60 0.67 0.60 P 2020 0.99 0.82 4.52 2.02 1.23 1.34 0.89 4.44 0.72 0.86 2.17 21.70 0.70 0.58 2.37 1.20 1.02 1.77 0.65 0.81 1.04 1.10 0.87 0.69 0.56 0.81 0.65 P 2050 1.09 0.87 4.77 2.37 1.28 1.44 1.05 4.87 0.85 0.95 2.55 22.64 0.73 0.62 2.53 1.37 1.08 1.90 0.65 0.98 1.11 1.23 0.93 0.77 0.54 0.89 0.68 http://www.conapo.gob.mx/00cifras/30.htm (vista en marzo 2008) http://www.inegi.gob.mx (vista en mayo 2008)) 77 Se aplicó el procedimiento de Rodríguez et al. (2004), con los incrementos por usuario y se consideró que cada toma eléctrica (usuario) dará servicio a cuatro personas. Así los incrementos futuros se pueden estimar con las ecuaciones 10 y 11. Los resultados se muestran en la Figura 3.2. ICT 2025 = (∆P 2025 )/4 *(C actual + ∆C 2025 ) (10) ICT 2050 = (∆P 2050 )/4 *(C actual + ∆C 2050 ) (11) ICT 2075 = (∆P 2050 )/4 *(C actual + ∆C 2075 ) (11) Donde ICT es el incremento en la demanda por el consumo eléctrico total, ∆P/4 es el incremento en los usuarios, C actual es la demanda por el consumo medio actual y ∆C es el incremento en la demanda por consumo eléctrico bajo cambio climático. 8,000 GWh año 7,000 6,000 Consumo Actual ZM ICT 2025 ICT 2050 ICT 2075 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 A gu a sc al ie Ch ntes ih G uah ua u da a la ja ra Ju ár ez La gu na Le ó M n ex M ical on i te rr Re ey yn os a D Sa ist lti rit ll o Fe Ti o de j ua ra na l-M éx ic M o or el i O a Pu eb axa la c -T a la x Q cala u er Sa é n Lu taro is Po to s To í lu ca A ca pu lc Ca o n Cu c er ún na va ca M ér id Tu Ta a xt mp la i G co ut ier V rez e V racr ill ah uz er m os a X al ap a 0 Figura 3.2. Incrementos en la demanda por consumo total eléctrico del sector domestico por ZM para los periodos 2025, 2050 y 2075. 3.5 Resultados Los incrementos en porcentajes se encuentran en las Figuras 3.3 y 3.4. Como se ve, el calentamiento global tendrá un mayor impacto en zonas de por sí cálidas como Acapulco, Mérida, Tuxtla Gutiérrez y Veracruz, y por tanto son las que tendrían los mayores incrementos relativos a la demanda por consumos de energía. En cambio, zonas templadas como el Distrito Federal, Toluca y Tijuana presentarán incrementos relativos bajos (Figura 3.3). 78 Con respecto a los consumos absolutos, evidentemente las zonas más pobladas tendrán mayores incrementos en consumos eléctricos futuros, estos serían superiores al 60% en aquellas zonas urbanas que se espera incrementen mayormente su población: Ciudad Juárez, Mexicali, Reynosa, Tijuana, Querétaro, Mérida, Tuxtla Gutiérrez y, sobre todo, Cancún, que para el 2050 se espera que duplique su consumo eléctrico actual (Figura 3.4). 120% ∆% Usuario 2025 ∆% Usuario 2050 ∆% Usuario 2075 100% 80% 60% 40% 20% Ag ua sc al C ient hi e G hu s ua ah d a ua la ja r Ju a ár La ez gu na Le M ón e M xica on li te r Re rey D yn i st o ri Sa sa to lti Fe de T llo r a i ju l -M a n éx a i M co or eli Pu eb O a la ax -T a c la a x Sa Qu cal a e n r Lu éta is ro Po to To sí l A uc ca a pu l C co Cu an c er ún na va M ca é Tu ri xt Ta da la m G pic ut o ier r V Vi er ez lla a c he ru rm z os X a al ap a 0% Figura 3.3. Porcentaje de los incrementos en los consumos eléctricos del sector residencial por usuario para las décadas centradas en los años 2025, 2050 y 2075. 140% ∆% ZM 2025 ∆% ZM 2050 ∆% ZM 2075 120% 100% 80% 60% 40% 20% Xalapa Villahermosa Veracruz Tuxtla Gutierrez Mérida Tampico Cancún Cuernavaca Toluca Acapulco Querétaro San Luis Potosí Oaxaca Puebla-Tlaxcala Morelia Distrito Federal-México Saltillo Tijuana Reynosa Monterrey León Mexicali Juárez Laguna Guadalajara Chihuahua -20% Aguascalientes 0% Figura 3.4. Porcentaje de cambio en los consumos eléctricos de las Zonas Urbanas, para las décadas centradas en 2025, 2050 y 2075. 79 Debe reconocerse que en estas consideraciones no se ha tomado en cuenta el calentamiento por la isla urbana de calor, que deberá incorporarse en análisis posteriores. 80 3.6 Bibliografía Alonso, A., Cruz, R. y Fugarolas, E. (1994) Futuros de los recursos energéticos, en El sector eléctrico de México (Daniel Reséndiz Nuñez coordinador), Comisión Federal de Electricidad y Fondo de Cultura Económica, México: 427-475. ANSI/ASHRAE 55 (2004). Thermal Environmental Conditions for Human Occupancy American Society of Heating, Refrigerating, and Air-Conditioning Engineers / 16Apr-2004 / 30 pages.Auliciems, A. y de Dear, R. (1986). Air- conditioning in Australia: Human thermal factors. Architectural Science Review 29(3) :6775. Conde, C., B. Martínez, O. Sánchez, F. Estrada, A. Fernandez, J. Zavala, C. Gay. 2008. Escenarios de Cambio Climático (2030 y 2050) para México y Centro América . Temperatura y Precipitación. [Documento en línea]. <http://www.atmosfera.unam.mx/cclimatico/escenarios/Escenarios_de_ca mbio_climatico_Mexico_2008.ht De Dear., R. y Brager, G. S. (2001) The adaptative model of thermal comfort and energy conservation in the built environment. Int. J Biometeorol. 45: 100-108. García, G. (2008). Equivalencias de consumos eléctricos domésticos a índices de bioclima humano para siete ciudades cálidas de México. Tesis de Licenciatura en Ciencias Atmosféricas. Universidad Veracruzana. 105pp. Gay, C., Conde, C., Sánchez., O. (2006). Escenarios de cambio climático para México. Temperatura y precipitación [Documento en línea]. http://www.atmosfera.unam.mx/cambio/escenarios/escenarios_3A_mapas _y_datos.htm. Heidari, S. y Sharples, S. (2002). A comparative analysis of short-term and long-term thermal comfort surveys in Iran. Energy and Buildings 34: 607614. Humphreys, M. (1978). A outdoor temperatures and comfort indoors. Building Research and Practice 6 (2): 92-105. 81 Humphreys, M. y Nicol, J.F. (2002). The validity of ISO-PMV for predicting comfort votes in every-day thermal environments. Energy and Buildings 34: 667-684. Missenard, A. (1937), L’Homme et le climat, Eyrolles, París. Masterson, J. y Richardson, F. A., (1979). Humidex, A Method of Quantifying Human Discomfort Due to Excessive Heat and Humidity. Downsview, Ontario: Environment Canada. 45p. Nicol, J.F. y Roaf, S. (1996). An adaptative guideline for UK office temperatures, Energy and Buildings 23: 169-174. Rodríguez, L., A. Tejeda-Martínez y G. Utrera-Zárate (2004). Demanda eléctrica para enfriamiento residencial en el estado de Veracruz ante la duplicación de CO 2 atmosférico. Estudios de Arquitectura Bioclimática, Vol VI: 325-338. Tejeda, M. A. (1991). An exponential model of the curve of mean monthly hourly air temperature. Atmósfera 4: 139-144. Tejeda, A. y D. Rivas (2001). Un escenario de bioclima humano en ciudades del sur de México, bajo condiciones de 2CO2 atmosférico, en El tiempo del clima (A.J. Pérez-Cueva, E. López-Baeza y J. Tamayo-Carmona, editores). Asociación Española de Climatología Serie A, No. 2, 574 p: 551-562. Tejeda, M. A. y García, C. R. (2002) A comparative simple method for human bioclimatic conditions applied to seasonally hot/warm cities of México, Atmósfera 7: 179-184. Tejeda, A., C. Conde-Álvarez and L. E. Valencia-Treviso (2007). Climate change scenarios of extreme temperatures and atmospheric humidity for Mexico. Sometido a Atmósfera. 82 Sección 4: Impacto del cambio climático sobre la generación eléctrica con fuente de energía geotérmica Gerardo Hiriart Le Bert 83 4.1 Introducción El cambio climático que se podría tener por efecto de un calentamiento global de la atmósfera terrestre puede afectar el desempeño de las instalaciones eléctricas, particularmente las que operan con energías renovables, debido a incrementos en la temperatura del aire, intensidad de los vientos y lluvias, variaciones en la humedad relativa, granizadas, nevadas, intensidad en la radiación solar y nubosidad, entre otros. En esta sección se presenta una descripción cualitativa de posibles impactos del cambio climático en la generación de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable. Desde el punto de vista de los posibles efectos en la seguridad y operación de las plantas generadoras de electricidad que funcionan con energías renovables, hemos dividido los efectos en dos grandes apartados: 1.- Afectaciones por condiciones extremas (desastres). 2.- Afectaciones al rendimiento de las generadoras. Para cada caso se analizan las tecnologías instaladas, a saber: A.