anexo vi parte a metodología para la estimación de costos por

 ANEXO VI PARTE A METODOLOGÍA PARA LA ESTIMACIÓN DE COSTOS POR MEDIDA DE MITIGACIÓN Contenido 1. INTRODUCCIÓN................................................................................................................................. 2 2. ESTIMACIÓN DE PAGO ANUAL PARA LA AMORTIZACIÓN DE LA INVERSIÓN REQUERIDA POR EL LADO DE LA DEMANDA............................................................................................................................. 3 2.1. Incremento en Eficiencia energética en Usos Finales (EUF) ......................................................... 3 2.2. Incremento en el uso de Calentadores Solares en Usos Finales (CSUF) ..................................... 14 2.3. Aplicación de medidas de mejora en el sector transporte ......................................................... 16 2.4. Cambio a Electro‐tecnologías en usos finales (ETUF) ................................................................. 18 2.5. Aplicación de CCS en Industrias .................................................................................................. 20 3. ESTIMACIÓN DE PAGO ANUAL PARA LA AMORTIZACIÓN DE LA INVERSIÓN REQUERIDA POR EL LADO DEL SECTOR TRANSFORMACIÓN. ................................................................................................. 20 2 ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 3.1. Inversiones requeridas en el sector eléctrico ............................................................................. 21 3.2. Incremento en eficiencia de generación de energía eléctrica.................................................... 22 3.3. Incremento en eficiencia de transmisión de energía eléctrica................................................... 22 3.4. Implementación de la tecnología CCS en centrales existentes .................................................. 24 3.5. Inversiones requeridas en el sector petrolero............................................................................ 25 4. ESTIMACIÓN DE PAGO ANUAL POR EL CONSUMO INTERNO DE COMBUSTIBLES PRIMARIOS E IMPORTADOS. ......................................................................................................................................... 26 1. INTRODUCCIÓN Con el fin de estimar un costo por tonelada evitada de emisiones GEI en un año dado por medida de mitigación, es necesario estimar los costos adicionales en que se incurre por la medida de mitigación y las emisiones que se lograrían evitar en el año en cuestión. La estimación de costos se realizó para las diecisiete (17) medidas de mitigación que llevan del escenario BAU al escenario MIT Ex. Las medidas son las siguientes: I.
Incremento en Eficiencia energética en Usos Finales (EUF) II.
Incremento en el uso de Calentadores Solares en Usos Finales (CSUF) III.
Aplicación de medidas de mejora en el sector transporte IV.
Incremento en Eficiencia de Generación de Energía Eléctrica (EGEE) V.
Incremento en Eficiencia en Transmisión de energía eléctrica (ET) VI.
Incremento en la generación eléctrica con Hidroenergía VII.
Incremento en la generación eléctrica con Geoenergía VIII.
Incremento en la generación eléctrica con Eoloenergía IX.
Incremento en la generación eléctrica con Energía Solar Fotovoltaica X.
Incremento en la generación eléctrica con Energía Solar Térmica XI.
Incremento en la generación eléctrica con Energía Marina XII.
Incremento en la Generación Distribuida Fotovoltaica XIII.
Aplicación de CCS Centrales Eléctricas Nuevas XIV.
Cambio a Electro‐tecnologías en usos finales (ETUF) XV.
Aplicación de CCS en Petróleo y Gas XVI.
Aplicación de CCS en Industrias XVII.
Aplicación de CCS Centrales Eléctricas Existentes IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 3
Para la estimación de los costos adicionales en que se incurre por la implantación de una medida de mitigación se utilizará la diferencia entre los costos totales entre un escenario con la medida de mitigación y un escenario sin la medida de mitigación. Para determinar los escenarios con y sin la medida existen tres métodos: 1. Partir de un escenario BAU e ir adicionando cada medida en orden ascendente (Método acumulativo), para estimar los efectos de determinada medida de mitigación, se selecciona el escenario donde se adiciona la medida en cuestión y el escenario previo; 2. Tomar el escenario BAU y adicionar, de forma independiente, cada una de las medidas (Método BAU+Medida), para estimar los efectos de dicha medida se compara con el escenario BAU; 3. Tomar el escenario de mitigación extra (MIT Ex) que integra todas las medidas de mitigación y eliminar, de forma independiente, cada una de las medidas (Método MIT Ex–Medida), para estimar los efectos de dicha medida se compara col el escenario MIT Ex. Los valores que se obtendrían en los tres métodos pueden ser diferentes, debido al comportamiento no‐
lineal de las medidas de mitigación, los efectos de una medida (emisiones e inversiones) serán también función de la aplicación o no de otras medidas de mitigación. Para la siguiente estimación de costos se utiliza el Método acumulativo, pues se considera, que en general, se obtienen valores entre los otros dos métodos. Los costos totales para este análisis resultan de la suma de dos conceptos: el pago anual para la amortización de la inversión requerida por la medida y los costos por consumo interno de combustibles primarios e importados en que se incurre en el año. Para la estimación de las inversiones requeridas, se toman en cuenta las inversiones que son necesarias por el lado de la demanda y se suman a las inversiones o desinversiones en que se incurra en el sector transformación, por el efecto de la aplicación de la medida. A continuación se describe la metodología para la estimación de estos costos de inversión para cada medida de mitigación por el lado de la demanda. 2. ESTIMACIÓN DE PAGO ANUAL PARA LA AMORTIZACIÓN DE LA INVERSIÓN REQUERIDA POR EL LADO DE LA DEMANDA. 2.1. Incremento en Eficiencia energética en Usos Finales (EUF) En la inversión requerida para esta medida se considera la infraestructura necesaria para llevar a cabo la medida en los usos finales. La metodología para la determinación de costos se describe a continuación para cada sector de la demanda. a) Sector residencial En el sector residencial, los principales energéticos son: electricidad, gas LP, gas natural y leña, este último utilizado principalmente en el sector rural. IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” 4 ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación Se consideró que la energía eléctrica estaría consumida en las siguientes actividades, proporciones de consumo y participación en la aplicación de la medida. Actividad Participación en consumo (%PC) Participación en EUF (%PEUF) Iluminación 60% 75% Refrigeración 20% 25% Acondicionamiento de espacios 10% 0% Otros usos (electrodomésticos y entretenimiento) 10% 0% Respecto al consumo de combustibles, en la tabla siguiente, se muestra la participación de las actividades en el consumo y en su participación en la aplicación de la medida. Actividad Participación en consumo (%PC) Participación en EUF (%PEUF) Cocción de alimentos 60% 60% Calentamiento de agua 40% 40% En resumen se consideró que el ahorro en el consumo de energía se debía al uso de equipos más eficientes en: •
