Segundo Foro de Energía - La Transición Energética en el Mundo by Colegio de Ingenieros Civiles de México, A.C.

FOROS EN EL MARCO DEL 31 CONGRESO NACIONAL DE INGENIERÍA CIVIL

Segundo Foro de Energía

La transición energética en el mundo

Colegio de Ingenieros Civiles de México, A. C.

Foros temáticos en el marco del 31 Congreso Nacional de Ingeniería Civil Colegio de Ingenieros Civiles de México Ciudad de México, 2021 © CICM

Realización

Helios Comunicación (55) 2976 1222 heliosmx.org

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CONFERENCIA MAGISTRAL LAS TRANSICIONES ENERGÉTICAS EN EL MUNDO

Lourdes Melgar

PANEL 1 TECNOLOGÍAS SOLAR, EÓLICA Y GEOTÉRMICA. MEJORAS TECNOLÓGICAS Y SU PENETRACIÓN EN LA MATRIZ DE GENERACIÓN EN MÉXICO

Tecnología solar Casiopea Ramírez Melgar

Tecnología eólica Elena Rodríguez Ramos

Tecnología geotérmica Gerardo Hiriart Lebert

PANEL 2 TECNOLOGÍAS NUCLEAR, HIDROELÉCTRICA Y REDES DE TRANSMISIÓN, MEJORAS TECNOLÓGICAS Y PENETRACIÓN EN MATRIZ DE GENERACIÓN EN MÉXICO

Tecnología hidroeléctrica Humberto Marengo Mogollón

Tecnología nuclear Cecilia Martín del Campo

Redes de transmisión César Ángeles Camacho

PANEL 3 TECNOLOGÍAS: BATERÍAS, HIDRÓGENO VERDE Y BIOCOMBUSTIBLES, MEJORAS TECNOLÓGICAS Y LA SITUACIÓN ACTUAL DE LA RED EN MÉXICO

Hidrógeno verde Israel Hurtado

PANEL 4 SITUACIÓN ACTUAL Y FUTURO DEL GAS NATURAL EN MÉXICO

Gas natural: situación actual Ricardo Ortiz Hernández

Situación actual del gas natural vehicular en México Óscar Mauricio Montes

Situación actual y futuro del almacenamiento de gas natural en México Mónica Ferro

PANEL 5 HIDROCARBUROS. REFINACIÓN, PLANES DE DESARROLLO, RONDAS Y RECUPERACIÓN MEJORADA CON CO2

Planes de desarrolladores Alfonso Reyes Pimentel

Captura, uso y almacenamiento de CO2 en la industria petrolera Fernando Rodríguez de la Garza

Sistema nacional de refinación en México Rodolfo del Rosal Díaz

PANEL 6 ASUNTOS INTERNACIONALES, ACUERDOS DE EMISIONES, IMPACTO AMBIENTAL Y MERCADOS FINANCIEROS

Acuerdos internacionales de emisiones de CO2 Adrián Fernández Bremauntz

Impacto ambiental y social de proyectos de infraestructura energética Luis Montañez Cartaxo

Requisitos ASG para financiamiento de proyectos de energía Nancy Villanueva

XXXVIII Consejo Directivo Presidente Luis Rojas Nieto Vicepresidentes José Cruz Alférez Ortega Felipe Ignacio Arreguín Cortés Roberto Duque Ruiz Salvador Fernández Ayala Mauricio Jessurun Solomou Jorge Serra Moreno Alejandro Vázquez Vera José Arturo Zárate Martínez

Comité Organizador del 31 CNIC 2021 Presidente del CICM Luis Rojas Nieto Director general Mauricio Jessurun Solomou Director técnico Reyes Juárez del Ángel Secretario Carlos A. Herrera Anda

Primer secretario propietario Juan Guillermo García Zavala

Logística Alejandro Vázquez López Pisis M. Luna Lira

Primera secretaria suplente Verónica Flores Déleon

Difusión Eduardo Lee Sáinz

Segundo secretario propietario Carlos Alfonso Herrera Anda

Reuniones Regionales José Cruz Alférez Ortega

Segundo secretario suplente Salvador Fernández del Castillo Flores

Encuentro Académico Luciano Fernández Sola

Tesorera Pisis Marcela Luna Lira

Finanzas Regino del Pozo

Subtesorero Regino del Pozo Calvete

Expo Ingeniería Civil Arturo Gaytán Covarrubias

Consejeros Renato Berrón Ruiz Francisco de Jesús Chacón García Ana Bertha Haro Sánchez Humberto Marengo Mogollón Alfonso Ramírez Lavín Luis Francisco Robledo Cabello Juan Carlos Santos Fernández Enrique Santoyo Reyes

Asuntos Internacionales Sergio Aguilar Sanders Apoyo a Secretaría Brenda Castillo Apoyo a CICM Marco Guzmán

Segundo Foro de Energía LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA EN EL MUNDO

Coordinador Comité Técnico de Energía Sergio Aceves Borbolla

Comité Técnico de Energía Alejandro Barrios

Jaime de la Rosa

Alfredo Sánchez Gómez

Javier Ramírez Otero

Andrés Moreno Fernández

Juan Casillas

Ángel Barajas

Juan Escobedo Vielma

Ascensión Medina Nieves

Juan Herrera Romero

Benjamín Granados

Leonardo Quintero S.

Carmen Linares

Luis Rojas Nieto

Cecilia Martín del Campo

Marco Antonio Guzmán Anaya

Diego Arjona

Mauricio Jessurun Solomou

Edgardo Benítez Eslava

Oscar Valle Molina

Eduardo Andrade

Pablo Real Pozo

Enrique Baena Ordaz

Roberto Duque

Federico Schroeder Contreras

Rodolfo del Rosal Díaz

Fernando Gutiérrez

Sergio Aceves Borbolla

Gerardo Hiriart LeBert

Sergio Aguilar Sanders

Horacio Lombardo

Sergio Alcocer Martínez de Castro

Humberto Marengo Mogollón

Sergio Martin Galina Hidalgo

Ignacio Aguilar Álvarez

Ulises Mena Hernández

La energía es el recurso estratégico más relevante para la actividad humana. Ante el impacto global de las políticas públicas para enfrentar la pandemia de COVID, con los consiguientes perjuicios para la actividad económica, así como las necesidades de enfrentar eficazmente los problemas que genera el cambio climático, la energía está en el centro de la escena global. Con el beneficio de los desarrollos tecnológicos y los necesarios esfuerzos por modificar criterios y hábitos en el uso de la energía, se hace imprescindible actuar de inmediato. El debate es intenso no sólo por las diferentes visiones sobre causas y consecuencias que derivan del uso de la energía, sino también por los poderosos intereses económicos que el sector energético involucra. No es menor el debate respecto a los tipos de energía y la legislación que se requiere para alcanzar los objetivos de reducción del impacto de su uso en el calentamiento global. Los diferentes tipos de energías y la manera en que se clasifican –limpias, sucias, renovables o no renovables, intermitentes y continuas– son motivo de estudio y definiciones de orden técnico (nuevas tecnologías) y político (relación entre el sector empresarial y público en materia de inversión y soberanía).

Se ha iniciado el proceso de revisión de la propuesta de reforma energética presentada por el Ejecutivo federal, donde se plantea una relación 54% de participación estatal y 46% empresarial, así como la reconfiguración de las prioridades para subir al sistema –y en qué orden– los distintos tipos de fuente de energía. Si bien en países como México deben enfrentarse desafíos cotidianos, es imprescindible proceder a una planeación a largo plazo. A los legítimos y legales intereses empresariales debe anteponerse el interés nacional, y no es un asunto de fácil resolución. Sin duda el futuro está marcado por el uso de energías limpias y renovables, pero no es algo que pueda suceder de un día a otro, porque las fuentes fósiles tienen aún vida y nadie está dispuesto a abandonarlas. Se trata de un proceso, una transición que llevará tiempo pero que hay que realizar desde ya. El foro de nuestro Comité de Energía, cuya memoria tiene usted a la vista, fue un excelente escenario para abordar de manera racional y proactiva todos estos temas de plena vigencia. LUIS ROJAS NIETO

Presidente del XXXVIII Consejo Directivo

El tema de la energía es amplio y polémico, particularmente por tratarse de un sector estratégico para cada país –para muchos, el sector más estratégico. La energía es un elemento indispensable y clave en el desarrollo de la humanidad. La búsqueda y oportunidad de mejorar la calidad de vida de la sociedad en su conjunto y, sobre todo, de los más necesitados, forzosamente pasa por que la sociedad acceda a oportunidades de energía en mejores condiciones. La energía no es un recurso que de manera natural sea utilizable por el ser humano, requiere transformarse; la fuerza del agua en los ríos y mareas debe transformarse en energía eléctrica para su aprovechamiento; los hidrocarburos, el agua, el hidrógeno, el vapor, la radiación, sol y viento… son recursos que requieren ser transformados en energía utilizable. La explotación de recursos y su transformación para generar energía aprovechable tiene

impactos en el medio ambiente global. Con investigación y desarrollo se buscan mejores oportunidades de generar y transformar energía de manera más amigable con el medio ambiente. Cada país debe buscar y definir la matriz energética que atienda de la mejor manera la demanda presente y futura, y tener flexibilidad para adaptarse a los avances tecnológicos. Los ingenieros consideramos que es imprescindible la planeación de largo plazo y el seguimiento periódico para poder ajustar lo necesario. El Segundo Foro de Energía se llevó a cabo para conocer de los aspectos técnicos de las múltiples opciones que existen. Aquí ofrecemos un resumen ejecutivo de dicho foro, que sin duda servirá para un análisis minucioso y como referencia de nuevas propuestas. SERGIO ACEVES BORBOLLA

Coordinador del Comité Técnico de Energía

FOROS EN EL MARCO DEL 31 CONGRESO NACIONAL DE INGENIERÍA CIVIL

Segundo Foro de Energía

La transición energética en el mundo

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CONFERENCIA MAGISTRAL

LAS TRANSICIONES ENERGÉTICAS EN EL MUNDO

LOURDES MELGAR

Investigadora afiliada al Centro de Inteligencia Colectiva del Massachussets Institute of Technology. Investigadora no residente del Baker Institute en temas de energía y desarrollo sostenible. Consejera independiente. Forma parte del consejo fundador de Voz Experta, de la junta directiva de Comexi y del consejo directivo de Natural Resources Governance Institute. Es también miembro activo de IWF de México. He titulado así esta ponencia porque no existe un solo camino; hay que encontrar aquel que resulte más adecuado para cada país. El cambio climático es real. Acaba de ser publicado hace un mes el informe del IPCC, el Panel Intergubernamental de Cambio Climático, en el cual los científicos confirman algo que venían diciendo desde 1988: el cambio climático antropogénico es real, y si seguimos por este camino vamos a pasar de un incremento de 2 a 3 grados centígrados en la temperatura promedio de la Tierra en este siglo, con consecuencias catastróficas que ni siquiera podemos imaginar. El tiempo se agota. Debemos actuar. La buena noticia es que tenemos un andamiaje institucional gracias a las negociaciones internacionales. El Acuerdo de París fue un hito porque se logró sentar a la mesa a Estados Unidos y China, los grandes emisores, y 197 países suscribieron este acuerdo para frenar la temperatura promedio de la Tierra en 2 grados centígrados; de hecho, lo más ambicioso es frenarla en 1.5 al final de este siglo. Desafortunadamente, cuestiones políticas intervinieron, entre ellas la elección del presidente Trump, que sacó a Estados Unidos del Acuerdo de París; regresa con el presidente Biden, y ahora el gran tema es la COP 26, que se celebra

en noviembre en Glasgow. Entre los temas medulares están cómo llegar a estabilizar la temperatura promedio de la Tierra en 1.5 grados centígrados; cómo le vamos a hacer con los mecanismos de financiamiento. Si no hay recursos para financiar este gran cambio que se necesita para mitigar las emisiones de gases de efecto invernadero, será imposible llegar al objetivo que nos estamos planteando. Un incremento de 2 grados centígrados en la temperatura promedio de la Tierra al final de este siglo generaría del orden de 2,000 millones de desplazados climáticos, para sumar a los problemas que tenemos por las migraciones. Adicionalmente, tendríamos que agregar cuestiones de pérdida de biodiversidad, por ejemplo, los arrecifes de coral ya no existirían; incrementos significativos en el nivel del mar, con consecuencias importantes para ciudades, que desaparecerían; generalmente se habla de Nueva York, pero no tenemos que irnos tan lejos: aquí en México, ciudades como Mérida o Los Cabos podrían desaparecer. Es importante ver dónde estamos. En el mapa de la figura 1 se observan los principales emisores de GEI; podemos ver cómo la mayoría están lejos de cumplir con el Acuerdo de París. Tenemos un contexto muy particular: en 2020 la pandemia ha llevado a un cambio importante. La mitad de la población del planeta, cerca de 4,000 millones de personas, ha estado en algún momento encerrada. Vimos el desplome de los mercados energéticos por la caída importantísima que hubo en el consumo, lo cual ha tenido un impacto significativo en la economía, en la población: pérdida de empleo que ha significado un reto importante para la mayoría de los países, porque esto se ha visto acompañado de movimientos sociales, protestas por la desigualdad y búsqueda de un nuevo modelo de desarrollo.

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Conferencia Magistral • Las transiciones energéticas en el mundo

La gráfica de la figura 3, que proviene de la Agencia In• 32 países que representan ternacional de las Energías Reel 80% de las emisiones novables (IRENA, por su nomy el 70% de la población mundial. bre en inglés), nos muestra • Entre los 10 emisores más opciones de generación con grandes, sus objetivos no fuentes renovables que hoy en están alineados con el AP: • 2 críticamente día son competitivas, son efecinsuficientes tivas en costo y se basan en • 3 altamente insuficientes tecnologías que ya existen, que • 4 insuficientes • 1 2 °C compatible podemos utilizar. Muchas veces hablamos de transición energética como Críticamente Altamente 1.5 °C compatible con una sustitución de combustibles Insuficiente Casi suficiente el Acuerdo de París insuficiente insufienciete y sí, la sustitución de combusÚltima actualización: septiembre 2021 tibles es parte de la ecuación. En la gráfica izquierda de Figura 1. Panorama de cumplimiento de los Acuerdos de París. la figura 4 se muestra cómo estábamos en 2019, y a la derecha, cómo estaríamos si si¿Cómo aceleramos el paso hacia una economía baja guiéramos la tendencia actual, sin cambio: seguiríamos increen carbono? Ya hay países –por ejemplo, Estados Unidos– mentando el consumo de carbón, de petróleo, de gas natural, que han anunciado que en 2035 toda su energía eléctrica de energía nuclear más o menos igual, y la renovable tendría será limpia. Hay esfuerzos muy grandes de electrificación. Se un incremento. plantea dejar el auto de combustión y lograr cien por ciento Si queremos llegar a escenarios de desarrollo y cumplide autos eléctricos hacia 2050. miento de la Agenda 2030, estabilizarnos en 2 grados centíTambién las empresas están asumiendo compromisos para grados, hay que dejar de producir y consumir ciertos combusalcanzar la sostenibilidad y cumplir con las metas de carbono tibles fósiles, particularmente el carbón y el petróleo. Tenemos neutro al 2050. muchísimas opciones, como la nuclear, como las energías reUn cambio fundamental se da en el sector financiero, tanto novables, y esto implica retos. en la banca privada como en la banca multilateral; se anuncia Los invito a leer el estudio de la Agencia Internacional de que no se van a financiar, a partir de 2030, proyectos de comEnergía (Net Zero by 2050, Scenario, 2021), que muestra dibustibles fósiles. versos escenarios para llegar al carbono neutro en 2050, para El 73% de las emisiones de GEI es generado por el sector lo cual tenemos que llevar a cabo una revolución de los sisenergético, ya sea por la producción de los combustibles o el temas energéticos. uso final que se les da. Por eso es tan importante enfocarse Estamos hablando de un cambio abismal: hay gran canen lo que podemos hacer desde el sector de la energía. La tidad de usos que puede tener la electrificación en cada uno Agencia Internacional de Energía, particularmente, en 2020 y 2021 nos dice que tenemos un consenso internacional sobre Consenso de desarrollo sostenible de la AIE cuáles son las grandes áreas en las que hay que actuar para hacer esta gran transición energética. Y hay que poner énfasis 36 Escenario de nuevas políticas particularmente en la eficiencia energética: 44% y creciendo. 44% El otro punto son las energías renovables, que al 2040 32 eficiencia aportarían 36% de la solución para reducir las emisiones. 28 En la figura 2 vemos que hay una caída significativa en las 36% emisiones, si nos apoyamos en el escenario sustentable que renovables 24 propone la AIE, lo que nos llevaría a una estabilización de al2% cambio Escenario de de combustible rededor de los 2 grados centígrados. Evidentemente, cuando desarrollo sostenible 6% nuclear 20 hablamos de transición energética nos enfocamos en el tema 9% CAC de las renovables. En México, generalmente transición ener2% Otros 16 gética se asocia con eólica o solar, pero esto hay que verlo 2010 2020 2030 2040 con cuidado. La eólica y la solar son una de las opciones

1010

Estamos lejos de cumplir con el acuerdo de París

que tenemos; hay otras, en el caso específico de México, por ejemplo la geotermia.

CAC: captura y almacenamiento de carbono.

Figura 2. Escenarios de mitigación.

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Segundo Foro de Energía. La transición energética en el mundo en el marco del 31 Congreso Nacional de Ingeniería Civil

Bioenergía

Hidro

Geotérmica

Solar fotovolt.

Solar concentrado Eólica costa fuera Eólica terrestre

0.4 0.371

0.341

0.3 Percentil 95 0.2

0.185 0.159

Rango costo combustible fósil

0.127

0.1 0.075

0.062 0.048 Percentil 5 2010 2018 2010

0.085

0.072 0.037 2018

2010

Capacidad (MW)

0.085

0.047 2018

2010

≤1

2018

100

2010

2018

2010

2018

0.056

2010

2018

≥300

200

Figura 3. Energías renovables: opción competitiva. No hay un solo camino; hay varias formas de pensar la transición energética. Importante es conocer cuáles son las tecnologías, las posibilidades que hay en el ámbito local. En México, por ejemplo, hay un abanico enorme de opciones; tenemos que saber cuál es el impacto económico, social y político de cada una de las alternativas y diseñar las opciones más viables, porque las inversiones que se requieren son cuantiosas. Un aspecto del desafío es que esta transición se está dando al mismo tiempo que estamos en plena cuarta revolución industrial, que nos está llevando a la electrificación de las cosas, la inteligencia de las cosas, el internet de las cosas; cada vez se está utilizando más la electricidad como fuente de energía y estamos revolucionando completamente los sistemas energéticos para hacerlos más modulares, locales, basados en generación distribuida, donde debemos pensar, por ejemplo, en la gran transformación de la red de De la sustitución de combustibles… 15000

Cambio 2019 a 2030

2019 Mtoe

Mtoe

de los campos: energías renovables, electrificación, eficiencia energética y bioenergía. Hay un esfuerzo en eficiencia energética más fuerte en todos los procesos, y el uso de la bioenergía se vuelve más importante. Tenemos innovaciones prometedoras, como el hidrógeno, particularmente el hidrógeno verde. Podría el gas natural contribuir a la generación de hidrógeno. Se ha hablado por años de la captura, uso y almacenamiento de carbono, una tecnología que existe y que no ha sido comercialmente viable, pero que es esencial contar con ella en 2050 si queremos llegar a la meta de carbono neutro; también si queremos disminuir emisiones y seguir utilizando los hidrocarburos. El 45% de las tecnologías que están en innovación y que tendrían que aplicarse en 2050 ya existen; otras ya se están explorando hacia el 2050 en adelante para asegurarnos de mantener y bajar las emisiones de CO2, y controlar el incremento de la temperatura; por ejemplo, el uso del amonio para el transporte marítimo. Es un camino complejo, pero posible; las tecnologías existen y en algunos lugares del mundo se están empezando a implementar. Es posible, pero para lograrlo se requiere un esfuerzo monumental, tomando en cuenta múltiples factores. Hay debates imprescindibles que debemos abordar, por ejemplo la opción nuclear. No podemos apostar a tener una economía baja en carbono y seguir ignorando la energía nuclear. Hay que resolver el tema de los desechos radiactivos y los temas de seguridad, pero no podemos olvidarla. El otro debate es el uso del gas natural. ¿El gas natural es o no es un energético de transición? ¿El gas natural licuado es o no es una alternativa? En Qatar están construyendo plantas de licuefacción, diseñadas para que eventualmente puedan capturar y almacenar el carbono para asegurar que ese gas natural sea, a final de cuentas, neutro en emisiones.

12000

9000 –2000

6000

–4000

3000

–6000 Carbón Petróleo

Gas

Nuclear

EPE Renovables

EDS

CEN2050

Biomasa

Figura 4. Demanda total de energía primaria por combustible y escenario.

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Conferencia Magistral • Las transiciones energéticas en el mundo

Ambiciosa transición hacia economía baja en carbono Avances tecnológicos

Justicia climática

Medidas costo-efectivas

Disputa por los recursos naturales

Acuerdos internacionales

Financiamiento sur global

Definición de un nuevo contrato social Figura 5. Los retos sociotécnicos.

Inversiones globales en el sector eléctrico comparado con las necesidades de inversión promedio anual, 2025-2030, por escenario 2500 Miles de millones de dls. (2019)

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distribución, las redes inteligentes, etcétera. Además de esto, tenemos los retos sociotécnicos, resumidos en la figura 5. Del lado izquierdo del círculo se ve que tenemos ya aseguradas las tecnologías que son costo-efectivas, los acuerdos internacionales, incluso podríamos hablar de políticas públicas, regulación, etcétera. El primero de los grandes retos es la justicia climática. En muchas partes del mundo –en México lo vemos a menudo–, quienes pagan más por los estragos del cambio climático son las poblaciones más desprotegidas, las más vulnerables. En el caso de los países en desarrollo, el argumento que ponen sobre la mesa es “nosotros no causamos el problema, pero somos los que pagamos esto”. No podemos pensar en una transición energética si no pensamos en las personas y en cómo asegurarnos de que tengan opciones. ¿Qué vamos a hacer con los ganadores y los perdedores de esta transición energética, particularmente con los perdedores? ¿Cómo le dices a una persona hoy en día, por ejemplo, a un ingeniero petrolero, que ya no se va a dedicar a eso? Pues no. Hay que pensar muy bien cómo vamos haciendo esta transición

desde el punto de vista de la persona, del individuo, pero también de la región. ¿Cuál va a ser la vocación, por ejemplo, de Tabasco si ya no es un estado petrolero? ¿Cómo vamos a asegurar que haya desarrollo económico? Y este es un gran reto que ya vemos en muchos países. En Polonia tiene que ver con el carbón. En México, sin duda, tendrá que ver con los hidrocarburos. Pero en distintas partes del mundo vemos que este es un tema que no se ha abordado con la profundidad debida: diseñando políticas públicas, alternativas que tengan en cuenta a las personas y a las regiones que van a salir perjudicadas por estos cambios. Finalmente, un punto que creo central es el financiamiento. Hay muchos recursos que se están invirtiendo en esta transformación en los países de la OCDE. ¿Pero qué vamos a hacer con los países en vías de desarrollo? ¿Dónde va a haber ese verdadero apoyo a la transformación? Estamos hablando de que requerimos repensar la forma del contrato social que tenemos en nuestro país, pero también fuera, y aquí hay riesgos inminentes. Un primer riesgo es la idea que tienen algunos de que le cerramos a la válvula y ya no producimos petróleo, se acabó. En realidad, no es así. Es un proceso, una transición, y vamos a seguir requiriendo los hidrocarburos. Lo estamos viendo este mismo año: el año pasado los precios se desplomaron y este año estamos teniendo un incremento enorme del precio del petróleo porque no se han hecho las inversiones necesarias para asegurar la oferta, porque ha habido una serie de factores que han afectado al mercado petrolero, y eso evidentemente tiene un impacto en la economía que requiere atenderse. El otro tema del que no se habla lo suficiente tiene que ver los minerales críticos. Muchas de las nuevas tecnologías requieren minerales como el litio, pero también está el cobalto, el níquel, el grafito, cuyas demandas se incrementarán expo-

Almacenamiento en batería

2000

Combustibles fósiles con CAUC

1500

Redes eléctricas

1000

Nuclear

500

Combustibles fósiles sin CAUC 2011-15 2016-20

2021E

EPE

SDS 2026-30

CEN

Energía renovable

CAUC: tecnología de captura, almacenamiento y uso del carbono; EPE: escenario de políticas establecidas; EDS: escenario de desarrollo sostenible; CEN: cero emisiones netas para 2050

Figura 6. Requerimientos de inversión: electricidad.

