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Estudio realizado en el marco del Proyecto de la Quinta Comunicación Nacional ante la Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático (UNFCCC), coordinado por el Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático (INECC) con recursos del Global Environment Facility (GEF), a través del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD). México, 2012.

Estudio del impacto de medidas y políticas de eficiencia energética en los sectores de consumo, sobre el balance de

energía y sobre los escenarios de emisiones de gases de efecto invernadero en el corto y mediano plazo

Instituto Nacional de Ecología y Cambio Climático (INECC)

Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD)

Elaborado por:

MGM Innova

INSTITUTO NACIONAL DE ECOLOGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO

Instituto Nacional de Ecología PNUD México Licitación RFQ-33-2012

Proyecto 00078891

“Consultoría para el estudio del impacto de medidas y políticas de

eficiencia energética en los sectores de consumo, sobre el balance de

energía y sobre los escenarios de emisiones de gases de efecto

invernadero en el corto y mediano plazo”

REPORTE FINAL 12 de Diciembre de 2012

Consultoría realizada por MGM Innova para el proyecto GEF-PIMS4371 CC Quinta Comunicación Nacional de México a la CMNUCC

Tabla de Contenido

1. CONTEXTO NACIONAL E INTERNACIONAL .............................................................................................. 1

1.1 LA ENERGÍA EN MÉXICO EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL ...................................................... 1

1.2 PRODUCCIÓN Y CONSUMO DE ENERGÍA EN MÉXICO .................................................................... 2

1.3 INDICADORES DE EFICIENCIA ENERGÉTICA EN MÉXICO .............................................................. 4

2. MEDIDAS, POLÍTICAS Y PROGRAMAS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA EN MÉXICO ....................... 6

2.1 EFICIENCIA ENERGÉTICA EN EL CONTEXTO INTERNACIONAL .................................................... 6

2.2 EVOLUCIÓN DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA EN LA PLANEACIÓN ENERGÉTICA DE

MÉXICO ........................................................................................................................................................................ 8

2.3 INSTITUCIONES DENTRO DEL SECTOR ENERGÍA PARA PROMOVER LA EFICIENCIA EN EL

USO DE ESTE RECURSO ...................................................................................................................................... 13

2.4 SUCESOS CLAVE DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA EN MÉXICO ................................................ 15

2.5 MARCO LEGAL Y POLÍTICO DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA EN MÉXICO.............................. 17

2.6 PROGRAMAS GENERALES DE EFICIENCIA ENERGÉTICA ............................................................ 18

2.7 ESTUDIOS REALIZADOS SOBRE EFICIENCIA ENERGÉTICA EN MÉXICO ................................. 21

3. EVALUACIÓN DEL POTENCIAL DE REDUCCIÓN DE CONSUMO DE ENERGÍA Y DE EMISIONES

DE GEI DE LAS MEDIDAS, POLÍTICAS Y PROGRAMAS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA ........................ 22

3.1 SECTOR TRANSPORTE ........................................................................................................................... 23

3.2 SECTOR RESIDENCIAL ............................................................................................................................ 28

3.3 SECTOR COMERCIAL ............................................................................................................................... 33

3.3.1 USOS FINALES EN EL SECTOR COMERCIAL .................................................................................... 35

3.3.2 ÍNDICE ENERGÉTICO ............................................................................................................................... 36

3.3.3 COSTO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA ................................................................................................... 37

3.4 SECTOR INDUSTRIAL ............................................................................................................................... 37

3.4.1 USOS FINALES DE ENERGÍA EN EL SECTOR INDUSTRIAL .......................................................... 38

3.4.2 ÍNDICE ENERGÉTICO ............................................................................................................................... 40

3.4.3 COSTO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA ................................................................................................... 41

3.5 PETRÓLEO Y GAS ..................................................................................................................................... 48

3.6 SECTOR AGRÍCOLA .................................................................................................................................. 54

3.7 SERVICIOS PÚBLICOS ............................................................................................................................. 58

3.7.1 ALUMBRADO PÚBLICO ............................................................................................................................ 58


3.7.2 SISTEMAS DE BOMBEO DE AGUA POTABLE Y RESIDUAL ............................................................ 60

4 MEDIDAS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA PROPUESTAS Y ESTIMACIÓN DE MITIGACIÓN DE

GEI 62

4.1 SECTOR RESIDENCIAL ............................................................................................................................ 62

4.1.1 SUSTITUCIÓN DE EQUIPOS DE AIRE ACONDICIONADO ............................................................... 62

4.1.1.1 EVALUACIÓN DE LOS PERÍODOS DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN AL

REEMPLAZAR LOS EQUIPOS DE AIRE ACONDICIONADOS ........................................................................ 64

4.1.2 SUSTITUCIÓN DE REFRIGERADORES ................................................................................................ 66

4.1.2.1 EVALUACIÓN DE LOS PERÍODOS DE RECUPERACIÓN AL REEMPLAZAR LOS

REFRIGERADORES ................................................................................................................................................. 68

4.1.3 REEMPLAZO DE LÁMPARAS INCANDESCENTES ............................................................................ 69

4.1.3.1 EVALUACIÓN DEL PERÍODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN AL REEMPLAZAR

LAS LÁMPARAS INCANDESCENTES POR FLUORESCENTES COMPACTAS Y LED .............................. 70

4.2 SECTOR COMERCIAL ............................................................................................................................... 72

4.2.1 REEMPLAZO DE EQUIPOS DE AIRE ACONDICIONADO EN EL SECTOR COMERCIAL ........... 72

4.2.1.1 EVALUACIÓN DE LOS PERIODOS DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN POR EL

REEMPLAZO DE EQUIPOS DE AIRE ACONDICIONADO EN EL SECTOR COMERCIAL ......................... 73

4.2.1.2 EVALUACIÓN DEL PERÍODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN AL REEMPLAZAR

EQUIPOS DE AIRE ACONDICIONADO ................................................................................................................ 74

4.2.2 REEMPLAZO DE LA ILUMINACIÓN EN EL SECTOR COMERCIAL ................................................. 74

4.2.2.1 EVALUACIÓN DEL PERIODO DE RECUPERACIÓN POR EL REEMPLAZO DE LA ILUMINACIÓN EN EL SECTOR COMERCIAL ..................................................................................................... 76

4.2.3 REEMPLAZO DE LOS EQUIPOS DE REFRIGERACIÓN EN EL SECTOR COMERCIAL ............. 77

4.2.3.1 EVALUACIÓN DEL PERIODO DE RECUPERACIÓN POR EL REEMPLAZO DE

REFRIGERADORES EN EL SECTOR COMERCIAL .......................................................................................... 78

4.2.4 REEMPLAZO DE LOS EQUIPOS DE BOMBEO EN EL SECTOR COMERCIAL ............................ 79

4.2.4.1 EVALUACIÓN DEL PERIODO DE RECUPERACIÓN POR EL REEMPLAZO DE EQUIPOS DE

BOMBEO EN EL SECTOR COMERCIAL .............................................................................................................. 81

4.2.5 REEMPLAZO DE LOS EQUIPOS DE CÓMPUTO EN EL SECTOR COMERCIAL .......................... 82

4.2.5.1 EVALUACIÓN DEL PERIODO DE RECUPERACIÓN POR EL REEMPLAZO DE LOS

EQUIPOS DE CÓMPUTO EN EL SECTOR COMERCIAL ................................................................................. 84

4.3 SECTOR PETRÓLEO Y GAS ................................................................................................................... 85

4.3.1 REDUCCIÓN DE QUEMA DE GAS ......................................................................................................... 85

4.3.1.1 EFECTIVIDAD ECONÓMICA ............................................................................................................... 87

4.3.2 REHABILITACIÓN DE CALDERAS DE VAPOR .................................................................................... 88

4.3.3 OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE CONDENSADO (TRAMPAS DE VAPOR) Y AISLAMIENTO

TÉRMICO EN PEMEX REFINACIÓN ..................................................................................................................... 90

4.3.4 INTEGRACIÓN TÉRMICA EN PEMEX REFINACIÓN .......................................................................... 92

4.3.5 COGENERACIÓN EN PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA (PGPB) Y PEMEX

REFINACIÓN .............................................................................................................................................................. 93


4.3.5.1 EFECTIVIDAD ECONÓMICA ............................................................................................................... 97

4.3.5.2 EFECTIVIDAD ECONÓMICA CON CSC ............................................................................................ 98

4.3.6 EFICIENCIA ENERGÉTICA EN CALENTADORES DE PROCESO DE PEMEX POR

INCORPORACIÓN DE SISTEMAS DE TIRO FORZADO CON RECUPERACIÓN DE CALOR .................. 99

4.3.6.1 EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA DE LA INCORPORACIÓN DE TIRO FORZADO Y

RECUPERACIÓN DE CALOR A CALENTADORES Y HORNOS DE PROCESO EN PEMEX .................. 100

4.3.7 EFICIENCIA ENERGÉTICA POR INCREMENTO DE EFICIENCIA EN TURBINAS DE

COMPRESORES PEMEX ...................................................................................................................................... 101

4.3.7.1 EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA DEL INCREMENTO DE EFICIENCIA EN TURBINAS DE COMPRESORES PEMEX ............................................................................................................................... 102

4.4 SECTOR INDUSTRIAL ............................................................................................................................. 103

4.4.1 SUSTITUCIÓN DE COMBUSTIBLES POR OTROS DE MENOR FACTOR DE EMISIÓN O

NEUTROS ................................................................................................................................................................. 103

4.4.2 EFICIENCIA ENERGÉTICA EN SISTEMAS DE VAPOR POR RECUPERACIÓN DE CALOR EN

ECONOMIZADORES .............................................................................................................................................. 104

4.4.2.1 EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA DE LOS SISTEMAS DE VAPOR POR

RECUPERACIÓN DE CALOR EN ECONOMIZADORES ................................................................................. 104

4.4.3 SISTEMAS DE VAPOR POR REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

105

4.4.3.1 EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE VAPOR

106

4.4.4 AJUSTES OPERACIONALES EN CALDERAS .................................................................................... 107

4.4.4.1 EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA POR AJUSTES OPERACIONALES EN CALDERAS

108

4.4.5 COGENERACIÓN EN LA INDUSTRIA .................................................................................................. 109

4.4.6 SUSTITUCIÓN DE EQUIPOS DE AIRE ACONDICIONADO EN EL SECTOR INDUSTRIAL ...... 112

4.4.7 SUSTITUCIÓN DE LÁMPARAS EN EL SECTOR INDUSTRIAL ....................................................... 114

4.3.4.1 EVALUACIÓN DEL COSTO BENEFICIO AL REEMPLAZAR LAS LÁMPARAS EN EL SECTOR

INDUSTRIAL............................................................................................................................................................. 115

4.4.8 SUSTITUCIÓN DE MOTORES ELÉCTRICOS ..................................................................................... 116

4.3.4.2 EVALUACIÓN DEL COSTO BENEFICIO AL REEMPLAZAR LOS MOTORES ESTÁNDAR

POR MOTORES DE ALTA EFICIENCIA ............................................................................................................. 118

4.4.9 SUSTITUCIÓN DE COMPRESORES DE AIRE ESTÁNDAR ............................................................ 118

4.3.4.1 EVALUACIÓN DEL COSTO BENEFICIO AL REEMPLAZAR COMPRESORES EN EL SECTOR INDUSTRIAL ........................................................................................................................................... 119

4.4.10 REEMPLAZO DEL EQUIPO DE REFRIGERACIÓN ...................................................................... 120

4.3.4.2 EVALUACIÓN DEL COSTO BENEFICIO AL REEMPLAZAR EQUIPOS DE REFRIGERACIÓN

121

4.4.11 REEMPLAZO DE EQUIPOS DE CÓMPUTO ................................................................................... 122

4.3.4.3 EVALUACIÓN DEL COSTO BENEFICIO AL REEMPLAZAR COMPUTADORAS

INEFICIENTES ......................................................................................................................................................... 123


4.4.12 POTENCIAL DE MITIGACIÓN POR EL USO DE VARIADORES DE FRECUENCIA EN LOS

SISTEMAS DE BOMBEO ....................................................................................................................................... 124

4.4.12.1 EVALUACIÓN DEL COSTO BENEFICIO AL INSTALAR VARIADORES DE FRECUENCIA EN

LOS SISTEMAS DE BOMBEO .............................................................................................................................. 125

4.5 SECTOR MUNICIPAL ............................................................................................................................... 126

4.5.1 REEMPLAZO DE LUMINARIAS DEL ALUMBRADO PÚBLICO ........................................................ 126

4.5.2 SISTEMAS DE BOMBEO DE AGUA POTABLE Y NEGRAS ............................................................. 128

4.5.2.1 DETERMINACIÓN DEL COSTO BENEFICIO POR LA APLICACIÓN DE MEDIDAS DE

AHORRO DE ENERGÍA ......................................................................................................................................... 129

4.6 SECTOR AGRÍCOLA ................................................................................................................................ 131

4.6.1 REEMPLAZO DEL BOMBEO AGRÍCOLA ............................................................................................ 131

4.7 SECTOR TRANSPORTE ......................................................................................................................... 134

4.7.1 SUSTITUCIÓN DE FLOTA OBSOLETA ................................................................................................ 135

4.7.2 OPTIMIZACIÓN DE LA EFICIENCIA DE VEHÍCULOS DE TRANSPORTE TERRESTRE DE

PASAJEROS Y TURÍSTICO .................................................................................................................................. 137

4.1.1 CONDUCCIÓN EFICIENTE ..................................................................................................................... 140

4.1.1.1 DETERMINACIÓN DEL COSTO BENEFICIO POR LA APLICACIÓN DE MEDIDAS DE

AHORRO DE COMBUSTIBLE EN EL SECTOR TRANSPORTE .................................................................... 141

5 MITIGACIÓN CONTRA LA LÍNEA BASE DE EMISIONES DE GEI DEL SECTOR ENERGÍA ......... 143

6 RUTAS TECNOLÓGICAS ............................................................................................................................ 149

6.1 SISTEMAS Y EQUIPOS ELÉCTRICOS ................................................................................................ 149

6.2 SISTEMAS DE AIRE COMPRIMIDO ..................................................................................................... 150

6.3 SISTEMAS DE AIRE ACONDICIONADO .............................................................................................. 152

Enfriamiento evaporativo (coolers) .............................................................................................................. 160

6.4 SISTEMAS Y EQUIPOS DE GENERACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE VAPOR.................................. 168

6.4.1 CALDERAS ................................................................................................................................................ 168

6.4.2 ELEMENTOS DE RECUPERACIÓN DE CALOR PARA CALDERAS (ECONOMIZADORES Y

PRECALENTADORES DE AIRE) ......................................................................................................................... 169

6.4.3 SISTEMAS DE CONDENSADO (TRAMPAS DE VAPOR) ................................................................. 171

6.5 COGENERACIÓN Y COMPONENTES PRINCIPALES ASOCIADOS ............................................. 171

6.5.1 CICLO SUPERIOR .................................................................................................................................... 171

6.5.2 ELEMENTOS DE CONVERSIÓN DE ENERGÍA DE DESECHO EN TÉRMICA: ........................... 174

6.5.3 CICLO INFERIOR ...................................................................................................................................... 176

6.5.4 INTEGRACIÓN DE SISTEMAS DE COGENERACIÓN ...................................................................... 176

7 ANÁLISIS DE LAS BARRERAS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LAS OPCIONES DE EFICIENCIA

ENERGÉTICA .......................................................................................................................................................... 179

8 ELEMENTOS CLAVE PARA UN SISTEMA DE MEDICIÓN, REPORTE Y VERIFICACIÓN PARA

LAS MEDIDAS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA................................................................................................. 190


BIBLIOGRAFÍA......................................................................................................................................................... 198

MEDICIÓN ................................................................................................................................................................ 220

LA MEDICIÓN ES LA DESCRIPCIÓN DE UN FENÓMENO EN TÉRMINOS PRECISOS Y OBJETIVOS

UTILIZANDO UNIDADES DE MEDICIÓN. .......................................................................................................... 220

REPORTE ................................................................................................................................................................. 220

EL REPORTE ES LA ACCIÓN QUE PERMITE A OTROS EVALUAR LO QUE SE ESTÁ HACIENDO Y EL NIVEL DE PROGRESO RESPECTO A OBJETIVOS O COMPROMISOS DETERMINADOS. EL REPORTE PERMITE LA TRANSPARENCIA EN LAS ACCIONES Y ES LA BASE PARA EL

ENTENDIMIENTO Y LA COOPERACIÓN. .......................................................................................................... 220

VERIFICACIÓN ........................................................................................................................................................ 220

LA VERIFICACIÓN SE REFIERE AL PROCESO INDEPENDIENTE DE REVISIÓN DE LA PRECISIÓN Y LA CONFIABILIDAD DE LA INFORMACIÓN REPORTADA. LA VERIFICACIÓN PERMITE LA CONSTRUCCIÓN DE LA CONFIANZA. LA VERIFICACIÓN ES UN PROCESO TÉCNICO QUE IMPLICA REVISIONES DE LA INCERTIDUMBRE Y LAS DIFICULTADES TÉCNICAS RELACIONADAS CON LA MEDICIÓN. ............................................................................................................................................................... 220

LÍNEA BASE ............................................................................................................................................................. 220

LA LÍNEA BASE, EN EL CASO DE MEDIDAS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA, SE DEFINE COMO EL ESCENARIO CONTRA EL CUAL SE COMPARA EL CONSUMO DE ENERGÍA DE UNA TECNOLOGÍA EFICIENTE, CON EL OBJETIVO DE DETERMINAR LOS AHORROS DE ENERGÍA Y SU ASOCIADA MITIGACIÓN DE EMISIONES. LA LÍNEA BASE SON LAS CONDICIONES “BUSINESS AS USUAL” CONTRA LAS CUALES SE COMPARA UN PORYECTO O UNA ACCIÓN DE EFICIENCIA ENERGÉTICA. LA LÍNEA BASE SE PUEDE DETERMINAR COMO ENERGÍA CONSUMIDA Y/O COMO

PICOS DE DEMANDA. ........................................................................................................................................... 220

FACTOR DE EMISIÓN ........................................................................................................................................... 220

INDICADOR QUE PERMITE CONOCER LA RELACIÓN ENTRE UNIDAD DE ENERGÍA Y EMISIONES

DE GASES DE EFECTO INVERNADERO. ......................................................................................................... 220

MEDICIÓN AISLADA .............................................................................................................................................. 220

LA MEDICIÓN AISLADA SE ENFOCA EN LA MEDICIÓN DEL DESEMPEÑO ESPECÍFICO DE UNA MEDIDA PARTICULAR DE CONSERVACIÓN DE ENERGÍA O EFICIENCIA ENERGÉTICA. LA MEDICIÓN AISLADA COMO SU NOMBRE LO INDICA SE BASA EN LA MEDICIÓN DEL DESEMPEÑO ENERGÉTICO DEL EQUIPO, PREVIO Y POSTERIOR A LA IMPLEMENTACIÓN DE LA MEDIDA. CON

BASE EN LA COMPARACIÓN DE ESTAS MEDICIONES SE CALCULAN LOS AHORROS. ................... 220

MEDICIÓN COMPLETA ......................................................................................................................................... 220

LA MEDICIÓN COMPLETA SE UTILIZA CUANDO UNA MEDIDAD DE CONSERVACIÓN O EFICIENCIA ENERGÉTICA NO SE PUEDE MEDIR DE FORMA AISLADA. LA MEDICIÓN COMPLETA SE BASA EN LA MEDICIÓN DEL DESEMPEÑO ENERGÉTICO DE UN SISTEMA COMPLEJO COMO SERÍA UN

EDIFICION O UN PROCESO INDUSTRIAL. ...................................................................................................... 220


Índice de tablas Tabla 1 Principales países productores de energía en 2009 ................................................................................................... 1 Tabla 2 Consumo total y por habitante de energía eléctrica en 2009 ................................................................................. 1 Tabla 3 Evolución de las políticas y programas de eficiencia energética en México ............................................... 10 Tabla 4 Principales iniciativas de Eficiencia Energética implementadas en México................................................. 15 Tabla 5 Líneas de acción del PRONASE ......................................................................................................................................... 19 Tabla 6 Sectores y tecnologías bajo análisis ................................................................................................................................. 22 Tabla 7 Tecnologías bajo análisis – Sector Transporte ............................................................................................................ 24 Tabla 8 Consideraciones de cada estudio – Sector Transporte .......................................................................................... 26 Tabla 9 Tecnologías bajo análisis – Sector Residencial .......................................................................................................... 28 Tabla 10 Consideraciones de cada estudio – Sector Residencial ...................................................................................... 31 Tabla 11 Distribución de empresas por tamaño en México ................................................................................................... 33 Tabla 12 Consumo de energía en el sector comercial .............................................................................................................. 34 Tabla 13 Consumo de energía en el sector comercial .............................................................................................................. 35 Tabla 14 Consumo de energía y número de equipos en el sector comercial ............................................................... 36 Tabla 15 Tarifas para el sector comercial ........................................................................................................................................ 37 Tabla 16 Consumo de energía para el sector industrial ........................................................................................................... 37 Tabla 17 Distribución de los principales consumidores de energía ................................................................................... 38 Tabla 18 Determinación del costo ponderado de energía en la tarifa HM ..................................................................... 41 Tabla 19 Determinación del costo ponderado de energía en la tarifa HSL ................................................................... 41 Tabla 20 Tecnologías bajo análisis – Sector Industrial ............................................................................................................. 42 Tabla 21 Consideraciones de cada estudio – Sector Industrial ........................................................................................... 46 Tabla 22 Tecnologías bajo análisis – Sector Petróleo y Gas ................................................................................................ 49 Tabla 23 Consideraciones de cada estudio – Sector Petróleo y Gas ............................................................................... 49 Tabla 24 Tecnologías bajo análisis – Sector Agrícola ............................................................................................................... 55 Tabla 25 Distribución del tipo de sistemas de bombeo en el riego agrícola ................................................................. 55 Tabla 26 Cuantificación del número de bombas por tipo ......................................................................................................... 56 Tabla 27 Costo de la energía eléctrica MXN$/kWh .................................................................................................................... 56 Tabla 28 Consumo de energía por tipo de lámpara (MWh/año) .......................................................................................... 59 Tabla 29 Tecnologías bajo análisis – Sector Servicios Públicos ......................................................................................... 60 Tabla 30 Consideraciones de cada estudio – Sector Servicios Públicos ....................................................................... 60 Tabla 31 Distribución del tipo de sistemas de bombeo ............................................................................................................ 60 Tabla 32 Determinación del número de equipos de bombeo municipal .......................................................................... 61 Tabla 33 Potencial de mitigación por sustitución de los equipos de aire acondicionado en el sector

residencial .......................................................................................................................................................................................................... 62 Tabla 34 Potencial de mitigación por sustitución de los equipos de aire acondicionado en el sector

residencial (continuación) ......................................................................................................................................................................... 63 Tabla 35 Períodos de recuperación de la inversión al reemplazar un equipo de aire acondicionado de ventana por uno de ventana de alta eficiencia .............................................................................................................................. 64 Tabla 36 Períodos de recuperación de la inversión al reemplazar un equipo de aire acondicionado tipo

minisplit estándar por uno de alta eficiencia ................................................................................................................................... 65 Tabla 37 Potencial de mitigación por el reemplazo de los refrigeradores ...................................................................... 66 Tabla 38 Consumo de energía de diferentes refrigeradores ................................................................................................. 68 Tabla 39 Ahorro en consumo de energía al reemplazar diferentes refrigeradores ................................................... 68 Tabla 40 Ahorros económicos por el reemplazo de refrigeradores ($MXN) ................................................................. 68 Tabla 41 Períodos simples de recuperación de la inversión – PSR (años) ................................................................... 69 Tabla 42 Potencial de mitigación por el cambio de lámparas ............................................................................................... 69 Tabla 43 Consumo de energía y costo de operación de las lámparas incandescentes ......................................... 71 Tabla 44 Períodos de recuperación al reemplazar por LFC .................................................................................................. 71 Tabla 45 Períodos de recuperación al reemplazar incandescentes por LED ............................................................... 71


Tabla 46 Períodos de recuperación al reemplazar fluorescentes compactas por LEDS ....................................... 72 Tabla 47 Potencial de mitigación por reemplazo de equipos de aire acondicionado ............................................... 72 Tabla 48 Bases de cálculo para las evaluaciones ....................................................................................................................... 73 Tabla 49 Consumo de energía y costo de operación ................................................................................................................ 74 Tabla 50 Ahorro de energía y económicos ...................................................................................................................................... 74 Tabla 51 Período de recuperación de la inversión al reemplazar equipos de Aire Acondicionado .................. 74 Tabla 52 Determinación del potencial de mitigación al reemplazar la Iluminación ................................................... 75 Tabla 53 Consumo de energía de las lámparas estándar ...................................................................................................... 76 Tabla 54 Consumo de energía de las lámparas de alta eficiencia ..................................................................................... 76 Tabla 55 Ahorros de energía y económicos ................................................................................................................................... 76 Tabla 56 Costo de los equipos y periodos de recuperación .................................................................................................. 77 Tabla 57 Cálculo del potencial de mitigación al reemplazar equipos de refrigeración ............................................ 77 Tabla 58 Consumo de energía de los equipos de Refrigeración......................................................................................... 78 Tabla 59 Ahorro de energía y económicos ...................................................................................................................................... 79 Tabla 60 Periodos de recuperación de la inversión .................................................................................................................... 79 Tabla 61 Cálculo del potencial de mitigación al reemplazar equipos de bombeo ...................................................... 79 Tabla 62 Consumo de energía y costo de operación de los equipos estándar y de alta eficiencia ................. 81 Tabla 63 Ahorros de energía y económicos por el reemplazo de los sistemas de bombeo ................................ 81 Tabla 64 Periodos simples de recuperación por el cambio de sistemas de bombeo ............................................... 81 Tabla 65 Cálculo del potencial de mitigación al reemplazar equipos de cómputo ..................................................... 82 Tabla 66 Ahorros de energía y económicos ................................................................................................................................... 84 Tabla 67 Reducción de quema de gas en Pemex (energía).................................................................................................. 85 Tabla 68 Reducción de quema de gas en Pemex (emisiones) ............................................................................................ 86 Tabla 69 Rehabilitación de calderas de vapor en Pemex (energía) .................................................................................. 88 Tabla 70 Rehabilitación de calderas de vapor en Pemex (emisiones)............................................................................. 89 Tabla 71 Optimización de sistemas de condensado y aislamiento térmico (energía) ............................................. 90 Tabla 72 Optimización de sistemas de condensado y aislamiento térmico (emisiones) ........................................ 91 Tabla 73 Integración térmica en SNR (energía) ........................................................................................................................... 92 Tabla 74 Integración térmica en SNR (emisiones) ...................................................................................................................... 93 Tabla 75 Ahorro de Energía PGPB y Reducción de Emisiones de GEI por Proyecto Cogeneración Nuevo Pemex .................................................................................................................................................................................................................. 94 Tabla 76 Ahorro de Energía y Reducción de Emisiones de GEI por Proyectos de Cogeneración en Pemex

Refinación .......................................................................................................................................................................................................... 95 Tabla 77 Cuadro Resumen Escenario Pemex Refinación Neutro ...................................................................................... 96 Tabla 78 Cuadro Resumen Escenario Pemex Refinación CCS@90% ........................................................................... 97 Tabla 79 Incorporación de Tiro Forzado y Recuperación de Calor a Calentadores y Hornos de Proceso en

Pemex ............................................................................................................................................................................................................... 100 Tabla 80 Evaluación técnico-económica de la incorporación de Tiro Forzado y Recuperación de Calor a Calentadores y Hornos de Proceso en Pemex .......................................................................................................................... 101 Tabla 81 Incremento de Eficiencia en Turbinas de Compresores Pemex .................................................................. 102 Tabla 82 Evaluación técnico-económica del incremento de Eficiencia en Turbinas de Compresores Pemex

.............................................................................................................................................................................................................................. 102 Tabla 83 Instalación de Economizadores en Calderas Industriales ............................................................................... 104 Tabla 84 Evaluación técnico-económica de los sistemas de vapor por recuperación de calor en

economizadores .......................................................................................................................................................................................... 105 Tabla 85 Sistemas de vapor por reducción de pérdidas en sistemas de distribución .......................................... 106 Tabla 86 Evaluación técnico-económica de los sistemas de vapor por reducción de pérdidas en sistemas

de distribución .............................................................................................................................................................................................. 107 Tabla 87 Ajustes operacionales en calderas ............................................................................................................................... 108 Tabla 88 Evaluación técnico-económica de ajustes operacionales en calderas ..................................................... 108 Tabla 89 Sector Azucarero. Datos originales de estudio (Tabla 43) .............................................................................. 109 Tabla 90 Sector Azucarero. Datos de ahorros netos y emisiones reducidas (adaptado de Tabla 43) ........ 110 Tabla 91 Cálculo de reducción de emisiones de acuerdo a factor de red de SEN y reducción de consumo neto de combustible en sector azucarero ..................................................................................................................................... 110 Tabla 92 Sector industrial. Datos de estudio CONUEE ahorro de combustibles industria (de tabla 41) .... 111


Tabla 93 Sector industrial. Datos de estudio CONUEE ahorro de combustibles industria escenario medio

(nivel de penetración de 60%, adaptado de tabla 41) ............................................................................................................ 111 Tabla 94 Cálculo de reducción de emisiones de acuerdo a factor de red de SEN y reducción de consumo

neto de combustible en sector industrial ........................................................................................................................................ 112 Tabla 95 Potencial de mitigación al reemplazar los chillers en el Sector Industrial ............................................... 112 Tabla 96 Evaluación del costo beneficio al reemplazar los chillers ................................................................................ 114 Tabla 97 Cálculo del potencial de mitigación por el reemplazo de la iluminación en el sector industrial ... 114 Tabla 98 Evaluación del costo beneficio al reemplazar la iluminación.......................................................................... 116 Tabla 99 Potencial de mitigación por el reemplazo de motores ....................................................................................... 117 Tabla 100 Evaluación del costo beneficio al reemplazar motores eléctricos ............................................................. 118 Tabla 101 Cálculo del potencial de mitigación al reemplazar los compresores de aire ....................................... 118 Tabla 102 Beneficios, consumos y ahorros de equipos estándar .................................................................................... 120 Tabla 103 Cálculo del potencial de mitigación al reemplazar el equipo de refrigeración .................................... 120 Tabla 104 Evaluación del costo beneficio al hacer la reconversión del sistema de refrigeración .................. 121 Tabla 105 Cálculo del potencial de mitigación al reemplazar equipos de cómputo ............................................... 122 Tabla 106 Evaluación del costo beneficio al reemplazar computadoras ..................................................................... 123 Tabla 107 Potencial de mitigación al instalar variadores de frecuencia en los sistemas de bombeo .......... 124 Tabla 108 Costo beneficio al instalar variadores de frecuencia en los sistemas de bombeo ........................... 125 Tabla 109 Potencial de mitigación al reemplazar el alumbrado público ....................................................................... 126 Tabla 110 Potencial de mitigación al reemplazar el alumbrado público (Continuación) ...................................... 126 Tabla 111 Períodos de recuperación al reemplazar las lámparas de alumbrado ................................................... 128 Tabla 112 Potencial de mitigación por sistemas de bombeo de agua potable y negras ..................................... 128 Tabla 113 Cálculo del potencial de mitigación por optimizar los sistemas de bombeo agrícola ..................... 131 Tabla 114 Bases de cálculo para determinar los ahorros de energía y periodos de recuperación ............... 132 Tabla 115 Consumo de energía y costo anual de operación de las bombas estándar ...................................... 133 Tabla 116 Consumo de energía y costo anual de operación de las bombas de alta eficiencia ..................... 133 Tabla 117 Periodos Simples de Recuperación de la Inversión ......................................................................................... 133 Tabla 118 Consumo del sector autotransporte por combustible ...................................................................................... 134 Tabla 119 Consumo de combustible por tipo de transporte ................................................................................................ 134 Tabla 120 Transporte de pasajeros por tipo de vehículo y combustible ...................................................................... 135 Tabla 121 Transporte turístico por tipo de vehículo y combustible ................................................................................. 135 Tabla 122 No. de vehículos de transporte de pasajeros – flota obsoleta .................................................................... 136 Tabla 123 No. de vehículos de transporte turístico – flota obsoleta ............................................................................... 136 Tabla 124 Consumo de combustible – flota obsoleta de transporte de pasajeros ................................................. 136 Tabla 125 Consumo de combustible – flota obsoleta de transporte turístico ............................................................ 137 Tabla 126 Teconologías de ahorro de combustible y su adopción en México y EUA en 2008 ....................... 138 Tabla 127 Tecnologías de ahorro de combustible seleccionadas y porcentaje de adopción en el país .... 139 Tabla 128 Ahorro en consumo de combustible y mitigación por tecnologías eficientes ...................................... 139 Tabla 129 Ahorro en consumo de combustible y mitigación por tecnologías eficientes ...................................... 140 Tabla 130 Ahorro en consumo de combustible y mitigación por conducción eficiente ........................................ 141 Tabla 131 Ahorro en consumo de combustible y mitigación por conducción eficiente ........................................ 141 Tabla 132Variables para estimación de beneficio económico sector transporte ..................................................... 142 Tabla 133 Ahorro económico (millones de pesos) por reducción en consumo de combustible ...................... 142 Tabla 134 Potencial de mitigación agregado .............................................................................................................................. 143 Tabla 135 Tipos de Chillers y sus rangos de capacidad ....................................................................................................... 153 Tabla 136 Información técnica de los minisplits inverter ....................................................................................................... 155 Tabla 137 Valores de eficiencia energética de aires acondicionados ........................................................................... 155 Tabla 138 Temperatura promedio por hora para los seis primeros meses del año ............................................... 158 Tabla 139 Temperatura promedio por hora para los seis primeros meses del año ............................................... 159 Tabla 140 Valores de resistencia térmica certificados con la NOM 018 ENER 1997 ........................................... 162 Tabla 141 Clasificación por zonas térmicas ................................................................................................................................. 164 Tabla 142 Total (Valor “R”) de un elemento de la envolvente............................................................................................ 164 Tabla 143 Ahorros al reemplazar incandescentes por fluorescentes compactas ................................................... 165 Tabla 144 Porcentaje de ahorros al reemplazar incandescentes por LEDS.............................................................. 166 Tabla 145 Porcentajes de ahorro al reemplazar fluorescentes compactas por LEDS ......................................... 166


Tabla 146 Opciones para reemplazar a las lámparas T12 de 75W ................................................................................ 167 Tabla 147 Opciones para reemplazar a las lámparas T12 de 40W ................................................................................ 167 Tabla 148 Opciones para reemplazar las lámparas de aditivos metálicos ................................................................. 167 Tabla 149 Barreras específicas para el sector residencial .................................................................................................. 184 Tabla 150 Barreras específicas para los sectores comercial, industrial y de servicios ........................................ 184 Tabla 151 Barreras específicas para el sector municipal ..................................................................................................... 187 Tabla 152 Barreras específicas para el sector agrícola ........................................................................................................ 187 Tabla 153 Barreras específicas para el sector petróleo y gas ........................................................................................... 188 Tabla 154 Elementos clave de MRV en el Sector Residencial .......................................................................................... 192 Tabla 155 Elementos clave de MRV en el Sector Comercial ............................................................................................. 192 Tabla 156 Elementos clave de MRV en el Sector Municipal .............................................................................................. 193 Tabla 157 Elementos clave de MRV en el Sector Agrícola ................................................................................................. 193 Tabla 158 Mediciones en los sistemas de bombeo ................................................................................................................. 194 Tabla 159 Elementos clave de MRV en el Sector de Gas y Petróleo ............................................................................ 195 Tabla 160 Elementos clave de MRV en el Sector Industrial ............................................................................................... 196 Tabla 161 Escenarios de Desarrollo de Cogeneración en la Industria en México (Estudio sobre la

Cogeneración CONUEE 2009) ........................................................................................................................................................... 205 Tabla 162 Ahorro de Combustible de Acuerdo a Escenario Medio de Desarrollo de Cogeneración en la

Industria en México (Estudio sobre la Cogeneración CONUEE 2009) ......................................................................... 208


Índice de figuras

Figura 1. Producción de energía primaria en México en 2010 ................................................................................................ 3 Figura 2. Estructura del consumo final energético en México por sector en 2010 ....................................................... 3 Figura 3. Intensidad Energética de México 2000–2010 (kJ/$ de PIB producido) .......................................................... 4 Figura 4. Evolución del PIB y del consumo de energía 2000-2010 ...................................................................................... 5 Figura 5. Evolución del consumo de energía por habitante 2000 – 2010 (GJ/habitante) ......................................... 6 Figura 6. Evolución de los precios del barril de petróleo crudo 1999 – 2010 .................................................................. 7 Figura 7. Evolución del consumo mundial de petróleo 1996-2010 ........................................................................................ 8 Figura 8. Instituciones en el Sector Energía en México ........................................................................................................... 15 Figura 9. Número de empresas en México por tipo .................................................................................................................... 33 Figura 10. Distribución del consumo de energía en el sector comercial ......................................................................... 35 Figura 11. Comportamiento del índice energético de la tarifa comercial ........................................................................ 36 Figura 12. Distribución del consumo de energía .......................................................................................................................... 39 Figura 13. Distribución del parque de motores en México ...................................................................................................... 40 Figura 14. . Indice Energético del Tarifa Industrial (MWh/usuario) .................................................................................... 41 Figura 15 Índice energético en la tarifa para el riego agrícola MWh/usuario ................................................................ 57 Figura 16 Distribución por tipo de lámparas ................................................................................................................................... 59 Figura 17 Índice energético del bombeo de agua potable y aguas negras ................................................................... 61 Figura 18. Cambio en CO2 con mayor tecnología y costos ................................................................................................. 138 Figura 19. Comparación línea base revisada contra acciones propuestas en este estudio .............................. 144 Figura 20. Línea base revisada por sectores (MtCO2e) ........................................................................................................ 145 Figura 21. Acciones propuestas en este estudio por sector (MtCO2e) ......................................................................... 145 Figura 22. Sector Agrícola (MtCO2e) ............................................................................................................................................... 145 Figura 23. Sector Edificaciones (MtCO2e) .................................................................................................................................... 146 Figura 24. Sector Industrial (MtCO2e) ............................................................................................................................................. 146 Figura 25. Sector de Petróleo y Gas (MtCO2e) .......................................................................................................................... 147 Figura 26. Sector Transporte (MtCO2e) ......................................................................................................................................... 148 Figura 27. Operación del economizador ........................................................................................................................................ 158 Figura 28. Refrigerantes de hidrocarburos ................................................................................................................................... 162 Figura 29. CRE, Capacidad a Instalar en Permisos de Cogeneración por Sector de la Industria (2007 –

2012).................................................................................................................................................................................................................. 204 Figura 30. Balance de electricidad del servicio Público, 2006 (Balance Nacional de Energía 2006) ........... 211 Figura 31. Factores de Emisión del SEN Calculados de Acuerdo a Datos de Prospectiva del Sector

Eléctrico 2010 – 2025 ............................................................................................................................................................................... 218


Índice de acrónimos y abreviaturas

AC Acondicionador de Aire

AIE Agencia Internacional de Energía

API American Petroleum Institute

ASI Ahorro Sistemático Integral

BANOBRAS Banco Nacional de Obras y Servicios Públicos

BAU Business As Usual

BNE Balance Nacional de Energía

BRT Bus Rapid Transit

CANAME Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas

CESPEDES Comisión de Estudios del Sector Privado para el Desarrollo Sustentable

CFE Comisión Federal de Electricidad

CMM Centro Mario Molina

CMNUCC Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

CONAE Comisión Nacional para el Ahorro de Energía

CONAGUA Comisión Nacional del Agua

CONUEE Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía

CRE Comisión Reguladora de Energía

CSC Captura y Secuestro de Carbono

EER Relación de Eficiencia Energética

ENTEASE Estrategia Nacional para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía

FIDE Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica

Gas LP Gas Licuado de Petróleo

GEI Gases de Efecto Invernadero

GIZ Deutsche Gesellscaft fuer Internationale Zusammenarbeit (Agencia Alemana para la Cooperación Internacional)

GMI Gerencia de Mantenimiento Integral de Pemex

GTZ Sociedad Alemana de Cooperación Técnica

IGCC Gasificación Integrada de Ciclo Combinado

IIE Instituto de Investigaciones Eléctricas

IMP Instituto Mexicano del Petróleo

INE Instituto Nacional de Ecología

INEGEI Inventario Nacional de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero

INFONAVIT Instituto del Fondo Nacional de la Vivienda para los Trabajadores


IPCC Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático

LAERFTE Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética

LED Light-Emitting Diode (Diodo Emisor de Luz)

LFC Lámpara fluorescente compacta

MDL Mecanismo para un Desarrollo Limpio

MEDEC México: estudio sobre la disminución de emisiones de carbono

MRV Medición, Reporte y Verificación

PCI Poder Calorífico Inferior

PECC Programa Especial de Cambio Climático

PEMEX Petróleos Mexicanos

PEP Pemex Exploración y Producción

PFAE Programa Familiar de Ahorro de Energía

PGPB Pemex Gas y Petroquímica Básica

PIB Producto Interno Bruto

PROCOBRE Instituciones para promover el uso de Cobre

PRONASE Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía

PyME Pequeña y Mediana Empresa

RCE Reducción Certificada de Emisiones

RMNE Campo petrolero “Región Marina Noreste

RSC Responsabilidad Social Corporativa

SEMARNAT Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales

SEN Sistema Eléctrico Nacional

SENER Secretaría de Energía

SIE Sistema de Información Eléctrica

SISPA Sistema de Información de Seguridad Industrial y Protección Ambiental

SNR Sistema Nacional de Refinación

USAID Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional

USCUSS Uso de Suelo, el Cambio de Uso de Suelo y Silvicultura


Índice de unidades

CO Monóxido de Carbono

CO2 Bióxido de Carbono

GW Gigawatt

GWh Gigawatt hora

HP Horse Power (Caballo de Fuerza)

KW Kilowatt

KWh Kilowatt-hora

MJ Megajoules

Mt Millones de toneladas

MtCO2e Millones de toneladas de bióxido de carbono equivalente

MW Megawatt

MWh Megawatt-hora

PJ Petajoules

tCO2e Tonelada de bióxido de carbono equivalente

TJ Terajoules

TR Toneladas de Refrigeración

TWh Terawatt-hora

W Watt


RESUMEN EJECUTIVO

Medidas, programas y políticas de ahorro de energía en México Los avances en la penetración del ahorro y uso eficiente de la energía en los instrumentos de planeación de México, se ven reflejados en los Planes Nacionales de Desarrollo, los Programas Sectoriales y en diversos documentos sobre Prospectiva del Sector Eléctrico. A partir del Programa de Energía1 publicado en 1981, el concepto trascendió y se encuentra plasmado en los Planes de Desarrollo, la reglamentación específica en materia energética, y los programas de energía del país; además de un marco institucional especializado con organismos como la CONUEE, el FIDE y la CRE; evidenciando avances en cuanto a la cuantificación de los ahorros obtenidos, al establecimiento de metas puntuales, y la transformación de propuestas en proyectos concretos de ahorro energético. Entre los programas más relevantes desarrollados a 2012, se puede mencionar el Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de Energía (PRONASE), el cual identifica oportunidades para el aprovechamiento eficiente de la energía en transporte, edificaciones, iluminación, motores industriales, cogeneración, bombas de agua, y equipos del hogar o de inmuebles. El Programa de Ahorro de Energía del Sector Eléctrico (PAESE), creado con el objetivo de promover el ahorro y uso eficiente de la energía eléctrica al interior de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), en su producción, distribución, y en las instalaciones de los usuarios, esto último principalmente a través del Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE). Y otros programas de alcance más puntual, como el Programa Luz Sustentable, el Programa de Promoción del Uso de Calentadores Solares de Agua, el Programa de Sustitución de Electrodomésticos, el Proyecto Nacional de Eficiencia Energética en el Alumbrado Público Municipal, el Protocolo de actividades para la implementación de acciones de eficiencia energética en inmuebles, flotas vehiculares e instalaciones de la Administración Pública Federal, el Programa de Hipoteca Verde, y el Programa de normalización para la eficiencia energética. Hasta mediados de julio de 2012 se han desarrollado, publicado y entrado en vigor 23 normas de eficiencia energética aplicables a tecnologías e instalaciones de alto consumo de energía como equipos de bombeo, iluminación, calentamiento de agua, motores, edificaciones, entre otros. El Sistema de Información Energética reporta los ahorros de energía atribuidos a normas, cuenta con información de 1995 a 2008, la cual se presenta en la siguiente gráfica.

1 Programa de Energía. Metas a 1990 y Proyecciones al año 2000. SENER


Ahorro de energía por normas 2995-2008 Energía eléctrica (GWh), Energía térmica (TJ)

Fuente: Elaboración propia con información del Sistema Nacional de Energía, 2012

Evaluación del potencial de reducción del consumo de energía y de emisiones de GEI El presente estudio, evalúa el potencial para incrementar la eficiencia energética en México, en los sectores residencial, comercial, municipal, agrícola, industrial, de transporte, y de petróleo y gas, y el potencial de reducción de emisiones de GEI con la aplicación de las medidas propuestas. Parte de las intervenciones ya se han implementado en México, y se evalúa su posible ampliación. Las siguientes tablas, muestran un resumen de las medidas y su potencial de mitigación por sector. Se realizaron cálculos para determinar el potencial de mitigación de gases de efecto invernadero, para lo cual se consideraron diferentes escenarios de penetración de las tecnologías que permiten elevar la eficiencia con la que se utiliza la energía. Potenciales de ahorro de energía eléctrica y mitigación de GEI La siguiente tabla sintetiza los cálculos efectuados para estimar el potencial de reducción de consumo eléctrico y de emisión de GEI del parque de equipos eléctricos con mayor consumo de electricidad en los sectores analizados, y que por su antigüedad se pueden considerar como ineficientes. A partir de lo anterior se estima:


Resumen del ahorro de energía eléctrica y del potencial de mitigación S

ecto

re

s

Tecnología

Ahorro de energía/penetración Mitigación 50% 75% 90% 50% 75% 90%

MWh/año TCO2/año

Re

sid

en

cia

l

Aires acondicionados

1,390,329 2,085,494 2,502,593 673,197 1,009,796 1,211,755

Refrigeradores 2,158,473 3,237,710 3,885,251 1,045,133 1,567,699 1,881,239

Iluminación 3,051,808 4,577,711 2,216,528 1,477,685 2,216,528 2,659,833

Subtotal 6,600,610 9,900,915 8,604,372 3,196,015 4,794,023 5,752,827

Mu

nic

ipa

l Alumbrado

público 655,932 983,897 1,180,677 331,705 497,557 597,068

Bombeo Municipal

303,649 455,473 546,568 147,027 220,540 264,648

Subtotal 959,581 1,439,370 1,727,245 478,732 718,097 861,716

Ag

rí

co

la

Bombeo agrícola

54,548 81,822 98,186 879,205 1,318,807 1,582,569

Co

me

rcia

l

Aires acondicionados

547,434 821,151 985,381 265,068 397,601 477,122

Refrigeración 548,169 822,253 986,704 265,423 398,135 477,762

Equipo de bombeo

153,713 230,570 276,684 74,428 111,642 133,970

Equipo de cómputo

313,050 469,574 563,489 151,579 227,368 272,841

Iluminación 2,491,544 3,737,315 4,484,778 1,206,405 1,809,608 2,171,530

Subtotal 4,053,910 6,080,863 7,297,036 1,962,903 2,944,354 3,533,225

Ind

us

tria

l

Aire acondicionado Chillers

496,552 744,828 893,793 240,430 360,646 432,775

Iluminación 2,473,883 3,710,825 4,452,990 1,197,854 1,796,782 2,156,138

Motores de alta eficiencia

1,853,169 2,779,753 3,335,704 897,304 1,345,956 1,615,148

Refrigeración 624,703 937,054 1,124,465 302,481 453,722 544,466

Equipo de cómputo

577,528 866,292 1,039,550 279,639 419,459 503,350

Equipo de bombeo

27,501 41,252 49,502 13,316 19,974 23,969

Compresores de aire

1,122,263 1,683,395 2,020,074 543,400 815,100 978,120

Subtotal 7,175,599 10,763,399 12,916,078 3,474,424 5,211,639 6,253,966

Total 18,844,248 28,266,369 30,642,917 9,991,279 14,986,920 17,984,303

Fuente: Elaboración propia. En el apartado correspondiente a cada sector, se especifican las fuentes de obtención de datos y las metodologías de cálculo.

Como lo muestra la tabla, para el sector residencial la tecnología que tiene el más alto potencial de mitigación es el reemplazo de la iluminación; la suma de los ahorros por concepto de sustitución de equipos de aire acondicionado y refrigeradores, es de magnitud similar al ahorro sólo por iluminación. De planearse una estrategia de sustitución de equipos, se podría pensar en paquetes tecnológicos que involucren estos equipos en conjunto. En el sector municipal el potencial de mitigación por el cambio de las lámparas es casi el doble del que podría obtenerse por la optimización de los sistemas de bombeo. De igual forma, en los sectores comercial e industrial, el reemplazo de equipos de iluminación, tiene también un alto potencial de ahorro de energía que puede lograrse al optimizar los sistemas actuales.


Para la elaboración de este documento se consultaron los informes de actividades de los últimos 5 años de la SENER, y los informes de actividades de los últimos 9 años de la CFE, a fin de conocer los proyectos de eficiencia energética de los últimos años, y cuantificar las tecnologías de alta eficiencia que se han aplicado como resultado de programas de sustitución de equipos ineficientes. Se comparó la tecnología estándar contra la de alta eficiencia, esta última es la que tiene que cumplir los valores exigidos por las normas de eficiencia energética correspondientes. Se consideraron tres diferentes escenarios de penetración de las tecnologías de alta eficiencia, el primero fue de 50%, el segundo de 75% y el tercero del 90%. En la siguiente tabla se puede apreciar que el potencial de mitigación más alto se puede lograr en el sector industrial, le siguen en orden de importancia el sector residencial y el sector comercial.

Potencial de mitigación con una penetración del 90%

Sector Potencial de mitigación (TCO2/año) Porcentaje (%)

Residencial 5,752,827 31.99%

Municipal 861,716 4.79%

Agrícola 1,582,569 8.80%

Comercial 3,533,225 19.65%

Industrial 6,253,966 34.77%

Total 17,984,303 100.00% Fuente: Elaboración propia. En el apartado correspondiente a cada sector, se especifican las fuentes de obtención de datos y las metodologías de cálculo.

Es muy difícil llegar a un potencial tan alto y sólo se lograría después de varios años, en los que se siga trabajando con proyectos demostrativos, difundiendo resultados reales, otorgando finamientos con créditos blandos, e impulsando la aplicación obligatoria de Normas de Eficiencia Energética. En el sector residencial se tiene un alto nivel de penetración, por los programas que se han realizado en México para el cambio de lámparas incandescentes, aires acondicionados y refrigeradores, asi como la implementación de varias Normas de Eficiencia Energéticas. Pero todavía hace falta una mayor penetración de la tecnología, se listan algunas acciones que podrían contribuir:

Reducir el subsidio a las tarifas eléctricas y al gas LP. Si el costo de los energéticos es bajo, siempre existirá poco interés en la aplicación de tecnologías de alta eficiencia, ya que el periodo de recuperación será largo.

Reemplazo de los calentadores de agua por resistencias eléctricas, o de gas LP por calentadores solares de agua por medio de energía solar; el gobierno podría aportar una parte de la inversión durante los primeros años de existencia del programa. Los calentadores solares tendrán que cumplir con el Dictamen de Idoniedad Técnica para verficar el cumplimiento de la Norma Oficial Mexicana Correspondiente.

Reemplazo de los calentadores de espacios que funcionan con resistencias eléctricas por bombas de calor del tipo inverter, en zonas de clima frío extremo.

Crear una página de internet para que los usuarios residenciales puedan realizar un diagnóstico energético de su vivienda, y buscar varias opciones de ahorro dependeindo de la tecnología que tengan actualmente. En esa página se podrían mostrar también


algunos proveedores por tipo de tecnología y región, así como los programas de financiamiento disponibles.

Difundir por medio de una página de internet y otros medios, los cuadros comprativos de consumo de energía para las diferentes tecnologías de alta eficiencia que podrían aplicarse en el sector residencial. Esto podría realizarse por medio de páginas de internet y medios de difusión, similar a lo que la Procuraduría Federal de Elétricidad ha venido realizando desde hace años.

Desarrollar programas especiales para el financiamiento e instalación del aislamiento térmico de muros y techos con diferentes tecnologías en viviendas de climas calurosos, pero cumpliendo con las Normas de Eficiencia Energética correspondiente.

Impulsar programas para proporcionar incentivos económicos a los propiestarios de las viviendas que apliquen medidas de ahorro de energía con sus propios recursos y tengan ahorros del 30% o superior. Esto puede realizarse con el presupuesto que se le reduzca a los subsidios a las tarifas.

Retomar las campañas de difusión a nivel primaria y secundaria sobre las medidas de ahorro de energía en el hogar y ralacionarlo con la reducción de emisiones de CO2.

En el sector municipal y agrícola se tienen los porcentajes de penetración de tecnologías eficientes mas bajos, pero se podría lograr a largo plazo una mayor penetración de las tecnologías de alta eficiencia, si se toman en cuenta algunas de las siguientes acciones:

Desarrollar proyectos con empresas del tipo ESCO en los que la inversión la realice esa empresa y el proyecto se pague con los ahorros de energía que se generen a lo largo de varios años, el inversionista realizaría la compra, instalación y mantenimiento de las lámparas durante el período del contrato.

Proyectos que se pueden realizar en el secor municipal, de alumbrado publico, sistemas de bombeo y edificios públicos:

En este sector es muy importante la realización de programas de bombeo integrales tomando en cuenta las diferentes medidas para optimizar el sistema de bombeo, desde el control de flujo y operación, el sistema de distribución (tubería) y los usos finales.

Es necesario realizar campañas de capacitación y difusión de las tecnologías que podrían aplicarse para evitar el fracaso de los proyectos, ya sea por que no se lograron los niveles de iluminación necesarios en el alumbrado público, o no se logró el flujo de agua necesario en el sistema de bombeo.

Tambien se pueden realizar conferencias con distintos proveedores por todo el país, para promover las tecnologías de alta eficiencia y los financiamientos a proyectos.

La reducción de los subsidios a las tarifas de riego es muy importante. En el sector comercial e industrial, el índice de penetración es alto, quizás por que desde hace años se iniciaron esfuerzos para cambiar los equipos ineficientes por tecnologías de alta eficiencia, mediante campañanas de difusión, proyectos piloto y demostrativos. Se resalta la implementación de las Normas de Eficiencia Energética, así como la existencia de organismos que otorgan financiamientos, como el FIDE y proveedores de tecnología que otorgan financiamiento directo.

En este sector es necesario continuar con las normas oficiales mexicanas, para que las empresas tengan sistemas de gestión energética, y un responsable del monitoreo y


control de los parámetros eléctricos; ya sea para el control de la demanda o del consumo de energía eléctrica, o para el monitoreo de índices energéticos.

Retomar los proyectos piloto para demostrar las ventajas de las nuevas tecnologías en aire acondicionado, convertidores de frecuencia, compresores de aire, etc.

Impulsar el desarrollo de foros especializados de eficiencia energética en el que se difundan las nuevas tecnologías, seguidos de talleres de capacitación por tema.

En la siguiente figura, se presenta el potencial de mitigación que se tendrá cuando las tecnologías de alta eficiencia tengan una penetración del 90%.

Potencial de mitigación con el 90% de penetración de las tecnologías (TCO2/año)

Fuente: Elaboración propia. En el apartado correspondiente a cada sector, se especifican las fuentes de obtención de datos y las metodologías de cálculo. El potencial de mitigación se calculó a partir de los ahorros potenciales de energía estimados para estos mismos sectores.

Ahorro de energía eléctrica con una penetración del 90%

Sector Ahorro de energía (MWh/año) Porcentaje (%)

Residencial 8,604,372 28.08%

Municipal 1,727,245 5.64%

Agrícola 98,186 0.32%

Comercial 7,297,036 23.81%

Industrial 12,916,078 42.15%

Total 30,642,917 100.00% Fuente: Elaboración propia. En el apartado correspondiente a cada sector, se especifican las fuentes de obtención de datos y las metodologías de cálculo.


Ahorro de energía por sectores con una penetración del 90% (MWh/año)


Se comparó el valor calculado del ahorro de energía que podría tenerse con una penetración del 90%, contra el consumo anual de energía de cada sector para determinar el porcentaje de ahorro que podría lograrse por sector. Los potenciales de ahorro de energía más altos se encuentran en el sector industrial, seguido muy de cerca por el sector residencial; mientras que los potenciales de ahorro más bajos se ubican en los sectores agrícola y municipal, no obstante lo anterior, al comparar el porcentaje de ahorro con relación al consumo de energía, se observa que el menor porcentaje corresponde al sector industrial, lo que refleja que en esta actividad económica se han realizado esfuerzos y logrado resultados importantes. En contraste, los sectores que presentan un mayor potencial de ahorro son el comercial y el agrícola, lo que puede implicar la necesidad de realizar mayores esfuerzos para incrementar la eficiencia con la que utilizan la energía.

Porcentaje de ahorro de energía eléctrica por sector

Sector Ahorro de energía con

una penetración del 90% (MWh/año)

Consumo anual de energía (MWh/año)

Porcentaje de ahorro de

energía (%)

Residencial 8,604,372 51,771,450 16.62%

Municipal 1,727,245 8,067,842 21.41%

Agrícola 98,186 10,972,818 0.89%

Comercial 7,297,036 28,256,121 25.82%

Industrial 12,916,078 101,856,799 12.68%

Total 38,047,523 200,925,030 18.77%


POTENCIALES DE AHORRO DE ENERGÍA TÉRMICA EN EL SECTOR INDUSTRIAL En lo que corresponde a los ahorros de energía proveniente del consumo de combustibles, en la siguiente tabla se resumen los potenciales evaluados para el sector industrial:


Medidas de eficiencia térmica en el sector industrial

Línea de oportunidad de mejora energética

Ahorro potencial de

energía a 2020

(TJ/año)

Mitigación de emisiones de

GEI a 2020 (MtCO2e)

Ahorro potencial de

energía a 2030

(TJ/año)

Mitigación de emisiones de

GEI a 2030 (MtCO2e)

Costo marginal de abatimiento US$/tCO2e

evitada

Instalación de Economizadores en Calderas Industriales

7,550 0.42 7,550 0.42 -2.4

Optimización de Sistemas de Distribución de Vapor

11,325 0.64 18,875 1.06 -113.7

Ajustes operacionales en calderas

3,398 0.19 6,229 0.35 -68.4


POTENCIALES DE AHORRO DE ENERGÍA TÉRMICA EN EL SECTOR PETRÓLEO Y GAS Como se puede apreciar en la siguiente tabla, los potenciales de mitigación en los procesos de extracción de gas y petróleo, así como la refinación de esta segunda fuente de energía, plantean la posibilidad de alcanzar importantes volúmenes de mitigación de GEI.

Medidas de eficiencia térmica en el sector de petróleo y gas

Acciones Mitigación (MtCO2e)

2020 2030

Reducción de quema de gas 1.3 1.5

Proceso de refinación 6.5 6.5

Rehabilitación calderas 0.2 0.5

Calderas de vapor 0.6 1.1

Condensado 0.9 1.1

Integración térmica 1 1.9

Cogeneración 15.7 15.7

Calentadores y Hornos 0.1 0.2

Turbinas de compresores 0.1 0.2

TOTAL 26.4 28.7 * Los valores fueron redondeados a un sólo decimal Fuente: Elaboración propia. En el apartado correspondiente a cada sector, se especifican las fuentes de obtención de datos y las metodologías de cálculo.

Las iniciativas de proyectos y el interés en Pemex, podrían llevar la quema de gas a niveles inferiores de 2% sobre la producción (BAU), siendo posible un nivel de quema de gas de 100 MMPCD, lo cual representaría una reducción de 1.3 MtCO2e en 2020 y de 0.2 MtCO2e adicionales a 2030. En cuanto a la rehabilitación de calderas, mediante acciones de cambio de los elementos deteriorados, e incluso el redimensionamiento de equipos auxiliares tales como ventiladores y bombas, y la incorporación de dispositivos tales como sopladores de hollín, puertas y sistemas de control avanzado; se podría alcanzar una mitigación adicional de 0.2 MtCO2e en 2020.


En sistemas de condensado, a través de la mejora en trampas de vapor y la recuperación del condensado, podría esperarse una disminución adicional de 5% de energía en la generación de vapor lo cual, con un valor de eficiencia de 90% de la caldera, se traduce en un potencial de mejora energética de 13.33% y una mitigación de 0.9 MtCO2e en 2020. Para Pemex refinación se utilizaron datos relativos para procesos de optimización de la red de intercambiadores de calor, que conllevan ahorros que van de 10% al 20% de la energía térmica total utilizada. Se emplea un horizonte de optimización medio de 15%.

En el caso del potencial de cogeneración, empleando residuos de vacío2 (Nuevo Pemex, y plantas de cogeneración en diferentes refinerías) como combustible. No se espera que más del 50% del potencial de 2,800 MW de capacidad instalada se encuentren listos para operar en 2020, alcanzando una mitigación de 15.7 MtCO2e en 2020. POTENCIALES DE AHORRO DE ENERGÍA EN EL SECTOR TRANSPORTE La estimación del potencial adicional de mitigación del sector transporte, se basó en los vehículos de transporte terrestre federal de pasajeros y de turismo. Se evidenció que en el país existe un buen número de proyectos orientados a mejorar la eficiencia en el consumo de combustibles del transporte terrestre de carga, algunos relacionados con movilidad y logística, y algunos de BRT. Por tanto, se propone diseñar y ejecutar nuevos proyectos específicos para aprovechar el potencial identificado en los vehículos de transporte terrestre de pasajeros y turismo a nivel federal. Se proponen tres acciones, la primera, la sustitución de la flota obsoleta (vehículos de modelo anterior al año 1990) por vehículos eficientes. La segunda, la implementación de tecnologías de eficiencia en el consumo de combustible, es un paquete sencillo que se detalla más adelante, y que considera tres mejoras tecnológicas disponibles actualmente en México. Y la tercera, la promoción e implementación de prácticas de conducción eficiente. Los resultados de la mitigación estimada para las medidas mencionadas, se presenta en la siguiente tabla.

Mitigación potencial de las medidas propuestas para el sector transporte

Pasajeros MtCO2e

Turismo MtCO2e

Total

Sustitución de flota obsoleta 0.046 0.038 0.084

Optimización eficiencia en vehículos 0.461 0.647 1.108

Conducción eficiente 0.748 1.051 1.799

Total 1.255 1.736 2.991 Fuente: Elaboración propia. En el apartado correspondiente a cada sector, se especifican las fuentes de obtención de datos y las metodologías de cálculo.

La medida que presenta mayores beneficios en términos de mitigación son las prácticas de conducción eficiente, las cuales se aplicarían a la totalidad de vehículos, tanto la flota actual como la sustituida.

2Los residuos de vacío son fracciones pesadas generadas en el fondo de las instalaciones de destilación a vacío, segundo paso de proceso del crudo de carga a una refinería, después del proceso de destilación atmosférica. Otros residuos de procesos diversos también se consideran en estos planes, así como combustóleo.