iluminación •
refrigeración •
cocción de alimentos •
calentamiento de agua Iluminación Para cada año del periodo 2007‐2070: Inversiones en escenario sin la medida 1. Se estima la capacidad de consumo de energía eléctrica (CCEE) en MW. Partiendo del consumo de energía de energía eléctrica en el sector residencial (CEER) obtenido de los resultados del modelo LEAP para el escenario sin medida en PJ (petajoules). 2. se determina la capacidad de consumo de energía eléctrica correspondiente a iluminación (CCEE_Ilum). Esta cantidad sería el equivalente a la capacidad requerida de iluminación en un escenario sin la medida. IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 5
3. Para estimar la capacidad de consumo de equipos nuevos (CCN), se suman los siguientes conceptos: o capacidad de consumo por reemplazo por vida útil. En el escenario BAU, los equipos de iluminación tienen una vida útil de dos años. En el caso de los primeros años se utiliza el valor de CCEE_Ilum en el año inicia (2007) dividido entre la vida útil. o capacidad de consumo por aumento en los requerimientos de iluminación. Es la diferencia en CCEE_Ilum del año actual menos el valor del año previo. En caso del primer año el valor es cero (0). 4. Se estima la cantidad de “equipos BAU” nuevos requeridos CEBAU. Es un valor representativo en función de la capacidad de consumo nueva requerida dividida por la potencia unitaria un equipo BAU. Los valores de costos y potencia de equipos se dan a criterio y son los siguientes. Se incluyen en la tabla siguiente los valores para los equipos eficientes. Igual intensidad lumínica Equipo básico Valores escalados Costo (USD) Potencia (W) Costo (Mill USD) Potencia (MW) Equipos BAU (incandescente) 0.2
100.00
0.002 1.00
Equipos eficientes (Descarga) 5
22.00
0.050 0.22
*Se utilizan los valores escalados para evitar conversión innecesaria de unidades. 5. Se estima el monto de inversiones (InvCEBAU). 6. Se estima el pago de amortización de la inversión (PagoBAU) utilizando la vida útil como periodo de pago y la tasa de descuento como tasa de interés (4%). 7. Se estima el pago acumulado de amortización de la inversión (PABAU) en cualquier año (i). Se suma el valor de PagoBAU del número de años igual que la vida útil (VU) incluyendo el valor estimado en el año actual. Inversiones en escenario con la medida 8. Se estima la cantidad de energía ahorrada en energía eléctrica CEEA. De los resultados del modelo se obtiene el consumo de energía eléctrica CEE en el escenario sin la medida (BAU) y en el escenario con la medida (EUF). IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” 6 ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 9. Se estima la capacidad de consumo energía eléctrica ahorrada (CCEEA). 10. Se estima la capacidad de consumo de energía eléctrica ahorrada correspondiente a Iluminación (CCEEAIlum). 11. Se estima la cantidad de equipos de eficiencia mejorada (CEEUF) que serían necesarios para obtener la CCEEAIlum. 12. Se calcula la cantidad de equipos eficientes acumulados en años previos (CEAEUF). Esto es la suma de la cantidad de equipos eficientes instalados en tantos años previos como (vida útil ‐ 1). Para los equipos eficientes se consideró una vida útil de diez años. 13. Se estima la cantidad de equipos eficientes nuevos necesarios (CEEN). 14. Se estima la cantidad de equipos de menor eficiencia necesarios (CENEN). 15. Se estima el monto de inversiones (InvCEEUF). 16. Se estima el pago de amortización de la inversión (PagoEUF) utilizando la vida útil como periodo de pago y la tasa de descuento como tasa de interés (4%). 17. Se estima el pago acumulado de amortización de la inversión (PAEUF) en cualquier año (i). Se suma el valor de PagoEUF del número de años igual que la vida útil incluyendo el valor del año actual. Refrigeración El procedimiento es similar al aplicado en iluminación, considerando la capacidad de consumo de energía eléctrica correspondiente a refrigeración (CCE_Refri) y los datos de la siguiente tabla. Equipo básico Igual cap. de refrigeración Vida útil (años) Costo (USD) Potencia (KW)
Equipos BAU 10
854.70
0.319
IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 7
Equipos eficientes 10
1111.11
0.212
Se considera la diferencia de costo y ahorro en energía al comparar dos refrigeradores de 15 ft3, uno con consumo similar a Norma FIDE y otro con consumo en Norma CEE. Inversiones en escenario sin la medida 1. Se estima CCEE_Refri y CCN (por reemplazo y por el aumento de requerimientos de refrigeración). 2. Se estiman la cantidad de equipos nuevos requeridos en el escenario BAU. 3. Se estima el monto de inversiones (InvCEBAU). 4. Se estima el pago de amortización de la inversión (PagoBAU) y el pago anual acumulado (PABAU) en cualquier ano (i). Inversiones en escenario con la medida 5. Se estima la capacidad de consumo de energía eléctrica ahorrada correspondiente a refrigeración (CCEEA_Refr). 6. Se estima la cantidad de equipos de eficiencia mejorada (CEEUF) que serían necesarios para obtener la CCEEARefr. 7. Se calcula la cantidad de equipos eficientes ya instalados (CEAEUF) en años previos. Será la suma de la cantidad de equipos eficientes instalados en tantos años previos como (vida útil ‐ 1). La vida útil de los equipos eficientes es igual a la de los equipos no eficientes diez (10) años. 8. Se estima la cantidad de equipos eficientes nuevos necesarios (CEEN). 