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Segundo Foro de Energía. La transición energética en el mundo en el marco del 31 Congreso Nacional de Ingeniería Civil

nencialmente en los próximos años. Se requieren inversiones cuantiosas y asegurar que la producción de estos minerales se haga bajo un esquema de gobernanza que sea sustentable, es decir, que tengamos en mente a las poblaciones en donde se lleva a cabo esta actividad, y también con una visión sobre el impacto que esto tiene sobre el medio ambiente. Otro punto fundamental es que, si estamos hablando de la electrificación de las cosas, no interviene solamente la variable de la generación: es transmisión y distribución. En muchos países, particularmente en los desarrollados, la infraestructura ya es muy vieja, no tiene la resiliencia necesaria para enfrentar los estragos del cambio climático, y mucho menos para apoyar la gran modernización en marcha. Hay iniciativas que ya se están llevando a cabo en las empresas petroleras. Algunas se están enfocando en convertirse en empresas de energía; otras están apostando a la generación de energías renovables, unas más están yéndose hacia temas de biocombustibles, captura y almacenamiento de carbono, etcétera. Este tema ya está sobre la mesa, particularmente para las empresas internacionales que cotizan en la bolsa; algunas de las estatales, como Ecopetrol o Petrobras, ya están pensando en estos temas, la empresa saudí de Qatar también. Pero hay otras que no. En África, por ejemplo, es un tema que aún no está sobre la mesa, porque están más preocupados por cómo lograr el desarrollo. En este sentido, vuelvo al tema de la minería, simplemente para mostrarles los volúmenes de los que estamos hablando; el desafío es multiplicar por 42 la producción de litio para el año 2030, de multiplicar por 25 la producción de grafito, de multiplicar por 21 la de cobalto y la de níquel. Respecto a los requerimientos de inversión, en la figura 6 se muestran los escenarios de la Agencia Internacional de Energía. Podemos ver en el lado izquierdo dónde estamos, y del derecho, hacia dónde tenemos que ir. Estamos ante un reto enorme. En México a veces todavía escucho a gente que dice que no importa todo esto, que quieren combustóleo, que no es necesario que le entremos al asunto del cambio climático porque no somos de los productores más importantes de gases de efecto invernadero, lo cual es cuestionable. Pero el punto es que volteemos a ver a las personas, cómo se ha afectado a las poblaciones inundadas por las fuertes lluvias, los huracanes, el incremento en el nivel del mar; los grandes riesgos que tenemos para la Península de Yucatán y la Península de Baja California, que pueden desaparecer hacia finales de este siglo si no actuamos. Simplemente por darles un dato: México podría tener 55 millones de migrantes climáticos nacionales a mediados de este siglo si no actuamos para limitar el cambio climático. Gran parte de la solución está en el sector energético. México tiene un potencial extraordinario en muchos temas, particularmente para hacer una matriz energética más limpia, para poder reducir las emisiones en los procesos.

ROBERTO AGUERREBERE SALIDO

Ingeniero civil, maestro en Planeación urbana y regional. Coordinador del Comité de Infraestructura del Transporte del CICM.

¿Cuál es el potencial en México para la captura de carbono, y qué se está haciendo en México para ello?

Lourdes Melgar En el sexenio pasado se creó un grupo en el que participaba la Secretaría de Energía, Pemex, la CFE e investigadores mexicanos para trabajar sobre una propuesta de desarrollo de cómo en México se puede utilizar esta tecnología. Respecto al potencial, si realmente pudiéramos producir, por ejemplo, gas natural en forma de carbono neutro, sería una gran aportación para nuestro país. Si lográramos concebir la forma de capturar y almacenar o utilizar para otros procesos los efectos de gas invernadero, y particularmente de gas metano para los procesos de hidrocarburos, podríamos pensar en un esquema para darle más vida a estos procesos. También sería muy importante esta tecnología para las industrias que son más difíciles de descarbonizar, como la industria del acero o la del cemento. En México tenemos algunos retos específicos, porque habría que desarrollar incluso los ductos que permitan transportar el CO2 que se genere para llevarlo a donde se vaya a almacenar o a utilizar en algún proceso. Pero este es uno de los temas que todavía está en el ámbito académico, más que práctico: sin duda es un área importante de estudio y de desarrollo de tecnologías en escala nacional.

Lizbeth García Isla ¿Qué opina de las metas de reducción de emisiones en México? Y algo que pueda comentar sobre la voluntad política que existe para atender el cambio climático.

Lourdes Melgar México se había planteado metas de los Acuerdos de París que eran alcanzables, y que estaban divididas en dos partes: las claramente voluntarias y las que iban a depender de contar con aportaciones de financiamiento internacional. Específicamente, una meta que hemos tenido desde 2008, cuando se hizo la reforma energética en la época del presidente Calderón, cuando se creó la primera ley de transición energética, era llegar al 2024 con una matriz de generación eléctrica en la cual el 35% fueran energías limpias, que no pasara del 65% la generación con combustibles fósiles. El actual gobierno planteó cambios en la política energética del país para reordenar especialmente el despacho de las ener-

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Conferencia Magistral • Las transiciones energéticas en el mundo

gías renovables, y eso dificulta que se pueda cumplir con el plazo de 2024. En papel tenemos buenas ambiciones, que podrían ser mucho mayores tomando en cuenta el país que somos en términos de nuestro papel como contribuyente a las emisiones de GEI. Tenemos las posibilidades, porque están ahí las alternativas que podríamos utilizar. Es uno de los temas que deberían debatirse y solucionarse, porque al final de cuentas, quien paga por el incumplimiento son las poblaciones más desprotegidas, que se ven afectadas por el cambio climático.

Roberto Aguerrebere Salido ¿Puede agregar algo sobre el papel de nuestros bosques y selvas? ¿Puede llegar a ser significativa su capacidad de absorción de efecto invernadero?

Lourdes Melgar

1414

Sin duda no sólo son endógenos los factores que impactan en el cambio climático. La propia naturaleza, el Sol… tienen un impacto muy importante también. Existen los sumideros naturales de CO2 que sin duda son los bosques, también el mar. Uno de los graves problemas que tenemos en términos de los mares es que están saturados con CO2; el incremento que ha habido en la temperatura promedio del mar va a tener un impacto muchísimo más largo en el tiempo y más nocivo, no solamente para la biodiversidad sino para el clima del planeta. Justamente uno de los elementos más importantes es cuidar de nuestros bosques. Un bosque que tiene más de cien años puede absorber una cantidad de CO2 importante, y cuando se quema está soltando CO2 a la atmósfera. Si lo quemamos o talamos para luego plantar arbolitos no sirve, porque van a pasar décadas antes de que realmente sea un sumidero de gases de efecto de invernadero. Sí urge cuidar nuestros bosques, ampliar nuestros espacios verdes, y eso ayuda a disminuir las emisiones, pero ese esfuerzo no es suficiente ante el reto que se tiene: se requiere la transformación del sector energético.

Cuando hablamos de un impuesto al carbono se está partiendo de si el costo debería ser de más de 100 dólares por unidad de emisión de gas de efecto invernadero. Este debate se está dando fuertemente en Europa como parte de una política pública para lograr el cambio que se quiere en términos de un esquema mucho más sustentable, pasando a esta economía de carbono neutro. En Estados Unidos también existe regionalmente el mercado de emisiones, y un impuesto para el carbono. En México es un tema que no debemos perder de vista: ya se está discutiendo en Estados Unidos y en Europa el impuesto al carbono en la frontera. Habrá una penalización a los países que no cumplan con el esfuerzo de mitigación de GEI, a sus productos que no son generados con tecnologías limpias. Esto para México –una potencia manufacturera, que depende tanto de las exportaciones– es un tema que debería preocupar, porque si no hacemos el esfuerzo necesario en el sector energético para asegurar que se esté suministrando energía limpia, vamos a afectar el potencial exportador de México, a la industria mexicana y, por lo tanto, los empleos de calidad para las familias mexicanas.

GERARDO HIRIART

Ingeniero naval mecánico, doctorado en 1973. Fue investigador titular del II UNAM, donde dirigió el proyecto “Impulsa IV desalación de agua de mar con energías renovables”. Fue gerente nacional en Geotermia de la CFE durante 10 años. Representante de México en el capítulo “Energías del océano” de la Agencia Internacional de Energía.

Roberto Aguerrebere Salido

¿Se está polarizando el mundo, o el país, o el ambiente en que estamos? Se culpa de las energías intermitentes (solar y eólica) al combustóleo. En España llega a 400 dólares el megawatt-hora. Por otro lado, China, país carbonífero por excelencia, ahora tiene una crisis: el precio del carbón se le fue al doble, hay apagones, hay que bajar la producción industrial. ¿Qué está pasando? ¿Es negativo haber invertido en muchas intermitentes? ¿Debe darse el libre comercio de la energía?

El comercio de emisiones de carbono ¿es algo relevante o es sólo una iniciativa europea que ha prosperado poco?

Lourdes Melgar

Lourdes Melgar Se buscan incentivos para el cambio. Una de las herramientas que tenemos, las políticas públicas para lograr el cambio, es el comercio de emisiones; en algunas partes del mundo se ha optado por eso, en otras partes se considera que es una mejor opción contar con un impuesto al carbono. En México tenemos un pequeñísimo impuesto al carbono, que se aplica desde la reforma energética de 2013, aún vigente, al petróleo y a las gasolinas, no al gas natural.

Hay que tenerlo muy claro: la transición energética no se da de un día para otro, es un largo proceso por las razones que ya expliqué, de orden económico, social, político, técnico… Las inversiones, por ejemplo, en exploración y producción de petróleo, cayeron en los últimos tres o cuatro años, y eso significa que vamos a tener una menor producción de petróleo; adicionalmente, pensemos que hubo incluso un acuerdo de la OPEP para cerrarle la válvula a la producción. Evidentemente, en el momento en que se da la reactivación económica, sube la demanda y no hay petróleo para abastecer la demanda, por

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lo que habrá un incremento desproporcionado en su precio. Lo mismo pasa con las gasolinas: no han sido refinadas, o un tema que nos afecta en todos los hogares, particularmente en México: el 80% de las casas utilizan el gas LP para sus alimentos y para sus calentadores, y estamos viendo unos precios estratosféricos; también en los futuros del gas natural para Europa, que también en México nos va a pegar. Esto no tiene que ver con políticas de cambio climático, sino con que tuvimos la crisis de la pandemia, bajó la producción, se cerraron procesos de refinación, y de repente hay falta de abastecimiento para poder tener estos energéticos a precios competitivos. En los próximos meses vamos a ver fluctuaciones de precios disparatadas, y parte de lo que ayuda es una matriz energética diversificada y tener empresas con finanzas sólidas; de otra manera, es muy difícil superar el trance. Se viene un reto importante para los gobiernos en general, porque a la población, particularmente cuando se está en una situación de recesión económica, no le gusta que haya inflación y no le gusta que los precios de la energía se vayan para arriba. Estamos frente a un gran reto que tiene que ver con cómo planeamos, cómo hacemos para estar en los tiempos adecuados haciendo la transición y al mismo tiempo poder abastecer la demanda que no va a parar, va a seguir creciendo.

más de todos los desarrollos que se están dando hoy en día para proyectos más pequeños. La idea de diversificar es la que nos da la flexibilidad para poder pasar los momentos difíciles donde hay picos en los precios. Si está muy caro el gas natural, entonces generas con renovables; si está muy cara o hay algún problema con la renovable, entonces puedes irte al gas natural o, incluso, si es necesario en algún momento de crisis se puede optar por el diésel, pero creo que lo relevante es tener las opciones abiertas y no cerrarse a ninguna de ellas.

ASCENSIÓN MEDINA NIEVES

Ingeniero civil. Fue presidente del XXXVII Consejo Directivo del CICM. Es director de Proyectos de ICA Fluor para Petróleos Mexicanos.

¿Cómo estaría en esta transición energética México, con los nuevos productos minerales que se van a requerir para sustituir los que hoy estamos utilizando? Usted habla de que habría que incrementar 42 veces la producción de litio; ¿quién lo produce hoy y quién lo producirá?

Lourdes Melgar ROBERTO DUQUE

Vicepresidente de Normatividad y Desarrollo del Ejercicio Profesional y miembro emérito del CICM. Coordinador de la División de Ingeniería Internacional de la CFE.

Se plantea que la independencia energética es indispensable, y la mejor es la generada con recursos propios de cada país.

Lourdes Melgar Ha habido en distintos momentos de la historia visiones de tener una autonomía nacional en algún sentido, en energía, en alimentos… la realidad es que lo necesario es tener el acceso a la energía segura y más barata, tener seguridad energética. Dependiendo del país, lo importante es cómo se puede diversificar la matriz energética y los riesgos. El caso de México yo creo que es extraordinario, porque tiene todas las opciones; ahora le estamos apostando principalmente al petróleo, pero México es un país extraordinario por su enorme potencial, no solamente eólico y solar, que es de lo que más se habla: la hidroeléctrica, la geotermia son generaciones renovables base, competitivas con los precios del gas natural, y las tenemos a lo largo y ancho del territorio nacional, ade-

Actualmente muchos de estos minerales críticos para la transición energética se producen principalmente en China o en algunos países de África; lo importante es que en la mayoría son procesados por empresas chinas, algunas australianas, canadienses, estadounidenses, pero lo que se está viendo es que hoy en día hay un control de estos recursos, pero para México hay una gran oportunidad. El presidente Andrés Manuel López Obrador dijo que va a anunciar una reforma energética en la que va a incluir el tema del litio. ¿Por qué es importante esto?, porque México, Sonora particularmente, tiene yacimientos de litio que están considerados potencialmente como de los más importantes del mundo. Aquí hay una gran oportunidad de producir este recurso de una manera muy favorable para el país, con una regulación, una legislación que nos asegure que estamos cuidando al medio ambiente, a las poblaciones aledañas, que estamos haciéndolo de una manera que sea benéfica para México. Algunos de esos otros minerales también los tenemos en México; lo interesante del tema de la transición energética es que en México a menudo la discusión la dejamos en cómo generamos electricidad, y nos quedamos en la eólica y la solar. Estamos dejando fuera temas apasionantes, como es el hecho de que México podría ser un centro de generación de energía, un centro de la transición energética, no solamente porque aquí podemos generar electricidad de todo tipo de energía, sino porque podemos generar los in-

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Conferencia Magistral • Las transiciones energéticas en el mundo

sumos que requiere la transición energética, pero además, como somos un líder en manufactura, podemos producir aquí los equipos. México tendría una plataforma muy interesante si lográsemos resolver el cambio en la forma como estamos generando la energía hoy en día, enfocados fundamentalmente en petróleo, porque sí podemos generar con energía limpia y tener energía limpia para nuestras industrias. México sería el líder en términos de lograr la transición, el líder en términos de abastecer al mundo de los recursos que se requieren para este gran cambio tecnológico, pero sobre todo, no vender el litio fuera, sino que hagamos aquí lo que se requiere para que este litio se vaya en productos hechos en México y que abastezcan el mercado internacional.

JAVIER RAMÍREZ OTERO

Director adjunto de Planeación y Proyectos de Ingeniería,S.C. Consultor en proyectos de ingeniería hidráulica e hidroelectricidad. Miembro Emérito del CICM. Académico de número de la Academia de Ingeniería A.C.

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Tratamos en este panel los temas de las energías limpias: eólica, solar y geotérmica. La energía solar y eólica, además de limpias, son intermitentes, y esto ha sido un tema muy polémico en el sector eléctrico en México, ya que la administración del gobierno anterior les dio un gran impulso, y esto ha permitido que a la fecha se tengan cerca de 7,500 megawatts de energía eólica instalada, y del orden de 7 mil megawatts de solar.

Sin embargo, en la actual administración federal, su instalación y crecimiento se ha visto disminuido considerablemente en virtud de que el gobierno ha dispuesto darle preferencia al consumo de energía producida por las instalaciones termoeléctricas e hidroeléctricas propiedad de CFE, lo que sin duda está generando la emisión de gases a la atmósfera, contrario a la política de producción de energías limpias que se ha apoyado en diferentes foros internacionales. Sin embargo, hay que tener en cuenta que las energías intermitentes han creado un problema muy serio en la operación y transmisión de las plantas de CFE, en virtud de que se ha tenido que estar proporcionando el respaldo durante sus intermitencias, con costos muy altos y distorsiones en la operación del sistema eléctrico nacional, así como en su seguridad. Para alivianar este importante conflicto, considero que si los productores de energía intermitente se integraran para proponer soluciones de almacenamiento de energía, para proporcionar sus propios respaldos de intermitencia, como podrían ser las plantas de almacenamiento de energía por bombeo o baterías y demás alternativas que hoy en día existen, así como proponer planes de financiamiento, propuestas que podrían ser presentadas a las autoridades energéticas del actual gobierno, podría ser un avance para aceptar y continuar impulsando la instalación de energías limpias intermitentes en el país. Seguramente estos temas se abordarán a lo largo del foro, y se podrían proponer soluciones para este tema, mismas que sin duda el Colegio de Ingenieros Civiles de México promovería. Por lo que respecta a la energía geotérmica, no presenta una gran problemática en la intermitencia, y deberá seguirse apoyando e incrementando su instalación en el país.

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PANEL 1

TECNOLOGÍAS SOLAR, EÓLICA Y GEOTÉRMICA. MEJORAS TECNOLÓGICAS Y SU PENETRACIÓN EN LA MATRIZ DE GENERACIÓN EN MÉXICO Tecnología solar CASIOPEA RAMÍREZ MELGAR

Socia de Fresh Energy Consulting, experta en regulación de mercados eléctricos y cambio climático; colabora en iniciativas para la transición energética en México y Centroamérica. Ha liderado análisis de mercado, iniciativas de mejores prácticas regulatorias, estudios de potencial renovable, propuestas de modificación de marcos regulatorios, diseño de estrategias comerciales y la relación con instituciones del sector de energía. Es perita experta en procesos de arbitrajes y amparos relacionados con el sector eléctrico. A pesar de que en tiempos recientes se ha puesto de moda, la energía solar se utiliza desde 1954. Todos quienes tuvimos una calculadora recordamos las celdas solares incorporadas en este tipo de instrumentos, pero no le concedíamos la relevancia que hoy tiene. Esta tecnología ha estado incorporada en nuestra vida diaria desde hace buen tiempo. En la figura 1 se comparan las participaciones de las diferentes tecnologías y fuentes renovables de las matrices energéticas en el mundo; las gráficas muestran la relación entre la capacidad instalada y la participación de cada tecnología en la generación mundial. Como se aprecia, la tecnología solar fotovoltaica tiene potencial de crecimiento, pues en la actualidad cuenta con 25% de la capacidad instalada en el mundo, pero sólo participa en 10% de la generación total. Los recursos convencionales, en términos de energía renovable, aún predominan. En la misma figura se aprecia una gran participación de energía hidroeléctrica, seguida por la eólica, pero ¿qué ha estado pasando en los últimos 20 años?

La figura 2 también compara la generación anual con la capacidad instalada y muestra cómo ha evolucionado la participación de la energía solar desde el 2000 hasta el 2020. Al respecto, se advierte que ha habido un crecimiento exponencial, sobre todo en los últimos diez años, no sólo en el mundo, sino que México ha seguido el mismo camino y vale la pena resaltar que a partir de 2017 este incremento ha sido importante. En realidad, en los primeros años, en México los pequeños proyectos de pequeños productores entregaban su producción a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), ¿por qué no había una penetración tan relevante de la energía solar en México? En la figura 3 se comparan el costo por kilovatio instalado en diferentes tecnologías, su factor de potencia y el costo nivelado de generación; éste incluye todos los costos asociados a la producción de energía durante la vida útil de un proyecto. Esto se hace con el fin de comparar peras con peras y manzanas con manzanas, es decir, para evaluar diferentes tecnologías e identificar cuál es la más conveniente, en términos de costos, en un plazo de vida útil y planear en forma adecuada las matrices de generación. Las gráficas de la figura 3 comparan en tres rubros diferentes tecnologías. Parece muy evidente la diferencia entre cómo han evolucionado, en los últimos 10 años, la energía geotérmica, la hidroeléctrica, la eólica y la solar. Es notorio lo el declive de los costos de la energía solar a partir de 2010; en 2019 prácticamente se redujeron hasta una quinta parte de lo que costaba instalar este tipo de proyectos a inicios de la década. El factor de potencia, es decir, cuánta energía generan, se ha incrementado de una manera importante; de hecho, este factor de potencia varía según la tecnología. Aquí es relevante mencionar que ya se trabaja en la tercera gene-

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Panel 1 • Tecnologías solar, eólica y geotérmica. Mejoras tecnológicas y su penetración en la matriz de generación en méxico

Generación (%) en escala mundial por tipo de tecnología

Capacidad instalada (%) en escala mundial por tipo de tecnología

Solar fotovoltaica 25.3% Hidrogeneración renovable 41.2%

Biogás Biocombustibles líquidos Solar fotovoltaica Hidrogeneración renovable Geotérmica

Sólida 3.2% Hidrogeneración renovable 60.4%

2.0% Energía eólica terrestre 24.9% Marina Hidroeléctricas mixtas Eólica costa fuera Eólica terrestre Residuos municipales renovables

Solar térmica Biocombustibles sólidos

Biogás Biocombustibles líquidos Solar fotovoltaica Hidrogeneración renovable Geotérmica

Marina Eólica costa fuera Eólica terrestre Residuos municipales renovables Solar térmica

Eólica terrestre 19.1%

Solar 9.8%

Biocombustible 1.3% sólidos 1.3% 5.6% vBiocombustibles sólidos

Figura 1. Sector eléctrico mundial. Participación por tecnología 2020.

4.4 5.6 2.6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.1 0.1 0.1 0.2 0.4 0.7 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.1 0.1 0.2 0.2 0.3 1.2

3.2

7.4

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

1 1 2 2 3 5 7 9 15 24 42 74 104 141 180 228 300 395 489 590 716 1 2 2 2 3 4 6 8 13 21 34 66 102 138 193 252 326 438 565 693

México

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Capacidad instalada (GW)

1818

Generación anual (TWh)

Mundial

Figura 2. Sector eléctrico mundial: crecimiento solar 20000-2020. ración de módulos fotovoltaicos. Empezaron a emplearse, sobre todo, módulos cristalinos, monocristalinos y policristalinos basados en silicio, cuyo factor de eficiencia fluctuaba entre 18% y 20%. Después de 20 años de investigación y desarrollo, se logró llegar a una tecnología conocida como thin film. Con ella se incrementaron los valores de eficiencia hasta 30% o 32%. Hoy se han logrado avances adicionales con módulos bifaciales, es decir, que pueden tener dos caras y aprovechar mejor la energía solar. Además, si añadimos los trackers –mecanismos que permiten hacer una rotación y el seguimiento de la radiación solar a lo largo del día–, vemos que con la suma de todos estos elementos se ha logrado in-

crementar esa captación del recurso solar y tener una mayor producción. Estos niveles de eficiencia han apoyado que la energía solar sea más competitiva, pero parece que el dato más relevante de las gráficas de la figura 4 lo muestra la referente al costo nivelado de generación, pues ahí puede verse cómo el declive del costo de la energía solar le confiere la competitividad para generar un kilovatio hora en un rango equiparable con el costo análogo de otras tecnologías; incluso ya está dentro de los niveles de mayor competitividad con las tecnologías basadas en energías fósiles, cuyos datos se muestran en la figura 4.