BENEFICIO COSTO DE LAS ACCIONES DE EFICIENCIA ENERGÉTICA IDENTIFICADAS Para cada una de las acciones propuestas en los diferentes sectores, se realizó un análisis costo beneficio. En el caso de las medidas de eficiencia relacionadas con el consumo de energía eléctrica (sectores residencial, comercial, municipal, e industrial), se evaluó el periodo de retorno de la inversión, por ser este un indicador común entre los usuarios del servicio de electricidad. En el caso de las medidas de eficiencia térmica, se evaluó la rentabilidad de la medida y su permanencia. Se realizó un análisis del periodo de recuperación de la inversión para diferentes tecnologías y se comparó el consumo de energía y costo de operación de la tecnología actual contra los mismos valores, considerando la mejor tecnología de alta eficiencia existente en el mercado nacional, todo con el fin de poder conocer los periodos típicos de recuperación de la inversión. Beneficio costo de las medidas de ahorro de energía eléctrica En las tablas siguientes se presenta la síntesis del análisis costo beneficio de las acciones de eficiencia energética y mitigación, correspondientes a los consumos de electricidad, expresados en el periodo simple de recuperación de la inversión.

Resumen ahorros de energía y periodos simples de recuperación (PSR)

en el sector residencial

Sector residencial

Tipo de tecnología Capacidad del

equipo (TR) Ahorros económicos en

tarifa HM (MX$año) Periodo de recuperación de

la inversión (Años)

Air

es

ac

on

dic

ion

ad

o

s

Equipo de ventana

Minisplit

1 663 4.01

1.5 995 2.79

2 1,326 2.14

Minisplit Minisplit

1 1,455 1.83

1.5 2,183 1.27

2 2,910 0.97

Refr

ige

rad

ore

s

Año de fabricación

Año de fabricación

Pies cúbicos Ahorros económicos en



1990 2012 menor a 16.5 954 4.09

1994 2012 menor a 16.5 603 6.47

2002 2012 menor a 16.5 256 15.25

1990 2012 entre 16.5 y 19 1,084 4.5

1194 2012 entre 16.5 y 19 689 7.08

2002 2012 entre 16.5 y 19 294 16.59

Ilu

min

ac

ión

Incandescente (W)

Fluorescente compacta (W)

Lúmenes Ahorros económicos en



40 8 475 58.4 0.67

60 13 900 85.8 0.54

75 18 1200 104 0.46

100 23 1600 140.5 0.36

Incandescente (W)

LED Lúmenes Ahorros económicos en



40 8 470 58.4 2.72

60 12 800 87.6 3.54

75 14.5 1055 110.4 3.31

100 17 1100 151.5 2.74



Las tecnologías más rentables en el sector residencial son las del reemplazo de lámparas incandescentes por fluorescentes compactas, seguidas del cambio de equipos de aire acondicionado estándar (equipo de ventana o minisplit) por equipo de alta eficiencia, en este caso se evaluó el minisplit inverter que es la nueva tecnología en equipos de aire acondicionado del tipo dividido.

En el sector comercial se propone el reemplazo de equipos de aire acondicionado tipo paquete o también llamados auto-contenidos por otros equipos del mismo tipo pero con una mayor eficiencia. El cambio en la eficiencia en estos equipos no es tan alto como en el caso de los equipos del tipo dividido y por lo tanto los periodos de recuperación resultaron ser mayores.

Resumen ahorros económicos y periodos simples de recuperación (PSR) en el sector comercial

Capacidad del equipo (TR) Ahorros económicos (kWh/año) Recuperación de la inversión

Tarifa HM (Años)

AC

5 $16,356 2.36

10 $25,885 3

15 $38,827 3.2

Refr

ige

rad

ore

s Capacidad del equipo (TR)

Ahorros económicos en tarifa HM (MX$año)

Recuperación de la inversión Tarifa HM (Años)

0.5 $2,687 2.2

0.75 $4,031 2.42

1 $5,374 3.14

2 $10,748 2.12

3 $16,122 1.64

5 $26,870 1.23

Ilu

min

ac

ión

Capacidad del equipo (TR) Ahorros económicos en tarifa HM

(MX$año) Recuperación de la inversión

Tarifa HM (Años)

3x32W $700.67 0.85

2x32W $781.51 0.58

1x32W $458.13 0.85

3x54W $727.62 2.89

Bo

mb

eo



Tarifa HM (Años)

3x32W $3,443.71 5.90

2x32W $5,165.57 5.32

1x32W $6,887.42 4.39

3x54W $10,331.13 3.72

Có

mp

uto



Tarifa HM (Años)

PC $619.82 0.96

PC $855.62 0.53

Monitor LCD $592.87 0.66

Monitor LCD $404.23 5.2



El reemplazo de la iluminación es la medida de ahorro más rentable de todas y aquí se están proponiendo hacer las reconversiones en los luminarios que tengan tecnologías T12 o aditivos metálicos, por tecnología fluorescente tipo T8 en un caso y T5 en el caso de la lámpara de 250 W. Se realizó un análisis también por el reemplazo de las computadoras, ya que la diferencia en el consumo de energía entre las computadoras consideradas como estándar y las nuevas computadoras es muy alta, un monitor de tubos de rayos catódicos (CRT por sus siglas en inglés) consume más energía que un monitor de LCD y mucho más que los monitores de LEDS, además en las unidades de procesamiento (CPU) también se han logrado ahorros de energía con las nuevas computadoras. El número de computadoras personales cada vez es más alto y por esta razón conviene evaluar este potencial de ahorro.

Ahorro de energía y periodos de recuperación de la inversión

en alumbrado público

Tipo de tecnología Ahorros Periodo simple de recuperación de la

inversión

Equipo estándar Equipo de alta

eficiencia Ahorro de energía

(kWh/año) Ahorro económico

(MX$)

Periodo simple de recuperación de la

inversión (años)

Vapor de sodio alta presión 250 W

Vapor de sodio alta presión 250 W AE

100.74 $247.85 7.26

Incandescente 100 W LEDS 25 W 438 $1,077.59 0.84

Vapor de mercurio 175 W

Vapor de sodio de alta presión 70W

575.97 $1,417.03 1.15

Incandescente 75 W LEDS 25 W 302.22 $743.54 1.21

Incandescente 69 W LEDS 25 W 267.18 $657.33 1.29

Vapor de mercurio 250 W

Sodio de alta presión 100 W

823.44 $2,025.87 0.83


La tecnología menos rentable para alumbrado público resultó ser la del cambio de las lámparas de vapor de sodio de 250 W por otras de la misma capacidad pero de alta eficiencia, estas lámparas incluyen el balastro electrónico y una nueva lámpara que trabaja con este balastro. Las más rentables resultaron ser las conversiones de luminarios con lámparas incandescentes de 100 W por lámparas de LEDS de 25 W. La lámpara de vapor de mercurio de 175 W puede reemplazarse por la de vapor de sodio de 70 W, pero preferentemente en vialidades y no en parques públicos por el tipo de luz que produce.

Resumen ahorros de energía y periodos simples de recuperación (PSR)

en el sector Industrial

Equipo de alta eficiencia

Ahorro de energía (kWh/año)

PSR en Usuarios en Tarifa HM (años)

PSR en Usuarios en Tarifa HSL (años)

Ch

ille

rs

Capacidad (TR)

20 46,800 2.04 2.26

25 58,500 2.01 2.23

30 70,200 1.89 2.1

50 117,000 1.87 2.08


Ilu

min

ac

ión

Arreglo

3x32 W 486.72 0.64 0.73

2x32 W 542.88 0.43 0.49

3x54 W 505.44 2.16 2.47

4x54 W 1,095.12 1.09 1.25

Mo

tore

s

elé

ctr

ico

s

Capacidad (Hp)

3 676 2.54 2.9

10 1,137 3.43 3.92

20 2,319 3.14 3.59

50 2,858 5.28 6.03

Co

mp

res

ore

s d

e

air

e

Capacidad (Hp)

30 40,284 2.12 2.45

40 40,284 2.8 3.23

75 100,710 2.09 2.41

125 100,710 2.79 3.21

Eq

uip

os

de

Refr

ige

rac

ión

Capacidad (TR)

0.5 1,801 0.6 0.67

1 2,851 0.67 0.74

2 5,702 0.52 0.58

5 14,255 0.39 0.43

Eq

uip

os

de

Có

mp

uto

Equipo

PC Mediana 261 17.58 19.76

PC Grande 366 15.04 16.91

Mediana monitor LCD 279 3.29 3.7

Grande monitor LCD 159 8.66 9.73

Bo

mb

eo

Capacidad (TR) kWh/año Años Años

25 21,821 0.64 0.74

50 43,641 0.45 0.52

75 65,462 0.35 0.4

100 87,282 0.42 0.48


Los equipos de aire acondicionado y las lámparas evaluados en el sector industrial son las mismas que las evaluadas para el sector comercial. Los motores estándar se compararon contra los motores de alta eficiencia existentes en México. En el caso de los motores se evaluó el reemplazo por otro equipo de la misma potencia; el periodo de recuperación podría reducirse si el motor nuevo a instalar tuviera una menor capacidad, de acuerdo a la potencia real demandada por la carga a accionar. Una proporción significativa de los compresores actualmente instalados en empresas industriales tienen una antigüedad de más de diez años y su eficiencia es baja por las múltiples reparaciones, por el desgaste que han tenido y porque se fabricaron con valores de rendimiento o eficiencia muy diferentes a los actuales. A pesar de que no existe una norma oficial mexicana de eficiencia energética para compresores, estos equipos compiten a nivel mundial por lograr


bajos costos de operación. Para esta evaluación se consideraron compresores de tipo tornillo de alta eficiencia. Los equipos de refrigeración para cuartos fríos o agua helada para enfriamiento de maquinaria, también son importantes en el balance de energía de una empresa, ya que a pesar de ser equipos que podrían considerarse pequeños, su consumo es alto porque operan prácticamente 24 horas al día durante todo el año. En el caso de refrigeración, se evaluó el reemplazo de los equipos tipo chiller, que cada vez son más utilizados para el aire acondicionado de grandes naves industriales, ya que su eficiencia de operación es mucho menor que el resto de los sistemas de aire acondicionado. En el caso de México todavía existen muchos equipos enfriados por aire y con motores reciprocantes que tienen un alto potencial a ser reemplazados, lo anterior motivado por el ahorro de energía y también para eliminar el uso del refrigerante R22. En el caso del sector de petróleo y gas, se utilizó información de los estudios realizados por GMI3 en instalaciones petroleras en México, se han obtenido cálculos de rentabilidad para la reducción de quema de gas, que sobrepasan el 12% impuesto por Pemex como tasa de retorno mínima aceptable. Aparentemente, la efectividad económica para la cogeneración, ya ha sido analizada a nivel preliminar por Pemex Refinación, y se basa sobre todo en el beneficio de un combustible de amplia disponibilidad y más económico. En cuanto a la planta en sí, el costo podría estar entre los USD 1,300 y USD 1,800/kW instalado4, 5,6, sin considerar equipamiento para la captura y secuestro de carbono (CSC). En el caso del potencial sistema de CSC, existen costos de entre USD 300 y USD 500 por kW instalado de capacidad.

Resumen relación costo beneficio, medidas de eficiencia térmica

Optimización de Trampas de

Vapor Economizadores Unidad

Ahorro de energía promedio 10% 5%

Proporción de penetración actual 10% 10%

Penetración esperada 2020 40% 50%

Penetración esperada 2030 60% 50%

Diferencia 2010 - 2020 30% 40%

Diferencia 2020 - 2030 20% 0%

Línea base de energía 539 539 PJ/año

Ahorro total a 2020 11,325 7,550 TJ/año

Factor de emisión (gas natural), 100% eficiencia de combustión

56.1 56.1 tCO2e/TJ

3 Global Methane Initiative de la que Pemex representa a México en el sector petróleo y gas natural 4 Hernández, Joel. “La instalación de plantas IGCC en la refinación de petróleo: experiencias internacionales y lecciones para México”. Ecole du Pétrole et des Moteurs, Institut Français du Pétrole, Cedex, Francia, 2004. 5 Higman, Christopher y Grünfelder, Gerhard. “Clean Power Generation From Heavy Residues. The LURGI SGP-IGCC Concept”. Institution of Mechanical Engineers. Londres, Reino Unido, 1990 6 Suchý T, Mitrík V., Horváth L. “Using of IGCC for combined heat and power generation (cogeneration)“. U.S. Steel, Košice, Eslovaquia, 2008


Reducción de emisiones a 2020 635,346 423,564 tCO2e/año

Factor de utilización de equipo 0.7 0.7

Costo de equipo 42,857 85,714 US$/ GJ recup.

Horas de operación promedio 6,132 6132 h/año

MW ahorro de instalación unitaria7 6,132 6,132 MW/año

Costo combustible 3.5 3.5 US$/GJ

Ahorro en combustible unitario 21,462 21,462 US$/año

Relación beneficio - costo 0.50 0.25

PSRI 2.00 3.99 Años

Costo total de implementación 131,921,967 105,537,573 US$

Ahorros anuales 66,063,883 26,425,553 US$ Fuente: Elaboración propia. En el apartado correspondiente a cada sector, se especifican las fuentes de obtención de datos y las metodologías de cálculo.

Beneficio costo de las medidas de ahorro de combustibles en el sector transporte Con el fin de estimar los beneficios económicos de las medidas propuestas para el sector transporte, se estimó el ahorro en consumo de combustible, y se calculó el beneficio multiplicando dicha cantidad por el precio del litro de combustible. La cantidad de combustible ahorrado se estimó con base en la energía consumida por vehículo y por tipo de combustible, y la densidad energética de cada combustible.

Variables para estimación de beneficio económico sector transporte

Precio 2011 MXN/ L

Densidad energética MJ/L

Gasolina 9.738 31.1769

Gas 6.110

Diesel 10.0911 36.92812

La siguiente tabla muestra los resultados consolidados del beneficio económico por concepto de ahorro en consumo de combustible.

7 Cifra obtenida de multiplicar horas de operación por una instalación con capacidad de ahorro horario de 1 MW para obtener ahorros anuales por unidad de energía 8 Precio obtenido de Indicadores Petroleros, PEMEX. Disponible en: http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/epublico_esp.pdf 9 Disponible en: http://www.ingenieria.unam.mx/~revistafi/ejemplares/V13N3/V13N3_art04.pdf 10 Precio obtenido de Estadísticas de Gas Natural, CRE. Disponible en: http://www.cre.gob.mx/articulo.aspx?id=169 11 Precio obtenido de Indicadores Petroleros, PEMEX. Disponible en: http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/epublico_esp.pdf 12 Disponible en: http://www.grupoenergeticos.com/diesel.html


Ahorro económico (millones de pesos) por reducción en consumo de combustible

Pasajeros Turismo Total

Sustitución de flota 58.32 58.32 116.65

Aumento eficiencia en vehículos 58.32 58.32 116.65

Conducción eficiente 93.32 93.32 186.63


Se debe tener en cuenta que a esta estimación se le debe descontar el costo de implementación de las medidas, bien sea la adquisición de flota nueva, o la implantación de tecnologías eficientes. No se incluyen dichos cálculos en el presente ejercicio dada la multiplicidad de resultados posibles. Línea base de emisiones GEI y escenario de mitigación

Finalmente, los ahorros esperados con las medidas propuestas se comparan contra la línea base revisada del PECC 2009-2012. Las categorías bajo análisis incluyen: generación de energía, agrícola y consumo de energía (se consideraron las emisiones de los sectores residencial, comercial y municipal, transporte, e industria). El escenario de mitigación se plantea a partir de las estimaciones de ahorro de energía y mitigación para los años 2020 y 2030, mientras que para los años intermedios se estimó la tasa de crecimiento anual compuesto de emisiones de GEI por sector, y se proyectaron las emisiones de 2006 a 2020, y de 2020 a 2030. A continuación se presenta una comparación de la línea base agregada y por sector.

Línea base de emisiones de GEI y escenario de mitigación (MtCO2e)

Fuente: elaboración propia, 2012. Con información de la línea base revisada del PECC, Mkinsey 2009; y los resultados de las medidas propuestas en el presente estudio.


Línea base revisada del PECC por sectores (MtCO2e)

Acciones propuestas en el presente estudio por sector (MtCO2e)

Es necesario tener en cuenta que para la construcción de la línea base de emisiones de GEI se consideraron fuentes emisoras y criterios diferentes para estimar el impacto de las acciones, que si bien algunas de ellas pueden coincidir con las presentadas en este informe, no se puede realizar una comparación directa de los dos escenarios. Es interesante sin embargo, ver el efecto que podría conllevar la implementación de las medidas aquí propuestas. Los últimos capítulos del presente documento contienen las rutas tecnológicas que se podrían seguir en cada uno de los sectores, y las barreras que se han presentado a la fecha para la implementación de dicha trayectoria. En la descripción de las rutas, se plantean de manera general, algunas alternativas para superar las posibles barreras.


1

1. CONTEXTO NACIONAL E INTERNACIONAL

1.1 La energía en México en el contexto internacional

La importancia de la energía tanto por su contribución al desarrollo, como por su impacto ambiental, exigen atender de manera prioritaria su uso eficiente, entendido éste como consumo racional (eliminación de desperdicios), ahorro (menor consumo por unidad producida) y conservación (uso de energía renovables). En materia de producción energética, México ocupa un lugar destacado a nivel internacional, contribuyendo con el 1.79% de los 12,292 millones de toneladas de barriles equivalentes de petróleo (Mtbep) que se generan en el mundo. Ocupa además el segundo lugar de América Latina, produciendo el 29.3% de los 751 Mtbep originados en la región.

Tabla 1 Principales países productores de energía en 2009

Lugar País Producción de Energía (Mtbep)

1 China 2,085

2 Estados Unidos de América 1,686

3 Rusia 1,182

4 Arabia Saudita 528

5 India 502

6 Canadá 390

7 Indonesia 352

9 Irán 350

10 Australia 311

11 Brasil 230

12 Nigeria 229

13 México 220 Fuente: International Energy Agency, Key World Energy Statistics, en

http://iea.org/publications/freepublications/publication/key_world_energy_stats-1.pdf, Fecha de consulta: mayo 29 de 2012

En 2009, México consumió el 1.18% del total mundial de la energía mundial, ubicándose en el 16° lugar a nivel mundial. Asimismo, consume el 25.6% de la energía de América Latina.

Tabla 2 Consumo total y por habitante de energía eléctrica en 2009

Lugar País Consumo de

electricidad (TWh) Consumo por habitante

(kWh/persona)

1 Japón 997 7,883

2 Estados Unidos de América

962 12,884

3 Rusia 870 6,133

4 India 690 597

5 Alemania 555 6,781

6 Canadá 522 15,467

http://iea.org/publications/freepublications/publication/key_world_energy_stats-1.pdf


2

Lugar País Consumo de

electricidad (TWh) Consumo por habitante

(kWh/persona)

7 China 503 2,631

8 Francia 483 7,494

9 Korea 438 8,980

10 Brasil 426 2,201

11 Reino Unido 352 5,693

12 Italia 317 5,271

13 España 276 6,004

14 Australia 244 11,038

15 Sudáfrica 224 4,532

16 México 218 2,026 Fuente: International Energy Agency, Key World Energy Statistics, en http://iea.org/publications/freepublications/publication/key_world_energy_stats-1.pdf, Fecha de consulta: mayo

29 de 2012

México está por abajo del promedio mundial (2,730 kWh/habitante) en cuanto a consumo de energía eléctrica por habitante, ocupando la posición 7113 . Lo anterior refleja las condiciones de temperatura y los usos de electricidad en México; sin embargo, puede ser también un indicador de disparidad, que debe analizarse con atención con el objetivo de aumentar la disponibilidad de energía para la población y para las actividades productivas, y de esta forma, lograr un mayor Índice de Desarrollo Humano14.

1.2 Producción y consumo de energía en México

En México la producción de energía primaria en 2010 llegó a 9,251 peta joules (PJ), de los cuales la fuente principal es el petróleo, seguido del gas natural (Figura 1). La demanda de carbón no juega un papel preponderante en el consumo de energía, mientras que las energías renovables tuvieron una participación de 7%, en donde la hidroelectricidad representó el 1.4%, y el consumo de leña y bagazo de caña alcanzaron el 4%; la energía eólica y la geotérmica participaron con el resto. El concepto correspondiente a otros, se integra de condensados y energía nuclear.

13 Fuente: International Energy Agency, Key World Energy Statistics. Disponible en:

http://iea.org/publications/freepublications/publication/key_world_energy_stats-1.pdf, Fecha de consulta: mayo 29 de junio de 2012. 14

México ocupó el lugar 57 en el índice de desarrollo humano. Disponible en: http://hdr.undp.org/es/estadisticas/idh/, Fecha de consulta 29 de junio de 2012.



http://hdr.undp.org/es/estadisticas/idh/


3

Figura 1. Producción de energía primaria en México en 2010

Total 9,251 PJ

65%

24%

7%

2%2%

Petróleo crudo

Gas natural

Renovables

Carbon

Otros

Fuente: SENER, Balance Nacional de Energía 2010, disponible en http://www.SENER.gob.mx/webSENER/res/PE_y_DT/pub/2011/Balance%20Nacional%20de%20Energía%202010_2.pdf, Fecha de consulta junio 27 de 2012

En cuanto al consumo final por sector, el mayor consumo energético se presentó en el sector transporte con el 48% del total en 2010 (4,677.8 PJ), en su mayor parte debido a la demanda de gasolina. El sector industrial tuvo un consumo del 29% de la energía primaria, seguido del sector residencial, comercial y público con el 20%, mientras que el sector agrícola representó el 3%. (Figura 2).

Figura 2. Estructura del consumo final energético en México por sector en 2010 Total: 4,677.8 PJ

48%

29%

16%

3% 3% 1%

Transporte

Industrial

Residencial

Agropecuario

Comercial

Público

Fuente: Elaboración propia con datos del BNE 2010. Fuente: SENER, Balance Nacional de Energía 2010, disponible en http://www.SENER.gob.mx/webSENER/res/PE_y_DT/pub/2011/Balance%20Nacional%20de%20Energía%202010_2.pdf, Fecha de consulta junio 27 de 2012

http://www.sener.gob.mx/webSener/res/PE_y_DT/pub/2011/Balance%20Nacional%20de%20Energía%202010_2.pdf





4

El volumen y fuentes de generación de energía, así como el consumo de la misma y su destino por sectores, constituyen el primer elemento para identificar las posibilidades de ahorro de energía.

1.3 Indicadores de eficiencia energética en México

Con el propósito de identificar a nivel macroeconómico las posibilidades de ahorrar energía, en este apartado se hace un análisis general de los principales indicadores de la evolución de la eficiencia energética en México. Un primer indicador de la evolución de la eficiencia energética es la intensidad energética del país, es decir, la cantidad de energía requerida para producir un peso de Producto Interno Bruto (PIB). Como se puede observar en la Figura 3, el comportamiento de este indicador en el periodo seleccionado aunque es errático, muestra dos claras tendencias; la primera entre los años 1999 y 2002, período en el que se registra una reducción en la intensidad energética; mientras que para el período 2002-2010, se registra un incremento del 4.3%, alcanzando el valor máximo de la serie en el 2010, cuando ascendió a 921.3 kJ/PIB.

Figura 3. Intensidad Energética de México 2000–2010 (kJ/$ de PIB producido15)

Fuente: Elaboración propia con base en SENER, Sistema de Información Energética en: http://sie.energia.gob.mx/sie/bdiController?action=login. Fecha de consulta noviembre 13 de 2012

Entre las explicaciones de este comportamiento se pueden comentar las siguientes:

15 Precios constantes de 2003.

http://sie.energia.gob.mx/sie/bdiController?action=login


5

a. Relación PIB – consumo de energía

La figura 4 muestra la correlación existente entre el PIB y el consumo de energía, estas dos variables mantienen las mismas tendencias a lo largo de la serie. Sin embargo, una correlación atípica se registró entre 2000 y 2002 cuando el PIB disminuyó en 0.43%, mientras que el consumo se redujo en 1.12%; la elasticidad producto del consumo de energía16 para este lapso fue de 0.52, no siendo representativo de la serie. Otro lapso que registra una correlación atípica se registra 2008 y 2009 cuando se presenta la desaceleración económica más importante de la serie, el PIB cayó 5.9%, lo que seguramente implicó una reducción sustancial en el uso de la capacidad instalada de los sectores productivo y comercial, lo que generalmente produce una disminución proporcionalmente menor en el consumo de energía.

Figura 4. Evolución del PIB y del consumo de energía 2000-2010

Fuente: Elaboración propia con datos de indicadores económicos y energéticos del BNE, 2010

b. Consumo por habitante:

El consumo per cápita de energía refleja un comportamiento muy similar al del consumo. El consumo final de energía registró una tasa de crecimiento media anual17 de 1.20% durante el período 1993 – 2010, menor a la registrada para el consumo total de energía que fue de 1.46%.

16

Es la relación entre el crecimiento en el consumo ante crecimientos en el PIB (en este caso el crecimiento es negativo).

17 La fórmula utilizada para el cálculo es:

alValorInici

ValorFinaln

TCm

11


6

Figura 5. Evolución del consumo de energía por habitante 2000 – 2010 (GJ/habitante)

2. MEDIDAS, POLÍTICAS Y PROGRAMAS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA EN MÉXICO

2.1 Eficiencia energética en el contexto internacional

Las estrategias actuales en materia de eficiencia energética a nivel internacional, tienen su origen en tres aspectos fundamentales, la crisis de petróleo, la globalización de la economía mundial y más recientemente el cambio climático global. A partir de la primera crisis petrolera de 1973-1974, cuando los precios del hidrocarburo se incrementaron notablemente, se gestaron importantes transformaciones en el entorno energético mundial, las cuales se intensificaron con los aumentos de precios registrados en los años de 1979 y 1980. En este período concluyó, sobre todo en los países de mayor nivel de desarrollo, la era de los energéticos baratos que había servido como uno de los elementos base para la expansión de la economía mundial.


7

Figura 6. Evolución de los precios del barril de petróleo crudo 1999 – 2010

Fuente: Oil Market Report, anual statistical supplement, 2010. Disponible en:

http://omrpublic.iea.org/omrarchive/sup2011.pdf

Debido a la alta dependencia de los hidrocarburos como fuente primaria de suministro de energía en el mundo, y en particular la dependencia y vulnerabilidad de las naciones importadoras, sobre todo las de economías desarrolladas principales consumidoras de los energéticos en el mundo, se iniciaron importantes cambios por el lado de la demanda de energía, al implantar entre otras políticas la de ahorro, cuyos resultados en muy corto plazo resultaron espectaculares. La transformación inició a principios de los 70’s y se aceleró después de 1979, año a partir del cual el consumo total de petróleo en el mundo disminuyó en 2.57% anual promedio, mientras que a partir de 1984 retomó el crecimiento


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a una tasa más moderada del 1.5% anual, muy inferior a la registrada en el lapso comprendido entre 1960 y 1979 que fue del 6.4% anual.

Figura 7. Evolución del consumo mundial de petróleo 1996-2010

Fuente: ídem En el caso del consumo de petróleo de los países de la OCDE, la caída fue aún más pronunciada, pues de 1979 a 1984, el consumo mundial disminuyó a razón del 3.05% anual, aunque recupera su crecimiento a partir de 1985, hasta el 2002 registra una tasa media de crecimiento anual del 1.44%, muy inferior al registrado en el período 1960 - 1979 que fue de 5.55%

2.2 Evolución de la eficiencia energética en la planeación energética de México

Los avances en la penetración del ahorro y uso eficiente de la energía en la planeación del país, se ven reflejados en los Planes Nacionales de Desarrollo, los Programas

Sectoriales18

y en diversos documentos sobre Prospectiva del Sector Eléctrico19

.

El primer Programa de Energía20 que hace referencia a la racionalización de la producción y uso de la energía, fue publicado en 1981. El concepto trascendió hasta la identificación de la problemática que significa el alto consumo por unidad de producto, y la definición de

18

Secretaría de Patrimonio y Fomento Industrial, “Programa de Energía. Metas a 1990 y Proyecciones al año 2004”. Secretaría de Energía Minas e Industria Paraestatal; “Programa Nacional de Modernización de Energéticos 1984-1988”. “Programa Nacional de Modernización Energética 1990-1994”. Secretaría de Energía; “Programa de Desarrollo y Reestructuración del Sector de la Energía, 1995-2000”. Programa Sectorial de Energía 2001-2006. 19

SEMIP “Documento de Prospectiva del Sector Eléctrico 1994-2003. SENER de Prospectiva del Sector Eléctrico Períodos de 1995-2003 al 2003-2012. 20 Programa de Energía. Metas a 1990 y Proyecciones al año 2000. SENER


9

una estrategia para la eficiencia energética, establecida en el Programa Nacional de Energéticos 1984-1988. En el Programa de Modernización Energética 1990-1994, se reconoce que los esfuerzos realizados para promover el tema no se habían desarrollado de manera integral, por lo que se establece la necesidad de impulsar el ahorro y uso eficiente de la energía con la participación de toda la sociedad, para ello define entre sus lineamientos de política la estrategia a seguir. En los Programas correspondientes a los períodos 1995-2000 y 2001-2006, además de plantear estrategias, se definen funciones y responsabilidades de los agentes involucrados, se reconocen los avances logrados y se fijan metas. La recapitulación de los aspectos más relevantes que en materia de ahorro de energía se han planteado en los programas de energía del país, permiten hacer un recorrido por la corta historia de este tema en el país, y confirmar que no obstante los pocos años que en México se ha trabajado de manera sistemática en el tema, se ha logrado avanzar del planteamiento de propósitos generales, a la cuantificación de los ahorros obtenidos, así como al establecimiento de metas concretas que hacen evidente la viabilidad y conveniencia de reforzar las acciones en este campo. De igual forma, la evolución en el desarrollo del tema se evidencia en los documentos de prospectiva del sector eléctrico, que se publican por primera ocasión en 1994. Estas prospectivas se actualizan anualmente, inicialmente se realizaban con un horizonte de 10 años, y recientemente el escenario de planeación se extendió a 15 años. Están integradas por cinco capítulos, de los cuales uno está dedicado a plantear las expectativas, para el período de referencia, en materia de ahorro de energía eléctrica. En las prospectivas del sector eléctrico se ha transitado del planteamiento de propósitos (Prospectiva 1995–2004), hasta la determinación de potenciales (Prospectiva 1997-2006) y el reporte de ahorros obtenidos como resultado de la ejecución de diversos programas y proyectos. A partir del documento relativo al período 1999-2008, ya se incluye la prospectiva de ahorros de energía eléctrica por programa, tanto en lo que corresponde a consumo, como a potencia. Finalmente, en el Programa Sectorial de Energía 2007 - 2012, se contempla que los ahorros que se lograrán como consecuencia directa de los programas y proyectos que se llevan a cabo en el ámbito nacional, en el año 2012, serán equivalentes al 13.4% de las ventas nacionales pronosticadas para ese mismo año. En la tabla 3 se resume la inclusión de los temas de eficiencia energética en los Programas y Planes del Sector Energía y la mayor importancia que va adquiriendo este tema.


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Tabla 3 Evolución de las políticas y programas de eficiencia energética en México

Programa de Energía. Metas a 1990 y Proyecciones al año 2000

Este Programa publicado en 1981, establecía en su segundo objetivo específico: “Racionalizar la producción y uso de la energía”

Programa Nacional de Energéticos 1984-1988

Se plantea como uno de los principales problemas, el alto consumo de energía por unidad de producto, provocado entre otros factores por el uso ineficiente; partir de este diagnóstico, el Programa establece: “Ahorrar energía y promover su uso eficiente…, en la producción distribución y utilización final”. Adicionalmente estable que el ahorro de energía es una de las orientaciones estratégicas básicas del Programa.

Programa Nacional de Modernización Energética 1990-1994

En el capítulo en el que se presenta el balance general del sector, establece: “Los esfuerzos realizados para promover el ahorro y uso eficiente de la energía no llegaron a ejecutarse dentro de un programa integral y de amplia participación, por lo que las acciones llevadas a cabo resultaron limitadas. México mantiene una alta relación entre el crecimiento del consumo de energía y el del PIB que aún supera la unidad (1.5), cuando que en otros países se presentan coeficientes de 0.5.” Más adelante señala “…resulta necesario actuar decididamente en la racionalización de la demanda, fortaleciendo el carácter prioritario del ahorro de energía. Persiste en el país un importante potencial de ahorro…, cuyo aprovechamiento es normalmente mucho menos costoso que la producción adicional de una cantidad equivalente de energía”. De las 5 prioridades que se plantean en el programa, la segunda señala: “Ahorro y uso eficiente de la energía.- llevar adelante un programa con carácter integral, que promueva el ahorro y uso eficiente de la energía, con la participación comprometida de toda la sociedad. Inducir cambios permanentes en los hábitos de consumo hacia usos más eficientes; en la medida en que se vaya conteniendo la dinámica de la demanda, se estarán ahorrando recursos naturales y liberando recursos de inversión para otras prioridades nacionales.” Adicionalmente en su segundo lineamiento de política para la modernización del sector energético, establece que se le otorga máxima prioridad al tema, con base en los importantes potenciales de ahorro, lo que requiere que se fijen metas concretas, para lo cual indica, entre otras, las siguientes líneas de acción: Asignar partidas presupuestales específicas en empresas paraestatales para la

ejecución de acciones de ahorro de energía. Evaluar la conveniencia de establecer esquemas de apoyo fiscal y financiero. Realizar diagnósticos energéticos en los sectores que registran mayores consumos. Establecer normas de eficiencia energética. Promover campañas de concientización e información, incluir el ahorro de energía en

programas de estudio a nivel básico, así como brindar asesorías y asistencia técnica. Finalmente confirma: “El ahorro de energía no debe plantarse como una moda pasajera, sino como un propósito permanente que modifique hábitos de consumo, para enraizar en nuestro país una cultura de ahorro y uso eficiente. Todos los logros que se alcancen en este renglón contribuirán a fortalecer la productividad nacional, aumentar la capacidad de


11

competencia económica hacia el exterior y elevar los niveles de bienestar de los mexicanos.”

Programa de Desarrollo y Reestructuración del Sector de la Energía 1995-2000

Desde su introducción establece que la actividad de este sector ha transitado de una etapa en la que prevaleció la meta de autosuficiencia en el abasto, a otra en la que se sumaron a la lista de prioridades, entre otras el fomento al ahorro de energía; también señala, refiriéndose al cuidado de los recursos naturales y la protección del medio ambiente, que el esfuerzo sostenido y aún acrecentado en materia de ahorro y uso eficiente de la energía, contribuirá a ese propósito. Concluyendo que los programas encaminados a una mayor eficiencia energética, deberán influir sobre la demanda de manera que, manteniendo las tasas de crecimiento económico previstas, se aseguren menores consumos. En el análisis del sector de la energía en México, el Programa indica: “El aprovechamiento cabal del potencial de ahorro de energía demanda condiciones que no están totalmente dadas y que por lo tanto, deben ser promovidas activamente por el sector público y la empresa privada. En este sentido, hay que superar la falta de información sobre tecnologías disponibles; promover el fortalecimiento de las firmas consultoras existentes y desarrollar nuevas, así como agilizar los mecanismos de financiamiento.” En el documento que contiene el Programa, se precisa la labor de los organismos responsables de llevar a cabo las acciones en materia de ahorro de energía, específicamente se hace referencia a la CONAE, el PAESE y el FIDE.

Programa Sectorial de Energía 2001-2006

En el capítulo sobre Retos y Oportunidades del Sector Energético Mexicano, en el apartado dedicado al tema energías Renovables y Ahorro de Energía, establece: “En México, hasta finales de la década de los ochenta, la preocupación y las políticas energéticas se concentraron, principalmente, en la expansión de la oferta de energía y en el desarrollo de los recursos humanos e institucionales necesarios para llevar adelante estas líneas de política. Sin embargo, los altos índices de consumo de energía por unidad de valor de la economía nacional, más el hecho de que este consumo tuviese como principal insumo el petróleo, dieron como resultado que se llevaran adelante iniciativas nacionales que culminaron en 1989 con la creación de la Comisión Nacional para el Ahorro de energía (CONAE) y en 1990 con la del Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE)”. En el mismo apartado menciona que los organismos responsables del tema a nivel nacional, “con una amplia participación del sector privado y social, han instrumentado y llevado adelante programas y acciones para el ahorro y uso eficiente de la energía que muestran efectos significativos, palpables y duraderos en los diversos sectores de nuestra sociedad y a lo largo y ancho del territorio nacional”. También menciona, entre otros, algunas acciones y programas, como la elaboración y aplicación de normas de eficiencia energética, el Horario de verano, los programas para la comercialización de lámparas fluorescentes compactas, los proyectos demostrativos y de asistencia técnica, los programas de incentivos para la adquisición de equipos eléctricos de alta eficiencia y el Sello FIDE. Por otro lado en el mismo apartado, expone los ahorros tanto en consumo como en


12

demanda de energía eléctrica que se han logrado como consecuencia de las actividades realizadas. Finalmente concluye: “...se mantiene la necesidad de continuar e intensificar los esfuerzos nacionales para un aprovechamiento cabal de esas oportunidades para beneficio de nuestra economía.” En su capítulo II, ¿A dónde queremos llegar?, en el 6º principio rector de la política energética, que se define como desarrollo sustentable, reafirma el compromiso con las políticas de ahorro de energía, lo que se subraya en el 4º objetivo del programa que establece: “Incrementar la utilización de fuentes renovables y promover el uso eficiente y ahorro de energía”, para cumplir con el objetivo planteado formula las estrategias fundamentales, entre las que destacan: los programas nacionales y regionales de ahorro de energía, la formación y certificación de recursos humanos especializados en el tema, mecanismos de apoyo financiero, recursos para la investigación básica en ahorro de energía, así como la vinculación bilateral o multilateral, de instituciones mexicanas con organismos internacionales. El programa establece como meta para el 2006 “…un ahorro nacional equivalente al 2.5 por ciento con respecto al consumo final total nacional.” Para lograrlo plantea la estrategia y describe las líneas de acción que incluyen el fortalecimiento de la normalización, el fortalecimiento y el diseño e implementación de nuevos programas de eficiencia energética, la intensificación de la investigación y desarrollo tecnológico, la promoción del ahorro de energía y el impulso a la educación en materia de eficiencia energética.

Programa Sectorial de Energía 2007-2012

Su componente III. Eficiencia Energética, Energías Renovables y Biocombustibles, establece como su primer objetivo promover el uso y producción eficientes de la energía e indica que: “Dos de los ejes centrales de las políticas públicas de México son la sustentabilidad ambiental y la economía competitiva y generadora de empleos. En este sentido, el uso eficiente de la energía concilia las necesidades de la sociedad con el cuidado de los recursos naturales. La eficiencia energética busca ofrecer el mismo servicio con un menor consumo de energía. Es una oportunidad para reducir el gasto en insumos energéticos, aumentar la competitividad del aparato productivo, reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y conservar los recursos energéticos de nuestro país.” Como indicador de este objetivo plantea como línea base al 2006 un ahorro de 21,585 GWh, mientras que para el 2012 lo fija en 43,416 GWh. El Programa contempla las siguientes estrategias: Proponer políticas y mecanismos financieros para acelerar la adopción de tecnologías

energéticamente eficientes por parte de los sectores público y privado. Impulsar la optimización en el abastecimiento y uso de la energía por parte de las

dependencias y entidades que conforman la Administración Pública Federal. Ampliar las acciones coordinadas entre los sectores público, social y privado, para el

fomento del uso eficiente de la energía entre la población. Impulsar la reducción del consumo de energía en el sector residencial y de edificaciones.


13

Fomentar la generación de energía eléctrica eficiente, a través de las figuras de autoabastecimiento y cogeneración.

Integrar propuestas de política pública que impulsen el aprovechamiento del potencial de cogeneración eficiente.

Promover un conjunto de disposiciones que le permitan a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) ampliar y reforzar sus atribuciones en materia de regulación y fomento de la cogeneración eficiente.

Apoyar las labores de investigación relacionadas con el incremento en la eficiencia de las actividades de generación, distribución y consumo de energía eléctrica.

Como resultado de la aplicación de normas de eficiencia energética, el Sistema de Información Energético menciona un ahorro total de energía eléctrica consumida de 15,776 GWh y de energía térmica de 35,160 TJ, para el año 2008.

2.3 Instituciones dentro del Sector Energía para promover la eficiencia en el uso de este recurso

En el transcurso de poco más de 25 años, se han establecido instituciones y programas cuyo adecuado diseño, asignación de recursos, permanencia y largos períodos de continuidad en la dirección de sus instituciones, permitieron el logro de importantes avances en la materia21. Las instituciones en México en materia de energía son: la Secretaría de Energía (SENER), las compañías públicas como Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Petróleos Mexicanos (PEMEX), así como la Comisión Reguladora de Energía (CRE), la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE), la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias(CNSNS) y los institutos de investigación energética como el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y el Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares (ININ). La SENER tiene entre sus responsabilidades conducir la política energética del país y llevar a cabo la planeación energética a mediano y largo plazos, así como fijar las directrices económicas y sociales para el sector energético paraestatal. La CFE es la empresa eléctrica nacional que genera, transmite, distribuye y vende electricidad en todo el país. Esta entidad es también responsable de la planificación del sistema eléctrico nacional. PEMEX es una impresa integrada, que realiza actividades de exploración, producción de hidrocarburos y su transformación. La CRE es un órgano desconcentrado de la SENER con autonomía técnica, operativa, de gestión y de decisión. La CONUEE es un órgano administrativo desconcentrado de la SENER, con autonomía técnica y

21

Ruchansky, Beno; De Buen, Odón; Januzzi, Gilberto; Romero, Andrés. Eficacia Institucional de los Programas Nacionales de Eficiencia Energética: los casos de Brasil, Chile, México y Uruguay. CEPAL. Disponible en: http://www.cepal.org/publicaciones/xml/5/43705/Lcl3322e.pdf. Fecha de consulta: 19 Junio 2012.

http://www.cepal.org/publicaciones/xml/5/43705/Lcl3322e.pdf


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operativa, su objetivo es promover la eficiencia energética (EE) y sirve como órgano técnico de consulta sobre el uso sustentable de la energía.22,23,24 Otra organización ligada al sector energía, es el Fideicomiso para el Ahorro de Energía (FIDE). Creado por la CFE y es un fideicomiso privado-publico, con la finalidad de impulsar el ahorro de energía eléctrica en la industria, el comercio, los servicios, el campo y los municipios, así como en el sector doméstico nacional, al mismo tiempo promover el desarrollo de una cultura del uso racional de este fundamental energético. 25 A principios de la década de los 80’s, fueron la CFE a través Programa Nacional de Uso Racional de Energía Eléctrica (PRONUREE), y PEMEX a través de su Programa de Conservación y Ahorro de Energía (PROCAE), las instituciones que iniciaron en México los primeros esfuerzos formales para aprovechar los potenciales del ahorro de energía. A través de estos esfuerzos, se iniciaron los trabajos formales orientados a la eficiencia energética en México26. El PRONUREE en una primera fase enfocó gran parte de sus acciones al sector consumidor sin realizar actividades hacia el interior de la propia CFE. De esta manera, el acelerado crecimiento del parque eléctrico entre 1960 y 1980 se apoyó en el uso de centrales termoeléctricas. Fue entre 1984-1988 con el Programa de Energéticos que se vuelve obligatoria para la CFE la instauración y operación de un programa institucional de uso racional de la energía desde dos enfoques: externo (difusión de técnicas y medidas de uso eficiente para los usuarios) e interno (reducción de los consumos propios y la diversificación de fuentes de suministro).

22

Comisión Reguladora de Energía. Disponible en: http://www.cre.gob.mx/articulo.aspx?id=11 Fecha de consulta: 25 Junio 2012. 23

Pemex a grandes rasgos. PEMEX. Disponible en: http://www.imp.mx/especialidades/sisevi/Ind_Pemex020408.pdf Fecha de consulta: 25 Junio 2012. 24

Ruchansky, Beno, et al. Eficacia Institucional de los Programas Nacionales de Eficiencia Energética: los casos de Brasil, Chile, México y Uruguay. CEPAL. Disponible en: http://www.cepal.org/publicaciones/xml/5/43705/Lcl3322e.pdf. Fecha de consulta: 19 Junio 2012. 25

Ibíd. 26

Ortega, Hermilio. Aplicación de la Metodología de Diagnósticos Energéticos de Rápida Recuperación a Pequeñas y Medianas Empresas Industriales y de Servicios. UAM. Disponible en: http://148.206.53.231/UAMI12333.PDF. Fecha de consulta: 26 Junio 2012.

http://www.cre.gob.mx/articulo.aspx?id=11

http://www.imp.mx/especialidades/sisevi/Ind_pemex020408.pdf


http://148.206.53.231/UAMI12333.PDF


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Figura 8. Instituciones en el Sector Energía en México

Fuente: Elaboración propia, 2012

2.4 Sucesos clave de la eficiencia energética en México27

A partir de la década de los 90’s se registró un parte - aguas, en los programas y acciones para promover el uso racional de la energía, mismo que se caracteriza por la transformación de propuestas en proyectos de ahorro energético. La siguiente tabla muestra una cronología de las principales iniciativas que ha implementado México en esta materia:

Tabla 4 Principales iniciativas de Eficiencia Energética implementadas en México

Iniciativas Nacionales

1980 Creación del Programa Nacional del Uso Racional de la Energía Eléctrica de CFE y LyFC.

1984 Creación del Programa de Conservación y Ahorro de Energía de Petróleos Mexicanos.

27

Sección en base al estudio: Treviño, Mateo. El ahorro de energía eléctrica a 10 años de la creación del FIDE.


16


1985 PEMEX a través del PROCAE y con el apoyo del Instituto Mexicano del Petróleo pone en marcha uno de los Programas de Formación de Recursos Humanos en Ahorro de Energía de mayor dimensión hasta ahora implementados.

1989 Creación de la CONAE (Comisión Nacional para el Ahorro de Energía); Creación del PAESE (Programa de Ahorro de Energía en el Sector Eléctrico).

1990 Constitución del Fideicomiso para el Aislamiento Térmico de Viviendas Creación del FIDE (Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica).

1991 El PAESE-CFE inicia el desarrollo de proyectos de sustitución de lámparas incandescentes por fluorescentes compactas.

1992 Se establece el Premio Nacional de Ahorro de Energía Eléctrica CFE-PAESE-FIDE, 1995 Se desarrolla el Proyecto Ilumex, en su momento el de mayor dimensión para el

reemplazo de lámparas incandescentes por fluorescentes compactas. Publicación de las primeras Normas Oficiales Mexicanas (para cuatro productos:

refrigeradores, equipo de aire acondicionado, lavadoras y motores eléctricos). Introducción en México el “Sello FIDE”, como un sello de cumplimiento voluntario

de eficiencia energética. Se lanza primer proyecto del Fondo para el Medio Ambiente Mundial (GEF, por sus

siglas en inglés) para promover eficiencia energética en iluminación en el sector residencial (ILUMEX).

1996 FIDE comienza el “Programa de Incentivos y Desarrollo de Mercado” para transformar el mercado hacia el uso de motores eléctricos, compresores y sistemas de iluminación comercial de alta eficiencia.

Se implementa del horario de verano para todo el país. 1997 FIDE comienza el programa de gran escala para el reemplazo de lámparas

incandescentes por lámparas fluorescentes compactas en el sector residencial. 1999 Comienza el programa de eficiencia energética en edificios federales (Programa

APF). 2000 La CONAE ha publicado y puesto en vigor 18 NOMs de eficiencia energética

El FIDE recibe el reconocimiento Energy Globe Award 2000 PEMEX restablece su programa de ahorro de energía.

2002 Se inicia el PFAEE (Programa de Financiamiento para el Ahorro de Energía Eléctrica), con la participación de CFE, NAFIN, FIPATERM y FIDE, para la sustitución de equipos electrodomésticos.

PEMEX establece su Programa Institucional de Uso Eficiente y de Ahorro de Energía 2003 Se homologan 3 NOMs con normas de Estados Unidos y Canadá 2004 CONAE implementa tres Premios Nacionales de Ahorro de Energía (Térmica,

Transporte, Energía Renovable). 2005 Inicia la campaña “Vive con Energía” 2006 El FIDE se hizo acreedor del premio “International Star of Energy Efficiency Award”

de la Aliance to Save Energy 2007 Publicación de la Estrategia Nacional de Cambio Climático. 2008 Publicación de la Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (LASE).

La CONUEE queda constituida a partir de la entrada en vigor de la Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía, publicada el 28 de noviembre de 2008

Programa Piloto para el reemplazo de lámparas incandescentes por CFLs. 2009 Publicación del Programa Especial de Cambio Climático 2009-2012


17


Inicia el Programa “Para Vivir Mejor” incluyendo el Programa de Reemplazo de Electrodomésticos.

Comienza el Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (PRONASE).

2011 Inicia el Programa Luz Sustentable. Se crea el Fondo para la Transición Energética. Se registra el primer Programa bajo el Mecanismo de Desarrollo Limpio a nivel

internacional para la sustitución de lámparas incandescentes por fluorescentes compactas.

2012 Se publica la Ley General de Cambio Climático La SENER a través de la CONUEE y de la CRE han publicado e iniciado la entrada en

vigor de 23 NOMs de eficiencia energética. Fuente: Elaboración Propia.

2.5 Marco legal y político de la eficiencia energética en México

Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN, 1992). Esta ley fundamenta las acciones de normalización que han permitido a México tener impactos significativos en la mejora de la EE de su economía, especialmente en equipos eléctricos y térmicos de mayor uso en hogares, industrias, comercios y servicios. La LFMN establece los mandatos de la aplicación de normas voluntarias y obligatorias. A través de esta ley, la SENER tiene el mandato de elaborar y aplicar las NOM de eficiencia energética, el cual se transfiere a la CONUEE 28 . Las normas oficiales en México en materia de eficiencia energética pueden verse en el ANEXO 1. Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el financiamiento de la Transición Energética (LAERFTE, 2008). Establece la Estrategia para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía, promoviendo un mayor uso de energías renovables, la eficiencia y sustentabilidad energética; también se comprenden los mecanismos presupuestarios para asegurar la congruencia y consistencia entre las acciones para promover las energías renovables y la eficiencia energética. Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (LASE, 2008). Esta ley tiene como objetivo propiciar un aprovechamiento sustentable de la energía mediante el uso óptimo de la misma en todos sus procesos y actividades, desde su explotación hasta su consumo. La ley además establece a la CONUEE y el Consejo Consultivo para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía. El 31 de mayo de 2007, se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012, el cual contiene los objetivos nacionales, estrategias y prioridades que rigen la actuación del Gobierno Federal durante la presente

28

Ruchansky, Beno, et al. Eficacia Institucional de los Programas Nacionales de Eficiencia Energética: los casos de Brasil, Chile, México y Uruguay. CEPAL. Disponible en: http://www.cepal.org/publicaciones/xml/5/43705/Lcl3322e.pdf. Fecha de consulta: 19 Junio 2012.



18

administración29. En este Plan compuesto por 5 Ejes rectores se establece, en el Eje 2 sobre Economía Competitiva y Generadora de Empleos, la existencia de la infraestructura necesaria para que todos los mexicanos puedan tener acceso adecuado a la energía; de igual forma en el Eje 4 sobre Sustentabilidad Ambiental hace referencia a la reducción de GEI por medio del uso eficiente de energía de los diferentes sectores económicos. A su vez, la Estrategia Nacional de Energía 2012-2026 define tres ejes temáticos; 1) Seguridad Energética; 2) Eficiencia Económica Productiva; y 3) Sustentabilidad Ambiental. Dentro del punto 2 se incluye el objetivo de aprovechar de manera eficiente los recursos energéticos, para lo cual establece la estrategia de incrementar los niveles de eficiencia en el consumo de energía, y entre sus acciones contempla el diseño de programas para acelerar la difusión de tecnologías eficientes y mejores prácticas30. A partir de la Visión México 2030 y el Plan Nacional de Desarrollo, se elaboró el Programa Sectorial de Energía 2007-2012. En este plan se expresan los objetivos, las estrategias y las líneas de acción que definirán la actuación de las dependencias y de los organismos federales que pertenecen al sector energía. En su Estrategia III, hace referencia a la Eficiencia Energética, Energías Renovables y Biocombustibles. A través de esta estrategia se busca proponer políticas y mecanismos financieros para acelerar la adopción de tecnologías energéticamente eficientes por parte de los sectores público y privado, impulsar la optimización en el abastecimiento y uso de la energía e impulsar la reducción del consumo de energía en el sector residencial y de edificaciones, entre otros31.

2.6 Programas generales de eficiencia energética

a) Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de Energía (PRONASE)32:

Publicado el 27 de Noviembre de 2009 en el Diario Oficial de la Federación. El programa tiene como objetivo identificar oportunidades para el aprovechamiento eficiente de la energía. Se define a la curva de costos de mitigación como la herramienta para priorizar acciones identificadas de ahorro energético con base en su potencial de mitigación de GEI. El PRONASE identifica un conjunto de siete áreas de oportunidad que tienen amplios márgenes de mejora de eficiencia energética y que concentran una buena parte del impacto potencial de mitigación de GEI debido al consumo final de energía. Estas medidas son en:

29

Diario Oficial de la Federación. 27 de Noviembre de 2009. Disponible en: http://www.conuee.gob.mx/work/files/pronase_09_12.pdf Fecha de consulta: 26 Junio 2012. 30

Estrategia Nacional de Energía 2012-2026. SENER. Disponible en: http://www.SENER.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2012/ENE_2012_2026.pdf Fecha de consulta: 26 Junio 2012. 31

Programa Sectorial de Energía 2007-2012. SENER. Disponible en: http://www.SENER.gob.mx/res/0/Programa%20Sectorial%20de%20Energia%202007-2012.pdf Fecha de consulta: 26 Junio 2012. 32

Sección basada en el PRONASE. Disponible en: http://www.conuee.gob.mx/work/files/pronase_09_12.pdf Fecha de consulta: 24 Junio 2012.

http://www.conuee.gob.mx/work/files/pronase_09_12.pdf

http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2012/ENE_2012_2026.pdf

http://www.sener.gob.mx/res/0/Programa%20Sectorial%20de%20Energia%202007-2012.pdf



19

- Transporte - Edificaciones - Iluminación - Motores Industriales - Cogeneración - Bombas de Agua - Equipos del Hogar o de inmuebles

Partiendo de los objetivos y estrategias identificadas para cada una de las áreas de oportunidad se definieron líneas de acción incorporando:

Lineamientos al Sector Público – LSP (lineamientos para la adopción de tecnologías eficientes, programas de información y difusión de mejores prácticas, entre otros).

Programas Enfocados para los Usuarios Finales de Energía - PEUFE (como normalización y apoyo a grupos marginados)

Desarrollo de Capacidades – DC en cada una de las medidas de mejora de eficiencia energética (por ejemplo: realización de campañas de promoción, desarrollo de profesionistas).

Tabla 5 Líneas de acción del PRONASE

Transporte

LSP: Aplicar lineamientos de eficiencia del parque vehicular de la administración pública (AP);

PEUFE: 1) Normar la eficiencia de vehículos; 2) Emitir estándares mecánicos y ambientales para autorizar la circulación de vehículos usados de importación;

DC: 4) Promover mejores prácticas de uso de vehículos.

Iluminación

LSP: 1) Acelerar la implementación de iluminación eficiente en la AP; 2) Acelerar la implementación de iluminación eficiente en el alumbrado público;

PEUFE: 1) Publicar Normas Oficiales de consumo de energía para iluminación,2) Apoyar a grupos marginados en la adquisición de focos eficientes;

DC: Promocionar el uso de focos de alta eficiencia.

Equipos del hogar y de inmuebles

PEUFE: 1) Implementar un programa y campañas de certificación y distintivo de equipos, 2) Actualizar las Normas Oficiales vigentes referentes a los estándares de eficiencia de refrigeradores y calentadores de agua, 3) Continuar con la homologación de Normas Oficiales existentes, 4) Continuar con la promoción de calentadores solares de agua, 5) Continuar con el apoyo a grupos marginados a través de la sustitución de refrigeradores y equipos de acondicionamiento de aire, 6) Publicar Normas Oficiales para fomentar el uso moderado de los equipos de acondicionamiento de aire.

Cogeneración PEUFE: 1) Difundir las ventajas de la cogeneración resaltando los

beneficios y la factibilidad de proyectos de alto consumo energético, incluyendo aquellas del sector energético.

Edificaciones

LSP: 1) Incorporar estándares de aislamiento en edificios nuevos de la Administración Pública;

PEUFE: 1) Fomentar la incorporación de estándares de aislamiento térmico en reglamentos de construcción, así como para obtención de licencias y exigir cumplimiento de las normas aplicables;2) Mejorar el


20

aislamiento en construcciones nuevas,3) Fomentar la ampliación de la cobertura de Hipotecas Verdes, 5) Promocionar mejores prácticas de aislamiento y uso de equipos de acondicionamiento de aire;

DC: 1) Desarrollar una certificación del estimado de consumo energético de nuevas edificaciones.

Motores industriales

PEUFE: 1) Actualizar las Normas Oficiales de eficiencia de motores trifásicos; 2) Fomentar la sustitución de motores trifásicos ineficientes del parque existente.

Bombas de agua

PEUFE: 1) Fortalecer el programa de apoyo para la rehabilitación de sistemas de bombeo agropecuario; 2) Establecer un programa de apoyo para la rehabilitación de los sistemas de bombeo municipales.

b) Programa de Ahorro de Energía del Sector Eléctrico (PAESE) En 1989 se crea el PAESE por la CFE para promover el ahorro y uso eficiente de la energía eléctrica, en su producción, distribución, y en las instalaciones de los usuarios, esto último principalmente a través del FIDE. c) Programa Luz Sustentable

El programa sustituyó más de 45.8 millones de lámparas incandescentes por lámparas fluorescentes compactas. d) Programa de Promoción del Uso de Calentadores Solares de Agua Como resultado de este Programa hasta junio de 2011 se han instalado casi 813,500 metros cuadrados de calentadores solares de agua. e) Programa de Sustitución de Electrodomésticos El Programa brinda apoyos económicos y financiamiento para sustituir refrigeradores y equipo de aire acondicionado con diez o más años de uso, por aparatos nuevos más eficientes. Desde el inicio del período de Gobierno Federal 2006 – 2012, y hasta junio de 2011, se ha financiado la sustitución de 1,196,000 equipos ineficientes por refrigerados y equipos de equipo de aire acondicionado de alta eficiencia. f) Proyecto Nacional de Eficiencia Energética en el Alumbrado Público Municipal El programa pretende apoyar a los municipios para la sustitución de sus sistemas de alumbrado público por sistemas más eficientes, donde se identifique un potencial importante de mitigación; también busca integrar localidades con factibilidad técnica y financiera para incluirlos en el Proyecto Nacional. g) Protocolo de actividades para la implementación de acciones de eficiencia

energética en inmuebles, flotas vehiculares e instalaciones de la Administración Pública Federal


21

Publicado el 13 de enero de 2012, en el Diario Oficial de la Federación, el Protocolo tiene como objetivo establecer un proceso de mejora continua para fomentar la eficiencia energética en inmuebles, flotas vehiculares e instalaciones de las Dependencias y Entidades del Gobierno Federal, mediante la implementación de buenas prácticas e innovación tecnológica; así como la utilización de herramientas de operación, control y seguimiento, que contribuyan al uso eficiente de los recursos públicos y a la sustentabilidad. h) Programa de normalización para la eficiencia energética Hasta mediados de julio de 2012 se han desarrollado, publicado y entrado en vigor 23 normas de eficiencia energética aplicables a tecnologías e instalaciones de alto consumo de energía como equipos de bombeo, iluminación, calentamiento de agua, motores, edificaciones, entre otros.

2.7 Estudios realizados sobre eficiencia energética en México

Dentro de los estudios en los que se abordan los potenciales para incrementar la eficiencia energética en México, se puede mencionar el MEDEC, por sus siglas México: Estudio sobre la Disminución de Emisiones de Carbono.33

El estudio MEDEC contempló la evaluación de las intervenciones de bajas emisiones en cinco sectores: electricidad, petróleo y gas, uso final estacionario de energía, transporte y el sector agrícola y forestal. El estudio establece que entre las intervenciones con un potencial alto de reducción de emisiones y un bajo costo se encuentran: Transporte público y eficiencia de vehículos.

La mayor parte de las medidas de eficiencia energética, incluyendo mejoras de eficiencia en la generación, transmisión y distribución de electricidad, alumbrado público, refrigeración, equipo de aire acondicionado y estufas de leña mejoradas.

Varias opciones de suministro de energía a bajo costo, como la cogeneración de industrias (y en Pemex) y el calentamiento solar de agua.

Parte de las intervenciones definidas en el estudio MEDEC ya se han implementado en México como proyectos de inversión a escala comercial o programas pilotos, demostrando de esta forma la factibilidad de su implementación en el corto plazo. Para muchas intervenciones, se necesita pasar de la escala individual a un programa más amplio, lo cual traerá implicaciones políticas y financieras. Las intervenciones identificadas con el MEDEC coinciden con algunas de las siete áreas de oportunidad mencionadas en el PRONASE. Transporte, Iluminación y Cogeneración son algunas de las grandes áreas de oportunidad para México en materia de eficiencia energética.

33

Johnson T., Alatorre C., Romo Z., Liu F. 2009. Sección Basada en el documento México: estudio sobre la disminución de emisiones de carbono. Disponible en: http://siteresources.worldbank.org/INTLAC/Resources/MEDEC_Executive_Summary_Spa.pdf Fecha de consulta: 26 Junio 2012.

http://siteresources.worldbank.org/INTLAC/Resources/MEDEC_Executive_Summary_Spa.pdf


22

3. EVALUACIÓN DEL POTENCIAL DE REDUCCIÓN DE CONSUMO DE ENERGÍA Y DE EMISIONES DE GEI DE LAS MEDIDAS, POLÍTICAS Y PROGRAMAS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA

Teniendo en cuenta que la generación y el uso de la energía son las principales fuentes emisoras de Gases de Efecto Invernadero (GEI), y a su vez, uno de los principales motores para el desarrollo del país, se han realizado numerosos estudios con el fin de identificar aquellas medidas de eficiencia energética con un alto potencial de reducción de emisiones, que puedan implementarse sin comprometer el crecimiento económico en México. Dichos estudios han sido fundamentales para la planeación de políticas y programas en el sector energía. Como resultado de la aplicación de normas de eficiencia energética, el Sistema de Información Energético menciona un ahorro total de energía eléctrica consumida de 15,776 GWh y de energía térmica de 35,160 TJ, para el año 2008. A continuación se listan los documentos más relevantes, que a su vez conforman el insumo del análisis del presente apartado: Estrategia Nacional de Energía 2012-2026. SENER, 2012

Estrategia Nacional para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía. SENER, 2011.

Agenda de Cambio Climático de México 2010-2012. INE, 2010

México: Estudio sobre la Disminución de Emisiones de Carbono. Banco Mundial, 2009

Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía 2009-2012. DOF 27 de Noviembre de 2009.