9. Se estima la cantidad de equipos de menor eficiencia necesarios (CENEN). Será la diferencia entre CE_BAU menos CEEN. IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” 8 ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 10. Se estima el monto de inversiones (InvCEEUF). 11. Se estima el pago de amortización de la inversión (PagoEUF) utilizando la vida útil como periodo de pago y la tasa de descuento como tasa de interés. 12. Se estima el pago acumulado de amortización de la inversión (PAEUF) en cualquier año (i). Cocción de alimentos Para cada año del periodo 2007‐2070: Inversiones en escenario sin la medida 1. Se estima la capacidad de consumo de combustibles en el sector residencial (CCCR) en GJ/hr. Partiendo del consumo de combustibles en el sector residencial (CCR) obtenido de los resultados del modelo LEAP para el escenario sin medida en petajoules. 2. Se estima la capacidad de consumo de combustibles correspondiente a cocción (CCCRCocción). Esta cantidad sería el equivalente a la capacidad requerida de cocción en un escenario sin la medida. 3. Para estimar la capacidad de consumo de equipos nuevos (CCN), se suman los siguientes conceptos: o Se estima la capacidad de consumo que debe ser reemplazada por terminación de su vida útil. Se considera que los equipos de cocción en el escenario BAU tienen una vida útil de cinco (5) años. Entonces la capacidad que debe ser reemplazada en un año dado será la misma que se instaló cinco (5) años previos. En caso de los primeros años que no existe tal cantidad de años previos se utiliza el valor de CCCRcocción en el año inicial (2007) dividido entre la vida útil. o Se estima la capacidad de consumo que debe ser adicionada por aumento de los requerimientos de capacidad entre el año actual y el año previo. Es la diferencia en CCCRcocción del año actual menos el valor del año previo. En caso del primer año el valor es cero (0). IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 9
4. Se estima la cantidad de equipos BAU nuevos requeridos CEBAU. Se incluyen en la tabla siguiente los valores para los equipos eficientes. Equipo básico Estufas de leña Igual cap. de cocción Costo (USD) BAU (normal) Eficientes Valores escalados Potencia (MJ/hr) Potencia (GJ/hr) Costo (Mill USD) 5
55.00
0.0001 1.00
100
33.00
0.0018 0.60
*Se utilizan los valores escalados para evitar conversión innecesaria de unidades. 5. Se estima el monto de inversiones (InvCEBAU). 6. Se estima el pago de amortización de la inversión (PagoBAU). 7. Se estima el pago acumulado de amortización de la inversión (PABAU). Inversiones en escenario con la medida 8. Se estima la cantidad de energía ahorrada en combustibles CCA. De los resultados del modelo se obtiene la energía consumida en combustibles en el escenario sin la medida y en el escenario con la medida. 9. Se estima la capacidad de consumo de energía ahorrada en combustibles en GJ/h. 10. Se estima la capacidad de consumo de energía ahorrada en combustibles correspondiente a cocción de alimentos (CCACcocción). 11. Se estima la cantidad de equipos de eficiencia mejorada (CEEUF) que serían necesarios para obtener la CCACcocción. IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” 10 ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 12. Se calcula la cantidad de equipos eficientes ya instalados (CEAEUF) en años previos. Será la suma de la cantidad de equipos eficientes instalados en tantos años previos como (vida útil ‐ 1). Para los equipos eficientes se consideró una vida útil de cinco años. 13. Se estima la cantidad de equipos eficientes nuevos necesarios (CEEN). 14. Se estima la cantidad de equipos no eficientes necesarios (CENEN). 15. Se estima el monto de inversiones (InvCEEUF). 16. Se estima el pago de amortización de la inversión (PagoEUF). 17. Se estima el pago acumulado de amortización de la inversión (PAEUF) en cualquier año (i). Calentamiento de agua El procedimiento es similar al aplicado en cocción de alimentos, considerando la capacidad de consumo de combustibles correspondiente a calentadores de agua (CCR_cal) y los datos de la siguiente tabla. Equipo básico Vida útil (años) Calentadores agua Costo (USD) Valores escalados Potencia (MJ/hr) Costo (Mill USD) Potencia (GJ/hr) BAU (normal) 7
100
75.35a 0.0013 1.00
Eficientes 7
150
52.74 0.0020 0.70
a. Calentador de 40 lts de 20°C a 50°C en 10 min con efic=40% Inversiones en escenario sin la medida 1. Se estima CCR_cal y CCN (por reemplazo de equipos y por el aumento de requerimientos de calentamiento de agua). IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 11
2. Se estiman la cantidad de equipos nuevos requeridos en el escenario BAU. 3. Se estima el monto de inversiones (InvCEBAU). 4. Se estima el pago de amortización de la inversión (PagoBAU) y el pago anual acumulado (PABAU) en cualquier ano (i). Inversiones en escenario con la medida 5. Se estima la capacidad de consumo de energía ahorrada en combustibles para el calentamiento de agua (CCACcal). 6. Se estima la cantidad de equipos de eficiencia mejorada (CEEUF) requeridos. 7. Se calcula la cantidad de equipos eficientes ya instalados (CEAEUF) en años previos. Será la suma de la cantidad de equipos eficientes instalados en tantos años previos como (vida útil ‐ 1). Para los equipos eficientes se consideró una vida útil de siete (7) años. 8. Se estima la cantidad de equipos eficientes nuevos necesarios (CEEN). 9. Se estima la cantidad de equipos no eficientes necesarios (CENEN). 10. Se estima el monto de inversiones (InvCEEUF). 11. Se estima el pago de amortización de la inversión (PagoEUF) y el pago acumulado de amortización de la inversión (PAEUF) en cualquier año (i). IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” 12 ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación b) Sector público Se consideró que la energía eléctrica utilizada por el sector público estaría consumida en las siguientes actividades, con las siguientes proporciones de consumo y de participación en el ahorro de energía por uso de equipos eficientes. Actividad Participación en consumo (%PC) Participación en EUF (%PEUF) Iluminación 80% 98% Refrigeración 5% 2% Acondicionamiento de espacios 10% 0% Otros usos (electrónicos, bombeo, ...) 5% 0% Se consideró que el ahorro en el consumo de energía se debía al uso de equipos más eficientes en: •
iluminación •