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

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2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2019 (dólares/kWk)

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

La figura 4 muestra también Costo nivelado de generación Costo por kW instalado Factor de potencia promedio (dólares/kWh) (dólares/kW) el promedio del costo nivelado de generación. La zona gris in100 5000 dica el costo de generación de las tecnologías fósiles; incluso 80 0.3 están ahí representados los ci4000 clos combinados que, específicamente, son las tecnologías 60 3000 convencionales de menor cos0.2 to, las cuales han sido las ba40 2000 ses por excelencia en México para planear la expansión 0.1 de la generación de energía. 20 1000 Además, si se comparan los precios que se han asignado 0 0.0 0 mediante mecanismos competitivos, como lo eran las subastas de largo plazo practicadas Geotérmica Hidroeéctrica Eólica terrestre Solar fotovoltaica en el país –que ponían a comFigura 3. Comparativa de costos globales 2010-2019. petir a todos los tipos de tecnologías–, para contratar, al mejor precio disponible en el mercado, la energía que necesitaba el mercado regulado encargado del suministro básico, es posible advertir que esos precios incluso podrían reducirse. 0.3 Hace 11 años se trabajaba en los primeros proyectos solares a gran escala en Latinoamérica. En una empresa para la 0.2 que trabajaba entonces, el gran tema era vaticinar cuándo la energía solar llegaría a la paridad de la red, es decir, que el 0.1 Rango de costos de costo por kilovatio instalado fuera igual a un dólar. Ahora, como combustibles fósiles se advierte, ese límite se ha rebasado de manera significativa. 0.0 Desde 1975 hasta 2020 se aprecia un crecimiento de la eficiencia de los diferentes tipos de tecnologías de los módulos que se han estado utilizando. Cada vez son más eficienValor medio de subasta LCOE promedio tes debido a los avances tecnológicos, el uso de mejores maFigura 4. Costo nivelado de la energía promedio global teriales, las combinaciones de diferentes tipos de materiales y precios asignados en subastas 2010-2023. y las optimizaciones de los diferentes seguidores (o trackers). En la actualidad se está llegando a la tercera generación de Sin embargo, poco se habla del potencial de aprovechapaneles solares, que incluyen las tecnologías de concentración miento de diversas zonas del planeta como superficies solares. solar, con las cuales podría incrementarse hasta 47% el factor Hay distintas compañías y diferentes investigaciones en de potencia. Esto las colocaría en el rango incluso de tecnolocurso para crear nuevos tipos de paneles solares: ya sea megías como la de turbogás, por lo que podrían ser todavía más diante la aplicación de pintura solar, por ejemplo, en las sucompetitivas en costos para que fueran fuentes de preferencia perficies que reciban radiación solar y que, por lo tanto, pueen la expansión de diferentes matrices de generación. dan convertirla en electricidad; los paneles que se instalan ¿Cuáles son las opciones de uso? En general, ya resuldirectamente en los techos; superficies solares para ventatan familiares los techos solares, sea mediante la generación nas que capten la radiación solar y además se integren al didistribuida o los grandes proyectos que ahora se han vuelto seño urbano y arquitectónico. muy famosos en México. En el país se ha pasado de pequeEstos diferentes avances tienen el potencial de contribuir ños proyectos de 20 MW, hasta contar uno de los mayores a lograr una mayor eficiencia energética y aprovechar mede América Latina: dos plantas, parte de un proyecto en dos jor los recursos. Es usual suponer que sólo es posible utilifases, que representan 800 MW generados en dos plantas zar este tipo de energía mediante grandes proyectos, pero de 400 MW cada una. Ambas instalaciones se localizan en el se soslaya la gran cantidad de superficies desaprovechadas, desierto de Coahuila.

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Panel 1 • Tecnologías solar, eólica y geotérmica. Mejoras tecnológicas y su penetración en la matriz de generación en méxico

Carbón 7% Hidro 7% CI 1% Geo 2% TG 3% Eólica 5% Solar fv 3% TC 12% Bioenergía 0% Nuclear 3% 318 TWh Cogen. ef. 2019 limpia 2% Cogen. ef 1% CC 54%

Carbón Carbón 4% Hidro CI 1% CI 0% 3% Hidro 9% Geo 9% 2% Geo 1% TG 2% TG 4% TC 7% Eólica 6% Eólica 8% TC 8% Solar 4% Bioenergía 0% Solar fv 6% Bioenergía Nuclear 4% 312 TWh 0% 99TWh Cog. ef. limpia 2020 Nuclear abr 2021 1% 3% Cog. ef. Cog. ef. limpia 1% 2% Cog. ef. 2% CC 58% CC 55%

Fuente: Prodesen.

Figura 5. Evolución de la matriz de generación en México.

Cap. instalada acumulada (MW) 1,797 1,551

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

2020

2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0

Cap. instalada (MW)

1,797 MW, 99.4% fv Capacidad instalada a junio 2021

242,958 Total de contratos a junio 2021

2,898 MW Estimación capacidad instalada a 2023 Fuente: CRE.

Figura 6. Evolución de la generación solar distribuida en México. principalmente en ciudades como la capital de la República. Si se pudieran emplear todos los techos, todas las superficies, todas las ventanas, tal vez no se necesitaría seguir importando electricidad de otras regiones del país donde están instalados los proyectos. Las gráficas de la figura 5 muestran la relevancia del recurso solar en el mundo y en México. La mayor parte de la superficie del país se halla en la franja que va del naranja al rojo. Esta característica indica que, en potencia, se dispone

de la gran posibilidad de captar irradiación solar en casi 95% del territorio nacional. Estas condiciones son ideales para la instalación de paneles solares. En promedio, el territorio nacional recibe cerca de 5 kilovatios hora por metro cuadrado al día de energía solar. Esto significa que, si se aprovechara la superficie que hoy recibe irradiación solar, sería posible generar hasta 50 veces la demanda eléctrica del país. En el ámbito mundial, el país se ubica en la mejor zona de irradiación solar, por lo que se compite con los mercados del norte de África y Australia. Este país cuenta con el mejor recurso solar. México cuenta con una capacidad aprovechable de recurso solar prácticamente infinita, por lo que se debería invertir cada vez más, ya fuera en pequeña o gran escala. Desgraciadamente, ese potencial no se refleja en la estructura de matriz energética actual. Las gráficas de la figura 5 comparan cómo ha ido evolucionando la generación de energía mediante diferentes fuentes. En la gráfica correspondiente al 2020 se aprecia que la solar contribuyó con 4% de la energía total del sistema; en el 2019 fue con 3%. En las últimas cifras que publicó la Secretaría de Energía, con base en información oficial del Prodensen (Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional), el aporte de la energía ascendió a 6% en abril del 2021. La planeación del sistema no prevé, desafortunadamente, la incorporación de nuevos proyectos de energía solar en el futuro cercano, en particular de gran escala. Es probable que permanezcan niveles de 6%, o que incluso disminuyan si es el despacho económico cambia de acuerdo con las modificaciones de la Ley de la Industria Eléctrica que se están planteando, específicamente los cambios que afectan la generación de este tipo de energía. A pesar de la situación imperante, sin inversión en energías renovables intermitentes (solar y eólica), y que estas fuentes no son prioritarias para la expansión del sistema eléctrico según la política energética actual, ese ha presentado

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un crecimiento en las inversiones de capacidad de generación solar distribuida. La figura 6 muestra una gráfica con información de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) respecto de las últimas estadísticas publicadas en junio de 2021. Ahí se aprecia cómo ha ido creciendo de manera exponencial la capacidad instalada en techos solares. Este incremento se basa en proyectos de menos de medio mega (0.5 MW) de capacidad total instalada. Así, se advierte que a junio de 2021 se tenía un total de 1797 MW. Existe un total de 242,958 contratos de interconexión, y prácticamente 99% son de generación solar distribuida. Como se ve hoy Energía contratada estimada por fuente de suministro 2020 Eólica Solar Geotérmica Minihidro 4% 2% 5% intermitente 0% Hidro gran escala 8%

Hidro peq. Escala 1% Ciclo combinado 57%

Térmicas 23%

Si el 71% de las emisiones de GEI provienen del sector energía, la sustitución de plantas térmicas es una gran oportunidad. Lo que debería considerarse para la expansión de la matriz Costo nivelado de generación, dólares/MWh (Lazard 2020) Eólica 26 54 Solar pv thin film (gran escala) 29 38 Solar pv policristalino (gran escala) 31 42 Ciclo combinado 44 73 Geotérmica 59 101 Solar pv comunitaria 63 94 Carbón 65 159 Solar fv techos CI 74 179 Solar térmica con… 126 156 Nuclear 129 198 Solar fv techos residenciales 150 227 Gas (picos) 151 198 CC: Incluye carbón, combustión interna, nucleoeléctrica, termoeléctrica convencional y turbogás. Fuente: Memoria de cálculo. Tarifas finales de suministro básico 2020, CRE.

Figura 7. Matriz de suministro de la CFE como suministrador de servicios básicos.

Hay un gran potencial en cuanto a la instalación de generadores solares, pues con los niveles de tarifas vigentes y con la reducción tan importante del costo para instalar este tipo de tecnologías, el mercado preferido para este tipo de instalaciones ha pasado de ser el de hogares con tarifas de alto consumo –las famosas tarifas DAC–, en donde lo utilizaban para practicar una especie de eficiencia energética, a que ahora el mayor mercado y la principal demanda de este tipo de proyectos sean las instalaciones comerciales e industriales, incluidos grandes consumidores, por ejemplo, cementeras, acereras, o cualquier tipo de industria con un espacio aprovechable para emplazar paneles dentro de sus instalaciones. Esto se debe, en esencia, al nivel de competitividad de los costos de las tecnologías, pero sobre todo a que se ha limitado la instalación de grandes proyectos, de gran escala. Esto, obviamente, ha limitado la opción de que esos consumidores contraten energía, en particular energía renovable intermitente, con productores distintos a la CFE. Así que, como de todas maneras necesitan reducir sus consumos, tener una huella de carbono menor y, además, disminuir los costos, el montaje de paneles solares en sus instalaciones se ha vuelto una de las opciones por excelencia para cumplir con estos objetivos de manera conjunta. En la primera gráfica de la figura 7 se muestra cómo tiene contratada hoy la energía de suministro básico la CFE por tipo de fuente, es decir, qué tipo de contratos tiene. Esta gráfica indica que sólo 5% de los contratos corresponden a energía solar (intermitente), esto es, son los contratos de las subastas de largo plazo, donde se entrega energía y certificados de energías limpias. Sin embargo, esta distribución de contratos no refleja los costos nivelados de generación ni cuáles son las tecnologías más competitivas que permitan ofrecer el menor costo de generación a los consumidores finales. El ciclo combinado está subrayado en la segunda gráfica porque los ciclos combinados son los únicos proyectos considerados en el plan de negocios de la CFE, los cuales se deberían instalar en 2024, pero el ciclo combinado, según esa comparativa y con base en precios de 2020, es la cuarta tecnología en términos de costos. Las tecnologías más baratas, más competitivas, son la eólica, en primer lugar, y la solar, tanto thin film como de silicio policristalino. Esto significa que se dispone de una gran área de oportunidad para sustituir este tipo de contratos (de combustibles fósiles), en particular con energía renovable, si lo que se desea es que las tarifas tengan mayor estabilidad y dependan menos de la volatilidad de los precios del combustible, e incluso de la seguridad de suministro, factor que evidenciaron los eventos climáticos que limitaron el suministro de gas desde Texas y que hoy también se están presentando en Europa y el resto del mundo.

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Panel 1 • Tecnologías solar, eólica y geotérmica. Mejoras tecnológicas y su penetración en la matriz de generación en méxico

Este trabajo ha presentado un panorama del actual estatus de la energía solar en el mundo. México debería aprovechar la gran oportunidad que ofrecen estas condiciones, no sólo en términos del recurso, sino porque la energía solar, debido a su modularidad, es susceptible de instalarse prácticamente en cualquier tipo de superficie y puede ser de cualquier tamaño. Una de sus principales características es que es factible instalarla en lugares donde la red no llega o, incluso, donde está saturada. Entonces puede hacer las veces de una eficiencia energética, de una alternativa para reducir costos con el fin de acercar la generación a los sitios de consumo y, de alguna manera, demorar o dilatar las inversiones en transmisión y distribución, sin duda indispensables, y así representar una gran alternativa para evitar que la falta de inversión en proyectos de transmisión de gran escala comprometan la seguridad en el suministro.

Lizbeth García Isla

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¿Qué pasará con los desechos de estos paneles después de su vida útil?, ¿qué se está haciendo en relación con la contaminación generada durante su producción y después de su vida útil?, ¿cómo podemos disminuir la potencia que se necesita para respaldar la intermitencia de esta tecnología?, ¿qué papel desempeñan las redes inteligentes?

Casiopea Ramírez Melgar El tema del manejo de residuos ha sido bastante polémico. Empiezo afirmando que no es una problemática específica de los paneles solares, sino una problemática de todas las tecnologías susceptible de atender con políticas de reciclaje. Muchos de los componentes de estas centrales son reutilizables; de hecho, un estudio del 2016 de la Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA, sus siglas en inglés), si mal no recuerdo, menciona todas las oportunidades de reciclaje y reutilización de los diferentes componentes en otras industrias, en lugar de sólo disponer de ellos en un relleno sanitario. Esto, en mi opinión, es una problemática que debe abordarse en forma integral mediante un manejo escrupuloso de residuos. Por tanto, son necesarias políticas específicas y una adecuación de los mecanismos de disposición de los diferentes materiales para que puedan aprovecharse mejor los residuos y sean reutilizables. Como ya existen iniciativas que permiten este tipo de reaprovechamientos, es indispensable un mayor apoyo de las diferentes autoridades encargadas del manejo de residuos para que estén disponibles con el fin de reutilizarlos. Los temas de la intermitencia y la potencia de respaldo han sido muy polémicos, pero me parece que varios elementos no se han atendido de la manera más adecuada en los diferentes discursos. Me explico. Los sistemas eléctricos deberían funcionar o privilegiar la flexibilidad en su operación. La flexibilidad es requisito ineludible con el fin de atender la demanda con sus

diferentes necesidades. La demanda varía hora con hora. Entonces lo que necesitamos es contar con fuentes de energía que permitan, primero, asegurar el suministro de manera asequible durante todo el tiempo que así lo requiera la demanda . Por esta razón, las energías renovables, en particular la solar (intermitente), pueden funcionar como un mecanismo de eficiencia energética, en el sentido de que mientras haya horas de recurso solar no es necesario quemar combustibles fósiles. La acción más lógica es aprovechar las tecnologías renovables de menor costo cuando exista la disponibilidad de recurso para desplazar las fuentes de generación de mayor costo; sin embargo, como se presentan variaciones en la disponibilidad del recurso (intermitencia) y también fluctúan las necesidades de la demanda, necesitamos contar con suficientes recursos que estén disponibles para atender las variaciones de demanda y de generación. Es decir, necesitamos que nuestro sistema cuente con la mayor flexibilidad de recursos disponibles, y esto implica contar con una diversificación lo suficientemente amplia de fuentes de generación; incluso no sólo depender del gas o de las hidroeléctricas, ni al cien por ciento de una fuente nuclear, ni de ninguna otra fuente, porque hemos visto la problemática que causa una gran dependencia de un solo energético: compromete la seguridad energética. Entonces, una clave para diseñar un sistema confiable es la diversificación. Al respecto, México cuenta con todo tipo de recursos para disponer de una matriz de generación balanceada, y con una seguridad lo suficientemente amplia para que la intermitencia no genere problemas. Segundo, necesitamos redundancias, y ese es uno de los grandes problemas que hemos tenido, no sólo derivado de una mayor penetración de energía renovable, sino originado por la falta de inversiones en nuestro sistema de transmisión y distribución. Desafortunadamente, nuestros centros de consumo están conectados, en general, sólo por una línea de transmisión. En consecuencia, ante cualquier tipo de problemática se quedan por completo fuera del suministro de la red, lo que compromete directamente nuestra seguridad de suministro. Necesitamos una red redundante, requerimos opciones para recibir y aprovechar los recursos del país. Es ilógico que hoy tengamos exceso de generación de energía en Sonora, porque tenemos muchos ciclos combinados y mucha energía solar instalada ahí, pero que se padezca déficit de generación en la Península de Yucatán, o incluso en el Bajío, porque no somos capaces de hacer llegar esa energía desde Sonora hasta las regiones en donde más se necesite. Una de las prioridades para amortiguar y asumir mejor esa intermitencia –le llamaría variabilidad– en la generación es contar con una red de transmisión mucho mejor conectada, más redundante y con mayor capacidad. La mayor parte de nuestras redes de transmisión están saturadas, eso definitivamente tiene un impacto bastante negativo en nuestro suministro.

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Segundo Foro de Energía. La transición energética en el mundo en el marco del 31 Congreso Nacional de Ingeniería Civil

Tecnología eólica ELENA RODRÍGUEZ RAMOS

Ingeniera y arquitecta técnica e ingeniera de Edificación; máster en Gestión de empresas e internacionalización, y Project management. Trabajó en varios proyectos de arquitectura de construcción en España y otros países de Europa. En México, desde hace ocho años se ha desempeñado en el campo de las energías renovables intermitentes, solar y eólica. Hace más de 10 años existen instalaciones productivas de energía eólica en México; 68 parques en operación en 14 estados representan, aproximadamente, 8.6% de la capacidad instalada. La perspectiva es buena. Concurren diversos factores: los compromisos de reducciones ante el cambio climático, la realidad de que México es uno de los países con mejores recursos disponibles –además muy distribuido– y una evolución constante en el descenso del precio por megavatios instalados que implica la energía eólica desde su inicio. Por último, si se atiende en particular el impacto, se advertirán dos puntos fundamentales: la reducción de emisiones conseguida hasta la fecha y la creación de empleos. Al hablar de la actualidad y de la perspectiva, es sabido que en los últimos años han sido menos los proyectos que han entrado en operación; en 2019 se contabilizan 1.2 GW; en 2020, un poquito más de 0.5 GW en el país. Respecto de las energías renovables (en el caso de la eólica, intermitente), en México en particular, la energía eólica llegó a un crecimiento sostenido, el cual se ha ralentizado en estos dos últimos años. Especialistas en lo referente a la perspectiva para el periodo 2021-2025 consideran que México continuará como uno de los jugadores principales para lograr el gran objetivo de crecimiento de energía eólica que tiene América Latina. Aparte de los posibles compromisos de reducción de emisiones de CO2 en los planos nacional o internacional, también parte de la sociedad demanda con fuerza energías más limpias. Tienen la misma demanda empresas privadas y grandes consumidores de energía que se atreven a ser el motor de esta reactivación. Además, México cuenta con muchos proyectos en cartera dispuesto a emprender y con muy buenos puntos para instalarlos. Esperamos ver este cambio. Respecto al impacto de la energía eólica en México, según datos de la Asociación Mexicana de Energía Eólica, hasta marzo de 2021 se habían invertido más de 13 mil millones de dólares en la economía mexicana. Los principales receptores son los estados de Oaxaca, Tamaulipas y Nuevo León. A su vez, 14 estados cuentan con instalaciones eólicas que

han generado empleos directos distribuidos en las áreas de operación y mantenimiento, labores de construcción y actividades de manufactura. Esto es muy representativo, porque México ha creado un soporte para la energía eólica de fabricación, de proveedores y de suministro, lo cual facilita mucho la gestión o la creación de nuevos parques eólicos. En el tema medio ambiental, en México se genera bastante energía limpia al año, aunque aún hay mucho camino que recorrer. En el caso de la energía eólica, el equivalente es similar al consumo de 14 millones de hogares mexicanos; se ha evitado dispersar en la atmósfera 12.2 millones de toneladas de CO2, lo que equivaldría a retirar 13 millones de autos del parque vehicular. Esto se relaciona en forma estrecha con el siguiente punto: la incidencia en el cambio climático. En este momento se sabe que el mundo experimenta un punto de cambio. La realidad del cambio climático ya ha sido probada, por lo que se pide a las sociedades, las naciones, las empresas, a todos los estratos, que se tomen medidas encaminadas a mitigar sus efectos y luego revertirlos. En noviembre de 2021, António Guterres, secretario general de la ONU, expresó: “Hoy nos enfrentamos a momentos de la verdad, las emisiones de energía representan alrededor del 25% del total de emisiones de gases de efecto invernadero, por lo tanto, tenemos un imperativo, limitar el cambio climático, invertir en energía limpia y asequible para todos, mejorar el bienestar de miles de millones de personas, además de la creación de empleos e inclusión de los objetivos de desarrollo sostenible, es la solución más importante para evitar una catástrofe climática.” Las energías limpias están consideradas como el principal factor de cambio que se debe considerar en el ámbito global como solución a los retos que nos enfrentado el cambio climático. La energía eólica está considerada en las estrategias de la Agencia Internacional de Energía y la de Energía Renovable. Ambas entidades sostienen que en los próximos años lo ideal sería multiplicar por 3 el uso de energía eólica en el mundo. En la actualidad hay 750 kilovatios instalados, pero sería indispensable triplicar tal cantidad instalada para enfrentar con éxito las consecuencias de los gases de efecto invernadero. México debería involucrarse en estas actividades, sobre todo considerando el buen recurso que tiene y la industria y el sector desarrollado con los que ya cuenta; es decir, nuestro país que no empezaría de cero, es una gran oportunidad. También porque hoy el mayor potencial de descarbonización de cualquier fuente de energía renovable lo tiene la energía eólica. Se ha trabajado mucho en perfeccionar un ciclo industrial con muy baja huella de carbono y reducidos costos de producción. Si bien se habla de energías limpias, porque el recurso es inagotable, limpio y no genera emisiones, en la producción de

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Panel 1 • Tecnologías solar, eólica y geotérmica. Mejoras tecnológicas y su penetración en la matriz de generación en méxico

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este tipo de energía también es muy importante tener en cuenta el principio industrial que está detrás, por lo que es preciso ajustar los niveles de sostenibilidad de todo ese ciclo para que la emisión de residuos y su huella de carbono sean mínimos. Ahora existe una tecnología eólica eficiente que responde de manera positiva a los fondos de inversión, bancos y empresas enfocados en cambiar a energías limpias y eficientes. Al igual que otros sectores industriales, la energía eólica ha tenido, en los últimos 15 a 20 años, una evolución enorme. En México, donde se lleva un poco de menos tiempo instalando turbinas, se ha pasado de turbinas de menos de 1 mega de capacidad hasta 5 megas. Esto ha ocurrido en un lapso de apenas diez años. El ritmo aún es el mismo. Hay opciones de instalación en tierra y se han observado las posibilidades de asentamientos marítimos, pero ¿hacia dónde se dirige o especializa la industria? La tendencia es ofrecer soluciones adaptadas. Cada cliente o emplazamiento tiene sus particularidades, y la evolución tecnológica en la que se apoya la actividad permite dar soluciones a diferentes requerimientos o necesidades. Las soluciones adaptadas se proponen para proyectos ad hoc, pero hay puntos de verdadero impacto, que son en los que se trabaja para potenciar la efectividad de un parque; el principal, a mi juicio, es el incremento de la energía anual producida, trabajo que permite optimizar las turbinas y conseguir su máximo rendimiento. Otro punto, también de mucha importancia, es la optimización del el emplazamiento. Para lograr esa meta se comienza trabajando, en etapas muy tempranas del proyecto, junto con los desarrolladores con el fin de determinar qué tecnologías o qué tipos de evoluciones es posible implementar en cada uno de los proyectos. El soporte tecnológico que se tiene como industria es muy amplio, entonces se intenta utilizarlo para obtener el máximo beneficio. En el rubro de la optimización de costos destaca el uso de los aerogeneradores adecuados para cada emplazamiento. También es importante la ejecución del balance of plant, que es la obra civil, pero también la logística para llevar los aerogeneradores al sitio donde se instalarán, etc. Todo forma parte de una cadena de suministros que es crucial optimizar. En esta fase es importante la participación de proveedores locales en los países en donde se instalan parques eólicos. En el caso de México, existe una industria relativamente avanzada y se cuenta con muchos proveedores especializados que facilitan todo este trabajo. Se ha abierto mucho el campo de las soluciones para los emplazamientos y la optimización de las soluciones cuando las redes de trasmisión están distantes o son débiles. Se ha trabajado en ITC y en cimentaciones optimizadas que permitan mayores alturas y mayores rotores. Es primordial la parte del control y del análisis de datos, tanto en la fase de construcción como en la fase de prestación del servicio. Al

final, son proyectos a muy largo plazo, mínimo de 20 años, y la meta es garantizar, año con año, la energía que producirán las máquinas, contexto en el cual las estrategias de control son muy importantes. Luego hay líneas de trabajo, por supuesto para reducir las pérdidas. Esta es la forma de maximizar la eficiencia de los aerogeneradores y materializar proyectos ad hoc para cada una de las necesidades. El último desarrollo tecnológico es de las turbinas de 5 MW; al final, consiste en una dinámica de aumentar el área de barrido e incrementar la producción anual. Un poco en la línea de adaptarnos a diferentes proyectos, el año próximo esperamos contar con la turbina LG155, enfocada en la optimización del recurso y la generación de una mayor producción en vientos bajos.

IGNACIO AGUILAR ÁLVAREZ ¿Cómo deben atenderse los problemas sociales resultado de las instalaciones?, ¿cómo deben atenderse oportunamente las indemnizaciones en favor de los dueños de las tierras donde se emplazan las instalaciones y qué capacidad de crecimiento futuro le ve a la generación eólica?

Elena Rodríguez Ramos Como cualquier industria, la de la energía eólica tendrá algún impacto donde se ubique. Debemos ser responsables y congruentes al respecto, es indispensable buscar acuerdo. Se ha evolucionado mucho en los últimos años acerca de este tema. Aún hay discrepancias, pero, en general, el impacto en las sociedades de cualquier tipo de industria tiene que lograr ser beneficioso. Tenemos que trabajar mano con mano para conseguir mejoras en el entorno donde laboramos, no sólo en la generación eléctrica. Las indemnizaciones es necesario gestionarlas de la manera que dicten las resoluciones. Sobre el potencial de México, podría fácilmente triplicarse la generación eléctrica por medio de parques eólicos.

Tecnología geotérmica GERARDO HIRIART LEBERT

Colegio de Ingenieros Civiles de México, A. C.