Estudio sobre Cogeneración en el Sector Industrial en México. CONUEE/CRE/GTZ, 2009

Low-Carbon Growth, a Potential Path for Mexico. Centro Mario Molina, 2008

Se realiza un análisis comparativo de las prospectivas de mitigación de emisiones de GEI con base en las acciones de ahorro de energía propuestas en cada uno de los documentos. Es claro que cada uno de los análisis tiene perspectivas e inferencias diferentes, pero esta situación evidencia que es necesario unificar términos y criterios para contar con información comparable, y ofrecer insumos efectivos a las entidades a cargo de la planeación del sector. El análisis se realiza por sector, y cada sector por tecnología propuesta, los cuales están representados en la siguiente tabla:

Tabla 6 Sectores y tecnologías bajo análisis

TRANSPORTE RESIDENCIAL AGROPECUARIO INDUSTRIA GAS Y

PETROLEO SERVICIOS

MUNICIPALES

Cambios modales y desarrollo urbano Tecnología vehicular y gestión de la demanda Acciones en transporte de carga Cambio de combustibles

Iluminación Equipos electrodomésticos Hipotecas verdes Estufas eficientes de leña Aislamiento térmico

Bombeo para riego agrícola

Cogeneración Sustitución de motores Optimización de procesos

Cogeneración Eficiencia energética en sistemas de generación y distribución de vapor

Alumbrado público



23

3.1 Sector transporte

El sector transporte a nivel mundial consume cerca de 60% de los petrolíferos. La Agencia Internacional de Energía (AIE) estima que si se llevaran a cabo acciones de forma inmediata para ahorrar energía en este sector, se podrían ahorrar anualmente 23,000 Petajoules (PJ) y se dejarían de emitir 1.4 miles de millones de toneladas de CO2 a la atmósfera.34 En México el sector transporte es el mayor consumidor final de energía. En 2010 consumió 48% de la energía para uso final en el país, 9 puntos porcentuales por arriba de su participación en 2000. De 2000 a 2010, el consumo del transporte creció a razón de 3.6% anual, derivado del crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) y en específico de aquellos sectores intensivos en el uso del transporte, como comercio (1.2% anual), transporte, correos y almacenamiento (1.1% anual) y construcción (2.1%). Aunado a esto, en los últimos diez años el número de vehículos registrados en circulación aumentó 7.6% promedio anual.35 El sector transporte es el sector más grande y de más rápido crecimiento en México en términos de consumo de energía y emisión de GEI. Este sector está compuesto por los subsectores de autotransporte, aéreo, ferroviario y marítimo. El sector produce aproximadamente el 20.4% del total de emisiones de GEI en México, representando el autotransporte aproximadamente el 90% del consumo de energía y emisiones de estos gases del sector (SEMARNAT, 2007).36 El transporte y el cambio climático se relacionan directamente por el consumo de combustible; es así, que muchas medidas de mitigación de GEI se han orientado a elevar los estándares, procurando usar combustibles cada vez más limpios, diseñar nuevas tecnologías para lograr una disminución en el consumo de combustible por vehículo, renovar la flota vehicular, promover cambios modales para reducir los tiempos de viaje, mejorar la eficiencia en el transporte de carga, e incluso a capacitar a los conductores en prácticas de manejo ahorradoras de combustible. Además de las anteriores, se ha buscado disminuir el uso del vehículo privado, promoviendo sistemas de transporte masivo, mejorando la infraestructura y la calidad del transporte público, e incorporando medidas restrictivas para el uso de vehículos particulares. Para efectos del presente análisis, se tuvieron en cuenta aquellas medidas que los estudios reportaron con mayor potencial de mitigación y con mayor factibilidad de implementación, a partir de la curva de costos marginales de mitigación desarrollada por McKinsey, 2009.

34 Estrategia Nacional para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentables de Energía. SENER,

2011. 35

Ídem 36

Ver en: http://www2.ine.gob.mx/publicaciones/descarga.html?cv_pub=615&tipo_file=pdf&filename=615,

Fecha de consulta 15 de agosto de 2012

http://www2.ine.gob.mx/publicaciones/descarga.html?cv_pub=615&tipo_file=pdf&filename=615


24

Los potenciales estimados por cada estudio se presentan en la Tabla 7. Las acciones

listadas corresponden a las nueve intervenciones de bajas emisiones planteadas por el estudio “México: estudio sobre la disminución de emisiones de carbono” (MEDEC) para el sector transporte.37

Tabla 7 Tecnologías bajo análisis – Sector Transporte

Tecnología

Potenciales de Mitigación (MtCO2/año)

MEDEC INE CMM

2030 2020 2030

Cambios modales y desarrollo urbano Optimización de rutas de transporte público 31.5

Densificación urbana 14.3 BRT 4.2 6.8 23.0 Transporte no motorizado 5.8

Tecnologías y gestión de la demanda Verificación vehicular fronteriza 11.2 Verificación vehicular en 21 grandes ciudades 10.6 Norma vehicular 20.1 11.6 38.0

Carga Logística de carga por carretera 13.8 Carga por ferrocarril 19.2

Fuente: Elaboración propia, 2012. Con base en CMM, 2008; Banco Mundial, 2009; INE, 2010

El estudio MEDEC considera que la línea base sigue las tendencias de crecimiento histórico de México, y proyecta un crecimiento del parque automotor de 24 millones en 2008 a más de 70 millones de vehículos en 2030. Para ese año, estima que las emisiones de GEI del sector aportarán el 72% de las emisiones totales del país, generando más de 347 MtCO2e. El INE emplea la línea base revisada del PECC, en la cual se identifican los sectores de Transporte, y Petróleo y Gas con un alto potencial para establecer medidas adicionales de mitigación. En particular, el sector transporte presenta un potencial de 37% adicional al PECC. El estudio del Centro Mario Molina (CMM) toma como base la curva de costos de abatimiento de McKinsey, 2009, eligiendo las medidas de mitigación de menor costo. Estima que las emisiones de transporte terrestre se podrían reducir en 76 MtCO2e a 2030, con acciones de eficiencia vehicular, biocombustibles y transporte público. Para efectos del presente análisis, no se tuvieron en cuenta las acciones en biocombustibles con un potencial de 15 MtCO2e. La línea base empleada para realizar las estimaciones es la desarrollada por la AIE en 2007.

37 Ídem


25

El Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (PRONASE) prevé que para 2030, el sector transporte (abarcando tanto el transporte automotor ligero y mediano, como el de carga pesada), represente el 50% del consumo final de energía del país. El objetivo que propone para el sector, es “incrementar el rendimiento del parque vehicular nacional”, mediante un mejoramiento en el rendimiento de los vehículos y mejores prácticas de uso de los mismos. Asimismo, define lineamientos específicos para el parque vehicular de la Administración Pública Federal, que se desarrollarían mediante la emisión de normas de eficiencia para vehículos nuevos, y estándares mecánicos y/o ambientales para la circulación de vehículos usados o importados. Con la implementación de dichas medidas, estima un potencial de reducción en el consumo energético de 9 TWh entre 2010 y 2012, y de 2,736 TWh a 2030. Vale la pena mencionar, que este estimado es acumulado, ya que no se cuenta con información suficiente para estimar un ahorro anual de energía y que los cálculos de reducciones y las estrategias son iguales para la ENTEASE y el PRONASE. La Estrategia Nacional para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (ENTEASE) identifica al sector transporte como uno de los que ofrecen mayores áreas de oportunidad, previendo 9 TWh de potencial de ahorro energético para el período 2010-2012. Estima que el crecimiento de la demanda del sector transporte será menos pronunciado en comparación con las tasas de crecimiento históricas, con 1.3% anual de 2008 a 2035, derivado de mejoras en la eficiencia en el consumo de combustible. Calcula que la participación del sector en el consumo final de energía se mantendría alrededor del 27%.

La Tabla 8 describe las consideraciones de cada estudio frente a cada una de las

acciones listadas en la Tabla 7. Se observa que los tres estudios coinciden en que la

implementación y/o ampliación de sistemas de transporte público masivos, y la implementación de normas vehiculares son las acciones con mayor repercusión en el ahorro de energía y la mitigación potencial del sector. En el caso de la implementación de sistemas Bus Rapid Transit (BRT), el estudio del CMM estima un potencial de mitigación mucho más ambicioso que los otros dos análisis. Es difícil comparar los indicadores definidos por cada estudio, pues están basados en criterios diferentes. Sin embargo, si se compara el número de líneas planteadas para implementar los sistemas, se evidencia una diferencia extraordinaria en las estimaciones. El estudio MEDEC plantea la instauración de 122 líneas de BRT, el INE 40 líneas de BRT más 10 de trenes, y el CMM, 31 líneas de BRT, y 17 de tren ligero. Sin conocer las tecnologías en materia de vehículos de cada estudio, ni el número de vehículos ineficientes desplazados, el tipo de combustible, o los kilómetros instalados; en una comparación simple, se observa que el estudio MEDEC es el más ambicioso en términos de infraestructura y el CMM el menos ambicioso, pero en términos de mitigación potencial, sucede lo contrario: el CMM estima la mayor mitigación (38MtCO2e). Otro aspecto comparativo interesante, es que el INE plantea una mitigación (6.8 MtCO2e) superior a la del MEDEC (4.2 MtCO2e), con un horizonte 10 años más corto. La ENTEASE y el PRONASE no son objeto de comparación ya que no es posible estimar el ahorro anual, o contar con los criterios suficientes para determinar la mitigación que las acciones propuestas podrían representar.


26

Tabla 8 Consideraciones de cada estudio – Sector Transporte

Acción CONSIDERACIONES PARA CADA ACCION

MEDEC 2030

INE 2020

CMM 2030

Cambios modales y desarrollo urbano

1. Reestructuración de las rutas secundarias del sistema de transporte masivo mediante la eliminación de los vehículos excedentes.

2. Alta densidad urbana que imponga límites al crecimiento en las zonas urbanas, afectando directamente el uso de los vehículos (privados y públicos) y el consumo de combustibles.

3.

Reemplazo de minibuses en las principales rutas troncales por sistemas de transporte rápido con autobuses. Asignar 1.5 kilómetros por cada 100.000 habitantes de carriles BRT para el 2030, equivalente a 122 líneas de sistemas BRT, con un total de 1,830 kilómetros en todo el país.

20 líneas de BRT; 8 en la zona norte, 9 en el centro y 3 en el sur. 7 líneas de tren ligero y suburbano, 4 de ellas en el centro del país. 3 líneas de tren suburbano en el valle de México.

Incrementar en 5% la penetración del transporte público en áreas urbanas. Expandir el BRT de la Ciudad de México y en otras 30 ciudades. Expandir sistemas de trenes eléctricos como el metro, el tren ligero y los trolebuses en la Ciudad de México, Monterrey, y Guadalajara; e introducirlos en otras 14 ciudades con más de 750,000 habitantes.

4. Dar prioridad a los peatones y ciclistas, en su mayor parte para viajes cortos. El estudio propone que el 5% de los viajes se realicen en bicicleta a nivel nacional para el 2030.

Tecnologías y gestión de la demanda

1. Los vehículos que excedan el nivel máximo del 2% de monóxido de carbono (CO) en volumen –20% de las importaciones en 2006– no podrían ser importados a México.

2. Adopción de un programa de verificación o inspección de vehículos similar al que actualmente rige en Ciudad de México, así como restricciones al uso de vehículos de mayor antigüedad, en 21 áreas metropolitanas, que abarcarían aproximadamente el 60% del parque automotor total de México.


27

3.

Las normas de rendimiento de combustibles y las normas para los nuevos vehículos deben ir acompañadas de mecanismos que desalienten la compra y la propiedad de vehículos usados ineficientes.

Norma de eficiencia energética en el transporte privado.

Introducir paquetes de eficiencia energética a vehículos nuevos que incorporen ahorros de combustible y emisiones. Incorporar biocombustibles de primera y segunda generación (inicialmente, un 10% de biocombustibles de primera generación en gasolinas, y luego un 20% de biocombustibles de segunda generación).

Carga

1. Optimizar el transporte de carga mediante la coordinación de la operación de camiones, la creación de empresas o cooperativas de carga, terminales especializadas, corredores de transporte de carga y sistemas de información.

2. Supone que para el 2030 el 37% de la carga se transporte por ferrocarril, en comparación con 7.6% en el año 2007.



28

3.2 Sector residencial

El sector residencial y el cambio climático se relacionan principalmente por el consumo de energía eléctrica y de combustibles como gas natural, gas licuado y leña para fogones en el caso de áreas rurales. Las medidas de mitigación de GEI en general se orientan a buscar opciones de diseño de edificaciones que reduzcan el consumo de energía, y a promover tecnologías de iluminación y equipos electrodomésticos eficientes; así como a capacitar a la ciudadanía en el consumo responsable de la energía. El empleo de electrodomésticos tiene una alta incidencia en el consumo de electricidad, representando cerca del 30% del consumo total de energía mundial. Además, el consumo de energía de los equipos en modo de espera, representa del 2 al 11% del consumo residencial de electricidad mundial. La AIE estima que el potencial de ahorro de emisiones para el 2030 en este rubro es de 2.2 miles de MtCO2e por año. 38 El sector residencial representa aproximadamente el 20% del uso final total de energía en México. Su participación en el consumo total de electricidad aumentó del 17% en 2000 al 20% en 2010. El consumo de electricidad residencial per cápita en México en 2010 fue de 389 kWh/año (aproximadamente un 12% en comparación al consumo per cápita en los Estados Unidos 39 ). En lo que se refiere al consumo de combustibles, en las zonas urbanas de México, para cocinar y calentar agua, en el 2010 se empleaba en su momento gas licuado de petróleo (gas LP), el cual representó el 90.3% del consumo residencial de hidrocarburos40. Para efectos del presente análisis, se tuvieron en cuenta aquellas medidas que los estudios reportaron con mayor potencial de mitigación y con mayor factibilidad de implementación, a partir de la curva de costos marginales de mitigación desarrollada por

McKinsey, 2009. Los potenciales estimados por cada estudio se presentan en la Tabla 9.

Las acciones listadas corresponden a las intervenciones planteadas por los estudios referidos.

Tabla 9 Tecnologías bajo análisis – Sector Residencial

Tecnología Potencial de Mitigación (MtCO2/año)

MEDEC INE CMM

2030 2020 2030 Iluminación 5.7 11.7 4.9

Electrodomésticos y electrónicos 3.3 6.4 Calentadores, ventilación y equipo de aire acondicionado

2.6 0.8

Hipotecas verdes 1.4 Estufas de leña eficientes 19.4 3 Fuente: Elaboración propia, 2012. Con base en CMM, 2008; Banco Mundial, 2009; INE, 2010

38 Agenda de Cambio Climático de México 2010-2012. INE, 2010 39 México: Estudio sobre la Disminución de Emisiones de Carbono. Banco Mundial, 2009 40 SENER, Balance Nacional de Energía 2010


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La línea base empleada en el estudio MEDEC estima que la demanda de combustible del sector residencial crecerá a una tasa anual promedio inferior al 2%. Por su parte, el INE emplea la línea base revisada del PECC, identificando acciones con potencial adicional. Se destacan las acciones en iluminación, ya que el PECC menciona reducir emisiones de GEI como consecuencia de la elaboración y aplicación de un instrumento normativo que propicie el uso de lámparas eficientes, sin embargo, no se documentó el potencial de mitigación relacionado; se presenta el potencial estimado por esta medida. Así mismo, identifica potenciales en los programas de hipotecas verdes y en el de estufas de leña eficientes.41 El estudio del CMM toma como base la curva de costos de abatimiento de McKinsey, 2009, eligiendo las medidas de mitigación de menor costo, y toma la línea base de la AIE en 2007. Estima que implementar un paquete completo de medidas de eficiencia energética en viviendas residenciales podría lograr una mitigación de 8.4 MtCO2e en 2030. Las medidas incluyen aislamiento térmico, equipos de aire acondicionado eficientes y calentamiento eficiente de agua.


acciones listadas en la Tabla 9.

Los tres estudios coinciden en que la sustitución de lámparas incandescentes, electrodomésticos y electrónicos, calentadores, ventilación y equipo de aire acondicionado ineficientes por tecnologías de bajo consumo, son las acciones con mayor repercusión en la mitigación potencial del sector. El estudio del INE, otorga un mayor potencial a la iluminación con tecnologías eficientes, casi duplicando las estimaciones de los otros dos estudios, para un período 10 años menor. El estudio MEDEC incluye la instalación de estufas de leña eficientes y asigna a esta medida el mayor potencial de mitigación. El del INE también incorpora esta medida, pero tan sólo asigna 3 MtCO2e adicionales a lo estimado en el PECC. La ENTEASE y el PRONASE, estiman los potenciales de reducción del consumo energético. La Estrategia menciona que el consumo del sector tuvo un crecimiento anual de 4.4% en el período 2000 a 2009. Sin embargo, ubica al sector residencial en el segundo lugar por sus áreas de oportunidad, sólo después del sector transporte. Estima un potencial de reducción del consumo final acumulado al 2030, de 520 TWh por iluminación, y de 134 TWh por equipos del hogar e inmuebles, con decrementos frente al escenario tendencial, de 19.2 TWh por iluminación, y de 6.6 TWh para equipos. En la Estrategia se considera que el consumo de energía en inmuebles, incluyendo los sectores residencial y de servicios, representará 30% de la demanda final a 2030, y ocupará la posición número cuatro en emisiones sectoriales de CO2. El PRONASE propone dos líneas de acción relacionadas: iluminación, cuyo objetivo es “incrementar la eficiencia del parque de focos para iluminación”, y equipos del hogar y de

41 Agenda de Cambio Climático de México 2010-2012. INE, 2010


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inmuebles, con el objetivo principal de “incrementar la eficiencia del parque de equipos del hogar e inmuebles”. Define a su vez, lineamientos específicos para las edificaciones de la administración pública, que se desarrollarían mediante la emisión de normas de eficiencia para edificaciones no residenciales, y residenciales en regiones relevantes. Con la implementación de dichas medidas, estima el potencial de reducción en el consumo energético descrito en la ENTEASE. Vale la pena mencionar, que este estimado es acumulado ya que no se cuenta con información suficiente para estimar un ahorro anual de energía, y que los cálculos de reducciones y las estrategias son iguales para la ENTEASE y el PRONASE. Nuevamente, la ENTEASE y el PRONASE no son objeto de comparación ya que no es posible estimar el ahorro anual, o contar con los criterios suficientes para determinar la mitigación que las acciones propuestas podrían representar.


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Tabla 10 Consideraciones de cada estudio – Sector Residencial

Acción CONSIDERACIONES PARA CADA ACCION

Ilu

min

ació

n

Supone que el 85% de todas las lámparas utilizadas una o más horas por día en el 80% de las viviendas serán lámparas fluorescentes compactas. En 2008 había 234 millones de focos en uso en aproximadamente 29 millones de viviendas en México.

▪ Normas para reducir el consumo de energía en iluminación, reemplazando las lámparas incandescentes por lámparas fluorescentes compactas. ▪ Asegurar la salida de los focos incandescentes del mercado, en particular entre los pequeños comerciantes, y reforzar el control aduanal para evitar que se genere un mercado secundario. ▪ Desarrollar la infraestructura necesaria para la correcta disposición de los focos incandescentes, considerados como residuos peligrosos debido a su contenido de mercurio

Paquetes de eficiencia energética para nuevas viviendas que incluyan iluminación eficiente como LEDs.

Ele

ctro

do

mé

stic

os

Esta intervención propone la sustitución acelerada de los refrigeradores que tienen una antigüedad de 10 años o más por nuevos equipos que cumplan con las normas vigentes.

Sustitución de refrigeradores, equipos de AC y TVs.

Cal

en

tad

ore

s,

ven

tila

ció

n y

eq

uip

o d

e

aire

aco

nd

icio

nad

o

Esta intervención se dirige al millón de viviendas en México que al momento del estudio, utilizaban equipos de aire acondicionado de manera más intensiva. Implica acelerar el retiro paulatino de los acondicionadores de aire obsoletos para el 2030 e instalar aislamiento térmico en estas viviendas. Se supone una reducción del consumo de electricidad de 700 a 4,000 kWh/año.

Hip

ote

cas

verd

es

Ampliación del programa de hipotecas verdes a la totalidad de los créditos otorgados por el INFONAVIT (800,000 viviendas nuevas) para el uso de nuevas tecnologías que consumen menos energía


32

Estu

fas

de

leñ

a e

fici

en

tes Implica reemplazar los tradicionales fogones

abiertos por dispositivos más eficientes en las viviendas rurales. Supone que la penetración de este tipo de equipos para el 2030 alcanzará el 100% de los habitantes rurales que usan los tradicionales fogones abiertos.

Ampliación del programa de sustitución de fogones abiertos por estufas ecológicas: 120,000 estufas entregadas por año en el periodo 2013-2020

Fuente: Elaboración propia, 2012. Con base en Banco Mundial, 2008 CMM; 2009; INE, 2010


33

3.3 Sector comercial

En el sistema de información energética (SIE) y en la Comisión Federal de Electricidad (CFE) no existe una división entre la tarifa comercial e industrial por tal razón se tendrán que realizar ciertas consideraciones, con el fin de poder estimar el número de usuarios y el consumo de energía del sector comercial. El Sistema de Información Energética define al sector comercial como a aquellos usuarios de energía eléctrica conectados en las tarifas 2 y 3; sin embargo, hay muchas empresas del sector comercial que se encuentran en las tarifas residenciales y en las OM, y HM. De acuerdo a la información presentada en el censo industrial del 200942, en México existen 3,384,725 empresas divididas entre empresas manufactureras, comerciales y de servicios.

Figura 9. Número de empresas en México por tipo

436,851

1,580,587

1,367,287

Manufactureras

Comercio

Servicios

El 46.7% son empresas comerciales, ubicadas en diferentes tarifas, incluyendo incluso la tarifa doméstica. El sector de empresas de servicios representa el 40.4% del total, y las manufactureras, tan sólo el 12.91%. Estas empresas, a su vez, están divididas en varias

categorías tal y como se puede apreciar en la Tabla 11.

Tabla 11 Distribución de empresas por tamaño en México

Sector Total Sector / % Tamaño Cantidad

Manufactureras

436,851 Micro 404156

12.91% Pequeña 22,349

Mediana 7,113

Grande 3,233

Comercio

1,580,587 Micro 1,533,865

46.70% Pequeña 33,031

Mediana 9,976

Grande 3,715

Servicios 1,367,287 Micro 1,291,080

42 Micro, Pequeña,Mediana y Gran Empresa, estratificación de los establcimientos. Censos Económicos 2009. Instituto Nacional de Estadística y Geografía.


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Sector Total Sector / % Tamaño Cantidad

40.40% Pequeña 64,310

Mediana 6,555

Grande 5,342 Total 3,384,725

Fuente: Elaboración propia, con información de Micro, Pequeña,Mediana y Gran Empresa, estratificación de los establcimientos. Censos Económicos 2009. Instituto Nacional de Estadística y Geografía.

Se emplea información del SIE para obtener el total de empresas comerciales en México y el consumo de energía del sector. El SIE considera que todos los usuarios de las tarifas 2 y 3 son del sector comercial y que todos los usuarios de las tarifas de mediana y alta tensión (OM,HM, etc) son del sector industrial, dividido en industria mediana y gran industria . Los establecimientos de la “industria mediana” que se muestran en el SIE incluyen muchos usuarios que son realmente instalaciones de comercios y servicios, por lo tanto se consideró que un 20% de los usuarios que están en industria mediana son realmente instalaciones del sector comercial.

Tabla 12 Consumo de energía en el sector comercial

Sector Comercial pequeño y mediano

Cantidad de usuarios

Consumo de energía (MWh/Año)

Tarifa 2 General hasta 25 kw de demanda 3,510,985 11,662,892

Tarifa 3 General para más de 25 kw de demanda 21,916 1,906,992

Subtotal sector comercial pequeño y mediano 3,532,901 13,569,884

Subtotal del sector comercial grande 51,352 14,686,237

Total correspondiente al sector comercial 3,584,253 28,256,121 Fuente: Elaboración propia con información del Sistem de Información Energética, 2012

Los valores correspondientes a las Tarifas 2 y 3 son iguales a los reportados en el SIE, la suma de estos dos valores corresponde al “sector comercial pequeño y mediano”, el sector comercial grande se obtuvo al considerar un 20% de los usuarios que están reportados en el SIE como Sector industrial mediano. Este valor es un poco más parecido al que se reporta en el documento “México de un vistazo” del INEGI, 2009, en el que se menciona que hay 23,878 hoteles en el país, y también con el informe de cierre al 2011 del Programa de Ahorro de Energía en Inmuebles de la Administración Pública Federal de la CONUEE. En efecto, el número de usuarios resulta diferente al de la tabla anterior, debido a que gran parte de las pequeñas empresas en México se encuentran en la tarifa 1F, la cual tiene un costo mucho menor.


35

3.3.1 Usos Finales en el sector comercial

Para hacer esta evaluación fue necesario tomar información de las encuestas realizadas por la empresa Ingeniería Energética Integral para el Estudio de Energía del proyecto Energía Sustentable en México de la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT); este proyecto fue supervisado y financiado por la Cooperación Alemana para el Desarrollo (GIZ).

Tabla 13 Consumo de energía en el sector comercial

Equipo Porcentaje Equipo Porcentaje

Iluminación 0.88% Bombeo 4.19%

Aire Acondicionado 26.16% Cómputo 2.63%

Refrigeración 57.38% Otros 8.77%

Total 100% Fuente: Elaboración propia con información del estudio “Recomendación estratégica sobre tecnologías y subsectores como orientación para sustentar acciones de eficiencia energética en el sector PyME”. Ingeniería Energética Integral, 2012

En el sector comercial hay tres grandes tecnologías consumidoras de energía eléctrica, pero es necesario anotar que el cuarto consumidor en el sector comercial son los equipos de cómputo.

Figura 10. Distribución del consumo de energía en el sector comercial

Fuente: Elaboración propia con información del estudio “Recomendación estratégica sobre tecnologías y subsectores como orientación para sustentar acciones de eficiencia energética en el sector PyME”. Ingeniería Energética Integral, 2012

El presente estudio evalúa los potenciales por el reemplazo de los sistemas de iluminación y aires acondicionados del tipo paquete, que son los que tienen el evaporador y el compresor en el mismo equipo. En las instalaciones de servicios, la iluminación tiene el mayor impacto en el consumo de electricidad, le siguen el aire acondicionado y la refrigeración. Con la información del


36

consumo de energía del sector comercial y su distribución, se calcula el consumo de energía equivalente y posteriormente el número de equipos del sector.

Tabla 14 Consumo de energía y número de equipos en el sector comercial

Consumo de energía (MWh/año)

Iluminación Aire

acondicionado Refrigeración Bombeo Cómputo Otros

247,695 7,391,212 16,212,694 1,184,489 743,084 0

Número de equipos por tipo de carga

Iluminación Aire

acondicionado Refrigeración Bombeo Cómputo Otros

661,578 661,578 661,578 661,578 661,578 0 Fuente: Elaboración propia con información del estudio “Recomendación estratégica sobre tecnologías y subsectores como orientación para sustentar acciones de eficiencia energética en el sector PyME”. Ingeniería Energética Integral, 2012

3.3.2 Índice energético

Se analizó el índice energético al sumar el consumo de energía y el número de usuarios y se obtuvieron los siguientes valores en los que se puede apreciar una reducción en el consumo de energía. En las empresas del sector comercial influye la estacionalidad, ya que en el verano se incrementa el índice energético y en invierno se reduce; es muy probable porque el aire acondicionado y la refrigeración dependan de la temperatura exterior.

Figura 11. Comportamiento del índice energético de la tarifa comercial MWh / Número de usuarios


Se puede apreciar que desde el 2005 se viene reduciendo el consumo de energía en el sector comercial, quizás sea porque es el sector que depende de forma directa de las dos tecnologías que han incrementado su eficiencia considerablemente en los últimos años como son el aire acondicionado y la iluminación, que sumadas representan el 56.08% del consumo de energía en el sector comercial.


37

3.3.3 Costo de la energía eléctrica

En este giro comercial se analizan tres tarifas eléctricas, la tarifa 3 que solo tiene un cargo por consumo, la Tarifa OM (Ordinaria en Media tensión) y la tarifa HM (Horaria en Media tensión), esta última tiene tres diferentes cargos por consumo de energía que dependen de los horarios base, intermedio y punta, y por tal razón se presenta como promedio ponderado.

Tabla 15 Tarifas para el sector comercial

Costo de la energía eléctrica en la tarifa 3 ($/kWh) 1.89

Costo de la energía en la tarifa OM ($/kWh) 1.55

Costo de la demanda en la tarifa OM ($/kW) 190.09

Costo promedio ponderado $kWh + 16% IVA 1.23

Costo de la demanda en la tarifa HM ($/kW) 178.67 Fuente: Elaboración propia, 2012. Con información de página web de la CFE, septiembre de 2012

3.4 Sector industrial

El sector industrial es el segundo consumidor final de energía más importante en México (después del sector transporte) y representa aproximadamente el 29% del uso final total de energía. Es el usuario de electricidad de mayor envergadura, representando el 58% del consumo total de electricidad en 2010.43 En la siguiente tabla se muestra el consumo de energía para el sector industrial, descontando los usuarios y el consumo de energía correspondientes al sector comercial y de servicios contratado en las tarifas HM.

Tabla 16 Consumo de energía para el sector industrial

Número de usuarios

Consumo de Energía MWh/año

Subtotal correspondiente a mediana industria 205,410 58,744,949

Subtotal correspondiente a gran industria 858 43,111,850

Total correspondiente al sector industrial 206,268 101,856,799 Fuente: Elaboración propia, 2012

La ENTEASE refiere al Balance Nacional de Energía 2009, el cual cataloga las industrias más intensivas en el uso de energía, por utilizar un poco más del 50% del consumo total industrial; estas son: siderurgia con 11.8%, cemento con 9.6%, azúcar con 7.1%, petroquímica de Petróleos Mexicanos (Pemex) con 6.7%, química con 6.4%, minería con 5.1% y celulosa y papel con 4.0%. Al mismo tiempo, algunas de estas industrias son auto-generadoras de energía eléctrica; en 2009 la industria petroquímica de Pemex, química, celulosa y papel, azúcar y siderurgia, fueron las que contaron con mayor capacidad de autogeneración, con 4,956 GWh. Las oportunidades de eficiencia se enfocan en las pequeñas y medianas empresas con equipos obsoletos, sin acceso al conocimiento técnico ni al financiamiento para realizar mejoras. Las principales fuentes de ahorros de energía en el sector industrial provienen

43 Prospectiva del Sector Eléctrico 2010-2025. SENER, 2010


38

de las mejoras en motores, calderas de vapor y hornos, asicomo de sistemas de cogeneración, cuyo potencial se ha aprovechado en menos del 15%.44 El estudio del CMM refiere a su vez al potencial de cogeneración; menciona que la industria azucarera presenta uno de los mayores potenciales para incrementar la cogeneración en plantas actuales y nuevas, con un potencial de mitigación de 3 MtCO2e en 2030. En el mismo sentido, menciona oportunidades de reducción en los sectores de hierro y acero, químicos y cemento, que podrían llegar hasta 6 MtCO2e. Además de la cogeneración, incluye otras medidas de eficiencia que podrían aportar al ahorro de energía hasta por 19 MtCO2e; la captura y almacenamiento de carbono en las industrias del cemento, hierro y acero, y química; el cambio de procesos industriales en 4.5 MtCO2e, y la sustitución de combustibles en 3.9 MtCO2e. El estudio MEDEC incluye además de la cogeneración, mejoras en eficiencia energética de los sistemas de motores, sistemas de vapor y hornos. Indica que los motores representan el 70% del consumo total de electricidad industrial en México, y que los sistemas de vapor representan un 40% del consumo de combustibles en el sector industrial. Los hornos representan la mayor parte del consumo restante de combustibles y electricidad del sector.

3.4.1 Usos finales de energía en el sector industrial

La información sobre los usos finales de energía en el sector industrial se tomó del análisis de varias fuentes de información, incluyendo los resultados de las encuestas realizadas por la empresa Ingeniería Energética Integral para el proyecto Recomendación estratégica sobre tecnologías y subsectores como orientación para sustentar acciones en la PYMES, realizado para la SEMARNAT con el apoyo y supervisión de la Agencia Alemana para el Desarrollo (GIZ). En la siguiente tabla se muestra la distribución del consumo de energía eléctrica en sector industrial.

Tabla 17 Distribución de los principales consumidores de energía

Equipo Potencia de entrada kW

Horas de operación

Consumo de energía MWh/año

Porcentaje

Motores 5.81 3,600 20.92 45.40%

Compresores 25.00 3,600 90.00 15.40%

Iluminación 0.1 3,744 0.37 11.00%

Aire acondicionado 4.103 3,744 15.36 6.50%

Refrigeración 7.46 8,000 59.68 8.70%

Bombeo 15 3,600 54.00 5.00%

Cómputo 0.3 3,744 1.12 6.30%

Otros 1 3,600 0.3 1.7% Fuente: Elaboración propia, 2012. Con información del documento “Recomendación estratégica sobre tecnologías y subsectores como orientación para sustentar acciones de eficiencia energética en el sector PYME”. Programa de Energía Sustentable México.

44 México: Estudio sobre la Disminución de Emisiones de Carbono. Banco Mundial, 2009


39

Figura 12. Distribución del consumo de energía

Fuente: Elaboración propia, 2012. Con información del documento “Recomendación estratégica sobre tecnologías y subsectores como orientación para sustentar acciones de eficiencia energética en el sector PYME”. Programa de Energía Sustentable México. El proceso productivo es principal consumidor de energía; en la mayoría de los casos debido al uso de motores eléctricos; en segundo lugar de consumo está el aire comprimido, aunque en la zona norte de país el segundo gran consumidor es el aire acondicionado. La iluminación ocupa el tercer lugar si se considera todo el país, pero en la zona sureste ocupa el cuarto lugar, y en el norte ocupa el quinto lugar. Para fines del presente análisis se tomarán los datos promedio para todo el país. La refrigeración tiene mayor impacto en el noroeste y norte del país, esto se puede deber, a que existe una mayor cantidad de empresas procesadoras de alimentos en estas regiones y al clima cálido-seco. Los sistemas de bombeo, cómputo y equipo de oficina, son de menor impacto, pero entre ambos pueden abarcar cerca de un 10% del consumo. En el sector industrial a nivel mundial, los motores trifásicos representan la mayor parte del consumo de energía y por esta razón se han implementado normas de eficiencia energética desde hace años. La primer norma de eficiencia energética para motores en México se implementó desde 1997, en ella se definieron los valores de eficiencia energética no sólo para los motores de alta eficiencia, sino también para motores estándar. En el 2004 se modificó la norma y se homologó con la de los Estados Unidos, posteriormente en el 2010 se le realizó otra modificación para incrementar los valores de eficiencia aceptable. Los motores eléctricos varían su potencial, la mayoría de éstos con un rango de 1 a 75 hp y una vida útil promedio de 15 años. En México los sistemas electromotrices representan el 61% del consumo total de electricidad del sector industrial. Se estima que el parque de motores trifásicos en el país es de 2.6 millones, de los cuales el 68% tiene una potencia menor a 5 hp.


40

Figura 13. Distribución del parque de motores en México

Fuente: Elaboración propia, con información de Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía 2009 - 2012

La norma sobre motores trifásicos en México se promulgó en 1995, y se actualizó con los estándares de EE.UU en 2003. Se estima que aproximadamente un millón de motores en el país no cumplen con los estándares de eficiencia energética, ya que tienen entre un 5 y un 10% menos eficiencia en comparación con los de “alta eficiencia” y representan un potencial de ahorro de energía. Basado en un análisis de la CONUEE, el PRONASE estima que en el sector industrial se tienen 22.7 millones de focos incandescentes, 6.2 millones de LFC y 71.0 millones de lámparas fluorescentes del tipo T8 y T12, el consumo de los focos se promedia en 16.5 GWh al año, el de las LFC en 1.1 GWh/año, y el de las lámparas fluorescentes de 82.3 GWh al año.

3.4.2 Índice energético

Si se compara el consumo total de energía, contra el número total de usuarios del sector industrial, se puede apreciar una tendencia a la baja, es muy probable que el sector industrial en México esté implementando acciones para reducir sus consumos de energía, aunque para evaluar este indicador es necesario conocer la producción, porque es la variable que más influye en el consumo de energía para el sector industrial.


41

Figura 14. . Indice Energético del Tarifa Industrial (MWh/usuario)

Fuente: Elaboración propia, 2012 con información del Sistema de Información Energética, 2012

3.4.3 Costo de la energía eléctrica

En las tarifas industriales los costos de la energía varían dependiendo del horario, por ejemplo en la tarifa HM se tienen horarios punta, intermedio y base. En la tarifa HSL llegan a tener un horario llamado semipunta. Se calcula el costo promedio ponderado para el costo del kWh en estas tarifas. Este costo depende del número de horas de cada uno de los horarios de facturación.

Tabla 18 Determinación del costo ponderado de energía en la tarifa HM

Tarifa HM Periodo punta Período

intermedio Periodo

base Total

Total de horas 750 3,980 4,030 8,760

Costo $/kWh 1.6498 1.0615 0.9435

Porcentaje (%) 8.56% 45.43% 46.00%


Costo de la demanda en la tarifa HM ($/kW) 178.67 Fuente: Elaboración propia, 2012 con información de la página web de la CFE, 2012

Los costos fueron tomados de la página de internet de la CFE para el mes de agosto de 2012, región central.

Tabla 19 Determinación del costo ponderado de energía en la tarifa HSL

Tarifa HSL Periodo punta Período

intermedio Periodo base Total

Total de horas 2,991 5,003 766 8760

Costo $/kWh 1.189 1.189 2.037

Porcentaje (%) 34.14% 57.11% 8.74%


42

Tarifa HSL Periodo punta Período

intermedio Periodo base Total


Costo de la demanda en la tarifa HSL ($/kW) 177.99 Fuente: Elaboración propia, 2012 con información de la página web de la CFE, 2012

Para efectos del presente análisis, se tuvieron en cuenta aquellas medidas que los estudios reportaron con mayor potencial de mitigación y con mayor factibilidad de implementación, a partir de la curva de costos marginales de mitigación desarrollada por McKinsey en 2009. Los potenciales estimados por cada estudio se presentan en la Tabla 20. Las acciones listadas corresponden a las intervenciones planteadas en los estudios referidos.

Tabla 20 Tecnologías bajo análisis – Sector Industrial

Tecnología

Potencial de Mitigación (MtCO2/año)

MEDEC INE CMM

2030 2020 2030 Cogeneración 7.9**

Industria Azucarera 6 3 Otra industria 6.5* 5.9*

Sustitución de combustibles 3,9 Medidas de eficiencia energética 19 Mejoramiento de procesos industriales 4.5 Motores eficientes 6 1*** Fuente: Elaboración propia, 2012. Con base en CMM, 2008; Banco Mundial, 2009; INE, 2010

* Química, cemento, hierro y acero ** Petroquímica, alimentos, papel y otras *** Industria química La línea base empleada en el estudio MEDEC estima que la demanda de combustible del sector crecerá a una tasa anual promedio inferior al 2%. Las emisiones directas de la industria incluyen emisiones por combustión en equipos como hornos de carbón, y emisiones que no provienen de la combustión como en la producción de clinker en la industria cementera. Dichas emisiones fueron estimadas en 76 MtCO2e para 2005, y se espera que aumenten rápidamente, siguiendo el crecimiento económico de México, hasta alcanzar 164 MtCO2e en 2030.45 El INE emplea la línea base revisada del PECC, identificando acciones con potencial adicional. Menciona que hay 33 MtCO2e que corresponden a proyectos en marcha con potencial adicional al PECC, de los cuales, 6% corresponde a acciones de cogeneración, y 5% del total adicional, a proyectos desarrollados por el sector privado. Por otra parte, menciona un potencial incremental de 58 MtCO2e concentrado en proyectos en diseño, de

45 Low-Carbon Growth, a Potential Path for Mexico. Centro Mario Molina, 2008


43

los cuales 30% corresponde a acciones de cogeneración, y 16% del total adicional, a proyectos desarrollados por el sector privado. 46 Las acciones de la ENTEASE se concentran en el consumo de energía en motores trifásicos de menos de 75HP, ya que éstos representan la mayoría del parque y del consumo de motores en el país. El PRONASE propone dos líneas de acción relacionadas: cogeneración, cuyo objeto es “aumentar la capacidad de cogeneración”, y motores industriales, con el objetivo de “incrementar la eficiencia del parque de motores industriales de mayor consumo”. Se desarrollan a través de la promoción de cogeneración en usuarios industriales de alto consumo energético, y de la sustitución y el mejoramiento de los equipos que ingresan al parque industrial. Con la implementación de dichas medidas, estima un potencial de reducción en el consumo energético de 2.1 TWh para cogeneración, y de 3.5 TWh para motores industriales, en el período 2010-2012. Vale la pena mencionar, que este estimado es acumulado ya que no se cuenta con información suficiente para estimar un ahorro anual de energía y que los cálculos de reducciones y las estrategias son iguales para la ENTEASE y el PRONASE. Nuevamente, la ENTEASE y el PRONASE no son objeto de comparación con los demás estudios, ya que no es posible estimar el ahorro anual, o contar con los criterios suficientes para determinar la mitigación que las acciones propuestas podrían representar. La Tabla 21 describe las consideraciones de cada estudio frente a cada una de las acciones listadas en la Tabla 20. Dado que los estudios proponen acciones diferentes para industrias diferentes, no es adecuado realizar un análisis comparativo simple. Tan sólo es posible relacionar la cogeneración propuesta en MEDEC y el CMM para la industria azucarera y la otra industria (química, cemento, hierro y acero). Para la industria azucarera, el MEDEC estima casi el doble de mitigación que el CMM para el mismo período de análisis. Lo anterior puede deberse a que el MEDEC considera un elevado crecimiento de la industria azucarera por concepto de producción de biocombustibles. Para las demás industrias, los potenciales estimados son similares. En cuanto al tema de eficiencia energética en equipos de combustión estáticos (generadores de vapor, calentadores de proceso y hornos), el único antecedente relacionado con la estimación de capacidad instalada a nivel nacional lo constituye un

análisis denominado “Estudio de la Generación y Distribución de Vapor en la Industria”47. En dicho estudio, se desarrolló una estimación del número de calderas industriales existentes en México, así como de la energía primaria dedicada a la producción de vapor. Los resultados indicaban una proporción estimada de 55.6% en el horizonte más conservador, basado en características y número de equipos así como en capacidad de reserva.

46 Agenda de Cambio Climático de México 2010-2012. INE, 2010 47 Plauchú L., Alberto; “Estudio de la Generación y Distribución de Vapor en la Industria”; CONAE-USAID-Hagler Bailly (Hoy Tetratech), 1997


44

Dicho análisis incluye también la interpretación de resultados de un proyecto piloto consistente en la realización de estudios de eficiencia energética a sistemas de vapor en 37 instalaciones industriales correspondientes a los ramos de industria alimenticia, celulosa y papel, industria química, industria manufacturera e industria textil. El piloto, denominado “Eficiencia Energética en Sistemas de Generación y Distribución de Vapor”, fue concluido en 1996. Si bien no constituye una muestra estadísticamente válida en cuanto a representatividad de tamaños y capacidades de equipos encontrados en la industria de México, puede tomarse como una referencia sintomática de la situación general de los equipos e instalaciones de generación y distribución industrial de vapor, puesto que las oportunidades encontradas de mejora, fuera de algunos casos muy específicos, estaban presentes en todas las instalaciones estudiadas independientemente de las características de la industria, de la operación y del diseño de los sistemas. En este estudio se encontró un horizonte de ahorro energético promedio de 9.8% del total de energía en combustible destinada a la generación de vapor, con variación de 5% a 23%. Previo a la publicación del reporte de referencia en 1998, expertos en el campo de la eficiencia energética en sistemas de vapor en México confirmaron en su momento las consideraciones realizadas y la representatividad. Al efectuar consultas con especialistas activos durante los últimos 10 años en el campo de la eficiencia energética en sistemas de vapor, se encontró que la situación para los sistemas de vapor industriales no presenta un cambio apreciable respecto a lo que se encontraba al momento del estudio anteriormente citado, incluso en algunas de las empresas que participaron en dichos estudios. Es una indicación de que en este campo en particular, la penetración de los diversos esfuerzos tendientes sobre todo a comunicar y demostrar los beneficios de la eficiencia energética en dichos sistemas ha sido marginal. Por su parte, la Comisión de Estudios del Sector Privado para el Desarrollo Sustentable (CESPEDES), realizó una encuesta y estudios de interpretación de la misma, de donde se desprenden potenciales de reducción de consumo energético y emisiones de GEI en el caso de sistemas de vapor y de sistemas de motores en la industria. El reporte metodológico no se encuentra disponible al público, y los resultados del mismo se sintetizan en una tabla dentro del documento denominado “CAMBIO CLIMÁTICO:

Oportunidad para el Sector Empresarial”48. En el caso de los motores no se indica si se incluyen motores térmicos y eléctricos, si bien por los niveles de consumo relacionados y la relación entre combustible empleado para generación de vapor y otros usos, es muy posible que la mayor parte de la energía y potencial de mitigación considerado se refiera a motores eléctricos, el grupo de equipos con mayor consumo de energía eléctrica y por tanto la principal fuente indirecta de emisiones de GEI en la industria. Los resultados presentados para 2002, año en que el consumo total de combustibles en la industria fue inferior a 1997, indican un potencial de reducción de emisiones de 4.29% que, interpretado como proporcional a la reducción de combustible, estimada en 31 PJ (ante la ausencia de mayor información metodológica), da como resultado una línea base de combustible o energía térmica primaria aparente para generación de vapor de 595 PJ. Lo anterior, contrastado con el consumo total de combustibles para todo el sector

48 CESPEDES: “CAMBIO CLIMÁTICO: Oportunidad para el Sector Empresarial – Visión del Sector Empresarial Mexicano sobre el Cambio Climático”: CESPEDES-Embajada Británica en México, 2009.


45

industrial de 784 PJ, de acuerdo al Balance Nacional de Energía (BNE) 2002, indicaría una proporción de uso de combustible para generación de vapor a consumo total de combustible en la industria de 75.9%. No obstante, como es posible que se haya incluido en la encuesta información de empresas que en el BNE están agrupadas dentro del sector energía (puesto que las mismas participan en algunos programas de esta comisión), la base de energía puede ser mayor y entonces el porcentaje de la misma que se destinaría a la producción de vapor se reduciría. La aparente disparidad en estos resultados, no lo es tanto en cuanto al potencial de ahorro en combustible específico, es decir del empleado para generación de vapor, el cual se ubica como ya se mencionó en 4.29% empleando un criterio conservador, vs. 5% en el caso de los análisis del proyecto CONAE - USAID.


46

Tabla 21 Consideraciones de cada estudio – Sector Industrial

Acción

CONSIDERACIONES PARA CADA ACCION

MEDEC INE CMM

2030 2020 2030

Co

gen

erac

ión

Estima un potencial de cogeneración de 6,800 MW, excluyendo la industria petrolera y la del azúcar. Este potencial está concentrado en industrias con requerimientos de vapor y donde se pueden utilizar sistemas de ciclo superior (topping). Es una estimación conservadora, excluye los esquemas de cogeneración de pequeña y mediana escala (CONUEE – GIZ, 2009).

Potencial de cogeneración identificado en la industria en los sectores petroquímico, alimenticio, papelero y azucarero. Requiere de la aprobación de las metodologías para: – Definir los procesos de cogeneración eficiente que permitan a la empresas recibir los beneficios de las energías renovables establecidos en la LAERFTE – Definir el pago de contraprestaciones que permita a los cogeneradores recibir en pago por la energía entregada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). –Nuevas reglas de interconexión y porteo que faciliten la integración de los cogeneradores al SEN.

Provee una explicación detallada para la industria de hierro y acero, destacando que los procesos en los hornos de inyección y los de oxígeno generan gas como producto secundario, que podría emplearse para generar energía, en acciones de Waste Heat Recovery.

Ind

ust

ria

Azu

care

ra En la mayor parte de los ingenios azucareros en

México actualmente operan plantas de cogeneración de baja eficiencia, que utilizan una mezcla de bagazo y combustóleo y generan electricidad para consumo propio. Si éstas se reemplazaran por plantas de alta presión y alta eficiencia, los ingenios podrían generar excedentes de electricidad para la red y dejar de utilizar combustóleo.

Menciona que el potencial de cogeneración de la industria azucarera es aproximadamente la mitad del potencial del resto de las industrias.

Sust

itu

ció

n

de

com

bu

stib

les

Especifica las medidas para las industrias química y de hierro y acero. En la primera, sugiere cambiar de carbón a biomasa, y de combustóleo a gas natural, para reducir la intensidad de carbono por MWh. Para la industria de hierro y acero, menciona la sustitución de coque por biomasa, que tiene intensidad de


47

Acción

CONSIDERACIONES PARA CADA ACCION

MEDEC INE CMM

2030 2020 2030

carbono cero.

Med

idas

de

efi

cien

cia

ener

géti

ca

Se especifican para la industria de hierro y acero, con acciones como: mantenimiento preventivo, mejoras en los procesos de flujo (administración, logística, sistemas), motores eficientes, quemadores nuevos y eficientes, sistemas de bombeo, recuperación de calor, control de humedad del carbón, o inyección de carbón pulverizado.

Pro

ceso

s

ind

ust

rial

es

Medidas variadas, para las industrias química, cemento, hierro y acero.

Mo

tore

s

efic

ien

tes

Involucra la sustitución acelerada de los grandes motores industriales y la introducción de motores de alta eficiencia (superiores a la norma actual). Si bien el precio de los motores eficientes más que duplica el precio de los motores estándares, la intervención produce beneficios económicos netos.

Se detallan para la industria química, en la que se incluye la introducción de medidas de ahorro en sistemas de motores, como ajustes a la velocidad, aumento de eficiencia, y optimización de sistemas mecánicos.



48

3.5 Petróleo y Gas

El petróleo es la fuente más grande de ingresos de exportación de México y ocupa en forma directa a más de 130,000 personas. Los ingresos derivados del petróleo representan más de un tercio del presupuesto federal. La demanda de gas en México ha estado incrementándose durante las últimas dos décadas, a medida que en el país se extiende el uso de la generación eficiente y limpia de electricidad con centrales de ciclo combinado. 49 La operación de las refinerías y plantas de petroquímica básica requieren de volúmenes considerables de vapor, producido mediante la combustión de gas, combustóleo y productos destilados intermedios de la refinación. Las plantas de cogeneración permiten proveer vapor para los procesos de refinación y electricidad, tanto para autoabastecimiento como para su venta a la red. La cogeneración se ha vuelto cada vez más atractiva, porque las refinerías utilizan el combustible residual pesado de bajo valor y contaminante proveniente del proceso de refinación, que limpian mediante gasificación; con lo cual se pueden alcanzar valores de eficiencia total (eficiencia térmica más eficiencia eléctrica) superiores al 80%. 50 El potencial para la cogeneración en las instalaciones de Pemex podría proveer más del 6% de la capacidad eléctrica instalada de México.51 El CMM estima un potencia de 3 GW de capacidad adicional, y una mitigación potencial de 5.2 MtCO2e/año en 2030.52 Al momento del análisis, el estudio MEDEC identificó venteo y quema de gas natural en volúmenes significativos en las instalaciones de producción de petróleo, principalmente en zonas off-shore. Expone que de ser explotado para el consumo (en vez de ser reinyectado en los yacimientos), y de eliminarse el alto contenido de nitrógeno, esta cantidad de gas natural podría casi compensar las importaciones del combustible. 53 En concordancia, el CMM plantea que el mayor potencial de mitigación a corto plazo es la reducción de venteo. Para el momento del estudio, estimó que el venteo de gas natural producido en plataformas off shore, generaba 26 MtCO2e/año. Indica también que gran parte del metano proviene de un sólo campo petrolero “Región Marina Noreste” (RMNE), del cual se espera una reducción en su producción. Como resultado, el potencial de mitigación por reducción de venteo podría decrecer hasta 4.7 MtCO2e en 2030, dependiendo del comportamiento de la producción del pozo. 54 Otras oportunidades en la industria petrolera incluyen Captura y Almacenamiento de Carbono (11 MtCO2e), medidas de eficiencia energética varias (8.5 MtCO2e), y reducción de las pérdidas de metano (7.4 MtCO2e). 55

49 México: Estudio sobre la Disminución de Emisiones de Carbono. Banco Mundial, 2009 50 Low-Carbon Growth, a Potential Path for Mexico. Centro Mario Molina, 2008 51 México: Estudio sobre la Disminución de Emisiones de Carbono. Banco Mundial, 2009 52 Low-Carbon Growth, a Potential Path for Mexico. Centro Mario Molina, 2008 53 México: Estudio sobre la Disminución de Emisiones de Carbono. Banco Mundial, 2009 54 Low-Carbon Growth, a Potential Path for Mexico. Centro Mario Molina, 2008 55 Idem


49

Para efectos del presente análisis, se tuvo en cuenta el potencial de cogeneración. Los potenciales estimados por cada estudio se presentan en la Tabla 22.

Tabla 22 Tecnologías bajo análisis – Sector Petróleo y Gas

Tecnología

Potencial de Mitigación (MtCO2/año)

PEMEX MEDEC INE CMM

2012 2030 2020 2030 Cogeneración 1.84 26.7 12.1 5.2

Fuente: Elaboración propia, 2012. Con base en CMM, 2008; Banco Mundial, 2009; INE, 2010; PEMEX 2009

La línea base empleada en el estudio MEDEC estima que la producción de petróleo y gas alcanza su pico aproximadamente en 2016, y disminuye a partir de ese momento. Por su parte, la demanda de energía aumentaría en el mismo año de referencia. El CMM menciona que en 2005, las emisiones de la industria petrolera en México alcanzaron 95 MtCO2e, y estima que alcanzarán 121 MtCO2e en 2030. Las emisiones provienen en su mayoría de emisiones fugitivas de metano, las cuales representaban cerca de 45 Mt en 2005, y se espera que aumenten hasta 68 Mt en 2030, según las estimaciones del Inventario Nacional de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (INEGEI).56


acciones listadas en la Tabla 22.

Tabla 23 Consideraciones de cada estudio – Sector Petróleo y Gas

MEDEC INE CMM

Co

ge

ne

rac

ión

El potencial de cogeneración en las refinerías y plantas de petroquímica básica de Pemex es equivalente a más del 6% de la capacidad total instalada de México. Aproximadamente 3,700 MW del potencial de cogeneración podría provenir de las seis refinerías y cuatro plantas petroquímicas de Pemex. El desarrollo de este potencial exigirá un marco regulador que permita y fomente la venta de energía y capacidad excedentes a la red eléctrica.

De los 7 proyectos en marcha durante el periodo del PECC, 6 tienen un impacto adicional de 2 MtCO2e en el 2020; y existen 9 nuevos proyectos de cogeneración en Pemex, siendo la Refinería de Tula el más representativo, con un potencial de 3.6 MtCO2e.

El potencial de cogeneración, puede generar 3 GW de capacidad adicional, y mitigar 5.2 MtCO2e/año en 2030.


56 Low-Carbon Growth, a Potential Path for Mexico. Centro Mario Molina, 2008


50

Los potenciales estimados por cada estudio distan mucho uno del otro, lo cual puede deberse a la cantidad de refinerías para las cuales la acción fue propuesta. El MEDEC propone plantas cogeneradoras en seis refinerías y cuatro plantas petroquímicas; el del INE incluye seis refinerías; y el del CMM no especifica. La prospectiva de PEMEX es la reportada en su informe ambiental, y corresponde a la meta programada en el PECC, con una sola planta de cogeneración. Las acciones planteadas en la Estrategia Nacional de Energía 2010, así como en el PECC, son soportadas por disposiciones normativas y/o incentivos para su implementación, analizadas y recogidas en el documento “Potencial de mitigación de Gases de Efecto Invernadero en México al 2020 en el contexto de la cooperación

internacional” 57 se consideran vigentes y adecuados, en lo que hace a los programas y proyectos relacionados con eficiencia energética térmica. Se plantean 15 medidas que se estima podrían reducir el consumo con respecto al

Escenario Tendencial (Business As Usual - BAU) al 2020 en 19 MtCO2e58 y al 2030 en 23 MtCO2e anuales. Las medidas se agrupan en 6 rutas de implementación:

• Reducción de quema de gas • Captura y secuestro de carbono • Eficiencia energética • Cogeneración • Fugas de metano • Otros

Respecto a la reducción de quema de gas, se representa un potencial de mitigación identificado de “0” para 2020 así como para 2030. Se indica que: “Pemex ya está inyectando CO2 en los pozos petroleros en lugar de quemarlo”. Lo anterior no representa una medida de abatimiento de acuerdo a la CMNUCC, dado que no se ha terminado de estudiar la permanencia real del CO2 capturado en los yacimientos. El CO2, tampoco se envía a quemadores a menos que esté presente en las corrientes de gas a los mismos, además de que necesariamente al continuar la operación de producción, parte o todo el CO2 inyectado volverá a salir mezclado con el crudo y el gas asociado. Pemex está reinyectando parte del gas asociado para recuperación secundaria de crudo en yacimientos que lo requieren, evitando la quema de dicho energético en zonas en donde por las características del gas o por la falta de infraestructura, no se podría aprovechar dicho gas de otra manera.

57 INE-SEMARNAT, 2010. Potencial de mitigación de gases de efecto invernadero en México al 2020 en el contexto de la cooperación internacional 58 Millones de toneladas de bióxido de carbono equivalente.


51

Otra acción que se plantea, es construir infraestructura para transporte y aprovechamiento del gas desde el punto donde se produce. La implementación de sistemas de mejora operativa, sistemas eficientes de control de gas de purga, sistemas de pilotos eficientes y sistemas de recuperación de gas a quemadores, aún no se ha llevado a nivel de práctica de diseño convencional. El escenario BAU para Pemex es el de cumplimiento estricto de la normativa al respecto, que limita la quema de gas de actividades de exploración y producción al 2% del total de gas producido, por lo que se podría indicar que hay un potencial adicional de mitigación respecto a BAU. A 2010, Pemex Exploración y Producción (PEP) emitió una cantidad cercana a 12 MtCO2e, considerando una eficiencia de quema de 96%, supuesta con base en las prácticas delineadas por la Agencia Internacional del Petróleo (API, por sus siglas en inglés) en su compendio 2009 de estimación de emisiones de GEI de la industria petrolera, y basado en composiciones supuestas y en los informes públicos que señalan el monto de quema59; los datos confirmados de Pemex deberían ser la única base formal para una estimación final representativa. Ahora bien, de acuerdo a la prospectiva de petrolíferos y a las proyecciones de actividad sustantiva de PEP, relacionadas con programas de producción a 2020, y tomando en cuenta una quema de 2% de gas convencional60, el nivel de emisiones por este concepto

será de 3.3 MtCO2e, provenientes de la quema estimada de 140 MMPCD61 de gas. Existen iniciativas de proyectos y el interés en Pemex por reducir las emisiones más allá de este escenario, que podrían llevar la quema de gas a niveles inferiores de 2% de la producción (BAU), siendo posible un nivel de quema de gas de 100 MMPCD, lo cual representaría emisiones a la atmósfera de cerca de 2 MtCO2e, es decir, una reducción adicional de 1.3 MtCO2e. Dichas iniciativas se analizarán en el siguiente capítulo. La reducción de emisiones fugitivas en el procesamiento y transporte de gas natural no será analizada a detalle, puesto que no representa una oportunidad de ahorro de energía, si bien los comentarios siguientes pueden ser relevantes para la consideración de la misma dentro de los programas de aplicación de acciones conducentes. Se representa un potencial de mitigación identificado de 1 MtCO2e para 2020 y se considera el mismo potencial de 1 MtCO2e para 2030. En el documento “Agenda de Cambio Climático”, se habla de 2.3 MtCO2e. Esta meta no es factible de alcanzarse en este momento, dado que el nivel estimado de todas las emisiones fugitivas en todos los organismos subsidiarios de Pemex es aproximadamente de 2.3 MtCO2e, y técnicamente es imposible tener instalaciones con “0” fugas, incluso por razones prácticas y de funcionamiento.

59 Pemex: “Reportes de resultados dictaminados al cuarto trimestre de 2010”: Pemex, Dirección Corporativa de Operaciones, 2011 60 No se toma en cuenta la proyección de producción de shale gas por criterio conservador 61 Millones de pies cúbicos por día a condiciones Pemex


52

Las medidas que se incluyen en este proyecto son la sustitución de sellos húmedos por secos en compresores de gas, así como la reducción de emisiones por atención a fugas y otras fuentes de venteo de metano, contenido en el gas natural. Las rutas de implementación anteriores han sido planteadas con apoyo en los estudios realizados por la Gerencia de Mantenimiento Integral (GMI) en diversas instalaciones de Pemex; en el caso de sellos húmedos, esta implementación es particularmente aplicada en Pemex Gas y Petroquímica Básica. Las medidas planteadas se están realizando en varios Centros de Proceso de Gas de Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB), con la sustitución de sellos húmedos por secos. Las presentaciones relativas a este programa pueden consultarse en el sitio web de PGPB, www.gas.pemex.com. En cuanto al manejo de otras emisiones fugitivas, se trata de reducción de fugas en componentes de tubería en servicio de gas. Otra alternativa tecnológica posible es la reducción de emisiones por venteo en tanques de baterías de separación de crudo, lo cual no está planteado claramente en el programa. Ni aún llevando al 100% el programa, se podrá cumplir el horizonte asumido. Se estima de acuerdo con la misma fuente y considerando la implementación de cambios en 30 compresores con potenciales de reducción de emisiones promedio de aproximadamente 7,500 tCO2e/año, así como la reducción de 80% de emisiones fugitivas, las cuales se estiman en alrededor de 40,000 tCO2e/año en total para PGPB, se podrían reducir: 0.20 – 0.26 MtCO2e. Por lo anterior, podría suponerse que la estimación original podría contener un error de orden de magnitud. La estimación de 1 MtCO2e es también necesario que se reconsidere. Este tipo de medidas han sido demostradas y realizadas ya en PGPB. Actualmente, existe un plan tanto de desarrollo del programa de cambio de sellos en diferentes instalaciones de PGPB, como de formación de recursos para la detección y cuantificación de emisiones de metano en las instalaciones industriales de este organismo subsidiario. La penetración tecnológica de la medida por tanto es de 100%. La permanencia de las acciones depende de un esfuerzo continuo en el caso de fugas en componentes de tubería, ya que las mismas reaparecen en el mismo punto o en otros puntos y de ahí la necesidad de tener un equipo de detección y cuantificación de las mismas para establecer metas y programas de mantenimiento relativos. En cuanto al cambio de sellos, dado que implica no sólo la modificación tecnológica, sino también la eliminación de varios elementos que anteriormente requerían mantenimiento, su permanencia está garantizada al representar una forma más sencilla y segura de operación y ante la imposibilidad de volver al sistema anterior por razón de que el equipo que ya no se utiliza se desmonta y elimina de las instalaciones. Se ha demostrado con los resultados de estudios realizados bajo el programa GMI que aunque existen casos aislados en los que las reparaciones de componentes individuales no son rentables, dado el compromiso de Pemex con la seguridad siempre se repararán las fugas detectadas e identificadas, además de que al hacer el análisis de rentabilidad con la totalidad de componentes, el resultado siempre ha sido positivo, con períodos simples de recuperación de inversión de entre 1 mes y 18 meses.

http://www.gas.pemex.com/


53

Para el caso del cambio de sellos húmedos por secos, la rentabilidad se da por el gas ahorrado, así como por la electricidad y mantenimiento evitados, además de incrementar la confiabilidad operativa, lo que muchas veces tiene un valor mucho mayor que los beneficios económicos directos. Desde 2007 ha habido implementaciones de este tipo, por lo que ahora se cuenta con personal especializado para la instalación y el mantenimiento de este tipo de sistemas, lo que hace que su operación sea técnicamente auto-sostenible. La menor incidencia de fallas y de reparaciones necesarias por lo mismo, hace también que su operación requiera menor atención en forma de mano de obra dedicada.