refrigeración El procedimiento utilizado para la estimación de los costos de inversión en iluminación y refrigeración del sector público es igual al utilizado en iluminación y refrigeración del sector residencial, respectivamente. c) Sector comercial En el sector comercial, los principales energéticos son: electricidad, gas LP, gas natural y diesel, este último utilizado principalmente en plantas eléctricas de emergencia. Se consideró que la energía eléctrica estaría consumida en las siguientes actividades, proporciones de consumo y participación en la aplicación de la medida. Actividad Participación en consumo (%PC) Participación en EUF (%PEUF) Iluminación 60% 70% Refrigeración 20% 30% Acondicionamiento de espacios 15% 0% 5% 0% Otros usos (electrónicos, bombeo, etc.) IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 13
Respecto al consumo de combustibles, en la tabla siguiente, se muestra la participación de las actividades en el consumo y en su participación en la aplicación de la medida. Actividad Hornos Estufas Calentadores (agua) Calderas (vapor) Participación en consumo (%PC) 30% 15% 35% 30% Participación en EUF (%PEUF) 37% 0% 35% 28% En general, para el sector comercial se utiliza el mismo procedimiento que en el sector residencial para la estimación de costos en inversión de los siguientes conceptos: •
Uso de equipos eficientes de iluminación •
Uso de equipos eficientes de refrigeración •
Uso de equipos eficientes en cocción o secado (hornos) •
Uso de equipos eficientes de calentamiento de agua •
Uso de equipos eficientes de producción de vapor (calderetas) Para los equipos comerciales como hornos, calentadores de agua y calderas se estima una vida útil de 10 años para equipos normales y eficientes, los datos de costo y potencia utilizados se muestran en la siguiente tabla. Equipo básico Valores escalados* Potencia Potencia Costo (USD) (MJ/hr) Costo (Mill USD) (GJ/hr) Horno Normal 450
30.0
0.0150 1
Horno Eficiente 599.85
22.5
0.0200 0.75
Calentador Normal 2,000a
753.48
0.0027 1
Calentador Eficiente 2,500
602.78
0.0033 0.8
Caldera Normal 17,000b
767.01c
0.0222 1
Caldera Eficiente 23,800
596.56c
0.0310 0.778
* Se utilizan los valores escalados para evitar conversión innecesaria de unidades. a. Precio aprox. de calentador con deposito de 400 lts. b. Precio aprox. de caldera nueva de 200 HP vapor saturado c. Calderas al 70 y 90 porciento de eficiencia. d) Sector industrial En el sector industrial, el uso de energéticos es muy variado. Se consideró que la energía eléctrica estaría consumida en las siguientes actividades, proporciones de consumo y participación en la aplicación de la medida. Actividad Participación en consumo (%PC) Participación en EUF (%PEUF) Iluminación 20% 20% Refrigeración y acondicionamiento Motores (Bombeo y tracción) Calentamiento 20% 30% 30% 20% 30% 30% IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” 14 ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación Respecto al consumo de combustibles, en la tabla siguiente, se muestra la participación de las actividades en el consumo y en su participación en la aplicación de la medida. Actividad Participación en consumo (%PC) 30% 40% 25% 5% Hornos Calderas Calentamiento (secadores, digestores, etc.) Motores CI Participación en EUF (%PEUF) 35% 40% 25% 0% En general, para el sector industrial se utiliza el mismo procedimiento que el sector comercial para la estimación de costos en inversión de los siguientes conceptos: •
Uso de equipos eficientes de iluminación. •
Uso de equipos eficientes de refrigeración y acondicionamiento de espacios •
Uso de equipos eficientes de electricidad para calentamiento •
Uso de equipos eficientes en cocción o secado (hornos) •
Uso de equipos eficientes de calentamiento de agua •
Uso de equipos eficientes de producción de vapor (calderetas) Para los equipos industriales eléctricos como motores y calentadores, los datos de costo y potencia utilizados se muestran en la siguiente tabla. Equipo básico Vida útil (años) Costo (USD) Valores escalados* Potencia (MJ/hr) Costo (Mill USD) Potencia (GJ/hr) Motor Normal 10
1,500
14.92 1.50 14.92
Motor Eficiente 10
1,950
11.94 1.95 11.94
Horno eléctrico Normal 15
250,000
1,000 0.25 1
Horno eléctrico Eficiente 15
350,000
700 0.35 0.7
* Se utilizan los valores escalados para evitar conversión innecesaria de unidades. 2.2. Incremento en el uso de Calentadores Solares en Usos Finales (CSUF) La aplicación de esta medida consiste en reemplazar combustibles para calentamiento de agua por calentadores con energía solar, esta medida se aplica en la demanda de energía de uso final, específicamente en los sectores residencial, comercial y en la industria química, celulosa, fertilizantes, cerveza, automotriz, tabaco y otras energéticas. Para las inversiones requeridas por el lado de usos finales consideradas y la metodología para determinación de costos se describen a continuación. Para cada año del periodo 2007‐2070: Inversiones en escenario sin la medida IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 15
1. Se estima la capacidad de calentamiento requerido (CCR) en gigajoules por hora a partir del consumo de combustibles utilizados para calentamiento en la demanda de uso final (CCcal), estos son: gas LP, gas natural, leña, queroseno y bagazo. Se obtiene el consumo energético por cada combustible de los resultados del modelo LEAP para el escenario sin la medida en PJ (petajoules). 2. Para estimar la capacidad de consumo de equipos nuevos (CCN), se suman los siguientes conceptos: o Se estima la capacidad de consumo que debe ser reemplazada por terminación de su vida útil. Se considera que los equipos de calentamiento con combustible tienen una vida útil de diez años. Entonces la capacidad que debe ser reemplazada en un año dado será la misma que se instaló 10 años previos. En caso de los primeros años que no existe tal cantidad de años previos se utiliza el valor de CCR en el año inicial (2007) dividido entre la vida útil. o Se estima la capacidad de consumo que debe ser adicionada por aumento de los requerimientos de calentamiento entre el año actual y el año previo. Es la diferencia en CCR del año actual menos el valor del año previo. En caso del primer año el valor es cero (0). 3. Se estima la cantidad de equipos de calentamiento con combustibles nuevos requeridos CEBAU considerando los datos de la tabla siguiente, se incluyen también los valores para los equipos de calentamiento solar. Para efectos prácticos de cálculo, se utilizan valores escalados en número de equipos y costo. Vida útil (años) Calentadores agua 10
Combustible Solar 10