$43.7

$43.7 Hidroeléctrica

$29.9

Solar, híbrido

$90.8

$110.3 $36.0

$40

$37.8

$60

$67.9

$80

$41.8

$100

$71.3

$120

$86.7

$112.0

La geotermia debe encontrarse mediante exploración. Otras actividades en el campo de la energía no necesitan recurrir a ella. En la exploración geotérmica se excavan pozos profundos de unos 2 mil metros de profundidad. El objetivo es hallar sitios con alta temperatura, permeabilidad y agua abundante en el subsuelo. Al encontrarlos se separa el agua del vapor. Cuando éste se extrae el vapor se conduce hacia las centrales geotérmicas, que poseen turbinas muy parecidas a las de una instalación termoeléctrica. El agua procedente del yacimiento se separa y se reinyecta al subsuelo. Las líneas de transmisión de la energía procedente de la geotermia son un factor muy importante; por fortuna, en México la geotermia está en lugares cercanos a las poblaciones. México es el sexto generador de energía geotérmica en el mundo, el número uno es Estados Unidos, aunque México ocupó el tercer lugar mundial en potencia instalada. El país fue pionero en cuanto a enviar gente a estudiar en Nueva Zelanda, Italia e Islandia. Es bueno recordar que en el circuito eléctrico Tijuana-Mexicali-Ensenada, que no está conectado al resto del país, la geotermia aportó 70% de la energía eléctrica durante varios años. La energía de este tipo es apenas 1% del total que se genera en el país, pero representa 70% en el circuito de Baja California. Estas condiciones impulsaron que se preparara a mucha gente para el sector geotérmico cuando el país se situaba en ese tercer lugar mundial. Entre las plantas geotérmicas instaladas actualmente en el país, la principal aún es Cerro Prieto, cerca de Mexicali, con una capacidad instalada de 570 MW; la segunda es Los Azufres, en Michoacán, con 250 MW; Los Humeros, en Puebla, con 110 MW; Tres Vírgenes, en Santa Rosalía, con 10 MW, y

Solar independiente

Eólica costa fuera

Almacenamiento en baterías Eólica, tierra adentro

Biomasa

Geotérmica

Carbón ultrasupercrítico Ciclo combinado Turbinas de combustión Nuclear

$20

Tomado de la US Energy Information Annual Energy Outlook 2021 Tabla B2.

Figura 1. Costo nivelado de la energía ($(MWh) para diferentes tecnologías de generación y almacenamiento. Enero 2021.

la única planta privada, cuya capacidad es de 35 MW, conocida como Domo de San Pedro, se ubica en Nayarit. En la figura 1 se muestran los precios, en 2021, de distintas tecnologías. Como se aprecia, la de la geotermia es competitiva; quizá un poco más cara, pero con la gran ventaja de que no es intermitente, como la solar y eólica. La energía geotérmica es limpia, permanente y sin fluctuaciones; además, es abundante en México, uno de los pocos países del mundo donde existe geotermia, una fuente de energía renovable, económica y confiable. En la figura 2 un hipotético termómetro indica la temperatura de los yacimientos geotérmicos. Al respecto, México tiene la fortuna de que sus yacimientos tengan muy altas temperaturas. En la parte superior de la imagen aparecen Los Humeros, Domo de San Pedro, Cerro Prieto y Los Azufres, cuyas temperaturas fluctúan entre los 250 y los 350 °C. En el resto del mundo, una variedad enorme de plantas disponen de temperaturas que van desde 120 hasta 250 °C grados. Aunque estas temperaturas parecen bajas respecto de las de los yacimientos mexicanos, al final, a la turbina donde se emplea el vapor no le afecta de qué temperatura provino el fluido geotérmico. Por ejemplo, una planta turca con 170 °C genera 12 MW de energía, mientras que, en Bavaria, otra con 138 °C produce 5.6 MW. En México es posible incrementar la potencia geotérmica y pasar de 1,000 MW instalados en la actualidad a 3,000 MW en el corto plazo. Esto si, con base en los niveles de temperatura disponibles, se emprende la obtención de 1,000 MW en la zona de Baja California y una cantidad análoga en la zona de la franja del Cinturón Neovolcánico. También se cuenta con mucho espacio para impulsar plantas pequeñas, practicar usos directos y explorar la geotermia submarina. Al respecto se ha trabajado en la creación de proyectos propios. Entre los proyectos propios nacionales se ha incursionado en plantas chicas, de 0.5 MW. Una planta de reciente conclusión tiene una capacidad instalada de 5 KW; su turbina se diseñó e imprimió en 3D mediante equipo computarizado. Por último, se ha incursionado en la construcción de equipo dirigido a la geotermia submarina, aunque aún no sido probado en el terreno. No es sencillo localizar fuentes de geotermia. Así que se observa, empíricamente, dónde hay fumarolas y manifestaciones termales, se obtienen muestras y se practica un experimento virtual: en frascos con agua a 150 °C, 200 °C y 250 °C se introduce una roca del lugar que se investiga. Mediante la extrapolación de los datos, este experimento se mantiene durante miles de años, lapso en que se disolverán las sales de la roca en una proporción asociada con la temperatura. Por lo tanto, a estos componentes de minerales disueltos se les denomina geotermómetros. Con base en estos se va determinando en cada manantial la temperatura y el origen de este fluido. Se repite el proceso hasta establecer información

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Panel 1 • Tecnologías solar, eólica y geotérmica. Mejoras tecnológicas y su penetración en la matriz de generación en méxico

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geoquímica confiable para calcular la temperatura del fondo y disponer de datos para elaborar catálogos preliminares de los recursos geotérmicos del país. En la tabla 1 se enumeran los lugares que presentan manifestaciones geotérmicas, proyecto con un avance de 92%. En esos sitios se calcularon las temperaturas de fondo y se aplicó un modelo muy simplificado para determinar cuánto podrían significar en potencia. Una particularidad de este trabajo es que se calcula, para cada punto, la temperatura de geotermómetro y, luego, se suponen un área y un espesor; en síntesis, es indispensable establecer una cantidad enorme de hipótesis. Esto significa que, si se desea emprender algo serio (y se está haciendo en México), es necesario complementar las hipótesis con mediciones de campo más precisas. También se requiere conocer mejor la permeabilidad del subsuelo aplicando métodos magneto-telúricos y geofísicos, a lo que deben sumarse modelos conceptuales que impliquen la geología del lugar. Mediante la reforma energética se aplicó la nueva ley geotérmica. Con base en ella, se concedieron 13 permisos de operación a CFE y 14 a empresarios privados. Sin embargo, el sector se encuentra, en este momento, estancado. Aunque hay exploración geotérmica en la CFE, está muy acotada. Situación de México

Temperatura del yacimiento

Los Humeros Domo San Pedro

350

Cerro Prieto Los Azufres

300 250

En este rango hay varios miles de MW (ciclo binario)

200 150 100 50 20 Temperatura del yacimiento

Figura 2. Escala de temperatura de yacimientos geotérmicos.

Tabla 1. Permisos de exploración de la CFE

Área

Estado

Cerritos

Calderón Cucapáh

El Molote

Nayarit

La Soledad

Jalisco

San Marcos

Jalisco

Planillas

Jalisco

Los Negritos

Michoacán

Araró Simirao

Michoacán

Lago de Cuitzeo

Michoacán

Ixtlán de los Hervores

Michoacán

San Bartolomé de los Baños

Guanajuato

Acoculco

Puebla

El Chichonal

Chiapas

En el mundo, durante los últimos 15 años ha evolucionado en forma significativa la construcción de centrales de turbinas de plantas geotérmicas; por ejemplo, en África, Turquía, algunos países europeos y Chile se han instalado plantas de distintos tipos. En el mundo destacan, en el campo de la geotermia, las instalaciones de Islandia, Nueva Zelanda, Estados Unidos, Turquía, Filipinas, Italia, Costa Rica, Chile, Indonesia, Japón y México. El inventario geotérmico nacional se ha hecho con base en las manifestaciones termales. Como empresa, tenemos varios años de experiencia. Los dos campos que hemos detectado y desarrollado no aparecen en el catálogo posible. Nuestro descubrimiento en Domo de San Pedro, Nayarit, no tiene ninguna manifestación superficial. En Celaya hay una muy pequeña manifestación superficial que sugiere características de un potencial irrelevante. Después de nuestras investigaciones, consideramos un potencial muchísimo más grande e insospechado en toda la franja neovolcánica. Las conclusiones preliminares publicadas son muy conservadoras. Según los trabajos de nuestros colaboradores, especialistas en fluidos geotérmicos y en métodos geofísicos, si se diera un empujón económico a la investigación y la instalación de plantas geotérmicas, sería posible instalar 2,000 MW. Esta cifra equivaldría a la generación de una planta similar a la de Laguna Verde en la costa del Pacífico. El proyecto es factible aprovechando tecnología nacional y el talento de profesionales mexicanos. Es posible empezar mañana a explorar y a perforar los pozos con la tecnología disponible. Se cuenta con la capacidad para instalar esos 2,000 MW con plantas de 20 MW. Existe la posibilidad de construir centrales geotérmicas modulares en el país.

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La energía geotérmica es permanente y constante, está disponible los siete días de la semana, todo el año, sin fluctuaciones; no hay ráfagas, no hay nubes, es decir, son predecibles la entrega de energía y el mantenimiento. Se emplean aerocondensadores para el fluido con el cual se mueven las turbinas; el calor residual puede aprovecharse en otras aplicaciones, por ejemplo, la cogeneración. Hace algunos años, practicamos ensayos de calefacción utilizando aerocondensadores para el secado de madera en Michoacán; se secaban tablas o madera en bruto unas 20 veces más rápido que al aire libre. También se aplicaron en la deshidratación de fruta. Los proyectos eléctricos como el de Los Azufres –cualquier proyecto grande de geotermia– tienen un escaso valor económico, pero su valor social es enorme. La geotermia ofrece la posibilidad de vender certificados de energía limpia, tal como otras energías limpias, además de vender capacidad firme y servicios auxiliares; desgraciadamente la ley no está hecha para aplicarla.

Ignacio Aguilar Álvarez ¿Qué implicaciones tiene la actividad sísmica recurrente en el país para el mantenimiento de las instalaciones bajo tierra en este tipo de proyectos?

Gerardo Hiriart Primero, la geotermia se presenta en los sitios donde el calor fluye desde el centro de la tierra hacia arriba. El ejemplo externo es los volcanes que hacen erupción. En general, las instalaciones geotérmicas se hallan en zonas donde hay movimientos de placas y mucha sismicidad; están donde fluye vapor del subsuelo y transforma la arcilla con la entrada

en contacto en arcillas expansivas, como la montmorillonita, bombonillonita, y otras que son de suelos tremendamente complicados. En efecto, las centrales geotérmicas se ubican en zonas complicadas, por lo que se diseñan para soportar esas cargas sísmicas. Es un hecho que un sismo fuerte en cualquier campo geotérmico reacomoda el subsuelo a 2,000 metros, a veces aumenta, y otras, disminuye la producción de los pozos. Sí llega a afectar, no en forma drástica, pero sí perjudica la producción de un pozo.

Ignacio Aguilar Álvarez ¿A la investigación, desarrollo e innovación tecnológica qué ha aportado México?

Gerardo Hiriart En México fuimos pioneros en diseñar y construir plantas; la de Cerro Prieto siempre fue un baluarte y tuvimos el acierto de aliarnos con Estados Unidos. Teníamos colegas en Stanford, Berkeley, Nevada, Texas y en muchos institutos. Con ellos emprendíamos investigaciones conjuntas. Nosotros aportábamos los datos en representación del gobierno mexicano. Nuestras aportaciones no eran secretas y las suyas incluían la participación de expertos matemáticos en modelado. Creamos modelos conjuntos con Berkeley y Stanford, incluso relacionados con el flujo supersónico del vapor. Nosotros creamos una aportación que lleva mi nombre, fórmula Hiriart, para medir el flujo de un pozo geotérmico midiendo algunos parámetros básicos de temperatura. También hemos hecho aportes en geofísica y modelado de yacimientos. En la actualidad, en el desarrollo de turbinas logramos avances importantes, así como en turbinas termoplásticas de pequeña capacidad, diseñadas en computadoras 3D.

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PANEL 2

TECNOLOGÍAS NUCLEAR, HIDROELÉCTRICA Y REDES DE TRANSMISIÓN, MEJORAS TECNOLÓGICAS Y PENETRACIÓN EN MATRIZ DE GENERACIÓN EN MÉXICO Tecnología hidroeléctrica

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HUMBERTO MARENGO MOGOLLÓN

Ingeniero civil, maestro y doctor en Ingeniería. Profesor de la Facultad de Ingeniería de la UNAM. 35 años de experiencia en la CFE. Fue comisionado mexicano de la CILA. Es subdirector general técnico de la Conagua y preside el Comité Mexicano de Grandes Presas. El Consejo Mundial de Ciencias y Tecnologías ha establecido como los principales retos de los ingenieros con sus respectivas sociedades los del cambio climático, de energía y medio ambiente, el desarrollo sustentable o sostenible, el suministro y administración del agua, la agricultura y el medio ambiente, el reúso y reciclamiento y medio ambiente. El agua y la energía forman una dupla, un binomio trascendente para estos todos aspectos. Hacia 2050, sólo en 30 años, se supone que la sociedad requerirá incrementar 300% la cantidad de agua y energía producida en la actualidad; se deben, por lo menos, duplicar las áreas de cultivo para 2050. En 2019, el mundo produjo cerca de 27 mil terawatts hora (TWh). Se estima que en 2021 México produzca 1.3% de ese valor. Estados Unidos ocupa el primer lugar en generación de energía; China, segundo; la Unión Europea, tercero. Las fuentes con que se genera tal energía son el gas natural (21%), y el carbón y el petróleo (41% cada uno). Las presas permiten producir los alimentos para cerca de 900 millones de personas, prácticamente 10% de los casi 7,800 millones de seres humanos. Es preciso lograr la mayor eficiencia de los sistemas de riego para destinar al consumo

humano el agua que hoy se desperdicia dada la ineficiencia del riego. La hidrogeneración es la más flexible y la más constante de las fuentes de energía; es capaz de cumplir con los requisitos de electricidad de carga base y de carga punta. Tiene esa elasticidad de poder entrar como una tecnología emergente, con almacenamientos por bombeo, para satisfacer esos picos. Hoy, China ha superado a los demás países en la producción de energía hidroeléctrica, lo sigue haciendo. Estados Unidos está lanzando una enorme campaña respecto al tema de la producción hidroeléctrica. La hidroelectricidad produce algo así como 9 mil de los 126,000 TWh por año. El mercado de la hidroelectricidad supera los 290 mil millones de dólares, y en México es del orden de 2,100 millones de dólares. La hidroelectricidad se basa en una tecnología cuya antigüedad se remonta hasta antes del siglo XIX; tiene un poder de estabilidad fundamental en los sistemas, que se pueden contemplar como un proyecto de factores y propósitos múltiples. Las centrales de bombeo en las centrales hidroeléctricas servirán de respaldo a la energías eólica y solar, que no operan eficientemente debido a su característica de intermitencia, aunque cada vez se emprenden más esfuerzos tecnológicos con el fin de lograr que este aspecto de ineficiencia pueda resolverse. El Comité de Grandes Presas, el Comité de Irrigación y Drenaje, la Asociación Internacional de Hidrogeneración y la Asociación Internacional de Recursos Hidráulicos han emitido una declaratoria sobre el almacenamiento del agua. En ese documento se invita a todos los países a impulsar un mayor almacenamiento de agua con la meta de tener un desarrollo sostenible en el mañana.

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Segundo Foro de Energía. La transición energética en el mundo en el marco del 31 Congreso Nacional de Ingeniería Civil

En una reunión mundial de ministros de energía, convocada en 2004, se estableció que la energía hidroeléctrica es una de las tecnologías renovables capaz de contribuir significativamente al desarrollo sostenible y a mitigar las emisiones de gases de efecto invernadero. Cuando se llenan los embalses se produce metano, un fenómeno denominado eutrofización. Ese metano genera un promedio de energía hidroeléctrica equivalente a la décima parte de lo que se acepta como valor real en materia de energías limpias. La energía se considera limpia si produce menos de 250 gramos de dióxido de carbono por kilowatt hora. Las hidroeléctricas producen un valor de entre 24 y 40 gramos de CO2 por KWh, mucho menor que el que producen el gas natural, el biogás y la biomasa, ya no digamos el carbón. Existe un campo fundamental de investigación y de desarrollo en esta materia. Además, los sistemas de rebombeo que utilizan pequeños embalses para subir y baja el agua tienen muy poco impacto ambiental. ¿Qué pasa en México con prácticamente 12,500 MW de energía hidroeléctrica instalados? Ha habido una evolución. Entre 1950-1960, 50% del parque de generación de México se producía con hidroelectricidad. Hoy esto se ha reducido a casi 10% en generación y 18-20% en potencia instalada. Según un análisis de la doctora Cecilia Martín del Campo, se estima que se debería tener como una meta esperada en los próximos años, de aquí al 2030, duplicar la actual generación hidroeléctrica. Hoy en México se producen 30 TWh. La expectativa es producir 58 TWh para el 2030, y 66 TWh hacia el 2050. En realidad, la gran pregunta es ¿puede lograrse?, ¿es posible prácticamente duplicar los sistemas hidroeléctricos de los ríos Grijalva y Santiago? El escurrimiento medio anual del país es del orden de 410 mil millones de m3. Se cuenta con la capacidad de almacenar algo así como 150 mil millones de m3. Este año se tuvo un escurrimiento y un almacenamiento, respectivamente, de 410 mil millones de metros cúbicos y de 87 mil millones de metros cúbicos. Se presentaron muchos flujos sobre vertedores, en donde el escurrimiento superó los 100 mil millones de metros cúbicos. La gran pregunta es ¿se podría elevar la cortina de algunas presas y almacenar esa agua para generar más energía? La respuesta, definitivamente, es sí. Se debería estar trabajando mucho más en la elevación de las cortinas de las presas y en el desazolve de estas. Es preciso reconocer que entre los retos más importantes de la ingeniería en México está la seguridad hídrica, con las vertientes de la seguridad del agua potable para la población, la seguridad alimentaria y la seguridad energética. ¿De dónde se podrían sacar los 30 TWh adicionales? Se podría elevar la cortina de algunas presas, modernizarlas y repotenciarlas. El Gobierno Federal plantea alcanzar 1.9 TWh adicionales; se necesitarían por lo menos 3. Habría que emprender nuevos proyectos hidroeléctricos, que ya se han

estudiado, que se tienen en el tintero, pero cuya realización enfrenta un conjunto de problemas. Sin embargo, sería pertinente iniciar un esfuerzo muy serio para incrementar ese valor en 15 TWh para llegar a casi 21 TWh. ¿Y el resto de dónde podría salir? Una de las opciones, definitivamente, es elevar las cortinas de las presas es una opción. La presa china Tres Gargantas tienen una capacidad de descarga de sus azolves impresionante. Ignoro por qué no se podrían hacer en México mediante acciones decididas y claras. Además, se necesitaría agregar más energía. El rebombeo tiene la enorme ventaja de que se pueden instalar potencias altas, miles de mega watts que funcionan también como respaldo de los sistemas eléctricos de potencia. En este momento, Estados Unidos tiene más de 22 mil MW almacenados en sistemas de rebombeo. Hoy sería factible incrementar sensiblemente la capacidad del sistema nacional de entregar puntas y de regular la frecuencia en las redes mediante bombeo. Un ejemplo sería el colocar paneles flotantes en las presas y construir un sistema de bombeo en la parte de los vasos superiores. Esto posibilitaría incrementar otros 8 o 9 TWh con el rebombeo, con las ventajas de usar un rebombeo convencional o uno en el que se utilice un grupo ternario con acoplamiento inmediato, lo que permite trabar prácticamente en corto circuito. Esto aportaría estabilidad al sistema de potencia y al de transmisión de energía; condición extraordinariamente útil que da la posibilidad de tener ese respaldo fundamental en los sistemas de potencia. El costo de los rebombeos no es alto. Es factible aprovechar mucha de la infraestructura hidráulica construida y colocar embalses de 1 a 3 millones de metros cúbicos, con un impacto ambiental y social sumamente reducido. Una acción de este tipo podría tener una recuperación económica realmente interesante, con tasas internas de retorno del orden de 20%. Hay varios proyectos identificados como posibles, y que podrían respaldar de inmediato proyectos de energía solar y eólica, hoy detenidos, y por lo menos sumar unos 4 TWh en los primeros proyectos de rebombeo.

Tecnología nuclear CECILIA MARTÍN DEL CAMPO

Ingeniera en Energía, ingeniera nuclear, y doctora en Ciencias físicas, especializada en planeación energética. Directora de la Unidad de Planeación Energética de la FI UNAM. Es contraparte de México en la Agencia Internacional de Energía Atómica. Directora del proyecto Sistema de Evaluación, perspectiva de las energías renovables y tecnologías limpias de la CFE.

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Panel 2 • Tecnologías nuclear, hidroeléctrica y redes de transmisión, mejoras tecnológicas y penetración en matriz de generación en México

250

224

200 150 100 52

50 0.1 0.15

0.04

Carbón

Petróleo

Gas natural

Biocombustibles

Turba

Solar (azotea)

Eólica

Hidro

Nuclear

Figura 1. Muertes causadas por TWh producido según fuente de energía.

3030

que en realidad la energía nuclear contribuye hoy a la generación eléctrica en el mundo. La distribución regional en el ámbito mundial de la capacidad de plantas nucleoeléctricas instaladas se muestra en la figura 2, así como las que están en operación y aquellas en construcción. En la actualidad existen varios factores clave que inciden en los sistemas eléctricos. Aunque en forma breve, los enumeraré. Primero, hay un incremento de las energías intermitentes, eólica y solar, principalmente, que impactan en la variabilidad del despacho y en los requerimientos pico; se presenta un incremento de la eficiencia energética, con efectos directos en la disminución del consumo; se intensifica la electrificación, en particular en el sector del transporte; aumenta el potencial de nuevas reservas de gas, en especial mediante la introducción de tecnologías de fractura hidrológica y nuevas biotecnologías de extracción de aceite; los esfuerzos tecnológicos para alcanzar sistemas de almacenamiento de energía económicamente viables, de los cuales se ha hablado y se hablará todavía más en otros paneles; el reto de lograr una mejor interconexión de redes eléctricas nacionales y regionales; la tendencia a la descentralización con la creación de redes inteligentes locales, dotadas de una independencia relativamente alta; el impacto del desarrollo e implementación, a gran escala, de algunas tecnologías disruptivas, como la inteligencia artificial, las biotecnologías, materiales de alto desempeño; la eventual influencia de varias y diversas crisis –económicas, cambio climático, COVID, la reducción de las reservas de alimentos; disminución de la pobreza energética, equidad de género –variable cuya introducción se avizora en la planeación energética; la aversión al riesgo; los impactos visuales de las diferentes tecnologías. Algo que se tiene que tomar en cuenta es buscar la seguridad energética, todo eso lleva a buscar estrategias de financiamiento para poder tener los sistemas eléctricos que

La energía nuclear es un tema muy controversial –dada su aplicación en las bombas atómicas– y debido los accidentes que han ocurrido, los cuales han cambiado el panorama del desarrollo tecnológico hacia un incremento de la seguridad en este tipo de tecnología. La información estadística ha demostrado que la tecnología nuclear tiene el menor número de muertes causadas por unidad de energía producida, tomando en cuenta la cadena energética completa. Esto sorprende a quienes precisamente quisieran oponerse o se oponen de hecho a la energía nuclear, por cuestiones de seguridad, de riesgo y peligro. La figura 1 muestra la estadística de muertes causadas por unidad de energía producida de las plantas de energía nuclear. Las que se utilizan en las naciones occidentales, con reactores de agua a presión o reactores en agua en ebullición, como el que se tiene en México, o los reactores refrigerados por gas del Reino Unido o los de Canadá, son mucho más seguras que cualquier otra fuente de generación de electricidad. La primera pregunta es ¿por qué hablar de energía África nuclear en México en 2021 si nuestro país es rico en enerAmérica Latina gías renovables y la energía Asia, Oriente Medio y Sudeste nuclear polariza las opiniones? En el mundo hay 444 reEuropa central y del Este actores de potencia en operación; su capacidad instalada Asia, Lejano Oriente es de 39,458 MW. En la actualiEuropa Occidental dad se construyen 50 reactores que tendrán una capacidad de América del Norte 52,560 MW. La experiencia operacional Capacidad neta GW€ acumulada, medida en años Operacional En construcción reactor, asciende a 19,081. EsFigura 2. Distribución regional de la capacidad de energía nuclear. tos sustentan el argumento de

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350 Capacidad instalada (GW)

nos convengan a cada uno de nuestros países. Como ya se mencionó, cada país tendrá un camino diferente que tiene que ser analizado y estudiado. Las centrales nucleares de fisión han tenido, hasta hoy, cuatro etapas de desarrollo; la quinta se prevé hacia la década de 2030. Un dato que debe resaltarse es que el funcionamiento de estas plantas se basa en un sistema de producción de reacciones de fisión nuclear de manera controlada dotado de sistemas de extracción de calor. Dado que esta reacción no la genera una reacción de química de combustión, no se producen gases de efecto invernadero; simplemente es una reacción de fisión con una densidad energética muy alta, contenida en el combustible utilizado. Como el tema de la evolución de los reactores es muy amplio, baste señalar que siempre se tiende hacia reactores con mayores eficiencia, seguridad y versatilidad. Existe una gran variedad de reactores, cada uno con sus ventajas y desventajas, diseñados y construidos por una amplia variedad de países. El objetivo principal es la producción continua de potencias térmica y eléctrica destinadas a todo tipo de aplicaciones energéticas, especialmente para la electricidad. Como se aprecia en la figura 3, a medida que aumenta la inclusión de energías renovables intermitentes (ERI), 75% en este ejemplo, es preciso triplicar la capacidad instalada para alcanzar la generación de electricidad equivalente anual del caso base: 100 GW. Si la participación de energías renovables intermitentes llega al mismo porcentaje que en el caso de la capacidad instalada, 75%, la generación de la energía demandará la inclusión de numerosas fuentes en diversas proporciones. Una consecuencia de la introducción de energías renovables intermitentes en la red es que no sólo se tiene que analizar según los costos nivelados de generación eléctrica tradicionales, sino que es indispensable considerar los diferentes implicados. Cuando se incrementa la participación de energía renovable intermitente hasta 75%, los costos del sistema aumentan de manera considerable. Esto incluye los costos de las redes, de los balances, de la conexión, de la reducción de la generación con energías intermitentes cuando son innecesarias respecto de los costos de despacho, los tradicionales costos nivelados de generación eléctrica, más los costos de respaldo, más los costos de la disminución del factor de carga del sistema. Un aspecto relevante de las plantas nucleoeléctricas es el factor de capacidad o factor de planta, como se le llama en México. El factor de planta de las diferentes tecnologías para la generación eléctrica va desde las que tienen un valor relativamente muy bajo, como la solar, pasando por la eólica, hasta llegar a las plantas nucleoeléctricas, cuyo factor de planta es bastante elevado. Las plantas carboeléctricas son

300 250 200 150 100 50 0

Caso base

10% ERI

Almacenamiento de batería Nuclear

OCGT

30% ERI

50% ERI 75% ERI

CCGT

Almacenamiento con bomba hidráulica

Solar

Embalse hidrográfico

Eólica terrestre Corriente en río

Figura 3. Capacidad con diferentes combinaciones de energías renovables intermitentes.