54

3.6 Sector Agrícola

Las medidas costo-efectivas para reducir las emisiones de GEI provenientes del sector agricultura son limitadas, en parte por la falta de investigación y desarrollo de las medidas de bajas emisiones. La mayor parte de las intervenciones reducen las emisiones de GEI mediante la “deforestación evitada” y acumulando activamente stocks de carbono en los suelos. Otras intervenciones en el sector agrícola incluyen la sustitución de combustibles fósiles por biocombustibles líquidos, que además reducen las emisiones en el sector transporte.62 Las principales acciones de ahorro de energía dentro de este sector son coordinadas por la Comisión Nacional del Agua (CONAGUA), a través de su Programa de Uso Eficiente de Agua y la Energía Eléctrica; ellos se dedican a la rehabilitación de sistemas de bombeo. Esta acción es de especial relevancia, pues los subsidios a la electricidad para el bombeo para riego en México han conducido a la sobreexplotación de los acuíferos en muchas regiones del país. 63 El bombeo para riego agrícola en 2010 registró un consumo anual de aproximadamente 8,537 GWh, equivalente al 5.5% de las ventas de electricidad en el país. Por su parte, el potencial promedio de ahorro de electricidad, derivado de la rehabilitación de pozos, es del orden del 40%. De 1991 a la fecha se han rehabilitado 15,110 sistemas de bombeo con el programa liderado por CONAGUA. Se tiene proyectado continuar la rehabilitación de pozos de manera sistemática durante los próximos 10 años. Al término del horizonte de proyección, se esperan ahorros de 1,450 GWh anuales de energía eléctrica y de 392 MW en demanda evitada. La ENTEASE considera los ahorros en consumo de energía de bombas de agua para riego agrícola y de bombeo municipal de forma agrupada, estimando un potencial acumulado de reducción en el consumo energético durante el periodo 2010-2012 de 0.2 TWh al 2030. Para 2030, estima ahorros por 22 TWh, los cuales se lograrían mediante un programa de rehabilitación de pozos agrícolas y municipales para que el 60% de éstos sean eficientes en el 2030. El PRONASE menciona que en México existen 118,000 pozos para uso agrícola y alrededor de 41,000 equipos municipales para el bombeo de agua para servicios públicos. Considera que 70% de los sistemas de bombeo agropecuarios y 85% de los municipales, tienen potenciales de incremento de eficiencia, los cuales pueden ser rehabilitados incrementando la eficiencia en un 30%. Estima que el 75% de los agricultores no está informado sobre el consumo de energía de sus sistemas de bombeo. Por la escasez de información y la incompatibilidad de los datos con los que se cuenta a la fecha, no es

62 Ídem 63 Ídem


55

posible estimar el ahorro anual, o contar con los criterios suficientes para determinar la mitigación que las acciones propuestas podrían representar. Su meta a 2012 es rehabilitar 3,700 sistemas de bombeo agrícola, teniendo en cuenta que en los últimos 8 años previos a la publicación del PRONASE, he rehabilitaron un promedio de mil pozos anuales.

Tabla 24 Tecnologías bajo análisis – Sector Agrícola

Tecnología Prospectiva del Sector Eléctrico

2010-2025 (GWh)

PRONASE (TWh)

Bombeo para riego agrícola 747* 0.2**

* Ahorro acumulado al 2025 ** Ahorro acumulado al 2012, incluye bombeo agrícola y municipal Fuente: Elaboración propia, 2012. Con base en CMM, 2008; Banco Mundial, 2009; INE, 2010

Se consultó además el estudio de sistemas de bombeo agropecuario en México realizado por Watergy México para la CONUEE, y los resultados de la encuesta que la empresa Ingeniería Energética Integral realizó para el organismo Procobre. Con dicha información, se determinaron los siguientes usos finales de energía.

Tabla 25 Distribución del tipo de sistemas de bombeo en el riego agrícola

Potencia (kW)

Horas de operación

Consumo MWh/año

Porcentaje

Bombeo vertical externo (20 hp) 10.444 4,380 45.74 47.37%

Bombeo con motor sumergido (30 hp) 15.666 4,380 68.62 44.18%

Otro tipo de bombeo (50 hp) 26.11 4,380 114.36 8.45%

Potencia promedio ponderada 14.075 Fuente: Elaboración propia, 2012 con base en los datos de Estimación de reducción de gases efecto invernadero por la sustitución de motores eléctricos estándar por motores de alta eficiencia. PROCOBRE

Para calcular el número de bombas eficientes en el país, se estimó el número de bombas que se compraron de 2004 a 2012 (en 2004 entró en vigor la norma NOM-010-ENER-2004). Para estimar la cantidad de bombas de cada tipo, se calculó el consumo equivalente de energía y se dividió entre el consumo de energía correspondiente a un determinado tipo de bomba. Las bombas eficientes se determinaron dividiendo el número total de bombas de 2010, sobre las de 2004.


56

Tabla 26 Cuantificación del número de bombas por tipo

Tarifa 9

Consumo de energía

Número de bombas Consumo de energía (MWh/año)

MWh/año 20 hp 30 hp 50 hp 20 hp 30 hp 50 hp

2004 6,967,781 72,153 44,863 5,148 3,300,638 3,078,366 588,777

2006 7,959,509 82,423 51,248 5,881 3,770,419 3,516,511 672,579

2008 8,108,573 83,967 52,208 5,991 3,841,031 3,582,368 685,174

2010 8,599,592 89,051 55,370 6,354 4,073,627 3,799,300 726,666

Bombas eficientes 16,898 10,507 1,206 Bombas eficientes totales 28,610 Bombas totales estándar y eficientes

150,775


De los datos de la Tabla 26 se infiere que en México existen 122,165 bombas operando para riego agrícola.

Se presenta el detalle del costo de la energía eléctrica para el sector, el cual depende de la tensión de suministro y del rango de consumo.

Tabla 27 Costo de la energía eléctrica MXN$/kWh

Tarifa Tarifa Rango de consumo

9 9M kWh/mes 2.972 2.972 0 a 5000 3.308 3.338 50001 a 10,000 3.613 3.652 10,001 a 30,000 3.967 3.988 Arriba de 30,000


A pesar de que la tarifa resulta elevada, el consumo histórico de energía ha aumentado constantemente. El índice energético es menor en los meses de septiembre (época de lluvia), y se incrementa en el mes de mayo. El crecimiento promedio ha sido constante desde enero de 2005 a la fecha.


57

Figura 15 Índice energético en la tarifa para el riego agrícola MWh/usuario

Fuente: Elaboración propia, 2012 con información del Sistema de Información Energética, 2012 Además de la rehabilitación como medida de ahorro de energía, se tiene conocimiento de otras medidas de ahorro de energía para el sector agropecuario; durante varios años, Watergy México ha promovido la implementación de las siguientes acciones:

Optimización del sistema eléctrico. Consiste en verificar que la empresa suministradora entregue el voltaje sin variaciones ni desbalances, ya que estos cambios incrementan las pérdidas en los motores de las bombas.

Ahorros por conducción. En los canales de tierra y a cielo abierto las pérdidas pueden llegar a ser hasta del 30%. Cambiando a la conducción por tubería, las pérdidas serían máximo del 2%, y además se reduciría el desperdicio de agua.

El ahorro esperado con las medidas mencionadas podría ser del 18%. Sin embargo, no fue posible evaluar la relación costo-beneficio de este tipo de medidas, debido a la diversificación en aspectos técnicos, y al amplio rango de precios.


58

3.7 Servicios públicos

3.7.1 Alumbrado público

El alumbrado público es un elemento fundamental para la seguridad y la tranquilidad ciudadana y tiene como finalidad proporcionar condiciones básicas de iluminación para vías de tránsito vehicular y peatonal. La CONUEE está desarrollando un proyecto piloto de reemplazo de luminarias dirigido al sector municipal que permita generar el aprendizaje necesario para lanzar el programa a gran escala. De manera inicial, las inversiones se enfocan en el cambio de luminarias de alumbrado público y no en el cambio completo del luminario. Por su parte, la Secretaría de Energía (SENER) plantea llevar a cabo un esquema de colaboración SENER-CFE-BANOBRAS-MUNICIPIO, en el que el principal objetivo será la obtención de mayor eficiencia en los sistemas de alumbrado público. Existen diversos tipos de luminarias para el alumbrado público; éstas van desde lámparas incandescentes hasta diodos emisores de luz, mejor conocidos como LEDs; cuyas características de luminosidad, eficiencia, vida útil y gama cromática son también muy diversas. La tecnología más difundida en los municipios del país corresponde a las lámparas de vapor de sodio de alta presión. Si bien esta tecnología tiene ventajas tales como una alta eficiencia, una vida útil muy larga, y un costo bajo; también presentan desventajas, como su alto contenido de mercurio y la emisión de luz amarilla que en algunas aplicaciones no es del agrado de la población. También existe un gran número de lámparas de vapor de mercurio que son poco eficientes y muy contaminantes. En menor medida, el uso de lámparas incandescentes para alumbrado público todavía se presenta en algunos municipios a pesar de su ineficiencia energética y de su corta vida útil. El costo de este tipo de lámparas es muy bajo y probablemente sea ésta la razón de su frecuente implementación. En el 2005 se publicó la norma de alumbrado público en la que se define el tipo de lámparas que pueden utilizarse en las luminarias. La implementación de la norma de alumbrado público cambiará gradualmente el parque de focos utilizados; el impacto estimado de esta norma es una reducción del 30% del consumo de energía por concepto de alumbrado público, cuando se hayan sustituido el 100% de las luminarias. Con información del proyecto nacional de eficiencia energética en el alumbrado público municipal de la CONUEE, se elaboró la siguiente gráfica en la que se muestra la distribución del tipo de lámparas en el país.


59

Figura 16 Distribución por tipo de lámparas

Notas:

SAP 250 = Lámpara de vapor de sodio de 250W INC 100 = Lámpara incandescente de 100W VAM 175 = Lámpara de vapor de sodio de 175W INC 75 = Lámpara incandescente de 75W INC 69 = Lámpara incandescente de 69W VAM 250 = Lámpara de vapor de sodio de 250W

Con base en las ventas de energía eléctrica por tarifa, se estimó la potencia promedio ponderada para las lámparas estándar de 218.19 Watts, y para las lámparas eficientes de 153.15 Watts. La Tarifa 5 aplica para las áreas urbanas del Distrito Federal, Monterrey y Guadalajara, la Tarifa 5 A aplica para los municipios del resto del país.

Tabla 28 Consumo de energía por tipo de lámpara (MWh/año)

SAP250 INC 100 VAM 175 INC75 INC 69 VAM 250 Otros

359,336 166,522 166,522 70,114 17,529 17,529 78,879

1,636,425 758,343 758,343 319,302 79,826 79,826 359,215

1,995,761 924,865 924,865 389,417 97,354 97,354 438,094

Número de lámparas por tipo 262,109 304,149 173,601 170,296 46,534 12,786 45,022

1,193,652 1,385,102 790,583 775,533 211,919 58,227 205,031

1,455,761 1,689,251 964,184 945,829 258,453 71,013 250,054

No. total de luminarias 5,634,544 Fuente: Elaboración propia, 2012

Los potenciales de ahorro de energía incluidos en las Prospectivas del Sector Eléctrico y la mitigación calculada en el MEDEC, se presentan en la

Tabla 29.


60

Tabla 29 Tecnologías bajo análisis – Sector Servicios Públicos

Tecnología

Potencial de ahorro (MWh/año)

Potencial de Mitigación

(MtCO2/año) Prospectiva del Sector

Eléctrico MEDEC

Alumbrado público eficiente 1,476* 0.9

* Corresponde a prospectivas de ahorro del sector servicios, el cual incluye a los usos destinados para el alumbrado público, bombeo de agua potable y aguas negras, etc. Fuente: Elaboración propia, 2012. Con base en CMM, 2008; Banco Mundial, 2009; INE, 2010

Tabla 30 Consideraciones de cada estudio – Sector Servicios Públicos Acción CONSIDERACIONES PARA CADA ACCION

Alu

mb

rad

o

Pú

blic

o

Implementación de la norma de alumbrado público.

Esta intervención propone sustituir todo el inventario de lámparas de vapor de mercurio, incandescentes, halógenas (yodo-cuarzo) y fluorescentes del alumbrado público por lámparas de sodio de alta presión y alta eficiencia, en un período de 10 años.


3.7.2 Sistemas de bombeo de agua potable y residual

Del SIE 2011, se tomaron los resultados de consumo de energía y número de usuarios para este sector (Tarifa 6 - Bombeo de aguas potables y negras): Número de usuarios en 2011: 121,377 Consumo de energía en 2011: 10,972,818 MWh La distribución del tipo de bombas se obtuvo de las encuestas que realizó la empresa Ingeniería Energética Integral, en el marco del programa “Evaluación del ahorro de energía eléctrica derivado de las acciones de los usuarios” con el organismo PROCOBRE, promotor de la venta de motores de alta eficiencia.

Tabla 31 Distribución del tipo de sistemas de bombeo en los municipios

Tipo de Bomba Porcentaje

Bombeo vertical externo (30 hp) 47.37% Bombeo con motor sumergido (20 hp) 44.18% Otro tipo de bombeo (10 hp) 8.45%



61

Tabla 32 Determinación del número de equipos de bombeo municipal

Año Consumo de electricidad (MWh/año) Número de equipos

2005 Consumo

total 10 hp 20 hp 30 hp 10 hp 20 hp 30 hp

Bombeo de agua potable y negra

2,179,372 184,157 962,847 1,032,369 5,598 14,634 10,460

2006 Consumo 10 hp 20 hp 30 hp 10 hp 20 hp 30 hp Bombeo de agua potable y negra

2,273,706 192,128 1,004,523 1,077,055 5,840 15,267 10,913


2,568,978 217,079 1,134,974 1,216,925 6,598 17,250 12,330


2,962,516 250,333 1,308,839 1,403,344 7,609 19,892 14,219

Bombas eficientes 2,012 5,258 3,759

Bombas estándar 5,598 14,634 10,460


La cantidad de equipos nuevos se obtiene al restar el total de equipos del 2010 de los de 2005. A continuación se muestra la evolución del consumo de energía eléctrica mensual por usuario desde enero de 2005 a mayo de 2012, a partir de la cual se puede apreciar que el índice energético (MWh/usuarios), el cual ha ido incrementando constantemente, incluso con una fuerte alza en 2012.

Figura 17 Índice energético del bombeo de agua potable y aguas negras

(MWh/usuario)


62


4 MEDIDAS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA PROPUESTAS Y ESTIMACIÓN DE MITIGACIÓN DE GEI

4.1 Sector Residencial

4.1.1 Sustitución de equipos de aire acondicionado

Se consultó información del sistema de información energética de la SENER, en especial la información estadística correspondiente a electricidad, y de ahí se obtuvieron los valores de los usuarios de energía eléctrica por sector tarifario y los de las ventas internas para esos mismos sectores. Con esta información se calcula el número de equipos de aire acondicionado en México.

Tabla 33 Potencial de mitigación por sustitución de los equipos de aire

acondicionado en el sector residencial

Aires acondicionados para el sector residencial

Número de usuarios residenciales en el 2011 35,397,198

Consumo aproximado de energía de un equipo de aire acondicionado (MWh/año)64

3.243

Consumo de energía en el sector residencial en el 2011 (MWh/año) 51,771,450

64 Consumo de un equipo representativo, considerando una potencia promedio ponderado.


63

Porcentaje del consumo de energía correspondiente a los equipos de aire acondicionados

12%

Consumo de energía correspondiente a los aires acondicionados (MWh/año)

6,212,574

Número de equipos de aire acondicionado con base en el consumo de energía

1,915,687

Total de equipos que se han suministrado por programas

Programa "cambia tu viejo" 174,028

Número de equipos vendidos para reemplazar a los suministrados por los programas PFAE (FIDE/ASI)

220,399

Número de equipos comprados como resultado de la difusión del programa “cambia tu viejo”, pero sin participar en el mismo

17,403

Ventas de equipos de aire acondicionado directas 237,802

Total de equipos de aire acondicionado eficientes 649,632

Total de equipos de aire acondicionado 1,915,687

Total de equipos de aire acondicionado estándar 1,266,055

Penetración de los aires acondicionados de alta eficiencia 33.91% Fuente: Elaboración propia, con datos de Indicadores de eficiencia energética en México SENER 2011

A partir de los informes de actividades de la CFE y de la SENER para obtener los datos sobre la cantidad de equipos colocados por medio de los distintos programas. Además se tomaron en cuenta los valores estimados en el PRONASE.

Tabla 34 Potencial de mitigación por sustitución de los equipos de aire acondicionado en el sector residencial (continuación)

Consumo de energía de los aires acondicionados

Consumo de los equipos aire acondicionados estándar

Potencia promedio (MW) 0.0015

Horas de uso (horas año) 2,520

Consumo (MWh/año) 4,785,689

Consumo de los equipos de aire acondicionados eficientes65




Consumo total correspondiente a los equipos de aire acondicionados

6,298,344

Ahorro de energía

Consumo unitario por equipo aire acondicionado estándar 3.7800

Consumo unitario por aire acondicionado eficiente 2.3285

65 Se consideran equipos minisplit invertir con una EER de 13.


64

Ahorro por cambio de equipos de aire acondicionado 1.4515

Potencial de ahorro

Número de aire acondicionado con una penetración del 50% 957,844

Número de equipos de aire acondicionado con una penetración del 75%

1,436,765

Número de equipos de aire acondicionado con una penetración del 90%

1,724,119

Ahorro con penetración del 50% (MWh/año) 1,390,329



Factor de emisión toneladas de CO2 equivalente por MWh 0.4842

Toneladas CO2 al año 673,197

Toneladas CO2 al año 1,009,796


Fuente: Elaboración propia, con datos de Indicadores de eficiencia energética en México SENER 2011

4.1.1.1 Evaluación de los períodos de recuperación de la inversión al reemplazar los equipos de aire acondicionados

Se están considerando los equipos de aire acondicionado típicos del sector residencial, los cuales son los de tipo ventana y los minisplits, en distintas capacidades de 1, 1.5 y 2 toneladas de refrigeración (TR). Se toman en cuenta dos diferentes rangos de consumo, porque el costo de la energía eléctrica en el sector residencial cambia considerablemente entre los que están en rangos de consumo bajos y los que se encuentran en altos rangos.

En la Tabla 35 se calcula el costo de operación de un equipo considerado como estándar

tipo “ventana”, y otro de alta eficiencia del mismo tipo.

Tabla 35 Períodos de recuperación de la inversión al reemplazar un equipo de aire acondicionado de ventana por uno de ventana de alta eficiencia

Horas de operación por día 14

Horas de operación por año 2,520

Costo del kWh para consumos altos ($/kWh) con IVA 2.0497

Equipo de aire acondicionado de ventana estándar con un EER=8

Capacidad del equipo

Relación de eficiencia

Potencia Consumo de

energía

Costo de operación

anual

TR kW/TR kW kWh/año $MXN

1 1.501 1.50 3,783 $7,754.55

1.5 1.501 2.25 5,675 $11,631.83

2 1.501 3.00 7,566 $15,509.11

Aire acondicionado de ventana de alta eficiencia con un EER=9.7


65


Relación de eficiencia

Potencia Consumo de

energía

Costo de operación

anual

TR kW/TR kW kWh/año $MXN

1 1.238 1.24 3,120 $6,395.51

1.5 1.238 1.86 4,680 $9,593.26

2 1.238 2.48 6,240 $12,791.02

Ahorro s de energía y económicos al cambiar equipos de ventana estándar por equipos de alta eficiencia

Ahorro en demanda

Ahorro en consumo de

energía

Ahorro económico

Costo de los aires

acondicionados PSR

kW kWh/año $MXN $MXN Años

0.26 663 $1,359.05 $5,452.00 4.01

0.39 995 $2,038.57 $5,684.00 2.79

0.53 1326 $2,718.09 $5,813.00 2.14 Fuente: Elaboración propia, con datos de Indicadores de eficiencia energética en México SENER 2011

En la parte inferior de la Tabla 36 se pueden apreciar los ahorros económicos y de

energía como resultado de la sustitución, y los diferentes períodos de recuperación de la inversión. Se realiza la misma evaluación para el cambio de un equipo tipo minisplit por otro del mismo tipo pero de alta eficiencia. En este caso se consideró un equipo minisplit con inversor de frecuencia (tipo inverter) el cual tiene una mayor eficiencia que la exigida por la norma. Para este tipo de equipos, la diferencia en el valor de la eficiencia es más grande y por lo tanto los ahorros de energía son mayores y los períodos de recuperación menores, teniendo en cuenta que son muy económicos, también se debe considerar que son de baja eficiencia y una corta vida útil.

Tabla 36 Períodos de recuperación de la inversión al reemplazar un equipo de aire acondicionado tipo minisplit estándar por uno de alta eficiencia


Horas de operación por año 2520

Costo del kWh para consumos altos ($/kWh) con IVA 2.0497

Equipo de aire acondicionado minisplit estándar con un EER=8


Relación de eficiencia Potencia Consumo de

energía Costo de

operación anual

TR kW/TR kW kWh/año $

1 1.501 1.50 3,783 $7,754.55

1.5 1.501 2.25 5,675 $11,631.83

2 1.501 3.00 7,566 $15,509.11

Aire acondicionado minisplit de alta eficiencia con un EER=13


66


Relación de eficiencia Potencia Consumo de

energía Costo de

operación anual

TR kW/TR kW kWh/año $

1 0.924 0.92 2,328 $4,772.03

1.5 0.924 1.39 3,492 $7,158.05

2 0.924 1.85 4,656 $9,544.07

Ahorros de energía y económicos al cambiar equipos minisplit estándar por minisplit de alta eficiencia

Ahorro en demanda

Ahorro en consumo de energía

Ahorro económico

Costo de las aires acondicionados

PSR

kW kWh/año $ $ Años

0.58 1455 $2,982.52 $5,452.00 1.83

0.87 2183 $4,473.78 $5,684.00 1.27

1.15 2910 $5,965.04 $5,813.00 0.97 Fuente: Elaboración propia, 2012

4.1.2 Sustitución de refrigeradores

La evaluación del potencial de mitigación se realizó utilizando la misma fuente de información empleada para la evaluación de los equipos de aire acondicionado. El único valor que se usó de otra fuente de información fue el número de refrigeradores, el cual se obtuvo de un artículo periodístico que hacía referencia al programa “Cambia tu viejo por uno nuevo” coordinado por el FIDE, por considerarse el valor más actualizado.

Tabla 37 Potencial de mitigación por el reemplazo de los refrigeradores

Refrigeradores para el sector residencial


Consumo promedio por refrigerador estándar de energía eléctrica (MWh/año)

0.8590

Consumo de energía total 2011 (MWh/año) 51,771,450

Porcentaje del consumo de energía en refrigeradores 22%

Consumo de energía correspondiente a los refrigeradores (MWh/año) 11,389,719

Número de refrigeradores instalados 13,259,277

Total de equipos que se han suministrado por programas

Equipos suministrados con el programa FIDE/ASI (PFAE) 641,000

Equipos suministrados con el programa "cambia tu viejo" 1,507,688

Porcentaje de equipos en operación del programa FIDE/ASI 90%

Porcentaje de equipos en operación del programa “cambia tu viejo" 100%

Número de refrigeradores en operación del FIDE/ASI 576,900

Número.de refrigeradores en operación del programa “cambia tu viejo”

1,507,688

Ventas de refrigeradores directas al público sin los programas 2,084,588


67

Total de refrigeradores de alta eficiencia instalados 4,169,176

Total de refrigeradores estándar 7,220,543

Total de refrigeradores alta eficiencia 4,169,176

Penetración de los refrigeradores alta eficiencia 57.74%

Consumo de energía de los refrigeradores

Consumo de los refrigeradores estándar


Horas de uso (horas año) 5110


Consumo de los refrigeradores eficientes




Consumo de energía correspondiente a los refrigeradores (MWh/año) 11,475,726

Ahorro de energía

Consumo unitario por refrigerador estándar (MWh/año) 1.2264

Consumo unitario por refrigerador eficiente 0.6285

Ahorro por cambio de refrigeradores (MWh/año) 0.5979

Potencial de ahorro

Número de refrigeradores con una penetración del 50% 3,610,272










Fuente: Elaboración propia, con información de Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía 2009 – 2012, y Sistema de Información Energético, 2012

Para determinar la potencia promedio de los refrigeradores estándar se consideraron los valores del consumo de energía de equipos de diferentes tamaños, fabricados entre 1993 y el 2002. Para calcular la potencia promedio de los equipos eficientes se tomó como base un promedio del número de refrigeradores manufacturados desde el 2002 a la fecha, y que cumplen con las normas de eficiencia energética.


68

4.1.2.1 Evaluación de los períodos de recuperación al reemplazar los refrigeradores

En México desde el año 2002 está vigente la norma de eficiencia energética NOM-015-ENER-2002, la cual se actualizó en el 2012. Se considera que la mayoría de los refrigeradores disponibles actualmente en el país son eficientes. Para hacer esta evaluación se consideró el consumo de energía de los refrigeradores fabricados en diferentes años, con igual volumen de enfriamiento. Se incluyen sólo los refrigeradores con dos compartimientos: uno para el refrigerador y otro para el congelador, con éste en la parte superior.

Tabla 38 Consumo de energía de diferentes refrigeradores

Consumo de

energía

Menor a 16.5 pies cúbicos

Entre 16.5 y 18.9 pies cúbicos

Entre 19 y 21.4 pies cúbicos


24.5 pies cúbicos o

mayor Comprado entre kWh/año kWh/año kWh/año kWh/año kWh/año

A 1980 a 1989 1,413 1,590 1,709 1,811 2,042

B 1990 a 1992 1,062 1,195 1,285 1,361 1,535

C 1993 a 2002 715 800 857 905 1,016

D 2002 - 2012 459 506 537 564 626

Fuente: http://www.energystar.gov/index.cfm?fuseaction=refrig.calculator En la siguiente tabla, el código se refiere a la comparación entre refrigeradores fabricados en el período de la primera letra (1980 a 1989 para la letra A), con refrigeradores nuevos (letra D). El ahorro en consumo de energía va reduciéndose conforme el refrigerador es más nuevo.

Tabla 39 Ahorro en consumo de energía al reemplazar diferentes refrigeradores

Ahorro de energía





24.5 pies cúbicos o

mayor

kWh/año kWh/año kWh/año kWh/año kWh/año

A-D 954 1,084 1,172 1,247 1,416

B-D 603 689 748 797 909

C-D 256 294 320 341 390 Fuente: Elaboración propia, 2012

El ahorro económico es distinto para los usuarios que se encuentran en el rango de bajo consumo y los que se encuentran en el rango de alto consumo.

Tabla 40 Ahorros económicos por el reemplazo de refrigeradores ($MXN)





http://www.energystar.gov/index.cfm?fuseaction=refrig.calculator


69

A-D $1,955 $2,222 $2,402 $2,556

B-D $1,236 $1,412 $1,533 $1,634

C-D $525 $603 $656 $699 Fuente: Elaboración propia, 2012

Los periodos de recuperación son altos en todos los casos; es por esta razón que los programas a nivel nacional requieren de un apoyo económico por parte del gobierno para promover la venta. Sin embargo, las motivaciones de los compradores para cambiar el refrigerador son diversas, tienen que ver con la estética, el ruido, el tamaño, o porque el equipo se descompone muy seguido.

Tabla 41 Períodos simples de recuperación de la inversión – PSR (años)

Menor a 16.5 pies

cúbicos Entre 16.5 y 18.9

pies cúbicos Entre 19 y 21.4

pies cúbicos Entre 21.5 y 24.4

pies cúbicos A-D 4.09 4.50 4.16 6.26

B-D 6.47 7.08 6.52 9.79

C-D 15.25 16.59 15.25 22.89 Fuente: Elaboración propia, 2012

4.1.3 Reemplazo de lámparas incandescentes

Para evaluar el potencial de mitigación por sustitución de lámparas, se emplearon las mismas fuentes de información que para las otras dos tecnologías del sector residencial. El número total de lámparas incandescentes del sector residencial se obtuvo haciendo un cálculo basado en el consumo de energía y el número de usuarios. El resultado se comparó contra el número total de lámparas incandescentes reportado en el PRONASE, los dos valores resultaron muy cercanos. La cantidad de lámparas no se calculó en función del consumo equivalente, porque el número no era consistente con la información del número de viviendas en el país y con el número reportado por la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas (CANAME) ya que ellos reportan que se venden en el país unos doscientos millones de focos incandescentes.

Tabla 42 Potencial de mitigación por el cambio de lámparas


Consumo de energía promedio de una lámpara (kWh/año) 108

Consumo equivalente de energía (MWh/año) 0.1080

Consumo de energía total 2011 (MWh/año) 51,771,450

Porcentaje del consumo de energía 15%

Consumo de energía correspondiente a las lámparas (MWh/año) 7,765,718

Número de lámparas por vivienda 6.0

Número de lámparas en el sector residencial 212,383,188


70

Total de lámparas que se han suministrado por programas

Lámparas suministrados con el programa FIDE/ASI (PFAE) 17,500,000

Lámparas suministrados en el programa Luz Sustentable 23,000,000

Lámparas que permanecen en operación del programa PFAE 8,750,000

Lámparas que permanecen en operación del programa Luz Sustentable 23,000,000

Ventas directas para el sector residencial en los últimos años 45,800,000

Total de lámparas FC instaladas hasta el 2012 75,958,000

Total de lámparas instaladas 212,383,188

Total de lámparas incandescentes 136,425,188

Penetración de las lámparas fluorescentes compactas 35.76%

Consumo de energía de lámparas incandescentes y FC Consumo de las lámparas incandescentes



Consumo de energía del total de las lámparas incandescentes (MWh/año) 6,878,528

Consumo de las lámparas fluorescentes compactas



Consumo (MWh/año) 574,106

Consumo total 7,452,635

Ahorro de energía

Consumo unitario por lámpara incandescente 0.0432

Consumo unitario por lámpara fluorescente compacta 0.0108

Ahorro por lámpara fluorescente compacta 0.0324

Potencial de ahorro

Número de lámparas con una penetración del 50% 106,191,594









Toneladas CO2 al año 2,998,696 Fuente: Elaboración propia, con información de Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía 2009 – 2012; Sistema de Información Energético, 2012, e Indicadores de Eficiencia Energética en México con información del INEGI. SENER 2011

4.1.3.1 Evaluación del período de recuperación de la inversión al reemplazar las lámparas incandescentes por fluorescentes compactas y LED


71

Para hacer esta evaluación se toma en cuenta el nivel de iluminación que proporciona cada una de las lámparas, definido por lo lúmenes que entrega; se calcula el consumo de energía considerando 5 horas de operación por día; y finalmente, se calcula el costo de operación.

Tabla 43 Consumo de energía y costo de operación de las lámparas incandescentes

Focos Incandescentes

Potencia Flujo luminoso Consumo de energía anual Costo de operación anual

W Lúmenes kWh/año $ MXN

40 490 73.00 $149.63

60 820 109.50 $224.44

75 1070 136.88 $280.55

100 1560 182.50 $374.07 Fuente: Elaboración propia, 2012

Tabla 44 Períodos de recuperación al reemplazar por LFC

Lámparas fluorescentes compactas Ahorros de energía y económicos al

cambiar incandescentes por LFC

Potencia Flujo

luminoso Consumo

de energía

Costo de operación

anual

Consumo de

energía

Costo de operación

anual

Costo de las

lámparas PSR

W Lúmenes kWh/año $ MXN kWh/año $ MXN $ MXN Años

8 475 14.60 $29.93 58.4 $119.70 $80.00 0.67

13 900 23.73 $48.63 85.775 $175.81 $95.00 0.54

18 1200 32.85 $67.33 104.025 $213.22 $99.00 0.46

23 1600 41.98 $86.04 140.525 $288.03 $105.00 0.36 Fuente: Elaboración propia, 2012

Se está considerando el cambio de la lámpara incandescente de 40W por la fluorescente compacta de 8 W y así sucesivamente para las siguientes lámparas. Para la estimación del costo de la lámpara fluorescente se consideró el promedio del precio al público de las marcas reconocidas en México.

Tabla 45 Períodos de recuperación al reemplazar incandescentes por LED

Lámparas de LEDS Ahorros de energía y económicos al

cambiar incandescentes por LEDS

Potencia Flujo

luminoso Consumo

de energía

Costo de operación

anual

Consumo de

energía

Costo de operación

anual

Costo de las

lámparas PSR


72

Lámparas de LEDS Ahorros de energía y económicos al

cambiar incandescentes por LEDS W Lúmenes kWh/año $ MXN kWh/año $ MXN $ MXN años

8 470 14.60 $29.93 58.40 $119.70 $325.00 2.72

12 800 21.90 $44.89 87.60 $179.55 $635.00 3.54

14.5 1055 26.46 $54.24 110.41 $226.31 $750.00 3.31


No se evaluó el reemplazo de lámparas fluorescentes compactas por lámparas de LEDS

porque todavía no es rentable; como puede apreciarse en la Tabla 46, la potencia es casi

igual para ambas opciones. Es poca la penetración en el mercado de este tipo de lámparas porque el costo inicial es alto, aunque su período de vida es tres veces mayor que el de las lámparas fluorescentes compactas.

Tabla 46 Períodos de recuperación al reemplazar fluorescentes compactas por LEDS

Lámparas de LEDS Ahorros de energía y económicos al cambiar

LFC por LEDS

Potencia Flujo

luminoso Consumo

de energía Costo de

operación anual Consumo

de energía Costo de

operación anual Costo de las

lámparas PSR

W Lúmenes kWh/año $ MXN kWh/año $ MXN $ MXN Años

8 470 14.4 $29.52 0.00 $0.00 $325.00 N/A

12 800 21.6 $44.27 1.83 $3.74 $635.00 169.75

14.5 1055 26.1 $53.50 6.39 $13.09 $750.00 57.28


4.2 SECTOR COMERCIAL

4.2.1 Reemplazo de equipos de aire acondicionado en el sector comercial

En la siguiente tabla se presenta el cálculo del potencial de mitigación al reemplazar los aires acondicionados que se encuentran en el sector comercial.

Tabla 47 Potencial de mitigación por reemplazo de equipos de aire acondicionado

Aire acondicionado (AC) en el sector comercial Potencia promedio de un equipo de aire acondicionado en el sector comercial (kW) 2.98

Horas de operación (horas/año) 3,744 Consumo anual equivalente (MWh/año) 11.17

Consumo de energía en el sector comercial en 2010 (MWh/año)* 28,256,121

Porcentaje correspondiente a los aires acondicionados (MWh/año) 19.40%

Consumo de energía por aires acondicionados 5,481,687

Cantidad de aires acondicionados en función del consumo de energía 490,659

Total de aires acondicionados estándar 392,527

Total de aires acondicionados eficientes 98,132

Penetración de las aires acondicionados eficientes 25.00%

Consumo de energía de los aires acondicionados estándar.


73



Consumo AC estándar (MWh/año) 4,379,471

Consumo de los aires acondicionados eficientes Potencia promedio MW 0.0022


Consumo AC eficientes (MWh/año) 821,151

Consumo de energía teórico en equipos de AC (MWh/año) 5,200,622

Ahorro de energía

Consumo unitario por AC estándar (MWh/año) 11.1571

Consumo unitario por AC eficiente (MWh/año) 8.3678

Ahorro por los nuevos AC (MWh/año) 2.7893

Potencial de ahorro Número de AC con una Penetración 50% 196,264

Número de AC con una Penetración 75% 294,395

Número de AC con una Penetración 90% 353,274

Ahorro con penetración del 50% (MWh/año) 547,434




Toneladas CO2 al año 265,068 Toneladas CO2 al año 397,601 Toneladas CO2 al año 477,122

* Promedio ponderado considerando la cantidad de equipos por potencia Fuente: Sistema de Información Energética, 2012, y Recomendación estratégica sobre tecnologías y subsectores como orientación para sustentar acciones de eficiencia energética en el sector PyME, 2012

4.2.1.1 Evaluación de los periodos de recuperación de la inversión por el reemplazo de equipos de aire acondicionado en el sector comercial

Se consideran 12 horas de operación (éste es el promedio de uso en el sector comercial) y las Tarifas 3 OM y HM. Los equipos de aire acondicionado a evaluar son los llamados del tipo “paquete” o auto contenidos en las siguientes capacidades 5, 10 y 15 toneladas de refrigeración. Para los equipos estándar se está considerando una eficiencia de EER=8 para el de alta eficiencia de 11.5.

Tabla 48 Bases de cálculo para las evaluaciones


Horas de operación al año 3,744


Costo de la energía en la tarifa OM ($/kWh) 1.55

Costo de la demanda en la tarifa OM ($/kWh) 190.08

Costo de la energía en la tarifa HM ($/kWh) 1.22

Costo de la demanda en la tarifa HM ($/kWh) 178.67


74


Tabla 49 Consumo de energía y costo de operación

Consumo de energía de los equipos de AC estándar

TR kW/TR Potencia

kW Consumo

Costo Tarifa 3

Costo en Tarifa OM

Costo en Tarifa HM

5 1.50 7.51 28,103.96 $53,269 $45,112 $42,525

10 1.50 15.01 56,207.92 $106,539 $90,223 $85,050

15 1.50 22.52 84,311.88 $159,808 $135,335 $127,575

Consumo de energía de los equipos de AC de alta eficiencia

TR kW/TR Potencia

kW Consumo

Costo Tarifa 3

Costo en Tarifa OM

Costo en Tarifa HM

5 0.92 4.62 17,294.75 $32,781 $27,761 $26,169

10 1.04 10.44 39,101.16 $74,114 $62,764 $59,165

15 1.04 15.67 58,651.75 $111,171 $94,146 $88,748 Fuente: Elaboración propia, 2012

Tabla 50 Ahorro de energía y económicos

TR Potencia

kW Consumo Tarifa 3

Tarifa OM

Tarifa HM

5 2.89 10,809.22 $20,488 $17,351 $16,356

10 4.57 17,106.76 $32,425 $27,459 $25,885

15 6.85 25,660.14 $48,637 $41,189 $38,827 Fuente: Elaboración propia, 2012

El ahorro económico en la Tarifa 3 es el más alto de todos porque es la tarifa más cara.

4.2.1.2 Evaluación del período de recuperación de la inversión al reemplazar equipos de Aire Acondicionado

Tabla 51 Período de recuperación de la inversión al reemplazar equipos de Aire

Acondicionado

TR Costo del

equipo PSR Tarifa 3

(años) PSR Tarifa OM

(años) PSR Tarifa HM

(años)

5 $38,675.00 1.89 2.23 2.36

10 $77,750.40 2.40 2.83 3.00

15 $124,312.50 2.56 3.02 3.20 Fuente: Elaboración propia, 2012

Estos periodos de recuperación son considerados aceptables para la mayoría de las empresas del país.

4.2.2 Reemplazo de la iluminación en el sector comercial

En la Tabla 52 se presentan los cálculos del potencial de mitigación al reemplazar los sistemas de iluminación del sector comercial considerando diferentes tasas de


75

penetración. Los cálculos del número de lámparas se realizaron considerando el consumo anual equivalente de una lámpara promedio del sector comercial y comparándolo con el consumo de energía correspondiente a la iluminación en el sector comercial. La cantidad de lámparas de alta eficiencia que se han colocado por medio del FIDE se tomó de los informes de labores de la CFE en los que se detallaba el número de lámparas; se consideró que la mitad de las lámparas reportadas por el FIDE se instalaron en el sector industrial y la otra mitad en el sector comercial. Los resultados del FIDE se publican en los informes de labores de la SENER, pero no se detalla el número de piezas, solo se reportan los ahorros de energía totales; La cantidad de lámparas calculadas en la tabla corresponde a las estimaciones presentadas en el PRONASE.

Tabla 52 Determinación del potencial de mitigación al reemplazar la Iluminación

Iluminación en el sector comercial Potencia promedio de una lámpara en el sector comercial (kW) 0.100

Horas de operación (horas/año) 3,744

Consumo anual equivalente (MWh/año) 0.37

Consumo de energía en el sector comercial en 2010 (MWh/año) 28,256,121

Porcentaje correspondiente a la iluminación 36.68%

Consumo de energía por iluminación (MWh/año) 10,364,345

Cantidad de lámparas en función del consumo de energía 27,682,546

Total de lámparas estándar 22,182,546

Total de lámparas eficientes colocadas en proyectos del FIDE 2,750,000

Lámparas eficientes compradas por los usuarios 2,750,000

Total de lámparas de alta eficiencia 5,500,000

Penetración de las lámparas eficientes 24.79%

Consumo de las lámparas estándar



Consumo lámparas estándar (MWh/año) 8,305,145

Consumo de las lámparas eficientes



Consumo lámparas eficientes (MWh/año) 823,680

Consumo de energía teórico en lámparas (MWh/año) 9,128,825

Ahorro de energía

Consumo unitario por lámparas estándar (MWh/año) 0.3744

Consumo unitario por lámparas eficiente (MWh/año) 0.1498

Ahorro por los nuevos lámparas (MWh/año) 0.2246

Potencial de ahorro

Número de lámparas con una Penetración 50% 11,091,273







76





Fuente: Sistema de Información Energética, 2012, y Recomendación estratégica sobre tecnologías y subsectores como orientación para sustentar acciones de eficiencia energética en el sector PyME, 2012

4.2.2.1 Evaluación del periodo de recuperación por el reemplazo de la iluminación en el sector comercial

Para el cálculo, se consideran los arreglos de lámparas típicos de iluminación fluorescente T12 en el sector comercial y también se realizarán los cálculos con 12 horas de operación por día, para la Tarifa 3, OM y HM. Para la estimación de la potencia total del luminario se está considerand o también la potencia del balastro electromagnético.

Tabla 53 Consumo de energía de las lámparas estándar

Arreglo W Potencia

kW

Consumo de energía

kWh/año

Costo Tarifa 3

Costo en Tarifa OM

Costo en Tarifa HM

4x40W 200 0.20 748.80 $1,419 $1,202 $1,347

2x75W 180 0.18 673.92 $1,277 $1,082 $1,213

2x40W 100 0.10 374.40 $710 $601 $674

250W 270 0.27 1,010.88 $1,916 $1,623 $1,819 Fuente: Elaboración propia, 2012

Las lámparas de alta eficiencia consideradas fueron las fluorescentes del tipo T8 y T5, en los arreglos más comunes. Se está considerando sólo el cambio de las lámparas y balastros, y no de todo el luminario.

Tabla 54 Consumo de energía de las lámparas de alta eficiencia

Arreglo W Potencia

kW

Consumo de energía

kWh/año

Costo Tarifa 3

Costo en Tarifa OM

Costo en Tarifa HM

3x32W 96 0.10 359.42 $681 $577 $647

2x32W 64 0.06 239.62 $454 $385 $431

1x32W 32 0.03 119.81 $227 $192 $216

3x54W 162 0.16 606.53 $1,150 $974 $1,091 Fuente: Elaboración propia, 2012

Tabla 55 Ahorros de energía y económicos

Arreglo Ahorro en potencia

kW


energía kWh/año

Ahorro en Tarifa 3

Ahorro en Tarifa

OM

Ahorro en Tarifa HM

3x32W 0.10 389.38 $738.04 $625.02 $700.67

2x32W 0.12 434.30 $823.20 $697.13 $781.51


77

1x32W 0.07 254.59 $482.56 $408.66 $458.13

3x54W 0.11 404.35 $766.42 $649.05 $727.62 Fuente: Elaboración propia, 2012

En el costo de estos reemplazos ya está incluida la mano de obra. Se están considerando los ahorros de energía y económicos de una sola lámpara, para determinar diferentes periodos de recuperación.

Tabla 56 Costo de los equipos y periodos de recuperación

TR Costo del

equipo PSR Tarifa 3



(años)

3x32W $595 0.81 0.95 0.85

2x32W $450 0.55 0.65 0.58

1x32W $390 0.81 0.95 0.85

3x54W $2,100 2.74 3.24 2.89 Fuente: Elaboración propia, 2012

4.2.3 Reemplazo de los equipos de refrigeración en el sector comercial

En la siguiente tabla se presentan los cálculos del potencial de mitigación al reemplazar los sistemas de refrigeración del sector comercial considerando diferentes tasas de penetración. Los cálculos del número de equipos, se realizaron considerando el consumo anual equivalente de un equipo de refrigeración promedio del sector comercial y comparándolo con el consumo de energía correspondiente a un equipo de refrigeración de alta eficiencia.

Tabla 57 Cálculo del potencial de mitigación al reemplazar equipos de refrigeración

Equipos de refrigeración en el sector comercial

Consumo de energía de equipos de Refrigeración

Potencia promedio de un equipo de Refrigeración en el sector comercial (kW) 3.73




Porcentaje correspondiente a equipos de refrigeración 19.40%

Consumo de energía por equipos de refrigeración (MWh/año) 5,481,687

Cantidad de equipos de refrigeración en función del consumo 223,687

Total de equipos de refrigeración estándar 178,949

Total de equipos de refrigeración eficientes 44,737

Penetración de los equipos de refrigeración eficientes 25.00%

Consumo de energía de los equipos de refrigeración estándar.


78



Consumo por equipo de refrigeración estándar (MWh/año) 4,385,350

Consumo de los equipos de refrigeración eficientes



Consumo equipos de refrigeración eficientes (MWh/año) 822,253

Consumo de energía teórico en equipos de refrigeración (MWh/año) 5,207,603

Ahorro de energía

Consumo unitario por equipo. de refrigeración estándar (MWh/año) 24.5061

Consumo unitario por equipo de refrigeración eficiente (MWh/año) 18.3796

Ahorro por los nuevos equipo de refrigeración (MWh/año) 6.1265

Potencial de ahorro

Número de equipos de refrigeración con una Penetración 50% 89,475

Número de q. de refrigeración con una Penetración 75% 134,212

Número de equipos. de refrigeración con una Penetración 90% 161,054







Toneladas CO2 al año 477,762 Fuente: Elaboración propia, 2012 con información de Fuente: Sistema de Información Energética, 2012, y Recomendación estratégica sobre tecnologías y subsectores como orientación para sustentar acciones de eficiencia energética en el sector PyME, 2012

4.2.3.1 Evaluación del periodo de recuperación por el reemplazo de refrigeradores en el sector comercial

En esta evaluación se va a considerar que sólo se reemplazará el compresor de los sistemas de refrigeración el cuarto frío o cámara de refrigeración, será la misma y que la tecnología a reemplazar serán los viejos compresores reciprocantes con el refrigerante R22, por los nuevos compresores scroll con el refrigerante R404A o el R507

Tabla 58 Consumo de energía de los equipos de Refrigeración Consumo de energía de los equipos de Refrigeración estándar

TR kW/TR Potencia kW Consumo Costo Tarifa 3 Costo en Tarifa OM

Costo en Tarifa HM

0.5 1.2 0.60 8,236.80 $15,612 $12,917 $10,748

0.75 1.2 0.90 12,355.20 $23,419 $19,376 $16,122

1 1.2 1.20 16,473.60 $31,225 $25,835 $21,496

2 1.2 2.40 32,947.20 $62,449 $51,669 $42,992

3 1.2 3.60 49,420.80 $93,674 $77,504 $64,489


79

5 1.2 6.00 82,368.00 $156,124 $129,173 $107,481

Consumo de energía de los equipos de refrigeración de alta eficiencia (scroll)

TR kW/TR Potencia

kW Consumo Costo Tarifa 3

Costo en Tarifa OM

Costo en Tarifa HM

0.5 0.900 0.45 6,177.60 $11,709 $9,688 $8,061

0.75 0.900 0.68 9,266.40 $17,564 $14,532 $12,092

1 0.900 0.90 12,355.20 $23,419 $19,376 $16,122

2 0.900 1.80 24,710.40 $46,837 $38,752 $32,244

3 0.900 2.70 37,065.60 $70,256 $58,128 $48,367

5 0.900 4.50 61,776.00 $117,093 $96,880 $80,611

Fuente: Programa energy Star Commercial Refrigerator and Freezer Specifications

Tabla 59 Ahorro de energía y económicos

TR Potencia kW Consumo kWh/año Tarifa 3 Tarifa OM Tarifa HM

0.5 0.15 2,059.20 $3,903 $3,229 $2,687

0.75 0.23 3,088.80 $5,855 $4,844 $4,031

1 0.30 4,118.40 $7,806 $6,459 $5,374

2 0.60 8,236.80 $15,612 $12,917 $10,748

3 0.90 12,355.20 $23,419 $19,376 $16,122

5 1.50 20,592.00 $39,031 $32,293 $26,870 Fuente: Elaboración propia, 2012

Tabla 60 Periodos de recuperación de la inversión

TR Costo del equipo PSR Tarifa 3 (años) PSR Tarifa OM (años) PSR Tarifa HM (años)

0.5 $5,920 1.52 1.83 2.20

0.75 $9,750 1.67 2.01 2.42

1 $16,900 2.16 2.62 3.14

2 $22,833 1.46 1.77 2.12

3 $26,500 1.13 1.37 1.64

5 $33,000 0.85 1.02 1.23 Fuente: Elaboración propia, 2012

Los periodos de recuperación de la inversión son bajos por que estos equipos están en operación prácticamente todo el año, dependiendo de las condiciones de aislamiento de la cámara fría o cuarto frio, por lo tanto es prioritario hacer cambios en las cámaras frías del sector comercial para que ahorren energía y usen los nuevos refrigerantes, con menos clorofluorocarbonos.

4.2.4 Reemplazo de los equipos de bombeo en el sector comercial

En la Tabla 61 se presentan los cálculos del potencial de mitigación al reemplazar los sistemas de bombeo del sector comercial considerando diferentes tasas de penetración. Los cálculos del número de bombas se realizaron considerando el consumo anual equivalente de un equipo de bombeo promedio del sector comercial y comparándolo con el consumo de energía correspondiente a un equipo de bombeo de alta eficiencia.

Tabla 61 Cálculo del potencial de mitigación al reemplazar equipos de bombeo


80

Equipos de Bombeo en el sector comercial

Potencia promedio de un equipo de bombeo en el sector comercial (kW) 1.49




Porcentaje correspondiente a equipos de bombeo 5.12%

Consumo de energía por equipos de bombeo (MWh/año) 1,446,713

Cantidad de equipos de bombeo en función del consumo 808,039

Total de equipos de bombeo estándar 686,833

Total de equipos de bombeo eficientes 121,206

Penetración de las equipos de bombeo eficientes 17.65%

Consumo de energía de equipos de bombeo

Consumo de energía de los equipos de bombeo estándar



Consumo bombas estándar (MWh/año) 1,229,706

Consumo de los bombas eficientes



Consumo bombas eficientes (MWh/año) 162,755

Consumo de energía teórico en equipos de bombeo (MWh/año) 1,392,462

Ahorro de energía

Consumo unitario por bombas estándar (MWh/año) 1.7904

Consumo unitario por bombas eficientes (MWh/año) 1.3428

Ahorro por los nuevas bombas (MWh/año) 0.4476

Potencial de ahorro

Número de bombas con una Penetración 50% 343,417










Los sistemas de bombeo actuales tienen en su mayoría bombas estándar y sobredimensionadas, esto es de tamaños mayores a los que realmente se requieren lo que provoca un flujo adicional que muchas veces es controlado por una válvula que


81

restringe su paso y por lo tanto al existir mayor flujo se tiene mayor consumo de energía eléctrica. En esta evaluación se propondrá reemplazar a bombas más eficientes y del tamaño apropiado. Generalmente en el sector comercial las bombas de agua se usan en los sistemas de enfriamiento o de limpieza.

4.2.4.1 Evaluación del periodo de recuperación por el reemplazo de equipos de bombeo en el sector comercial

Tabla 62 Consumo de energía y costo de operación de los equipos estándar y de alta

eficiencia Consumo de energía de los equipos de Bombeo estándar

HP Factor de

conversión Potencia

kW Consumo kWh/año

Costo Tarifa 3

Costo en Tarifa OM

Costo en Tarifa HM

5 0.6714 3.36 25,137.22 $47,646 $39,711 $34,437

7.5 0.6714 5.04 37,705.82 $71,469 $59,567 $51,656

10 0.6714 6.71 50,274.43 $95,292 $79,423 $68,874

15 0.6714 10.07 75,411.65 $142,938 $119,134 $103,311

Consumo de energía de los equipos de bombeo de alta eficiencia

HP Factor de

conversión Potencia

kW Consumo

Costo Tarifa 3

Costo en Tarifa OM

Costo en Tarifa HM

5 0.6043 3.02 22,623.49 $42,881 $35,740 $30,993

7.5 0.6043 4.53 33,935.24 $64,322 $53,610 $46,490

10 0.6043 6.04 45,246.99 $85,763 $71,481 $61,987

15 0.6043 9.06 67,870.48 $128,644 $107,221 $92,980

Tabla 63 Ahorros de energía y económicos por el reemplazo de los sistemas de bombeo

HP Potencia kW Consumo kWh/año

Tarifa 3 Tarifa OM Tarifa HM

5 0.34 2,513.72 $4,765 $3,971 $3,444

7.5 0.50 3,770.58 $7,147 $5,957 $5,166

10 0.67 5,027.44 $9,529 $7,942 $6,887

15 1.01 7,541.16 $14,294 $11,913 $10,331

Tabla 64 Periodos simples de recuperación por el cambio de sistemas de bombeo

HP Costo del

equipo PSR Tarifa 3

(años) PSR Tarifa OM (años)

PSR Tarifa HM (años)

5 $20,306 4.26 5.11 5.90

7.5 $27,482 3.85 4.61 5.32

10 $30,238 3.17 3.81 4.39

15 $38,480 2.69 3.23 3.72


82

En los sistemas de bombeo del sector comercial también aplica el uso de los variadores de velocidad (también conocidos como variadores de frecuencia o “drives”) para controlar el flujo y ahorrar energía, los ahorros son mayores y por lo tanto el periodo de recuperación es menor. Generalmente las empresas usan estos equipos para controlar el flujo pero es una de las mejores oportunidades de ahorro en los sistemas de bombeo. Su instalación no es fácil y requiere de un proveedor calificado que entienda el proceso para no afectarlo, además de que el sistema quede automatizado para que los cambios de velocidad sea en base a las necesidades del proceso.

4.2.5 Reemplazo de los equipos de cómputo en el sector comercial

En la siguiente tabla se presentan los cálculos del potencial de mitigación al reemplazar los sistemas de cómputo del sector comercial considerando diferentes tasas de penetración. Los cálculos del número de computadoras se realizaron considerando el consumo anual equivalente de un equipo de cómputo promedio del sector comercial y comparándolo con el consumo de energía correspondiente a un equipo de cómputo de alta eficiencia.

Tabla 65 Cálculo del potencial de mitigación al reemplazar equipos de cómputo

Equipos de cómputo en el sector comercial

Potencia promedio de un equipo de computación en el sector comercial (kW) 0.30




Porcentaje correspondiente a equipos de computación 12.31%

Consumo de energía por equipos de computación (MWh/año) 3,478,328

Cantidad de equipos de computación en función del consumo 3,096,802

Total de equipos de computación estándar 1,858,081

Total de equipos de computación eficientes 1,238,721

Penetración de los equipos de computación eficientes 66.67%

Consumo de energía de equipos de computación

Consumo de energía de los equipos de computación estándar.



Consumo equipo de computación estándar (MWh/año) 2,086,997

Consumo de los equipos de computación eficientes



Consumo equipo de computación eficientes (MWh/año) 973,932

Consumo de energía teórico en equipos de computación (MWh/año) 3,060,929


83

Ahorro de energía

Consumo unitario por equipos. de computación estándar (MWh/año) 1.1232

Consumo unitario por equipos de computación eficiente (MWh/año) 0.7862

Ahorro por los nuevos equipo de computación (MWh/año) 0.3370

Potencial de ahorro

Número de equipos de computación con una Penetración 50% 929,041

Número de equipos de computación con una Penetración 75% 1,393,561










84

4.2.5.1 Evaluación del periodo de recuperación por el reemplazo de los equipos de cómputo en el sector comercial

Tabla 66 Ahorros de energía y económicos

Consumo de energía de las computadoras estándar

Equipo W Potencia kW Consumo de

energía kWh/año Costo

Tarifa 3 Costo en Tarifa OM

Costo en Tarifa HM

PC 130.00 0.13 486.72 $923 $781 $876

PC 140.00 0.14 524.16 $994 $841 $943

Monitor CRT

110.00 0.11 411.84 $781 $661 $741

Monitor CRT

80.00 0.08 299.52 $568 $481 $539

Consumo de energía de las computadoras de alta eficiencia

Equipo W Potencia kW Consumo de

energía kWh/año Costo

Tarifa 3 Costo en Tarifa OM

Costo en Tarifa HM

PC 38.000 0.04 142.27 $270 $228 $256

PC 13.000 0.01 48.67 $92 $78 $88

Monitor LCD

22.000 0.02 82.37 $156 $132 $148

Monitor LCD

20.000 0.02 74.88 $142 $120 $135

Ahorro de energía y económicos

Arreglo Potencia

kW Consumo de

energía kWh/año Ahorro en

Tarifa 3 Ahorro en Tarifa OM

Ahorro Tarifa HM

PC 0.09 344.45 $652.88 $552.90 $619.82

PC 0.13 475.49 $901.26 $763.24 $855.62

Monitor LCD

0.09 329.47 $624.49 $528.86 $592.87

Monitor LCD

0.06 224.64 $425.79 $360.59 $404.23

Costo de los equipos y periodos de recuperación

TR Costo equipos PSR Tarifa 3



(años)

PC $595 0.91 1.08 0.96

PC $450 0.50 0.59 0.53

Monitor LCD

$390 0.62 0.74 0.66

Monitor LCD

$2,100 4.93 5.82 5.20 Fuente: Elaboración propia, 2012


85

4.3 SECTOR PETRÓLEO Y GAS

4.3.1 Reducción de quema de gas

Tabla 67 Reducción de quema de gas en Pemex (energía)

Concepto Cantidad Unidad Notas

Potencial de incremento en eficiencia energética por aplicación de medida

0.00%

La quema no se considera un uso energético; el incremento en eficiencia es operacional

Nivel de quema de base 611 MMPCD Se considera como base

Reducción de consumo de energía o combustible 2010 a 2020 (BAU)

471 MMPCD

Línea base de energía o combustible 2020 140 MMPCD 2% de producción 2020

Escenario de implementación adicional 2010 - 2020

100 MMPCD De escenarios de actividad 2008 - 2024

Reducción de consumo de energía o combustible 2010 a 2020 (adicional a BAU)

40 MMPCD

Línea base de energía o combustible 2030 150 MMPCD 2% de producción 2030 (2024)


100 MMPCD De escenarios de actividad 2008 - 2024

Reducción de consumo de energía o combustible 2020 a 2030 (adicional a BAU)

10 MMPCD


En este caso no se considera que exista un potencial de mejora energética, dado que el uso del gas no es energético, sino una pérdida por proceso, al evitar la cual se mejora la eficiencia operativa, entendida como tal el rendimiento de producto por unidad de materia prima de ingreso al proceso. La consideración arriba aplica a PEP. Los restantes organismos subsidiarios de Pemex no están sujetos a la reglamentación y en general la quema de gas se verifica como un mecanismo de protección a la operación. No obstante, podría extenderse el alcance a otras instalaciones específicas. De acuerdo a lo anterior y a la composición declarada en la base de datos del Sistema de Información de Seguridad Industrial y Protección Ambiental (SISPA) de Pemex, y

considerando una eficiencia de combustión de 96%66

, se ha estimado el siguiente

potencial de mitigación de emisiones de GEI:

66 Valor recomendado en guía IPCC


86

Tabla 68 Reducción de quema de gas en Pemex (emisiones)


Línea base de emisiones de GEI 12.0 MtCO2e Calculado de datos Pemex

Reducción de emisiones de GEI 2010 a 2020 (BAU) 8.7 MtCO2e

Línea base de emisiones 2020 3.3 MtCO2e

Escenario de implementación adicional 2010 - 2020 2.0 MtCO2e

Reducción de emisiones de GEI 2010 a 2020 (adicional a BAU)

1.3 MtCO2e

Línea base de emisiones 2030 3.5 MtCO2e

Escenario de implementación adicional 2020 - 2030 2.0 MtCO2e

Reducción de emisiones de GEI 2020 a 2030 (adicional a BAU)

0.2 MtCO2e

Reducción de emisiones vs. BAU 2020 - 2030 1.5 MtCO2e


De este modo, la mejora en eficiencia operativa alcanzada por la reducción de quema de gas significa en el escenario BAU un total de 10 MtCO2e y de 0.2 MtCO2e adicionales a 2030. Existen iniciativas de proyectos y el interés en Pemex, por reducir las emisiones más allá del BAU, que podrían llevar la quema de gas a niveles inferiores de 2% de la producción (BAU), siendo posible un nivel de quema de gas de 100 MMPCD, lo cual representaría emisiones a la atmósfera de cerca de 2 MtCO2e, es decir una reducción adicional de 1.3 MtCO2e. La reducción de emisiones se da por efecto de una disminución de quema de gas, el efecto es neto y por tanto sigue el método de determinación de reducción de emisiones utilizado por las metodologías respectivas del Mecanismo para un Desarrollo Limpio

(MDL)67

de la CMNUCC. Según los procedimientos indicados en las guías para la

realización de inventarios nacionales de GEI 2006 del Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático (IPCC), éste es el método preferido de estimación de emisiones (Tier 3). El ejercicio se realizó considerando los datos de 2024 como constantes, dado que ese es el año más lejano para el cual hay proyecciones de actividad sustantiva de Pemex a SENER, y tomando dichos datos como aplicables a 2030. Se tendría que por el 2% de quema, se quemarían unos 150 MMPCD, lo cual podría significar emisiones de cerca de 3.5 MtCO2e; mientras que con las acciones adicionales al escenario BAU, la quema se podría mantener en 100 MMPCD, correspondientes a 2 MtCO2e.

67 Metodologías AM0009, AM0037, AM0055, AM0077, AM0081, AMS-III.P, AMS-III.Q


87

Así, podría existir68 un potencial de mitigación adicional de:

1.3 MtCO2e vs. Escenario BAU a 2020 1.5 MtCO2e vs. Escenario BAU a 2030

Pemex ha asumido la reducción de la quema como un compromiso institucional. Como tal, a partir de 2011 cumple con el parámetro de quema máxima de 2% de gas aprovechable para otros usos o proceso, establecido por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Esto se ha logrado principalmente con mejoras operativas y a través de la provisión de infraestructura de aprovechamiento y transporte del gas producido. No obstante, en cuanto a sistemas avanzados de control de gas de purga, pilotos y sistemas de ignición eficientes y sistemas de recuperación de gas a quemadores, la penetración actual podría considerarse de 0% para fines prácticos. En el escenario BAU, la permanencia de las acciones está garantizada al ser una condición de operación el nivel de quema ya alcanzado. En cuanto a las acciones adicionales, no opera hablar de permanencia al no haber sido implementadas; si bien salvo el caso de vandalismo, en general para experiencias a nivel internacional, dicha permanencia ha sido ya avalada por más de 20 años de operación confiable de sistemas instalados.