Equipo básico Potencia Costo (USD) (MJ/hr) 100.00
400
75.35
75.35
Valores escalados Costo (Mill Potencia USD) (GJ/hr) 0.002 0.008 1
1
4. Se estima el monto de inversiones (InvCECom). 5. Se estima el pago de amortización de la inversión (PagoCom). 6. Se estima el pago acumulado de amortización de la inversión (PACom). IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” 16 ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación Inversiones en escenario con la medida 7. Se estima la cantidad de energía ahorrada en combustibles CCA por el uso de calentadores solares. De los resultados del modelo se obtiene la energía que se ahorro por el uso de los calentadores solares con la diferencia entre el consumo de combustibles para calentamiento (CC) del escenario sin la medida (Com) y el escenario con la medida (Sol). 8. Se estima la capacidad de consumo de energía ahorrada en combustibles en GJ/h. 9. Se estima la cantidad de equipos de calentamiento solar (CESol) que serían necesarios para obtener la CCAC. 10. Se calcula la cantidad de equipos solares ya instalados (CEASol) en años previos. Será la suma de la cantidad de equipos solares instalados en tantos años previos como (vida útil ‐ 1). 11. Se estima la cantidad de equipos solares nuevos necesarios (CESN). 12. Se estima la cantidad de equipos de combustible necesarios (CECN). 13. Se estima el monto de inversiones (InvCESol). 14. Se estima el pago de amortización de la inversión (PagoSol). 15. Se estima el pago acumulado de amortización de la inversión (PASol) en cualquier año (i). 2.3. Aplicación de medidas de mejora en el sector transporte Para estimar las inversiones requeridas en esta medida por el lado de la demanda, se considera la evolución del parque vehicular teniendo en cuenta el tipo de tecnología a utilizar en cada escenario. La metodología para la estimación de las inversiones requeridas por la compra de vehículos y la determinación de costos se describe a continuación. IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 17
Para cada año del periodo 2007‐2070: Inversiones en escenario sin y con la medida 1. Se obtiene de LEAP la evolución del parque de vehículos en función del tipo de uso (privado y comercial), tipo de vehículo (sedan, SUV, taxi, autobús, carga ligera y pesada) y tipo de combustible a utilizar (gasolina, diesel, gas LP, gas natural, gasolina híbrido, diesel híbrido, gasolina híbrido conectable y eléctrico). 2. Se estima la cantidad de vehículos nuevos (CVN) que han de incorporarse año con año, para esto se suman los siguientes conceptos: o Se estima la cantidad de vehículos que deben ser reemplazados por término de su vida útil. Entonces la cantidad de vehículos que debe ser reemplazada en un año dado será la misma que se adiciono en el año inicial de su vida útil. En caso de los primeros años que no se conoce el año inicial de la vida útil, se utiliza la cantidad de vehículos del año inicial (2007) dividido entre la vida útil. o Se estima la cantidad de vehículos que debe ser adicionada por aumento en los requerimientos de transporte entre el año actual y el año previo. Es la diferencia en cantidad de vehículos del año actual menos el valor del año previo. En caso del primer año el valor es cero (0). 3. Se estiman las inversiones requeridas (InvVN) multiplicando la CVN y el costo unitario (CU) de los vehículos, los datos de evolución del costo unitario y vida útil de los vehículos se muestran en la tabla siguiente. Uso Privados Costos de vehículos (USD/unidad) Tipo Combustible 2007 2050 VU Sedan Gasolina 16,470 16,635 8
Diesel 17,788 17,716 8
Gas LP 17,788 17,716 8
Gas Nat. 18,447 17,966 8
Diesel Híbrido 21,082 19,713 8
G. Híbrido 19,764 18,631 8
G. Híb. Conec. 30,470 24,953 8
Eléctrico 65,881 36,597 8
SUV Gasolina 27,451 27,725 8
Diesel 29,647 29,527 8
Gas LP 8
Gas Nat. 8
Diesel Híbrido 35,137 32,854 8
G. Híbrido 32,941 31,052 8
Uso Comercial Costos de vehículos (USD/unidad) Tipo Combustible 2007 Autobús Gasolina 230,584
Diesel 249,031
Gas LP 249,031
Gas Nat. 258,255
Diesel Híbrido 295,148
G. Híbrido 276,701
G. Híb. Conec. 380,464
Eléctrico Carga Lig. Gasolina 65,881
Diesel 71,152
Gas LP 71,152
Gas Nat. 73,787
Diesel Híbrido 84,328
G. Híbrido 79,058
2050 VU 232,890 8
248,028 8
248,028 8
251,522 8
275,975 8
260,837 8
337,691 8
8
66,540 5
70,865 5
70,865 5
71,863 5
78,850 5
74,525 5
IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” 18 ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación G. Híb. Conec. 50,783 41,588 8 Eléctrico 109,802 60,995 8 Comercial Taxi Gasolina 16,470 16,635 6 Diesel 17,788 17,716 6 Gas LP 17,788 17,716 6 Gas Nat. 18,447 17,966 6 Diesel Híbrido 21,082 19,713 6 G. Híbrido 19,764 18,631 6 G. Híb. Conec. 27,176 24,121 6 Eléctrico 6 2070, continua con la tendencia del 2007‐2050. VU= Vida útil G. Híb. Conec. Eléctrico Carga Pes. Gasolina Diesel Gas LP Gas Nat. Diesel Híbrido G. Híbrido G. Híb. Conec. 108,704
123,527
133,410
133,410
138,351
158,115
148,233
203,820
96,483 5
5
124,763 10
132,872 10
132,872 10
134,744 10
147,844 10
139,734 10
180,906 10
4. Se estima el pago de amortización de la inversión (PagoVeh). 5. Se estima el pago acumulado de amortización de la inversión (PAVeh). 2.4. Cambio a Electro­tecnologías en usos finales (ETUF) La aplicación de esta medida consiste en reemplazar el uso de equipos que consumen combustibles por equipos que consuman energía eléctrica, esta medida se aplica en los sectores de demanda de uso final, específicamente en los sectores residencial, comercial e industrial. La metodología para la estimación de las inversiones requeridas y el pago anual de la amortización de la inversión, se describe a continuación. Para cada año del periodo 2007‐2070: Inversiones en escenario sin la medida 1. Se estima la capacidad de energía que será reemplazada por equipos eléctricos (CCR) en gigajoules por hora, a partir del consumo de combustibles utilizados para calentamiento en la demanda de uso final (CCcal), estos son: gas LP, gas natural, leña, queroseno, combustóleo y coque. Se obtiene el consumo energético por cada combustible de los resultados del modelo LEAP para el escenario sin la medida en PJ (petajoules). 2. Para estimar la capacidad de consumo de equipos nuevos para calentamiento con combustible (CCN), se suman los siguientes conceptos: o Se estima la capacidad de consumo que debe ser reemplazada por terminación de su vida útil. Se considera que los equipos de calentamiento con combustible tienen una vida útil de diez años. Entonces la capacidad que debe ser reemplazada en un año dado será la misma que se instaló 10 años previos. En caso de los primeros años que no existe tal cantidad de años previos se utiliza el valor de CCR en el año inicial (2007) dividido entre la vida útil. IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 19