Nuclear

92.5%

Geotérmico

74.3%

Gas natural

56.6%

Hidroenergía

41.5%

Carbón

40.2%

Eólica

35.4%

Solar

24.9%

Fuente: Administración de Información de Energía de los Estados Unidos

Figura 4. Factores de planta históricos acumulados por fuente en el año 2020. plantas que ya no se despachan continuamente, porque sobre todo brindan respaldo a las intermitentes (solar y eólica), las hidroeléctricas, etcétera. La figura 4 indica los factores de planta históricos acumulados por fuente en el año 2020. Otra de las grandes ventajas de las nucleoléctricas es que, en realidad, dada su alta densidad energética, una pastilla de uranio en un reactor nuclear equivale a 17 mil pies cúbicos de gas natural, a 120 galones de petróleo y a una tonelada de carbón. Las plantas nucleares ocupan espacios pequeños porque tienen una alta densidad energética. Por tanto, una planta solar, por ejemplo, requeriría, en promedio, más de 3 mi-

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250,000 200,000

150,000 100,000

2050

2049

2048

2047

2046

2045

2044

2043

2042

2041

2040

2039

2038

2037

2036

2035

50,000

Nuclear al 2050 Potencia: 11,509 MW Generación estimada: 90.7 TWh

Emisiones tCO2/MWh

3232

0.5 0.45 0.4 0.35 0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 0

Energía cinética GD-FV Concentración solar Batería Ciclo combinado H2O Bioenergía Nuclear Hidroeléctrica Fotovoltaica

Figura 5. Capacidad neta instalada. Escenario 3. PAMRNT 2021-2035. llones de paneles solares para producir la misma cantidad de energía que un reactor comercial típico. Si la planta fuera eólica, serían necesarias más de 430 turbinas. Esto sin considerar el factor de capacidad, simplemente para la misma potencia. Si se toma en cuenta el factor de capacidad, paneles y turbinas se triplicarían, en el caso de la energía solar, simplemente por comparar los factores de planta que ofrecen ese tipo de tecnologías. La energía nuclear, sobre todo en los últimos adelantos, forma parte de las tecnologías que se desarrollan en varios países del mundo, inclusive con económicas menos fuertes que la mexicana, nosotros podemos progresar en este campo. Diversos países del mundo (en América, Estados Unidos, Canadá, Argentina; en Europa, República Checa, Reino Unido, Dinamarca, Suecia, Luxemburgo, Francia, Italia; en Asia, Rusia, China, Corea del Sur, Japón, Indonesia; Indonesia, Sudáfrica Arabia Saudita) están desarrollando reactores modulares pequeños, reactores nucleares de cuarta generación, que pueden tener unas ventajas muy significativas. Los reactores modulares pequeños (SMR, small modular reactors) incorporan mejoras de seguridad sobre las plantas actuales con LWR (ligth-water reactor), ya que tienen características de seguridad pasiva intrínsecamente confiables. Los SMR se pueden dimensionar para satisfacer las demandas

de la comunidad a la que sirvan, es decir, adecuar su potencia a los requerimientos solicitados. Las evaluaciones de riesgo confirman aún más las mejoras de seguridad. Los SMR y los microrreactores, incluso más pequeños, es posible ubicarlos con mayor facilidad debido a su reducido término de fuente radiológica, factor que significa un peligro potencial menor. Los tipos de reactores hoy en estudio representan un área de oportunidad para la ingeniería civil, pues la mayoría se están diseñando para que una parte de su planta sea subterránea. En México, los SMR podrían satisfacer las necesidades de energía eléctrica en forma económica, utilizarse en la desalinización de agua, la producción de hidrogeno y la generación de calor destinado a procesos industriales. En la actualidad los reactores se enfocan sobre todo en la generación de la electricidad, tal como las otras fuentes de generación renovables. Los sistemas energéticos del futuro, basados en reactores nucleares, ofrecerán un sistema de red integrado que aproveche las contribuciones de la fisión nuclear más allá de la generación de electricidad. Los reactores serán de gran tamaño, los modulares pequeños y algunos de los reactores más avanzados. Además, se contará con algunos sistemas híbridos que ofrecen grandes ventajas. Generarán calor y electricidad que se aprovechará en nuevos

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procesos químicos, la purificación de agua, producción de hidrógeno y la industria en general. Hoy, respecto de los SMR, México seguiría la regulación del país de origen de la central nuclear que se comprase. Si la regulación siguiera con el mismo enfoque que se aplica a los LWR, representaría una limitación económica, porque sería imposible contar con reactores pequeños económicamente viables; es un tema en el que debe trabajarse. Los reactores SMR que se consideran viables para instalarse en el país tienen sus ventajas: es factible construirlos por módulos; permiten su casi total construcción en el ambiente controlado de una fábrica; tienen la flexibilidad de potencia para adaptarse a países con redes menos malladas y potentes; ofrecen la gestión independiente de los módulos para mantenimiento y parada de recarga, mientras los demás permanecen en servicio; tienen menores necesidades de agua de refrigeración; bridan la posibilidad de enterrar parcial o totalmente los módulos para mejorar la seguridad, en particular por su resistencia a ataques aéreos y mejor integración con el entorno. Un factor interesante que ofrecen las distintas energías es la posibilidad de integración entre ellas. Una de las opciones es, precisamente, utilizar la energía nuclear cuando no sea requerida porque las energías renovables están despachando. Utilizar energía nuclear para producir hidrógeno y almacenarlo sería una forma limpia de almacenamiento de energía, por lo que sería también hidrógeno verde. México tiene dos reactores nucleares en las instalaciones de Laguna Verde. El primero entró en operación en 1990, y el segundo, en 1995, con licencia para operar 30 años. Mediante la renovación de su licencia, Laguna Verde I se amplió 30 años, y próximamente se ampliará la de la unidad II. Por lo tanto, podrán operar hasta 2050 y 2055 las unidades I y II, respectivamente. En la actualidad tienen una capacidad de 1,640 MW, ya que tuvieron un aumento de potencia de 20% con respecto a la capacidad original que era de 1310 MW. Un dato histórico es que durante 2018 Laguna Verde entregó a la red 13,200 GWh, lo que representó ingresos por venta de 15,071 millones de pesos, y se alcanzó un factor de planta de 96.23%. Otro dato es que en 2021 la unidad I acumuló 465 días de operación sin interrupción. La mayor parte del año Laguna Verde produce la energía eléctrica, de origen limpio, más barata que se despacha en la red eléctrica nacional. Todo esto habla de la buena experiencia de México en el manejo de reactores nucleares. Junto con varios colegas, que continuamente analizamos cuál sería el rol de la energía nuclear en México, pensamos que el país sí debería apostar por ampliar la base de energía nuclear para cumplir con el Compromiso de Acción de París, porque es una energía limpia. Algo que me sorprendió al leer el Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y Redes

Generales de Distribución del Mercado Eléctrico Mayorista (PAMRNT) es que en ese documento se presentan resultados de mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero para una descarbonización profunda de nuestro país. La figura 5 ilustra el escenario número 3, el cual incluye, en la capacidad instalada, la energía nuclear, que se incrementa a partir de 2035 hasta 2050. En este último año se indica una capacidad de 11,509 MW. Se calculó que la generación estimada de esos reactores podrían ser 90.7 TWh en el año 2050. Obviamente, estos escenarios combinan de manera bastante armoniosa las diferentes fuentes de energía; la fotovoltaica es la que tiene mayor participación en cuanto a las energías renovables variables (intermitentes). En la misma figura, aunque no se detalla la descripción, aparece concentración solar, además de los ciclos combinados de hidrógeno. Respecto al escenario 3 calculé cuál sería el factor de emisiones por MWh del mix de electricidad de México; consideré la distribución de participación de las diferentes tecnologías indicada en la figura 12, junto con algunos factores de emisión que tal vez tendría que afinar más, pero son los factores de emisión estándares mostrados en el documento de Costos y Parámetros de Generación Eléctrica de la CFE. En la gráfica inferior se aprecia que las emisiones, en toneladas de CO2 por MWh generado, disminuirían bastante rápido, sobre todo en los primeros años, lo que significa que se trata de una forma de reducción de gases de efecto invernadero. En síntesis, en lugar de que en México se instalen centrales nucleoeléctricas de gran potencia recomendaría los reactores modulares pequeños, los cuales podrían aportar energía eléctrica de forma continua y flexible, utilizarse en la desalinización de agua en lugares específicos, o bien en la producción de hidrógeno para almacenar energía. Asimismo, para generar calor de procesos podrían instalarse en regiones que hoy son importadoras netas de energía, o estén ubicadas en lugares aislados. También podrían instalarse sistemas combinados, híbridos con energías renovables que produzcan hidrógeno verde cuando la solar y la eólica no generen debido a su condición de intermitentes.

JOSÉ FRANCISCO ALBARRÁN

Ingeniero mecánico y eléctrico con maestría y doctorado en Electrónica. Se ha desempeñado en los sectores académico, privado y público. Profesor de la FI UNAM. Laboró en el Instituto de Investigaciones Eléctricas, en Grupo ICA y en Pemex, entre otros. He escuchado que para la inversión por MW de potencia instalada se requieren de un millón a dos millones de dólares, ¿qué tanto es para la parte de la energía nuclear?

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Cecilia Martín del Campo

Es mucho más alto, del ordende 4 mil dólares por kilowatt. Aunque en realidad es una inversión que tiene una larga duración, porque tienen una vida muy larga; pueden llegar a tener vidas de 60 años, y los costos por concepto de combustible son muy bajos; incluso hay reactores nucleares que no requieren recarga de combustible, o que deben recargarse cada 5 o 10 años. Hay una amplia variedad de reactores. En cuanto a costos de inversión, son los más altos. Casi todas las tecnologías de generación eléctrica renovables, del tipo solar o eólica, tienen costos menores, pero por kilowatt instalado, y sin considerar la cantidad de energía que pueden producir a lo largo de la vida útil de la instalación.

Muy interesante pregunta. Justo ayer, mientras terminaba de afinar mi presentación, vi varios documentos acerca de mejorar el currículo de la formación de los ingenieros y de todas las especialidades indispensables para cualquier tipo de tecnología. A la formación de recursos humanos le debe corresponder apoyar el desarrollo de la tecnología. Opino que en México sí falta fortalecer la formación de recursos humanos en el área nuclear. Tenemos algunas universidades ocupadas en el tema. Una de las formas en que funciona la formación de tales recursos, en cuanto a la operación de la planta, es contratar a las personas y capacitarlas para la operación de la planta en todos los niveles, no sólo a los operarios destinados a sala de control del reactor, sino en toda la instalación. El personal recibe capacitación muy específica para la actividad que desempeñarán en la planta. En cuanto a la formación de ingenieros para el diseño de reactores, ahí sí tenemos un déficit. En mi opinión, nos hemos rezagado en la formación de recursos humanos pues no hemos invertido en la investigación ni el desarrollo de la energía nuclear. Tal vez convenga importar el primero o segundo reactor, seleccionarlos muy bien y comprarlos mediante un contrato que incluya la transferencia de tecnología. Además, incluir la capacitación de ingenieros mexicanos en el diseño de los reactores y, posteriormente, continuar con el desarrollo propio con científicos y técnicos mexicanos. Las agencias nacionales consideran la energía nuclear parte de la solución para producir las grandes cantidades de energía eléctrica que, se prevé, se utilizarán en el mundo. La energía nuclear es una energía limpia, no quema ningún tipo de combustible fósil en sus avances tecnológicos; considera múltiples características dirigidas hacia la seguridad; por tanto, es una solución confiable porque, además, no es intermitente y puede realmente aportar muchísimo. Cuando estudié energía nuclear en Francia, tuve compañeros coreanos. Nosotros, como éramos amables, les ayudábamos un poco y decíamos: “Ay, pobres: no saben nada”. Tiempo después hice una gira turística nuclear; de hecho, nos invitaron los coreanos a conocer su desarrollo tecnológico. Para mi sorpresa, uno de los principales directores había sido mi compañero de estudio. Creí entonces que le iba mal, que había repetido año porque no le iba bien. Nosotros, “los brillantes con mención honorífica”, regresamos a nuestro país y nadie nos hizo caso, tal como a muchos ingenieros nucleares que se han formado a lo largo de la historia en nuestro país sin que les hayan tenido consideración alguna los gobiernos pasados. Seguimos sin un desarrollo tecnológico nuclear, y no sé cuándo se solucionará esta falla. Pero de que podemos en México, podemos. Yo creo que tenemos muy buenos ingenieros, muy buenos científicos, gente inteligente y creativa. Creo que habría que invertir más en recursos humanos.

Walter Palomino ¿Qué avances existen sobre los almacenes temporales, individualizados, y almacenes geológicos profundos que se tienen planeados para México a corto y largo plazo?

Cecilia Martín del Campo

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Para el almacenamiento temporal en seco se tienen avances en Laguna Verde para ahí almacenar los combustibles procedentes de las unidades. En cuanto a estudios de almacenamiento geológico profundo en México, no estoy bien informada. Tal vez sí los estén considerando, pero no tengo la información reciente. Creo que México debería analizar ese tema. Por lo pronto, sí sé que están ocupándose de manera correcta del almacenamiento del combustible irradiado de las dos plantas de Laguna Verde, pero en almacenamientos en seco. Tal vez eso le ha dado la oportunidad también a México de observar cómo avanzan las tecnologías de almacenamiento profundo, y también para decidir sobre el uso del combustible con el fin de reprocesarlo y obtener más energía de él y utilizarlo en reactores, ya sean del mismo tipo pero como combustible MOX, es decir, que se utilice el plutonio extraído del combustible irradiado o gastado proveniente de las centrales actuales, se combine con más uranio y se introduzca en reactores que utilicen un combustible mixto de uranio y plutonio y así obtener más energía de una misma cantidad de combustible nuclear originario. También podría reprocesarse ese combustible e introducirlo en reactores muy avanzados. Me gustaría disponer de más estudios en ese tema, pero tal vez nos dé la oportunidad de decidir algo más sobre qué hacer con el combustible extraído de las plantas de Laguna Verde.

José Francisco Albarrán Tomando en cuenta las necesidades del sector energético en materia de recursos humanos, ¿en qué área considera que faltan ingenieros? ¿Qué necesidades advierte del país en cuanto a ingenieros?

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Redes de transmisión CÉSAR ÁNGELES CAMACHO

Ingeniero industrial eléctrico, maestro en Ciencias en ingeniería. Investigador del II UNAM en energía. Participó en la Secretaría de Energía como miembro académico del consejo consultivo para el despliegue de las redes inteligentes en México. Participa como experto nacional en redes inteligentes e integración de energías renovables. En 1998 inicié estudios de maestría y elaboré un sistema flexible de transmisión de corriente alterna (FACTS), y resulta que hoy pareciera algo novedoso y una panacea para resolver este tipo de problemas (integración de energías renovables). Tenemos más de 20 años trabajando en el tema. Simplemente, como dice la doctora Cecilia, es una pena que no nos hayan hecho caso antes a quienes trabajábamos en estos temas. En un grupo de ingenieros tenemos un libro publicado acerca de esas tecnologías que han sido motivo de patente para ABB, Siemens y otras empresas del ámbito mundial; sin embargo, en México nunca hubo apoyo para construir un equipo de estos. He tenido varios proyectos, y también formé el laboratorio de investigaciones en redes eléctricas inteligentes (LIREI II UNAM), en donde nos ocupamos de este tipo de trabajo. Por fortuna, tenemos como prototipo la red de Ciudad Universitaria, lo que nos ha permitido avanzar bastante para validar estas tecnologías. Tenemos muchos socios tecnológicos ahí, cada vez son más, socios de investigación universitarios y externos, y con algunas empresas privadas creadoras de parques, ayudando desde el inventario del recurso eólico y solar hasta estudios de factibilidad de conexión a la red eléctrica para parques eólicos, e incluso para cargas. Hoy los sistemas eléctricos están sometidos a gran presión en pro de energías limpias. Esa irrupción está aumentando. Países con gran desarrollo tienen grandes avances. Y otros sin desarrollo, también, como Honduras, con accesos de 40-50% en su red eléctrica. Otros países muy ambiciosos,

como Dinamarca, pensando en sistemas con cero emisiones hacia 2050, basados en energías limpias, tamaño macro y micro, con sus problemas inherentes, están obligados a adaptarse a tales condiciones. En general, la red de transmisión del sistema eléctrico es un sistema que comprende generación, transmisión, distribución y usuarios. La función del sistema eléctrico es generar electricidad, transmitirla y distribuirla entre los usuarios finales. En ese sentido, además de ser una energía suministrada de manera continua, con calidad y económica, cumpliendo con aspectos ambientales, debe atender cuestiones de género, atender la pobreza energética, etcétera. La red de transmisión es la parte más importante de un sistema eléctrico, además de permitir todo esto que se menciona, pues la extensión territorial es muy grande y el número de elementos constituyentes es de miles y miles. Basta mencionar que hace algunos años algunas agencias internacionales hablaban de que la mayor máquina construida por el hombre es el sistema eléctrico estadounidense. Ahora debe ser superior la red eléctrica europea, que ya ha conectado parte del Medio Oriente y parte del norte de África. En México, basta con ver la red eléctrica nacional, las redes de alta tensión que implican de 69 kW para arriba. Literalmente, abarcan las zonas principales del país, las zonas más pobladas, los sectores con más desarrollo industrial, comercial y turístico están incluidos en esta red. Hay muchos puntos sin ocupar, pero ahí están ya las redes de distribución. La encargada de administrar esto hoy es la CFE Transmisión, una empresa creada a partir de la reforma que dividió la CFE. Tiene su propia independencia. Y aunque todo el sistema está operado por el CENACE, ellos son responsables de que toda la red esté operando. Por otro lado, existen las redes generales de distribución a baja tensión. Redes desde 1 kW hasta 35 kW, y literalmente son las que llegan hasta las casas. Los postes que ven al salir de casa son parte de las redes generales de distribución. Ahí se tienen muchas más piezas, muchos más elementos. Miles, millones de elementos tiene en la actualidad esa red y es preciso tenerlos operando en sintonía. En este sentido, quien opera estas redes generales de distribución es CFE Distribución, la cual planea, construye, opera y mantiene las líneas para suministrar la energía.

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PANEL 3

TECNOLOGÍAS: BATERÍAS, HIDRÓGENO VERDE Y BIOCOMBUSTIBLES, MEJORAS TECNOLÓGICAS Y LA SITUACIÓN ACTUAL DE LA RED EN MÉXICO Hidrógeno verde

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Tabla 1. Colores del hidrógeno

ISRAEL HURTADO

Abogado. Su práctica profesional está enfocada en energía. Se ha desempeñado en posiciones del sector público y privado. Fue comisionado en la CRE, jefe de la Unidad de Asuntos Jurídicos de la Sener y secretario de los consejos de Administración de Pemex y la CFE. ¿Qué es el hidrógeno? Es el primer elemento de la tabla periódica de los elementos, el más abundante en la naturaleza. No es una fuente primaria de energía, y se le considera un vector energético. ¿Por qué “hidrógeno verde”? Se clasifica al hidrógeno por colores dependiendo de su tecnología de producción; así puede apreciarse en la tabla 1. El hidrógeno verde tiene diversos usos y utilidades: en el almacenamiento de energías renovables, en la descarbonización del gas natural, en la movilidad de autobuses, automóviles, trenes, camiones, barcos, aviones, y en insumos industriales 100% verdes como el amoniaco verde (fertilizantes), en las refinerías, en lad industrias del acero, química, metalúrgica, del vidrio, en grasas y aceites. Mexico podría tener hasta 65% de costos de producción más bajos en comparación con otros países, debido a su ubicación geográfica, a su potencial renovable y al TMEC. La región noreste tiene una gran potencial para la producción, consumo y exportación de hidrógeno. Se estima que para el año 2025, debido al avance tecnológico y a su masificación en la matriz energética, los costos del hidrógeno verde se reducirán a los niveles del hidrógeno

Fuente energética

Materia prima

Tecnología de producción

Combustibles fósiles

Metano/ carbón

Reforming de metano/ gasificación

Combustibles fósiles

Metano/ carbón

Reforming con captura de carbono/ gasificación con captura de carbono

Energías renovables

Agua

Electrólisis

gris, de manera similar a lo que sucedió con la caída en los costos de la energía solar: en 2013, instalar un megawatt de energía solar costaba alrededor de 3.5 millones de dólares, y actualmente cuesta alrededor 600 mil dólares. México aún no tiene una estrategia nacional de hidrógeno. En América Latina ya se tiene, o se están desarrollando estrategias nacionales de hidrógeno en Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, El Salvador, Panamá, Paraguay, Trinidad y Tobago y Uruguay. Los gobiernos han invertido más de 70 mil millones de dólares en financiamiento público y se espera que entre el sector privado y el público inviertan más de 16 veces dicha cifra para el 2030. La empresa BP construirá la mayor planta de hidrógeno del Reino Unido para el año 2030; la Comunidad de Madrid presenta el primer autobús de hidrógeno que circulará en España, y la Federación Profesional del Taxi de Madrid ha apostado por el hidrógeno verde. En Austria, el Coradia iLint se hizo acreedor al galardón al primer tren de hidrógeno del mundo. En Estados Unidos, la empresa Sempra desarrolla

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un plan para inyectar hidrógeno en la red de gas natural de California. Cemex, por su parte, está utilizando hidrógeno en todo el mundo luego de haberlo probado en Alicante. Existen muchas posibilidades para la utilización del hidrógeno en diversas áreas. Bien podría desarrollarse un proyecto piloto de, al menos, un autobús de transporte público urbano a hidrógeno en las principales ciudades de México; podría involucrarse a Pemex para sustituir hidrógeno gris por hidrógeno verde en sus procesos industriales; impulsar la producción y consumo de hidrógeno verde en las industrias cementeras, acereras, vidrieras, petroquímicas y alimentarias, entre otras, y desarrollar hubs de producción, consumo y exportación de hidrógeno en algunas regiones de México.