4.3.1.1 Efectividad económica

El análisis de las medidas de mitigación adicionales determinará en gran medida las inversiones necesarias. El mejor ejemplo a nivel internacional es la provincia de Alberta, en Canadá, en donde las acciones tomadas han representado una buena efectividad económica al grado de que el programa de reducción de quema, iniciado como voluntario, ahora es una reglamentación que no habla de nivel económico, sino de “cero quema”, salvo en casos especiales, puesto que la industria comprobó las bondades económicas y operacionales de este esquema de trabajo. En estudios realizados por GMI69 en instalaciones petroleras en México, se han obtenido cálculos de rentabilidad que sobrepasan el 12% impuesto por Pemex como tasa de retorno mínima aceptable en prácticamente todos los casos en que se ha evaluado esta actividad, excepción hecha de pequeñas instalaciones con bajo nivel de quema por situaciones de producción declinante. Esta medida tiende a ser muy vigilada por las comunidades aledañas a las instalaciones, las cuales al percatarse de un cambio cualitativo en la cantidad de gas quemado, de inmediato lo reportan a las autoridades ambientales o a Pemex, además de que el tener

68 Deberá constatarse lo anterior con Pemex, puesto que estos comentarios y cálculos se basan en opiniones de expertos y especialistas y no en documentos oficiales públicos de la paraestatal. 69 Global Methane Initiative de la que Pemex representa a México en el sector petróleo y gas natural


88

una menor cantidad aparente de quema les provee la sensación de una mayor seguridad. Por este lado, la vigilancia logra en ocasiones por sí misma mantener la medida, así como hacer más amigable la convivencia con la industria, lo que aporta condiciones sociales de sostenibilidad. Por el lado económico, como ya se dijo esta medida suele ser rentable, por lo que es un factor de mejora en eficiencia operativa y por tanto también es auto-sostenible en el aspecto financiero. Técnicamente, la ausencia de piezas y elementos móviles y el constituir una tecnología madura, hace que esta medida sea también auto-sostenible, pues existen elementos y refacciones en el mercado disponibles. Es cierto que deberá capacitarse al personal para que la operación sea segura y eficiente, y que deberá proveerse de seguridad física a las instalaciones que se encuentran en predios particulares o fuera de las instalaciones industriales, para evitar daños y pérdidas por vandalismo, las cuales en la práctica han hecho que muchas medidas relacionadas con modernización de quemadores en Pemex no sean permanentes. Las disposiciones técnicas de la CNH respecto a quema de gas han sido efectivas, puesto que constituyen el fruto de una acción colaborativa con los interesados y por tanto las metas planteadas y los resultados han sido y se espera sigan siendo positivos.

4.3.2 Rehabilitación de calderas de vapor

La información acerca de estos proyectos no está publicada, las fuentes de información más confiables en esta condición incluyeron entrevistas no oficiales a consultores especializados y personal de Pemex.

Tabla 69 Rehabilitación de calderas de vapor en Pemex (energía)



10.00% Se reportan valores de incremento de

hasta un 13%, por lo que 10% es un valor de piso conservador

Línea base de energía 220 PJ

Estimación de consultor con base en combustible total dedicado a calderas y calentadores, se estima valor mínimo estimado por criterio conservador

Nivel de penetración actual de tecnología

20% Estimado por consultor con base en entrevistas con personal de Pemex

Nivel de implementación esperado


Brecha entre nivel de implementación esperado y nivel de penetración actual

30%


89


Correspondencia en unidades de energía

6.6 PJ Nivel de implementación total


50% Sobre implementación total

Reducción de consumo de energía o combustible 2010 a 2020

3.3 PJ




3.3 PJ De escenarios de actividad 2008 - 2024


La rehabilitación de calderas consiste básicamente en el cambio de los elementos deteriorados, generalmente quemadores, compuertas y equipo de control e instrumentación, así como válvulas y accesorios relacionados con sistemas operativos de combustión, agua de alimentación y vapor integrados al equipo. Se incluye generalmente en estos trabajos el cambio de todos los sellos y aislamiento, así como la reposición del refractario y la sustitución de partes a presión en paredes de agua, según sea necesario. Dependiendo de las necesidades de la instalación, dichos trabajos pueden incluir también el redimensionamiento de equipos auxiliares tales como ventiladores y bombas, y la incorporación de dispositivos tales como sopladores de hollín, puertas y sistemas de control avanzado. Según los procedimientos indicados en las guías para la realización de inventarios nacionales de GEI 2006 del IPCC, éste es el método preferido de estimación de emisiones (Tier 3). Dado que la reducción de emisiones se da por efecto de una disminución de combustible utilizado, el efecto es neto, y por tanto sigue el método de determinación de reducción de

emisiones utilizado por las metodologías respectivas del MDL70

de la CMNUCC.

Tabla 70 Rehabilitación de calderas de vapor en Pemex (emisiones)


Línea base de emisiones de GEI 15.0 MtCO2e Calculado de datos Pemex y factores de emisión IPCC cuando no se disponía de ellos

Reducción de emisiones de GEI 2010 a 2020

0.23 MtCO2e

70 Metodologías AM0018, AM0044, AM0056, AMS-II.D


90


Reducción de emisiones adicional de GEI 2020 a 2030

0.23 MtCO2e

Reducción de emisiones acumulada 2010 - 2030

0.5 MtCO2e


4.3.3 Optimización de sistemas de condensado (trampas de vapor) y aislamiento térmico en Pemex refinación

La mejora en sistemas de condensado se logra a través de la mejora en trampas de vapor, así como mediante la recuperación del condensado, en casos en que las trampas no descargan a sistemas de recolección, puede ser necesaria la conexión a los mismos. De experiencias en plantas industriales y refinerías y ante la ausencia de mayores datos, los supuestos que se hacen son de un beneficio de hasta 7% por la reducción de pérdidas de energía en vapor (los valores típicos van de 7% a 15%) relacionada con la mejora en el retorno de condensado. Dado el estado del aislamiento encontrado en refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR), podría esperarse que al rehabilitarse de manera selectiva se tuviera una disminución de otro 5% en energía en el vapor, lo cual traducido a energía primaria con un valor de eficiencia de 90% de la caldera, conservador y recomendado por la herramienta para estimar eficiencias de base de estos equipos de CMNUCC, se traduce en un potencial de mejora energética de 13.33% y da fundamento a los valores mostrados en los cuadros siguientes.

Tabla 71 Optimización de sistemas de condensado y aislamiento térmico (energía)



13.33% Se reportan valores de incremento de hasta un 13%, por lo que 10% es un valor de piso conservador


Estimación de consultor con base en combustible total dedicado a calderas y calentadores en Pemex refinación, se estima valor mínimo estimado por criterio conservador


0% Se parte del estado actual

Nivel de implementación esperado



100%




91





16.00 PJ






La información acerca de estos proyectos no está publicada, por lo que las estimaciones están basadas en entrevistas con proveedores especializados que han intervenido en tales proyectos y personal operativo de Pemex, así como en opiniones de consultores expertos en la materia; además de menciones relacionadas a tales programas en el sitio web de Pemex, www.Pemex.com, que son las fuentes de información más confiables en esta condición de falta de información pública oficial. Según los procedimientos indicados en las guías para la realización de inventarios nacionales de GEI 2006 del IPCC, éste es el método preferido de estimación de emisiones (Tier 3). Dado que la reducción de emisiones se da por efecto de una disminución de combustible utilizado, el efecto es neto y por tanto sigue el método de determinación de reducción de

emisiones utilizado por la metodología respectiva del MDL71

de la CMNUCC.

Tabla 72 Optimización de sistemas de condensado y aislamiento térmico (emisiones)


Línea base de emisiones de GEI 8.0 MtCO2e

Calculado de datos Pemex y factores de emisión IPCC cuando no se disponía de ellos

Reducción de emisiones de GEI 2010 a 2020 0.85 MtCO2e


0.21 MtCO2e

Reducción de emisiones acumulada 2010 - 2030 1.1 MtCO2e Fuente: Elaboración propia, 2012

71 Metodología AM0017

http://www.pemex.com/


92

4.3.4 Integración térmica en Pemex refinación

Dado que no se ha realizado un estimado público de este tipo de implementaciones, para Pemex refinación se utilizaron datos relativos de refinerías que, mediante un proceso de optimización de la red de intercambiadores de calor, han logrado ahorros que van de 10% y al 20% de la energía térmica total utilizada. Se emplea un horizonte de optimización medio de 15%.

Tabla 73 Integración térmica en SNR (energía)



15.00%

Se reportan valores de incremento de hasta un 13%, por lo que 10% es un valor de piso conservador


Estimación de consultor con base en combustible total dedicado a calderas y calentadores en Pemex refinación, se estima valor mínimo estimado por criterio conservador


0% Se parte del estado actual

Nivel de implementación esperado 100% Estimado por consultor con base en entrevistas con personal de Pemex


100%






15.60 PJ






La información acerca de estos proyectos no está publicada, por lo que las estimaciones basadas en entrevistas, las opiniones de consultores expertos en la materia y profesionales del sector oficial, son algunas de las fuentes de información más confiables en esta condición. En el caso de la estimación de emisiones se tiene:


93

Tabla 74 Integración térmica en SNR (emisiones)


Línea base de emisiones de GEI 12.8 MtCO2e Calculado de datos Pemex y factores de emisión IPCC cuando no se disponía de ellos

Reducción de emisiones de GEI 2010 a 2020

0.96 MtCO2e


0.96 MtCO2e

Reducción de emisiones acumulada 2010 - 2030

1.9 MtCO2e


Según los procedimientos indicados en las guías para la realización de inventarios nacionales de GEI 2006 del IPCC, éste es el método preferido de estimación de emisiones (Tier 3). Dado que la reducción de emisiones se da por efecto de una disminución de combustible utilizado, el efecto es neto y por tanto sigue el método de determinación de reducción de emisiones utilizado por la metodología respectiva del

MDL72

de la CMNUCC. No obstante no hay una metodología específica para este tipo de

proyectos, se emplea una genérica de pequeña escala.

4.3.5 Cogeneración en Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) y Pemex Refinación

En el estudio sobre cogeneración en el sector industrial en México73, se presentan los elementos técnicos para la estimación de potenciales de cogeneración en diferentes sectores. En el caso de Pemex, se hace alusión a la planta de cogeneración de PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB) en Nuevo Pemex, Tabasco; así como a las plantas de cogeneración que operarían en diferentes refinerías, empleando como combustible residuos de vacío74. Para el análisis de la planta de PGPB en Nuevo Pemex se toma información directamente publicada en el sitio web www.gas.Pemex.com:

72 Metodología AMS-II.D 73 CONUEE, 2009 74Los residuos de vacío son fracciones pesadas generadas en el fondo de las instalaciones de destilación a vacío, segundo paso de proceso del crudo de carga a una refinería, después del proceso de destilación atmosférica. Otros residuos de procesos diversos también se consideran en estos planes, así como combustóleo.



94

Tabla 75 Ahorro de Energía PGPB y Reducción de Emisiones de GEI por Proyecto Cogeneración Nuevo Pemex

Concepto Cantidad Unidad

Reducción de combustible 67 MMPCD

Factor de carga 90% Factor de disponibilidad 92% Operación nominal 365 días/año

Reducción de combustible 20,248.740 MMPC/año

Reducción de combustible 573,380,464 m3/año

Poder Calorífico inferior de gas 0.960309 TJ/MMPC

Ahorro de energía (PCI) 19,445 TJ

Factor de emisión gas natural (PCI) 56.15 tCO2e/TJ

Reducción de emisiones aparente 1,091,879 tCO2e/año

Reducción de emisiones declarada1 940,000 tCO2e/año

Reducción de emisiones declarada 0.94 MtCO2e/año 1 Cálculo PEMEX (incluye efectos de reducción de consumo eléctrico de fuentes con menor emisión de GEI específica) Este proyecto no está considerado como acción adicional en el plan, pero se considera valioso incorporarlo dado que estará generando reducciones a partir de finales de 2012. Las estimaciones de emisiones están realizadas de acuerdo a criterios de IPCC y CMNUCC, ya que este proyecto originalmente se sometió a un proceso de MDL aún sin concluir. La reducción de emisiones se da por efecto de una disminución de combustible utilizado, restando de allí las fugas (se toma este término en las metodologías aprobadas75), así como los efectos de generación adicional de emisiones. La cantidad de gas sustituido es neta y por tanto sigue el método de determinación de reducción de emisiones de la

metodología respectiva del MDL76

de la CMNUCC.

Dado que no existen más datos o información pública acerca de los proyectos potenciales de cogeneración en Pemex Refinación, se estimó que el resultado puede ser neutro. Sin embargo, se realizó un cálculo con base en los escasos datos y suponiendo un factor de emisión de combustión intermedio entre combustóleo y coque de petróleo para el residuo de vacío, y se incorporó el factor de red en lugar del supuesto de ahorro en combustible para el SEN (Ver ANEXO 4), el análisis arroja el siguiente resultado:

75 Metodologías aprobadas por el Panel de Metodologías del Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL), de la Convención Marco de Naciones Unidas para el Cambio Climático 76 Metodología AM0048


95

Tabla 76 Ahorro de Energía y Reducción de Emisiones de GEI por Proyectos de Cogeneración en Pemex Refinación


Sustitución de combustible 823 MMPCD77

Factor de carga 90%

Factor de disponibilidad 92%

Operación nominal 365 días/año

Sustitución de combustible 248,727.060 MMPC/año

Sustitución de combustible 7,043,166,001 m3/año

Poder Calorífico inferior de gas 0.960309 TJ/MMPC

Sustitución de combustible (PCI) 238,855 TJ

Factor de emisión gas natural (PCI) 56.152 tCO2e/TJ

Factor de emisión residuo de vacío (PCI) 87.699 tCO2e/TJ

Diferencia entre factores de emisión 31.547 tCO2e/TJ

Emisiones adicionales bajo mismo esquema de generación

7,535,155.17 tCO2e/año

Emisiones adicionales bajo mismo esquema de generación

7.54 MtCO2e/año

Emisiones de proyecto con residuo de vacío

20,947,334.88 tCO2e/año

Emisiones de proyecto con residuo de vacío

20.95 MtCO2e/año

Generación eléctrica evitada a SEN 10,879.92 GWh

Factor de emisión de red SEN (2010) 484.2 tCO2e/GWh

Reducción de emisiones por electricidad no generada en SEN

5,268,057 tCO2/año


5.268 MtCO2/año

Reducción de emisiones neta estimada por cogeneración :

- 15.679 MtCO2e/año

Reducción de emisiones con CCS al 90% 24,120,659 tCO2e/año

Reducción de emisiones con CCS al 90% 24.12 MtCO2e/año Fuente: Elaboración propia, 2012

No se ha considerado el posible efecto sinérgico de la generación de hidrógeno en estas plantas, lo que evitaría emisiones en reformadores térmicos. Como puede verse, la estimación con factor de red78 sigue los principios establecidos por la CMNUCC en sus metodologías aprobadas. A la luz de dicha metodología, el resultado neto es una generación de emisiones de magnitud importante, puesto que no se considera una eficiencia diferencial al no conocerse exactamente qué tipo de sistemas serán sustituidos. No se cuenta con detalles acerca de si la implementación de estos proyectos es, en primer lugar, cogeneración propiamente dicha o ciclo combinado, en

77 Millones de pies cúbicos por día 78 Dato es el calculado para un PoA de CRE


96

segundo, si se sustituyen otras instalaciones de cogeneración, en cuyo caso el beneficio por eficiencia sería reducido y por último, las características químicas del combustible, no podría hacerse ninguna afirmación relacionada con el ahorro neto de energía y reducción de emisiones de este proyecto, pues podría darse el caso de que no exista un ahorro neto y sí un incremento neto de emisiones. No se espera que más del 50% del potencial de 2,800 MW de capacidad instalada se encuentren listos para operar en 2020, y el resto podría ser implementado para 2030. La penetración de la medida es marginal, sólo a nivel de estudio y difundida a departamentos técnicos en niveles medio altos, puesto que hasta el momento es un proyecto que no ha sido totalmente definido en cuanto a los detalles de implementación. No obstante, sí se habla de la cogeneración como ruta de implementación, la penetración en el SNR es amplia, puesto que prácticamente todas las instalaciones mayores de Pemex Refinación cuentan con y operan instalaciones de cogeneración. La permanencia de acciones de este tipo está prácticamente asegurada en el momento en que se determina iniciar el proceso de construcción, puesto que se convierte en parte del proceso productivo y de servicios auxiliares de la instalación que lo acoge. La mezcla de crudos actual y el proceso requerido por los mismos, hace que el combustible del que se está hablando (residuos de vacío), sea de amplia disponibilidad y difícil movimiento comercial, por lo que esta instalación, además de satisfacer las necesidades energéticas de la planta industrial, resuelve un problema económico y ambiental, reduciendo el costo del combustible y los residuos generados. Así mismo, la posibilidad de que el proceso de síntesis de gas pueda utilizarse para generar hidrógeno, hace más atractiva esta implementación y podría traer ahorros de energía y capacidad incrementales que siempre serán útiles en una refinería, la cual basa su éxito en el menor uso de energía específica puesto que éste es el costo más alto asociado con la producción, sin considerar el costo de materia prima de carga. De este modo, el resumen de los ahorros de energía y reducciones de emisiones relacionados con cogeneración quedarían como sigue:

Tabla 77 Cuadro Resumen Escenario Pemex Refinación Neutro

Sector

Ahorro neto de

energía en el sector

Unidad Reducción

de emisiones de GEI

Unidad

Pemex Gas y Petroquímica Básica

19,445 TJ 0.94 MtCO2e/año

Pemex Refinación - TJ - MtCO2e/año

Ingenios 10,466 TJ 2.29 MtCO2e/año

Industrial 147,883 TJ 3.29 MtCO2e/año

TOTAL 177,794 TJ 6.53 MtCO2e/año Fuente: Elaboración propia, 2012


97

Como comentario adicional, se tiene que, de considerar la CSC (dado que de otro modo es posible no sólo que no exista potencial de reducción de emisiones, sino que podría darse un incremento de más de 15 MtCO2e dependiendo del tipo de implementación de los proyectos en Pemex Refinación), el cuadro resumen anteriormente incluido quedaría como sigue:

Tabla 78 Cuadro Resumen Escenario Pemex Refinación CCS@90%

Sector

Ahorro neto de

energía en el sector

Unidad

Reducción de

emisiones de GEI

Unidad

Pemex Gas y Petroquímica Básica 19,445 TJ 0.94 MtCO2e/año

Pemex Refinación - TJ 24.12 MtCO2e/año

Ingenios 10,466 TJ 2.29 MtCO2e/año

Industrial 147,883 TJ 3.29 MtCO2e/año

TOTAL 177,794 TJ 30.65 MtCO2e/año Fuente: Elaboración propia, 2012

Por lo anterior, de poderse establecer un esquema CSC, el mismo redundará en grandes beneficios ambientales, y de no establecerse, deberá contabilizarse la cantidad neta de emisiones reducidas / incrementales para tomarse en cuenta en la determinación de líneas base de emisiones.

4.3.5.1 Efectividad económica

La efectividad económica aparentemente ya ha sido analizada a nivel preliminar por Pemex Refinación, y se basa sobre todo en el beneficio de un combustible de amplia disponibilidad y más económico. En cuanto a la planta en sí, el costo de la misma se ubica actualmente entre los USD 1,300 y USD 1,800 / MW instalado, sin considerar equipamiento para CSC. La medida es técnica y económicamente sostenible, incluso con sostenibilidad mejorada en estos rubros en vista de situaciones de emergencia frecuentes en el sistema de distribución de gas natural nacional. El marco institucional no limitaría la instalación de esta planta, a no ser por la posibilidad de que las emisiones incrementales de GEI entren en conflicto con los compromisos institucionales de Pemex, en cuyo caso alternativas como el CSC o la compensación (offset) de emisiones de GEI podrían ser alternativas viables. Por otro lado, se incorpora a este cálculo la estimación de resultados de un sistema de CSC para esta planta, dado que si no hay ventajas muy importantes por sustitución de esquemas de muy baja eficiencia, las instalaciones tendrán reducciones de emisiones de GEI negativas, esto es, producirán emisiones adicionales.


98

La combinación de CSC con una planta Gasificación Integrada de Ciclo Combinado (IGCC, por sus siglas en inglés) con residuos de vacío como combustible como las que Pemex está considerando en algunas de sus refinerías, resulta ser una alternativa atractiva que ya ha sido implementada con éxito. Si se capturara el 90% del CO2 de las instalaciones de Pemex Refinación planteadas en el escenario medio del estudio de la cogeneración industrial de CONUEE, y considerando que la mitad de la nueva capacidad se implementa para 2020 y el resto para 2030, en

conjunto con el beneficio de producción evitada para el sector eléctrico, podría existir79 un potencial de mitigación de:

12 MtCO2e vs. Escenario BAU al 2020 24 MtCO2e vs. Escenario BAU al 2030

La penetración de la medida es limitada, ya que dentro de la empresa no es conocida ampliamente, fuera de algunos sectores corporativos. La penetración actual de la medida por tanto en este momento podría estimarse como marginal. Pemex ha realizado, con apoyo del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), el análisis de opciones tecnológicas que han llevado a la conclusión de que podría ser factible la sustitución de combustibles más caros y limpios con esta instalación, con base en el exceso previsto de residuos de vacío, así como por situaciones de seguridad energética en cuanto a la disponibilidad de gas. El combustible planteado además no tiene un valor establecido de mercado, lo que lo hace de difícil comercialización a precios convenientes. Existe un consenso en cuanto al tipo de instalación, que sería un generador de gas de síntesis a partir de residuos líquidos y sólidos, en conjunto con un ciclo combinado y/o un generador de vapor para proceso. Esta implementación es ya una realidad a nivel comercial. Una vez tomada la decisión de construir instalaciones de este tipo, las mismas son permanentes, por lo que lo importante es iniciar dicha construcción e implementación. En el caso de las plantas de cogeneración, la instalación del sistema de CSC junto con la construcción de la planta es la alternativa más económica y segura para una permanencia operativa.

4.3.5.2 Efectividad económica con CSC

En el caso del horizonte de análisis inicial de 4 a 8 MtCO2e de mitigación, se considera dado que la tecnología es madura, y lo más complicado es el encontrar un depósito geológico adecuado. Dado que esta medida es en sí la solución directa a un problema ambiental, reúne los elementos sociales, económicos y técnicos para ser auto-sostenible.

79 Deberá constatarse lo anterior con Pemex, puesto que estos comentarios y cálculos se basan en opiniones de expertos y especialistas y no en documentos oficiales públicos de la paraestatal.


99

En el caso del potencial sistema de CSC para una planta del tipo IGCC como las planteadas para instalaciones de Pemex Refinación, existen costos de orden, aplicables cuando se construye el sistema conjuntamente con la planta y existe el depósito geológico, de entre USD 300 y USD 500 por kW instalado de capacidad. Se han realizado estudios y se han planteado sitios para los cuales se requiere una evaluación detallada de condiciones geológicas, en conjunto con los recursos para realizar el proyecto. En cuanto al proyecto planteado para las plantas IGCC, debería evaluarse el sitio en que debieran depositarse los gases; podría ser o no sostenible, en especial porque las refinerías se encuentran en zonas densamente pobladas y el paso o construcción de instalaciones cerca de zonas habitacionales podría ocasionar problemas sociales de tal magnitud que el proyecto no fuese realizable. Técnicamente, existen todos los elementos humanos en Pemex necesarios para una operación eficiente de las instalaciones, pues las actividades son muy similares a otras que actualmente se llevan a cabo por la empresa. No se considera que el marco institucional sea un obstáculo, excepción hecha de la utilización de depósitos geológicos para CSC, que actualmente no está contemplada específicamente por normas o reglamentos. Dado el compromiso del Gobierno Federal con el cambio climático, se estima que esto no es un obstáculo, sino la oportunidad de establecer una normativa sólida y práctica para este tipo de operación, que tiende a generalizarse en la industria de la energía particularmente.

4.3.6 Eficiencia energética en calentadores de proceso de Pemex por incorporación de sistemas de tiro forzado con recuperación de calor

El consumo de energía para calderas y calentadores de proceso en 2010 en Pemex, se estimó en 350 PJ, con emisiones equivalentes de unas 21 MtCO2e; se estima que de estos totales, entre 220 y 250 PJ son destinados a generación de vapor, correspondientes a entre 14 y 15 MtCO2e. El resto de la energía (de 100 a 130 PJ) se destina principalmente a calentadores y hornos de proceso. En los hornos de proceso, el combustible es quemado con el fin de obtener calor para transferirlo a un fluido de proceso, que en el caso de la industria del petróleo y gas generalmente es un hidrocarburo. Las condiciones en las que dicha transferencia de calor se da y el flujo del fluido de proceso están dictados por las necesidades de las unidades de producción o transformación en las que dichos equipos están en servicio. Estos calentadores, los cuales son de gran tamaño en la industria del petróleo y gas, generalmente funcionan con tiro natural, es decir que no existe un ventilador que impulse el aire hacia la zona de combustión, sino que la diferencia de temperatura entre los gases calientes en el escape y el aire frío en la base del calentador generan una corriente que induce el aire hacia el equipo. Dado que es importante que no haya obstrucciones al aire de ingreso y que se requiere que el mismo esté frío para mantener el flujo al horno, no puede integrarse una recuperación de calor de los gases de escape para calentar ese


100

aire, so pena de reducir su flujo hasta un punto en que el calentador no operaría adecuadamente. Por las situaciones anteriores, que no son de una mala operación o diseño, sino consecuencia de un tipo de diseño, las eficiencias de estos calentadores generalmente se ubican entre 70% y 80% sobre PCI, debido en parte al sistema de combustión. Existe no obstante en la actualidad, la posibilidad de equipamiento de estos calentadores con un sistema de tiro forzado (ventilador), y recuperación de calor de gases de combustión para calentamiento del aire que ingresa al hogar. En conjunto, estos equipos pueden incrementar la eficiencia total del calentador entre un 10% y un 20%.

Tabla 79 Incorporación de Tiro Forzado y Recuperación de Calor a Calentadores y Hornos de Proceso en Pemex

Ahorro de energía promedio 10%

Proporción de penetración actual 5%

Proporción de penetración esperada 2020 30%


Diferencia 2010 - 2020 25%

Diferencia 2020 - 2030 20%

Línea base de energía 100 PJ/año

Ahorro de energía total a 2020 2,250 TJ/año


Factor de emisión (se considera gas natural), 100% eficiencia de combustión

56.1 tCO2/TJ

Reducción de emisiones esperada a 2020 vs. línea base 0.1 MtCO2e/año


Fuente: elaboración propia

4.3.6.1 Evaluación técnico-económica de la incorporación de Tiro Forzado y Recuperación de Calor a Calentadores y Hornos de Proceso en Pemex

A efecto de contemplar un horizonte conservador, el valor empleado para aplicarse a la situación de Pemex es de un 10%, mientras el costo del equipamiento se toma de una aplicación de tamaño medio, lo cual es conservador dado que a medida que el tamaño se incrementa, el costo por unidad de energía recuperada disminuye por economías de escala y la posibilidad mayor de implementación existe para los equipos de mayor capacidad. A continuación se presenta un resumen de la evaluación técnico-económica de esta medida en Pemex, considerando que actualmente la penetración de esta medida es de un 5% y que podría llegar a 30% en 2020 y a un 50% para 2030:


101

Tabla 80 Evaluación técnico-económica de la incorporación de Tiro Forzado y Recuperación de Calor a Calentadores y Hornos de Proceso en Pemex

Factor de utilización de equipo 0.9

Costo de equipo 155,556 USS/GJ

recuperado

Horas de operación promedio 7,884 horas

TJ ahorro unitario 7,884 GJ/año

Costo combustible 3.50 US$/GJ

Ahorro en combustible unitario 27,594 US$/año

Relación beneficio - costo 0.18

PSRI 5.64 años

Costo total de implementación $ 79,908,676 US$

Ahorros anuales $ 14,175,000 US$

VPN a 10 años, 12% Tasa de Descuento $ 8,744,879 US$

Costo Marginal de Abatimiento de Emisiones GEI - 38.5 US$/tCO2 evitada

Fuente: Elaboración propia

4.3.7 Eficiencia energética por incremento de eficiencia en Turbinas de Compresores Pemex

El consumo de energía para equipos de accionamiento mecánico (turbinas a gas y motores reciprocantes de combustión interna) en 2010 en Pemex, se estimó en 230 PJ; se estima que de este total, el 50%, es decir 115 PJ son destinados a accionamiento mecánico de compresores y bombas por turbinas a gas. El resto de la energía (115 PJ) se destina a accionamiento de turbinas a gas para generación eléctrica y a motores reciprocantes de combustión interna. Los sistemas de accionamiento mecánico impulsados por turbina a gas, representan una oportunidad tanto por la magnitud del consumo porque su estado, a pesar de ser operacionalmente bueno, permite la optimización de su eficiencia mediante diversas aplicaciones, tales como:

Reducción de exceso de aire para reducir la temperatura de salida de gases, a niveles idóneos de desempeño.

Mejorar los interiores de la turbina en cuestión de trayectoria de gases para reducir pérdidas.

Recuperación de calor para uso en la propia turbina (cámaras regenerativas), reduciendo el consumo de combustible por incremento de eficiencia.

Éstas y otras opciones tecnológicas están disponibles para la mayoría de los equipos de Pemex por los fabricantes originales de la mayoría de los mismos, por lo cual no se supone que existan problemas de implementación, adicionales a las barreras que pueden existir y se plantean al final de esta línea de oportunidad de mejora energética.


102

En conjunto, las medidas señaladas pueden incrementar la eficiencia total del equipo de accionamiento entre un 5% y un 8%

Tabla 81 Incremento de Eficiencia en Turbinas de Compresores Pemex Ahorro de energía promedio 5%




Diferencia 2010 - 2020 35%

Diferencia 2020 - 2030 20%





56.1

56.1

tCO2/TJ

Reducción de emisiones esperada a 2020 vs. línea base 0.1

0.10.2

MtCO2e/año

Reducción de emisiones esperada a 2030 vs. línea base 0.2

0.2

MtCO2e/año


4.3.7.1 Evaluación técnico-económica del incremento de Eficiencia en Turbinas de Compresores Pemex

A efecto de contemplar un horizonte conservador, el valor empleado para aplicarse a la situación de Pemex es de un 5%, mientras el costo del equipamiento se toma de una aplicación de tamaño medio, lo cual es conservador dado que a medida que el tamaño se incrementa, el costo por unidad de energía recuperada disminuye por economías de escala y la posibilidad mayor de implementación existe para los equipos de mayor capacidad. A continuación se presenta un resumen de la evaluación técnico-económica de esta medida en Pemex, considerando que actualmente la penetración de esta medida es de un 5% y que podría llegar a 40% en 2020 y a un 60% para 2030:

Tabla 82 Evaluación técnico-económica del incremento de Eficiencia en Turbinas de

Compresores Pemex Factor de utilización de equipo 0.9

Costo de equipo 166,667 USS/GJ recuperado

Horas de operación promedio

7,884

horas

TJ ahorro unitario 7,884 GJ/año




PSRI 6.04 años







103

4.4 SECTOR INDUSTRIAL

Las acciones y medidas planteadas, se centran en aspectos relacionados con incremento en la eficiencia de utilización de energía primaria (combustibles) para generación eléctrica industrial, particularmente a través de la implementación de esquemas de cogeneración, así como en el incremento de eficiencia de equipos y sistemas relacionados con la transformación de energía primaria en calor útil y el transporte del principal medio de transporte de dicho calor útil, es decir el vapor de agua (calderas y hornos industriales). Históricamente, la realización de estudios y estadísticas nacionales e incluso de análisis sectoriales públicamente disponibles relacionados con este tipo de medidas ha sido limitada.

4.4.1 Sustitución de combustibles por otros de menor factor de emisión o neutros

Esta medida se presenta para las industrias del cemento, hierro, y acero y química. En los tres casos, se debe encontrar la diferencia entre el factor de emisión aparente de la mezcla o combustible actual y el esperado. Para la industria del cemento, la metodología aprobada consolidada ACM000380 da los elementos necesarios para una estimación de emisiones en dicha industria. La metodología ACM0009, por su parte, describe el caso de cambio de combustibles tales como carbón o combustóleo para ser sustituidos por gas, en la industria química. La metodología de pequeña escala AMS-II.D permite conocer las modalidades de cálculo relativas al cambio de combustible por otro de menor intensidad de carbono en general. El cambio de combustible a biomasa en instalaciones industriales puede analizarse con la metodología de pequeña escala AMS-I.C., si bien por el tipo de empresas, es posible que algunas de ellas no cumplan con las restricciones que impone la pequeña escala. Otras empresas podrían utilizar también este tipo de implementación para reducir sus costos y/o emisiones de GEI, por lo que se consideró adecuado hacer los comentarios y recomendaciones anteriores. Se estima no obstante, que cualquier oportunidad relacionada con este tipo de acciones, debería estar 100% implementada al 2020. En la publicación de Potencial de mitigación de Gases de Efecto Invernadero en México al 2020 en el marco de la cooperación internacional” 81 se tiene un potencial indicado para las tres industrias analizadas en detalle de 10.8 MtCO2e y 3.9 MtCO2e adicionales a 2030.

80 Esta metodología puede ser consultada en: http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/approved 81 PNUD-INE 2009

http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/approved


104

4.4.2 Eficiencia energética en sistemas de vapor por recuperación de calor en economizadores

En las calderas de vapor, el agua de alimentación a las mismas siempre se encuentra a temperaturas más bajas que las de saturación a la presión de operación del equipo, debido a que en general la recuperación de condensados se realiza a presiones menores a la de la operación de la caldera (muy frecuentemente el sistema opera a presión atmosférica), así como a la pérdida de calor de los condensados al ser retornados en forma de agua. Así mismo, los gases de combustión salen de la caldera con calor que puede aprovecharse, el cual está definido por la diferencia entre su temperatura y la temperatura a la que condensa el vapor de agua contenida en los mismos. El economizador es un equipo diseñado específicamente para calentar agua de alimentación después de ser bombeada hacia la caldera, utilizando el calor aprovechable de los gases de combustión de la misma.

Tabla 83 Instalación de Economizadores en Calderas Industriales

Ahorro de energía promedio 5%




Diferencia 2010 - 2020 40%

Diferencia 2020 - 2030 0%

Línea base de energía

539 PJ/año




56.1 tCO2/TJ

Reducción de emisiones esperada a 2020 vs. línea base

0.4 MtCO2e/año

Reducción de emisiones esperada a 2030 vs. línea base

0.4 MtCO2e/año


4.4.2.1 Evaluación técnico-económica de los sistemas de vapor por recuperación de calor en economizadores

Se plantea esta línea dado que éste es el equipo unitario que mayor cantidad de reducción en consumo y emisiones puede alcanzar por unidad de costo de instalación en donde no se aplica, que es el caso de la mayoría de los sistemas de vapor en México, utilizando factores de penetración actuales y estimados de acuerdo a consultas con expertos en el tema y a fabricantes de equipo. La posibilidad de mejora es de entre un 3 y un 8%, dependiendo del sistema particular.


105

A efecto de contemplar un horizonte conservador, el valor empleado para aplicarse a la industria en general es de un 5%, mientras el costo del equipamiento se toma de los tamaños más pequeños en el mercado, lo cual es conservador dado que a medida que el tamaño se incrementa, el costo por unidad de energía recuperada disminuye por economías de escala. A continuación se presenta un resumen de la evaluación técnico-económica de esta medida en el sector industrial, considerando que actualmente la penetración de esta medida es de un 10% y que podría llegar a 50% en 2020 manteniendo su nivel para 2030: Tabla 84 Evaluación técnico-económica de los sistemas de vapor por recuperación de calor

en economizadores Factor de utilización de equipo 0.7

Costo de equipo 85,714 USS/GJ

recuperado


TJ ahorro unitario (1GJ/h) 6,132 GJ/año




PSRI 3.99 años






4.4.3 Sistemas de vapor por reducción de pérdidas en sistemas de distribución

En los sistemas de vapor, es muy importante para la eficiencia en general de la instalación el adecuado manejo y recuperación del condensado, es decir el agua formada una vez que el vapor ha cedido su calor en los diferentes procesos y servicios en la industria particular. Situaciones como las de trampas de vapor82 en mal estado o con falla, que generan pérdidas de vapor, fugas en sistemas por daño en componentes de sistema o el desecho de condensados que contienen energía útil, entre otras, provocan una baja eficiencia y un dispendio de energía en estos sistemas, lo cual es una situación común en la mayoría de las industrias.

82 Dispositivos que permiten la evacuación de condensado sin escape de vapor del sistema, favoreciendo una mayor eficiencia y reduciendo problemas operativos.


106

Cabe mencionar que una unidad de energía perdida en el condensado o en vapor, representa una cantidad mayor de energía perdida en combustible, debido a la eficiencia de transformación del agua en vapor en la caldera. Las acciones que se plantean como solución a esta problemática son el mantenimiento y reparación / cambio de elementos de trampas de vapor en mal estado, la eliminación de fugas de vapor en componentes del sistema, así como el mejorar la recuperación o aprovechamiento de calor de los condensados. Se plantea esta línea dado que esta situación es común en la industria y que existen todas las condiciones para poder reducir las pérdidas y por tanto mejorar la eficiencia global de la instalación de vapor. La posibilidad de mejora es de entre un 7 y un 30%, dependiendo del sistema particular.

Tabla 85 Sistemas de vapor por reducción de pérdidas en sistemas de distribución Ahorro de energía promedio 10%




Diferencia 2010 - 2020 30%

Diferencia 2020 - 2030 20%





56.1 tCO2/TJ




4.4.3.1 Evaluación técnico-económica de los sistemas de distribución de vapor

A efecto de contemplar un horizonte conservador, el valor empleado para aplicarse a la industria en general es de un 10%, mientras el costo del equipamiento se toma de una mezcla de costos de las diferentes acciones tomadas, si bien con criterio conservador. A continuación se presenta un resumen de la evaluación técnico-económica de esta medida en el sector industrial, considerando que actualmente la penetración de esta medida es de un 10% (sistemas optimizados y mantenidos así) y que podría llegar a 40% en 2020 y a 60% para 2030:


107

Tabla 86 Evaluación técnico-económica de los sistemas de vapor por reducción de pérdidas en sistemas de distribución

Factor de utilización de equipo 0.7

Costo de equipo 42,857 USS/GJ recuperado






PSRI 2.00 años






4.4.4 Ajustes operacionales en calderas

Las calderas de vapor transforman la energía del combustible en calor útil en forma de calentamiento de agua para producir vapor. El calor se transfiere desde el combustible en el hogar de la caldera, en donde se verifica la combustión. La combustión es más eficiente a medida que se reduce la cantidad de aire a valores más cercanos al estrictamente necesario para quemar completamente el combustible. Este valor, llamado estequiométrico, no puede ser alcanzado en la práctica, sino que se requiere inyectar una mayor cantidad de aire a lo cual se llama “exceso de aire”. Los volúmenes de exceso de aire aceptables van desde un 3% en el caso de calderas mayores a gas con quemadores de alta tecnología a 20% en el caso de calderas medianas y pequeñas con quema de combustóleo pesado y quemadores rudimentarios. La situación en la industria es que salvo contadas excepciones, el exceso de aire se encuentra entre 50% y 500% por sobre el aceptable, por lo que el calor contenido en los gases de combustión se incrementa, reduciendo la eficiencia del equipo. Las acciones que se plantean como solución a esta problemática son el ajuste de la alimentación de aire y combustible mediante el análisis de gases de combustión y el ajuste de elementos de la caldera de manera iterativa hasta lograr la mejor combinación práctica. Lo anterior requiere de la participación de personal capacitado interno o externo y del equipo necesario para tales mediciones.


108

Tabla 87 Ajustes operacionales en calderas Ahorro de energía promedio 3%




Diferencia 2010 - 2020 30%

Diferencia 2020 - 2030 25%





56.1 tCO2/TJ



Fuente: elaboración propia, 2012

4.4.4.1 Evaluación técnico-económica por ajustes operacionales en calderas

Se plantea esta línea dado que esta situación es común en la industria y que existen todas las condiciones para poder reducir el exceso de aire y por tanto mejorar la eficiencia de la caldera. La posibilidad de mejora es de entre un 1 y un 15%, dependiendo del equipo particular. A efecto de contemplar un horizonte conservador, el valor empleado para aplicarse a la industria en general es de un 3%, mientras el costo de implementación se toma de la hipótesis de servicios externos prestados y el costo promedio de este tipo de servicio. A continuación se presenta un resumen de la evaluación técnico-económica de esta medida en el sector industrial, considerando que actualmente la penetración de esta medida es de un 20% (sistemas optimizados y mantenidos así) y que podría llegar a 40% en 2020 y a 60% para 2030:

Tabla 88 Evaluación técnico-económica de ajustes operacionales en calderas Factor de utilización de equipo 0.7

Costo de implementación 14,286 USS/GJ recuperado






PSRI 0.67 años




Costo Marginal de Abatimiento de Emisiones GEI

- 68.4 US$/tCO2 evitada



109

4.4.5 Cogeneración en la industria

Esta medida se estudia en conjunto para el sector industrial, con base en la metodología empleada por el estudio de cogeneración de CONUEE y el escenario “medio” 83. Para el sector acero y cemento, dicho estudio consideró que no existe un potencial real de implementación de proyectos en ninguno de sus escenarios, en parte debido, a la especificidad de requisitos de energía, tipos y distribución relativa, para las empresas señaladas. Sin embargo, otros estudios como los elaborados por el INE, indican la existencia de dichos potenciales y sí existen datos para calcularlos, por lo que se recomienda la coordinación con la CONUEE para la posible inclusión de los potenciales de estas ramas industriales en el estudio de referencia. Por lo demás, se ha analizado la información del estudio aludido utilizando los criterios de la CMNUCC de consideración de un factor de red en sustitución del cálculo de un “consumo de combustible evitado al SEN”. De este modo, el combustible neto evitado sumado al resultado de multiplicar la energía evitada por el factor de emisión de la red del SEN (Ver Anexo 5), resulta en una menor cantidad de emisiones reducidas (2.2 MtCO2e menos aproximadamente). El estudio citado analiza la industria separándola en tres ramas principales: Pemex, el sector azucarero o ingenios y el sector industrial. A continuación se resumen los datos originales y los calculados de acuerdo a criterios estándar de contabilidad de emisiones de GEI para el sector azucarero.

Tabla 89 Sector Azucarero. Datos originales de estudio (Tabla 43)


Actual 395,550,000 l/año

Futuro 132,367,500 l/año

Excedentes a CFE 3,059,017 MWh/año

Combustible de CFE 36,719,007,691 MJ/año

Evitado 923,343,468 l/año

Ahorro anual de combustóleo equivalente

Ingenios (actual) 395,550 m3/año

Ingenios (futuro) - 132,368 m3/año

de CFE (energía evitada) 923,343 m3/año

TOTAL 1,186,526 m3/año


Lo anterior debe tomarse en cuenta, ya que representa un potencial 25% menor al originalmente contemplado de 8.7 MtCO2e, dato que ha sido empleado recurrentemente para fines de planeación.

83 CONUEE-GIZ: “Estudio sobre el potencial de cogeneración en el sector industrial de México”: CONUEE – GIZ, 2009


110

En el ANEXO 2 y en el ANEXO 3 se explica con detalle la metodología seguida para el análisis de esta oportunidad, mientras aquí se presenta el desarrollo de diferentes consideraciones al efecto. Debe decirse que las conclusiones en cuanto a factibilidad técnica y financiera en el estudio no sufren menoscabo, pues el método empleado es riguroso. El escenario de implementación que se estima es de un 40% del potencial de escenario medio al 2020, y el resto al 2030, con reducciones de emisiones correspondiente sobre la línea base de:

2.61 MtCO2e a 2020 3.92 MtCO2e a 2020

En las siguientes ilustraciones se muestran tanto los datos de análisis mostrados en el estudio de manera original, como las consideraciones realizadas, plasmadas en tablas similares modificadas. Se sigue la convención empleada en el estudio, de reportar de manera separada al sector azucarero y al resto de la industria, por claridad en caso de consultas al documento de referencia.

Tabla 90 Sector Azucarero. Datos de ahorros netos y emisiones reducidas (adaptado de Tabla 43)


Actual 395,550,000 l/año

Futuro 132,367,500 l/año

Excedentes a CFE 3,059,017 MWh/año

Energía primaria evitada en SEN 33,477,882,048 MJ/año

Energía en combustible evitado en SEN 29,953,894,464 MJ/año

Ahorro anual de combustóleo equivalente

Ingenios (actual) 395,550 m3/año

Ingenios (futuro) - 132,368 m3/año

de CFE (energía evitada) N/A m3/año

Ahorro anual neto de combustóleo 263,183 m3/año Fuente: Elaboración propia, 2012

Tabla 91 Cálculo de reducción de emisiones de acuerdo a factor de red de SEN y reducción de consumo neto de combustible en sector azucarero


Ahorro anual neto de combustóleo 263,182.5 m3/año

Energía en combustóleo ahorrado 10,465.978 TJ/año

Factor de emisión combustóleo (base PCI) 77.649 tCO2e/TJ

Reducción de emisiones por ahorro de combustible 812,673 tCO2e/año

Reducción de emisiones por ahorro de combustible 0.813 MtCO2e/año

Energía no generada en SEN 3,059.02 GWh/año



111


1,481,176 tCO2e/GWh


1.481 MtCO2e/año

Reducción de emisiones neta estimada por cogeneración en sector azucarero:

2.294 MtCO2e/año


Tabla 92 Sector industrial. Datos de estudio CONUEE ahorro de combustibles industria (de

tabla 41)

Sector Cantidad Unidad

Aceites comestibles 10,479 TJ/año

Cereales 1,133 TJ/año

Cerveza y malta 8,583 TJ/año

Conservas y jugos 5,509 TJ/año

Lácteos 10,837 TJ/año

Otros alimentos 15831 TJ/año

Cartón y papel 19,935 TJ/año

Celulosa y papel 50,317 TJ/año

Fibras sintéticas 3,063 TJ/año

Hule (llantas) 1,495 TJ/año

Química 106,390 TJ/año

Textil 12,900 TJ/año

TOTAL 246,472 TJ/año Fuente: Elaboración propia, 2012

Tabla 93 Sector industrial. Datos de estudio CONUEE ahorro de combustibles industria escenario medio (nivel de penetración de 60%, adaptado de tabla 41)

Sector Ahorro de combustibles

estimado Generación eléctrica

estimada

TJ/año GWh/año Aceites comestibles 6,287 1,512

Cereales 680 164

Cerveza y malta 5,150 1,239

Conservas y jugos 3,305 795

Lácteos 6,502 1,564

Otros alimentos 9,499 2,285

Cartón y papel 11,961 2,877

Celulosa y papel 30,190 7,262

Fibras sintéticas 1,838 442

Hule (llantas) 897 216

Química 63,834 15,354

Textil 7,740 1,862

TOTAL 147,883 35,570 Fuente: Elaboración propia, 2012


112

Tabla 94 Cálculo de reducción de emisiones de acuerdo a factor de red de SEN y reducción de consumo neto de combustible en sector industrial


Factor de energía de red ("combustible ahorrado") utilizado para cálculo

11.88 TJ/GWh evitado

Generación eléctrica evitada al SEN 35,570 GWh/año

"Ahorro de combustible" considerado para el SEN 422,571 TJ/año

Ahorro de combustible total calculado para sector industrial

147,883 TJ/año

Consumo adicional neto de gas combustible para sector industrial (base PCS)

274,688 TJ/año

Relación PCI:PCS 0.903

Consumo adicional neto de gas combustible para sector industrial (base PCI)

248,089 TJ/año

Factor de emisión de gas natural (base PCI) 56.152 tCO2e/TJ

Emisiones por consumo adicional de combustible 13,930,704 tCO2e/año

Emisiones por consumo adicional de combustible 13.93 tCO2e/año

Energía no generada en SEN 35,569.98 GWh/año



17,222,986 tCO2e/GWh


17.223 MtCO2e/año

Reducción de emisiones neta estimada por cogeneración en sector industrial:

3.292 MtCO2e/año


4.4.6 Sustitución de equipos de aire acondicionado en el sector industrial

A nivel industrial la mayoría de las instalaciones cuentan con sistemas tipo chiller para el aire acondicionado, un chiller es un equipo central generador de agua helada que la distribuye a las distintas manejadoras de aire de la empresa. La mayoría de los chillers actuales son del tipo reciprocante, de tecnología bastante ineficiente, y refrigerante R22; podrían reemplazarse por equipos con compresores scroll o de tornillo mucho más eficientes y utilizar el refrigerante R410 que es ecológico.

Tabla 95 Potencial de mitigación al reemplazar los chillers en el Sector Industrial

Número de usuarios en 2011 206,268

Potencia promedio de un equipo de aire acondicionado en el sector industrial (kW)

30.00



Consumo de energía en el sector industrial en 2011 (MWh/año) 101,856,799

Porcentaje correspondiente a los aires acondicionados 6.50%

Consumo de energía por chillers 6,620,692


113

Cantidad de aires chillers 58,945

Total de chillers estándar 44,209

Total de chillers eficientes 14,736

Penetración de las chillers eficientes 33.33%

Consumo de energía los chillers

Potencia promedio MW 0.03000


Consumo chillers estándar (MWh/año) 4,965,519

Consumo de los AC eficientes



Consumo chillers eficientes (MWh/año) 1,324,138

Consumo de energía teórico 6,289,657

Ahorro de energía

Consumo unitario por chillers estándar 112.3200

Consumo unitario por chillers eficiente 89.8560

Ahorro por los nuevos chillers 22.4640

Potencial de ahorro

Número de chillers con una Penetración 50% 22,104









Toneladas CO2 al año 432,775 Fuente: Elaboración propia, 2012

Actualmente el sector industrial emplea equipo bastante ineficiente para la generación de agua helada ya sea para aire acondicionado o para el mismo proceso productivo; los equipos tienen eficiencias que van de 1.1 a 1.2 kW/TR, y actualmente ya existen en el mercado equipos con eficiencias de 0.6 kW/TR, lo que reduciría el consumo de energía considerablemente entregando la misma capacidad de refrigeración. Los equipos operan las 24 horas a toda carga y cuando menos seis días a la semana, y en el caso de la refrigeración trabajan toda la semana durante 18 horas al día. Si el aislamiento de las cámaras no es bueno, pueden llegar a trabajar 24 horas. Con base en la relación de eficiencia, se calcula la potencia que tendrá el equipo, y con las horas de operación se calcula el consumo de energía. Posteriormente con los valores de demanda y consumo se calcula el costo de operación, esto para las tarifas HM y SL.


114

Tabla 96 Evaluación del costo beneficio al reemplazar los chillers

Consumo de energía de los equipos de chillers estándar

TR kW/TR Potencia

kW Consumo

Costo con la Tarifa

HM

Costo en Tarifa HSL

20 1.2 24.00 112,320 $216,028 $189,055

25 1.2 30.00 140,400 $270,035 $236,319

30 1.1 33.00 154,440 $297,039 $259,951

50 1.1 55.00 257,400 $495,065 $433,252

Consumo de energía de los equipos de chillers de alta eficiencia

20 0.700 14.00 65,520 $98,501 $82,872

25 0.700 17.50 81,900 $123,127 $103,590

30 0.600 18.00 84,240 $126,645 $106,549

50 0.600 30.00 140,400 $211,074 $177,582


20 10.00 46,800 $117,527 $106,184

25 12.50 58,500 $146,909 $132,729

30 15.00 70,200 $170,394 $153,402

50

25.00 117,000 $283,991 $255,669


TR Costo del

equipo Costo con la Tarifa HM Costo en Tarifa HSL

20 $239,811 2.04 2.26

25 $295,68 2.01 2.23

30 $321,60 1.89 2.10

50 $531,674 1.87 2.08 Fuente: Elaboración propia, 2012

4.4.7 Sustitución de lámparas en el sector industrial

En el sector industrial todavía se utiliza una gran cantidad de lámparas fluorescentes del tipo T12, que podrían reemplazarse por las T8 y T5, y últimamente por unas con LEDS. Las luminarias de aditivos metálicos y de vapor de mercurio también se pueden reemplazar por las luminarias con lámparas fluorescentes tipo T5. Tabla 97 Cálculo del potencial de mitigación por el reemplazo de la iluminación en el sector

industrial

Lámparas en el sector industrial

Número de Usuario 2011 206,268

Potencia promedio de una lámpara en el sector industrial (kW) 0.08





115

Porcentaje correspondiente a la iluminación 11.00%

Consumo de energía por iluminación 11,204,248

Cantidad de lámparas 44,888,814

Total de lámparas estándar 33,888,814

Total de lámparas colocadas en proyectos del FIDE 2,750,000

Lámparas eficientes compradas por los usuarios 8,250,000

Total de lámparas de alta eficiencia 11,000,000

Penetración de las lámparas eficientes 32.46%

Consumo de las lámparas estándar y de AE



Consumo lámparas estándar (MWh/año) 9,895,534

Consumo de los lámparas eficientes



Consumo de las lámparas eficientes (MWh/año) 1,606,000


Ahorro de energía

Consumo unitario por lámpara estándar 0.2920

Consumo unitario por lámpara eficiente 0.1460

Ahorro por las nuevas lámparas 0.1460

Potencial de ahorro










Toneladas CO2 al año 2,156,138 Fuente: Elaboración propia, 2012

4.3.4.1 Evaluación del costo beneficio al reemplazar las lámparas en el sector industrial

Aunque el consumo de energía de lámparas no influye mucho en el consumo total de energía de una empresa, siempre es bueno realizar el cambio de las lámparas ineficientes, promover la cultura del ahorro. Generalmente los sistemas estándar de iluminación fluorescente, son reemplazados por iluminación del mismo tipo con tecnología T8 o T5, pero sin hacer un reemplazo del luminario, esto es una reconversión. Para el


116

caso de las lámparas que iluminan grandes áreas como las naves industriales, conviene cambiar el luminario completo con lámparas del tipo T5, los LEDS todavía no son una opción rentable para esta aplicación. Se puede apreciar que es mucho más rentable hacer una reconversión del luminario que un reemplazo completo, con periodos de recuperación aceptables.

Tabla 98 Evaluación del costo beneficio al reemplazar la iluminación

Consumo de energía de las lámparas estándar

Arreglo Watts Potencia

kW Consumo de energía

kWh/año Costo con la

Tarifa HM Costo en Tarifa HSL

4x40 W 200 0.200 936.00 $1,800 $1,575

2x75 W 180 0.180 842.40 $1,620 $1,418

250 W 270 0.270 1,263.60 $2,430 $2,127

400 W 450 0.450 2,106.00 $4,051 $3,545

Consumo de energía de las lámparas de alta eficiencia

3x32W 96 0.096 449.28 $864 $756

2x32W 64 0.064 299.52 $576 $504

3x54W 162 0.162 758.16 $1,458 $1,276

4x54W 216 0.216 1,010.88 $1,944 $1,701


Arreglo Watts Ahorro en Potencia

kW Ahorro en Consumo

Costo con la Tarifa HM

Costo en Tarifa HSL

3x32W 104 0.104 486.72 $936.12 $819.24

2x32W 116 0.116 542.88 $1,044.14 $913.77

3x54W 108 0.108 505.44 $972.13 $850.75

4x54W 234 0.234 1095.12 $2,106.28 $1,843.29

TR Costo del equipo PSR Tarifa HM PSR Tarifa HSL

3x32W $595 0.64 0.73

2x32W $450 0.43 0.49

3x54W $2,100 2.16 2.47

4x54W $2,300 1.09 1.25 Fuente: Elaboración propia, 2012

4.4.8 Sustitución de motores eléctricos

El principal consumo de energía del sector industrial corresponde a motores eléctricos, aunque realmente un motor solo transforma la energía eléctrica en potencia en la flecha y sus pérdidas son del 10 al 15% (ese sería realmente el consumo). La mayoría de los motores en operación podrían ser reemplazados, siempre y cuando se utilicen más de 6 horas por día; y si el motor ya ha sido embobinado, el reemplazo es más rentable todavía.


117

En la siguiente tabla se calcula el potencial de mitigación en toneladas de CO2 que se tendría si se incrementa la penetración de motores en el mercado.

Tabla 99 Potencial de mitigación por el reemplazo de motores

Motores en el sector industrial


Potencia promedio de un motor en el sector industrial (kW) 5.81




Porcentaje correspondiente a los motores 45.40%

Consumo de energía por motores 46,242,987

Cantidad de motores 2,125,856

Total de motores estándar 1,703,856

Total de motores colocados en proyectos del FIDE 211,000

Total de motores eficientes comprados por los usuarios 211,000

Total de motores de alta eficiencia 422,000

Penetración de los motores eficientes 24.77%

Consumo de los motores estándar



Consumo de los motores estándar (MWh/año) 37,063,373

Consumo de los motores eficientes



Consumo motores eficientes (MWh/año) 8,261,653


Ahorro de energía

Consumo unitario por motores estándar 21.7526

Consumo unitario por motores eficientes 19.5774

Ahorro por los nuevos motores de alta eficiencia 2.1753

Potencial de ahorro

Número de motores de AE con una Penetración 50% 851,928

Número de motores de AE con una Penetración 75% 1,277,892

Número de motores de AE con una Penetración 90% 1,533,471









118

4.3.4.2 Evaluación del costo beneficio al reemplazar los motores estándar por motores de alta eficiencia

En los establecimientos reconocidos del mercado Mexicano ya no se venden motores estándar, ahora todos son de alta eficiencia. Un motor estándar puede reemplazarse por uno de alta eficiencia, o por otro de los llamados Premium que tienen una eficiencia todavía mayor. En la siguiente tabla solo se evaluarán los motores de alta eficiencia.

Tabla 100 Evaluación del costo beneficio al reemplazar motores eléctricos

Ahorro de energía con los motores de alta eficiencia

HP kW Eficiencia del

motor estándar

Eficiencia del motor alta eficiencia

Ahorro en Demanda

kW


energía kWh/año

3 2.238 84 90.55 0.145 676

10 7.46 88.43 91.96 0.243 1,137

20 14.92 89.7 93.41 0.495 2,319

50 37.3 92.59 94.50 0.611 2,858

Ahorro económico y periodos de recuperación de la inversión

HP Ahorro

económico con la Tarifa HM

Ahorro económico en

Tarifa HSL

Costo de los motores


PSR Tarifa HSL (años)

3 $1,301 $1,139 $3,300 2.54 2.90

10 $2,186 $1,913 $7,500 3.43 3.92

20 $4,460 $3,903 $14,000 3.14 3.59

50 $5,497 $4,810 $29,000 5.28 6.03 Fuente: Elaboración propia, 2012

4.4.9 Sustitución de compresores de aire estándar

Los compresores de aire son los caballos de batalla del sector industrial y tienen un gran potencial de ahorro, no sólo por el reemplazo del compresor, también por los cambios que se pueden hacer en el sistema de distribución y en el uso final del aire comprimido.

En esta evaluación se está proponiendo el reemplazo de los compresores del tipo reciprocantes (de pistones) y de tornillo que tengas eficiencias de 3 a 3.5 caballos de potencia por pie cúbico estándar (HP/SCFM) por compresores de tornillo con eficiencias de 4.5 HP/SCFM o superior.

Tabla 101 Cálculo del potencial de mitigación al reemplazar los compresores de aire

Compresores en el sector industrial


Potencia promedio de un compresor en el sector industrial (kW) 14.92





119

Porcentaje correspondiente a los compresores 15.40%

Consumo de energía por los compresores 15,685,947

Cantidad de compresores 280,806

Total de compresores estándar 278,588

Total de compresores colocados en proyectos del FIDE 1,109

Total de compresores eficientes comprados por los usuarios 1,109

Total de compresores de alta eficiencia 2,218

Penetración de los compresores eficientes 0.80%

Consumo de los compresores estándar



Consumo de los compresores estándar (MWh/año) 14,963,508

Consumo de los compresores eficientes



Consumo compresores eficientes (MWh/año) 101,263


Ahorro de energía

Consumo unitario por compresor estándar 53.7120

Consumo unitario por compresor eficientes 45.6552

Ahorro por los nuevos compresores de alta eficiencia 8.0568

Potencial de ahorro

Número de compresores de AE con una Penetración 50% 139,294










4.3.4.1 Evaluación del costo beneficio al reemplazar compresores en el sector industrial

No hay una Norma Oficial Mexicana para los compresores de aire, pero a nivel internacional los fabricantes compiten por ofrecer el producto más eficiente en consumo de energía, aumentando su eficiencia entre 3 y 5 pies cúbicos por minuto (CFM) por hp. El análisis se realiza para equipos de 4.7.


120

Tabla 102 Beneficios, consumos y ahorros de equipos estándar

Consumo de energía de compresores estándar

HP CFM/HP Potencia kW

Consumo Costo con la Tarifa HM

Costo en Tarifa HSL

40 3.5 26.86 161,136 $293,677 $255,043

50 3.5 33.57 201,420 $367,096 $318,804

100 3.5 67.14 402,840 $734,192 $637,607

150 3.5 100.71 604,260 $1,101,288 $956,411

30 4.7 20.14 120,852 $220,258 $191,282

40 4.7 26.86 161,136 $293,677 $255,043

75 4.7 50.36 302,130 $550,644 $478,205

125 4.7 83.93 503,550 $917,740 $797,009


HP Ahorro



Tarifa HSL

Costo de los compresores



30 $73,419 $63,761 $156,000 2.12 2.45

40 $60,434 $63,761 $205,647 2.80 3.23

75 $151,085 $159,402 $383,500 2.09 2.41


Existen medidas adicionales para reducir los consumos de energía por aire comprimido pero es difícil estandarizaras.

4.4.10 Reemplazo del equipo de refrigeración

En el sector industrial, particularmente en la industria alimenticia y química existen equipos de refrigeración para las cámaras frías ya sea para conservación o congelación. Estos equipos podrían reemplazarse y obtener un interesante potencial de mitigación, teniendo en cuenta que están en operación las 24 horas.

Tabla 103 Cálculo del potencial de mitigación al reemplazar el equipo de refrigeración

Equipo de refrigeración


Potencia promedio de un equipo.de refrigeración en el sector industrial (kW)

15.00




Porcentaje correspondiente a los equipo.de refrigeración 8.70%

Consumo de energía por los equipos.de refrigeración 8,861,542

Cantidad de los equipo.de refrigeración 89,919

Total de equipo.de refrigeración 84,519

Total de equipo.de refrigeración eficientes colocados en proyectos del FIDE

1,800

Total de equipo.de refrigeración eficientes comprados por los usuarios 3,600


121

Total de equipo.de refrigeración de alta eficiencia 5,400

Penetración de los equipo.de refrigeración eficientes 6.39%

Consumo de los equipo.de refrigeración estándar



Consumo de los equipo.de refrigeración estándar (MWh/año) 8,329,372

Consumo de los equipo.de refrigeración eficientes



Consumo equipo.de refrigeración (MWh/año) 452,345


Ahorro de energía

Consumo unitario por equipo.de refrigeración estándar 98.5500

Consumo unitario por equipo.de refrigeración eficientes 83.7675

Ahorro por los nuevos equipo.de refrigeración de alta eficiencia 14.7825

Potencial de ahorro

Número de equipo.de refrigeración de AE con una Penetración 50% 42,260










4.3.4.2 Evaluación del costo beneficio al reemplazar equipos de refrigeración

En este caso no se propone reemplazar completamente el refrigerador o la cámara fría, solo se propone cambiar el circuito de refrigeración, esto es el compresor y el evaporador.