o Se estima la capacidad de consumo que debe ser adicionada por aumento de los requerimientos de calentamiento entre el año actual y el año previo. Es la diferencia en CCR del año actual menos el valor del año previo. En caso del primer año el valor es cero (0). 3. Se estima la cantidad de equipos de calentamiento con combustibles nuevos requeridos CEBAU considerando los datos de la tabla siguiente, se incluyen también los valores para los equipos de calentamiento eléctricos. Para efectos prácticos de cálculo, se utilizan valores escalados en número de equipos y costo. Calentadores, hornos, estufas
Valores escalados Vida útil (años) Costo (Mill USD) Potencia (GJ/hr) Combustible 10
0.00415
1 Eléctricos 10
0.00498
1 4. Se estima el monto de inversiones (InvCECom). 5. Se estima el pago de amortización de la inversión (PagoCom). 6. Se estima el pago acumulado de amortización de la inversión (PACom). Inversiones en escenario con la medida 7. Se estima la cantidad adicional de energía eléctrica (CAE) requerida por el reemplazo de equipos de combustible. De los resultados del modelo se obtiene la energía eléctrica adicional que se requiere por el uso de aparatos eléctricos, con la diferencia entre el consumo de energía eléctrica (CEE) del escenario sin la medida (Com) y el escenario con la medida (Elec). 8. Se estima la capacidad de consumo de energía eléctrica en GJ/h. 9. Se estima la cantidad de equipos eléctricos (CEElec) que serían necesarios para obtener la CCEE. IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” 20 ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 10. Se calcula la cantidad de equipos eléctricos ya instalados (CEAElec) en años previos. Será la suma de la cantidad de equipos eléctricos instalados en tantos años previos como (vida útil ‐ 1). 11. Se estima la cantidad de equipos eléctricos nuevos necesarios (CEEN). 12. Se estima la cantidad de equipos de combustible necesarios (CECN). 13. Se estima el monto de inversiones (InvCEElec). 14. Se estima el pago de amortización de la inversión (PagoElec). 15. Se estima el pago acumulado de amortización de la inversión (PAElec) en cualquier año (i). 2.5. Aplicación de CCS en Industrias Para estimar las inversiones requeridas en esta medida se consideró un costo de 47 USD/ Ton de CO2 capturada. Dato tomado del estudio “Strategic Analysis of the global Status of Carbon Capture and storage, Report 5” del Global CCS Institute 2009, pagina 94. 3. ESTIMACIÓN DE PAGO ANUAL PARA LA AMORTIZACIÓN DE LA INVERSIÓN REQUERIDA POR EL LADO DEL SECTOR TRANSFORMACIÓN. En el sector transformación se consideran las inversiones requeridas en los sectores eléctrico y petrolero. La aplicación de cada medida de mitigación repercute de distinta forma en cada sector. La metodología para determinar las inversiones o desinversiones que son necesarias en cada una de las medidas de mitigación en el lado de la transformación, se describe por separado para cada sector. IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 21
3.1. Inversiones requeridas en el sector eléctrico Para determinar las inversiones requeridas en cada año y el pago anual de la amortización de la inversión en el sector eléctrico para cada una de las 17 medidas de mitigación y el escenario de referencia BAU, se consideran adiciones capacidad de generación para cada una de las medidas por separado. Adicionalmente, se consideran las inversiones requeridas en ciertas medidas de mitigación que no están en función de las adiciones de capacidad, estas son: incremento en eficiencia de generación de energía eléctrica, incremento en eficiencia de transmisión de energía eléctrica e implementación de la tecnología CCS en centrales existentes. Cabe mencionar que las inversiones requeridas para la implementación de la tecnología CCS en centrales nuevas, ya está considerada en la metodología de adiciones de capacidad en cada escenario, ya que se consideró un costo unitario de inversión diferente para las tecnologías de generación que incluyen CCS. La metodología para estimar los montos de inversión y el pago anual de la amortización de las inversiones debidas a las adiciones de capacidad en el sector eléctrico, se describe a continuación, dicha metodología se aplicó al escenario BAU (que sirve de referencia) y a cada una de las 17 medidas de mitigación. 1. Se obtiene de LEAP la capacidad (CAP) de generación de energía eléctrica que se adiciona en cada año de cada tecnología en MW. 2. Se obtiene el monto de inversión de cada tecnología (InvTec), multiplicando la capacidad adicional por el costo unitario de inversión de cada tecnología (CUITec) en el año correspondiente. Los costos unitarios de inversión utilizados se muestran en la tabla siguiente, los datos de costo unitario de los años que no aparecen en la tabla, son interpolados entre los datos del año superior e inferior que si aparecen en la tabla. CUI= Costos de inversión en centrales eléctricas (USD/kW) TECNOLOGÍA Vida Útil 2007 2015 2030 2050 2070 Turbogas 30 448 492 573 573 573 Combustión Interna 25 1,786 1,786 1,786 1,786 1,786 Lecho Fluidizado 30 1,553 1,598 1,684 1,684 1,684 Ciclo Combinado con CCS 30 1,190 1,154 1,085 1,085 1,085 Ciclo Combinado 30 490 563 699 699 699 Ultra SC e IGCC a Carbón con CCS
40 2,623 2,584 2,512 2,512 2,512 Ultra SC e IGCC a Carbón 40 1,923 1,975 2,073 2,073 2,073 40 2,372 2,333 2,261 2,261 2,261 Carbón Supercrítica con CCS Carbón Supercrítica 40 1,672 1,717 1,803 1,803 1,803 IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” 22 ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación Nuclear Hidroeléctrica Geotérmica Eólica Solar Térmica Solar Fotovoltaica Energía Marina 40 50 30 20 30 25 20 3,000
1,719
1,375
1,583
4,112
6,579
5,472
3,473
1,715
1,375
1,458
3,377
5,106
4,377
4,359
1,709
1,375
1,222
2,000
2,345
2,325
Referencias: COPAR 2007 y 2008, World Energy Outlook 2008 y 2009. 4,359
1,709
1,375
1,222
2,000
2,345
2,325