Todos ello en consonancia con los objetivos de desarrollo sostenible de la ONU: • De aquí a 2030, garantizar el acceso universal a servicios energéticos asequibles, fiables y modernos. • Proporción de la energía renovable en el consumo final total de energía • De aquí a 2030, modernizar la infraestructura y reconvertir las industrias para que sean sostenibles, utilizando los recursos con mayor eficacia y promoviendo la adopción de tecnologías y procesos industriales limpios y ambientalmente racionales, y logrando que todos los países tomen medidas de acuerdo con sus capacidades respectivas.

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PANEL 4

SITUACIÓN ACTUAL Y FUTURO DEL GAS NATURAL EN MÉXICO Gas natural: situación actual

3838

RICARDO ORTIZ HERNÁNDEZ

Ingeniero químico administrador. Profesional con 25 años de experiencia en la industria del gas natural. Director de la División de Gas y Energía del Grupo Diavaz. Fue director general en Neomexicana, primera empresa de gasoductos virtuales que opera en el centro y el occidente del país. Consejero de la Asociacion Mexicana de Gas Natural. El gas natural es un energético de transición hacia una economía global que pretende basarse con vigor en fuentes de energía renovables. Sin embargo, es necesario mencionar que en esta etapa de transición hacia las nuevas tecnologías de tipo renovable los tiempos en que estas estarán disponibles son inciertos, por lo que el gas natural es un aliado fundamental en este proceso de transición hacia un mundo energéticamente descarbonizado. ¿Por qué está considerado el gas natural como una energía de transición? Porque es el combustible fósil más limpio y económico. Las emisiones de dióxido de carbono se reducen 50% respecto del carbón, y 30% en cuanto al combustóleo y las gasolinas diésel refinadas. Las emisiones de óxido de nitrógeno disminuyen hasta 85%. No se producen emisiones de dióxido de azufre ni partículas sólidas. Este último punto es muy importante en cuanto a las afectaciones a la salud. Respecto a la cadena de valor de los hidrocarburos, es importante mencionar que desde 1995 existe el marco legal regulatorio de todas las actividades relacionadas con el gas natural, el cual ha propiciado el desarrollo mercados y que haya más participantes.

A partir de 1995 se ha producido una evolución en el mercado, la cual ha contado con más participantes privados en transporte, distribución, comercialización y transporte de gas por ruedas que utilizan bases de compresión, lo cual ha impulsado el desarrollo del segmento de los gasoductos virtuales. Este proceso lo ha supervisado y regulado la Comisión Reguladora de Energía. La Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA) regula y supervisa la seguridad industrial operativa y la protección al medio ambiente. La figura 1 muestra los porcentajes de gas empleados en la generación de energía eléctrica en diversos países. Como puede apreciarse, México es el que depende en mayor proporción de este insumo en ese rubro. Si se compara México con otros países importadores porque no tienen gas propio, como Italia, Turquía, Alemania, Japón, España y Francia, en ninguno de ellos el gas natural representa 45% de la generación eléctrica. En el caso de México, el gas natural representa 54% de las fuentes para la generación de electricidad. Italia, España o Alemania tienen muy avanzado el tema de los renovables en su matriz de suministro de energéticos. En el caso de Francia, se utiliza la energía nuclear como principal componente de la matriz. Países como Japón, Alemania y Turquía emplean sobre todo el carbón. Un punto que hace todavía más crítica la dependencia es que la mayoría de los países importadores tiene diversificado los puntos de suministro, importan el gas natural de distintos lugares. Francia, Japón, España, Alemania, Italia y Turquía, fuertes importadores para atender sus necesidades de generación, 52% de esas importaciones dependen de un solo país, y el resto se ha diversificado. En el caso de México, a pesar de ser un país con reservas de gas natural, sus importaciones precedentes de Estados Unidos representan el 100%. Esto agrava la dependencia. Al

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manda base y la demanda potencial. La primera inclu34 % 34 % ye manifestaciones con con42 % 19 % tratos vigentes y proyec1% 44 % 8% 73 % 1% tos en construcción o por ini54 % 21 % 33 % 13 % ciar operaciones. Esta pro39 % 13 % yección al año 2033 supone una demanda de 12.3 BCFD. 4% 39 % 2% 40 % 33 % 31 % A su vez, la demanda poten19 % 19 % 17 % cial consiste, básicamente, Turquía Alemania España México Italia Japón Francia en manifestaciones para proRenovables y Nuclear Gas natural Petróleo Carbón yectos y planeación; en 2033 alternas habrá una demanda aproFuentes: Prodesen (2019). Evolución de la generación bruta de CFE y energía recibida; IEA (2018). Electricity generation by fuel. ximada de 14.5 BCFD. Este dato es muy importante porFigura 1. Generación de energía eléctrica según combustible (porcentaje de participación que obliga a prever la plaen generación). neación de la infraestructura necesaria para atender tal demanda. Un dato rescatable aquí es que la industria, en esta evaluar el gas natural en México se tiene que la demanda proyección, considera un incremento de sus consumos del actual es de aproximadamente 8 BCFD (por billions of cubic 5 % anual, un poco más alto respecto de sus equivalentes en feet per day), es decir, 8,000 millones de pies cúbicos diarios. los últimos cinco años, y es prácticamente el doble si lo comMientras que las importaciones, cada vez más altas, rondan para con el crecimiento que ha tenido la economía mexicana. los 5,781 millones de pies cúbicos diarios. De acuerdo con la proyección del Centro Nacional de InLa producción, que va declinando, se sitúa en 2.2 BCFD. formación de Hidrocarburos de la Comisión Nacional de HiEn esta demanda destaca el gas natural para atender la gedrocarburos (CNH), la producción de gas natural en 2033 neración de electricidad de la industria (21%), y el sector peserá de 5.7 BCF. La demanda, considerando la potencial, astrolero (22%), además de una mínima participación del merciende a los 14 BCF (demanda base: 12 BCF). Por lo tanto, cado residencial, los servicios y el transporte vehicular. se seguirá importando gas de Estados Unidos o de cualquier Las gráficas de la figura 2 indican que mientras exista una otra fuente. Por el momento, la única fuente de suministro es mayor declinación en la producción de gas natural en el país, Estados Unidos. esta la compensará una mayor importación desde los EstaSe estima que todos los campos actuales entren en un prodos Unidos, única fuente de suministro que tiene el país. ceso de declinación, y que los contratos adjudicados serán los La figura 3 ilustra la demanda nacional prospectiva seúnicos que muestren un incremento en la producción. El cumpligún diversas fuentes. Hay dos tipos de demanda: la de10 % 13 %

14 % 5%

2% 6%

Consumo de gas natural

Residencial, 1.2 % Petrolero, 22.4 %

Producción de gas natural Importaciones de gas natural 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021*

9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0

13 % 4%

*Datos disponibles hasta el mes de mayo de 2021. Consumo de gas natural: producción total de gas natural de Pemex más las importaciones. Producción de gas natural: volumen de gas natural producido por Pemex, incluyendo el gas que autoconsume. Fuente: Sistema de Información Energética.

Figura 2. Consumo, producción e importación de gas natural.

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Industrial, 21.1 %

Servicios, 0.5 %

Transporte vehicular, 0.1 % Eléctrico, 54.7 %

39 39

14 407

14 420

14 405

14 424

14 411

14 431

14 489

14 539

14592

12 250

12 251

12 226

12 227

12 206

12 209

12 256

12 285

12 306

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

14 390 12 290

12 011

11 229

12 312

2022

10 000

11 055

11 000

2021

Mmpcd

12 000

9781 10 279

13 000

11 623 10 899

14 000

12 500

13 934

15 000

2024

Panel 4 • Situación actual y futuro del gas natural en México

9000

2023

2020

7000

2019

8000

Demanda base Tasa de crecimiento al fin del periodo: 26 %.

Demanda potencial Tasa de crecimiento al final del periodo: 42 %.

Fuentes de información: Consulta Pública; Cenagas, Pemex; CFE.

4040

Figura 3. Demanda nacional prospectiva de gas natural (2019-2033). miento de estos números de producción requiere llevar a cabo las inversiones comprometidas en los contratos adjudicados. El precio del gas natural presenta una gran volatilidad. La importación de gas natural licuado (GNL) se incrementa y Estados Unidos es uno de sus principales suministradores, gracias a las plantas de licuefacción instaladas a lo largo de la costa del Golfo de México. Además de los factores climáticos, el precio del gas natural también lo impulsado el incremento en la demanda derivado de la reactivación económica, pero asimismo derivado de una serie de hechos que ocurren en el mundo. Por ejemplo, en Europa, donde se han producido restricciones en los últimos meses al gas ruso; por lo tanto, los países europeos se han visto obligados a optar por el gas natural licuado procedente, principalmente, de Estados Unidos. Por otro lado, la producción de Estados Unidos ha sido plana, no ha crecido. El precio del gas natural licuado ha rebasado los 20 dólares por millón de BTU. La exportación de GNL de los Estados Unidos hacia México es por ductos. También hay importaciones por ductos desde Canadá, las cuales se han mantenido planas, no han crecido. Se estima que las exportaciones por ducto ya están muy cercanas de las exportaciones de GNL a otras latitudes y a otros países y que superarán las enviadas por ducto a México. Esto implicará, de acuerdo con las estimaciones de la administración de información energética de los Estados Unidos, una presión en los precios hacia arriba, considerando también que los niveles de inventario de los Estados Unidos han disminuido, sobre todo adelante la cercanía del invierno.

Es muy importante vigilar lo que está pasando con el GNL, porque incide en sus precios en todo el mundo. Respecto a las fuentes de suministro, la producción de gas en EUA es de 100 BCF, o 100 mil millones de pies cúbicos diarios. La producción de México es de 2.2 BCF; 85% de esta producción corresponde al sureste y a Burgos 15%. De la producción nacional 85% se destina al autoconsumo, básicamente en Pemex, y a ventas a terceros, 15%, la CFE y sector privado. Respecto a las importaciones, según los últimos números expuestos, ascienden a 5.7 BCF; 66% viene del sur de Texas, básicamente de la cuenca de Eagle Ford, y 29% procede de Waha, de la cuenca de Permian. En cuanto a la disponibilidad energética, la diferencia entre Estados Unidos y México es significativa. Estados Unidos cuenta con 4 millones de pozos petroleros. En la zona de Permian ha perforado 400 mil pozos. En Eagle Ford –al sur de Texas, por donde se transporta el gas natural que llega a Tamaulipas, Coahuila, Veracruz y baja hasta el centro de la República– han perforado 68 mil pozos, mientras que México sólo cuenta con 32 mil pozos. En febrero de 2021 hubo un incremento muy importante en los precios debido a las bajas temperaturas en Estados Unidos, por lo que los precios rebasaron los 400 dólares por millón de BTU. La proyección hacia el 31 de julio para el cierre de diciembre estaba en 4.25 dólares por millón de BTU. Sin embargo, las últimas proyecciones, y por información del Natural Gas Intelligence, indican que los pronósticos de cierre son aún mayores, derivado de diversas variables: factores

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maneja Cenagas, y no está totalmente conectado con el sisclimáticos, el GNL, los niveles de inventario de Estados Unitema licitado por la CFE, indicado por las líneas verdes. Esta dos, que cada vez le resulta más difícil mantenerlos por sus característica le resta flexibilidad al sistema y pone en riesgo significativas exportaciones. la seguridad energética del país ante un evento catastrófico. Los últimos números disponibles en cuanto a pronósticos En cuanto al sector del gas natural en México, es impores que el gas podría situarse, al cierre de 2021, entre 5 y 6 tante destacar que hay gas en 26 estados de la República. No dólares por millón de BTU. Sin embargo, comparándolo con en todos se han desarrollado los sistemas de distribución. Hay otros combustibles –combustóleo, GNL, gas LP, diésel y ga2.6 millones de usuarios domésticos, comerciales e industriasolina–, aún es la opción más económica. El diésel y la gasoles, y 22,481 km en ductos de transporte, así como 54,000 km lina se ubican en los 20 dólares por millón de BTU. de redes de distribución. En cuanto a la infraestructura nacional de gas natural, Respecto de los sistemas de distribución, es importante los grupos de transporte tienen una longitud aproximada de mencionar que 79 % de los hogares mexicanos utiliza gas 22,000 kilómetros a todo lo largo del país, mediante los cuaLP, el principal combustible empleado en la cocción de aliles es posible llevar el gas natural a la mayor parte de las enmentos y calentamiento de agua, seguido de la leña (el setidades federativas. También es importante destacar los pungundo combustible usado en el país): 11% de los hogares tos por donde entra el gas natural de Estados Unidos hacia la utiliza. El tercer lugar corresponde al gas natural, con 7%. México; su capacidad actual es de unos 12 o 13 BCF, 12 a Este porcentaje es la cuota de penetración del mercado resi13 mil millones de pies cúbicos diarios, muy por encima de dencial, que comparado con otros países, inclusive aquellos las importaciones efectivas: 5.7 BCF. sin gas natural propio, está muy debajo; por ejemplo, Italia, También es ineludible mencionar, como componente de la Bélgica, Alemania, Francia y España. En Estados Unidos, Cainfraestructura de gas natural, las estaciones de compresión, nadá y Colombia los niveles de penetración están entre 40 y que forman parte del segmento de los gasoductos virtuales. 50%. Esto indica el gran reto que México enfrenta. También se tienen plantas de regasificación que reciben Asimismo, es indispensable señalar al gas natural como el gas natural licuado, las cuales hoy se utilizan sólo para gran palanca de desarrollo económico pues tiene una aporcompensar los desbalances producidos en el sistema de tación importante en el PIB manufacturero. Las entidades fetransporte. Estos desbalances se generan cuando la inyecderativas más industrializadas tienen una aportación mayor ción resulta menor que la extracción. En consecuencia, se al PIB manufacturero; destacan Guanajuato, Jalisco, Chitiene que compensar con entrada de gas (en este caso, licuahuahua, Coahuila, Aguascalientes y Estado de México, grando) con el fin de mantener las presiones en el sistema. des consumidores de gas natural. Estas reglas de operación implican penalizaciones para los participantes que producen desbalances en el mercaEstructura actual del sistema de transporte de gas natural y gas natural licuado mexicano (2019)* do. Los montos de las penaENSENADA lizaciones son fuertes porque están referenciadas al precio del gas natural licuado. He aquí PUERTO LIBERTAD la importancia del inventario operativo. El sistema de transporte de gas en este plano parece, en principio, robusto, pero también es importante mencionar que tiene un defecto. ALTAMIRA El sistema de transporte permite llevar el gas natural a la mayoría de los estados, pero MANZANILLO no constituye un sistema inSIMBOLOGÍA terconectado. Gasoductos Cenagas Si nos basamos en el plaGasoductos privados al servicio de CFE Gasoductos privados en construcción al servicio de CFE no de la figura 4, lo que apareTerminales de regasificación de gas natural licuado ce en rojo es el sistema antes Punto de internación México-Estados Unidos a cargo de Petróleos Mexicanos. Hoy es el Sistrangas y lo Figura 6. Infraestructura de transporte.

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41 41

Panel 4 • Situación actual y futuro del gas natural en México

Sur de Texas

Ubicación del ducto Central de CFE Futura central de CFE Gasoductos de CFE Cenegas Interconexión a la red de gasoductos Complejo procesador de gas

CC Mérida IV Valladolid II 16 ’’ Valladolid III Mérida vapor Valladolid vapor Mérida III Montegrande 22 ’’

Gasoducto marino

CC Campeche Cd. Pemex 36 ’’ 30 ’’ 24 ’’ Interconexión Nvo. Pemex del Sistrangas al gasoducto Mayakan Cempoala

Cactus

Figura 8. Proyecto Mayakan.

4242

Sin duda, entidades federativas sin industrializar tienen aportación mínima, y de ahí la importancia de llevar el gas natural al resto de estados del país. Cualquier empresa generadora de empleos seguros y de calidad requiere, para instalarse en una localidad, contar con agua y electricidad, además de la disponibilidad de gas natural. La figura 5 muestra el proyecto Mayakan. Este ducto se relaciona con la gasificación del sursureste del país e inició operaciones en 1999. Originalmente se conectaba con el centro procesador de Pemex, y por tanto dependía de la producción en esa área del país. La producción de gas, en constante declinación, como ya se vio, implicó pasar de, aproximadamente, 200 millones de pies cúbicos diarios, que fluían hasta la zona de la Península de Yucatán, al nivel de 50 millones de pies cúbicos diarios. Esto forzó a convertir las plantas para el consumo de combustóleo y diésel, combustibles más caros y contaminantes. Por esta razón, la electricidad en la Península de Yucatán es de las más caras del país. A partir de un proyecto recién ejecutado, llamado Cuxtal I, cuya longitud es de 14 km y tiene 36 pulgadas de diámetro, fue posible fortalecer el suministro de gas natural hacia esta zona. La instalación de este ducto permitió contar con el centro procesador de Cactus para llevar los niveles de inyección de Mayakan hacia la Península de Yucatán hasta 158 millones de pies cúbicos diarios. Sin embargo, hay más obras e infraestructura por construir y así llevar todavía más gas a la Península de Yucatán. Es pertinente mencionar también el plan estratégico del Sistrangas, del cual destacan cuatro proyectos importantes. Uno se relaciona con la zona de Monterrey, en donde una conexión del ducto de Nueva Era hacia el Sistrangas permitirá liberar capacidad y atender la demanda incremental de nuevas industrias. El proyecto se denomina Dulces Nombres.

El otro proyecto importante es el Sureste, basado en el ducto Mayakan, en el cual se harán algunas adecuaciones a los sistemas de compresión de Tecolutla, Monte Grande, Lerdo y Leona Vicario. Estos proyectos incrementarán la disponibilidad de gas en el Sur-Sureste, donde será posible llevar el gas natural procedente de Texas empleando el ducto marino hacia la Península de Yucatán. Esta mayor disponibilidad impulsará el desarrollo de la industria y la producción de energía eléctrica mediante plantas de ciclo combinado que dispondrán de este energético más barato y amigable con el medio ambiente. En este plan estratégico del Sistrangas se considera el gasoducto de Salinas Cruz, que permitirá atender la demanda del Corredor Transístmico, la región de Salinas Cruz y los proyectos de licuefacción en la zona sur del país. El siguiente proyecto es el Gasoducto Prosperidad, en apariencia un poco más lejano, que básicamente implicaría llevar el gas hasta Chiapas para atender la demanda potencial, sin considerar las actividades de generación eléctrica y petrolera. Por último, se mencionan las oportunidades y los retos que plantea este energético. El gas natural es un combustible amigable con el medio ambiente, lo que ofrece la posibilidad de aprovecharlo, sobre todo, en el proyecto de gas natural vehicular. Por ejemplo, hay muchas localidades, Monterrey entre ellas, donde está perfectamente detectado que una buena parte de la contaminación en la zona metropolitana la causan las gasolinas y el diésel consumido por el transporte público. Los precios en México son muy competitivos, comparados con los de Estados Unidos. Esto permite que la industria sea capaz de competir en los mercados internacionales. También es preciso mencionar que México cuenta con importantes reservas de gas natural. Los retos en este sector son muchos; entre ellos, la gasificación del sursureste del país, con el fin de llevar la industrialización y mejorar la economía en estas entidades federativas; la producción de gas continúa disminuyendo, y eso es algo imposible de soslayar, y la dependencia del gas de importación será cada vez mayor, ya que la demanda sigue creciendo, dato contenido en las prospectivas que se han publicado; una menor participación de entes privados en proyectos de exploración y producción de gas, por decisión del gobierno; el sistema de transportes limitado, la falta de interconexiones, y la carencia de almacenamiento estratégico y operativo. Sesenta por ciento de la generación de electricidad depende del gas natural. Sólo el 7% de las familias utiliza gas natural en sus casas, lo cual implica un reto muy importante desde la perspectiva de los sistemas de distribución del país. En cuanto al gas natural vehicular: menos de 1% del parque vehicular lo utiliza. Hay mucho por hacer.

Lizbeth García Isla ¿Cómo podríamos aumentar la producción nacional?

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Segundo Foro de Energía. La transición energética en el mundo en el marco del 31 Congreso Nacional de Ingeniería Civil

Ricardo Ortiz Hernández Ya vimos cuáles son las estimaciones proyectadas para 2033, es un esfuerzo de inversión importante. Sin embargo, el resultado queda todavía muy lejos para tener la capacidad de atender la demanda. Aquí es necesario, primero, una mayor participación de la iniciativa privada, para que pueda contribuir en las distintas oportunidades disponibles, porque sí existen importantes reservas. También en Estados Unidos ha habido un boom de petróleo y gas, sobre todo en la zona de Permian. En nuestro país tenemos que considerar la necesidad de explotar los yacimientos no convencionales, siempre con una regulación enfocada al cuidado del medio ambiente. Uno de los factores importantes que pudieran impulsar la producción de gas natural en el país sería una mayor participación privada, así como impulsar el aprovechamiento de los yacimientos no convencionales de que dispone. En Baja California Sur está sucediendo algo interesante vinculado con el gas natural. Primero, existe una planta de regasificación en Tijuana; se ha anunciado que a esta planta se le van a incorporar algunos trenes para licuefacción, los cuales se importarán de Estados Unidos. Este gas llegaría a la zona mediante ductos, se licuaría y se exportaría a los mercados asiáticos. Así, se podrían aprovechar las capacidades que hoy la CFE subutiliza. En Sonora, otro proyecto consiste, básicamente, en la instalación de una planta de licuefacción, que se alimentaría con un flujo de gas natural procedente de Estados Unidos para atender los mercados asiáticos. Luego, una vez que se tenga el gas natural licuado en estos lugares, sea posible llevarlo por barco o ruedas a la zona sur de Baja California para alimentar plantas de ciclo combinado, y desarrollar la industria turística, es decir, que hoteles y restaurantes abastezcan sus equipos con gas natural, porque hoy por hoy los combustibles utilizados en esta zona son también de los más caros del país.