- Geotérmicas B.- Eólicas C.- Solares D.- Marinas En la sección 1: “Descripción de la generación de energía eléctrica en México a partir de fuentes de energía renovables” se describe con mayor detalle las características de las diferentes fuentes de energía renovable y las tecnologías relacionadas. En los casos en que haya varias instalaciones, éstas se subdividen en a, b, c, etc. 84 4.2 Afectaciones probables por condiciones extremas 4.2.1 Centrales Geotérmicas: Figura 4.1. Ubicación de los campos geotérmicos en México A continuación analizamos el efecto que estos posibles comportamientos extremos podrían tener sobre las Centrales Geo-termoeléctricas de México. a).- Central Cerro Prieto Figura 4.2. Central geotérmica “Cerro Prieto” 85 I CP1 I' CP4 CP2-3 CERRO PRIETO SW M-6 Inyector M-9 E-62 108 608 E-24 M-180 E-20 E-54 M-192 NL-1 M-201 M-205 M-206 AA 250 LC LG 3 zon SIMBOLOGIA S.C.N.C. L LC ABANICOS ALUVIALES LODOLITAS LUTITA CAFE LUTITA GRIS INTRUSIVO BASICO Kgr GRANITOS Pzmet METAMORFICO 6 7 CIMA DE SILICE Y EPIDOTA FLUIDO GEOTERMICO FLUIDO DE MENOR TEMPERATURA MB INTRUSION BASICA a pr odu roca sello 250 °C LG 300° C cto ra 250°C 2 3 roca almacenadora 4 yacimiento geotérmico LG TO LG Igb 300°C ISOTERMA PRIE FALLA CERRO AA 4 SEDIMENTOS CLASTICOS IMPERI AL 300°C 2 5 1 SCNC °C FALLA 1 NE 0 km 0 km Kgr fuente de calor 0 km 1 2 3 5 roca sello Igb FALLA Pzmet 4 5 6 7 Figura 4.3. Geología de la central “Cerro Prieto” Una lluvia superior a las que se han registrado en situaciones extremas en Cerro Prieto, en el estado de Baja California, puede causar los siguientes efectos: -- Si la Laguna de Evaporación de 14 km2 se encuentra llena, el oleaje que producen vientos y lluvias extraordinarias podrían llegar a erosionar los bordos de la laguna y romperlos. Como la Laguna (su nivel de aguas máximo) se encuentra por sobre el nivel de piso de la Central Cerro Prieto UNO, este derrame de agua salada podría llegar a inundar la Central, sus instalaciones aledañas como subestación, patio de maniobras y de regulación de presión de vapor. Incluso si la unidad se llegara a disparar por la inundación o por falla de alguno de sus componentes principales, se abrirán las válvulas de excedencias y muy probablemente se romperían los discos de seguridad (o de ruptura) en los secadores de la central y de los separadores de los pozos. En tal caso es necesario ir hasta cada pozo y cerrarlo manualmente. Figura 4.4. Laguna de evaporación “Cerro Prieto” 86 Prevención: Conviene tener presente esta posible situación y construir algunos diques o terraplenes (que pueden ser los mismos bordos que conforman los caminos de acceso a las plataformas de los pozos) para evitar esta eventual inundación. La visualización de estas posibles rupturas y sus efectos conviene simularlas en un modelo físico, a escala, de las zonas frágiles. Figura 4.5. Encharcamiento de caminos por lluvias “Cerro Prieto” --Si se presentan lluvias de fuerte intensidad con viento, es posible que la tolvanera y el agua de la lluvia formen lo que se conoce como viento negro, ya que el cielo se oscurece por las bolas de arena mojada que se forma. Con este fenómeno es común que se corten caminos, principalmente por derribo de postes de electricidad y teléfono, o por coches volcados. Prevención: Es importante contar con personal entrenado y equipo adecuado para rehabilitar en forma rápida las vialidades, así como contar con agua y botiquín de emergencia en las Centrales para caso de quedar incomunicados por mucho tiempo. -- Si las lluvias extraordinarias se prolongan por mucho tiempo, es posible que los drenes agrícolas que atraviesan el campo geotérmico aumenten su caudal y lleguen a desbordarse, inundando algunas partes del campo. 87 Figura 4.6. Campos agrícolas (al fondo) Prevención: Revisar constantemente los bordos de los canales de drenaje, en especial en las zonas donde se producen asentamientos (canal Delta en las cercanías de la línea del ferrocarril) y franjas donde los drenes cruzan en la falla Imperial y en la falla Cerro Prieto. b).- Campo geotérmico los Azufres Figura 4.7. Central geotérmica “Los Azufres” 88 Figura 4.8. Geología de la zona de ”Los Azufres” En el campo geotérmico Los Azufres, en el estado de Michoacán, en caso de lluvias extraordinarias y de tormentas producidas por una alteración climática no experimentada hasta la fecha, es fundamental considerar y estar prevenidos para los siguientes fenómenos: --Lluvias extraordinarias. Al tratarse de un terreno de arcilla, inestable y con muy poca resistencia a los esfuerzos cortantes, la saturación del suelo por lluvias extraordinarias puede producir deslizamientos de tierra en las faldas del cerro El Chino, lo que puede afectar a todos los pozos, caminos y vaporductos, entre los pozos Az19 y Az5. Estos deslizamientos también podrían ocurrir en la plataforma de la unidad U4 de contrapresión, junto al pozo Az13. Lluvias extraordinarias también podrían producir el llenado y rebalse de la presa Laguna Verde, que almacena agua con mucha acidez. 89 Figura 4.9. Geografía del terreno “Los Azufres” Prevención: Ante la imposibilidad de evitar por completo esta situación, sólo queda aminorar el riesgo manteniendo las cunetas limpias y en buen estado. --Las centrales de generación U5, de 50 MW, y U9, de 25 MW, se encuentran en terrenos donde una eventual lluvia extraordinaria podría llegar a inundarlas. A pesar de que ambas unidades fueron diseñadas con los drenajes adecuados, si las lluvias llegaran a rebasar los valores de diseño, la inundación sería inevitable afectando en primera instancia los cárcamos de bombeos de las bombas de agua de circulación. Prevención: Es recomendable contar con el personal entrenado y la maquinaria adecuada para enfrentar esta contingencia. -- Interconexiones terrestres. La zona Norte y Sur del campo se encuentra interconectada por un camino asfaltado que pasa por una orilla de la Laguna Larga. Este es la única vía terrestre de acceso entre ambas zonas. Figura 4.10. Laguna Larga, Los Azufres, Michoacán 90 En caso de lluvias extraordinarias que ocasionen deslaves que corten este camino frente a la Laguna Larga, la zona N y la zona S quedarían incomunicadas. Prevención: Estudiar la posibilidad de un segundo camino alterno, que correría desde las cercanías del pozo Az24 hasta las inmediaciones del pozo Az9. -- Nevadas. Las cinco centrales a condensación fueron diseñadas para las condiciones de nieve del lugar, las que son realmente mínimas. Prevención: En caso de que el cambio climático llegue a producir nevadas nunca vistas en la zona de los Azufres, habría que estudiar en que grado estas cargas extraordinarias afectan la integridad de las torres de enfriamiento y de la estructura de la casa de máquina. c.- Campo geotérmico Los Humeros Figura 4.11. Central geotérmica “Los Humeros” 91 Figura 4.12. Sección transversal geológica “Los Humeros” En este campo geotérmico, ubicado en el estado de Puebla, no se avizoran mayores problemas que pudieran ocasionar desastres ante un cambio climático extremo. En todo caso las posibles situaciones climatológicas que podrían ocasionar desastres son: -- Bajas temperaturas. Si llegaran a ocurrir temperaturas más bajas que las de diseño, podrían llegar a congelarse algunas tuberías de agua de desecho. Prevención: Revisar las instalaciones que pudieran estar expuestas a congelación y enterrar las tuberías donde sea factible. -- Lluvias extraordinarias. En caso de lluvias extraordinarias el punto más vulnerable de este campo geotérmico es el camino de acceso en el tramo que va del Rancho El Frijol hacia el pozo H12. 92 Figura 4.13. Caminos “Los Humeros” Prevención: Es importante tener en buen estado las cunetas y obras de arte del camino de acceso al campo. d.