Tabla 104 Evaluación del costo beneficio al hacer la reconversión del sistema de

refrigeración

Consumo de energía de los equipos de refrigeración estándar

TR kW/TR Potencia

kW Consumo

Costo con la Tarifa

HM

Costo en Tarifa HSL

0.5 1.50128 0.75 3,513 $6,757 $5,913

1 1.50128 1.50 7,026 $13,513 $11,826

2 1.50128 3.00 14,052 $27,027 $23,652

5 1.50128 7.51 35,130 $67,566 $59,130

Consumo de energía de los equipos de refrigeración de alta eficiencia


122

0.5 0.924 0.46 2,162 $3,250 $2,734

1 1.044 1.04 4,888 $7,348 $6,182

2 1.044 2.09 9,775 $14,696 $12,364

5 1.044 5.22 24,438 $36,740 $30,910


TR

Ahorro en Potencia

kW

Ahorro en Consumo (kWh/año)

Costo con la Tarifa

HM

Costo en Tarifa HSL

0.5 0.29 1,351 $3,507 $3,179

1 0.46 2,138 $6,165 $5,644

2 0.91 4,277 $12,331 $11,288

5

2.28 10,692 $30,827 $28,220


TR Costo del

equipo PSR en la Tarifa HM PSR en Tarifa HSL

0.5 $2,500 0.71 0.79

1 $4,800 0.78 0.85

2 $7,500 0.61 0.66

5 $14,000 0.45 0.50 Fuente: Elaboración propia, 2012

4.4.11 Reemplazo de equipos de cómputo

En el sector industrial cada vez es más alto el consumo de energía asociado al uso de computadoras, el cual hace unos años no ocupaba un lugar especial.

Tabla 105 Cálculo del potencial de mitigación al reemplazar equipos de cómputo

Equipos de cómputo en el sector industrial


Potencia promedio de un equipo de computación en el sector industrial (kW)

0.30




Porcentaje correspondiente a equipos de computación 6.30%

Consumo de energía por equipos de computación 6,416,978

Cantidad de equipos de computación en función del consumo 5,713,122

Total de equipos de computación estándar 3,427,873

Total de equipos de computación eficientes 2,285,249

Penetración de los equipos de computación eficientes 66.67%

Consumo de energía de equipos de computación

Consumo de energía de los equipos de computación estándar Potencia promedio MW 0.00030


Consumo equipos de computación estándar (MWh/año) 3,850,187


123

Consumo de los equipos de computación eficientes Potencia promedio MW 0.0002


Consumo equipos de computación eficientes (MWh/año) 1,796,754

Consumo de energía teórico en equipos de computación 5,646,941

Ahorro de energía Consumo unitario por equipo de computación estándar 1.1232

Consumo unitario por equipo de computación eficiente 0.7862

Ahorro por los nuevos equipo de computación 0.3370

Potencial de ahorro Número de equipos de computación con una Penetración 50% 1,713,937










4.3.4.3 Evaluación del costo beneficio al reemplazar computadoras ineficientes

Para hacer esta evaluación se considera por separado el monitor del procesador; se considera que los equipos estándar cuentan con monitor de tubos de rayos catódicos (CRT), y los nuevos, con monitores de cristal liquido (LCD)

Tabla 106 Evaluación del costo beneficio al reemplazar computadoras

Consumo de energía de los equipos de cómputo estándar

Tamaño Equipo Potencia

kW Consumo de energía


Costo en Tarifa HSL

Mediana Procesador 1.25 5,850 $11,251 $9,847

Grande Procesador 1.35 6,318 $12,152 $10,634

Mediana Monitor CRT 1.13 5,288 $10,171 $8,901

Grande Monitor CRT 0.75 3,510 $6,751 $5,908

Consumo de energía de los equipos de cómputo de alta eficiencia

Mediana PC 0.038 178 $267 $225

Grande PC 0.013 61 $91 $77

Mediana Monitor LCD 0.020 94 $141 $118

Grande Monitor LCD 0.022 103 $155 $130


Tamaño Equipo Potencia

kW Consumo (kWh/año)


Costo en Tarifa HSL


124

Mediana PC 1.21 5,672 $10,984 $9,622

Grande PC 1.34 6,257 $12,060 $10,557

Mediana Monitor LCD 1.11 5,195 $10,031 $8,783

Grande Monitor LCD 0.73 3,407 $6,596 $5,778


Tamaño Costo del

equipo Costo con la Tarifa

HM Costo en Tarifa HSL

Mediana $10,000 0.91 1.04

Grande $12,000 1.00 1.14

Mediana $2,000 0.20 0.23

Grande $3,000 0.45 0.52 Fuente: Elaboración propia, 2012

4.4.12 Potencial de mitigación por el uso de variadores de frecuencia en los sistemas de bombeo

En el 90% de los sistemas de bombeo, se puede aplicar un variador de frecuencia para controlar el flujo y la presión, con ahorros que van de un 10 a un 30% de energía.

Tabla 107 Potencial de mitigación al instalar variadores de frecuencia en los sistemas de bombeo

Equipos de bombeo en el sector industrial


Potencia promedio de un equipo de computación en el sector industrial (kW)

5.00




Porcentaje correspondiente a equipos de bombeo 5.00%

Consumo de energía por equipos de bombeo 5,092,840

Cantidad de equipos de bombeo en función del consumo 272,053

Total de equipos de bombeo estándar 163,232

Total de equipos de bombeo eficientes 108,821

Penetración de los equipos de bombeo eficientes 66.67%

Consumo de energía de equipos de bombeo Consumo de energía de los equipos de bombeo estándar Potencia promedio MW 0.00030


Consumo equipo de bombeo estándar (MWh/año) 183,342

Consumo de los equipos de bombeo eficientes Potencia promedio MW 0.0002


Consumo de equipos de bombeo eficientes (MWh/año) 85,560

Consumo de energía teórico en equipos de bombeo 268,902

Ahorro de energía Consumo unitario por equipo de bombeo estándar 1.1232


125

Consumo unitario por equipo de bombeo eficiente 0.7862

Ahorro por los nuevos equipo de bombeo 0.3370

Potencial de ahorro

Número de equipos de bombeo con una Penetración 50% 81,616










4.4.12.1 Evaluación del costo beneficio al instalar variadores de frecuencia en los sistemas de bombeo

Con esta medida se pueden tener ahorros de energía en bombas y ventiladores, en este caso se realiza la evaluación para las bombas considerando un ahorro promedio del 25%

Tabla 108 Costo beneficio al instalar variadores de frecuencia en los sistemas de bombeo

Ahorro de energía con los variadores de frecuencia

HP Potencia (kW) Porcentaje de

ahorro promedio

Potencia con el VF (kW)

kW ahorrados

Ahorro consumo de

energía kWh/año

25 18.65 25% 13.98 4.7 21,821

50 37.30 25% 27.97 9.3 43,641

75 55.95 25% 41.96 14.0 65,462

100 74.60 25% 55.95 18.7 87,282


HP Ahorro



Tarifa HSL

Costo variadores de

frecuencia

PSR Tarifa HM

(años)


25 $41,968 $36,728 $27,000 0.64 0.74

50 $83,936 $73,456 $38,000 0.45 0.52

75 $125,904 $110,184 $44,000 0.35 0.40



126

4.5 Sector Municipal

4.5.1 Reemplazo de luminarias del alumbrado público

El año base para las estimaciones es el 2011, del cual se toman los siguientes datos de referencia:

Número de usuarios totales para las tarifas 5 y 5 A: 151,565 Consumo de energía para estas dos tarifas: 4,867,709 MWh/año

Tabla 109 Potencial de mitigación al reemplazar el alumbrado público

Alumbrado público (tarifa 5 y 5A)

Número de usuarios de energía por alumbrado público 2011 151,565

Consumo de energía promedio de una lámpara (kWh/año) 955.67

Consumo equivalente de energía (MWh/año) 0.9557

Consumo de energía por alumbrado público (MWh/año) 4,867,709

Número de lámparas en el sector servicios en función del consumo de energía 5,093,492

Lámparas que se compraron del 2005 a la fecha 825,913

Luminarias que se compraron eficientes 495,548

Lámparas suministrados con el FIDE en 399 proyectos 319,200

Total de luminarias estándar 4,278,745

Total de luminarias eficientes 814,748

Penetración de las luminarias eficientes 19.04% Fuente: Elaboración propia, 2012

La penetración de lámparas eficientes en el alumbrado público no ha sido muy alta, los proyectos a nivel nacional apenas inician, aunque el FIDE reporta casi 400 proyectos realizados en este sector.

Tabla 110 Potencial de mitigación al reemplazar el alumbrado público (Continuación) Consumo de energía de las lámparas estándar y eficientes

Consumo de las lámparas estándar



Consumo de energía del total de las lámparas estandar. (MWh/año)

4,122,998

Consumo de las lámparas eficientes



Consumo (MWh/año) 535,289

Consumo total 4,658,288

Ahorro de energía (Agregar unidades de medida)

Consumo unitario por lámpara estándar 0.9636


127

Consumo unitario por LFC 0.657

Ahorro por LFC 0.3066

Potencial de ahorro












Con los valores de potencia de cada lámpara (kW) se calculó el consumo de energía considerando 12 horas de operación durante los 365 días del año. El costo de operación se obtuvo con el costo promedio entre la tarifa 5 y la 5 A. Para hacer la evaluación de los ahorros de energía se tomaron en cuenta los valores reportados por la CONUEE; se debe tener en cuenta que en algunas aplicaciones los usuarios podrían hacer cambios por otro tipo de LEDS, o incluso lámparas fluorescentes compactas de alta potencia (80 y 100W). El ahorro de energía y el ahorro económico, se calculan al comparar los valores de las lámparas actuales con los de las lámparas propuestas. En todos los cambios sólo se está considerando el cambio de la lámpara y no de todo el luminario. La lámpara SAP250 es la lámpara de vapor de sodio de alta presión, con alta eficiencia y balastro electrónico, lo mismo para la lámpara llamada SAP 70, es una lámpara de 70W de vapor de sodio. La lámpara LED 25 es una lámpara de LEDS conocida como “tipo mazorca”. La lámpara de la segunda columna llamada SAP250 es la lámpara de vapor de sodio de alta presión de 250W y se propone el cambio a una lámpara del mismo tipo y potencia pero con un balastro electrónico y una nueva lámpara que consume menos energía y proporciona un mejor nivel de iluminación, Las lámparas incandescentes de 100W (INC 100) se reemplazan por lámparas del tipo Led de 25W (LED 25) es una lámpara de LEDS conocida como “tipo mazorca”, por su forma parecida a una mazorca de maíz. La siguiente lámpara es la de vapor de mercurio de 175W (VAM175) la cual es una de las lámparas mas inefcientes del mercado, esa lámpara se puede reemplazar por la de vapor de sodio de 70W. Las lámparas incandescentes de 75W pueden ser reemplazadas por las del tipo LED de 25W. Estas lámparas también podrían reemplazarse por las fluorescentes compactas de 23W pero la del tipo LED tiene una duración 4 veces mayor y eso es muy importante en los municipios porque reduce el costo de la mano de obra. La última columna se refiere a la lámpara de vapor de mercurio de 250W (VAM 250), la cual puede reemplazarse por la de vapor de sodio de 100W (SAP 100). Sin ningún problema.


128

En la actualidad muchos cambios se han estado realizando por lámparas del tipo LED luz blanca en parques por que reflejan mejor los colores en parques y vialidades peatonales, pero todavía no es recomendable para vialidades vehiculares de alta velocidad.

Tabla 111 Períodos de recuperación al reemplazar las lámparas de alumbrado

Lámpara estándar SAP250 INC 100 VAM 175 INC75 INC 69 VAM 250

Potencia (kW) 0.313 0.125 0.219 0.094 0.086 0.313

Consumo de energía (kWh/año)

1370.94 547.5 959.22 411.72 376.68 1370.94

Costo de operación ($/año)

$3,372.86

$1,346.99

$2,359.92 $1,012.9

3 $926.7

3 $3,372.8

6

Lámpara alta eficiencia

SAP 250 LED 25 SAP 70 LED 25 LED 25 SAP 100

Potencia (kW) 0.29 0.025 0.0875 0.025 0.025 0.125

Consumo de energía (kWh/año)

1270.2 109.5 383.25 109.5 109.5 547.5

Costo de operación ($/año)

$3,125.01

$269.40 $942.89 $269.40 $269.4

0 $1,346.9

9

Ahorro de energía (kWh/año)

100.74 438.00 575.97 302.22 267.18 823.44

Ahorro económico ($/año)

$247.85 $1,077.5

9 $1,417.03 $743.54

$657.33

$2,025.87

Inversión necesaria ($) $1,800.0

0 $900.00 $1,625.00 $900.00

$850.00

$1,690.00

Periodo de recuperación (años)

7.26 0.84 1.15 1.21 1.29 0.83


4.5.2 Sistemas de bombeo de agua potable y negras

Tabla 112 Potencial de mitigación por sistemas de bombeo de agua potable y negras

Bombeo municipal

Consumo de energía para bombeo municipal (MWh/año) 3,200,132

Numero de Usuario 2010 (Tarifa 6) 33,993

Cantidad de bombas estándar y eficientes 41,720

Total de bombas estándar 31,692

Total de bombas eficientes (por Normas) 10,028

Total de bombas eficientes por programas 1900

Total de bombas eficientes 11,928

Penetración de las bombas eficientes 31.64%

Consumo de las bombas estándar



129



Consumo de las bombas eficientes



Consumo bombas eficientes (MWh/año) 685,714

Consumo de energía correspondiente al bombeo municipal 3,114,903

Ahorro de energía

Consumo unitario por bomba estándar 76.6500

Consumo unitario por bombas eficientes 57.4875

Ahorro por los nuevas bombas 19.1625

Potencial de ahorro











4.5.2.1 Determinación del costo beneficio por la aplicación de medidas de ahorro de energía

En los sistemas de bombeo municipales se pueden aplicar varias medidas de ahorro de energía, tales como las sugeridas en el Estudio integral de Sistemas de Agua Potable Municipal de la CONUEE. Estas medidas incluyen:

i. Medidas relacionadas con la tarifa de energía ii. Medidas para la reducción de pérdidas en las instalaciones eléctricas.

a. Mejorar el enfriamiento de los transformadores b. Incrementar el calibre de los conductores c. Optimizar el factor de potencia

iii. Medidas para incrementar la eficiencia de los motores, a. Reemplazo de los motores estándar por equipos de alta eficiencia b. Corregir los desbalances de voltaje c. Ajustar la posición de los impulsores de las bombas de turbina

iv. Medidas para incrementar la eficiencia de las bombas,


130

a. Adecuación del equipo de bombeo al punto de operación real b. Reemplazar el motor y la bomba c. Ajuste de la posición de los impulsores en bombas de turbina

v. Reducción de pérdidas de carga, modificando las tuberías. vi. Reducción de fugas. vii. Mejorar la operación

a. Control automático de presión b. Convertidores de frecuencia.

viii. Mejorar el mantenimiento. Todas estas medidas involucran diferentes costos y beneficios, que van desde algunas con un periodo de recuperación inmediato, hasta las que tienen 5 o 6 años de periodo simple de recuperación.


131

4.6 SECTOR AGRÍCOLA

El cálculo del consumo de energía del sector agrícola se realiza empleando la tarifa 9, la cual aplica exclusivamente a los servicios en baja tensión; cuando se suministra en media tensión se le llama 9M, el destino de la energía es exclusivamente para el bombeo de agua para cultivo de productos agrícolas, y al alumbrado del local donde se encuentre instalado el equipo de bombeo. El número de usuarios en el 2011 en esta tarifa fue de 121,377 El consumo de energía durante el 2011 fue de 10,972,818.06 MWh

4.6.1 Reemplazo del bombeo agrícola

Para hacer esta evaluación se consideró la información del número de bombas totales y la cantidad de bombas eficientes. El objetivo fue estimar el número de bombas estándar que todavía quedan en México, y conocer la penetración en el mercado, que en este caso es del 32.66%. Se calculó el consumo de energía correspondiente a las bombas estándar y a las eficientes y se comparó con el reportado por SIE para verificar que los datos de los cálculos fueran consistentes. Posteriormente se calculó el ahorro de energía que podría lograrse si se incrementa la penetración de sistemas de bombeo en un 50%, 75% y 90%. Tabla 113 Cálculo del potencial de mitigación por optimizar los sistemas de bombeo agrícola

Número de usuarios en 2011 riego agrícola 121,377

Cantidad de bombas estándar y eficientes 136,370

Consumo de energía en el sector en 2011 10,972,818

Total de bombas estándar 109,096

Total de bombas eficientes compradas entre 2004 y 2010 27,274

Total de bombas eficientes por los proyectos de la CNA 8,000

Total de bombas eficientes 35,274

Penetración de las bombas eficientes 32.33%

Consumo de las bombas estándar y eficientes




Consumo de las bombas eficientes



Consumo bombas eficientes (MWh/año) 1,761,301

Consumo de energía correspondiente a las bombas 10,840,245


132

Ahorro de energía

Consumo unitario por bomba estándar (MWh) 83.220

Consumo unitario por bombas eficiente (MWh) 49,9320

Ahorro por los nuevas bombas (MWh) 33.288

Potencial de ahorro











Existen otras medidas de ahorro de energía para el sector agropecuario, a continuación se presentan las que ha aplicado durante varios años Watergy Mexico:

1. Optimización del sistema eléctrico, esta medida consiste en verificar que la empresa suministradora les esté entregando el voltaje sin variaciones, ni desbalances, ya que estos cambios incrementan las pérdidas en los motores de las bombas.

2. Eficiencia electromecánica máxima. La mejora esperada es del 30%. Para los sistemas sumergibles la eficiencia debe de estar en el orden del 68% y para los sistemas verticales del 78%

3. Ahorros por conducción. En los canales de tierra y a cielo abierto, las pérdidas pueden llegar a ser hasta del 30%; si se cambian a la conducción por tubería, las pérdidas se podrían reducir al máximo un 2%, además se reduciría el desperdicio de agua.

El ahorro esperado si se aplican las diferentes medidas podría ser del 18%. Sin embargo, no se pudo evaluar la relación costo beneficio de las mismas, por su diversidad y el amplio rango de precios en el que puede oscilar cada proyecto.

Tabla 114 Bases de cálculo para determinar los ahorros de energía y periodos de recuperación

Concepto Valor


Horas de operación al año 4,380


Costo de la energía eléctrica en la tarifa 9M ($/kWh) 4.24


133

Costo de la energía eléctrica en la tarifa 9CU ($/kWh) 0.50

Fuente: Elaboración propia, 2012 Se estima el consumo de energía y el costo de operación de las bombas, estándar y su costo de operación en tres diferentes tarifas de riego.

Tabla 115 Consumo de energía y costo anual de operación de las bombas estándar

Consumo de energía de los equipos de Bombeo estándar

HP Potencia

kW Consumo

Costo Tarifa 9

Costo en Tarifa 9M

Costo en Tarifa 9CU

20 13.43 184,339.58 $777,913 $781,784 $92,170

30 20.14 276,509.38 $1,166,870 $1,172,676 $138,255

50 33.57 460,848.96 $1,944,783 $1,954,460 $230,424 Fuente: Elaboración propia, 2012 De la misma forma, se realizan los cálculos para las bombas de alta eficiencia, como se aprecia en la siguiente tabla. Tabla 116 Consumo de energía y costo anual de operación de las bombas de alta eficiencia

Consumo de energía de los equipos de bombeo de alta eficiencia

HP Potencia

kW Consumo

Costo Tarifa 9

Costo en Tarifa 9M

Costo en Tarifa 9CU

20 10.07 138,254.69 $583,435 $586,338 $69,127

30 15.11 207,382.03 $875,152 $879,507 $103,691

50 25.18 345,636.72 $1,458,587 $1,465,845 $172,818 Fuente: Elaboración propia, 2012 Como resultado del análisis, se obtienen los ahorros de energía y económicos por el reemplazo de las bombas estándar por las de alta eficiencia.

Tabla 117 Periodos Simples de Recuperación de la Inversión

HP Consumo Costo Tarifa 9 Costo en Tarifa 9M

Costo en Tarifa 9CU

20 46,084.90 $194,478 $195,446 $23,042

30 69,127.34 $291,717 $293,169 $34,564

50 115,212.24 $486,196 $488,615 $57,606 Fuente: Elaboración propia, 2012


134

4.7 SECTOR TRANSPORTE

La estimación del potencial adicional de mitigación del sector transporte, se basó en los vehículos de transporte terrestre de pasajeros y de turismo del autotransporte federal. Se evidenció que en el país existe un buen número de proyectos orientados a mejorar la eficiencia en el consumo de combustibles del transporte terrestre de carga, algunos relacionados con movilidad y logística, y algunos de BRT. Por tanto, se encontró un potencial que vale la pena tener en cuenta para los vehículos de transporte terrestre de pasajeros y turismo, para los cuales no existen proyectos específicos a nivel federal. El consumo de combustible fue tomado del Balance Nacional de Energía, 2011. Teniendo en cuenta que el dato del Balance sobre consumo de combustibles del autotransporte, incluye a todos los vehículos que se movilizan en el medio terrestre, se obtuvo un dato del IMT84 que menciona que aproximadamente el 80% corresponde a vehículos particulares, por tanto, se empleó el 20% del consumo de combustible reportado por SENER para el desarrollo de los cálculos de este sector.

Tabla 118 Consumo del sector autotransporte por combustible

Autotransporte (PJ) 2011 Restando vehículos particulares Total de petrolíferos 2099.834 419.9667

Gas licuado 42.76438 8.552877

Gasolinas y naftas 1501.285 300.2569

Diesel 555.7847 111.1569

Gas seco 0.559908 0.111982 Fuente: Elaboración propia, consumos de 2011 tomados del BNE, 2011.

Ahora bien, el dato resultante después de descontar el 80% de consumo correspondiente a vehículos particulares, se divide por tipo de transporte, tomando como referencia el número de vehículos reportados en el reporte de Estadística Básica del Autotransporte Federal 2011, de la SCT, y el consumo de combustible se distribuye de manera porcentual.

Tabla 119 Consumo de combustible por tipo de transporte

Consumo Combustible (PJ)

Tipo de combustible Total

Diesel Gasolina Gas Carga 90.31 214.50 8.45 313.26

Pasajeros 12.10 31.99 0.04 44.13

Turismo 8.75 53.76 0.06 62.57

Total 111.16 300.26 8.55 419.97 Fuente: Elaboración propia con datos de Estadística Básica del Autotransporte Federal 2011, de la SCT

La mayor proporción del combustible consumido se centra en el transporte de carga, el cual no es objeto de análisis en el presente estudio. El consumo de transporte de turismo

84 Disponible en: http://www.imt.mx/archivos/Publicaciones/PublicacionTecnica/pt374.pdf


135

y pasajeros se divide a su vez por tipo de vehículo, procurando el desarrollo de medidas específicas según la flota.

Tabla 120 Transporte de pasajeros por tipo de vehículo y combustible


Tipo de vehículo No. de

vehículos % Diesel Gasolina Gas

Autobús 41,635 88 10.68 28.24 0.04

Automóvil 3,896 8 1.00 2.64 0.00

Camioneta 1,319 3 0.34 0.89 0.00

Midibús 76 0 0.02 0.05 0.00

Minibús o Microbús 246 1 0.06 0.17 0.00

Total 47,172 100 12.10 31.99 0.04

Fuente: Estadística Básica del Autotransporte Federal 2011, de la SCT

Tabla 121 Transporte turístico por tipo de vehículo y combustible


Tipo de vehículo

No. de vehículos

% Diesel Gasolina Gas

Autobús 28,301 0.72 6.33 38.92 0.045

Automóvil 1,356 0.03 0.30 1.86 0.002

Camioneta 9,435 0.24 2.11 12.98 0.015

Minibús 1 0.00 0.00 0.00 0.000

Total 39,093 1.00 8.75 53.76 0.06

Fuente: Estadística Básica del Autotransporte Federal 2011, de la SCT

Aunque no se cuenta con datos históricos del consumo de combustibles específicos para el autotransporte de pasajeros y de turismo federal; del Sistema de Información Energética de Sener, se conocen los datos desde el año 2008 de consumo de combustible para la totalidad del transporte terrestre. Es interesante observar que la cantidad de combustible consumido ha disminuido con una tasa de 6% durante los últimos cuatro años, siendo la gasolina, seguida por el diesel, los combustibles que más se han destacado por la reducción en su consumo.

4.7.1 Sustitución de flota obsoleta

Se considera flota obsoleta aquellos vehículos de modelos anteriores a 1990. Los beneficios de la sustitución de los mismos, se calcularon teniendo en cuenta la metodología empleada por el programa de Sustitución de Vehículos de Transporte de Carga de la SCT.


136

Tabla 122 No. de vehículos de transporte de pasajeros – flota obsoleta Tipo de vehículo No. de vehículos

Autobús 549

Automóvil 0

Camioneta 34

Midibús 7

Minibús o Microbús 38

Total 628 Fuente: Estadística Básica del Autotransporte Federal 2011, de la SCT

Tabla 123 No. de vehículos de transporte turístico – flota obsoleta

Tipo de vehículo

No. de vehículos

Autobús 498

Automóvil 11

Camioneta 11

Minibús -

Total 520 Fuente: Estadística Básica del Autotransporte Federal 2011, de la SCT

Así mismo, conociendo la cantidad de combustible consumido en el año 2011 por tipo de vehículo, se estimó la cantidad de combustible que consume la flota obsoleta. Posteriormente, se calculó el consumo tras la implementación de la medida propuesta.

Tabla 124 Consumo de combustible – flota obsoleta de transporte de pasajeros Consumo Combustible (PJ/año)

Tipo de vehículo Diesel Gasolina Gas Total

Autobús 0.141 0.372 0.000 0.514 Automóvil - - - - Camioneta 0.009 0.023 0.000 0.032

Midibús 0.002 0.005 0.000 0.007

Minibús o Microbús 0.010 0.026 0.000 0.036

Total 0.161 0.426 0.001 0.588 Consumo Combustible después de implementar la medida (PJ/año)

Tipo de vehículo Diesel Gasolina Gas Total

Autobús 0.021 0.056 0.00007 0.077 Automóvil - - - - Camioneta 0.001 0.003 0.00000 0.005 Midibús 0.000 0.001 0.00000 0.001

Minibús o Microbús 0.001 0.004 0.00001 0.005

Total 0.02 0.06 0.0001 0.088 Fuente: Elaboración propia, 2012


137

Tabla 125 Consumo de combustible – flota obsoleta de transporte turístico Consumo Combustible (PJ/año)

Tipo de vehículo

Diesel Gasolina Gas Total

Autobús 0.11 0.68 0.001 0.80

Automóvil 0.00 0.02 0.000 0.02 Camioneta 0.00 0.02 0.000 0.02 Minibús - - - - Total 0.12 0.72 0.001 0.83

Consumo Combustible después de implementar la medida (PJ/año)

Tipo de vehículo

Diesel Gasolina Gas Total

Autobús 0.017 0.103 0.0001 0.120

Automóvil 0.000 0.002 0.0000 0.003

Camioneta 0.000 0.002 0.0000 0.003 Minibús - - - - Total 0.02 0.11 0.0001 0.125 Fuente: Elaboración propia, 2012 Empleando la metodología señalada para el cálculo de las reducciones de GEI, la empleada por el programa de sustitución de vehículos de transporte de carga obsoletos de la SCT; se obtuvo un potencial de mitigación de 0.32 MtCO2e para transporte de pasajeros y de 0.53 MtCO2e para transporte turístico. Para el año 2020 se plantea una penetración de la medida del 75%, y para el año 2030 del 90%. Aplicando dichos niveles de penetración, la mitigación para el año 2020 sería de 0.6345 MtCO2e y de 0.7614 MtCO2e para el 2030. Se plantea que el consumo de combustible se mantendrá constante, procurando un escenario conservador, al no proyectar un decrecimiento en el consumo como ha sido la tendencia de los últimos años. Sin embargo, se prevé el aumento de la flota, el cual se proyecta con una tasa de 1.2% anual.

4.7.2 Optimización de la eficiencia de vehículos de transporte terrestre de pasajeros y turístico

Para los demás vehículos, los de modelos posteriores a 1990, se evaluó el potencial de mitigación por implementación de tecnologías de eficiencia. Se tomaron en cuenta aquellas medidas presentadas en el taller “Medidas de mitigación del cambio climático: La importancia de mejorar la eficiencia energética en los vehículos”85, y se seleccionaron aquellas que:

85 Disponible en: http://www.ine.gob.mx/component/content/article/47/843-taller-icct


138

Tenían algún grado de penetración en México, buscando que fueran medidas conocidas y con acceso comprobado para los motoristas.

Presentaban altos niveles de eficiencia en consumo de combustible.

Presentaban la mayor relación costo-beneficio. Tabla 126 Teconologías de ahorro de combustible y su adopción en México y EUA en 2008

Fuente: Medidas de mitigación del cambio climático: La importancia de mejorar la eficiencia energética en los vehículos. Disponible en: http://www.ine.gob.mx/descargas/dgipea/ICCT_technical_handout_March_2010.pdf

Figura 18. Cambio en CO2 con mayor tecnología y costos

Fuente: Medidas de mitigación del cambio climático: La importancia de mejorar la eficiencia energética en los vehículos. Disponible en: http://www.ine.gob.mx/descargas/dgipea/ICCT_technical_handout_March_2010.pdf


139

Siguiendo los criterios de selección mencionados, se presentan en la siguiente tabla, las medidas que resultaron con una mayor factibilidad de implementación. Se seleccionaron los valores de ahorro potencial medios, con el fin de contar con una estimación conservadora para el ahorro de combustible.

Tabla 127 Tecnologías de ahorro de combustible seleccionadas y porcentaje de adopción en el país

Tecnologías Ahorro potencial de combustible*

%

Adopción en México**

%

Sincronización variable de válvulas 5 19

Turboalimentación 3 8

Transmisión de 6 velocidades 4 8.8

Control de resistencia al rodamiento 5

Fuente: Taller “Medidas de mitigación del cambio climático: La importancia de mejorar la eficiencia energética en los vehículos”

*Empleando los valores medios **Datos en 2008

Del mismo taller se derivó la consideración de que la implementación de las medidas no genera un ahorro directamente proporcional de combustible al estimado. En ese sentido, menciona que un 25% de incremento en el ahorro de combustible, representa alrededor de un 20% de ahorro en el consumo efectivo. Es así, que se asumió un 15% de ahorro en el consumo de combustible tras la implementación del paquete tecnológico señalado. Los resultados de ahorro de consumo de combustible y la mitigación se presentan en la siguiente tabla. La cantidad de vehículos considerada para la implementación de esta estrategia es el total de vehículos menos la cantidad de vehículos de flota obsoleta. Lo anterior debido a que se asume que la sustitución de los mismos se realizará por vehículos de alta eficiencia.

Tabla 128 Ahorro en consumo de combustible y mitigación por tecnologías eficientes

– Transporte de Pasajeros

Consumo Combustible

(PJ) Ahorro Combustible

(PJ) Mitigación

Tipo de vehículo

No. de vehículos

% Diesel Gasolin

a Gas Diesel

Gasolina

Gas MtCO2e/

año

Autobús 41,086 88.26 10.539 27.864 0.03

7 38.440 1.581

4.180

0.006

Automóvil 3,896 8.26 0.999 2.642 0.00

3 3.645 0.150

0.396

0.001

Camioneta

1,285 2.80 0.330 0.871 0.00

1 1.202 0.049

0.131

0.000

Midibús 69 0.16 0.018 0.047 0.00

0 0.065 0.003

0.007

0.000

Minibús o Microbús

208 0.52 0.053 0.141 0.00

0 0.195 0.008

0.021

0.000

Total 46,544 100 11.94 31.57 0.04 43.546 1.79 4.73 0.01 Fuente: Elaboración propia con datos de la Estadística Básica del Autotransporte Federal 2011, de la SCT


140

Tabla 129 Ahorro en consumo de combustible y mitigación por tecnologías eficientes – Transporte Turístico

Consumo Combustible

(PJ) Ahorro Combustible (PJ) Mitigación

Tipo de vehículo

No. vehíc.

% Diese

l Gasolin

a Gas Diesel

Gasolina

Gas MtCO2e/año

Autobús 27,803 0.7

2

6.222

38.235

0.045 44.50 0.933 5.735 0.007

Automóvil 1,345 0.0

3 0.301 1.850 0.002 2.15 0.045 0.277 0.000

Camioneta 9,424 0.2

4

2.109

12.960 0.015

15.08 0.316 1.944 0.002

Minibús 1 0.0

0

0.000

0.001 0.000 0.00 0.000

0.000 0.000

Total 38,573 1.0

0 8.63 53.05

0.06

61.74 1.29 7.96 0.01

Fuente: Elaboración propia con datos de la Estadística Básica del Autotransporte Federal 2011, de la SCT

Para el cálculo de mitigación se tomaron como referencia los valores de factor de emisión de las guías del IPCC 2006 capítulo 3 “Mobile Combustion”. Para el año 2020 se plantea una penetración de la medida del 75%, y para el año 2030 del 90%. Aplicando dichos niveles de penetración, la mitigación para el año 2020 sería de 0.0036 MtCO2e y de 0.00432MtCO2e para el 2030. Se plantea que el consumo de combustible se mantendrá constante, procurando un escenario conservador, al no proyectar un decrecimiento en el consumo como ha sido la tendencia de los últimos años. Sin embargo, se prevé el aumento de la flota, el cual se proyecta con una tasa de 1.2% anual.

4.1.1 Conducción eficiente

Se ha evidenciado con programas como el de Transporte Limpio, liderado por la SEMARNAT y la SCT, que las buenas prácticas de conducción son un método efectivo para reducir el consumo de combustible. Se plantea esta estrategia como complemento a las anteriores. En la estimación de ahorros de esta estrategia se incluye la totalidad de vehículos. Según datos del programa Transporte Limpio, la reducción en consumo de combustible por conducción eficiente puede ir del 24% al 40%, para la estimación del potencial de ésta medida, se asume un ahorro del 24%, con el fin de obtener cálculos conservadores. Esta medida aplicaría a la totalidad de la flota del país, incluyendo aquella flota nueva que resulte del programa de sustitución de vehículos obsoletos.


141

Tabla 130 Ahorro en consumo de combustible y mitigación por conducción eficiente – Transporte de Pasajeros

Ahorro Combustible (PJ) Mitigación

MtCO2e Tipo de vehículo No. de vehículos % Diesel Gasolina Gas

Autobús 41,635.00 88.26 8.116 21.460 0.028 2.09 Automóvil 3,896.00 8.26 0.759 2.008 0.003 0.20 Camioneta 1,319.00 2.80 0.257 0.680 0.001 0.07 Midibús 76.00 0.16 0.015 0.039 0.000 0.00

Minibús o Microbús 246.00 0.52 0.048 0.127 0.000 0.01 Total 47,172.00 100.00 9.20 24.31 0.03 2.37

Fuente: Elaboración propia con datos de la Estadística Básica del Autotransporte Federal 2011, de la SCT

Tabla 131 Ahorro en consumo de combustible y mitigación por conducción eficiente – Transporte Turístico

Ahorro Combustible (PJ) Mitigación

MtCO2e Tipo de vehículo No. de vehículos % Diesel Gasolina Gas

Autobús 28,301.00 0.72 4.814 29.579 0.035 2.41

Automóvil 1,356.00 0.03 0.231 1.417 0.002 0.12

Camioneta 9,435.00 0.24 1.605 9.861 0.012 0.80

Minibús 1.00 0.00 0.000 0.001 0.000 0.00

Total 39,093.00 1.00 6.65 40.86 0.05 3.326899482 Fuente: Elaboración propia con datos de la Estadística Básica del Autotransporte Federal 2011, de la SCT

Se proyectan los valores de crecimiento de la flota con una tasa del 1.2% anual y con ello se obtienen los valores de mitigación y consumo de combustible acumulados para 2020 y 2030. Siendo el ahorro en energía por consumo de combustible de 81.72PJ para el año 2020, y de 81.96 para el 2030. Por su parte la mitigación resultante de estos ahorros sería de 7.08 MtCO2e al 2020, y de 7.2 al 2030. Se plantea que el consumo de combustible se mantendrá constante, procurando un escenario conservador, al no proyectar un decrecimiento en el consumo como ha sido la tendencia de los últimos años.

4.1.1.1 Determinación del costo beneficio por la aplicación de medidas de ahorro de combustible en el sector transporte

Con el fin de estimar los beneficios económicos de las medidas propuestas para el sector transporte, se estimó el ahorro en consumo de combustible, y se calculó el beneficio multiplicando dicha cantidad por el precio del litro de combustible. La cantidad de combustible ahorrado se estimó con base en la energía consumida por vehículo y por tipo de combustible, y la densidad energética de cada combustible.


142

Tabla 132Variables para estimación de beneficio económico sector transporte

Precio 2011 MXN/ L

Densidad energética MJ/L

Gasolina 9.7386 31.17687

Gas 6.188

Diesel 10.0989 36.92890 Fuente: Elaboración propia con datos los datos referidos para cada combustible

La siguiente tabla muestra los resultados consolidados del beneficio económico por concepto de ahorro en consumo de combustible.

Tabla 133 Ahorro económico (millones de pesos) por reducción en consumo de combustible

Pasajeros Turismo Total

Sustitución de flota 58.32 58.32 116.65

Aumento eficiencia en vehículos

58.32 58.32 116.65

Conducción eficiente

93.32 93.32 186.63


Se debe tener en cuenta que a esta estimación se le debe descontar el costo de implementación de las medidas, bien sea la adquisición de flota nueva, o la implantación de tecnologías eficientes. No se incluyen dichos cálculos en el presente ejercicio dada la multiplicidad de resultados posibles.

86 Precio obtenido de Indicadores Petroleros, PEMEX. Disponible en: http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/epublico_esp.pdf 87 Disponible en: http://www.ingenieria.unam.mx/~revistafi/ejemplares/V13N3/V13N3_art04.pdf 88 Precio obtenido de Estadísticas de Gas Natural, CRE. Disponible en: http://www.cre.gob.mx/articulo.aspx?id=169 89 Precio obtenido de Indicadores Petroleros, PEMEX. Disponible en: http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/epublico_esp.pdf 90 Disponible en: http://www.grupoenergeticos.com/diesel.html


143

5 MITIGACIÓN CONTRA LA LÍNEA BASE DE EMISIONES DE GEI DEL SECTOR ENERGÍA

El potencial de mitigación de cada una de las acciones propuestas en el presente estudio, se compara contra la línea base revisada del PECC. Las emisiones de la línea base por sector, y las emisiones ajustadas con las acciones adicionales de mitigación, así como el

potencial de mitigación para todas las acciones propuestas, se presentan en la Tabla 134. Teniendo en cuenta que los potenciales de reducción de emisiones se proyectaron

al 2020 y 2030. La mitigación de los años de referencia, se restó de las emisiones de la línea base proyectada, para obtener las emisiones luego de la implementación de medidas.

Tabla 134 Potencial de mitigación agregado

MTCO2e 2020 2030

SECTOR AGRICOLA

Emisiones Línea base 6.82 7.56

Emisiones con potencial adicional de mitigación 5.50 5.98

Bombeo agrícola 5.50 5.98

SECTOR RESIDENCIAL, COMERCIAL Y MUNICIPAL



Comercial Aires acondicionados 0.4 0.5

Iluminación 1.8 2.2

Refrigeración 0.4 0.5

Bombeo 0.1 0.1

Equipos de cómputo 0.2 0.3

Residencial Aires acondicionados 1.0 1.2

Refrigeradores 1.6 1.9

Lámparas 2.5 3.0

Municipal Luminarias AP 0.4 0.5

Bombeo agua 0.2 0.3

SECTOR INDUSTRIAL



Sustitución combustibles Economizadores calderas 0.4 0.4

Operación calderas 0.2 0.3

Cogeneración

Industria azucarera 2.29 2.29

Otra industria 3.29 3.29

Sustitución chillers 0.36 0.43

Sustitución lámparas 1.80 2.15

Sustitución motores 1.34 1.61


144

Sustitución compresores 0.81 0.97

Sustitución refrigeración 0.45 0.54

Sustitución computadoras 0.41 0.50

Variadores frecuencia bombeo 0.81 0.02

SECTOR PETROLEO & GAS



Reducción quema gas 1.3 1.5

Proceso de refinación 6.5 6.5

Rehabilitación calderas 0.2 0.5

Calderas de vapor 0.6 1.1

Condensado 0.9 1.1

Integración térmica 1.0 1.9

Cogeneración 15.7 15.7

Calentadores y Hornos 0.1 0.2

Turbinas de compresores 0.1 0.2

SECTOR TRANSPORTE

Emisiones Línea base 223 278.2


Sustitución de flota obsoleta 0.194 0.315

Optimización eficiencia en vehículos 1.231 1.353

Conducción eficiente 1.929 2.051

TOTAL




Se estimó la tasa de crecimiento anual compuesto de emisiones de GEI para cada sector, y se utilizó la misma tasa para proyectar las emisiones de 2006 a 2020, y de 2020 a 2030. A continuación se presenta una comparación de la línea base agregada y por sector.

Figura 19. Comparación línea base revisada contra acciones propuestas en este estudio

(MtCO2e)



145

Figura 20. Línea base revisada por

sectores (MtCO2e) Figura 21. Acciones propuestas en este

estudio por sector (MtCO2e)


Es necesario tener en cuenta que para la construcción de la línea base de emisiones de GEI se consideraron fuentes emisoras y criterios diferentes para estimar el impacto de las acciones, que si bien algunas de ellas pueden coincidir con las presentadas en este informe, no se puede realizar una comparación directa de los dos escenarios. Es interesante sin embargo, ver el efecto que podría conllevar la implementación de las medidas aquí propuestas. A continuación se presentan los dos escenarios para cada sector de forma separada, con el fin de facilitar el análisis.

Figura 22. Sector Agrícola (MtCO2e)


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Fuente: Elaboración propia, 2012 Para el sector agrícola, el potencial de mitigación adicional está basando en una medida, la sustitución de motores. La cual presenta un potencial importante, que desvía la línea base en casi 2 MtCO2e en 2030. Los criterios de definición de la línea base del sector se fundamentan en descomposición de materia orgánica, y la medida propuesta se orienta a la eficiencia energética.

Figura 23. Sector Edificaciones (MtCO2e)

Fuente: Elaboración propia, 2012 Para este sector se contemplan 10 medidas, todas relacionadas con la sustitución de equipos electrodomésticos ineficientes. Es un sector que en su conjunto presenta un gran potencial de mitigación. La línea base fue elaborada a partir del consumo de combustibles para diferentes edificaciones, mientras que las acciones aquí planteadas se orientan a la eficiencia en el consumo de energía eléctrica.

Figura 24. Sector Industrial (MtCO2e)


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Fuente: Elaboración propia, 2012 La gráfica muestra un comportamiento similar para los dos escenarios, con una desviación de la línea base de alrededor de 12 MtCO2e con la aplicación de las medidas propuestas. Nuevamente, las acciones y criterios de los que parte cada estudio son diferentes, concentrándose en acciones para reducir el consumo de energía eléctrica, y acciones de eficiencia térmica.

Figura 25. Sector de Petróleo y Gas (MtCO2e)

Fuente: Elaboración propia, 2012 El comportamiento de la línea base, y el escenario con las acciones de mitigación propuestas en este estudio son comparables a lo largo del periodo de proyección. Algunas de las acciones coinciden para ambos análisis, por ejemplo, la reducción de emisiones fugitivas, y venteo y quema. Sin embargo, la línea base menciona algunas iniciativas adicionales y generación de emisiones en el proceso de transformación, sin especificar la fuente a detalle. Las acciones propuestas en este estudio se basan especialmente en medidas de eficiencia térmica, cogeneración e incluso un potencial a explorar en Captura y Secuestro de Carbono.


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Figura 26. Sector Transporte (MtCO2e)

Fuente: Elaboración propia, 2012 La trayectoria que sigue la línea base revisada del PECC, y el potencial adicional de mitigación propuesto en este estudio son bastante similares. Vale la pena mencionar que no se incluyeron medidas concernientes al transporte de carga, uno de los subsectores con mayor consumo de combustible para el total del sector. No se incorporaron medidas relativas a carga debido a que son ampliamente discutidas en otros estudios, lo que no significa que se esté sugiriendo que dicho subsector deba quedar por fuera de políticas o estrategias de mitigación en todos los niveles de gobierno. Si bien el aporte de los subsectores de turismo y transporte de pasajeros no son tan amplios, resultan importantes para tenerlos en cuenta dada la factibilidad de implementación y los importantes ahorros energéticos y económicos que pueden representar.


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6 RUTAS TECNOLÓGICAS

6.1 Sistemas y equipos eléctricos

6.1.1 Sistemas de administración de energía

Estado actual Son pocas las empresas que actualmente cuentan con sistemas de administración de energía o monitoreo de parámetros eléctricos, algunas cuentan con equipos de medición fijos en la subestación principal y generalmente solo los usan para verificar el nivel de voltaje que les están suministrando para hacer ajustes en caso de que sea muy alto o muy bajo o verifican que el voltaje sea el mismo en cada fase después de alguna falla en el suministro de energía eléctrica, pero aunque los equipos proporcionan muchos otros parámetros eléctricos, estos no son analizados por que se desconoce su utilidad. Estos equipos de medición son relativamente económicos pero su instalación se tiene que hacer por profesionales calificados por el alto riesgo que implica trabajar en una subestación eléctrica. Algunas otras empresas si cuentan con sistemas de monitoreo de parámetros eléctricos conectados a una computadora personal y se utilizan principalmente para medir el consumo de energía mensual (kWh/mes) de cada área productiva o departamento. Además de comparar el consumo de energía total de la empresa contra la medición de la Comisión Federal de electricidad (CFE). El costo de estos equipos es mayor porque involucran los equipos de medición, el cableado entre las subestaciones y la computadora, el software y la programación y capacitación del personal.

Desarrollos recientes Últimamente han salido al mercado equipos de medición mucho más económicos, que se comunican en forma inalámbrica con un equipo receptor, el cual se conecta a internet y los valores pueden ser monitoreados desde cualquier computadora con acceso a internet, incluso desde los nuevos teléfonos celulares. El tener las mediciones eléctricas en forma grafica y numérica en una plataforma de internet, ayuda en el monitoreo y vigilancia del comportamiento de los parámetros eléctricos de la empresa. Además esta actividad se puede realizar con diferentes enfoques, como puede ser el área de contabilidad, al asignar los costos de la energía a cada departamento, el del área de proyectos para verificar el porcentaje de carga de carga de los transformadores y analizar en que área de la planta se puede tener alguna ampliación, el personal de mantenimiento, podrá identificar las causas de alguna falla y los expertos externos podría verificar la calidad de la energía. Aun con los sistemas instalados hace falta que sean utilizados para realizar una correcta administración de energía, esto es el control del consumo y de la demanda de energía, con el fin de reducir la facturación eléctrica. Para esto es necesario asignar a una persona


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para que realice el análisis del consumo de energía, la producción de la empresa o la operación de las instalaciones si se trata de un inmueble de servicios. Existen en algunos países empresas que se encargan de hacer el monitoreo de los parámetros eléctricos, desde sus oficinas y le mandan a la empresa un reporte diario, semanal o mensual con las graficas y análisis necesarios. En nuestro país todavía no hay empresas de este tipo pero es una de las rutas tecnológicas a impulsar. Sería muy interesante que se creara una norma oficial mexicana para que la empresas con consumos altos (tarifa HM en adelante) tuvieran sistemas de administración de energía en sus instalaciones e incluso un responsable del monitoreo y control de energía.

6.2 Sistemas de aire comprimido

Estado Actual Los compresores de aire son de los principales consumidores de energía en una empresa ya que trabajan constantemente aun en periodos de baja producción. La mayoría de los compresores de aire en nuestro país son del tipo reciprocarte o de tornillo con bajas eficiencias las cuales van de de 3 a 4 pies cúbicos por hp (SCFM/HP), además, muchas de las instalaciones no tienen secadores de aire y por lo tanto la tubería de distribución y las herramientas neumáticas se encuentran en mal estado. El diseño del sistema de distribución de aire en muchas ocasiones no es el apropiado por que los diámetros de las tuberías son pequeños, esto provoca que se tenga que elevar la presión de generación y por lo tanto se incrementa el consumo de energía. Las tomas de aire hacia los usuarios se realizan por la parte de debajo de la tubería, lo que ocasiona que se arrastre mucha agua y se obstruyan las tuberías. Las fugas de aire en muchas de las instalaciones representan una pérdida de hasta un 20% en el consumo de energía porque se les presta poca atención o los mismos empleados se acostumbran a escucharlas y piensan que es parte normal de la operación de la máquina. En ocasiones se tienen fugas de aire solo para reducir el nivel de humedad y así disminuir la descompostura de herramienta neumática, en otras ocasiones tiene mangueras de aire comprimido apuntando a algún equipo que se calienta. El uso que se le da al aire en muchas ocasiones es para limpieza de maquinaria, del piso o de los mismos empleados. Algunas veces la presión necesaria en las herramientas neumáticas es mucho menor que la presión a la que llega el aire y es necesario reducirla. Es muy común que en nuestro país se compren compresores usados de los Estados Unidos, los cuales ya vienen con baja eficiencia por los años de uso.

Desarrollos recientes Actualmente los proveedores de aire comprimido tratan de enfocar las ventajas de sus equipos en función del bajo consumo de energía que ahora tienen y el costo anual de operación, las eficiencias han subido hasta 5.5 SCF/HP.


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Los proveedores están proponiendo una solución completa al problema del alto consumo de energía en los sistemas de aire comprimido y no solo se enfocan en el compresor de aire, ofrecen reducir el consumo de energía en los secadores por medio de sistemas mucho más eficientes en consumo de energía y con refrigerantes ecológicos o incluso algunos no utilizan refrigerantes. En aire comprimido se están dando soluciones al sistema total, esto es que el sistema de generación de aire entregue solamente lo que se está demandando de aire en la cantidad y momento necesario. Para esto se han diseñado sistemas de generación de aire con compresores que trabajan en el porcentaje de carga en el que tienen la máxima eficiencia y uno de los compresores trabaja con un variador de frecuencia que varia la velocidad del motor y por lo tanto la potencia, este ultimo compresor trabaja a distintos porcentajes de carga en función de la demanda de aire. En los momentos en que tengan una baja demanda un control automático apagara uno de los compresores que trabajan a carga constante para cumplir con la demanda de aire de ese momento y no estar trabajando en el área de generación a toda su capacidad cuando disminuya el número de usuarios finales En lo que respecta a los sistemas de distribución también existen tuberías con muy bajas perdidas de presión, esto es con un índice de fricción muy bajo, como son las tuberías de aluminio, pero también algunas empresa ya se dieron cuenta que pueden aumentar los diámetros de la tubería y además trazar la tubería en lazos cerrados para mantener una presión uniforme y reducir los consumos de energía. Una de las medidas de ahorro de energía que está dando los mejores resultados es la colocación de tanques de almacenamiento de aire muy grandes a la salida de los compresores para poder reducir la presión de operación y por lo tanto el consumo de energía. En México todavía no existe una Norma Oficial Mexicana que les exija ciertos valores de eficiencia a los compresores que se venden o se importan a nuestro país, pero la mayoría de los proveedores son empresas extranjeras que tienen que cumplir con regulaciones internacionales y por lo tanto si el equipo es nuevo y tiene el sello CAGI (compresor air and gas institute) se tiene la garantía de que su eficiencia es alta, este organismo verifica que todos los datos que publica el proveedor sean ciertos. Es muy importante que las empresas analicen el sistema de aire comprimido en forma completa y no solo se enfoquen en el compresor, porque dependiendo del proceso es el tipo de compresor a utilizar, ya hay empresas que realizan el diagnostico completo a los sistemas de aire comprimido y en este caso es muy importante que las mediciones sean de al menos una semana. Organismos como el FIDE ya han participado en programas para impulsar el reemplazo de estos equipos, sería muy conveniente que de nuevo enfocara sus esfuerzos con los proveedores para hacer mayor difusión de las ventajas que se pueden tener al optimizar el sistema de aire comprimido.


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6.3 Sistemas de aire acondicionado

Situación actual Los sistemas de aire acondicionado que existen en México son de varios tipos y dependen del tipo de usuario, por ejemplo a nivel residencial se utilizan los equipos del tipo ventana que van desde media tonelada de refrigeración (TR) hasta tres, también están los equipos minisplits que van de 1 a 5 TR y los equipos centrales o de paquete que van de 3 a 25 TR. Los equipos divididos van de 5 a 25 TR, estos equipos tienen el condensador en la parte exterior del inmueble y el evaporador en la parte interior. La eficiencia de este tipo de equipos considerados como estándar están en el orden de EER=8 y la relación de potencia eléctrica necesaria contra cantidad de refrigeración esta en el orden de 1.1 a 1.2 kW /TR Desde septiembre del 2011 se prohibió la importación de equipos de aire acondicionado con el refrigerante R22 a nuestro país y solo se permite la importación de equipos con el R410 que es más eficiente que el anterior. Pero todavía se comercializan equipos con el refrigerante R22 porque son los que tenían los grandes proveedores en sus bodegas y la gente lo sigue prefiriendo por ser un 35% más económico. Los equipos del tipo dividido que se comercializan en México últimamente la mayoría son de baja calidad y por lo tanto su tiempo de vida es muy corto, pero la mayoría de la gente orienta su compra hacia los equipos que tengan el precio más bajo del mercado sin fijarse en la calidad o garantía. Otro problema que se presenta actualmente es el poco mantenimiento que se les da a estos equipos y entre menor sea el mantenimiento mayor será el consumo de energía. Pero en muchas ocasiones cuando se le da el mantenimiento a los equipos los técnicos dejan el equipo con un consumo de energía mayor al que se tenía originalmente por su falta de capacitación, muchos de ellos utilizan reglas empíricas para hacer sus trabajos y hacen la carga de gas a mucha presión para que el equipo “enfrié mucho” sin respetar los valores de diseño del fabricante. Esto provoca que el equipo consuma más energía eléctrica y trabaje más forzado reduciendo también su vida útil. Solo un pequeño porcentaje de viviendas se encuentra aislada apropiadamente por lo tanto la carga térmica a vencer por parte de los equipos es muy alta y en ocasiones provocan que los equipos de aire acondicionado se tengan que dejar prendidos las 24 horas, aun con la vivienda sin sus ocupantes. Solo últimamente los desarrollos habitacionales se han preocupado por colocar aislamientos térmicos en el techo y en el muro con mayor insolación, pero es un altísimo porcentaje de viviendas en nuestro país que no cuentan con aislamientos térmicos y mucho menos con ventanas de doble vidrio o películas reflejantes en ellas. El aspecto cultural también influye mucho en el excesivo consumo de energía de los aires acondicionados ya que es común que las personas tengan muchas fugas de aire acondicionado al dejar abiertas puertas y ventanas o por medio de ventanas rotas. El desperdicio del aire acondicionado en las viviendas es alto y se debe a la falta de conciencia de la población en el cuidado de estos recursos, pero también se debe a que


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la energía eléctrica en la tarifa residencial es subsidiada y por lo tanto muy económica comparada con otras partes del mundo. En el sector comercial se usa principalmente equipos del tipo central en tamaños que van de 5 a 10 toneladas de refrigeración y se apoyan con equipos minisplits en algunas aéreas en las que los ductos del aire no llegan, estos equipos generalmente son de eficiencia estándar EER=8. Se tiene la costumbre de enfriar toda el área aunque el número de ocupantes o clientes sea pequeño y si el dueño del establecimiento no está en el local se tienen desperdicios de energía porque a la mayoría de los empleados no les preocupa la factura eléctrica. El control de estos equipos generalmente es por medio de un termostato que en ocasiones se ajusta en temperaturas muy bajas, lo que provoca a que a algunos de los empleados les de frio y por esa razón mantienen las puertas abiertas. En el sector comercial también influye mucho el mantenimiento apropiado del equipo con el consumo de energía y las empresas muchas veces contrata un servicio externo para que se dedique a esta actividad, los técnico son un poco más capacitados que los del sector residencial pero como ellos trabajan por medio de un contrato les conviene dejar trabajando los equipos con altas presiones para que la empresa no les vuelva llamar en un los meses del verano. La relación kW por tonelada de refrigeración en los equipos del tipo central también está en el orden de 1.1 y 1.2 kW/TR para estos equipos. En el sector industrial utiliza equipos del tipo paquete pero presentan la misma situación ya explicada anteriormente con sus equipos tipo central o paquete, últimamente algunas empresas han capacitado a sus técnicos para que hagan el mantenimiento correctamente y sobre todo eviten las fugas de refrigerante, porque su corporativo les vigila la compra anual de refrigerante bajo el argumento de que cada kilogramos de refrigerante comprado fue debido a fugas que pudieron haberse evitado. En el sector industrial se están usando equipos del tipo chiller que son sistemas que producen agua muy fría (7°C) y la envían a las manejadoras de aire localizadas en distintas áreas de la empresa para que estas proporcionen el aire frio de las áreas. Estos equipos en teoría son los más eficientes.

Tabla 135 Tipos de Chillers y sus rangos de capacidad

Capacidad en Toneladas de refrigeración (TR)

Chiller Desde Hasta

Scrooll 10 55

Tornillo 70 528

Paquete 100 2500

Absorción 108 680

Centrífugo 200 1500

Fuente: Elaboración propia Existen chillers enfriados por aire que son un poco menos eficientes (0.8 kW/TR) que los enfriados por agua (0.55 kW/TR) pero ambas tecnologías son más eficientes que los


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equipos del tipo central o paquete, el problema en México es que la mayoría de las naves industriales son rentadas y se rentan con los equipos de aire acondicionado y como los equipos del tipo central son más económicos que los chillers los dueños de las naves optan por la opción más económica en la compra inicial poniendo muchos equipos centrales en distintas partes de la empresa. Muchos de los chillers instalados tienen compresores reciprocantes los cuales no son muy eficientes comparados con los sistemas actuales, además el control sobre la operación de los diferentes compresores es malo y muchas veces dependen del criterio del operador para su encendido y apagado. En algunas empresas usan el flujo de agua fría para el enfriamiento de maquinaria, pero en muchas ocasiones esa maquinaria podría enfriarse con el agua de la torre de enfriamiento y no necesariamente con agua del chiller, por lo tanto es un uso innecesario de energía, en otras ocasiones hay maquinaria que requiere de agua mucho muy fría y los operadores del chiller los hacen trabajar forzados para cumplir los requerimientos de un solo usuario, en lugar de separar a ese usuario y comprarle su propio sistema de enfriamiento. Otro de los principales problemas que presentan los chillers en México, es que cuando arrancan después de un fin de semana de estar apagados, estos equipos tratan de vencer la carga térmica lo más rápido que pueden, esto significa un alto consumo de energía y picos de demanda durante ese periodo que puede ser de una o dos horas, provocando “picos” de demanda en las instalaciones.

Desarrollos recientes Aires acondicionados del tipo dividido o minisplit Los equipos minisplits inverter detectan la presencia y actividad humana y auto-ajustan la potencia para reducir el desperdicio de energía, porque cuentan con un sensor de área para enfriar sólo el área ocupada de la habitación dirigiendo el aire hacia esa zona; también cuentan con un sensor de actividad para enfriar las áreas en las que se está desarrollando mayor actividad, y por último tienen un sensor para detectar la ausencia de actividad para así reducir el consumo de energía en habitaciones vacías. Los equipos están diseñados para entregar la máxima potencia al inicio de la operación para poder alcanzar la temperatura determinada; posteriormente se requiere de un menor nivel de enfriamiento para mantener la temperatura seleccionada. Estos equipos varían la rotación del compresor por medio del variador de frecuencia (inverter) que traen incluidos. Los equipos trabajarán a diferentes porcentajes de carga y por lo tanto la demanda de potencia cambiará en función de la carga de enfriamiento. Debido a las antedichas características, los equipos pueden lograr ahorros de energía de hasta un 50%. Cuentan además con un sistema purificador de aire, que remueve hasta el 99% de las bacterias, los virus y el moho en el aire.


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Tabla 136 Información técnica de los minisplits inverter

Equipo de 1.0 TR Equipo de 1.5 TR Equipo de 2.0 TR

Capacidad de enfriamiento (BTUh)

3,1 10,8 13,6 3,7 15,5 20,4 3,8 18,1 24,0

Capacidad de enfriamiento (TR)

0.26 0.9 1.133 0.308 1.292 1.7 0.317 1.508 2.0

Potencia eléctrica entrada (kW)

0.3 1.1 1.4 0.3 1.55 2.05 0.35 1.9 2.5

Voltaje (V) 220 220 220

SEER (*) 17.06 17.5 17.53

Máxima longitud del tubo (m)

15 20 20

Long máxima elevación (m)

5 15 15

Fuente; Catalogo de los minisplits inverter Panasonic (*) SEER: Relación de eficiencia energética. Es la relación de enfriamiento total de un equipo acondicionador de aire en watts térmicos dividido entre la potencia eléctrica total suministrada al equipo en watts eléctricos. Estos equipos cumplen con la Norma Oficial Mexicana NOM023-ENER 2010 Eficiencia energética en acondicionadores de aire tipo dividido, límites, métodos de prueba y etiquetado.

Tabla 137 Valores de eficiencia energética de aires acondicionados

Tipo de equipo

Capacidad TR

BTU/h NOM 023 BTU/Wh

Panasonic inverter BTU/Wh

Minisplit 1 12,000 9.3 17.06

Minisplit 1.5 18,000 9.3 17.50

Minisplit 2 24,000 9.3 17.53

Fuente: Elaboración propia Estos equipos ya cuentan con el refrigerante R410 Chillers de alta eficiencia Los tipos de chillers más eficientes en la actualidad son los que utilizan compresores scroll, tornillo o centrifugos y si se integra el variador de frecuencia y el control automático la eficiencia se incrementa considerablemente. Generalmente los nuevos chillers ya traen el refrigerante es ecológico HFC-134. Las dimensiones de los nuevos equipos los hacen muy prácticos y compactos para que sean de fácil instalación, tiene las dimensiones suficientes como para poder entrar por una puerta normal.