Situación actual del gas natural vehicular en México ÓSCAR MAURICIO MONTES

Ingeniero mecánico, licenciado en Mercadotecnia y candidato a maestro en Ingeniería y tecnologías ambientales con más de 20 años de experiencia en empresas del sector de hidrocarburos. Miembro del Comité Técnico de Revisión de las NOM relacionadas con gas natural ante la Secretaría de Economía. El gas natural se emplea en muchas actividades en el país. Entre sus aplicaciones destaca la de su uso en vehículos

como combustible sustituto de la gasolina. Este energético es un generador de oportunidades de economía alrededor del proyecto de diversificar su consumo. Por tanto, es pertinente, en este contexto, mostrar qué ha pasado en México, cuál es su presente, cuál es su futuro. El primer paso consiste en definir qué es el gas natural vehicular. Este lo forma una mezcla de hidrocarburos gaseosos, cuyo principal componente es el metano. Sus tres principales características, para el uso vehicular, son que es económico, eficiente y seguro, además de ecológico. El gas natural se almacena comprimido a 200 bares en cilindros de alta resistencia. Mediante computadora se inyecta en la cámara de combustión de los vehículos. En esencia, reproduce las condiciones de operación de un vehículo que emplea gasolina sin alterar ningún funcionamiento del vehículo. Un significativo beneficio del uso del gas natural vehicular sería la disminución de hasta 80% de los gases de efecto invernadero, comparado con otros combustibles fósiles. Esto resulta de gran ayuda para entender el beneficio que aportaría respecto de temas ambientales. El uso del gas natural como combustible data, por lo menos, desde el siglo X en China, pues durante la explotación de minas de sal era frecuente hallar bolsas de gas. En Siria, una bolsa de gas natural permaneció encendida durante miles de años. En Italia se empleó en vehículos automotores hacia 1930, y la secundó, en 1980, Nueva Zelanda. La primera ciudad mexicana que aprovechó el gas natural, desde 1917, fue Monterrey, mientras que en algunos otros sitios del país su explotación se inició en 1920. Así que el país y Monterrey son los lugares con mayor historia respecto del gas natural en América Latina. La tabla 1 muestra un panorama del uso de gas natural vehicular (GNV) en diversos países. Se aprecia que el país con el mayor parque vehicular del mundo, Estados Unidos, tiene el menor porcentaje de autos que emplean este combustible. El dato contrasta con el dato de Pakistán en el mismo rubro. En América Latina, Argentina es la mejor posicionada. El término gas suele emplearse para referirse a diversos tipos de combustibles gaseosos, por ejemplo: butano, propano y natural. En la jerga popular, el vocablo gas se emplea como apócope de gasolina. Por tanto, conviene precisar que el GNV se compone, primordialmente, de metano, cuyo porcentaje debe superar el 95 por ciento. Desde 1998 México ha avanzado en cuanto a la disponibilidad de gas pues se ha invertido en infraestructura. En cifras actualizadas, hoy se dispone de más de 75 estaciones de servicio y se rebasan las 30 unidades móviles de distribución. Estas ya no dependen del ducto para llegar a los usuarios del gas natural, lo que permite acceder a zonas donde se carece de ductos y que han resultado beneficiadas al contar con este energético. En el país, más de 57 mil vehículos utilizan GNV. Esto representa 0.01% de los, aproximadamente,

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Panel 4 • Situación actual y futuro del gas natural en México

Tabla 1. Uso de gas natural vehicular en el mundo

Vehículos convertidos

Estaciones de servicio

% del parque automotor

Irán

4,068,632

2,2680

23.76

China

3,994,350

6,502

4.13

Pakistán

3,700,000

2,997

64.71

Argentina

2,500,000

1,950

19.24

India

1,800,000

936

1.53

Brasil

1,781,676

1,805

5.20

Italia

885,300

1,080

2.61

Colombia

650,000

780

9.30

Ucrania

450,000

400

5.76

Perú

360,000

230

9.49

Estados Unidos

500,735

3,120

0.50

País

4444

40 millones de vehículos en México. Es decir, la posibilidad de crecimiento de esta industria es altísima. La normatividad del sector presenta avances. La NOM010-ASEA-2016 establece “los requisitos y especificaciones para el diseño, construcción y pre-arranque, operación, mantenimiento, cierre y desmantelamiento de las terminales de carga y las terminales de descarga de gas natural comprimido de módulos de almacenamiento transportables, así como de las estaciones de suministro de gas natural comprimido para vehículos automotores que lo utilicen como combustible”. El establecimiento del uso del GNV como un combustible seguro, económico y benéfico para combatir el cambio climático requiere definir con exactitud el gas natural y concientizar acerca de sus ventajas. Hoy todavía se sataniza el uso y distribución del gas LP. En cuanto al gas natural, la gente expresa argumentos semejantes. En este tipo de desinformación se tiene que trabajar fuerza. Además, es indispensable trabajar las oportunidades de ahorro y desarrollo de negocios implicadas. Por ejemplo, difundir el beneficio ecológico de sustituir los combustibles líquidos y satisfacer las necesidades creadas por las tareas de mejoramiento del medio ambiente. Hoy México ocupa el cuarto lugar en la clasificación mundial de países con reservas probadas de gas. Además, al formar parte de Norteamérica, es factible considerar que el país es una potencia en reserva de gas natural vehicular. En noviembre de 2020, la Secretaría de Energía (Sener) aprobó el Plan Quinquenal de Expansión del Sistrangas 20202024 (Segundo Plan Quinquenal), cuyas metas son “impulsar el surgimiento de un sector energético próspero y autosuficiente, lo que permitirá incentivar la industrialización del país e impactar en el bienestar de la sociedad, principalmente en las comunidades involucradas directamente”. Entre las obras encaminadas a cumplir las metas están: “Los proyectos in-

cluidos en el Segundo Plan Quinquenal son los siguientes: Proyecto “Dulces Nombres”; Proyecto “Francisco I. Madero”; Proyecto “Leona Vicario”; Proyecto “Ampliación Montegrande”; Proyecto “Estaciones de compresión Tecolutla y Lerdo”; Gasoducto “Jáltipan-Salina Cruz”; Gasoducto “Prosperidad”; Almacenamiento operativo en Cavernas Salinas.” Por tanto, cabe esperar la ampliación de la infraestructura construida hasta hoy. En el tema de normatividad hoy se trabaja en la NOM-011, relacionada con la conversión de vehículos a gas natural. Los agentes clave aquí son las entidades de verificación: la ASEA, la CRE y la Secretaría de Economía, entidad que impulsa y desarrolla estas normas. Así que en el tema ya hay un trabajo importante. Hoy ya se dispone de la sexta generación tecnológica, por ejemplo: la inyección directa en gas natural, aspecto que norma no lo contempla. Esto brinda la oportunidad de avanzar con entidades y organizaciones para solicitar la actualización de esta norma. La concientización acerca del proceso integral del gas natural, desde la fuente hasta la entrega al consumidor es un tema importante. La respectiva campaña de información, de difusión, debe ser permanente. Es crucial hablar de la sustentabilidad vinculada con el aprovechamiento del gas natural, ya que en ella confluyen, en forma positiva, aspectos económicos, medioambientales y sociales. Es importante destacar que en los temas económico y de seguridad, se dedica especial atención a la seguridad de las estaciones. Además, que los proyectos asociados con el gas natural y el gas natural vehicular beneficia en forma tangible a la sociedad. La concreción de los proyectos basados en la expansión del empleo del gas natural implican la clara oportunidad de cubrir la necesidad de este energético, lo que reducirá la contaminación, incrementará los servicios de y generará ahorro, ya que hoy el gasto del combustible es alto. La conversión de vehículos automotores a GNV favorecería de manera directa, en el curso de 5 años, la calidad de vida de la comunidad, el medio ambiente y la seguridad. Por ejemplo: la conversión de aproximadamente 24 mil vehículos equivaldría a que no se emitieran un millón ochenta mil toneladas de CO2 a la atmósfera; a 45 millones de bolsas de basura recicladas; a 17.9 millones de árboles plantados que crecieran durante 10 años; a 41 millones de lámparas incandescentes cambiadas a LED; al consumo eléctrico anual de 124,672 hogares; a 44.2 millones de tanques de gas LP reemplazados. Cualquiera de estos rubros empleado como referencia evidencia el notable impacto ambiental del GNV. En el plano económico, en 5 años la conversión de la cantidad de automotores considerada arrojaría los siguientes beneficios: se colocarían más de 670 millones de créditos; se incrementaría la instalación de los talleres de conversión; se crearían más de 700 empleos directos e indirectos, y se in-

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Segundo Foro de Energía. La transición energética en el mundo en el marco del 31 Congreso Nacional de Ingeniería Civil

vertirían más de 1000 millones de pesos relacionados con puntos de venta. El impacto ambiental de la gasolina y el diésel asociados a fuentes móviles es significativo. Por ejemplo, la zona metropolitana del Valle de México hoy produce más de 24 000 toneladas de material particulado al año. Es decir, en la atmósfera de esta zona hay partículas suspendidas de dióxido de carbono, óxidos nitrosos, hidrocarburos y monóxido de carbono, elementos asociados a las fuentes móviles. Si se utilizara GNV en la zona metropolitana del Valle de México de manera consciente y eficiente, reduciéndose reduciría 40% de CO2 a la atmósfera, 35% menos de NOX, 80% menos de hidrocarburos, 95% menos de monóxido, y se emitiría cero por ciento de material particulado. Se tendría una ciudad más limpia, transparente. Cada coche convertido a GNV demandaría 20 árboles menos para absorber CO2. Veamos. Un litro de combustible, gasolina, equivale a 2.38 kg de CO2; un árbol absorbe 2.5 kg de CO2 por día; un auto promedio consume 50 litros al día. En síntesis, el uso de GNV permitiría restarle 20 árboles a los 47.6 que hoy se necesitan para absorber el gasto de combustible de un auto promedio. Esto da una idea del impacto y el beneficio que implica la utilización del gas natural vehicular. La conversión en el sector del transporte público significaría un paso importante; apoyaría la solución de los problemas de renovación vehicular. El conductor de un vehículo de servicio público, taxi, por ejemplo, cuyo consumo sea 23 litros por día durante 26 días invertiría en la conversión a gas natural de su vehículo 35 mil pesos, por lo que en 5 años ahorraría hasta 350 mil pesos, ya que al sustituir la gasolina por gas natural la diferencia es significativa, según los precios de ambos combustibles: 21 y 11 pesos, respectivamente. El propietario de una vagoneta o microbús dedicado al transporte público, cuyo consumo promedio diario sea de 63 litros, la conversión le costaría 75 mil pesos, que le generarían un ahorro de 975 mil pesos en cinco años. En caso de camiones articulados el ahorro ascendería a 1,400,000 pesos en un lapso de 10 años. La conversión de automotores hacia el empleo de GNV como combustible requiere fortalecer la cadena de suministro, las redes de distribución y las estaciones de servicio; apoyar la conversión de los vehículos dedicados al transporte público o el financiamiento de nuevos vehículos; establecer políticas públicas e incentivos fiscales para fomentar su uso; promover y divulgar sus ventajas económicas, ambientales y sociales; emitir normas claras y específicas en cuanto a su producción, distribución, venta y utilización. Los gobiernos bien harían en establecer políticas que favorecieran este tipo de iniciativas. En 2006, el gobierno peruano, mediante un programa basado en una política pública para el uso de gas natural, renovó su parque vehicular. Hoy tiene 360 mil unidades que emplean este combustible. Por tanto, dispone de la mayor

estación de América Latina para recarga de unidades articuladas que utilizan gas natural vehicular La promoción y divulgación de las bondades del gas natural son actividades que estamos obligados a emprender. Estos foros nos permiten difundir todos los beneficios implicados. Es indispensable establecer una normatividad específica, clara y adecuada, para el GNV. Hoy todavía llegamos a ciertas entidades del país y nos dicen: “Oye, ¿que van a montar una estación de gas natural? Ok, ahí te doy el permiso de gas natural carburante”. En realidad, están otorgando un permiso para GLP. Ese tipo de imprecisiones deben seguirse trabajando para aclararlas. Se requiere crear conciencia nacional respecto al GNV y lograr el apoyo genuino para el ambiente.

Roberto Duque ¿Cómo ves el futuro en la siguiente década en lo concerniente a los vehículos eléctricos y respecto de los vehículos que utilicen el gas natural vehicular como combustible?

Óscar Mauricio Montes Desde hace varios años promovemos el gas natural como un combustible de transición. Es necesario tomar este dato en cuenta. El futuro del mundo de la movilidad se basa en energía limpias. Sin embargo, mientras se dan las condiciones, es importante entender que es ineludible esta transición de vehículos que emplean combustibles líquidos y fósiles hacia el gas natural. Este, aunque fósil, es uno de los que menos contamina. El siguiente paso es la transición hacia los autos eléctricos o que empleen hidrógeno. Estimo un lapso de 10 a 15 años para el establecimiento definitivo del proyecto a gas natural, periodo en el cual se estará viviendo una transición.

RODOLFO DEL ROSAL

Ingeniero químico. Se desempeñó en el Instituto Mexicano del Petróleo. Miembro del SNI y académico titular de la Academia de Ingeniería. Acreedor de varios premios por sus aportaciones científico-tecnológicas. ¿Cuál es la principal razón por la cual en México no se entra en la utilización masiva del gas natural vehicular? En Colombia, por ejemplo, la mayoría de los vehículos de transporte público, particularmente taxis, diario lo utilizan. En Argentina incluso los vehículos particulares tienen ambas opciones, gasolina y gas natural. Una segunda pregunta: si se tiene gas natural en casa, ¿podría utilizarse en los vehículos también?

Óscar Mauricio Montes Respecto a la promoción, creo que es un problema de concientización importante alrededor del gas natural. Tenemos gas natural en México. Tenemos opciones de desarrollo. Sin embargo,

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Panel 4 • Situación actual y futuro del gas natural en México

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necesitamos políticas mucho más claras para que los gobiernos estatales y municipales emprendan proyectos al respecto y fomenten el desarrollo y el crecimiento de la industria. Es muy difícil cuando no hay claridad respecto a las diferencias y características entre una estación de gas natural y una de gas LP. El tema lo trabajamos en forma intensa como gremio y en el ámbito industrial para promocionar el gas natural. Algunos estados tienen hoy políticas asociadas con la movilidad basada en el gas natural. Jalisco tiene una política pública para la sustitución de vehículos de gasolina por otros que consuman gas natural. En Querétaro y Nuevo León están buscando fortalecer estos planes e fomentar el GNV. Tabasco en estos momentos trabaja en un proyecto interesante de gas natural, por lo que promociona el uso del gas natural como alternativa en la renovación de vehículos. Hay existen estos elementos aislados, pero es indispensable una política mucho más intensa y transexenal. En relación con el gas natural domiciliario, este es el mismo que el gas natural vehicular. La única diferencia es se comprime en un cilindro instalable en los vehículos. No se podría utilizar desde la casa porque es necesario contener la energía. El gas natural es mucho más liviano que el aire, entonces su densidad es muy baja, y se requieren más de 3,000 libras de presión para almacenarlo y después utilizarlo en el vehículo.

Situación actual y futuro del almacenamiento de gas natural en México MÓNICA FERRO

Ingeniera petrolera. Ha desempeñado diversos cargos en Baker Hughes, empresa estadounidense de servicios industriales y de yacimientos petrolíferos. Actualmente está a cargo de los Servicios Técnicos de Yacimientos. Este trabajo se enfoca en qué opciones están disponible para almacenar el gas natural y así dejar la dependencia tan grande que se tiene de otros países. Una opción es el almacenamiento subterráneo de gas natural (ASGN), conocido también como underground gas storage (UGS), uno de los temas con mayor auge en los últimos años. El enfoque se centrará en el tema yacimientos, que es en donde más experiencia tenemos. Me referiré a cómo las empresas están obligadas a prepararse para el proceso de almacenamiento subterráneo de gas. No sólo se trata de dónde se almacenará, sino también del proceso integral de cómo se le mantendrá.

En nuestro caso ofrecemos los servicios en yacimientos petrolíferos, mediante Oilfield Services, para lograr el menor costo por barril producido en la vida útil del activo. También disponemos de equipo y tecnología de gran confiabilidad, por medio de Oilfield Equipment, para brindar servicio en los entornos que presentan grandes retos. A su vez, Turbomachinery & Process Solitions encabeza la industria en cuanto a confiabilidad y disponibilidad de equipos de turbinas, compresores y válvulas. El proceso ASGN demanda controles y medición confiables, así que mediante Digital Solutions ofrecemos los servicios respectivos. Estos servicios requieren una adecuada vinculación para que este tipo de proyectos sean rentables, sean seguros. La geología es variable. Hay tres formas de yacimientos en donde se puede almacenar el gas natural. Es indispensable garantizar que en donde se vaya a almacenar sea seguro, que la roca tenga la suficiente capacidad para almacenarlo, y que la roca por arriba de ella, que será el sello, no tenga ninguna fisura, que soporte toda la presión porque si no es así habrá pérdida perdida del fluido, lo que afectaría el diseño y la operación planificada. El primer paso consiste en controlar la incertidumbre respecto de posibles fugas. El porcentaje de incertidumbre se reducirá según la disponibilidad de datos que permitan controlar la presión. La siguiente etapa es la compresión. Aquí desempeñan una función importante los sensores de medición porque se trabaja con gas y es esencial reducir los riesgos. Si el proceso extracción-inyección se ejecuta donde haya agua será indispensable un procesamiento para cumplir con la calidad necesaria del gas. Por tanto, debe trabajarse con compresores y, centrífugos, además de monitorear en forma exhaustiva la totalidad del proceso para tener operaciones integrales. Los ductos son esenciales en el proceso y su integridad y correcto funcionamiento son vitales en el enfoque en el tema de la seguridad. Por ello las instalaciones deben cubrir en forma integral los requisitos que demanda este tipo de almacenamiento. El almacenamiento subterráneo del gas natural presenta tres modalidades: en campos petroleros y de gas agotados, bajo mantos acuíferos; en cavernas salinas. Es importante definir cómo se almacenará el gas. El proyecto de almacenamiento tiene tres factores básicos: el geográfico, el geológico y el tipo de almacenaje. El primer factor tiene tres requisitos: ubicación cercana a las regiones de consumo y zonas industriales (por ejemplo, plantas de ciclo combinado); cercanía a los sistemas de distribución y los gasoductos; proximidad a los centros de extracción y producción de gas. También depende de los objetivos del cliente, si el gas se destina al consumo interno o de otro tipo. Respecto del factor geológico, el tipo de almacenamiento debe satisfacer tres demandas: porosidad, característica

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Segundo Foro de Energía. La transición energética en el mundo en el marco del 31 Congreso Nacional de Ingeniería Civil

agotados, ya que demanda una caracterización profunda Energy Costa de la condición geológica. AsiAzul GNL mismo, se tiene que inyectar el 100% del gas colchón para Brasil ~500 Bcf mantener la presión de operación requerida (no hay gas remanente como en el caso del campo agotado). Su capacidad de almacenaje es limitada, y de entrega, moderada. Jaf ~20 Bcf Los Ramones Cavernas salinas. Es la solución más cara de las tres opVilla Proyectos candidatos ciones; en particular porque de Reyes Altamira GNL se requiere instalar toda la inDuctos fraestructura de superficie, acTerminales de gas tividad que incide en el tiempo natural licuado (GNL) Ciudad de ejecución del proyecto. Ende México Saramako tre sus ventajas destaca que Manzanillo GNL ~40 Bcf el requerimiento operativo del gas colchón suele ser bajo Aucyo ~50 Bcf (aproximadamente, 20-30%). Tiene una capacidad de almacenaje limitada, y de entrega, alta. Figura 1. Campos agotados candidatos para proyectos de ASGN. En el ASGN es necesario considerar diversas actividades en tres rubros: subsuelo, superficie y financiero, en los clave para determinar cuánto volumen es posible almacenar; cuales inciden algunas variables importantes: reservorio y conpermeabilidad, la cual determina la tasa a la cual el gas nadición; número de pozos y diseño; gas en el lugar (colchón y tural puede inyectarse o extraerse; confinamiento, capacidad gas de trabajo); capacidad del activo (almacenamiento); tasas para mantener el gas en el reservorio. de inyección y extracción. El tipo de almacenaje, tercer factor, es de tres tipos: camSubsuelo. En este aplican geomecánica, geociencias y pos de petróleo o gas agotados; acuíferos; cavernas salinas. modelaciones. Mediante la geomécanica si la capa situaEl ASGN en reservorios agotados es la opción preferida en da por encima de la roca almacenadora resistirá la presión el mundo porque se aprovecha la infraestructura existente. En cuando se inyecte o extraiga gas. La utilización de geocienestos sitios, la construcción de las instalaciones necesarias se cias tiene como meta analizar los registros de información ejecuta con mayor rapidez. Además, adecuar la infraestructude campo, la producción e identificar la cantidad de gas colra al nuevo uso representa significativos ahorros. chón en el yacimiento. A su vez, las modelaciones estocástiCada tipo de reservorio tiene características propias. Auncas se practican para evaluar los riesgos según las variables que en forma breve, se mencionan aquí. que se utilicen. Campos agotados. Estos reservorios se utilizan cuando Superficie. Respecto de esta debe garantizarse el buen ya no resulta económicamente viable continuar con la extracestado y funcionamiento de las instalaciones nuevas y exisción del hidrocarburo. Es la solución más efectiva en costos tentes, de la compresión, de las instalaciones eléctricas y la y tiempo de utilización, ya que se emplea la infraestructura red de ductos. existente y se conocen las características geológicas (por Financiero. En este rubro es preciso determinar, después ejemplo, porosidad y permeabilidad). Los requerimientos del de cuidadosas evaluaciones, emplearán los gastos de capigas colchón son moderados, pues es posible usar el gas retal (CAPEX) o los gastos operativos (OPEX). En síntesis, si manente del campo. Tienen alta capacidad de almacenaje, y se gasta todo el dinero de golpe (CAPEX) o se pagan cuotas de entrega, moderada. mensuales de alquiler por ese bien (OPEX). Acuíferos. Este tipo de almacenamiento utiliza el manto acuíMéxico tiene potencial en el campo del ASGN. Esta nuefero y la formación superior como elementos para confinar el va opción es relativamente nueva el Latinoamérica y se ha gas. Es más caro que la solución de campos de petróleo y gas

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Panel 4 • Situación actual y futuro del gas natural en México

avanzado en algunas regiones. Hemos identificado campos agotados son viables para aprovecharlos como reservorios. La ubicación de los campos Brasil y Saramaco presenta una gran ventaja en relación con los ductos. Esto le brinda nuestro proyecto una gran rentabilidad en términos de CAPEX. Los campos agotados que se muestran en la figura 1 tienen el potencial de emplearse como reservorios subterráneos de gas natural a partir de nuestros proyectos. Existe el reto de evaluar la capacidad real de los campos para emprender la planeación del proyecto desde la parte de superficie. La meta es que sea rentable en el plano económico y se vincule con las respectivas políticas gubernamentales.

Rodolfo del Rosal ¿Cuál es la zona de México con mayor cantidad de yacimientos agotados que potencialmente podrían convertirse en yacimientos de almacenamiento subterráneo?

Mónica Ferro La zona en la que nos enfocamos es Veracruz. Sin embargo, el tema de campos agotados es amplio. La capacidad de almacenamiento depende de cada yacimiento. Es imposible generalizar. La geología puede variar de un pozo a otro. Es necesario investigar campo por campo para conocer la capacidad de cada uno.

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PANEL 5

HIDROCARBUROS. REFINACIÓN, PLANES DE DESARROLLO, RONDAS Y RECUPERACIÓN MEJORADA CON CO2 Planes de desarrolladores

17 países

Ubicación 3% 5%

ALFONSO REYES PIMENTEL

Ingeniero geofísico. Maestro en Ingeniería petrolera y gas natural y candidato a doctor en Ciencias. Coordinador de los comités Legal y de Regulación y Acceso en la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos. Responsable del análisis legal y regulatorio del sector energético en la ejecución de contratos para exploración y extracción de hidrocarburos.

49 49 Offshore Ninguno

Con tecnología de Bing © GeoNames, HERE, MSFT, Microsoft, Tam Tam, Wikipedia

Nacionalidad 80% 70%

Onshore Todos

Producción 80%

72%

60%

50%

50% 40%

40% 28%

30%

70%

60%

30% 20%

10%

Mexicana

20%

Extranjera

La Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi) agrupa a los principales inversionistas en el sector de exploración y extracción del sector. En la actualidad cuenta con 34 miembros; entre ellos, empresas grandes integradas en toda la cadena de valor. También se incluyen empresas especializadas en exploración y extracción de hidrocarburos. Nuestros asociados, de diferentes nacionalidades, son de 17 diferentes países; 70% de ellos son de origen extranjero, y 28%, nacionales. También hay un gran porcentaje de empresas que tienen contratos suscritos con la Comisión Nacional de Hidrocarburos para explorar y extraer hidrocarburos en tierra y en mar. La mayoría de esos contratos está en etapas exploratorias; ahora, sólo 30% tiene producción de hidrocarburos en sus contratos (figura 1). El esquema de la figura 2 muestra un panorama de los contratos y asignaciones relacionados con los hidrocarburos con base en la reforma energética de 2013. Las premisas de esta reforma son que los hidrocarburos se mantienen como propiedad de la nación; que Pemex participa en toda la cadena de valor, como socio y competidor, junto con las demás empresas, nacionales o extranjeras; esto

62%

30%

Sí No

Figura 1. Integrantes de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos y origen de la producción. es, las empresas complementan las actividades que Pemex ha ejecutado durante mucho tiempo. Pemex puede participar tanto en asignaciones como en contratos. Las asignaciones son instrumentos legales que

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Panel 5 • Hidrocarburos. Refinación, planes de desarrollo, rondas y recuperación mejorada con CO2

Apertura de la industria (2013) Con la reforma energética se permitió la participación de privados en las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos; además se establecieron dos figuras jurídicas para el desarrollo dichas actividades: los contratos y las asignaciones.