- Campo Geotérmico Las Tres Vírgenes Figura 4.14. Central geotérmica “Tres vírgenes” 93 Figura 4.15. Mapa Geológico del campo de “Las Tres Vírgenes” 1.Aluvión, 2.Domo Potrero, 3.Andesita-Dacita, 4.El Aguajito Andesita-Dacita, 5.Igmimbrita El Aguajito, 6.Formación La Gloria, 7.Grupo Comondu, 8.Alteración argilítica, 9.Falla normal, 10.Falla deslizante, 11.Centro eruptivo, 12.Pozo geotérmico. Este campo geotérmico, ubicado en el estado de Baja California, ha recibido con frecuencia los embates colaterales de ciclones que han penetrado por el Golfo de California. Las lluvias intensas que se han registrado han obligado a diseñar y mantener un sistema adecuado de drenajes. -- Lluvias extraordinarias. En caso de registrarse temporales de mayor intensidad, que hasta la fecha se han conocido, puede haber caída de postes de la línea de transmisión que va de Las Tres Vírgenes hasta Santa Rosalía, interrumpiendo el servicio eléctrico a este poblado, a San Ignacio y Mulegé. Prevención: Se recomienda contar con el respaldo suficiente de generación con plantas diesel y turbojet en Santa Rosalía, de manera de no afectar los servicios básicos de la población. 94 e.- Campo Geotérmico La Primavera Figura 4.16. Campo geotérmico “La Primavera” Aunque en este momento no hay ninguna central de generación instalada en este campo, que se encuentra en el estado de Jalisco, por la existencia de 13 pozos geotérmicos perforados por CFE, 3 de ellos con alta presión en el cabezal; este campo resulta particularmente vulnerable a condiciones extremas del clima. Hasta la fecha las lluvias extraordinarias registradas en la zona, solo han provocado pequeños deslaves y agrietamiento de laderas. Si por el cambio climático se llegaran a registrar lluvias de mucha mayor intensidad que hasta la fecha se han vivido, podrían ocurrir deslaves y desgajamientos que incluso afecten a los pozos con presión de cabezal. Prevención: Convienen hacer un levantamiento de las zonas propensas a fallas y asegurarse que no se correrán estos riesgos, en particular en las cercanías de los pozos Pr11 y Pr9. 4.3 Afectaciones al rendimiento de las generadoras 4.3.1.- Centrales Geotérmicas El cambio climático, sobre todo los efectos relacionados con temperatura y humedad del aire, podrían ocasionar algunas variaciones en la eficiencia de las centrales y en su potencia máxima ante condiciones extremas de verano. A 95 continuación se describen cualitativamente algunos impactos probables que se podrían presentar. a).- Campo Geotérmico de Cerro Prieto En Cerro Prieto, donde se tienen en verano temperaturas del aire extremadamente altas, las centrales no solo bajan su rendimiento sino que además bajan su potencia (“derrateo”). El sistema de enfriamiento se diseña de manera tal que solo el 5% de las horas del verano se permite este “derrateo”. En el caso de producirse un incremento de las temperaturas y/o humedad extremas del aire, las horas de derrateo aumentarían. Por otro lado un incremento en temperatura y humedad también afecta al rendimiento y eficiencia de las centrales. Esto último no es grave en geotermia ya que sólo produce un leve incremento del consumo de vapor por kWh, lo que se suple utilizando vapor de respaldo del sistema. Por otro lado, hay que considerar que en Cerro Prieto el agua separada de los pozos se envía a una laguna de evaporación que es de 14 km2, en la cual se tiene una evaporación neta anual de 2000 mm. Si las lluvias en la zona llegaran a aumentar y/o la humedad aumentara, esta evaporación se vería disminuida enormemente, lo que provocaría que la laguna actual fuera insuficiente para evaporar los casi 30 millones de metros cúbicos que actualmente se desechan a la misma. Para resolver esta situación se haría necesario incrementar la reinyección de salmuera al subsuelo. Figura 4.17. Campo geotérmico “Cerro Prieto” 96 Prevención: Actualizar constantemente los modelos matemáticos que se tienen sobre el funcionamiento de la laguna de operación, incorporando los nuevos valores climatológicos que se pudieran esperar bajo condiciones de cambio climático. b).- Campo Geotérmico Los Azufres En el Campo geotérmico Los Azufres hay ocho unidades de cinco MW a contrapresión y cinco a condensación. El cambio climático (temperatura y humedad) no afecta al rendimiento de las unidades a contrapresión. En las unidades a condensación, la temperatura y humedad afectan al sistema de enfriamiento con la consecuente variación del consumo térmico unitario (CTU). Cada central tiene una curva característica de esta variación. En geotermia la variación del CTU no afecta prácticamente en nada a la generación eléctrica ya que siempre se tiene vapor de respaldo. Figura 4.18. Unidad a condensación “Los Azufres” Prevención: Por los efectos económicos que pudiera tener la variación del CTU con el cambio climático conviene revisar para cada unidad a condensación el vacío que se tendría en el condensador. c).-. Campo Geotérmico Los Humeros En el campo geotérmico Los Humeros todas las unidades de generación que hay actualmente instaladas son a contrapresión, es decir, que no usan condensador ni torre de enfriamiento. En este caso no se espera ningún efecto importante del cambio climático en el rendimiento de las plantas de generación. 97 d).- Campo Geotérmico Tres Vírgenes En el campo geotérmico de la Tres Vírgenes se tienen instaladas dos unidades geotérmicas a condensación, con una presión de vapor de sólo 4 bar, lo que las hace muy susceptibles a la variación del CTU con los cambios de temperatura y humedad del aire. La situación de estas centrales es muy similar a la que se describió para Cerro Prieto. Tal como se muestra en la gráfica anexa para Tres Vírgenes (figura 4.19), un incremento de la temperatura de bulbo húmedo del aire de 1°C haría que la Central baje su generación en 30 kW. Esto es, que se derratee 0.6% durante ese lapso de calor excesivo. Figura 4.19. Curva de generación contra temperatura de bulbo húmedo del aire “Tres Vírgenes” Prevención: Conviene revisar el comportamiento de estas unidades ante las nuevas condiciones climáticas ya que, como se mencionó, los incrementos de temperatura y humedad afectan al CTU y, en este caso no se tiene vapor de respaldo. e).- Nuevas plantas geotérmicas Cuando se trate de los estudios de factibilidad para los nuevos desarrollos geotérmicos habrá que considerar dos aspectos fundamentales: -- Lluvias. En la mayoría de los casos las zonas geotérmicas se encuentran en suelos intemperizados y con muchas alteraciones hidrotermales. La presencia 98 de arcillas expansivas (como por ejemplo Montmorillonitas) es frecuente. Si en un futuro cercano se esperan incrementos en las lluvias, habrá que considerar este fenómeno en los diseños. -- Cambios en la temperatura y en humedad. Las centrales geotérmicas al utilizar presiones de admisión a la turbina mucho más bajas que una planta termoeléctrica convencional, su comportamiento térmico se ve mucho mas afectado al variar las condiciones de su sistema de enfriamiento. Precaución. Es recomendable tener una medición y un pronóstico climatológico lo más preciso posible en los sitios de futuras plantas geotérmicas. 4.3.2. Plantas eólicas México cuenta en este momento con una granja eólica, la Venta (84.5 MW), ubicada en la zona conocida como La Ventosa, en el Istmo de Tehuantepec, en el Ejido La Venta. Además tiene un aerogenerador solitario en el poblado de Guerrero Negro (600KW) en Baja California Sur. Figura 4.20. Campo eólico “La Venta Oaxaca” En el diseño de un aerogenerador se toman en cuenta los siguientes aspectos climatológicos: 99 -- Rendimiento para una velocidad del viento dada, el generador produce una cierta potencia. Esto va asociado al diámetro cubierto por las aspas, velocidad de giro (esta velocidad es constante en los aerogeneradores de tamaño grande), diseño aerodinámico de los álabes, etc. -- Velocidad de corte. Que es la velocidad del viento a la cual el rotor del molino se detiene, pone las aspas de frente al viento y se traba su giro. Esto se hace para prevenir daños en el equipo cuando hay vientos muy altos. Desde ya se puede prever que un aerogenerador diseñado para las condiciones actuales, si en el futuro operara en condiciones de vientos extremos mayores, el equipo pasará más horas al año detenido y trabado por razones de seguridad. -- Resistencia estructural. Un aerogenerador debe ser capaz de resistir erguido los vientos más fuertes de la zona, por lo que el diseñador selecciona esta velocidad máxima a la cual le agrega un coeficiente de seguridad. La mayoría de los aerogeneradores que se utilizan en el mundo han sido probados para vientos (y rachas) en Alemania, España, Nueva Zelanda, Inglaterra y Oeste del Estados Unidos donde no se tienen los huracanes ni variabilidad del viento tan alta como en el caso mexicano. Prueba de ello es que el año 2006 uno de los aerogeneradores de La Venta 1, ubicado en el Istmo de Tehuantepec, se dobló y cayó ante una fuerte racha de viento. Figura 4.21. Torre tubular cónica del aerogenerador “La venta Oaxaca” Prevención: Para los futuros desarrollos eólicos es importante tomar en cuenta los patrones de velocidad y las estadísticas de los mismos ante la presencia del 100 cambio climático (véase sección seis de este documento), de tal manera que se mejore el cálculo de los rendimientos. Por otro lado se deberá tomar debida cuenta la indisponibilidad que ocasiona el paro y traba del aerogenerador con vientos denominados de velocidad de corte, ya que la presencia de velocidades altas durante más horas del año redundará en la economía del proyecto, al tener menos horas de disponibilidad. Finalmente es muy recomendable que en los nuevos diseños de campos eólicos se pruebe un molino prototipo en túnel de viento, no solo en condiciones máximas de velocidad sino que se incluya el efecto de la densidad del aire, modificada por la presencia de humedad y de grandes descargas de lluvia. 