4,359 1,709 1,375 1,222 2,000 2,345 2,325 3. Se estima el pago de amortización de la inversión para cada tecnología de generación (PagoTec) utilizando la vida útil como periodo de pago y la tasa de descuento como tasa de interés (4%). 4. Se estima el pago acumulado de amortización de la inversión (PATec) en cualquier año (i). Se suma el valor de (PagoTec) del número de años igual que la vida útil (VU) incluyendo el valor estimado en el año actual. 5. Se estima el pago acumulado de amortización de la inversión para cada escenario de medida de mitigación (PAEsc), con la suma de los pagos anuales de cada tecnología. La metodología para estimar los montos de inversión y el pago anual de la amortización de las inversiones para las medidas de mitigación que no están en función de las adiciones de capacidad, se describe a continuación. 3.2. Incremento en eficiencia de generación de energía eléctrica La aplicación de esta medida de mitigación implica mejoras en la eficiencia de las centrales de ciclo combinado, IGCC, Supercrítica con carbón y solar fotovoltaica. Se considera que por el propio desarrollo de estas tecnologías no existe un incremento considerable en los montos de inversión. Sin embargo, es importante mencionar que como efecto de este incremento de eficiencia, el consumo de combustibles en el sector eléctrico es menor, lo cual, está considerado en la sección de estimación de costos por el consumo de combustibles en cada medida de mitigación. 3.3. Incremento en eficiencia de transmisión de energía eléctrica La aplicación de esta medida consiste en reducir las pérdidas de energía eléctrica en la transmisión y distribución (T&D), las inversiones necesarias se atribuyen a la instalación de mejores equipos de transmisión, distribución y medición. IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 23
La metodología para estimar los montos de inversión y el pago anual de la amortización de las inversiones debidas a la T&D mejorada, se describe a continuación. 1. De los datos de LEAP, para el escenario que incluye las mejoras de eficiencia en transmisión, se obtiene el consumo de energía eléctrica (CEE) en PJ y se convierte a GW‐
h. 2. Se estima la longitud de líneas de transmisión (LT) y distribución (LD) requeridas en cada año en función del consumo de energía eléctrica, para esto, se define un factor de datos históricos (1997‐2007), que indica el promedio de kilómetros de líneas por unidad de energía consumida (ventas internas), los factores utilizados para el cálculo son: o Factor de líneas de transmisión (FT) 0.47 km/GWh o Factor de líneas de distribución (FD) 3.94 km/GWh 3. Se estiman el requerimiento de adiciones de líneas de transmisión (RLT) y distribución (RLD), sumando los siguientes conceptos: o Se estima la longitud de líneas de T&D que deben ser reemplazadas por terminación de su vida útil. Se considera que las líneas tienen una vida útil de cuarenta años. Entonces la capacidad que debe ser reemplazada en un año dado será la misma que se instaló 40 años previos. En caso de los primeros años que no existe tal cantidad de años previos se utiliza el valor de LT y LD, según el caso, en el año inicial (2007) dividido entre la vida útil. o Se estima la capacidad de consumo que debe ser adicionada por aumento de los requerimientos de T&D entre el año actual y el año previo. Es la diferencia en CCR del año actual menos el valor del año previo. En caso del primer año el valor es cero (0). 4. Se estima el monto de inversiones requeridas para el caso que el crecimiento en la T&D sea con equipos normales (InvLTDNormal). Los datos de costo unitario de inversión, se tomaron las inversiones programadas en 2009 de la Prospectiva del sector eléctrico (2008‐2017) de SENER, se convirtieron a dólares y se dividieron entre los requerimientos de líneas en ese año para obtener un valor unitario, los datos se muestran en la tabla siguiente, también se incluyen los datos de sobre‐costo que se asignan a la mejora de equipos en T&D. Tipo Transmisión Distribución Costo (Mill pesos) 14,362 25,843 Costo (Mill USD) 1,064 1,914 Costo unitario % de sobrecosto (Mill USD / km) por T&D mejorada 0.50 5 % 0.11 15 % Tipo de cambio utilizado 13.5 pesos/USD IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” 24 ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 5. Se estima el pago de amortización de la inversión en T&D (PagoNormal). 6. Se estima el pago acumulado de amortización de la inversión (PANormal). 7. Para estimar las inversiones en la T&D mejorada, se determinan las adiciones de líneas mejoradas con las siguientes suposiciones: o La instalación de líneas de transmisión mejorada (LTM) es igual al requerimiento de líneas de transmisión (RLT) en cada año a partir del 2007. o La instalación de líneas de distribución mejorada (LDM) se realiza en un periodo de transición de 25 años a partir del 2007, por lo que una parte de los RLD se continúa instalando líneas de distribución normales (LDN). 8. Se estima el monto de inversiones requeridas para el caso que el crecimiento en la T&D sea con equipos mejorados (InvLTDMejorada). Se suman las inversiones requeridas en LTM, LDM y LDN, estimados de la siguiente forma. 9. Se estima el pago de amortización de la inversión en T&D (PagoMejorada). 10. Se estima el pago acumulado de amortización de la inversión (PAMejorada). 3.4. Implementación de la tecnología CCS en centrales existentes Las inversiones requeridas para la implementación esta medida de mitigación, se estimaron mediante las emisiones abatidas multiplicadas por un costo unitario de IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 25