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Los niveles de eficiencia de los chiller de marcas reconocidas son certificados por la ASHRAE (American Society of Heating, Refrigeration and Air Conditioning) y también por la AHRI (Air Conditioning Heating and Refrigeration institute, USA) Generalmente las eficiencia van de 0.5 a 0.6 kW/TR estos valores se obtienen promediando la eficiencia a distintos porcentajes de carga. El control de estos equipos es completamente automático con microprocesadores, la temperatura de entrada y salida del agua se están midiendo continuamente y en función de la temperatura del agua a la entrada del chiller, este ajusta el porcentaje de carga al que trabajara. Los chillers de alta eficiencia tienen un grupo compresores que pueden trabajar en varias etapas; por lo tanto, el consumo de energía se ajustará automáticamente y dependerá de la carga térmica que se tenga en cada momento. La operación del sistema completo de los chillers puede optimizarse con la colocación de un variador de frecuencia en el motor de la bomba principal de circulación de agua, en los ventiladores de las torres de enfriamiento y en la bomba de recirculación de agua entre el chiller y las torres de enfriamiento. Otra alternativa de ahorro sería la colocación de motores de alta eficiencia en dichos motores y evitar trabajar con los que ya han sido mal re embobinados. Software monitoreo y control de chillers Existe en el mercado Softwares de monitoreo y control para los chillers que los mismos fabricantes han preparado para optimizar la operación del sistema de chillers, pero estos Softwares rara vez son usados en todo su potencial, prácticamente se utilizan solo para prender y apagar el chiller en función del horario establecido y no lo hacen con el enfoque de administración de energía para reducir el consumo y la demanda de energía. Las principales marcas de chillers tienen estos Softwares disponibles, pero es poco el personal técnico que realmente los puede entender y programar con este enfoque, por que se requiere contar con la capacidad para entender perfectamente el ciclo de refrigeración, el programa de cómputo y las estrategias de ahorro de energía. Afortunadamente estos Softwares empiezan a hacerse más “amigables” con el usuario y se les puede sacar más provecho. Relación de las medidas que se derivan a partir de la instalación de un sistema de control digital:

Se podrá utilizar el chiller mas eficiente como líder en la operación del sistema de enfriamiento de la planta y a la vez, hacer que cumpla solo funciones de apoyo el chiller de menor eficiencia.

Se va a corregir la temperatura de salida en función de la temperatura de retorno.

El software puede operar los equipos con una rampa de arranque ajustable para evitar picos de demanda.

Se va a controlar la demanda de enfriamiento en función de la rampa de arranque.


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Se podrá mantener la operación de los chillers en condiciones más eficientes y con el menor consumo de energía, de conformidad con sus capacidades y eficiencias de trabajo.

Se tendrá la posibilidad de verificar la operación eficiente y controlada de los chillers, lo que puede redundar en mayor efectividad en las rutinas de mantenimiento, permitiendo a la vez establecer mecanismos para administrar la demanda de energía, con los consecuentes ahorros que esto significa.

Se tendrá el monitoreo constante para verificar y ajustar las condiciones de operación de los chillers.

Se podrá graficar el comportamiento de operación de los chillers a fin de llevar sus registros históricos que permitan un seguimiento detallado y mayor control de su vida útil.

Además este software puede graficar el comportamiento de las cargas eléctricas en forma continua, así como de la demanda.

Se podrá Monitorear variables adicionales como horas de operación temperaturas óptimas, presiones de descarga, etc.

Con el software se tendrá la posibilidad de establecer sistema de alarmas que indiquen variaciones anormales de la operación a fin de corregirlas en forma oportuna, evitando costos adicionales por mantenimientos mayores y reparaciones.

Se puede tener un sistema de alarmas para controlar la operación y temperatura del agua fría a fin de que la alimentación a las maquinas de inyección sea uniforme y conforme a diseño.

Chillers de absorción Estos chillers existen en el mercado desde mediados del siglo pasado y es mas económica su operación con respecto a un chiler convencional, pero su costo inicial es mucho más elevado y su mantenimiento es costoso. Estos chillers son una excelente opción para aprovechar el calor de desperdicio en muchas empresas industriales ya que utilizan una fuente de calor para poder hacer el ciclo de refrigeración, desafortunadamente existe muy poca demanda de estos equipos por el desconocimiento que existe por parte de los especialistas y técnicos de aire acondicionado. Hay marcas reconocidas que los tienen de línea pero existe por conocimiento por parte de los proveedores y de los clientes sobre estos equipos. Sin embargo ya se han aplicado en muchas empresas que tienen una fuente de calor de desperdiciada y que también requieren de agua fría. Sistemas economizadores Estos sistemas de utilizan en regiones en los que la temperatura exterior en los meses de invierno es menor a la temperatura de retorno del aire acondicionado de una nave industrial, entonces en lugar de enfriar aire caliente, se hace circular por el sistema aire más frio del exterior.


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Figura 27. Operación del economizador

Fuente: E Source

Para poder calcular el tiempo que se podría apagar el aire acondicionado se obtuvieron las temperaturas ambientes para todos los meses y para cada hora para la ciudad de Mexicali, de la estación meteorológica de la Universidad Autónoma de Baja California (UABC). Se presentan por hora y por mes, los que están en verde son aquellos en los que la temperatura ambiente es inferior a los 20ºC y los que están en rosa son aquellos en los que está arriba de los 20ºC.

Tabla 138 Temperatura promedio por hora para los seis primeros meses del año

Temperatura Exterior

Hora Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio

TªC TªC TªC TªC TªC TªC

0.00 13.50 14.94 18.94 23.56 27.00 29.11

1.00 12.56 14.00 18.00 22.39 25.83 27.94

2.00 11.61 13.06 17.06 21.44 24.89 27.00

3.00 10.89 12.33 16.33 20.50 23.94 26.06

4.00 10.28 11.72 15.72 19.78 23.22 25.33

5.00 10.11 11.56 15.56 19.17 22.61 24.72

6.00 10.50 11.94 15.94 19.00 22.44 24.56

7.00 11.44 12.89 16.89 19.39 22.83 24.94

8.00 13.11 14.56 18.56 20.33 23.78 25.89

9.00 15.61 17.06 21.06 22.00 25.44 27.56

10.00 18.44 19.89 23.89 24.50 27.94 30.06

11.00 21.61 23.06 27.06 27.33 30.78 32.89

12.00 24.67 26.11 30.11 30.50 33.94 36.06

13.00 26.94 28.39 32.39 33.56 37.00 39.11

14.00 28.44 29.89 33.89 35.83 39.28 41.39

15.00 29.00 30.44 34.44 37.33 40.78 42.89

16.00 28.44 29.89 33.89 37.89 41.33 43.44

17.00 27.11 28.56 32.56 37.33 40.78 42.89

18.00 25.06 26.50 30.50 36.00 39.44 41.56

19.00 22.56 24.00 28.00 33.94 37.67 39.50

20.00 20.11 21.56 25.56 31.44 34.89 37.00


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Temperatura Exterior

Hora Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio

TªC TªC TªC TªC TªC TªC

21.00 18.06 19.50 23.50 29.00 32.44 34.56

22.00 16.17 17.61 21.61 26.94 30.39 32.50

23.00 14.67 16.11 20.11 25.06 28.50 30.61

50.00% 50.00% 37.50%

Fuente Estación meteorológica de la UABC En los primeros seis meses del año la temperatura exterior se encuentra muchas horas por debajo de los 20 ºC en enero y febrero fue un 50% del tiempo y en marzo un 37.5%, en los siguientes meses ya no se podrá utilizar el economizador.

Tabla 139 Temperatura promedio por hora para los seis primeros meses del año

Hr. Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

0.00 30.11 30.11 28.22 25.11 19.50 15.28

1.00 28.94 28.94 27.06 23.94 18.56 14.33

2.00 28.00 28.00 26.11 23.00 17.61 13.39

3.00 27.06 27.06 25.17 22.06 16.89 12.67

4.00 26.33 26.33 24.44 21.33 16.28 12.06

5.00 25.72 25.72 23.83 20.72 16.11 11.89

6.00 25.56 25.56 23.67 20.56 16.50 12.28

7.00 25.94 25.94 24.06 20.94 17.44 13.22

8.00 26.89 26.89 25.00 21.89 19.11 14.89

9.00 28.56 28.56 26.67 23.56 21.61 17.39

10.00 31.06 31.06 29.17 26.06 24.44 20.22

11.00 33.89 33.89 32.00 28.89 27.61 23.39

12.00 37.06 37.06 35.17 32.06 30.67 24.22

13.00 40.11 40.11 38.22 35.11 32.94 28.72

14.00 42.39 42.39 40.50 37.39 34.44 30.22

15.00 43.89 43.89 42.00 38.89 35.00 30.78

16.00 44.44 44.44 42.56 39.44 34.44 30.22

17.00 43.89 43.89 42.00 38.89 33.11 28.89

18.00 42.56 42.56 40.67 37.56 31.06 26.78

19.00 40.50 40.50 38.61 35.50 28.56 24.33

20.00 38.00 38.00 36.11 33.00 26.11 21.89

21.00 35.56 35.56 33.67 30.56 24.06 19.83

22.00 33.50 33.50 31.61 28.50 22.17 17.94

23.00 31.61 31.61 29.72 26.61 20.67 16.44

41.67% 50.00%

Fuente Estación meteorológica de la UABC Las temperaturas subrayadas en verde son las apropiadas para que opere el sistema economizador.


160

De los meses de julio a octubre el economizador no podrá trabajar, pero en los meses de noviembre lo podrá hacer un 41.67% del tiempo y en el mes de diciembre un 50% del tiempo. El sistema economizador es un kit que la mayoría de los fabricantes vende para los equipos nuevos. Enfriamiento evaporativo (coolers) El enfriamiento evaporativo es un proceso de transferencia de masa de agua en una corriente de aire por contacto directo, en la que se obtiene el enfriamiento sensible del aire por evaporación del agua. El contacto entre los dos fluidos aire y agua puede tener lugar sobre una superficie de gran extensión con el propósito de aumentar el contacto íntimo entre ellas. Como se observa en la figura 34, el agua se evapora en contacto directo con el aire de suministro, produciendo su enfriamiento y aumentando su contenido de humedad El aire suministra el calor al agua produciendo su evaporación, de modo que su temperatura de bulbo seco baja y se incrementa la humedad. De esa manera, el calor intercambiado desde el aire iguala a la cantidad de calor absorbida por la evaporación del agua y el agua se recircula por el aparato. Básicamente están compuestos por un elemento de humectación, un ventilador centrífugo y en los sistemas de atomización es necesario disponer. Para realizar el enfriamiento evaporativo de una instalación de aire acondicionado es necesario que se den en el clima exterior dos requisitos: Elevadas temperatura exteriores de bulbo seco Temperatura de bulbo húmedo relativamente baja En general para temperaturas exteriores mayores de 35ºC y temperaturas de bulbo húmedo menores de 24ºC, de modo que son de aplicación en climas exteriores cálidos y secos. Como se había mencionado, los sistemas evaporativos directos aunque pueden relativamente disminuir la temperatura del ambiente algunos grados y ventilar, agregan vapor de agua a los ambientes. Su aplicación entonces puede ser para locales industriales, criaderos, grandes espacios de circulación, etc., donde el efecto de humedad no constituya un inconveniente.


161

Los equipos de aire acondicionado más eficientes del mercado EER=21 son de este tipo de la marca “coolerado”91. Refrigerantes “ecológicos” El sustituir refrigerante tradicional (R22), representa un ahorro de energía de, aproximadamente, entre un 10% del consumo de energía del sistema de aire acondicionado y refrigeración, con un periodo de recuperación de la inversión muy bajo. Se debe asegurar que el refrigerante, con el que se reemplazará al que está actualmente en uso, sea el correcto, así como el procedimiento a realizar, cuidando sobre todo que el refrigerante que se retira sea adecuadamente procesado en centros autorizados. Los sistemas de refrigeración por compresión mecánica, por lo regular, utilizan refrigerantes tradicionales. Una gran ventaja de los refrigerantes ecológicos es que reducen el consumo de energía, esto debido a sus características físico químicas que reducen la fricción en las partes mecánicas del compresor, minimizando las pérdidas y mejorando el rendimiento del efecto refrigerante. Los refrigerantes HC están fabricados a base de compuestos naturales, no dañan la capa de ozono. Los refrigerantes ecológicos son utilizados, por norma, en más de 14 países. El cambio de refrigerante requiere de personal calificado para su carga. Otro de los beneficios es que se utiliza menos refrigerante para la carga. Algunas características de los refrigerantes ecológicos son:

100% compatibles con sistemas actuales;

Cero PAO, (o bien conocido como ODP, siglas en ingles de Ozono Depletion Potencial);

No son tóxicos al ser humano;

Curvas de Presiones-Temperaturas prácticamente iguales a los gases que sustituyen: CFCs, HFCs, y HCFCs.

Densidad < 50%, por lo que demandan un menor esfuerzo en el compresor, lo que resulta en un menor consumo de energía de los equipos hasta en un 15%;

Su peso molecular es más ligero que el de los gases refrigerantes; Desventajas

Inflamable, por lo que se recomienda verificar las características del gas a sustituir, sobre todo en la presión de trabajo del lado del compresor;

Debe ser suministrado por personal altamente calificado, para una correcta recuperación de los refrigerantes clorofluorados;

91 Información tomada del documento “Conceptos basicos para el ahorro energético en instalaciones de aire acondicionado”. Disponible en: http://www.coolerado.com/products/h80-energy-efficient-air-conditioner/


162

Figura 28. Refrigerantes de hidrocarburos

Aislamientos térmicos en el sector residencial y comercial Una de las principales medidas de ahorro de energía en el sector residencial y comercial es la instalación o mejoramiento de los aislamientos térmicos. Para entender mejor este tema de aislamientos térmicos es necesario explicar brevemente la Norma Mexicana NMX-C-460-ONNCCE-2009 que se publico en el diario oficial de la federación el 18 de agosto de 2009. Esta norma establece las especificaciones de resistencia térmica total (valor “R”) que deben cumplir las viviendas a través de su envolvente para mejorar las condiciones de habitabilidad y para disminuir la demanda de energía utilizada para acondicionar térmicamente su interior de acuerdo a la zona térmica del país en que se ubique. Esta Norma ayuda a disminuir el consumo de energía por concepto de climatización, al establecer los valores de resistencia térmica total “R” para techos, muros y entrepisos ventilados, de acuerdo a la zona térmica en donde se localice la vivienda. En la siguiente tabla se muestran los valores de resistencia térmica que deberán cumplir diferentes aislamientos térmicos.

Tabla 140 Valores de resistencia térmica certificados con la NOM 018 ENER 1997

Aislamiento Densidad aparente

Resistencia térmica a 2.5 cm de espesor (1")

RSI R

kg/m3 lb/ft3 m2 K / W ft2 h °F

Fibra de vidrio 10 a 30 0.63 a 1.19 0.64 3.6

Fibra de vidrio 31 45 1.94 a 2.81 0.75 4.2

Fibra de vidrio 46 a 65 2.88 a 4.06 0.77 4.4

Fibra mineral de roca 30 50 1.88 a 3.13 0.69 3.9

Fibra mineral de roca 51 a 70 3.19 a 4.4 0.8 4.5

Fibra mineral de roca 71 a 90 4.44 a 5.63 0.75 4.3

Poliestireno expandido 16 1 0.71 4

Poliestireno expandido 24 1.5 0.77 4.4

Poliestireno extruido 33 2.06 0.88 5

Poliuretano conformado 32 2 1.02 5.8

Poliuretano in situ 46 2.9 0.98 5.5


163

Aislamiento Densidad aparente

Resistencia térmica a 2.5 cm de espesor (1")

RSI R

kg/m3 lb/ft3 m2 K / W ft2 h °F

RSI= Resistencia térmica en el sistema internacional

RSI= Resistencia térmica en el sistema ingles

Fuente: NOM 018 ENER 1997 A continuación se describen algunos de los aislamientos térmicos mas comunes que se utilizan en nuestra país. Aislamiento con Poliuretano Espreado (in situ): R=5.5 para un espesor de 1 pulgada La mayoría de instaladores aplican este aislamiento en el exterior de los techos por su sencillez y rapidez de aplicación. Por lo general tiene un espesor de una y media a dos pulgadas. Al final le dan un acabado con pintura elastomérica. Este tipo de aislamiento tiene cinco años de garantía. Aislamiento con el Sistema Tradicional (R = 8 para 2 pulgadas) Este aislamiento consiste primero en la aplicación de brea al techo, luego se colocan placas de poliestireno de dos pulgadas, luego otra mano de brea y por último se aplica cartón arenado. Aislamiento con el Sistema poliestireno expandido R=8 espesor fue de 2 Consiste en adherir con asfalto las placas de dos pulgadas de poliestireno sobre el techo y luego se aplican capas de pintura elastomerica, con malla reforzada entre capa y capa. Aislamientos con Fibras de Celulosa Existe en el mercado local un nuevo producto a base de micro-fibras de celulosa tratada mezclada con otros productos, entre ellos aglutinantes. Puede ser usado como un acabado final texturizado. Está hecho con materiales 100% reciclados. Para seleccionar un cierto tipo de aislamiento se requiere solicitarle al proveedor el Dictamen de Idoneidad Técnica (DIT) para asegurar que el aislamiento utilizado cumpla con la Norma NOM 018 ENER -1997 “Aislamientos Térmicos para Edificaciones” Resistencia Térmica Total Cada uno de los aislamientos térmicos antes referidos tienen una cierta resistencia térmica, pero es necesario entender el concepto y relacionarlo con la resistencia térmica total incluye los materiales con los que se construye la vivienda. Continuando con la norma oficial mexicana que indica que los elementos constructivos que constituyen a la envolvente de la vivienda, tales como techos, muros y entrepisos ventilados deben tener una Rt Total (Valor “R”) igual o mayor a las indicadas en la siguiente tabla de acuerdo a la zona térmica en donde se localice la vivienda y al propósito inmediato del aislamiento, mismo que puede ser: mínimo; para lograr habitabilidad; o, para ahorro de Energía.


164

Tabla 141 Clasificación por zonas térmicas

Zona térmica

No.

Techos ( m2 K / W)

Muros (m2 K / W)

Entrepisos Ventilados m2 K / W

Minima Habita - bilidad

Ahorro de

energía Minima

Habita - bilidad

Ahorro de

energía Minima

Habita - bilidad

Ahorro de

energía

1 1.40 2.10 2.65 1.00 1.20 1.40 NA NA NA

2 1.40 2.10 2.65 1.00 1.20 1.40 0.90 1.40 1.60

3A,3B y 3C

1.40 2.30 2.80 1.00 1.80 1.90 0.90 1.40 1.60

4A,4B y 4C

1.40 2.65 3.20 1.00 2.10 2.30 1.10 1.80 1.90

Fuente: Referencia Norma Méxicana NMX-C-460-ONNCCE-2009

Tabla 142 Total (Valor “R”) de un elemento de la envolvente

Zona térmica

No.

Techos ft2 h °F / BTU

Muros ft2 h °F / BTU

Entrepisos Ventilados ft2 h °F/ BTU

Minima Habita - bilidad

Ahorro de

energía Minima

Habita - bilidad

Ahorro de

energía Minima

Habita - bilidad

Ahorro de

energía

1 8 12 15 5.7 7 8 NA NA NA

2 8 12 15 5.7 7 8 4 6 7

3A,3B y 3C

8 13 16 5.7 10 11 5 6 9

4A,4B y 4C

8 15 18 5.7 12 13 6 10 11

Fuente: Referencia Norma Méxicana NMX-C-460-ONNCCE-2009

La norma define los siguientes criterios: Rt total mínima como aquel cuando la vivienda cumple al límite los códigos o estándares de construcción o en su defecto los requerimientos técnicos del constructor, sin considerar equipos de climatización, análisis y demanda energética, considerándose una vivienda pasiva, se utiliza únicamente la envoltura para protegerse del medio ambiente (sol, calor y temperatura). Rt total para la habitabilidad o valor “R” para habitabilidad como aquel que busca proporcionar un bienestar térmico a sus ocupantes, mediante el empleo de aislamiento térmico principalmente, observando la mejor orientación para evitar los asoleamientos prolongados y el empleo mínimo de equipos de climatización para calentar, enfriar o ambos cuyo fin no es el ahorro o eficiencia energética. Rt total para el ahorro de energía o valor “R” para ahorro de energía como aquel que es el resultado de combinar el aislamiento térmico junto a una cuidadosa elección del sitio y el emplazamiento, empleando equipos de climatización de menor consumo energético para calentar, enfriar o ambos para mejorar la habitabilidad para ahorrar y hacer un uso racional la energía.


165

Se recomienda que el INE interactúe con La Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE) de tal forma que puedan incidir en los Reglamentos de Edificaciones en los Municipio de nuestro país que se encuentran en las tarifas 1F y 1E que son los que tienen las más altas temperaturas promedio. 6.6 Iluminación Situación actual En el sector residencial ya se ha logrado un alto nivel de penetración de las nuevas tecnologías con lámparas fluorescentes compactas, pero todavía hay muchas viviendas en ciudades pequeñas o pueblos que solo tienen las lámparas incandescentes. En el sector comercial se puede apreciar que la mayoría de las lámparas es del tipo fluorescente T12 en potencial de 40 y 75W. ya sea en luminarios con dos tubos o con cuatro, la tecnología fluorescente T8 ya tiene un buen nivel de penetración en el mercado pero todavía están en operación muchas lámparas de este tipo. En este sector también es común apreciar lámparas de aditivos metálicos, y vapor de mercurio para la iluminación de grandes áreas, ya sea interior o en el exterior. En el sector industrial se pueden apreciar las mismas lámparas pero en estacionamientos y áreas exteriores grandes tienen lámparas de vapor de sodio que aunque proporcionan, una luz amarilla es excelente su rendimiento (Lm/W) y cumple su función de iluminar por cuestiones de seguridad. En el sector municipal la mayoría de las lámparas son de vapor de sodio y vapor de mercurio y en las principales ciudades se han estado instalando en los últimos años lámparas de aditivos metálicos y LEDS, que proporcionan una luz blanca con una mejor reproducción de colores. Desarrollos recientes En el sector residencial se han reemplazado las típicas lámparas incandescentes por lámparas fluorescentes compactas desde hace más de 15 años que salieron al mercado nacional.

Tabla 143 Ahorros al reemplazar incandescentes por fluorescentes compactas

Lámparas Incandescentes Lámparas Fluorescentes compactas

W Lúmenes W Lúmenes Ahorro de

energía

40 490 8 475 80.00%

60 820 13 900 78.33%

75 1070 18 1200 76.00%

100 1560 23 1600 77.00%

Fuente: Catálogos de lámparas Philips


166

Últimamente se están introduciendo en el mercado las lámparas del tipo LED, son tecnología con una vida de 25,000 horas contra 12,000 horas que tienen las lámparas fluorescentes compactas de buena calidad. Al reemplazar lámparas incandescentes por lámparas del tipo LED, los ahorros son muy parecidos a los anteriores pero estas lámparas tienen un precio mucho más alto. Si vida promedio es de un poco más del doble pero su costo es unas cinco veces más caro. Por lo tanto el periodo de recuperación de la inversión es mucho más alto con estas lámparas, su principal ventaja es que no tienen mercurio.

Tabla 144 Porcentaje de ahorros al reemplazar incandescentes por LEDS

Focos Incandescentes

Lámparas de LEDS

W Lúmenes W Lúmenes Ahorro de

energía

40 490 8 470 80.00%

60 820 12.5 800 79.17%

75 1070 14.5 1055 80.67%

100 1560 17 1100 83.00%

Al reemplazar las actuales lámparas fluorescentes compactas por LEDS no se tienen ahorros de energía cuando se trata de bajas potencia, ya que ambas tecnologías entregan la misma iluminación con la misma potencia, los ahorros se pueden apreciar para las potencias un poco más altas, los periodos de recuperación son muy altos..

Tabla 145 Porcentajes de ahorro al reemplazar fluorescentes compactas por LEDS

Lámparas Fluorescentes compactas

Lámparas de LEDS

W Lúmenes W Lúmenes Ahorro de energía

8 475 8 470 0.00%

13 900 12.5 800 3.85%

18 1200 14.5 1055 19.44%

23 1600 17 1100 26.09%

En el sector comercial o de servicios se pueden hacer múltiples cambios depende del tipo de lámpara con se cuente. En la siguiente tabla se muestran los resultados de varias opciones propuestas para reemplazar un arreglo de 3 luminarios y 6 lámparas del tipo T12 en un salón de clases, que tenía un nivel de iluminación muy por debajo de la Norma de la Secretaria de Trabajo que indica 400 luxes. En la siguiente tabla se puede apreciar el porcentaje de ahorro de energía que puede lograrse al reemplazar un arreglo estándar de 2x75W con luminarios T12, por diferentes arreglos con el fin de reducir el consumo de energía e incrementar el nivel de iluminación.


167

Tabla 146 Opciones para reemplazar a las lámparas T12 de 75W

2x75W

T12

1x35W T5 con

reflector

1x28W T5

1x28W T5 con

reflector

2x28W T5

2x32W T8 sobre puesto

Luxes 211 351 313 450 490 364

No. de lámparas 6 6 12 9 12 6

No. de balastros 3 6 12 9 6 3

No. de luminarios 3 6 12 9 6 3

Temperatura de color 4100 6500 6400 4100 4100 5000

Potencia de la lámpara

75 35 28 28 28 32

Marca Philips GE Philips Philips OSRAM GE

Potencia W 333 230 309 298 363 249

Ahorro de energía 31% 7% 11% -9% 25% Fuente: Evaluación técnica económica de los sistemas propuestos de iluminación eficiente en aulas eficiente en Chihuahua. Grupo SERAS.

Una de las luminarias más comunes es la que tiene el arreglo de 2x40W, la cual puede reemplazarse por muchas opciones.

Tabla 147 Opciones para reemplazar a las lámparas T12 de 40W

Tipo Luminaria 2x40WT12 2x32 T-

8 2x28 T-

5

1x32WT8 con

reflector

1x28WT5 con

reflector

1x25WT8 con

reflector

Flujo (Lm) 4,050 5,600 5,400 4200 4050 3075

Potencia (W) 100 64 56 32 28 25

Eficacia (Lm/W) 52.08 100 103.7 131.25 144.64 123.00

Ahorro de energía 36.0% 44% 68.0% 72.0% 75.0%

Fuente: Elaboración propia En todas estas opciones es importante calcular el nivel de iluminación que tendrá el cambio propuesto y comprobar que cumple con las normas oficiales mexicanas. En la mayoría de las instalaciones industriales, la mayoría es de aditivos metálicos, la cual se ha venido reemplazando exitosamente por las lámparas fluorescentes lineales del tipo T5, en luminarios con reflectores de aluminio. A continuación se presentan las características de dispositivos luminosos y los sustitutos que nos proporcionan un ahorro energético.

Tabla 148 Opciones para reemplazar las lámparas de aditivos metálicos

Situación actual con lámparas de aditivos

metálicos

Potencia real (W)

Situación propuesta con lámparas fluorescentes

T5

Potencia real (W)

Porcentaje de ahorro

Aditivos metálicos de 1000W 1080 8x54W 450 58.3%






168

6.4 Sistemas y equipos de generación y distribución de vapor

6.4.1 Calderas

Estado Actual El estado actual de las calderas para generación de vapor y su evolución es diferencial cuando se habla de tamaños pequeños (hasta 1,000 HP caldera ó 1500 kg/h de vapor saturado a presión atmosférica de capacidad equivalente), y de otros tamaños. En el caso de grandes equipos, los sistemas han evolucionado desde hace tiempo, ofreciendo diseños eficientes de quemadores, reducción de pérdidas de presión en la trayectoria de gases y motores para accionamiento de ventiladores y bombas de agua de alimentación con capacidad de velocidad variable. Los desarrollos más recientes tienen que ver con combustión secuencial para reducción de NOx térmico, y en el caso de combustibles sólidos, ha bajado la escala de aplicación económica de lecho fluidizado, la cual se puede encontrar para calderas desde 30,000 ton/h aproximadamente de manera comercial. Los quemadores de alto rango, que permiten operación eficiente desde cargas que van de 5% de la capacidad total para gas y 10% para combustibles líquidos hasta el 100% del rango, también han dado flexibilidad a las instalaciones, reduciendo la necesidad de mantener unidades encendidas y con alta temperatura de gases por requerirse poco vapor en el proceso y no tener alternativas. La recuperación de calor es una opción ofrecida extensivamente por los fabricantes, con economizadores e intercambiadores de gases combustión-aire para precalentamiento de éste. Los controles también se han modernizado, permitiendo operación eficiente en un rango más amplio del espectro operativo. Así, las eficiencias térmicas de las calderas en condiciones de nuevas, alcanzan 85% con relación a PCS, y eficiencias de combustión de 99.8% o mayores en la mayoría de los casos, para los tamaños mayores a 2 ton/h y diseño de tubos de agua. En el caso de las calderas pequeñas, generalmente con diseño pirotubular, se han realizado también avances en la combustión y se cuenta con algunos elementos modulares de recuperación de calor, donde se privilegia el ahorro de espacio y tiempo de instalación. Se han incorporado como opciones de fábrica turbuladores para incrementar el régimen de flujo de gases a través de los pasos de estas calderas y así promover una mejor transferencia de calor, y el diseño wetback, en donde la vuelta de los gases se aprovecha también como zona de transferencia de calor se ha hecho más popular. La incorporación de ventiladores y bombas, así como sistemas de calentamiento de combustible más eficientes, también ha sido un reciente desarrollo. Las eficiencias térmicas de estas calderas en base PCS, rondan 83% cuando son nuevas y tienen diseños modernos.


169

Desarrollos futuros y estado Tal vez la imagen más clara del desarrollo del sector, particularmente en el caso de gas natural como combustible, es el proyecto “super boiler”, que el departamento de energía de los EE.UU. en conjunto con el fabricante Cleaver-Brooks desarrolló en 2006 en su primera generación, y actualmente se encuentra en la tercera generación, fabricada a partir de 2010. Esta caldera, disponible en: http://www.cbboilers.com/superboiler.htm, tiene como principales características:

Eficiencia de entre 93% y 96% PCS, comparada con el promedio del parque de equipos en México, de alrededor de 75%.

Emisiones de NOx < 9ppm

Superficie de convección extendida

Combustión en dos etapas

Economizadores primario y secundario

Calentamiento de aire tipo humidificador /HAH

Costo aproximado (2011) US$ 475,000 (en EE.UU.)

Combustibles gas/diesel

PSRI estimado= 5.5 años Se estima que el desarrollo del resto de la industria incorporará algunos o todos los desarrollos logrados, los cuales pueden apreciarse en detalle en la presentación elaborada por el Gas Technology Institute, colaborador también en dicho proyecto: http://www1.eere.energy.gov/manufacturing/tech_deployment/pdfs/how_superboiler_works.pdf En cuanto a calderas de tubos de agua, muchas de ellas incorporan parcialmente los desarrollos mencionados, sin embargo dadas las características de operación y el ser diseños especiales para unidades mayores, es difícil pensar que en los próximos 20 años se llegue a un 90% de eficiencia base PCS en calderas comerciales.

6.4.2 Elementos de recuperación de calor para calderas (economizadores y precalentadores de aire)

Estado Actual - Economizadores Los economizadores actuales convencionales son construcciones tipo coraza y tubos, los cuales dependiendo del diseño del equipo pueden conducir el agua por uno u otro elemento. Hasta hace muy poco, estos equipos han centrado su desarrollo en incrementar la superficie de transferencia y mejorar materiales para reducir los problemas asociados con corrosión ácida por contenido de azufre en los combustibles fósiles.

http://www.cbboilers.com/superboiler.htm

http://www1.eere.energy.gov/manufacturing/tech_deployment/pdfs/how_superboiler_works.pdf

http://www1.eere.energy.gov/manufacturing/tech_deployment/pdfs/how_superboiler_works.pdf


170

El tamaño de los mismos también se ha reducido, y ahora muchos de ellos están diseñados para su montaje directamente en la chimenea de descarga de gases de combustión. Desarrollos recientes - economizadores Últimamente, el diseño de condensación completa, ya sea directa o indirecta se ha vuelto más popular, si bien está indicado sólo para gas combustible limpio y libre de azufre. Con este economizador se pueden agregar varios puntos de eficiencia al desempeño de la caldera, aunque para que sea rentable se requiere que se verifique condensación total del vapor de agua contenida en gases de combustión, así como que la presión del ventilador de tiro forzado sea suficiente para vencer la contrapresión inducida por el lecho de agua en donde se efectúa la transferencia. El economizador “húmedo”, permite un contacto de los gases de combustión a través de membrana con parte del agua de alimentación, incrementando los niveles de transferencia a un punto no alcanzable por métodos indirectos. Este tipo de equipo puede verse en la presentación de la caldera arriba referida. El economizador permite que se

alcancen niveles cercanos a 90% en calderas bien mantenidas92

. Estado actual – precalentadores de aire Al igual que en el caso de los economizadores, los precalentadores de aire iniciaron como intercambiadores de calor simples y evolucionaron a diseños como el calentador de aire regenerativo, por ejemplo, utilizado en unidades de gran tamaño. Precisamente por su alta relación costo/beneficio, este equipo no se ha popularizado como equipamiento para calderas pequeñas y medianas, privilegiando la instalación del economizador como único elemento de recuperación de calor. Desarrollos recientes – precalentadores de aire En los últimos años, han salido al mercado diseños de precalentadores humidificadores de aire (HAH, por sus siglas en inglés), los cuales presentan ventajas definitivas sobre sus antecesores, en cuanto a tamaño y relación costo / beneficio, que han hecho que su instalación se haya popularizado, particularmente en pequeñas calderas ya optimizadas, que ven en esto la única opción para llevar más allá sus niveles de desempeño. En la presentación de la caldera arriba señalada puede verse también un ejemplo de este equipo.

92 http://www1.eere.energy.gov/manufacturing/tech_deployment/pdfs/steam26b_condensing.pdf

http://www1.eere.energy.gov/manufacturing/tech_deployment/pdfs/steam26b_condensing.pdf


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6.4.3 Sistemas de condensado (trampas de vapor)

Estado Actual Los sistemas de condensado son frecuentemente descuidados debido a su amplia ramificación, que hace impráctico o excesivamente oneroso una vigilancia constante de los mismos. En cuanto a elementos de separación agua vapor, no ha habido desarrollos espectaculares, puesto que desde hace aproximadamente 25 años se alcanzaron las máximas eficiencias prácticas en estos dispositivos. No obstante, se han desarrollado sistemas de supervisión y control que permiten hacer revisiones local o remotamente y determinar el estado de las trampas de manera práctica, con lo que se facilita el diagnóstico y mantenimiento racional de los sistemas de trampeo. Desarrollos recientes Varios fabricantes, entre ellos Spirax – Sarco y Armstrong, han desarrollado paneles de monitoreo que informan en tiempo real y elaboran reportes de estado de los sistemas, incluso con capacidades de comunicación remota con sistemas de control o computadoras para un monitoreo continuo de estos sistemas. En aplicaciones donde se requiere este monitoreo como parte de un proyecto de reducción y comercialización de emisiones, este sistema es una necesidad indispensable. El desarrollo va ahora hacia una trampa que a través de esas señales pueda auto ajustarse, prolongando así la vida de servicio y los tiempos entre eventos de mantenimiento, si bien aún está en fase de desarrollo conceptual.

6.5 Cogeneración y componentes principales asociados

Los sistemas de cogeneración representan la conjunción de desarrollos tecnológicos de los elementos que los componen, de manera simplificada, para ciclo superior (generación de energía eléctrica primero y después de calor útil (vapor o calor a proceso) e inferior (generación de calor útil primero (vapor) y generación eléctrica después (con recuperación de calor útil después de generación eléctrica):

6.5.1 Ciclo Superior

Estado actual – Turbinas a gas Las turbinas a gas han tenido importantes desarrollos tecnológicos en los pasados 20 años. Estos equipos, que debido a la ineficiencia de los diseños tradicionales se empleaban en instalaciones donde se requería tener un arranque rápido y/o donde no existían facilidades para mantenimiento extensas, se aplicaban de manera preponderante en ciclo abierto de generación eléctrica, (caso plantas turbogás de CFE, utilizadas para mantenimiento de frecuencia en el SEN, o plantas de fuerza en instalaciones de


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plataformas petroleras e instalaciones aisladas), han tenido como ya se ha mencionado, mejoras tecnológicas que han incrementado su eficiencia y rango de aplicación de manera considerable. Así, en sus inicios y acopladas a un generador eléctrico, la eficiencia térmica total de una turbina a gas no sobrepasaba el nivel de 30%, por lo que la eficiencia total de generación eléctrica en ciclo abierto (sólo turbina a gas y generador eléctrico acoplados), rondaba valores de 28% máximo en condiciones de planta nueva, siendo inferior a 25% en la mayoría de los casos en operación a largo plazo. No obstante, las mejoras en materiales, la reducción de tolerancias entre piezas móviles y fijas, la mejora del diseño aerodinámico de álabes, la mejora en materiales que permitió temperaturas más altas de gases, y mejoras en el enfriamiento de las unidades, así como a recuperación de calor de cámara de combustión del equipo para calentamiento de aire comprimido y combustibles incrementaron la eficiencia de las mismas a niveles de entre 35% y 50%, lográndose eficiencias actualmente de hasta 45% en ciclo abierto, muy superiores a lo que puede lograrse con termoeléctricas convencionales con caldera y turbina a vapor. En conjunto con estos desarrollos, se hicieron otros, tendientes a mejorar condiciones de vibración y estabilidad térmica de las piezas principales de las turbinas a gas, que permitieron incrementar el tamaño máximo de unidades, pasando de 40 MW a más de 160 MW por unidad individual. Lo anterior, aunado a un costo menor por kW instalado cuando se compara con termoeléctricas convencionales, ha hecho de estos equipos la opción de preferencia al integrarse en ciclos de cogeneración con potencias de entre 15 y 100 MW de capacidad eléctrica instalada, que requieren una cantidad significativa de energía eléctrica comparada con su carga térmica. Un desarrollo también relativamente reciente, es el empleo de microturbinas (50 – 250 kW) en ciclos de cogeneración. Las características de aplicación de estos equipos en ciclos de cogeneración se tratan al finalizar las discusiones referentes a componentes de los mismos. Desarrollos recientes Además de los desarrollos mencionados, existen tecnologías que incrementan la eficiencia de las turbinas, como la instalación de sellos retráctiles en la trayectoria de gases de la misma, lo cual reduce el by-pass de gases e incrementa por tanto el aprovechamiento de energía primaria en un 2%, la inducción de agua a la turbina, con lo que se incrementa su capacidad y eficiencia en un 3-5% aproximadamente, y la escala de equipo en que los desarrollos mencionados aquí y en la sección anterior pueden aplicarse, encontrándose hoy en el mercado turbinas eficientes desde capacidades de 5 MW y superiores. Los desarrollos de materiales que permitan una mayor temperatura de operación de las turbinas, permitirán a su vez incrementar la eficiencia de los equipos y la de los ciclos de cogeneración donde se encuentren instalados.


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Otro desarrollo es el enfriamiento directo con vapor para permitir una operación a regímenes de combustión incrementados.

Estado actual – Motores de combustión interna Los motores de combustión interna fueron en su inicio la opción de preferencia para generación eléctrica pura en los rangos de 5MW y menores, al tener eficiencias térmicas cercanas al 50% y por tanto una eficiencia de generación de 45% promedio en funcionamiento a largo plazo y en ciclo diesel, empleando ya sea dicho combustible o gas natural. La facilidad de mantenimiento al existir una mayor disponibilidad de personal técnico con habilidades en este tipo de equipos también fueron un factor para ese uso extenso. Parte de los desarrollos que lograron dichas eficiencias están relacionados con incremento en la relación de compresión de los equipos, el empleo de turbocargadores o turbosopladores para aprovechar parte del calor de los gases de escape y la recuperación de calor de los sistemas de enfriamiento de agua y aceite para calentamiento de aire de combustión y combustible. Los sistemas de combustión en etapas y de mezcla pobre, también han contribuido en dicho desarrollo, lo mismo que el desarrollo de lubricantes que permiten una menor fricción en la máquina. Desarrollos recientes En fechas más recientes, y sobre todo ante el embate de las turbinas a gas como un competidor en tamaños antes reservados exclusivamente a estos equipos, se han dado economías en fabricación que permiten hacer más competitivos estos equipos, así como materiales y sistemas de combustión mejorados que permiten utilizar estos equipos con combustibles no adecuados para su uso en turbinas a gas, por ejemplo (petróleo crudo, combustible pesado, biogás con alto contenido de H2S, etc.) Otra línea de desarrollo es en el tamaño máximo de estos equipos, y dado el nicho de mercado que constituye el empleo de combustibles que no podrían emplearse en turbinas a gas, como ya se ha dicho, siendo en este momento el motor unitario más grande que se

fabrica uno de 18 MW93

.

El desarrollo a futuro tiene que ver con la mejora en eficiencia para tamaños menores, así como la configuración de diferentes opciones en ciclos de cogeneración, como se verá al concluir la explicación de los componentes principales de tales sistemas. El desarrollo de mejores sistemas de control también ha permitido incrementos en eficiencia y confiabilidad de estos equipos.

93 http://www.wartsila.com/en/power-plants/technology/combustion-engines/gas-engines


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6.5.2 Elementos de conversión de energía de desecho en térmica:

Estado actual – Calderas de recuperación Las calderas de recuperación han tenido desarrollos que sobre todo han permitido incrementar su eficiencia y tamaño máximo. Así, es común que estas calderas se equipen con sistemas adicionales de recuperación de calor, tales como economizadores y precalentadores de aire, cuando anteriormente ello no se consideraba una opción económicamente viable. El costo unitario de estas calderas también ha disminuido, permitiendo que la opción más económica actualmente para cogeneración sea la combinación turbina a gas – caldera de recuperación, en tamaños de 15 a 100 MW. Los desarrollos de combustores o quemadores de ducto, los cuales permiten incrementar la generación de vapor o las condiciones de presión y temperatura del mismo con una eficiencia extremadamente alta (superior a 95%), instalados entre la turbina a gas y la caldera de recuperación y empleando los gases de combustión de la turbina a gas como aire para combustión, también han permitido el empleo de estos componentes en un mayor número de ciclos de cogeneración. Desarrollos recientes Las calderas o generadores de vapor de recuperación, han sido diseñados hasta hace muy poco tiempo pensando en operación a carga base. Sin embargo, la naturaleza dinámica de la generación eléctrica en instalaciones con procesos no continuos, así como en el sector eléctrico debido a entrada y salida de múltiples tipos de plantas y fuentes de energía, han hecho que los fabricantes de estos equipos se encuentren desarrollando materiales y diseños que permitan una operación cíclica de manera permanente, lo cual sería destructivo para los equipos actuales. Los materiales cerámicos incorporados en elementos sujetos a esfuerzos térmicos considerables son el principal desarrollo en este sentido. Así mismo, se han incorporado al mercado calderas de recuperación de tamaños pequeños, que permiten la configuración de este tipo de sistemas de cogeneración en aplicaciones antes fuera de escala.

Estado Actual – Intercambiadores de calor para calentamiento de agua o fluido de proceso

Una forma de implementar ciclos de cogeneración es a través del intercambio indirecto de calor entre fluidos de menor entalpía que los gases de combustión (agua de enfriamiento de motores de combustión interna o aceite de sistemas de lubricación de turbinas a gas y motores de combustión interna), para incrementar la eficiencia del ciclo general.


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Así, la opción de mayor crecimiento en la actualidad son los intercambiadores de placas, los cuales ofrecen ventajas de espacio y a precios comparables cuando se toma en cuenta costo de ciclo de vida, con los intercambiadores de coraza y tubos. Estos intercambiadores permiten eficiencias mayores y por tanto son más adecuados para aplicaciones donde el calor a recuperar se ubica en un rango de potencial menor. Desarrollos recientes El desarrollo de estos sistemas va hacia la utilización de materiales cerámicos o plásticos que reduzcan el costo así como los problemas asociados a incrustaciones o corrosión de estos dispositivos. Con lo anterior, también se reducirá el tamaño relativo de equipo, permitiendo mayores aplicaciones donde el espacio es un problema.

Estado actual – Elementos de conversión de energía en gases a calor (chillers de absorción)

Los ciclos denominados de trigeneración, dado que el calor de gases de escape de un motor de combustión o turbina es utilizado para generar vapor o agua caliente que a su vez son empleados por un equipo de enfriamiento por absorción, utilizan estos equipos, los cuales actualmente se encuentran en un nivel de desarrollo tecnológico medio. La razón para tal afirmación, es que el coeficiente de desempeño de los equipos actuales (COP por sus siglas en inglés), se encuentra en general para diseños eficientes en valores cercanos a 1.3, mientras el COP de equipos modernos que funcionan con compresión mecánica tienen COP cercanos mayores a 10 en general, lo que significa que la eficiencia de conversión de energía es 8 veces mayor en estos últimos. Así, las ventajas de aprovechar la capacidad calorífica en gases de combustión sigue vigente, pero con una eficiencia de conversión baja para esta parte del ciclo. Desarrollos recientes En los últimos cinco años, se han desarrollado comercialmente equipos que pueden funcionar directamente con gases de combustión, eliminando el equipo y sistemas necesarios anteriormente para producir vapor o agua caliente. Lo anterior ha permitido incrementar el COP desde valores menores a 1 al valor actual. Lo anterior, aunado a la capacidad de producción simultánea de agua caliente y agua helada, permite una mayor eficiencia global. Se trabaja con diseños que se espera permitan elevar el COP aún más, para hacer más eficiente esta opción tecnológica reduciendo así el tamaño de equipos y su costo, factor principal para que el enfriamiento por compresión mecánica siga siendo la opción más extendida en este campo.


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6.5.3 Ciclo Inferior

Estado actual – Turbinas a vapor Los desarrollos tecnológicos que se han presentado en turbinas a vapor son en su mayor parte relacionados con la instalación de componentes como sellos retráctiles, que minimizan el by-pass de vapor entre las etapas de la turbina, y la mejora en diseño aerodinámico de la trayectoria del vapor. Los avances en eficiencia por la introducción de álabes de último paso de baja presión de mayor longitud también ha contribuido a reducir las pérdidas de salida de la turbina. Combinados, estos dos elementos han logrado que la eficiencia térmica de estos equipos pase de niveles de 35% hasta 45% en grandes unidades. Desarrollos recientes La eficiencia térmica de las turbinas a vapor se espera que alcance valores superiores a 50% en los próximos cinco años, si bien esto está limitado a unidades muy grandes. Las capacidades máximas de unidades también se han incrementado, pasando de 850 MW unitarios en 1990 a más de 1,000 MW en la actualidad. Otros desarrollos son el empleo de múltiples extracciones para obtener diferentes niveles de presión y el desarrollo de válvulas de admisión de vapor con pérdidas reducidas en diferentes niveles de carga, lo cual permite una mayor eficiencia también.

6.5.4 Integración de sistemas de cogeneración

Los sistemas de cogeneración han incrementado su variedad y rango de capacidades de aplicación económica, debido a los desarrollos señalados en secciones anteriores así como a cuestiones relacionadas con desarrollo sustentable en países con restricciones en emisiones de GEI principalmente. A continuación se indican algunos comentarios relacionados a la situación actual y desarrollos recientes y futuros de estos sistemas. Situación actual Los sistemas de cogeneración han cambiado en cuanto a la composición del mercado por tipo de instalaciones existentes, debido en gran medida al desarrollo de eficiencias y costos de las tecnologías involucradas. De este modo, la turbina a gas con recuperación de calor es la opción de preferencia en tamaños de 15 a 100 MW, mientras en tamaños menores a 15 y mayores a 500 kW el motor de combustión interna es el preferido. Para ciclos con capacidades mayores a 100 MW, el sistema de turbina a vapor y caldera sigue dominando en México.


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Otras posibilidades de cogeneración no basada exclusivamente en vapor y energía eléctrica han sido desarrolladas en México, particularmente en la industria del cemento (calentamiento de materiales sólidos en cascada) y generación eléctrica, así como en la industria del acero (aprovechamiento de calor de proceso y poder calorífico residual de gases para generación eléctrica). El desarrollo de microcogeneración basada en turbina a gas para tamaños de entre 50 y 250 kW también ha cobrado auge, particularmente por su facilidad de operación y mantenimiento, mientras el sector agropecuario está implementando ciclos de cogeneración basados en biogás y motores de combustión interna, los cuales anteriormente no soportaban esas condiciones de operación. Estos últimos están popularizándose en tamaños entre 500 kW y 5 MW. Las eficiencias globales de la mayoría los ciclos de cogeneración existentes en México se encuentra entre 70 y 85%. Por otra parte, los ciclos combinados se han convertido en la opción más socorrida de diseño para plantas termoeléctricas de hasta 350 MW, con eficiencias térmicas cercanas a 50% Desarrollos recientes y futuros Los sistemas de cogeneración siguen desarrollándose en dimensiones de eficiencia y de aplicaciones diversas. Así, se tienen ciclos de cogeneración específicos o preferentes para cierto tipo de aplicaciones en industrias seleccionadas, como los turboexpansores, utilizados para recuperar calor de corrientes de gases de combustión o comprimidos en instalaciones de petróleo y gas natural, convirtiendo dicha energía en energía mecánica y/o eléctrica. Las capacidades anticipadas que podrían aplicarse en México de estos ciclos son de 5 MW unitarios, y al menos una instalación de un turboexpansor está presente en el sistema nacional de refinación de Pemex. Otros ciclos que aún no se aplican en México son, en el caso de refinerías, el ciclo de turbina a gas con recuperación de calor en el calentador atmosférico de carga, lo cual representa grandes ventajas de descuellamiento de refinerías e incrementa el tiempo de corrida de las mismas, al reducir recalentamientos y formación de incrustaciones en el lado producto del calentador. Otro desarrollo que no se ha aplicado de manera comercial en México es la cogeneración con celda de combustible, la cual está planteada para usos de baja carga o domésticos y que tiene una eficiencia de 85% cuando hay uso para el agua caliente que puede generarse por las necesidades de enfriamiento de la celda en el proceso de transformación de energía en calor. Así, se espera que en los próximos 20 años se alcancen eficiencias cercanas a 90% para los ciclos de cogeneración, con base en los avances comentados antes. Los ciclos combinados también han sido mejorados, y se espera alcanzar 60% de eficiencia térmica para dichos ciclos en esta década en los tamaños mayores a 500 MW.


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En este caso, se han desarrollado ciclos combinados flexibles con motor de combustión interna. Una implementación especial de ciclo combinado, la constituye el uso de gases de combustión de turbinas a gas para generación eléctrica para impulsar un ciclo Rankine orgánico (ORC), el cual tiene potencial y aplicaciones específicas debido a su alto costo, en situaciones donde se requiere energía y no existe infraestructura ni de suministro de energía adicional ni de suministro de combustible adicional, tal como ocurre en instalaciones aisladas mineras y petroleras, particularmente en instalaciones marinas. Por otra parte, la evolución de los sistemas de gas de síntesis hacen que el uso de turbina de gas pueda extenderse a todos los combustibles primarios de donde se obtenga dicho gas, incluyendo madera, coque, combustóleo, residuos de vacío, bagazo, etc., lo cual también constituye un desarrollo que aunque tecnológicamente no es nuevo, comercialmente comienza a ser rentable. Las economías de escala se espera que harán que el costo por kW instalado se acerque entre las tecnologías, si bien no se prevé que la turbina a gas y caldera de recuperación sean desplazadas del lugar preferente que ocupan actualmente.


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7 ANÁLISIS DE LAS BARRERAS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LAS OPCIONES DE EFICIENCIA ENERGÉTICA

Las opciones de eficiencia energética planteadas presentan algunas barreras a su implementación, dependiendo del tipo, sector y tipo de empresa que las implemente de manera individual. Las barreras pueden agruparse como: Organizacionales

Afectan sobre todo la aplicación de medidas que requieren de recursos intensivos de capital y mano de obra y que constituyen actividades que, aunque proveen de servicios a la empresa, no son parte de la actividad sustantiva.

Prácticamente todas las medidas relacionadas con eficiencia energética, ya que requieren de un “líder” interno para llevar a cabo la implementación de las mismas.

El apoyo de la organización es decisivo en la consecución de recursos internos o financiamiento externo para la implementación de las medidas. Cuando se compite con proyectos de incremento de producción, generalmente existen criterios diferenciados ante las mismas situaciones económicas de proyectos.

Financieras

Los proyectos para incrementar la eficiencia energética y por lo tanto lograr una reducción de emisiones, compiten con otros proyectos cuya implementación genera mayores beneficios económicos. Por ejemplo, en una fabrica podría ser mas rentable comprar una nueva máquina que incremente la producción o que reduzca la misma, y el periodo de recuperación de la inversión podría ser menor que los proyectos para incrementar la eficiencia energética.

Dado que el financiamiento off-balance94 en México no es común, se deben buscar mecanismos para apoyar estos proyectos en condiciones de financiamiento escaso, es decir, fondos dedicados a proyectos con rentabilidad aceptable, pero en desventaja financiera frente a otras opciones con un menor grado de sustentabilidad ambiental.

Hay también el caso de proyectos como los de CSC, para los cuales en México no se cuenta con apoyo financiero alguno ya que no existen compromisos o límites de emisión en las empresas, y porque en este momento se desconoce el futuro del mercado con base en mecanismos flexibles del Protocolo de Kioto, el cual hasta el momento, por conducto de CMNUCC, no ha emitido por otra parte ninguna metodología para este tipo de proyectos y desarrollos.

94 Tipo de financiamiento que toma como garantía los resultados esperados del proyecto en términos de flujos netos de efectivo y TIR calculadas bajo criterios establecidos y auditados por el ente financiero que proporciona fondeo para el proyecto. En México el fondeo en banca privada es sobre garantía hipotecaria o prendaria.


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La opción de realizar proyectos bajo el MDL para generar RCEs no es viable, dadas las condiciones existentes frente el fin del primer período de compromisos establecido en el Protocolo de Kioto. Además, los bajos precios de las RCEs actuales y esperadas, así como la posición de la Unión Europea de sólo adquirir RCEs de proyectos de países de bajo crecimiento económico, registrados después de 2012. Lo anterior hace difícil la implementación de estos proyectos fuera de la esfera de la Responsabilidad Social Corporativa (RSC), o bien por compromiso institucional o por acuerdos de reducción de emisiones al tratarse de una empresa perteneciente a un país Anexo 1.

Estas barreras tienen una relevancia y peso definitivo sobre las posibilidades de implementación de proyectos de mediana y gran escala para reducción de emisiones en la industria.

Estructurales

Dado que en México, las pequeñas y medianas empresas (PyME) constituyen el 99.8% del total de empresas, generan 52% PIB, y contribuyen con el 72% de los

empleos formales95, su impacto en la toma de decisiones e implementación de

acciones de eficiencia energética es clave para la mitigación de GEI. En un alto porcentaje, las decisiones se toman en muchas ocasiones por los propietarios o socios directamente, lo que implica que se debe enfocar el esfuerzo de promoción y mercadeo de soluciones de eficiencia energética a este grupo de personas, quienes generalmente responden mejor ante proyectos demostrativos.

El hecho de que haya habido muchas acciones concertadas con otros países, relacionadas con programas para la industria, no ha logrado vencer las barreras de la forma de percibir el entorno de negocios en dichas empresas. Esto se debe a que en general, los esfuerzos se han centrado en apoyo tecnológico, y no en apoyos a la implementación de proyectos.

No existe ningún incentivo relevante fiscal o jurídico para la implementación de proyectos que mejoren el desempeño energético y ambiental de las empresas, salvo el caso de contaminantes controlados.

Aunque se ha capacitado un gran número de personas en temas relacionados con eficiencia energética, no ha habido una penetración importante de las tecnologías en el sector, abandonándose incluso las implementaciones realizadas por cuestiones de mantenimiento o escasez de refacciones menores.

Sin un entorno amigable en el aspecto legal, regulatorio y económico para este tipo de proyectos, su aplicación extensiva estará limitada a las empresas mayores, lo cual dada la estructura de la industria mexicana, traerá beneficios marginales comparados contra el tamaño de las oportunidades.

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Las condiciones de mercado son también un problema estructural, pues además del nulo financiamiento ofrecido por los proveedores de tecnologías, el costo de las mismas hace que las aplicaciones, aunque metodológicamente impecables, no sean rentables en México.

Las condiciones de compra venta a algunas empresas, tales como Pemex, hacen que la tecnología, aunque disponible, represente un costo entre 200% y 500% mayor al original, reduciendo por tanto el horizonte de aplicación.

La falta de información acerca de las tecnologías disponibles también representa un problema, puesto que se acude a unos cuantos proveedores conocidos o con presencia local, quienes no siempre ofrecen las mejores soluciones o tienen disponibilidad de las mismas.

La existencia de subsidios a combustibles y a tarifas eléctricas, distorsiona la apreciación de beneficios de proyectos de eficiencia energética, en ocasiones determinando que los mismos no son rentables cuando en un horizonte de subsidios reducidos o inexistentes, dichos proyectos serían claramente rentables.

Subsidios a los energéticos. De acuerdo con el Centro de Investigación en Desarrollo (CIDAC) (con base en datos de la SENER) se indica que los subsidios a la energía en México en 2010 fueron de más de 200 mil millones de pesos. Electricidad: 85 mil 801 millones de pesos. Gas LP: 40 mil millones de pesos. Gasolinas y diesel: 101 millones de pesos (únicamente de enero a agosto).

“El que los precios de los energéticos no reflejen el costo real, tiene implicaciones negativas sobre su uso eficiente de la energía y lleva a que se quemen mayores cantidades de combustibles fósiles de lo que técnicamente se requiere para los servicios que se obtienen con su uso: transportación, iluminación, confort, entretenimiento, almacenamiento y preparación de alimentos e higiene, entre otros. Esto, a su vez, tiene implicaciones ambientales en las zonas donde se queman los combustibles fósiles y para el planeta en general por el efecto invernadero. La forma en que se definen los precios de los energéticos en México por parte del gobierno federal provoca que, a final de cuentas, quienes más se favorecen del subsidio a los energéticos y por mucho, son los que más consumen y son los que tienen una mejor situación económica

El que se utilicen grandes cantidades de recursos económicos para cubrir lo que no pagan los usuarios por la energía que utilizan, significa un enorme desbalance en cuanto a acciones que México debería estar realizando. Sería mucho mejor que se destinara ese dinero o cuando menos una fracción significativa a inversiones que le ayudaran a la población a usar de una forma más eficiente la energía y aprovechar las energías renovables en nuestro país. También sería


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mejor bajar la factura a través de incentivos a la compra de equipos más eficientes, en lugar de mantener subsidios que desalientan las inversiones en tecnologías de alta eficiencia.”96

Barreras para el cálculo de emisiones e incorporación de acciones MRV en reportes de emisiones de GEI

Existen también barreras en este sentido, puesto que muchas de las publicaciones y herramientas de que se dispone, no son del dominio público.

Se requiere la capacitación de personal de industrias interesadas para difundir los elementos básicos de contabilidad y reporte corporativo de emisiones de GEI, que además pueden servir para la contabilidad y reporte de otros contaminantes regulados.

En cuanto a la inexistencia de metodologías aprobadas por CMNUCC para algunas aplicaciones específicas, ello no entraña mayor problema, puesto que los estándares de reporte y las publicaciones especializadas suplen con creces tal situación.

Un error común en la industria es plantear acciones con base en inventarios de GEI estimados a partir de factores no propios, lo que puede conllevar errores que cambien la apreciación de beneficios económicos y/o ambientales de su implementación.

Para el planteamiento de proyectos con fines de implementación, siempre deben medirse o estimarse con metodologías rigurosas los niveles de ahorro energético y emisiones reducidas.

Las actividades de Medición, Reporte y Verificación (MRV) son por lo regular acciones que surgen, en el caso de GEI, de compromisos de venta de emisiones o compensación de ellas. La implementación de este tipo de programas en la industria en México no es una práctica común.

La falta de equipo especializado y personal capacitado para medición de GEI o cálculo de emisiones a través de mediciones indirectas, es una situación que en muchas ocasiones hace prohibitivo implementar proyectos de este tipo.

Algunos proyectos MDL han sido abandonados debido a que los costos de MRV superan los beneficios. Es necesario capacitar personal nacional para realizar estas actividades, ya sea de manera interna o externa a la empresa.

96 Tomado del documento “Subsidios a la Energía en México, ¿que hacer con ellos? MC Odon de Buen, Energía tecnología y Educación


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La disponibilidad de equipo de medición y verificación, fuera del normal que se utiliza también para control de proceso, suele ser escasa y con precios muy elevados respecto a los precios de origen.

Los costos de la aplicación de MRV externo, dependiendo de los gases a reportar, pueden variar entre USD 5,000 y USD 100,000, sumados a los derechos causados por el servicio de extender certificados de verificación, lo cual como ya se ha dicho, sobrepasa los beneficios en muchos casos, o hacen poco rentable el proyecto en general cuando no se tiene suficiente margen.

Es necesario fortalecer los recursos humanos y contar con implementos técnicos en México para proporcionar el servicio, o capacitar personal interno para efectuarlo, lo cual ahorra recursos económicos y es perfectamente válido bajo todos los estándares, siempre y cuando los certificados respectivos no se auto otorguen para actividades que requieren la participación de un tercero.


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Tabla 149 Barreras específicas para el sector residencial

ACCIÓN SECTOR RESIDENCIAL

Generales para el sector

La principal barrera para la penetración de las tecnologías de alta eficiencia es el bajo costo de la energía eléctrica, con un costo promedio del kWh muy bajo y subsidiado, que no ayuda a que los proyectos sean rentables. La mayoría de la gente toma las decisiones de compra de equipos por el precio, prefieren comprar el equipo que está en oferta, aunque su vida útil sea de uno o dos años, en muchas ocasiones el proveedor vende a crédito sin intereses. Se desconoce lo que cuesta realmente dejar un equipo prendido, muy poca gente ha evaluado lo que le cuesta dejar prendido el piloto del calentador de agua, generalmente se gasta la misma energía en el piloto que en el consumo de gas cuando se están duchando. Falta de una cultura del ahorro. A pesar de las campañas de ahorro de energía, sigue la costumbre de dejar muchos aparatos en operación de forma innecesaria.

Sustitución de equipos de Aire Acondicionado, refrigeradores y lámparas

Existe desconocimiento sobre las nuevas tecnologías que se pueden aplicar, ya existen aires acondicionados minisplit de alta eficiencia con inversor de frecuencia un precio muy competitivo. La mayoría de la gente desconoce los calentadores de agua solares. Desconocimiento sobre los beneficios de las medidas, por ejemplo se prefiere comprar uno o dos aires acondicionados adicionales, en lugar de aislar las viviendas por que no existe difusión sobre estas acciones.