4.3.3. Energías del océano Aunque México no tiene ninguna estación de energía eléctrica aprovechando las energías del océano, conviene analizar el efecto que podría tener el cambio climático en alguna de ellas, ya que en la actualidad se realizan mediciones y se diseñan prototipos para incorporar esta tecnología al portafolio de las energías renovables del país. a).- Generación mareomotriz En los lugares donde la amplitud de las mareas es muy grande (La Rance en Francia 12 m, alto Golfo de California en México 6 m), es posible construir una presa con turbinas hidráulicas y compuertas, de manera que al subir la marea se llene un embalse abriendo las compuertas y al bajar, se pase el agua almacenada por una serie de turbinas aprovechando la pequeña caída hidráulica entre el embalse y el mar. Esta tecnología exclusiva hasta la fecha de Francia y Canadá siempre ha sido considerada como excesivamente cara. Estudios recientes en Inglaterra, Corea y México han demostrado que bajo las condiciones actuales pueden construirse centrales de gran potencia con esta tecnología. 101 Figu ra 4.22. Central mareomotriz en el estuario del rio “La Rance”, Francia. En estas centrales el clima prácticamente no les afecta ya que las mareas son independientes de él, aunque si podrían sufrir efectos por el incremento del nivel medio del mar y las surgencias relacionadas con mareas de tormenta. Por otro lado, las grandes lluvias y tormentas no afectan su operación hidráulica aunque deben de ser tomadas en cuenta en el diseño estructural de la cortina. En estas instalaciones no hay vertedores de excedencia ni niveles máximos y mínimos de operación. El único factor del cambio climático que podría eventualmente afectar su operación es el incremento del nivel medio del mar en los próximos años. Aunque este valor es pequeño en comparación a los bordos libres que se dejan en estas instalaciones, es un buen momento para prevenir a tiempo al diseñador sobre los cambios del nivel medio del mar que se esperan por el calentamiento global. b).- Generación por corrientes marinas Las corrientes marinas costeras están gobernadas principalmente por las mareas y por los grandes patrones de circulación de los océanos. En el caso mexicano existen solo dos sitios con posibilidades de generación eléctrica con corrientes marinas. Estos se encuentran en el Golfo de California y en el Canal de Cozumel, entre la Isla del mismo nombre y el continente. Los diseños que se hagan para generar electricidad aprovechando estas corrientes deberían tomar en cuenta las variaciones que se podrían esperar por el cambio climático 102 en el futuro próximo, principalmente relacionadas con la intensidad de los huracanes. Figura 4.23. Golfo de California (izquierda), canal de Cozumel (derecha), México. c).- Generadores eléctricos con oleaje Existen dos tipos principales de generadores eléctricos que aprovechan el efecto de las olas. Los costeros, que aprovechan la energía cinética de la ola que llega a la costa y que sube en una rampa para luego generar energía durante el vaciado. Otro mar adentro, que aprovecha el movimiento vertical del agua cuando hay oleaje para generar energía. En ambos casos la potencia y energía disponible están asociadas a la fuerza del oleaje. Es evidente que si cambian las condiciones climáticas (viento) cambiarán también los parámetros de diseño y el rendimiento anual de estos generadores marinos. Figura 4.24. Aprovechamiento de la energía del oleaje 103 4.4 Bibliografía Gerencia de proyectos geotermoelectricos, Central geotérmica "Las Tres Vírgenes", CFE, 1995. Gerencia de proyectos geotermoelectricos, Residencia general de supervisión, Campo Geotérmico "Los Azufres II", CFE, 2002. Hiriart Le Bert, Energías Renovables en la CFE, 2003. Gerencia de proyectos geotermoelectricos, Proyecto Geotérmico La Primavera, CFE, 1996. Hiriart Le Bert, Alternativas de desarrollo del Campo geotérmico "Los Azufres", Departamento de Geotermia CFE, 1981 Ojeda Torres Fernando, Guzmán Rodríguez Ramiro, Urquiza Marín Everardo, Modelo Físico de la ruptura de bordos de la laguna de evaporación de la central geotérmica de cerro prieto, Departamento de Hidráulica UMSNH, investigación realizada para la CFE, 1988. Gerencia de proyectos geotermoelectricos, Pozos Geotérmicos de cerro prieto, CFE, 1989. Gerencia de proyectos geotermoelectricos, Estado actual del campo geotérmico de cerro prieto. INTERNET www.cfe.gob.mx www.conae.gob.mx www.oceanenergycouncil.com 104 www.calentamientoglobalclima.org www.ree.es www.ases.org/climatechange 105 Sección 5: Escenarios de disponibilidad de energía solar bajo condiciones de cambio climático Adalberto Tejeda Martínez Irving Rafael Méndez Pérez Guillermo García Grijalva José Abraham Torres Alavez 5.1 Resumen Aprovechamientos térmicos o fotovoltaicos de la energía solar requieren de diversos umbrales de radiación solar que, además, están en función de las dimensiones de los equipos y los consumos. Por lo anterior no se entra en los detalles de requerimientos por tipo de tecnología, sino simplemente se presentan escenarios para las décadas centradas en los años 2025 y 2050, , de la radiación global media mensual (Qg, en W/m2) bajo condiciones de cambio climático para 76 estaciones climatológicas, utilizando el escenario A2. Magaña y Caetano (2007) proporcionaron las anomalías de temperatura y precipitación bajo escenarios de cambio climático, utilizando la mediana de 13 modelos de circulación general (MCG). 5.2 Datos y métodos Para la generación de escenarios de disponibilidad del potencial de energía solar que llega a la superficie de la Tierra bajo escenarios de cambio climático, primeramente se obtuvo el escenario base de la radiación global media mensual (Qg, en W/m2), para el periodo 1971-2000. Para las estimaciones medias mensuales de la Qg se utilizó la siguiente ecuación (Tejeda et al., 2003): Qg = Qe (0.26 cos + 0.51 Sr) (1) donde: Qe= Radiación solar extraterrestre media mensual en W/m2. Qe = (I o / 30R2 ) ( t o sen sen + /2 cos cos sen (2t o /) ) (2) 106 I o es la constante solar de 1367 W/m2, R es la distancia Tierra-Sol en metros, t o es el tiempo solar del amanecer, es el periodo de la rotación terrestre, es la latitud y sería la declinación solar para el día 15 de cada mes, en grados sexagecimales: 15 = 23.45 sen (0.986(284+n)) (3) donde n es el día Juliano del año (1 para el 1 de enero; 365 para el 31 de diciembre). Sr: es el soleamiento diario medio mensual, estimado en horas con la frecuencia de días despejados (D), parcialmente nublados (M) y nublado (N) según Tejeda y Vargas (1996): Sr = 0.31 + 0.48 D 0.5M N M D (4) Para estimar la Qg, se utilizaron datos de las Normales Climatológicas del periodo 1971-2000. Se ocuparon 76 estaciones climatológicas distribuidas en la medida de lo posible por todo el territorio nacional y representativas de diversos tipos de climas (ver Anexo 5.1). Por tratarse de Normales Climatológicas – resumen estadístico de treinta años- el único criterio de calidad aplicado fue el de congruencia interna, verificado mediante el mapeo de variables. Sustituyendo los datos de las ecuaciones 2, 3 y 4 en la 1, se obtuvo el escenario base de la Qg, en W/m2, para los meses representativos por estaciones del año (enero, abril, julio y octubre), tal como se muestra en la Figura 5.1. 