inversión por tonelada de CO2 abatida (CUI). La metodología para estimar el costo unitario de inversión es la siguiente. 1. Se estima la energía que consume un ciclo combinado (ECC) con CCS y sin CCS para generar un MWe‐año. Con un factor de planta (FP) de 90% y una eficiencia de generación (Ef) de 60% con CCS y 50% sin CCS. 2. Se obtienen de LEAP los factores de emisión (FE) para un ciclo combinado con gas natural con y sin CCS. o Ciclo combinado con CCS 6 Ton CO2/ TJ o Ciclo combinado sin CCS 56 Ton CO2/ TJ 3. Se estiman las toneladas de CO2 evitas por un ciclo combinado con CCS con la diferencia en las emisiones de cada caso. 4. Para estimar el costo unitario de inversión por tonelada de CO2 abatida (CUI), se considera la diferencia en el monto de inversión (InvCCS) de los ciclos combinados con y sin CCS de aproximadamente 700 USD/kWe (700,000 USD/MWe). Por lo tanto, 5. Adicionalmente, se estima el pago anual unitario (PagoCCS) por esta inversión. Con una vida útil de 30 años como periodo de pago y 4% de tasa de descuento. 3.5. Inversiones requeridas en el sector petrolero Para determinar las inversiones requeridas en cada año y el pago anual de la amortización de la inversión en el sector petrolero para cada una de las 17 medidas de mitigación, se consideran adiciones capacidad de refinación para cada una de las medidas por separado. Adicionalmente, se consideran las inversiones requeridas en la medida de mitigación de CCS en el sector petróleo y gas. Para estimar las inversiones requeridas en esta medida se consideró un IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” 26 ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación costo de 18 USD/ Ton de CO2 capturada. Dato tomado del estudio “Strategic Analysis of the global Status of Carbon Capture and storage, Report 5” del Global CCS Institute 2009, pagina 94. La metodología para estimar los montos de inversión y el pago anual de la amortización de las inversiones debidas a las adiciones de capacidad en el sector refinación, se describe a continuación, dicha metodología se aplicó al escenario BAU (que sirve de referencia) y a cada una de las 17 medidas de mitigación. 1. Se obtiene de LEAP la capacidad (CAP) de refinación que se adiciona en cada año en Millones de Barriles de Petróleo equivalente. 2. Se obtiene el número de trenes de refinación (NTR) adicionados, dividiendo CAP por un tamaño nominal de 300 Mil Barriles por día (109.5 Mill B/año). 3. Se estima el monto de inversión (InvRef), multiplicando el NTR por el costo unitario de inversión (5,000 Mill USD por tren de 300 MBD). 4. Se estima el pago de amortización de la inversión (PagoRef) utilizando una vida útil de cuarenta años como periodo de pago y la tasa de descuento como tasa de interés (4%). 5. Se estima el pago acumulado de amortización de la inversión (PARef) en cualquier año (i). Se suma el valor de (PagoRef) del número de años igual que la vida útil (VU) incluyendo el valor estimado en el año actual. 4. ESTIMACIÓN DE PAGO ANUAL POR EL CONSUMO INTERNO DE COMBUSTIBLES PRIMARIOS E IMPORTADOS. En la estimación de costos de las medidas de mitigación, se considera la variación en los costos por el consumo de combustibles en cada medida de mitigación. Para determinar el costo por el consumo interno de combustibles de cada medida de mitigación, se suman los siguientes conceptos: a) Consumo interno de combustibles primarios La estimación de los costos asociados al consumo interno de combustibles, se realizo con la siguiente metodología que se aplico para el escenario BAU y a cada una de las 17 medidas de mitigación. 1. Se obtiene de LEAP el requerimiento de energéticos primarios (REP) en PJ. 2. Se suman los combustibles auxiliares utilizados en el modelo en función de los combustibles primarios (REPcom), como son: carbón, petróleo crudo, gas natural, combustible nuclear y energías renovables. 3. A los combustibles primarios se les resta lo correspondiente a la variación de inventarios (VI), dicho valor corresponde a lo registrado en el Balance de energía de SENER del 2007 y es constante a lo largo del periodo de análisis. IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 27
4. Adicionalmente, para el petróleo crudo y el gas natural se realiza la siguiente operación según corresponda: o Petróleo crudo, al requerimiento de petróleo crudo (REPcrd) se le suma el requerimiento proveniente de los OOIP (original oil in place) y las reposiciones (REPOOIP y Reps). Para obtener REPOOIP y Reps se suman dichos requerimientos y se multiplican por la eficiencia y el porcentaje de participación de los procesos de recuperación modelados, estos son, recuperación normal y mejorada. o Gas natural, al requerimiento de gas natural se le resta lo que se pierde en el proceso de recuperación de gas natural directo de pozos, multiplicando el volumen de gas natural que se maneja por la eficiencia del proceso de recuperación. 5. Se estiman los costos por el consumo de combustibles multiplicando el requerimiento de combustibles de cada año, por el costo unitario de cada combustible según corresponda. Los costos utilizados para el análisis se incluyen en la tabla siguiente, también se incluyen en esta tabla los costos unitarios de los combustibles de importación. Combustible Carbón Crudo Gas Natural Nuclear Otros Importados Gasolina Diesel Queroseno Gas LP Combustóleo Coque Pet. Coque Met. Electricidad Precio unitario 75 USD/Tm 50 USD/B 7 USD/MPC 3 USD/g 126 110 110 105 65 55 75 70 USD/MM
BTU 3.00 8.62 7.00 0.80 USD/B USD/B USD/B USD/B USD/B USD/Tm USD/Tm USD/MW‐hr 26.46 20.53 21.59 26.52 10.34 1.85 3.00 20.51 Poder Calorífico 24.91 MMBTU/Tm 5.80 MMBTU/B 1.03 MMBTU/MPC 3.12 MMBTU/gr 4.76 5.36 5.10 3.96 6.29 29.78 25.14 3.41 MMBTU/B MMBTU/B MMBTU/B MMBTU/B MMBTU/B MMBTU/Tm MMBTU/Tm MMBTU/MWh Mill USD/PJ 2.84 8.17 6.63 0.76 25.07 19.46 20.46 25.14 9.80 1.75 2.84 19.44 6. Para estimar el costo por combustibles primarios se suman los montos obtenidos de cada combustible. b) Consumo de combustibles importados La estimación de los costos asociados al consumo de combustibles importados, se realizo con la siguiente metodología que se aplico para el escenario BAU y a cada una de las 17 medidas de mitigación. 1. Se obtiene de LEAP el requerimiento de energéticos importados (IMP) y exportados (EXP) en PJ. 2. Se calculan las importaciones y exportaciones netas para energético, con la diferencia entre las importaciones menos las exportaciones, de esta forma las importaciones se muestran en valores positivos y las exportaciones en valores negativos. IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe” 28 ANEXO VI PARTE A – Metodología para la estimación de costos por medida de mitigación 3. Se agrupan sumando los combustibles auxiliares que se utilizaron en el modelado y se extraen las importaciones y exportaciones netas de los combustibles secundarios siguientes: Gasolina, Diesel, Keroseno, Gas LP, Combustóleo, Coque de petróleo, Coque de carbón y Electricidad. 4. Se estiman los costos por el consumo de combustibles multiplicando las importaciones y exportaciones netas de cada año, por el costo unitario de cada combustible según corresponda. 5. Para estimar el costo por combustibles importados se suman los montos obtenidos de cada combustible. IIE/44/13718/I 003/F Informe GPT 44994 “Información confidencial sujeta a restricciones indicadas en la portada de este informe”