Tabla 150 Barreras específicas para los sectores comercial, industrial y de servicios

ACCIÓN SECTOR COMERCIAL, INDUSTRIAL Y DE SERVICIOS

Generales para los sectores

Generalmente la toma de decisiones va acompañada de un estudio técnico y económico para demostrar la viabilidad operativa y la rentabilidad financiera de un proyecto, pero el desconocimiento sobre los procedimientos de evaluación de los ahorros de energía, dificulta que el personal técnico de las empresas conozca los beneficios de una inversión en ahorros de energía y económicos. Todos los proyectos son evaluados bajo el criterio del costo beneficio y si no está claro este valor, los proyectos no son


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tomados en cuenta. No hay personal técnico idóneo para operar los equipos correctamente, y en ocasiones no hay personal para darles mantenimiento. Los costos de mantenimiento se pueden elevar al tener que traer personal externo. Para implementar proyectos de eficiencia energética es fundamental tener la disposición para hacerlo. A nivel de cultura organizacional es muy complejo para las empresas aceptar que alguien de fuera pueda ofrecer soluciones energéticas que difieren de lo que se ha venido haciendo durante varios años. Existe temor ante lo desconocido tanto a nivel tecnológico, como a nivel de los servicios que el mercado ofrece y esto genera reticencia al cambio. Algunas empresas proveedoras ofrecen análisis energéticos, pero siempre recomiendan sus productos y en muchas ocasiones engañan a los empresarios con las evaluaciones. Los proveedores deberían garantizar los ahorros de energía mediante una prueba real en la que se pueda medir el consumo de energía de su tecnología, y comprarla con la tecnología estándar. Muchas veces el precio inicial frena la inversión en tecnología de alta eficiencia, y se toman decisiones de acuerdo al precio más bajo de una tecnología estándar o de medio uso. Dado que no se evalúa el ciclo de vida de las inversiones, no se visualiza que el costo de la energía que consume un equipo en un año, puede superar el costo inicial del mismo. Las empresas, sobre todo las de menor tamaño, tienen prioridades como pagar la nómina, que hacen que la inversión en eficiencia energética quede en un segundo plano. Hay escasez de financiamiento, ya que una vez superada la dificultad inicial, el proyecto podría tener un periodo de recuperación de la inversión muy bajo y el cliente termina no siendo sujeto de crédito. Existen organismos financieros como el FIDE que puede otorgar créditos a tasas de interés preferenciales para proyectos de ahorro de energía, pero es necesario que la empresa no se encuentre en el buró de crédito. Si la gerencia de la empresa no está convencida de los beneficios de estos proyectos será muy difícil que el personal de mantenimiento o de ingeniería los pueda convencer para que apliquen tecnologías de alta eficiencia. En México no se cuenta con suficientes consultores en eficiencia energética, la industria nacional no está acostumbrada a pagar por la consultoría y algunos vendedores de equipo la regalan.


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Sistemas de vapor por recuperación de calor en economizadores

Barreras financieras. Afectan especialmente a la pequeña industria, que en general no cuenta con la liquidez para adquisición de estos equipos, que por otra parte hasta hace relativamente poco tiempo, sólo estaban disponibles para calderas de mediana y gran capacidad. Barreras por disponibilidad tecnológica, condiciones de mercado y disponibilidad de proveedores de tecnología y servicios: Existe un mercado y proveedores y alternativas suficientes en México para lograr la implementación de esta medida con la penetración supuesta; lo anterior hace que los costos de estos equipos tiendan a la baja por la competencia. Existen suficientes tecnólogos con diferentes opciones incluyendo las consideradas como de avanzada. Se considera que puede existir una barrera tecnológica por la falta de conocimiento de esta aplicación en la industria.

Sistemas de vapor por reducción de pérdidas en sistemas de distribución

Barreras por disponibilidad tecnológica, condiciones de mercado y disponibilidad de proveedores de tecnología y servicios: Existe un mercado y proveedores y alternativas suficientes en México para lograr la implementación de esta medida con la penetración supuesta; lo anterior hace que los costos de estos equipos tiendan a la baja por la competencia. Se considera que puede existir una barrera tecnológica por la falta de buenas prácticas de aplicación en la industria, así como porque algunos de estos sistemas requieren de un paro de la unidad de proceso para su cambio, sobre todo por instalaciones que no prevén esto.

Sistemas de vapor por ajustes operacionales en calderas

Barreras financieras. Afectan sobre todo a la pequeña industria, que en general no cuenta con la liquidez para adquisición de estos servicios o los instrumentos necesarios para ello, aunque ha habido importantes reducciones en el precio de los equipos. Barreras por disponibilidad tecnológica, condiciones de mercado y disponibilidad de proveedores de tecnología y servicios: Existe un mercado y proveedores y alternativas suficientes en México para lograr la implementación de esta medida con la penetración supuesta; lo anterior hace que los costos de estos equipos tiendan a la baja por la competencia. Existen suficientes proveedores de servicios y opciones de capacitación. Se considera que puede existir una barrera tecnológica por la falta de capacitación acerca de esta medida como parte de operaciones diarias de la industria.


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Tabla 151 Barreras específicas para el sector municipal

ACCIÓN SECTOR MUNICIPAL


Falta de capacitación del personal técnico en temas de ahorro de energía, ya sea en bombeo o en iluminación. Falta de presupuesto para nuevas inversiones. Los presidentes municipales prefieren las inversiones que se paguen en el corto plazo y que sean muy vistosas, por lo tanto el quitar una lámpara de vapor de mercurio que da una luz blanca que le gusta a la gente y poner una luz eficiente pero que es amarilla, puede terminar frenando la inversión. En los municipios existe un muy mal o escaso mantenimiento preventivo, además tienen problemas críticos en la operación ya que hay muchas fugas, en especial en las redes de agua potable.

Tabla 152 Barreras específicas para el sector agrícola

ACCIÓN SECTOR AGRÍCOLA


En muchas ocasiones se han realizado proyectos de bombeo en los que la bomba seleccionada no era la apropiada el pozo y para el sistema de riego, por lo tanto el sistema de bombeo queda subutilizado, y crea desconfianza en la población para futuros proyectos. En un sistema de bombeo de riego agrícola, se tienen que tomar en cuenta todos los componentes del sistema, estos proyectos requieren ser realizados por especialistas y no sólo por vendedores de equipo, o personas que de buena voluntad tratan de habilitar un pozo. En este sector se requiere una mayor capacitación técnica a los usuarios para que conozcan las ventajas de las nuevas tecnologías ,ya sea para el reemplazo completo del sistema de bombeo actual o para agregar dispositivos de control que optimicen su operación, como lo es el variador de frecuencia para controlar el flujo.


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Tabla 153 Barreras específicas para el sector petróleo y gas

Acción SECTOR PETRÓLEO Y GAS

Cogeneración en Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) y Pemex Refinación

Existen barreras visibles a este proyecto, una de ellas es el incremento de emisiones, y otra la cantidad de financiamiento necesaria (cerca de USD 2 mil millones de dólares), pero también incentivos para realizarlo por razones económicas y funcionales de las refinerías, por lo que se deberá encontrar el mejor compromiso y de ser rentable el proyecto, incorporar sistemas de CSC, que por otra parte pondrían a Pemex a la vanguardia en Latinoamérica.

Cogeneración en Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) y Pemex Refinación

No se puede hablar de barreras a la implementación en este momento. Están documentadas las dificultades que hubo que superar para su desarrollo.

Integración térmica en Pemex refinación

Requiere recursos financieros, así como con espacio y disponibilidad de paro escalonado de trenes de proceso para interconexiones. La operación con un número reducido de torres de enfriamiento, también es una barrera cultural que debe superarse con comunicación y capacitación.

Optimización de sistemas de condensado (trampas de vapor) y aislamiento térmico en Pemex refinación

Esta medida se debe hacer con la planta en operación, puesto que no sería práctico el paro de secciones de refinerías con este objeto. Desde el momento en que se realicen los cambios, se debe mantener vigilancia y monitoreo continuos sobre los sistemas para evitar que se produzcan pérdidas de materia y eficiencia.

Rehabilitación de calderas de vapor

Disponibilidad del equipo para salir a rehabilitación, y aprobación de recursos al efecto.

Reducción de quema de gas

Barreras organizacionales. Consideración de presupuesto adicional requerido para elevar el nivel de implementación al considerado, de reducción de quema a 100 MMPCD. Se requiere que la implementación de las medidas adicionales para lograr el nuevo valor de quema reducido de 100 MMPCD sea realizado entre 2012 y 2019.


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Acción SECTOR PETRÓLEO Y GAS

Eficiencia energética en calentadores de proceso de Pemex por incorporación de sistemas de tiro forzado con recuperación de calor

Barreras financieras. El sistema de evaluación de proyectos puede representar un obstáculo para la realización de este proyecto, al competir con otros productivos a los que se da mayor prioridad. Así mismo, no es fácil la consecución de recursos para el proyecto de que se trate dados los sistemas y prácticas actuales de gestión de presupuesto de esta empresa. Barreras por disponibilidad tecnológica, condiciones de mercado y disponibilidad de proveedores de tecnología y servicios. Existe un mercado y proveedores y alternativas suficientes disponibles para Pemex para lograr la implementación de esta medida con la penetración supuesta. Por otro lado, aunque aquí se ha sido conservador con la consideración de costo de implementación, es una realidad que el costo para Pemex tiende a ser entre un 100% y un 300% más alto que para el resto del mercado.

Eficiencia energética en turbinas de accionamiento de compresores y bombas

Barreras financieras. El sistema de evaluación de proyectos puede representar un obstáculo para la realización de este proyecto, al competir con otros productivos a los que se da mayor prioridad. Así mismo, no es fácil la consecución de recursos para el proyecto de que se trate dados los sistemas y prácticas actuales de gestión de presupuesto de esta empresa. Barreras por disponibilidad tecnológica, condiciones de mercado y disponibilidad de proveedores de tecnología y servicios. Existe un mercado y proveedores y alternativas suficientes disponibles para Pemex para lograr la implementación de esta medida con la penetración supuesta.


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8 ELEMENTOS CLAVE PARA UN SISTEMA DE MEDICIÓN, REPORTE Y VERIFICACIÓN PARA LAS MEDIDAS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA

El proceso de medición, reporte y verificación (MRV) de la reducción de emisiones o del alcance de objetivos de programas de mitigación es indispensable para asegurar la efectividad de las acciones de mitigación. Estos sistemas son necesarios para mostrar el impacto de los proyectos de mitigación y para justificar las inversiones en las acciones, y en caso de existir, el apoyo económico, técnico y regulatorio de entidades nacionales o internacionales. Las etapas del proceso MRV se definen en los siguientes puntos:

La medición es el primer paso en la valuación de la efectividad de una acción de mitigación. Permite la obtención de los datos para construir el reporte y posteriormente la verificación.

El reporte se refiere a la documentación de los datos necesarios para evaluar la efectividad de la acción de mitigación. Existen dos tipos de reporteo, directo (donde se colocan medidores que guardan la información en bases de datos) o indirecto donde se registran los datos y se verifican antes de reportarlos como finales. El reporteo indirecto permite mayor flexibilidad en la forma de obtener los datos, pero requiere de mucha documentación. (UNEP, UNDP, DNV, 2011)

La verificación es la revisión y validación por parte de un tercero de que la medición y el reporteo se están realizando de acuerdo a los requisitos y lo establecido en el programa de mitigación.

Los sistemas MRV se implementan en paralelo con programas de reducción de emisiones específicos y con un alcance, fronteras, incentivos y responsables de la acción definidos. Lo que se requiere medir, reportar y verificar depende de los objetivos específicos definidos para los programas. En el caso del presente estudio donde se proponen medidas de técnicas de eficiencia energética para la reducción de emisiones, no es posible hablar en concreto de un sistema MRV. Esto, debido a que las medidas estudiadas contemplan solamente el potencial técnico y las características tecnológicas de la medida y no el proceso o programa para la implementación. En los programas de implementación, no incluidos en este estudio, se definen las instituciones involucradas en la implementación de las medidas y en el monitoreo, reporteo y verficación de su impacto. Son estos programas de implementación de donde se deriva o sobre el cual se construye un sistema MRV específico. Los sistemas MRV específicos para programas de mitigación de GEI pueden incluir además de las métricas técnicas para la evaluación de la reducción de emisiones, métricas financieras y de proceso. Las métricas financieras permiten la medición de los flujos de donaciones, asignación de presupuesto local, ingresos por compra de créditos de carbono, así como de la inversión total para la implementación de las acciones. (UNEP, UNDP, DNV, 2011) Por otro lado las métricas de proceso miden el nivel de cumplimiento y progreso respecto a los objetivos planteados en el programa. Las métricas de proceso también pueden considerar la métricas cualitativas que permitan evaluar la calidad de los procesos y de las acciones. Aunque los programas para la implementación de las acciones propuestas aún no están definidos, las consideraciones básicas para el diseño de programas de implementación de


191

las medidas de eficiencia energética aquí propuestas que incluyan un sistema MRV sólido se presentan a continuación:

Estandarizar las consideraciones para la construcción de la línea base

Consenso sobre la metodología o conjunto de metodologías para el cálculo de las emisiones.

Establecimiento de principios para evitar doble conteo.

Consenso sobre las consideraciones y fuentes para el cálculo de los factores de emisión tanto de combustibles como de la red eléctrica.

Debe existir transparencia en los procesos de obtención de datos Debido a las características del estudio y de la estructura de las propuestas de eficiencia energética aquí presentadas, las recomendaciones por sector en cuanto al sistema MRV se enfocan en las métricas cuantitativas técnicas a considerar en el proceso de medición y reporteo. La reducción de emisiones de GEI resultantes de acciones de eficiencia energética se deriva de la reducción en el consumo de energía generada. La reducción en el consumo de energía o ahorro de energía es por lo tanto la principal métrica cuantitativa técnica a considerar en un sistema MRV para este tipo de acciones. A partir de este valor de reducción en el consumo de energía se calculan, utilizando factores de emisión de la fuente de energía ahorrada, la mitigación de emisiones por la implementación de la acción. La fórmula básica para el cálculo de ahorro de energía es la siguiente:

Para medir el ahorro de energía se tienen dos opciones metodológicas. La primera opción es la medición aislada donde se instalan medidores o se mide directamente el consumo en los equipos o servicios a reemplazar o mejorar, antes y después de la acción de eficiencia energética. La segunda opción de medición, es la medición del consumo del sistema completo, y se utiliza cuando es difícil hacer una medición aislada. Existen dos tipos de medición del consumo completo. El primer tipo de medición por consumo completo se basa en la diferencia entre el consumo previo y posterior a la implementación de la acción. La segunda, se basa en modelos y simulaciones computacionales y se utiliza generalmente cuando no se tiene información de línea base o ésta no es confiable. (EPC Watch, 2007) Los elementos más importantes para la implementación de un sistema de medición y reporteo de métricas cuantitativas técnicas para medidas de eficiencia energética debiera incluir los siguientes componentes:

Detalles de la línea base

Documentación de los supuestos y fuentes de datos

Qué es lo que se va a medir y a verificar

Quién es la entidad que conducirá las actividades de medición y verificación

Calendario de actividades de medición y verificación

Detalles de los análisis hechos

Detalle sobre los cálculos de ahorro de energía


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A continuación se presenta una propuesta de los elementos y métricas claves a considerar para las medidas de eficiencia energética propuestas por sector.

Tabla 154 Elementos clave de MRV en el Sector Residencial Sector residencial

Consideraciones generales

Las medidas de eficiencia energética del sector residencial son de implementación distribuida y generan ahorros bajos por acción. (Aunque el potencial total de ahorro de éstas es alto debido al gran número de acciones posibles). Esto hace que la medición y reporte de los ahorros y mitigación más práctico y costo efectivo, sea la medición de ahorros de tipo aislado y puntual a muestras representativas de las acciones. Otra opción es la medición aislada utilizando cálculos basados en las características técnicas de los equipos sustituidos. El reto que representa la opción de cálculos técnicos es que no es posible captar las variables de comportamiento.

Medidas de eficiencia energética

Métricas clave específicas Métricas clave generales

Sustitución de aire acondicionado

Eficiencia de los equipos (KW/ton)

Datos de temperatura y humedad

Horas de operación

Potencia y características de los equipos de línea base

Potencia y características de los equipos eficientes

Eficiencia de los equipos línea base y eficientes

Sustitución de refrigeradores

Sustitución de lámparas

Iluminación (lux)

Tabla 155 Elementos clave de MRV en el Sector Comercial Sector comercial


El número de acciones posibles en el sector comercial, es también alto y por consiguiente la implementación de las acciones también es de carácter distribuido. Esto hace que la metodología de medición más recomendable sea la aislada y a través de cálculos técnicos. Las características de alta variabilidad de las instalaciones comerciales, dificulta la obtención de una muestra realmente representativa para realizar las mediciones, particularmente porque el universo de acciones posibles no es tan alto como es el caso del sector residencial.

Medidas específicas Métricas clave específicas Métricas clave generales

Sustitución de aire acondicionado

Eficiencia de los equipos (KW/ton)

Datos de temperatura y humedad

Horas de operación




Sustitución de iluminación

Iluminación requerida (lux)

Sustitución de equipos de


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refrigeración

Sustitución de equipos de bombeo

Sustitución de equipos de cómputo

Tabla 156 Elementos clave de MRV en el Sector Municipal Sector municipal


Dado que las acciones de ahorro de energía municipal son en general de carácter centralizado, y el potencial de reducción por acción realizada es alto. Es posible y costo efectivo realizar una medición de los ahorros considerando el enfoque de sistema completo utilizando datos de consumo previos y posteriores a la acción. Esto permitiría una medición y posiblemente un monitoreo periódico, y un reporteo preciso del impacto de la acción.


Métricas clave específicas Métricas clave generales

Reemplazo de luminarias de alumbrado público

Iluminación requerida (lux)

Horas de operación




Bombas de agua potable y aguas negras eficientes

Flujos bombeados

Tabla 157 Elementos clave de MRV en el Sector Agrícola Sector agrícola


Dado que la ubicación de las medidas de eficiencia energética es geográficamente dispersa, nuevamente se recomienda el enfoque de medición aislada basada en cálculos técnicos o en la toma de mediciones de una muestra representativa de acciones. El considerar un sistema de medición aislado tomando una muestra representativa es factible debido a la uniformidad característica de la medida de reemplazo de bombeo agrícola.


Métricas clave específicas

Reemplazo de bombeo agrícola

Potencia de la bombas línea base y eficiente

eficiencia de la bomba línea base y eficiente

tipo de bomba

tiempo de operación

flujos


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Para tener un sistema de monitoreo es necesario hacer mediciones de parámetros eléctricos, al mismo tiempo del caudal, presiones y los niveles de referencia como se

puede apreciar en la Tabla 158.

Con base en el resultado de las mediciones se va a determinar:

La eficiencia electromecánica del conjunto motor-bomba y de ambos elementos en forma separada.

Las curvas de comportamiento carga-gasto-eficiencia del equipo de bombeo Se tienen que comparar las eficiencia electromecánicas y las curvas de comportamiento con los sistemas estándar y los eficientes, por lo tanto se realizarán las medicones antes y después de los cambios.

Tabla 158 Mediciones en los sistemas de bombeo

Actividad Objetivo Equipo de medición

Medición de parámetros eléctricos

Determinar la potencia de operación para calcular la eficiencia

Analizador de potencias de redes eléctricas

Medición del caudal de descarga en bombas

Determinar el caudal de operación del equipo

Medidor de gasto ultrasónico o electromagnético

Mediciones de presiones en la descarga

Obtener carga de operación del equipo

Manómetro portátil tipo Bourdon

Definición de niveles de referencia en bombeos

Obtener carga de operación y perdidas de carga hidráulica

Sonda electrica y cinta métrica

La confiabilidad de los datos se verá muy afectada por la cantidad, calidad y colocación del equipo de medición. Con el fin de mantener la precisión, será necesario verificar los medidores en forma regular y recalibrarlos según sea necesario. Los factores que deberán considerarse en la selección del equipo de medición incluyen lo siguiente:

Tipo de instrumento para un cierto parámetro.

Equipo portátil en comparación con fijo.

Precisión del equipo comparada con el costo.

Entorno operativo (por ejemplo, tensión física o probabilidad de corrosión).

Lugar y espacio físico dentro del sistema.

Disponibilidad comercial del equipo y servicio técnico Los medidores instalados en forma permanente pueden ser extremadamente útiles para la creación de un sistema de medición funcional. Estos medidores pueden ser monitoreados en forma constante por el personal o en forma electrónica, con el fin de


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mantener un conjunto de datos razonablemente confiables. Sin embargo, muchas veces es conveniente la instrumentación portátil para lograr una mayor precisión. Es más fácil el mantenimiento y la calibración de los instrumentos portátiles y deberán utilizarse, siempre que sea posible, para verificar la precisión de los medidores instalados.

Tabla 159 Elementos clave de MRV en el Sector de Gas y Petróleo Sector gas y petróleo

Medidas Consideraciones y métricas clave específicas

Reducción de quema de gas

La reducción de quema y venteo de gas natural no representa una medida de eficiencia energética en el sentido estricto por lo que la medición de el impacto de la acción generalmente se hace en términos de emisiones de GEI evitadas y no de ahorro de energía. Las principales métricas necesarias para la medición y reporteo son:

volumen de venteo o quema de gas línea base

volumen de venteo o que de gas después de la implementación de la acción

factor de emisión del gas

calor específico del gas

Cogeneración

Debido a que existen impactos indirectos de la instalación de un proceso de cogeneración se consideran existen dos enfoques distintos para la medición del impacto de la medida. El primero no considera los impactos indirectos considerando un reemplazo uno a uno de la energía producida en el proceso de cogeneración y la energía que en el caso de la línea base hubiera tenido que ser adquirida de fuentes externas. El segundo enfoque considera el ahorro de energía a nivel del sistema o planta y por lo tanto incluye los efectos indirectos de la instalación de un sistema de cogeneración. Las métricas principales para la medición del impacto de una medida de cogeneración son.

generación de energía eléctrica

generación de energía térmica

factores de emisión de la fuente de energía o combustible de línea base y después de la medida


Métricas clave generales

Integración térmica en SNR

El cálculo del ahorro de energía térmica generalmente se basa en las siguientes métricas:

Consumo de combustible en la línea base

Consumo de combustible después de la implementación de la acción

Contenido energético del combustible

Factor de emisión del combustible

Rehabilitación de calderas de vapor

Optimización de condensado y aislamiento térmico

Incorporación de tiro forzado en calentadores de proceso

Eficiencia en Horas de operación


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turbinas y compresores




Tabla 160 Elementos clave de MRV en el Sector Industrial Sector industrial

Medidas Consideraciones y métricas clave específicas

Cogeneración

Debido a que existen impactos indirectos de la instalación de un proceso de cogeneración se consideran existen dos enfoques distintos para la medición del impacto de la medida. El primero no considera los impactos indirectos considerando un reemplazo uno a uno de la energía producida en el proceso de cogeneración y la energía que en el caso de la línea base hubiera tenido que ser adquirida de fuentes externas. El segundo enfoque considera el ahorro de energía a nivel del sistema o planta y por lo tanto incluye los efectos indirectos de la instalación de un sistema de cogeneración. Las métricas principales para la medición del impacto de una medida de cogeneración son.

generación de energía eléctrica

generación de energía térmica factores de emisión de la fuente de energía o combustible de línea base y después de la medida


Métricas clave generales

Eficiencia de sistemas de vapor (economizadores)

El cálculo del ahorro de energía térmica generalmente se basa en las siguientes métricas:

Consumo de combustible en la línea base

Consumo de combustible después de la implementación de la acción

Contenido energético del combustible

Factor de emisión del combustible Para el caso de medidas que se implementan a lo largo de toda una línea de proceso en una instalación industrial, como es el caso de la reducción de pérdidas de vapor en sistemas de distribución, la medición aislada de las medidas se dificulta por lo que se recomienda un enfoque de sistema completo, ya sea utilizando registros de consumo de energía de línea base, y si no se cuenta con ellos y la magnitud de la inversión lo justifica utilizar herramientas de simulación y modelación.

Reducción de pérdidas de vapor en sistemas de distribución

Ajustes operacionales en calderas

Sustitución de aire acondicionado en el sector industrial

Horas de operación




Sustitución de lámparas en el sector industrial

Sustitución de


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compresores de aire

Sustitución de motores eléctricos

Sustitución de equipos de refrigeración

Sustitución de equipos de cómputo

Variadores de frecuencia

Para el caso de los variadores de frecuencia es importante considerar, además de las métricas generales para acciones de eficiencia de consumo eléctrico, mediciones de las horas de operación antes y después de la implementación así como el desempeño del motor, pues si este continua operando al 100% de la velocidad el 100% del tiempo, el ahorro de energía no se materializa.


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http://cdm.unfccc.int/methodologies/SSCmethodologies/approved

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http://cdm.unfccc.int/methodologies/documentation/meth_booklet.pdf#AM0009










http://cdm.unfccc.int/methodologies/documentation/meth_booklet.pdf#AMS-I.C

http://cdm.unfccc.int/methodologies/documentation/meth_booklet.pdf#AMS-II.D

http://cdm.unfccc.int/methodologies/documentation/meth_booklet.pdf#AMS-III.P

http://cdm.unfccc.int/methodologies/documentation/meth_booklet.pdf#AMS-III.Q


199

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ANEXO 1 Normas Oficiales de Eficiencia Energética en México97.

1) NOM-001-ENER-2000. Eficiencia energética de bombas verticales tipo turbina con motor

externo eléctrico vertical. Límites y métodos de prueba.

2) NOM-003-ENER-2011. Eficiencia térmica de calentadores de agua para uso doméstico y comercial. Límites, método de prueba y etiquetado.

3) NOM-004-ENER-2008. Eficiencia energética de bombas y conjunto motor-bomba, para

bombeo de agua limpia, en potencias de 0.187 kW a 0.746 kW. Límites, métodos de prueba y etiquetado.

4) NOM-005-ENER-2010. Eficiencia energética de lavadoras de ropa electrodomésticas.

Límites, método de prueba y etiquetado.

5) NOM-006-ENER-1995. Eficiencia energética electromecánica en sistemas de bombeo para pozo profundo en operación. Límites y métodos de prueba.

6) NOM-007-ENER-2004. Eficiencia energética en sistemas de alumbrado en edificios no

residenciales.

7) NOM-008-ENER-2001. Eficiencia energética en edificaciones, envolvente de edificios no residenciales.

8) NOM-009-ENER-1995. Eficiencia energética en aislamientos térmicos industriales.

9) NOM-010-ENER-2004. Eficiencia energética del conjunto motor bomba sumergible tipo

pozo profundo. Límites y método de prueba.

10) NOM-011-ENER-2006. Eficiencia energética en acondicionadores de aire tipo central, paquete o dividido. Límites, métodos de prueba y etiquetado.

11) NOM-013-ENER-2004. Eficiencia energética para sistemas de alumbrado en vialidades y

áreas exteriores públicas.

12) NOM-014-ENER-2004. Eficiencia energética de motores de corriente alterna, monofásicos, de inducción, tipo jaula de ardilla, enfriados con aire, en potencia nominal de 0,180 a 1,500 kW. Límites, métodos de prueba y marcado.

13) NOM-015-ENER-2002. Eficiencia energética de refrigeradores y congeladores

electrodomésticos. Límites, métodos prueba y etiquetado.

97 Normas Oficiales Mexicanas. CONUEE. Disponible en: http://www.conae.gob.mx/wb/CONAE/CONA_1002_nom_publicadas_vigen. Fecha de consulta: 25 Junio de 2012.

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http://www.conae.gob.mx/wb/CONAE/CONA_1002_nom_publicadas_vigen


203

14) NOM-016-ENER-2010. Eficiencia energética de motores de corriente alterna, trifásicos, de inducción, tipo jaula de ardilla, en potencia nominal de 0,746 a 373 kW. Límites, método de prueba y marcado.

15) NOM-017-ENER/SCFI-2008. Eficiencia energética y requisitos de seguridad de lámparas

fluorescentes compactas autobalastradas. Límites y métodos de prueba.

16) NOM-018-ENER-2011. Aislantes térmicos para edificaciones. Características, límites y métodos de prueba.

17) NOM-019-ENER-2009. Eficiencia térmica y eléctrica de máquinas tortilladoras

mecanizadas. Límites, métodos de prueba y marcado.

18) NOM-020-ENER-2011. Eficiencia energética en edificaciones. Envolvente de edificios para uso habitacional.

19) NOM-021-ENER/SCFI-2008. Eficiencia energética, requisitos de seguridad al usuario en

acondicionadores de aire tipo cuarto. Límites, métodos de prueba y etiquetado.

20) NOM-022-ENER/SCFI-2008. Eficiencia energética y requisitos para seguridad al usuario para aparatos de refrigeración comercial autocontenidos. Límites, métodos de prueba y etiquetado.

21) NOM-023-ENER-2010. Eficiencia energética en acondicionadores de aire tipo dividido,

descarga libre y sin conductos de aire. Límites, método de prueba y etiquetado.

22) NOM-028-ENER-2010. Eficiencia energética de lámparas para uso general. Límites y métodos de prueba.



http://conuee.gob.mx/work/sites/CONAE/resources/LocalContent/6933/9/NOM020ENER2011.pdf

http://www.conae.gob.mx/work/sites/CONAE/resources/LocalContent/6933/7/NOM021ENERSCFI2008.pdf







204

ANEXO 2 COGENERACIÓN

En este tema, la fuente relevante de datos acerca del potencial total que podría ser aprovechado será el “escenario medio” contemplado en el estudio sobre la cogeneración realizado por CONUEE en 2009, ya citado. Otra fuente de información estadística es la encontrada en el sitio web de la CRE, precisamente en la sección “Estadísticas”, particularmente las referidas al sector eléctrico98. La base para lo anterior es el dinamismo que ha presentado este tipo de implementaciones en la industria, ya que mientras durante el período de 5 años y medio, contados de 2007 a junio de 2012, la CRE ha otorgado permisos para instalaciones de cogeneración con una capacidad instalada en conjunto de 1,725 MW, es decir un promedio de 313.4 MW por año, durante los 5 años anteriores a tal período, es decir de 2002 a 2006, los permisos otorgados para instalaciones de cogeneración sumaron 213 MW, o un promedio de menos de 43 MW por año. En el período de enero a junio de 2012, los permisos otorgados suman 99 MW totales99.

Figura 29. CRE, Capacidad a Instalar en Permisos de Cogeneración por Sector de la Industria (2007 – 2012)

Debe decirse que la actividad de los años más recientes en cuanto a permisos de cogeneración es impulsada en gran medida por las plantas de cogeneración instaladas o en proceso de

98 Sitio web http://www.cre.gob.mx/articulo.aspx?id=171 99 Datos de CRE; “Tabla de permisos de generación e importación de energía eléctrica administrados al 30 de junio de 2012”; Obtenido a través del sitio web de la Comisión Reguladora de Energía, http://www.cre.gob.mx/articulo.aspx?id=171, visitado el 2 de septiembre de 2012.




205

construcción en el sector petrolero y petroquímico, con participación de otros seis sectores industriales (Ver Figura 29). La existencia de planes estratégicos en el sector petrolero y petroquímico, para los cuales se siguen haciendo análisis en busca de ampliar el alcance de los mismos más allá de lo actualmente establecido (3,100 MW), así como la instalación de plantas de cogeneración en el caso de sectores con gran potencial, como el azucarero, el cual ha solicitado permisos para aproximadamente el 20% de su potencial total de cogeneración, mientras de acuerdo al estudio sobre la cogeneración de CONUEE en el escenario medio, la penetración de este sector llegaría en total al 30%, lo cual es muy posible se sobrepase en los próximos años, puesto que la mayoría de los ingenios azucareros aún no cuentan con este tipo de instalaciones y los que han comenzado a aplicarlas, forman parte de grupos que poseen otras instalaciones, lo que aumenta la probabilidad de multiplicarlas. El escenario mínimo de aprovechamiento del potencial de cogeneración en el citado estudio (849 MW), está cerca de ser alcanzado, además de que bajo dicho escenario y el escenario bajo, el sector azucarero se consideraba que no instalaría ninguna planta de cogeneración. En el caso de PEMEX, el escenario bajo contemplaba un desarrollo de cogeneración de 850 MW de capacidad instalada, mientras los permisos otorgados a la fecha y desde que se realizó el estudio aludido por CONUEE, se acercan a 70% de ese total. Es bajo el escenario medio que se considerarán las características y consumos energéticos base y prospectivos para la evaluación del impacto de la cogeneración como medida de reducción de

consumo y mitigación de GEI. (Ver Tabla 161)

Tabla 161 Escenarios de Desarrollo de Cogeneración en la Industria en México (Estudio sobre la Cogeneración CONUEE 2009)

Sector Unidad Escenario 1

(Mínimo) Escenario 2

(Bajo) Escenario 3

(Medio) Escenario 4

(Máximo)

Industrial % 10 25 60 80

Azucarero % - - 30 50

Industrial MW 199 497 3,651 4,868

PEMEX MW 650 850 3,100

Azucarero MW - - 294 490

TOTAL MW 849 1,147 7,045 8,457


206

ANEXO 3 Observaciones metodológicas a consideraciones de combustible evitado en el Sistema

Eléctrico Nacional (SEN) del estudio sobre la cogeneración de CONUEE:

1. El cálculo de eficiencia global media descrito en la metodología para indicar un concepto de “combustible ahorrado en el SEN” que posteriormente se emplea para un cálculo ex-ante de emisiones de GEI del sistema en realidad debería sustituirse por el cálculo realizado mediante la herramienta al efecto publicada por el Comité Ejecutivo del MDL de la CMNUCC.100

a. El cálculo de acuerdo a dicha herramienta, del factor de emisión de la red eléctrica en México a considerar para sustitución de energía, es para 2010 de 484.2 tCO2e / GWh, considerando factores de emisión default de acuerdo al IPCC101

b. Dado que para estimación del consumo evitado de energía en el SEN para efectos de contabilidad energética nacional podría ser útil realizar un cálculo tal y como se describe en la sección 4.2.1 del estudio sobre la cogeneración de CONUEE, 2009, se sugiere la revisión de las conclusiones de la metodología descrita para obtener la eficiencia media de generación eléctrica del sistema eléctrico (ventas de energía / energía primaria), puesto que aunque la metodología es impecable en cuanto a su resultado como una expresión de la eficiencia global del sistema dadas las fronteras establecidas para el mismo, el empleo de dichos resultados directamente para estimar los beneficios en cuanto a reducción de consumo de combustible para el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) no lo es. Se debería referir a energía primaria y acotar dicha reducción al conjunto de centrales generadoras cuya producción con mayor probabilidad sería sustituida al reducirse la demanda total del sistema (instalaciones con últimos lugares en el orden de despacho)

c. Lo anterior se amplía y fundamenta en el Anexo 2 de este reporte.

2. El cálculo de factores de emisión realizado en el documento de estudio sobre la cogeneración de CONUEE, se realizó empleando datos de Poder Calorífico Superior (PCS) para determinación de emisiones. La convención del IPCC de utilizar Poder Calorífico Inferior (PCI) para este tipo de cálculos debe seguirse para ser congruente con los datos expresados en las metodologías de estimación desarrolladas para otros sectores y medidas. Lo anterior no significa que la estimación de GEI basada en composición de combustibles y cantidades relativas sea incorrecta, sino que es conveniente la expresión de los factores de emisión en una forma comparable a los del IPCC.

Línea base y reducción de emisiones de proyectos de cogeneración

100 CDM Executive Board: “Tool to calculate the emission factor for an electricity system (Version 02.2.1)”: UNFCCC EB 63 Report, Annex 16, 2011 101 IPCC: “2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories”, Volume 2, Chapter 2; Intergovernmental Panel on Climate Change, 2006


207

Las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en un proyecto de cogeneración, serán la diferencia entre las emisiones de GEI en el estado anterior al proyecto y aquéllas prevalecientes en operación del proyecto. Las mismas se calculan como sigue: Reducción de emisiones de GEI = (Emisiones por combustión in situ previo al proyecto + emisiones por energía eléctrica desplazada por la generación del proyecto) – (emisiones por combustión in situ con proyecto en operación – consumo de energía eléctrica externa por el proyecto). De acuerdo a lo señalado en el estudio de CONUEE referido, las emisiones reducidas en el escenario medio de desarrollo de proyectos de cogeneración serán de 8.699 MtCO2. Esta es la cifra que aparece también como potencial de mitigación (8.7 MtCO2) en el análisis: “Potencial de mitigación de gases de efecto invernadero en México al 2020 en el contexto de la cooperación internacional”102. Emisiones por combustión in situ previo al proyecto Los supuestos y consideraciones del estudio sobre la cogeneración de CONUEE relacionados con consumos de energía y emisiones relacionadas con los consumos propios de las instalaciones de cogeneración, así como con los ahorros de energía y reducciones de emisiones por sustitución de combustibles por energía de desecho utilizada para generar vapor u otros usos se consideran adecuados en el caso de la industria en general y el sector azucarero, por lo que se recomienda seguir empleando dichos datos. Así, de acuerdo a lo señalado en secciones anteriores, se recomienda emplear el Poder Calorífico Inferior (PCI) para efectuar dichos cálculos. En el caso del combustóleo, el estudio sobre la cogeneración de CONUEE contiene en los anexos destinados a la industria azucarera un valor de 39,767 kJ/lt ó 0.039767 TJ/m3. En cuanto al gas natural, sólo se indica en el estudio de cogeneración el Poder Calorífico Superior (PCS), de 37,549 kJ/m3, por lo que puede estimarse el PCI como: PCI = PCS * 0.9103 Así, PCI del gas natural será: 37,549 kJ/m3 * 0.9 = 33,794.1 kJ/m3 = 956.94 kJ/PC = 0.95694 TJ/MMPC Por otra parte, los factores de emisión medios considerados para el combustóleo y para el gas natural en la Tabla 2.2 del Capítulo 2, Vol.2 de las guías para desarrollo de inventarios nacionales de GEI del IPCC, basados en PCI son los siguientes: Combustóleo (Residual Fuel Oil): 77,400 kgCO2/TJ + 3 kgCH4/TJ + 0.6 kgN2O/TJ =

77,647 kgCO2e/TJ104 = 77.647 tCO2e/TJ Gas Natural: 56,100 kgCO2/TJ + 1 kgCH4/TJ + 0.1 kgN2O/TJ =

56,152 kgCO2e/TJ105 = 56.152 tCO2e/TJ

102 INE: “Potencial de mitigación de gases de efecto invernadero en México al 2020 en el contexto de la cooperación internacional”: SEMARNAT – Instituto Nacional de Ecología, 2010 103 De acuerdo a metodología empleada en Compendio API 2009 para estimación de GEI en la industria petrolera, Tabla 3-8 104 Considerando potenciales de calentamiento global para el metano de 21 y para el óxido nitroso de 310 105 Considerando potenciales de calentamiento global para el metano de 21 y para el óxido nitroso de 310


208

Para ajuste de estimaciones de emisiones de GEI de acuerdo a recomendaciones del IPCC en cuanto a factores de emisión, dado que no se cuenta con una composición típica de combustibles para los proyectos, sino sólo un valor de referencia, se emplean los datos de consumo de combustible del estudio de CONUEE (Tabla 2.1)

Tabla 162 Ahorro de Combustible de Acuerdo a Escenario Medio de Desarrollo de Cogeneración en

la Industria en México (Estudio sobre la Cogeneración CONUEE 2009)

Sector Cantidad Unidad

PEMEX 890 MMPCD

Ingenios 355,958 m3/d

Industria (Económicamente Factible)

417 MMPCD

TOTAL 849 1,147

En el caso del gas, dado que ya se han hecho consideraciones de factores de carga para llegar a la cantidad de gas por día indicada, se utilizará el poder calorífico inferior obtenido y el de disponibilidad del estudio (92%) Ajustes por “combustible ahorrado por el SEN” PEMEX En el caso de PEMEX, no se harán ajustes puesto que las cantidades de combustible y las emisiones son netas y han sido calculadas de acuerdo a metodologías de UNFCCC cuando se realizó un PDD106 con miras a su posible consideración como MDL. No obstante, las cantidades indicadas de combustible para el caso de ingenios y el de industria, según lo establecido en las secciones 4.2.1, 4.2.2 y 4.2.4 del estudio de CONUEE, se incluye el concepto “ahorro de combustible para el SEN”, del que se habla en párrafos anteriores, como parte de la estimación de reducción de combustible total relacionado con los GWh evitados, para de ahí estimar la reducción de emisiones de GEI, lo cual no es ortodoxo al estimar emisiones, particularmente debido a la existencia de una herramienta relativa descrita en el punto 1. Ingenios Para el sector azucarero, la estimación por este concepto se plasma en la Tabla 43 del estudio sobre la Cogeneración 2009 de CONUEE, indicándose directamente que es de 923,343 m3/año. Por lo anterior, el ahorro de combustible real (combustóleo) del sector azucarero será de acuerdo a la diferencia entre la situación de operación actual y con cogeneración, lo cual de la misma Tabla 43 se infiere, será de:

395,550,000 l/año – 132,367,500 l/año = 263,182,500 l/año = 263,182.5 m3/año Industria Por lo anterior, se requieren las correcciones siguientes:

106 Documento de diseño de proyecto (Project Design Document) para someter un proyecto a validación y registro como Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL).


209

Cálculo de reducción en energía primaria, “ahorro de combustible” y emisiones relacionado con el sector eléctrico. Como ya se ha comentado, se realizó una consideración de ahorro de combustible para el sector eléctrico. Lo anterior se discute con detalle en el Anexo 1. En lo fundamental:

El cálculo es correcto respecto al ahorro de energía primaria, no de combustible, siendo que esto último se toma como premisa.

Si se analiza el orden de despacho, la energía entregada por los productores independientes de energía (PIE) no debería considerarse como parte de la base de cálculo de eficiencia, ya que dichos bloques de energía es muy probable que seguirán ingresando al sistema independientemente de la cantidad que ingrese por concepto de ventas al SEN de instalaciones de cogeneración, aún en el escenario máximo del estudio de CONUEE.

La energía importada y excedente de autogeneradores tampoco debería considerarse, puesto que no consume energía primaria del sistema.

Así, el cálculo realizado con valores correspondientes al BNE 2010, tiene los siguientes resultados: Energía primaria evitada / GWh evitado (2010): 3.04 GWh energía primaria / GWh evitado Energía en combustible evitada / GWh evitado (2010): 2.72 GWh energía primaria / GWh evitado Por lo anterior, y con base en la cantidad de energía que se esperaría generar al implementar en su totalidad el escenario medio de acuerdo al reporte señalado (38,629 GWh/año) 107 , se deberían hacer los siguientes ajustes: Consideración de ahorro en combustibles para el SEN: Las cifras actuales de acuerdo a lo señalado en el estudio de referencia, y sin tener todos los elementos de bases de cálculo referidas, sino sólo las muestras presentadas como anexos, habrían sido calculadas con el factor de 3.30 GWh de ahorro de combustible / GWh evitado De este modo, el ahorro de combustible total anual esperable en el escenario medio con implementación total sería:

38,629 GWh producidos * 3.30 GWh ahorro de combustible = 127,476 GWh ó 458.914 PJ de ahorro de combustible estimado en el SEN.

No obstante, dadas las correcciones propuestas, se estima que la energía primaria que probablemente se ahorraría o dejaría de utilizarse por el SEN con base en este consumo es:

38,629 GWh producidos * 3.04 GWh ahorro de energía primaria = 117,432 GWh ó de 422.755 PJ de ahorro de energía primaria

Mientras tanto, un escenario probable de ahorro de combustible para el SEN sería:

107 Ver sección “Beneficios para el SEN” en el estudio citado


210

38,629 GWh producidos * 2.72 GWh ahorro de combustible probable = 105,071 GWh ó de 378.256 PJ de ahorro probable de combustible en el SEN

Dado que como se ha explicado, estos datos son sólo estimados y dependen de situaciones tales como el despacho de carga y el estado del sistema en el momento o período en que se genere energía que se entregue al mismo, se recomienda no utilizarlos más que en caso necesario y como una referencia a escenario probable. Para efectos de cálculo de reducción de emisiones por sustitución de energía eléctrica, el factor denominado de “margen combinado” para reducción de emisiones de acuerdo a la herramienta del Comité Ejecutivo del MDL puede emplearse. Se emplean datos de 2010, ya que es el año más reciente con información energética completa (BNE): Así, las emisiones evitadas por energía desplazada del SEN, serán: Emisiones evitadas = Energía desplazada por sistemas de cogeneración * Factor de emisión de

sustitución de energía en red. Así, las emisiones evitadas para el SEN serán:

38,629 GWh desplazados * 484.2 tCO2/GWh = 18,704,161 tCO2/año


211

ANEXO 4 Estimación de eficiencia global media de SEN para efectos de cálculo de emisiones de

GEI De acuerdo a lo expresado en la sección 4.2.1 del estudio citado, se tomaron los datos del Balance Nacional de Energía (BNE) 2006 correspondientes a energía primaria ingresada al sistema y energía a ventas total. La suma de todos los ingresos de energía primaria al sistema, incluyendo a los productores independientes de energía (PIE) es de 2,099.084 PJ, equivalentes a 583,079 GWh. La energía a ventas es de 176,670 GWh, equivalentes a 636.016 PJ (Ver Figura 30). Figura 30. Balance de electricidad del servicio Público, 2006 (Balance Nacional de Energía

2006)

De este modo, el cociente ventas de energía / energía primaria, denominado en el estudio sobre la cogeneración de CONUEE “eficiencia global media”, arroja como resultado numérico 0.30299 GWh eléctrico / GWh en energía primaria.


212

Hasta este punto, no hay ningún comentario; es cuando se concluye, a partir de este valor que de acuerdo a ello que: “Esto indica, que por cada GWh evitado, producido por los cogeneradores, se obtiene un ahorro de energía primaria de 3.30 GWh (100/30.29), o su equivalente, de 11,880 GJ.”, y cuando se afirma que este consumo produce un tercer indicador, denominado “consumo ahorrado por el SEN”, interpretado como consumo de combustible ahorrado por el SEN, que deben hacerse ciertas consideraciones que tienen que ver con esta afirmación y con la operación real del SEN. Consideraciones acerca de la utilización de eficiencia global media y funcionamiento del SEN para cálculo de reducción de energía primaria

1. El cálculo anterior es correcto si se habla de energía primaria; sin embargo el orden de despacho influirá en el ahorro real, dado que no todas las plantas serán afectadas de la misma manera ante la decisión de bajar carga por baja en demanda.

2. Así, los Productores Independientes de Energía (PIE), estarán entre los últimos a ser afectados dados los contratos de compra de energía con penalización por baja en dicha compra y la alta eficiencia de sus plantas, que hace atractiva dicha energía también.

3. Por otra parte, los flujos de energía de importación y de autogeneradores, no consumen energía del sistema.

4. Es por ello que se considera que un escenario realista es el de que la reducción de generación eléctrica y por tanto de consumo de energía primaria, se manifestará en el resto de las plantas, particularmente en las sujetas a despacho, como son las térmicas (excluyendo energía nuclear), y otras, excluyendo energía geotérmica y eólica, es decir las hidroeléctricas.

5. Así, la base de determinación de energía primaria estaría asociada a la eficiencia relacionada con este tipo de plantas, así como a la eficiencia propia del sistema de transmisión y distribución.

6. De este modo, se proponen los siguientes pasos para dicho cálculo, utilizando por claridad los datos del BNE 2006 (Figura A.1.1): a. Determinación de energía primaria considerada para cálculo de reducción de energía

primaria por GWh evitado (Energía primaria a centrales térmicas – Energía primaria en Uranio + Energía primaria en agua a hidroeléctricas): 1,273.105 – 119.419 + 303.550 = 1,457.236 PJ (404,787 GWh)

b. Cálculo de generación bruta aplicable: 127,101 – 10,866 + 30,305 GWh = 146,540 GWh

c. Cálculo de generación neta aplicable (se considera el total de usos propios sin modificación al no contar con elementos para hacer consideraciones metodológicamente válidas): 146,540 GWh energía bruta – 9,763 GWh usos propios = 136,777 GWh (Para BNE posteriores, se ha introducido un concepto de usos propios de transmisión y distribución, que debe incluirse en este concepto)

d. Cálculo de energía neta aplicable (por criterio conservador no se considera la energía importada ni la aportada por auto-productores, ya que metodológicamente las mismas no deberán considerarse en la eficiencia de generación del SEN ni generan emisiones directas de GEI); de este modo, la energía neta aplicable es igual a la generación neta aplicable = 136,777 GWh

e. Cálculo de eficiencia global de transformación y distribución del SEN para el período (Energía a ventas / energía neta): 177,171 GWh / 216,771 GWh = 81.732%

f. Determinación de energía a ventas considerada para cálculo de efecto de reducción por GWh evitado, considerando el mismo valor de diferencias de medición por criterio


213

conservador [(Energía neta aplicable * eficiencia global de transformación y distribución del SEN) – Diferencias de medición]: (136,777 GWh * 81.732%) – 501 GWh = 111,289 GWh evitado

g. Cálculo de energía primaria evitada por GWh evitado (GWh en energía primaria aplicable / GWh evitado): 404,787 GWh en energía primaria / 111,289 GWh evitado = 3.63 GWh en energía primaria / GWh evitado

Consideraciones acerca de la utilización de eficiencia global media y funcionamiento del SEN para cálculo de reducción de combustible fósil.

1. La afirmación referente a la consideración de energía primaria como “consumo de combustible”, implicaría que al disminuir el consumo de energía eléctrica, se reduciría proporcionalmente el consumo de energía primaria por cada tipo de ésta.

2. Lo anterior es muy difícil, en la práctica casi imposible, pues implicaría la modificación simultánea de todas las plantas para reducir su producción de acuerdo a la reducción de demanda y a su eficiencia de transformación, la cual varía de instalación a instalación y también por tipo de configuración.

3. Siguiendo con el supuesto de factibilidad de dicha disminución proporcional, la disminución de combustible por GWh evitado no sería de 11,880 GJ en combustible, como se afirma, dado que: a. No toda la energía primaria considerada como tal para ese cálculo está en forma de

combustible; el total de energía primaria como combustible fósil, que es el que interesa para efecto de reducción de GEI, tendrá que ver con la proporción de éste con respecto al total de la energía de ingreso.

b. Dependiendo de la cantidad de energía evitada, a mayor cantidad de ella mayor reducción y por tanto el efecto en detrimento de la eficiencia del sistema también haría que la disminución en consumo de energía primaria fuese menor a la estudiada.

4. No obstante, debe reconocerse que dentro de un horizonte limitado de energía eléctrica evitada, la suposición realizada en cuanto a “proporcionalidad” de reducción de energía puede ser la única opción razonable, dado que las herramientas necesarias para el modelado del SEN bajo diferentes hipótesis de operación no están disponibles o el costo de realizar dicho análisis no justificaría el beneficio de la precisión, dado que el despacho de carga se realiza no sólo con base en condiciones económicas o de eficiencia, sino también tomando en cuenta aspectos funcionales, climáticos y aún sociales para ello, lo cual no puede modelarse sin un grado apreciable de incertidumbre.

5. Para el caso comentado, la energía primaria de combustibles fósiles se compone de la energía contenida en los mismos que ingresa a las centrales de generación del SEN, más la energía contenida en los combustibles fósiles que alimentan a las centrales de generación de los PIE. Para 2006, la cantidad de energía en combustible fósil ingresado al sistema fue, de acuerdo a la Figura 1.2 anterior, 1,608.615 PJ, equivalentes a 446,838 GWh.

6. De este modo, y con la misma cantidad de energía a ventas, la energía en combustible ingresada al sistema por cada GWh a ventas sería: 1 GWh a ventas * (446,838 GWh en combustible / 176,670 GWh a ventas) = 2.5292 GWh en combustible.

7. Así, el ahorro en combustible sería menor en: 100% - (2.5292/3.30) = 23.36% al estimado por GWh evitado, en caso de cumplirse que todo el sistema respondiera proporcionalmente a la baja.

8. Sin embargo, debe considerarse que las condiciones de los contratos de suministro de energía que CFE tiene con los PIE, así como la eficiencia de las plantas empleadas por


214

ellos, generalmente de ciclo combinado, hace que estos PIE se encuentren siempre entre los primeros lugares de despacho, lo que implica que estarán operando prácticamente de manera continua mientras estén disponibles.

9. Lo anterior implica que las plantas que bajarían carga serían otras en el sistema y no éstas, por lo cual para efectos de cálculo bajo la consideración “proporcional”, sería correcto no considerarlas, pues operarán en cualquier condición independientemente de las aportaciones de plantas de cogeneración, ya que aún en el escenario máximo y con los supuestos de carga y disponibilidad máxima, su generación equivalente sería menor al 45% de la que tienen las termoeléctricas convencionales, candidatas más probables a ser sustituidas, además de que los episodios de sequía que se presentan cada vez con más frecuencia en México hacen más que probable que una parte de la energía evitada serviría para reducir también generación hidroeléctrica.

10. De este modo, aunque es conservador estimar la reducción de consumo de combustible de acuerdo a lo señalado en el punto 6 anterior, la búsqueda de los supuestos más realistas posibles con miras a planeación hace que se recomiende la adopción de dicho modo de cálculo, sin considerar a los PIE, para la determinación de la eficiencia aplicable a energía evitada en la red.

11. Para el cálculo de 2006, la base de combustible fósil evitado, de acuerdo a lo indicado en la Figura 1.2 anterior y a lo comentado en el punto 10, los pasos a seguir serán: a. Determinación de energía en combustible fósil considerado para cálculo de reducción

por GWh evitado (sin PIE): 1,153.686 PJ (320,468 GWh) b. Generación bruta aplicable: 127,101 GWh producidos en térmicas – 10,866 GWh

producidos en nucleoeléctricas + 30,305 GWh hidroelécticas = 146,540 GWh c. Cálculo de generación neta aplicable (se considera que los PIE no inciden

significativamente en consumo para usos propios): 164,766 GWh energía bruta – 9,763 GWh usos propios = 154,373 GWh

d. Cálculo de energía neta aplicable (por criterio conservador no se considera la energía importada ni la aportada por auto-productores, ya que metodológicamente las mismas no deberán considerarse en la eficiencia de generación del SEN ni generan emisiones directas de GEI); de este modo, la energía neta aplicable es igual a la generación neta aplicable = 136,777 GWh

e. Cálculo de eficiencia global de transformación y distribución del SEN para el período (Energía a ventas / energía neta): 177,171 GWh / 216,771 GWh = 81.732%

f. Determinación de energía a ventas considerada para cálculo de efecto de reducción por GWh evitado, considerando el mismo valor de diferencias de medición por criterio conservador [(Energía neta aplicable * eficiencia global de transformación y distribución del SEN) – Diferencias de medición]: (136,777 GWh * 81.732%) – 501 GWh = 111,289 GWh evitado

g. Cálculo de energía en combustible evitada por GWh evitado (GWh en combustible fósil aplicable / GWh evitado): 320,468 GWh en combustible / 111,289 GWh evitado = 2.88 GWh en combustible / GWh evitado.

Al evaluar resultados de plantas en operación y para contabilizar consumo de combustible y/o emisiones reducidas, los registros de monitoreo así como el seguimiento diario del despacho de carga deberán utilizarse para determinar la eficiencia aplicable, mientras que las emisiones reducidas deberán determinarse de acuerdo al procedimiento establecido por la herramienta al


215

efecto publicada por el Comité Ejecutivo del Mecanismo para un Desarrollo Limpio de la Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático.108

108 CDM Executive Board: “Tool to calculate the emission factor for an electricity system (Version 02.2.1)”: UNFCCC EB 63 Report, Annex 16, 2011


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Anexo 5 Estimación de factor de emisión

Para la estimación del factor de emisión de 2020 y 2030, se ha realizado un cálculo utilizando la herramienta metodológica para cálculo del factor de emisión de un sistema eléctrico 109 , disponible en el sitio de internet del Mecanismo para un Desarrollo Limpio de la Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático110 El primer paso para dicho cálculo es la identificación del sistema relevante. En este caso es claro que el sistema relevante es el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). El segundo paso es la elección acerca de la inclusión o no de plantas fuera de red en el cálculo del factor de emisión. Se eligió no incluir las plantas de generación que no aportan de manera exclusiva al SEN. El tercer paso es elegir el margen de operación que se empleará para el cálculo. De entre las cuatro opciones metodológicas, se elige el margen de operación simple, debido a que los recursos de bajo costo operativo (BCO) y generación permanente (GP) constituyen menos del 50% de la generación total del SEN. El factor de emisión de la red se calcula con base en la siguiente relación:

En donde: EFEL,m,y = Factor de emisión de margen de operación simple en el año “y”, tCO2/MWh FCi,m,y = Cantidad de combustible del tipo “i” consumido por la unidad generadora de energía eléctrica “m” durante el año “y” NCVi,y = Poder calorífico inferior o neto del combustible tipo “i” para el año “y” EFCO2,i,y = Factor de emisión de combustible tipo “i” para el año “y” EGm,y = Generación eléctrica neta enviada a la red por la unidad “m” en el año “y” Dado que en este caso la prospectiva 2010 – 2025 considera y proporciona las cantidades de combustible por tipo del mismo, este método puede emplearse al considerar como un grupo todas las plantas que consumen tal combustible, y la generación total será la de la red. Existen dos escenarios que podrían ser de línea base de acuerdo a lo planteado en la Prospectiva del sector eléctrico 2010 – 2025, siendo los mismos el de la integración al sistema de capacidad de plantas NGL (Nueva Generación Limpia), las cuales incorporarían captura y secuestro de carbono (CSC), así como el escenario que no los incluye, existiendo en dicha prospectiva los datos para ello.

109 UNFCCC Methodologies Panel:“Tool to calculate the emission factor for an electricity system” (version 2.2.1): 110 http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v2.2.1.pdf

http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v2.2.1.pdf


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Ambos escenarios son coincidentes hasta 2020, y se observa para los primeros años desalineación con respecto a los datos reales de producción y consumo de combustible (2009 – 2011). Lo anterior no afecta en gran medida las conclusiones y cálculos en este análisis, dado que las tendencias se mantienen desde 2012 incluso sin considerar dichos datos. Una vez realizado el cálculo de factor de emisión año por año desde 2009 a 2025, el mismo se graficó y se obtuvieron las ecuaciones de ajuste de tendencia empleando para ello curvas de tendencia polinomiales de 2°orden. Las ecuaciones respectivas dieron como resultado lo siguiente: Para el caso del escenario sin NGL, que la tendencia a partir de 2026 y hasta 2030 es prácticamente al sostenimiento del valor de 2025, lo cual se considera lógico ya que la demanda seguirá creciendo y por tanto la incorporación de más tecnologías limpias no necesariamente reducirá este factor de emisión, de no crecer las mismas más allá de la participación porcentual asignada para 2025. Para el caso del escenario con NGL, se observa una clara tendencia a disminución del factor de emisión desde 2009 a 2025; sin embargo, al seguir dicha tendencia con una curva de ajuste de modo similar a lo realizado para el escenario con NGL, se observa que el descenso del factor de emisión de la red de 2026 a 2030 hace que se alcancen valores difícilmente válidos ante el escenario de crecimiento esperado de la demanda. Se pensaría que dichos valores deberían ser muy cercanos al encontrado para 2025, por lo que como premisa de valoración se mantiene dicho valor en este escenario para los años de 2026 a 2030. Lo anterior también está soportado por la inflexión de la curva respectiva hacia 2022 y con mantenimiento de dicha tendencia a aplanarse hacia 2025. De acuerdo a lo anterior, se comenta que aunque cualquiera de los dos escenarios señalados podría ser considerado como base, deberá seleccionarse uno de entre ellos, puesto que las reducciones deben tomarse de dicho escenario. Ante la ausencia de mayores datos relativos a la probabilidad de implementación de sistemas de CDC u otros que hagan a las plantas señaladas en la prospectiva como NGL prácticamente neutrales en emisiones de GEI, una sugestión sería considerar el escenario sin NGL como base, incorporando notas en relación al posible ajuste del mismo, a menos que se establezca de manera indubitable que las acciones señaladas serán realizadas y se cuenta con los elementos metodológicos para garantizar que las emisiones de GEI de dichas instalaciones serán capturadas y secuestradas en su totalidad. Los resultados relevantes, así como las gráficas de dichos cálculos de factores de emisión se presentan en la siguiente gráfica:


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Figura 31. Factores de Emisión del SEN Calculados de Acuerdo a Datos de Prospectiva del Sector Eléctrico 2010 – 2025

Los datos relativos a la gráfica anterior son los siguientes: Como puede verse, la variación del factor de emisión encontrado bajo este método respecto del utilizado para 2010 no es representativa para el escenario sin NGL y el hecho de mantener éste para el resto de los cálculos de reducción de emisiones en el tiempo no redundará en diferencias significativas.

Año 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Ventas totales SEN (Servicio

Público), TWh192,287 192,287 197,543 199,942 205,983 213,175 222,778 234,626 246,734 259,543 272,935

Emisiones GEI por energía primaria

a SEN (Servicio Público) sin NGL,

MtCO2e

115.7 116.1 116.1 114.5 116.8 118.1 121.0 123.5 126.1 130.1 133.0

Factor de emisión de red SEN

(sin NGL),

tCO2e/GWh

601.7 603.7 587.7 572.5 567.2 554.1 543.1 526.5 511.0 501.1 487.3


a SEN (Servicio Público) con NGL,

MtCO2e

115.7 116.1 116.1 114.5 116.8 118.1 121.0 123.5 126.1 130.1 133.0


(con NGL),

tCO2e/GWh601.7 603.7 587.7 572.5 567.2 554.1 543.1 526.5 511.0 501.1 487.3


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La situación de no contarse con datos específicos que permitan calcular el factor de emisión mediante el método de margen combinado simple, como en el caso de 2010, apoya también esta recomendación.

Año 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Ventas totales SEN (Servicio

Público), TWh286,938 301,863 317,791 334,764 352,827 371,799


a SEN (Servicio Público) sin NGL,

MtCO2e

135.9 140.6 147.4 159.3 169.8 177.0


(sin NGL),

tCO2e/GWh

473.7 465.9 463.7 475.8 481.3 476.0 466.2 466.1 467.1 469.0 471.9


a SEN (Servicio Público) con NGL,

MtCO2e

135.9 137.6 140.6 139.6 138.1 140.6


(con NGL),

tCO2e/GWh473.7 455.8 442.5 417.1 391.3 378.2 378.2 378.2 378.2 378.2 378.2


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ANEXO 6 Glosario de términos relacionados con MRV (Fuentes: (EPC Watch, 2007), (UNEP, 2011),

(Ernest Orlando Lawrence Berkeley National Laboratory, 2011))

Medición La medición es la descripción de un fenómeno en términos precisos y objetivos utilizando unidades de medición.

Reporte

El reporte es la acción que permite a otros evaluar lo que se está haciendo y el nivel de progreso respecto a objetivos o compromisos determinados. El reporte permite la transparencia en las acciones y es la base para el entendimiento y la cooperación.

Verificación

La verificación se refiere al proceso independiente de revisión de la precisión y la confiabilidad de la información reportada. La verificación permite la construcción de la confianza. La verificación es un proceso técnico que implica revisiones de la incertidumbre y las dificultades técnicas relacionadas con la medición.

Línea base

La línea base, en el caso de medidas de eficiencia energética, se define como el escenario contra el cual se compara el consumo de energía de una tecnología eficiente, con el objetivo de determinar los ahorros de energía y su asociada mitigación de emisiones. La línea base son las condiciones “business as usual” contra las cuales se compara un poryecto o una acción de eficiencia energética. La línea base se puede determinar como energía consumida y/o como picos de demanda.

Factor de emisión Indicador que permite conocer la relación entre unidad de energía y emisiones de gases de efecto invernadero.

Medición aislada

La medición aislada se enfoca en la medición del desempeño específico de una medida particular de conservación de energía o eficiencia energética. La medición aislada como su nombre lo indica se basa en la medición del desempeño energético del equipo, previo y posterior a la implementación de la medida. Con base en la comparación de estas mediciones se calculan los ahorros.

Medición completa

La medición completa se utiliza cuando una medidad de conservación o eficiencia energética no se puede medir de forma aislada. La medición completa se basa en la medición del desempeño energético de un sistema complejo como sería un edificion o un proceso industrial.

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