107 Figura 5.1. Escenario base de la radiación global media mensual (W/m2) para el periodo 19712000, a) enero, b) abril, c) julio y d) octubre. 108 Figura 5.1. Continuación. 109 5.3 Resultados 5.3.1 Anomalías y escenarios Las anomalías de la Qg bajo escenarios de cambio climático para las 76 estaciones climatológicas fueron obtenidas empleando los escenarios de cambio climático proporcionados por Magaña y Caetano (2007). En resumen, se construyeron ensambles de escenarios regionalizados de cambio climático para México, a partir de los resultados de 13 Modelos de Circulación General (ver Anexo 5.2), mediante la técnica de regresión por componentes principales. Éstos son escenarios mensuales con una resolución espacial de 50km x 50km y corresponden al periodo 2010-2100. Sobre los años 2025 y 2050, se consideraron cinco años, alrededor de cada año de referencia. Es decir, para 2025 se obtuvieron los datos del periodo 2020-30, quedando el año 2025 como representativo. El mismo caso se aplicó para el 2050. En las figuras 5.2 a la 5.5 se muestran las anomalías de la radiación global media mensual para el escenario A2 (Nakicenovic et al., 2000), durante los meses de enero, abril, julio y octubre en las décadas centradas en los años 2025 y 2050. 110 Figura 5.2. Anomalías de la radiación global media mensual (W/m2) para el escenario A2 durante enero de las décadas centradas en los años a) 2025, b) 2050. 111 Figura 5.3. Anomalías de la radiación global media mensual (W/m2) para el escenario A2 durante abril de las décadas centradas en los años a) 2025, b) 2050. 112 Figura 5.4. Anomalías de la radiación global media mensual (W/m2) para el escenario A2 durante julio de las décadas centradas en los años a) 2025, b) 2050. 113 Figura 5.5. Anomalías de la radiación global media mensual (W/m2) para el escenario A2 durante octubre de las décadas centradas en los años a) 2025, b) 2050. Posteriormente, se incorporaron las anomalías bajo cambio climático de la radiación global media mensual al escenario base, resultando para el caso del escenario A2, las figuras 5.6 y 5.7. 114 Figura 5.6. Escenario de radiación global media mensual (W/m2) para la década centrada en el año 2025 bajo condiciones de cambio climático, a) enero, b) abril, c) julio y d) octubre. 115 Figura 5.6. Continuación. 116 Figura 5.7. Escenario de radiación global media mensual (W/m2) para la década centrada en el año 2050 bajo condiciones de cambio climático, a) enero b) abril, c) julio y d) octubre. 117 Figura 5.7. Continuación. 5.3.2 Discusión de resultados En los mapas de anomalías de Qg (W/m2) para el escenario A2, durante la década centrada en el año 2025 se detecta en promedio una anomalía positiva; mientras que para el 2050, es negativa. 118 Para el 2025, existe en el mes de octubre una anomalía entre -6 a -8 W/m2 en el estado de Oaxaca, mientras que para el mes de julio en la zona central del estado de Guanajuato existe una anomalía entre los 28 a 30 W/m2. Para la década centrada en el año 2050, en la franja longitudinal que abarca los estados de Tamaulipas, Nuevo León, Coahuila, Durango, Zacatecas, Sinaloa y Nayarit, se localiza una anomalía que va de los 10 a 12 W/m2. Para la frontera de Oaxaca y Chiapas se localiza una anomalía entre los 26 a 30 W/m2 en el mes de octubre. Para el mes de enero en la década centrada en el año 2025 se espera un incremento de 20 a 30 W/m2 con respecto al escenario base, para la parte litoral del Océano Pacífico, extendiéndose al Valle Central (Colima, Michoacán, Guerrero, Oaxaca, Puebla, Estado de México, DF y Querétaro). Para la década centrada en el año 2050 se prevé para la parte sur del país en general, las mismas condiciones que el escenario base, mientras que en la parte norte existe un desplazamiento de las zonas con mayores valores de Qg ligeramente al noroeste (Sonora y Baja California) con respecto al escenario base. Para el mes de julio; en la década centrada en el año 2025 es de esperarse, desde la Sierra Madre Oriental hasta el Valle de México, los estados de Coahuila, Nuevo León, San Luis Potosí, Zacatecas, Aguascalientes, Querétaro, Hidalgo, y una parte del Golfo de México (norte y sur de Veracruz, Tabasco y Campeche), un incremento de 30 a 40 W/m2, con respecto al escenario base. Sin embargo, para el caso de la década centrada en el año 2050, en términos generales se mantienen las mismas condiciones de Qg que bajo el escenario base, con excepción de un ligero incremento del 10 W/m2 para pequeñas porciones limítrofes de los estados de Sonora, Chihuahua, Sinaloa, Durango y Zacatecas. Se proyecta que en el norte del país se modificaría el potencial de energía solar, actualmente se presenta una disponibilidad importante en dicha región; mientras que las regiones de máximos nublados (el sur y sureste de México), sobre todo en la época de lluvias (verano), verán disminuido el potencial. Lo 119 anterior se estimó a partir de las variaciones que se presentarían en la cantidad de radiación global media mensual (Qg, en W/m2) bajo escenarios de cambio climático A2, en comparación con el escenario base. Como se puede apreciar, los potenciales de disponibilidad de energía solar se incrementarán en algunas zonas del país pero disminuirá en otras, siguiendo un comportamiento inverso al esperado para las precipitaciones, pero en ningún caso las anomalías esperadas –ni positivas ni negativas- rebasan el 20%. 120 5.4 Bibliografía CAETANO, E. y MAGAÑA, V. (2007). Pronóstico estacional regionalizado para la República Mexicana como elemento para la reducción de riesgo, para la identificación de opciones de adaptación al cambio climático y para la alimentación del sistema: cambio climático por sistema y por sector. Instituto de Ecología de la SEMARNAT y Centro de Ciencias de la Atmósfera de la UNAM. http://www.ine.gob.mx/descargas/cclimatico/e2007o.pdf NAKICENOVIC, N., ALCAMO, J., DAVIS, G., DE VRIES, B., FENHANN, J., GAFFIN, S., GREGORY, K., GRÜBLER, A., JUNG, T.Y., KRAM, T., LA ROVERE, E.L., MICHAELIS, L., MORI, S., MORITA, T., PEPPER, W., PITCHER, H., PRICE, L., RIAHI, K., ROEHRL, A., ROGNER, H.-H., SANKOVSKI, A., SCHLESINGER, M., SHUKLA, P., SMITH, S., SWART, R., VAN ROOIJEN, S., VICTOR, N., DADI Z. (2000): IPCC Special Report on Emissions Scenarios. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA. 599pp. TEJEDA, A. y A. VARGAS, A. (1996). Correlation between visual observations and instrumental records of cloudines in Mexico. Geofísica Internacional, Vol. 35: 421-424. México. TEJEDA, A, MÉNDEZ, I. Y RIVAS, D. (2003). Métodos para estimar promedios mensuales de datos solarimétricos diarios e higrotérmicos horarios. Universidad Veracruzana Centro de Ciencias de la Tierra. 14p. 121 Anexos Anexo 5.1. Cuadro de estaciones consideradas en la presente sección del estudio. No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 Estación climatológica Aguascalientes La Paz, B.C.S. Tijuana, B.C.N. Mexicali, B.C.N Campeche, Camp. Cd. Del Carmen, Camp. Tuxtla Gutiérrez, Chis Tapachula, Chis San Cristóbal de las Casas, Chis Cd. Juárez, Chih. Chihuahua, Chih. Delicias, Chih. Hidalgo del Parral, Chih. Saltillo, Coah. Torreón, Coah. Monclova, Coah. Piedras Negras, Coah. Cd. Acuña, Coah. Colima, Col. Manzanillo, Col. Tacubaya, D.F. Victoria de Durango, Dgo. Gómez Palacios, Dgo. León, Gto. Irapuatoa, Gto. Celaya, Gto. Salamanca, Gto. Acapulco, Gro. Chilpancingo, Gro. Iguala, Gro. Pachuca, Hgo. Guadalajara, Jal. Toluca, Edo Méx Morelia, Mich. Apatzingan, Mich. Zamora, Mich. Cuernavaca, Mor. Cuautla, Mor. Tepic, Nay. Monterrey, Mty. Oaxaca, Oax. Puebla, Pue. Tehuacán, Pue. Querétaro, Qro San Juan del Río, Qro. Cancún, Q Roo Latitud Longitud (°N) (°W) 21.9 -102.3 24.1 -110.3 32.5 -117.0 32.7 -115.5 19.8 -90.5 18.7 -91.8 16.8 -93.1 14.9 -92.3 16.7 -92.6 31.8 -106.5 28.7 -106.0 28.2 -105.4 26.9 -105.7 25.4 -101.0 25.5 -103.4 26.9 -101.4 28.7 -100.5 29.2 -101.0 19.2 -103.7 19.1 -104.3 19.4 -99.2 24.1 -104.6 25.5 -103.5 21.0 -101.3 21.0 -101.3 20.6 -100.4 21.0 -101.3 16.8 -99.7 17.6 -99.5 18.4 -99.6 20.1 -98.7 20.7 -103.4 19.3 -99.7 19.7 -101.2 19.4 -102.1 20.0 -102.3 18.9 -99.2 18.9 -99.2 21.5 -104.9 25.7 -100.3 17.1 -96.7 19.1 -98.2 19.6 -97.6 20.6 -100.4 20.4 -100.0 21.2 -86.8 Altitud (msnm) 1877 19 55 4 5 5 570 118 2115 1130 1372 1173 1785 1790 1123 615 250 330 444 3 2309 1872 1135 1999 1999 1881 1999 3 1265 730 2425 1551 2726 1913 1611 1562 1618 1618 915 515 1519 2179 1705 1881 1945 1 122 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 Chetumal, Q Roo Playa del Carmen, Q Roo San Luis Potosí, S.L.P. Cd. Valles, S.L.P. Culiacán, Sin. Mazatlán, Sin. Los Mochis, Sin. Hermosillo, Son. Cd. Obregón, Son. Nogales, Son. San Luis Río Colorado, Son. Navojoa, Son. Guaymas, Son. Villahermosa, Tab. Reynosa, Tab. Matamoros, Tamps. Nuevo Laredo, Tamps. Tampico, Tamos Cd. Victoria, Tamps Tlaxcala, Tlaxcala Veracruz, Ver. Xalapa, Ver. Coatzacoalcos, Ver. Poza Rica, Ver. Córdoba, Ver. Orizaba, Ver. Minatitlán, Ver. Mérida, Yuc. Zacatecas, Zac Fresnillo, Zac 18.5 19.6 22.2 22.0 24.6 23.2 25.8 29.1 27.5 31.3 32.1 27.5 28.0 18.0 26.1 25.4 27.5 22.2 23.7 19.3 19.2 19.5 18.2 20.5 18.9 18.9 18.2 21.0 22.8 22.8 -88.3 -88.0 -101.0 -98.8 -107.4 -106.4 -109.0 -110.9 -109.9 -111.0 -114.9 -109.9 -110.8 -92.9 -98.3 -98.0 -99.5 -97.9 -99.2 -98.2 -96.1 -96.9 -94.5 -97.5 -97.1 -97.1 -94.5 -89.7 -102.6 -102.6 9 22 1883 23 39 3 14 211 38 1181 13 38 12 7 34 13 128 25 336 2248 19 1360 16 50 1259 1259 16 11 2612 2612 123 Anexo 5.2. Modelos de Circulación General utilizados para el ensamble BCM2.0 CGCM3_T47 CM3 CM2_0 CM2_1 ER ECHAM CM4 MIROC3.2 medres ECHO_G ECHAM5_OM HadCM3 HadGEM1 124 Sección 6: Cambio climático y energía eólica Rafael Villegas Patraca Roberto C. Monroy Ibarra Alexandro Medina Chena 6.1 Introducción Las energías renovables, y especialmente la energía eoloeléctrica o eólica, experimenta un auge en Latinoamérica debido a que los países están interesados en tener otras alternativas a sus fuentes de generación de energía y reducir así la dependencia de la producción convencional debido a los altos costos de los combustibles fósiles, cuyo suministro es poco confiable, además de que permite generar electricidad con menor impacto medioambiental y amplios beneficios socioeconómicos, por ejemplo, en el estudio "Impactos Ambientales de la Producción de Electricidad", realizado en España, se encontró que la generación de electricidad con eólica tiene cuatro veces menos impacto que a base de gas. El análisis que se presenta en esta sección del informe, pretende ser un referente para los sectores implicados en la generación de energía y, en especial, una herramienta para los responsables políticos a la hora de definir los objetivos estratégicos, sobre la fuente potencial de viento en las siguientes décadas, debido a que México cuenta con un alto potencial eólico en superficie continental, a nivel mundial (Asociación Mexicana de Energía Eólica -AMDEE), ubicado en la región del Istmo de Tehuantepec y en zonas de aprovechamiento en los estados de Veracruz, Tamaulipas, Puebla, Zacatecas y en las penínsulas de Yucatán y de Baja California. Con la intención de fomentar la generación de energía eólica, el gobierno mexicano está promocionando colocar en marcha nuevos proyectos eólicos. Es muy posible que existan micro sitios con potencial para generación de energía eólica en el resto del territorio nacional, que se irán identificando a medida que se vaya dando el desarrollo eólico en nuestro país. 125 Considerando la superficie con potencial para generación, la energía eólica utilizable en el Istmo de Tehuantepec podría llegar a suministrarnos hasta un 7% de las necesidades de energía eléctrica a nivel nacional, referido al consumo del 2005. Esto es de gran trascendencia, ya que México es altamente dependiente de los recursos fósiles para la generación de energía eléctrica y debemos recordar que éste es un recurso finito que se agotará en nuestro país en las próximas décadas. Es importante indicar que entre los documentos del IPCC, se cuenta con poca información con detalle sobre las posibles modificaciones en los patrones de viento a nivel global en relación con el cambio climático, aunque es posible consultar los escenarios por modelo y escenario socioeconómico en el Centro de Distribución de Datos (DDC) del propio IPCC. 6.2 Método En este documento se presenta la consulta de datos de los escenarios de cambio climático realizada al DDC, utilizados en el Tercer Informe de Evaluación del IPCC, para las proyecciones de la magnitud del viento, según los diferentes modelos climatológicos y ventanas temporales que se describen más adelante. Se eligieron dos escenarios de desarrollo socioeconómico relacionados con diferentes estimaciones de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) a nivel global, referidos como Informes Especiales sobre Escenarios de Emisiones (SRES), por sus siglas en inglés, representativos de posturas extremas en la respuesta de la población mundial a la problemática relacionada con el cambio climático: el SRES A1B y el A2. 6.2.1 Potencial Eólico actual El mapa del potencial eólico fue obtenido recopilando los mapas que la National Renewable Energy Laboratory (NREL, 2000 y 2004) generó para algunas zonas de México. Entre los estados considerados se encuentra: Baja California, Baja California Sur, Chihuahua, Oaxaca, Quintana Roo y Sonora (Figura 6.1). Las áreas consideradas en este mapa pertenecen a las clasificadas como de buena velocidad de viento, por arriba de 7 m/s, apta para 126 generación de energía eléctrica. Estas áreas con potencial suman un total de 20 628 km2, siendo el estado de Oaxaca, en la zona del istmo de Tehuantepec, la que más superficie aporta, con 40% del total del potencial en ese criterio. Figura 6. 1. Zonas con potencial para desarrollos eólicos en los estados de Baja California, Baja California Sur, Chihuahua, Oaxaca, Quintana Roo y Sonora (NREL, 2000 y 2004). 6.2.2 Proyecciones de Potencial Eólico basado en los modelos climáticos globales Se consultó los datos de la magnitud de la velocidad de viento (m/s) resultante de los componentes zonal (UAS) y meridional (VAS) de la variable viento, a partir de los resultados de modelos de circulación global (Tabla 6.1), que se encuentran en el sitio en internet del Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC) y de los SRES. 127 Tabla 6.1. Modelos utilizados, procedencia y escenario de emisiones de GEI. Nombre del modelo Agencia Escenario Global Climate Model Canadian Centre for Climate SRES-A1B (CGCM3 T63) Modelling and Analysis (CCCma) CM2.1 – AOGCM Geophysical Fluid Dynamics Laboratory,NOAA ECHAM5/MPI-OM SRES-A1B y SRES-A2 Max Planck Institute for SRES-A1B y Meteorology, Germany SRES-A2 Se utilizó en un sistema de información geográfica (ArcGis 9.0), parar realizar un análisis de las magnitudes resultantes de las componente zonal de viento “UAS” (Dirección oeste-este) y el componente meridional del viento “VAS” (Dirección norte-sur), de la variable viento, según las proyecciones de los modelos de circulación general (MCG). Estos MCG fueron importados a formato Grid de ArcGis y recortados al territorio nacional en las coordenadas extremas 119° 38’W, 11° 08’N y 82° 56’W, 36° 17’N. En los análisis se consideraron los meses representativos de las estaciones del año boreal: abril para la primavera, julio para el verano, octubre para el otoño y enero para el invierno. El cálculo de las magnitudes consiste en la suma vectorial de lo componentes del viento, ello se realizó con la herramienta Raster Calculator del modulo Spatial Analyst en el sistema de información geográfica, tomando las capas de los componentes UAS y VAS como mapas de entrada (vectores x,y). El cálculo se realizó siguiendo la ecuación para la suma de vectores: ' A Ax 2 Ay 2 Donde: Ά = Magnitud (m/s) Ax = Capa componente zonal del viento UAS (Dirección del viento O-E en m/s) Ay = Capa componente meridional del viento VAS (Dirección del viento N-S en m/s) 128 Los mapas de magnitud resultantes fueron clasificados en siete categorías (Tabla 6.2), basadas en el sistema de clasificación para vientos que considera la velocidad del viento a una altura de 10 m, propuesto en Wind Energy Resource Atlas of the US (D.L. Elliott, et al. 1986). Tabla 6.2. Clasificación utilizada para las velocidades de los vientos de los mapas de magnitud calculadas, con base en D.L. Elliott, et al. 1986. Categoría por intensidad de vientos a 10 m y 50 m(a). Categoría por intensidad de vientos* 1 10 m (33 ft) Potencial de generación de energía a partir del viento (W/m2) 50 m (164 ft) Velocidad (b) m/s (mph) Potencial de generación de energía a partir del viento (W/m2) Velocidad (b) m/s (mph) 0 0 0 0 100 4.4 (9.8) 200 5.6 (12.5) 150 5.1 (11.5) 300 6.4 (14.3) 200 5.6 (12.5) 400 7.0 (15.7) 250 6.0 (13.4) 500 7.5 (16.8) 300 6.4 (14.3) 600 8.0 (17.9) 400 7.0 (15.7) 800 8.8 (19.7) 1000 9.4 (21.1) 2000 11.9 (26.6) 2 3 4 5 6 7 (a) Extrapolación vertical de la velocidad del viento con base en la ley de potencia 1/7. (b) Velocidad media del viento, basada en la distribución de velocidad de Rayleigh del potencial medio equivalente de generación de energía a partir del viento. La velocidad del viento es para condiciones estándar a nivel medio del mar. Para mantener el mismo potencial de generación de energía a partir del viento, la velocidad se incrementa 3%/1000 m a una elevación de (5%/5000 ft). La clasificación de las magnitudes permite identificar zonas de potencial eólico en el territorio nacional basados en los MCG, para determinar que regiones se conservaran de acuerdo a la proyección de los modelos, en ambos escenarios SRES-A2 y SRES-A1B, o si en su caso surgen nuevas zonas con potencial eólico en el País para generar energía eléctrica. 129 6.3 Resultados Se presentan los resultados en mapas, producto de la clasificación de las magnitudes de la variable viento ante escenarios de cambio climático, para cada uno de los tres MCG considerados bajo los escenarios A1B y A2 de emisiones de GEI. 6.3.1 Potencial eólico estimado considerando resultados del modelo Global Climate Model (CGCM3 T63) El “Global Climate Model (CGCM3 T63)” es un modelo de tercera generación, se utilizó la versión T63 que tiene un resolución de 2.8 grados lat/lon y 31 niveles en la vertical. La opción elegida para trabajar es la que tiene compatibilidad para el 3er reporte de evaluación del IPCC. Se consideraron promedios de 30 años, divididos en tres períodos: 2010-2039, 2040-2069 y 2070-2099. El análisis solo se efectuó para el escenario SRES-A1B, el escenario SRES-A2 no estaba disponible al momento de realizar el estudio. Escenario SRES-A1B. En este escenario se muestra al Golfo de México, la Península de Yucatán y la Península de California como las zonas de potencial que permanecen constantes a lo largo del primer período, 2010-2039. Además, se nota que para el mes de julio surgen nuevas zonas importantes con potencial eólico en la frontera norte del país, Chihuahua, Durango, Nuevo León y Tamaulipas (Figura 6.2). La Figura 6.3 muestra que la tendencia antes descrita para el primer periodo se conserva a lo largo de los demás periodos de proyección. Aunque es notable una disminución del potencial eólico para en el tercer periodo, para las zonas norteñas reportadas en julio. El Golfo de México y las penínsulas de Yucatán y California mantienen su potencial en los tres periodos de tiempo considerados. 130 (A) (B) 131 (C) (D) Figura 6.2. (A, B, C y D) Magnitud del viento obtenida a partir del Modelo CGCM3 T63, bajo el escenario SRES-A1B, en los meses de enero, abril, julio y octubre, en el periodo de 2010-2039. 132 Abril Julio Octubre 2070-2099 2040-2069 2010-2039 Enero Figura 6.3. Comparación de la magnitud del viento obtenida a partir del modelo CGCM3 T63, bajo el escenario SRES-A1B, para tres períodos de tiempo y cuatro meses representativos del año. 6.3.2 Potencial eólico estimado considerando resultados del modelo CM2.1– AOGCM El Modelo CM2.1 – AOGCM, del Geophysical Fluid Dynamics Laboratory Atmosphere, de la NOAA, tiene una resolución de 2.5 grados longitud, 2.0 grados latitud y 24 niveles en la vertical. Al igual que el modelo anterior, la opción elegida para trabajar es la que tiene compatibilidad para el 3er reporte de evaluación del IPCC. Se consideraron promedios de 30 años divididos en tres períodos 2010-2039, 2040-2069 y 2070-2099. El análisis se efectuó para ambos escenario SRES-A1B y SRES-A2, los resultados se muestran por separado. Escenario SRES-A2. Los resultados en este escenario muestran que la zona costera del Golfo de México, desde Tamaulipas a Campeche, la Península de Yucatán y la zona marítima del Golfo de México presentan un potencial eólico a lo largo del primer periodo proyectado. En el Pacífico, en los meses de octubre 133 y enero, las costas Oaxaqueñas cobran importancia, en tanto que en los meses de abril y julio se presenta un potencial eólico para la costa oriental de la Península de Baja California (Figura 6.4). A través de los periodos proyectados, la tendencia arriba descrita se mantiene, siendo el Golfo de México la zona que presenta el mayor potencial eólico (Figura 6.5). 134 (A) (B) 135 (C) (D) Figura 6.4. (A, B, C y D). Magnitud del viento obtenida a partir del Modelo CM2.1 – AOGCM bajo el escenario SRES-A2, en los meses de enero, abril, julio y octubre, en el periodo de 2010-2039. 136 Abril Julio Octubre 2070-2099 2040-2069 2010-2039 Enero Figura 6.5. Comparación de la magnitud del viento obtenida a partir del modelo CM2.1 – AOGCM, bajo el escenario SRES-A2, para tres períodos de tiempo proyectados y cuatro meses representativos del año. Escenario SRES-A1B. Este escenario sigue las tendencias anteriormente descritas para el caso del SRES-A2, con potenciales eólicos menores. En el primer periodo, se presenta en invierno potencial eólico en la zona sur del Golfo de México, la costa de la Península y la zona del Istmo de Tehuantepec. En los siguientes meses representativos (abril, julio y octubre), en el Golfo de México y la Península yucateca permanece constante el potencial eólico. En el Pacífico, en los meses de octubre y enero las costas Oaxaqueñas cobran importancia, en tanto que en los meses de abril y julio se presenta un potencial eólico para la costa oriental de la Península de Baja California (Figura 6.6). Comparando los tres periodos proyectados, no se identifican modificación a las tendencias del potencial eólico anteriormente descritas (Figura 6.7). 137 (A) (B) 138 (C) (D) Figura 6.6. (A, B, C y D). Magnitud del viento obtenida a partir del Modelo CM2.1 – AOGCM bajo el escenario SRES-A1B, en los meses de enero, abril, julio y octubre, en el periodo de 20102039. 139 Abril Julio Octubre 2070-2099 2040-2069 2010-2039 Enero Figura 6.7. Comparación de la magnitud del viento obtenida a partir del modelo CM2.1 – AOGCM, bajo el escenario SRES-A1B, para tres períodos de tiempo proyectados y cuatro meses representativos del año. 6.3.3 Potencial eólico estimado considerando resultados del modelo ECHAM5/MPI-OM El modelo ECHAM5/MPI-OM es un modelo de circulación general de la atmósfera de quinta generación, representa una ventana temporal cercana y es uno de los modelos de mayor resolución espacial (1.5 grados) más utilizados en todo el mundo. Al igual que los dos modelos anteriores, la opción elegida para trabajar es la que tiene compatibilidad para el 3er reporte de evaluación del IPCC. Se consideraron promedios de 30 años, divididos en tres períodos: 2010-2039, 2040-2069, 2070-2099. El análisis se efectuó para ambos escenario SRES-A1B y SRES-A2, los resultados se muestran por separado. Escenario SRES-A2. Para este escenario, a partir de los resultados del modelo se identifica a la zona de la Península de Yucatán con potencial eólico durante el primer periodo, en julio y octubre el potencial se extiende también a la zona marítima del Golfo de México, y en los meses de abril y julio se identifica potencial en la Península de Baja California (Figura 6.8). El comportamiento descrito anteriormente se conserva a lo largo de la proyección 140 del modelo. Es importante resaltar que en la Península de Yucatán varia la categoría del viento, aumentando el potencial eólico en los meses de abril y julio, especialmente en el último periodo de 2070-2099 (Figura 6.9). 141 (A) (B) 142 (C) (D) Figura 6.8. (A, B, C y D). Magnitud del viento obtenida a partir del Modelo ECHAM5/MPI-OM bajo el escenario SRES-A2, en los meses de enero, abril, julio y octubre, en el periodo de 20102039. 143 Abril Julio Octubre 2070-2099 2040-2069 2010-2039 Enero Figura 6.9. Comparación de la magnitud del viento obtenida a partir del modelo ECHAM5/MPIOM, bajo el escenario SRES-A2, para tres períodos de tiempo proyectados y cuatro meses representativos del año. Escenario SRES-A1B. Este escenario presenta en enero pocas zonas con potencial eólico en superficie continental, para el primer periodo, con excepción de la zona costera de Quintana Roo. De los meses de abril a octubre, las zonas identificadas se extienden a toda la Península de Yucatán y la zona costera y Marítima del Golfo de México. Abril es el mes que presenta más zonas con potencial eólico, estas incluyen la zona de la costa oeste de Baja California (Figura 6.10). El comportamiento descrito anteriormente se conserva en las zonas y aumenta de intensidad a través de los siguientes dos periodos proyectados, para la mayoría de los meses (Figura 6.11). 144 (A) (B) 145 (C) (D) Figura 6.10. (A, B, C y D). Magnitud del viento obtenida a partir del Modelo ECHAM5/MPI-OM bajo el escenario SRES-A1B, en los meses de enero, abril, julio y octubre, en el periodo de 20102039. 146 Abril Julio Octubre 2070-2099 2040-2069 2010-2039 Enero Figura 6.11. Comparación de la magnitud del viento obtenida a partir del modelo ECHAM5/MPIOM, bajo el escenario SRES-AaB, para tres períodos de tiempo proyectados y cuatro meses representativos del año. 6.4 Discusión de los resultados La identificación de zonas con potencial eólico está limitada actualmente por la carencia de datos para la generación de modelos de viento a nivel nacional. Los esfuerzos se han dirigido a las zonas con interés económico y con potencial identificado históricamente. Es por esta razón que el uso de los modelos climáticos globales brindan información útil para la identificación de potenciales zonas nuevas o reafirmando las zonas con potencial reconocido, y que según las predicciones de estos modelos continuarán bajo las condiciones proyectadas. Es evidente que la resolución espacial de los Modelos de Circulación Global no permite delimitar con mayor certeza nuevas zonas, más bien debe utilizarse como un instrumento que oriente los esfuerzos en el desarrollo de las políticas de generación de energía limpia. Los escenarios de cambio climático empleados, a partir de los tres MCG considerados en el estudio, tienen particularidades que sin embargo arrojan 147 resultados similares en ciertas regiones. Es evidente que a pesar de estas diferencias e incluso de los escenarios de emisiones de GEI considerados, las zonas de la Península de Yucatán y zonas costeras y marítimas del Golfo de México son importantes desde el punto de vista eólico, y en menor medida la costa de la Península de Baja California. La identificación de estas zonas y su clasificación sirve además como indicadores del uso que se le puede dar a este potencial eólico, por ejemplo las zonas delimitadas con la categoría 2 (4.4 – 5.1 m/s) resultan de utilidad moderada para usos rurales, la categoría 4 (5.6 – 6.0) resulta buena y en adelante resulta excelente, para usos de generación de energía eléctrica a partir del viento, de la categoría 6 (6.4 – 7.0 m/s) en adelante se considera útil para este propósito (NREL, 2000). Hay que tomar consideraciones especiales para estos resultados, pues los modelos globales están construidos con datos considerando 10m de altura o a nivel del mar. Estos datos resultan en una subestimación del real potencial del viento para generación de energía, que considera alturas de 50 y 80 metros. Además que no consideran el relieve del terreno, por lo que las zonas continentales no resultan evidentes. De acuerdo con datos del programa de inversión en proyectos estratégicos – POISE- (CFE, 2008), México requerirá un aumento en su demanda nacional superior a los 20,000 MW, y se prevé que podría requerirse que hasta un 9.25% provenga de energías renovables, principalmente la eólica. Para ello será necesaria la identificación detallada de las zonas con potencial, bajo condiciones de cambio climático. 148 6.5 Conclusiones En términos generales, es evidente que a pesar las pequeñas diferencias entre los escenarios de cambio climático considerados, la Península de Yucatán y zonas costeras y marítima del Golfo de México y, en menor medida la zona costera del Pacífico y de la Península de Baja California, son importantes para la potencial generación de energía eoloeléctrica. Estas zonas identificadas como importantes no muestran diferencias notables entre los escenarios SRES-A2 y SRES-A1B para los modelos ECHAM5/MPIOM y CM2.1-AOGCM, las zonas se conservan en ambos escenarios, solo tienen ligeras variaciones en los valores encontrados. Para los modelos ECHAM5/MPI-OM y CGCM3 T63, es notable la importancia de las zonas mencionadas, en especial para los periodos de los meses representativos de abril y julio, cuando el potencial eólico aumenta. En el modelo ECHAM5/MPI-OM es de resaltar la importancia que cobra la Península de Yucatán. El modelo CGCM3 T63 también indica un mayor potencial que los otros dos MCG, en la Península de Baja California. Es de resaltar que las tendencias se conservan a lo largo del tiempo, en los tres periodos considerados y para los diferentes MCG aplicados, razón por la cual se puede asumir una mayor certidumbre en que el potencial eólico identificado se mantendrá para los siguientes años. De las zonas identificadas en el mapa que indica el potencial eólico actual, los resultados señalan que el país conservará su potencial y aunque no se identificaron nuevas zonas de potencial eólico, si se puede considerar la ampliación de las existentes, la Península de Yucatán es el mejor ejemplo de esto. Baja California conservaría también su potencial y según los modelos utilizados, algunas otras zonas de la Península de California podrían elevar su potencial eólico. También es posible considerar que el área del Istmo de Tehuantepec, la de mayor importancia a nivel nacional, mantendrá su potencial debido al gradiente de presión entre las áreas del Golfo de México y el Golfo de Tehuantepec, 149 aunque este efecto no sea mostrado en los mapas generados bajo condiciones de cambio climático para el presente estudio. Es evidente que la resolución espacial de los Modelos de Circulación General no permite delimitar con mayor certeza nuevas zonas, más bien debe utilizarse como un instrumento que oriente los esfuerzos en el desarrollo de las políticas de generación de energía limpia. 150 6.6 Bibliografía CFE. 2008. Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) 2008-2017. Elliot D. L; C. G, Holladay; W. R. Barchet; H. P. Foote and W. F, Sandusky. 1986. Wind Energy Ressource Atlas of the United States. Solar Techinnical Informatión Program. Solar Energy Research Institute. Elliott, D.L.; Schwartz, M.; Scott, G.; Haymes, S.; Heimiller, D.; George, R. (August 2003). Wind Energy Resource Atlas of Oaxaca." NREL/TP-50034519. IPCC. 1997. Introducción a los Modelos Climáticos Simples Utilizados en el Segundo Informe de Evaluación del IPCC. Documento Técnico II del IPCC. Paris. IPCC. 2001: Climate Change 2001: The Scientific Basis. Contribution of Working Group I to the Third Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change Cambridge University Press, Cambridge, 881pp. IPCC. 2007: Cambio climático 2007: Informe de síntesis. Contribución de los Grupos de trabajo I, II y III al Cuarto Informe de evaluación del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático IPCC, Ginebra, Suiza, 104 págs. National Renewable Energy Laboratory (NREL). 2000. Baja California Sur. Wind Resource Map. National Renewable Energy Laboratory (NREL). 2000. Quintana Roo. Wind Resource Map. National Renewable Energy Laboratory (NREL). 2004. Baja California Norte Border Region. Wind Resource Map. 151 National Renewable Energy Laboratory (NREL). 2004. Eastern Sonora Border Region. Wind Resource Map. National Renewable Energy Laboratory (NREL). 2004. Northwestern Mexico Border Areas. Wind Resource Map. National Renewable Energy Laboratory (NREL). 2004. Western Chihuahua Border Region. Wind Resource Map. National Renewable Energy Laboratory (NREL). 2004. Western Sonora Border Region. Wind Resource Map. 152