Premisas 1. Propiedad de los hidrocarburos 2. Modelo intermedio o híbrido: empresa del Estado + empresas privadas 3. Pemex como socio y como competidor de empresas 4. Pemex en toda la cadena de valor de los HCs

Migración sin socio Migración con socio Migración con asociación

Asignaciones

Contratos de servicios con y sin riesgo CIEP, COPF, CSIEE

Licencia

Contratos

Producción compartida

Utilidad compartida

Servicios

Variantes

Figura 2. Panorama de los contratos y asignaciones con base en la reforma energética de 2013. Basados en un detallado plan, los de exploración son proyectos de alta incertidumbre. Esto se expresa como un alto riesgo en términos geológicos y económicos. Las empresas invierten en pozos ex111 ploratorios y en estudios sin la Contratos certeza de hallar hidrocarbu32 Aguas ros. En los contratos, este pesomeras riodo de exploración dura en28 Aguas 6 4 28 tre dos y siete años, lapso en profundas Asociaciones y el cual está la mayoría de los migraciones 21 24 21 51 Tierra contratos que se han suscrito con la Comisión Nacional del Fuente: CNH con información actualizada de Amexhi. Hidrocarburos, representante *Los contratos pueden incluir uno o más yacimientos que se encuentren en distintas etapas (exploración, evaluación, desarrollo). del Estado mexicano. Figura 3. Etapas contractuales y cadena de valor. Al hallarlo mediante exploración, el pozo pasa a una etapa de evaluación. En términos generales en la industria, otorga la Secretaría de Energía a las empresas productivas sería la caracterización y delimitación, pero en términos condel Estado, en este caso Pemex, y las faculta para ejecutar tractuales esta etapa corresponde a la evaluación y su oblas actividades de exploración y extracción de hidrocarburos. jetivo es que el contratista determine si los hidrocarburos Los contratos se otorgan por medio de licitaciones, donque descubrió son comercialmente explotables. Con base de participan Pemex y empresas privadas. Además, existe en este meta explora pozos delimitadores y emprende una la posibilidad de que una asignación a Pemex se modifique serie de estudios para, finalmente, concluir o determinar si en contrato. existe o no comercialidad en el tema. Existen diferentes tipos de contrato –licencia, producUna vez que un contratista determina la existencia de coción compartida– con diferentes características en términos mercialidad establece un compromiso de inversión, denomidel pago de contraprestaciones, comercialización de hidronado plan de desarrollo. Al ejecutarlo, este plan se convierte carburos, etcétera. Es importante destacar que existen tanto en un compromiso de inversión, ya que durante los primeros asignaciones como contratos. años las empresas construyen una gran cantidad de instalaRespecto de la cadena de valor de la exploración y exciones y perforan pozos de desarrollo, o convierten los potracción de hidrocarburos, la figura 3 muestra el estatus de zos exploratorios en pozos productores. los contratos actualmente suscritos (111) y qué pasa en las En los primeros años de ejecución del proyecto se invierdiferentes etapas, desde la exploración hasta el abandono. ten centenas o miles de millones de dólares en la preparaTambién se incluye la distribución de los contratos en aguas ción de los campos para llegar al inicio de la producción. En someras, aguas profundas y tierra. Producción

Riesgo alto Sin producción

5050

Riesgo bajo Riesgo medio Producción alta Producción baja Construcción instalaciones Declinación Pozo Comercialidad Inicio de descubridor Abandono producción Pozos Pozos Límite económico delimitadores exploratorios Desarrollo Evaluación Exploración 1-35 años 1-4 años 2-7 años Migración 3 1 3 28

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Segundo Foro de Energía. La transición energética en el mundo en el marco del 31 Congreso Nacional de Ingeniería Civil

Tabla 1. Resultados en exploración/evaluación

Riesgo exploratorio

Conocimiento del subsuelo

En el caso de que no se encuentren hidrocarburos, los contratistas asumen la totalidad del costo de la exploración

La información generada por los contratistas es propiedad del Estado mexicano

3,278 mmd 7,957 mmd Inversiones ejerInversiones aprobacidas a julio de das a junio de 2021 2021

Ingresos del Estado

234 mmd Pagos al Estado por cuota contractual de la fase exploratoria a marzo de 2021

Pozos exploratorios

Descubrimientos

A la fecha, hay 21 pozos exploratorios offshore en México, 9 corresponden a la industria privada. Esto coloca a nuestro país como líder en toda América, por encima incluso de EUA

Cuatro en aguas profundas: Cholula (2019), Polok (2020), Chinwol (2020), Chibu (2020). Cuatro en aguas someras: Zama (2017), Xaxamani (2019), Sáasken (2020), Sayulita (2021). Cuatro en tierra: Treviño-1001 (2020), Treviño-2001 (2020), Sipini (2021), 18 de Marzo 36 (2021)

362 mmd Estimación de pagos al Estado por el impuesto por la actividad de exploración de hidrocarburos a marzo de 2021

Fuente: CNH con información actualizada de Amexhi. mmd: miles de millones de dólares.

Estados Unidos (en el Golfo de México): 18

Bahamas:1

México (privados y Pemex): 21

Trinidad y Tobago: 1

Pemex (12) Privados (9) México US GDM Guyana Brasil Surinam

Guyana: 12 Surinam: 5 Brasil: 11

Bahamas

mejorada con el fin de mantener la presión en los yacimientos, así como de facilitar el flujo de los hidrocarburos a la superficie. Esto se logra aplicando técnicas más complejas, como métodos químicos o térmicos. Por fortuna, se dispone de una gran cantidad de metodologías para mantener la producción por el mayor tiempo posible.

Resultados en exploración y evaluación

Trinidad y Tobago

Los rubros incluidos en estos resultados se detallan en la tabla 1. Riesgo exploratorio. En Figura 4. Liderazgo de México en pozos exploratorios. Pozos de exploración costa términos de exploración, la fuera en América 2021. ventaja de los contratos es que las empresas asumen el riesgo exploratorio. Si perforan términos técnicos, requiere un proceso bastante complejo pozos y no encuentran hidrocarburos, al Estado mexicano no de análisis y estudio del subsuelo llegar a la producción de le cuesta obtener la información de que no existen hidrocarhidrocarburos. Esto puede llevar entre 7 y 10 años, en funburos. En vista de que la exploración implica incertidumbre, ción del área donde se halle el proyecto. Típicamente, los se ignora a priori la existencia o no hidrocarburos en el subproyectos de aguas profundas requieren más tiempo para suelo. Es posible emprender estudios indirectos, que brindan comenzar la producción, los que empiezan más rápido son indicios de si existen o no, pero no se tiene la certeza de que los que se ejecutan en tierra. Por lo general, la producción los haya hasta no perforar un pozo y encontrarlos. La cifra de tarda algunos años en llegar al máximo según la estrategia éxito de los pozos exploratorios es cercana a 30 por ciento. de desarrollo y las características del yacimiento. A la postre Conocimiento del subsuelo. La exploración genera conose presenta una declinación natural de la producción, dado cimiento, y este pertenece a la nación. Toda la información el agotamiento de los recursos en el subsuelo. Esto se debe generada al amparo de contratos y asignaciones es propiea la pérdida de la energía; en consecuencia, se torna nedad del Estado mexicano. cesario aplicar tecnologías de recuperación secundaria y A la fecha, hay 21 pozos exploratorios en campos offshore en México, de los cuales 9 corresponden a la industria privada. Esto coloca a nuestro país como líder en éste mercado en toda América, superando incluso a EU.

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Panel 5 • Hidrocarburos. Refinación, planes de desarrollo, rondas y recuperación mejorada con CO2

Ingresos del Estado. Desde que se firma un contrato, aunque no haya producción de hidrocarburos, los contratistas se obligan a pagar al Estado por diferentes rubros: cuota contractual, impuesto especial por la actividad de exploración, por la extracción de hidrocarburos. Los ingresos a las arcas públicas por dos conceptos específicos se indican en la figura 4. Pozos exploratorios. La firma de diversos contratos ha detonado la actividad exploratoria en México. En la misma figura se consignan los pozos exploratorios perforados en México y que se perforarían en 2021. Descubrimientos. La figura 4 también resume los descubrimientos de reservas. Estos hallazgos son muy importantes porque si cuando concluya la evaluación se determina que son comercialmente explotables, entonces sumarían sus aportes a la producción nacional.

Respecto de la perforación de pozos en México, según un estudio de la empresa Welligence, este año el país ocupa el primer lugar en perforación de pozos exploratorios en el Golfo de México, incluso superando a Estados Unidos de América. Esta posición es consecuencia de la actividad conjunta y complementaria entre el sector privado y la empresa paraestatal Pemex. ¿Cuáles son los resultados en el desarrollo del sector petrolero? Los números de cinco rubros importantes se muestran en la tabla 2. La figura 5 representa en forma gráfica cómo se han incrementado las reservas en los últimos años asociadas a los contratos; se incluyen las reservas probadas (1P), probables (2P) y posibles (3P). Este avance es consecuencia de la aprobación de planes de desarrollo. A medida que los contratos terminan, los periodos de evaluación pasan a desarro-

Tabla 2. Resultados en desarrollo

Ingresos del Estado

Producción

2,637 mmd Pagos al Estado por contraprestaciones asociadas a la producción de contratos a marzo 2021

Reservas

Inversiones 34,231 mmd Inversiones aprobadas a junio 2021 4,500 mmd Inversiones ejecutadas a julio 2021

794 pozos aprobados en Las reservas derivadas planes de desarrollo de los de los contratos aumentaron cuales 59 ya han sido perfo12 % a enero de 2021 rados a marzo de 2021.

2017

2018

2019

2020

808 2021

Reservas Las reservas han aumentado como resultado de las actividades realizadas por los contratistas. De 2020 a 2021 las reservas 1P, 2P y 3P derivadas de los contratos aumentaron 2, 14 y 12%, respectivamente. Estas reservas se suman a la estimación nacional y contrarrestan la declinación. Fuente: Estadísticas CNH. Considera contratos celebrados en rondas, migraciones y asociaciones, con excepción de Ek Balam, que aporta reservas al 1 de enero de 2021.

Figura 5. Reservas de contratos (millones de barriles de petróleo equivalente [BOE, barrel of oil equivalent]).

40,415 40,415 40,437 40,462 40,697 40,727 40,740 40,954 41,034 41,151 41,195 41,449 41,598 41,860 42,188 42,188 42,198

Incremento de 1,783 millones de dólares

abr-20 may-20 jun-20 jul-20 ago-20 sep-20 oct-20 nov-20 dic-20 ene-21 feb-21 mar-21 abr-21 may-21 jun-21 jul-21 ago-21

2807 2151

1886 786

1323 607

422

867

1286

1798

2506

1P 2P 3P

Inversión aprobada (mmd)

mbd: miles de barriles diarios; mmd: miles de millones de dólares

140 314 524

5252

Producimos a julio 2021 63.5 mbd

Pozos de desarrollo

3083 Pagos al FMP (millones de dólares)

2513 Transferencias a Pemex (millones de dólares)

Inversión aprobada 42,198 millones de dólares Aprovechamientos de la CNH 400 millones de dólares

4,657 Información CNIH y ARES (millones de dólares)

7,896 Inversiones Registradas en contratos (millones de dólares)

Inversión ejecutada 18,032 millones de dólares Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, datos consultados en septiembre de 2021.

Figura 6. Inversión en exploración y desarrollo (abril de 2020-agosto de 2021).

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63.5 mil barriles diarios (mbd)* Rondas 27.88 mbd

44%

63.5 mbd

Migraciones con socios 25.78 mbd

41%

15% Farmouts 9.87 mbd

objetivos de producción, incrementar la inversión directa en México, generar empleos y acelerar el desarrollo de la industria en general con el objetivo de lograr una industria más fuerte y sólida en beneficio de todos.

JUAN ESCOBEDO VIELMA

Ingeniero civil, maestro en Ingeniería administrativa. Secretario del Comité Técnico de Energía del CICM. Gerente de Desarrollo de Proyectos en Grupo DIAVAZ.

Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, datos de producción a julio de 2021. No considera Ek- Balam.

Figura 7. Distribución de la producción de petróleo de contratos (julio de 2021). llo. Esto ayuda al incremento de las reservas de la nación, así que es posible decir que se avanza por un buen camino. La gráfica de la figura 6 resume los diversos datos relacionados con las inversiones. Tanto los planes de exploración como de desarrollo consideran una inversión total superior a 42 mil millones de dólares. Hasta agosto de 2021, de ese total se habían empleado más de 18 mil millones de dólares, que se pueden clasificar entre pagos al Fondo Mexicano del Petróleo; transferencias a Pemex debido a la suscripción de farmouts o de asociaciones con la empresa del Estado; pagos por información a la Comisión Nacional de Hidrocarburos, mediante el Cetro Nacional de Hidrocarburos, y también a terceros por estudios de reconocimiento y exploración superficial, así como inversiones que se han registrado directamente en los contratos. Como se aprecia, las inversiones en contratos son significativas, ya que se acercan a los 8 mil millones de dólares. Respecto de la producción de petróleo, desde la suscripción de los contratos se ha tenido una tendencia creciente. Destaca que en términos de los farmouts y de las migraciones, la producción se ha mantenido o incrementado. Es decir, se ha logrado disminuir la tasa de declinación de los campos antes de las migraciones o las asociaciones; incluso algunos han aumentado su producción. En el caso del gas la tendencia difiere un poco, pues los campos que inician su producción de aceite y gas al principio producen menos gas y más aceite. A medida que avanza el ciclo de vida del yacimiento se tiende a producir más gas conforme pasan los años y esto va a aumentar. La distribución de producción de petróleo en los contratos la resume la figura 7. Del total de 63.5 mil barriles diarios, casi 28 mil provienen de los contratos derivados de las rondas, aproximadamente 26 mil, de las migraciones de Pemex con socios, y de las asociaciones, casi 10 mil. Las empresas que actualmente realizan actividades en México complementan las actividades de la empresa productiva del Estado. Esta forma de trabajo permite lograr los

Para los pozos de aguas profundas, aguas someras y en tierra, ¿cuál sería el costo promedio de tener un pozo productor?

Alfonso Reyes En este momento no tengo los datos exactos, pero expondré rangos estimados, que se emplean como generales en la industria. La perforación de un pozo en tierra depende mucho de ciertas condiciones; básicamente, de hasta qué profundidad llegará el pozo y el tipo de roca que atravesará. Además, el costo depende mucho del tiempo de perforación. Supongamos, en términos muy generales, que los pozos en tierra están en el rango de 3, 4 millones de dólares, hasta 10 o incluso decenas de millones. En aguas someras estamos en un rango bastante amplio, pero ubicarse desde hasta 40 millones de dólares. En aguas profundas es más complejo porque los equipos son muy costosos. Podríamos establecer un rango entre 40 y 60, aunque en función de su complejidad algunos llegan hasta 100 millones de dólares. Al hablar de desarrollo se necesitan varios pozos, y en función del campo o de las características de este se determinará cuántos pozos serían necesarios, además de definir las instalaciones para el manejo de la producción.

Captura, uso y almacenamiento de CO2 en la industria petrolera FERNANDO RODRÍGUEZ DE LA GARZA

Ingeniero petrolero con maestría y doctorado. Especialista en ingeniería de yacimientos y recuperación mejorada de aceite. Profesor en la UNAM. Consultor. Colabora con la compañía holandesa Traden Energy en el desarrollo de proyectos integrados de generación de energías limpias mediante oxicombustión y CO2 capturado en recuperación mejorada de aceite. Miembro de la Academia de Ingeniería de México, de la Society of Petroleum Energy y de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México.

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53 53

Panel 5 • Hidrocarburos. Refinación, planes de desarrollo, rondas y recuperación mejorada con CO2

5454

Ahora me referiré a las etapas de producción y los métodos de recuperación en el ciclo de vida de un yacimiento petrolero. En la primera etapa, los hidrocarburos se conducen con la energía natural contenida en el yacimiento. En esta fase el factor de recuperación del porcentaje del aceite contenido en el yacimiento varía, típicamente, entre 5 y 20%. Este rango depende de la naturaleza del yacimiento, en cuanto a la calidad del aceite y la capacidad de producción de los pozos, que se relaciona, de manera resumida, con la permeabilidad. Eventualmente, cuando la energía natural del yacimiento se reduce a un punto tal que es necesario entrar y agregarle energía, se habla de una etapa de recuperación secundaria, en la cual se inyecta, básicamente, agua o gases invisibles. En la segunda etapa puede llegarse a factores de recuperación de hasta 45%; en tal caso, se trata de recuperación acumulada. En ocasiones, tal vez sea necesario entrar a una tercera etapa, conocida como etapa de recuperación mejorada. Durante ésta, además de agregar energía, mediante los fluidos o procesos que se inyectan al yacimiento, se busca reducir las fuerzas que retienen el aceite en el medio poroso. Si se aplican procesos de recuperación térmica con químicos, inyección de gases invisibles, donde entra precisamente el CO2, el factor de recuperación acumulada tiene la posibilidad de alcanzar 65 por ciento. La recuperación mejorada con CO2 es una tecnología probada; se aplica en Estados Unidos desde los primeros años de la década de 1970. El CO2 reduce la saturación del aceite en el medio poroso, actúa como solvente, hincha el aceite y reduce su viscosidad, lo que facilita su flujo en el yacimiento y, obviamente, incrementa la recuperación. Tabla 1. Emisiones y compromisos de México en la COP21: reducción de gases de efecto invernadero (GEI) en 22% para 2030. Un dato importante en la recuperación mejorada con Línea base No condicionada CO –hablamos de la típica o 2 2013 2020 2025 2030 2030 convencional– es que entre 50 Transporte 174 214 237 266 218 y 70% del CO2 que se inyecta Generación de electricidad 127 143 181 202 139 permanece en el yacimiento. Cuando se habla de proyectos Residencial y comercial 26 27 27 28 23 de CCUS y EOR con CO2, el Petróleo y gas 80 123 132 137 118 CO2 que se produce se reinIndustria 115 125 144 165 157 yecta y almacena permanentemente en el yacimiento. Agricultura y ganadería 80 88 90 93 86 La recuperación mejorada Residuos 31 40 45 49 35 con CO2 convencional también Subtotal 633 760 856 941 776 es práctica común. El CO2 que 1 USCUU 32 32 32 32 –14 se produce eventualmente en la corriente de gas se separa y Emisiones totales2 665 792 888 973 762 se reinyecta, pero estos proce–22 % sos no se ejecutan en el caso 1 USCUSS: Usos del suelo, cambio del uso del suelo y silvicultura. de proyectos de CCUS y EOR. 2 La suma de los valores de los sectores puede no coincidir con el total por efectos del redondeo. En cuanto a la recuperación Fuente: Compromisos de Mitigación y Adaptación ante el Cambio Climático para el Periodo 2020-2030. Boletín del Gobierno de la República, 2015. COP21: ONU-Conferencia de las Partes para el Cambio Climático No. 21, París, 30 nov-12 dic 2015. mejorada, existe el compromi-

La captura, uso y almacenamiento de CO2 mediante procesos de rotación mejorada de aceite en la industria petrolera tiene un doble propósito: incrementar las reservas y producción de aceite y mitigar las emisiones de CO2 a la atmósfera. Los proyectos de este tipo contribuyen al combate del cambio climático, tema que adquirió relevancia internacional desde 1997 con el protocolo de Kioto, y más recientemente en 2015 con los acuerdos de París, resultado de la Conferencia de las Partes 21 (COP21). En México se crearon iniciativas acerca de la captura de carbono, su uso y almacenamiento a partir de 2007. En particular, quiero referirme al compromiso del país adquirido en la COP21: reducir las emisiones totales de gases de efecto invernadero en 22% en el año 2030; es decir, se proyecta reducir para entonces a 762 millones de toneladas las 973 actuales (véase tabla 1). En 2009, la Secretaría de Energía (Sener), la de Medio Ambiente (Semarnat), Pemex y la CFE acordaron trabajar en una iniciativa para mitigar las emisiones de CO2 a la atmósfera mediante tecnologías de captura, uso y almacenamiento de carbono (CCUS). El objetivo es capturar CO2 emitido por Pemex y la CFE para emplearlo en proyectos de recuperación mejorada de aceite (EOR, sus siglas en inglés). En 2013 se integró un grupo de trabajo interdisciplinario en las instituciones mencionadas con el objetivo de documentar y poner en práctica la estrategia del Mapa de Ruta Tecnológica de Captura, Uso y Almacenamiento de Carbono (MRTCCUS) de México. El MRTCCUS se documentó en el primer semestre de 2014 para ponerlo en práctica el segundo semestre del mismo año.

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so de reinyectar y almacenar permanentemente el CO2 que se produce con el gas. Los estudios sobre transición energética hacia el año 2050 de la compañía noruega DNV coinciden en gran medida con los pronósticos que han publicado otras compañías. En particular, se pronostica que para 2050 el 54% de la energía provendrá de combustibles fósiles (gas, 29%; aceite, 16%; carbón, 9%). Como referencia, en 2018 el porcentaje de energía proveniente de combustibles fósiles fue de 81%. En 2050 los hidrocarburos tendrán un papel preponderante en la generación de energía, aunque bastante menor. Desde hoy hasta 2050 se requerirá una inversión continua en la industria petrolera para mantener un continuo en los niveles requeridos por la demanda global, a pesar de la declinación de la demanda. Un dato muy importante, relacionado con el tema principal de este trabajo, es que la captura de carbono, su uso y almacenamiento, así como del hidrógeno, serán los catalizadores de una descarbonización profunda después de 2035, lo que podría transformar la industria del aceite y el gas en el descarbonizador de hidrocarburos y suministrador de tecnologías de CCUS. Aquí deseo incluir una observación: el pronóstico del uso exhaustivo de las tecnologías de CCUS hasta el año 2035 se debe a su alto costo, en particular porque el almacenamiento de CO2 no genera beneficios económicos, o bien éstos son insuficientes. Este no es el caso de CCUS-EOR con CO2, pues el almacenamiento con CO2 genera beneficios gracias a la producción y recuperación adicional de aceite. A esto deberán sumarse los potenciales bonos de carbono que podrían contribuir de manera importante a los beneficios de quien aplique estas nuevas tecnologías. En la figura 1 se muestra el estado de la tecnologías de CCUS en el mundo hasta noviembre de 2020. Como se aprecia, existían entonces 65 instalaciones comerciales de CCUS; 26 de ellas estaban funcionando, 3 se construían, 34 en estaban en desarrollo y había 2 instalaciones suspendidas. Ahora bien, ¿cuál es la capacidad de esas 26 instalaciones respecto de la captura y almacenamiento de CO2? Se trata de 40 millones de toneladas por año, como se indica en esa misma figura. La información se adaptó de un informe del Global CCS Institute, que proyecta que para 2050 el cumplimiento de los objetivos globales del cambio climático requiere tener más de 2 mil instalaciones de CCUS operando. Nótese el reto que se enfrenta y hacia dónde es necesario transitar para lograr de verdad contribuir a frenar el cambio climático. Respecto al potencial de CCUS que se tiene en México, mencioné que se integró en 2013 un grupo interinstitucional Sener-Pemex-Semarnat-CFE; se creó un mapa de ruta para la captura, uso y almacenamiento de carbono. Como parte de los trabajos de tal mapa, entre 2015 y 2016 se identifica-

Instalaciones comerciales

Operando

En construcción

En desarrollo

Suspendidos

Capacidad actual operando 40 Mt Por año Capturado y almacenado Clima político nacional 15 de las 19 estrategias de desarrollo a largo plazo para la reducción de GEI (UNFCCC) incluyen CCUS

55 55 Unión Europea, Sudáfrica, Finlandia, Singapur, Eslovaquia, Portugal, Japón, Ucrania, Reino Unido, República Checa, Francia, EUA, México, Alemania y Canadá Para cumplir los objetivos globales del cambio climático se requieren 2000+ instalaciones de CCUS para el 2050 GLOBAL CCS INSTITUTE *Adaptado del Reporte del Global CCS Institute, 2021.

Figura 1. Estado global de la CCUS a noviembre de 2020. ron y evaluaron las principales fuentes de CO2 antropogénico de la CFE y Pemex, así como los yacimientos petroleros donde el CO2 capturado podría inyectarse en procesos de recuperación mejorada. También definimos las estrategias de captura de CO2 y de secuestro mediante recuperación mejorada, así como la de consumo y abasto; además, se documentó el primer proyecto de CCUS-EOR de México. Ahora bien, aquí resumo las fuentes de CO2 que identificamos tanto en Pemex como en la CFE y las emisiones que es posible capturar de esas fuentes: casi 22.5 millones de toneladas susceptibles de captura y, en consecuencia, de almacenar con recuperación mejorada de aceite. En la tabla 2 se muestra la relación de fuentes de CO2 identificadas que corresponden a Pemex, entre ellas los cen-

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Tabla 2. Fuentes de CO2 Pemex

Emisión de CO2 mm ton/año Combustible (mm pcsd) Emitido / capturable

Plazo de captura*

CPQ Cosoleacaque 98% CO2 pureza: planta de amoniaco

0.91 / 0.77 (42)

Gas natural

Corto (captura integrada)

Campos APPRAN Termoeléctrica (carbonatos): Tamaulipasde Altamira Constituciones

CPQ Morelos

1.65 / 1.54 (84)

Gas natural

CPQ Cangrejera

2.77 / 2.35(129)

Gas natural

4565

Refinería Madero

2.02 / 1.05 (58)

Gas natural

Largo

Campos APPRAS Termoeléctrica (carbonatos): Poza Rica,S. de Tuxpan Águeda, Sur Amatlán

Refinería Minatitlán

1.81 / 0.72 (40)

Gas natural

45+

*Con base en la madurez de las tecnologías de captura.

APCP Fields (areniscas): CPQ Brillante, Rabasa, Cinco Cosoleacaque Presidentes

Tabla 3. Fuentes de CO2 CFE

CPQ Madero

Fuente

5656

Tabla 4. Proyectos potenciales de CCUS-EOR con CO2 en México

Emisión de CO2 mm ton/año Combustible (mm pcsd) emitido/ capturable

Plazo de captura

Fuente de CO2

Campos APPRAN (carbonatos): TamaulipasConstituciones

Distancia Plazo del fuenteproyecto de campo CCUSEOR (km)

Medio

0.5 (29)/ 2.0 (110)

Combustóleo y gas natural

Medio

Refinería Morelos

Planta termoeléctrica de Tuxpan

8.1 (443) / 14.0 (767)

Combustóleo y diésel

Medio

Refinería Minatitlán

Campos APCP (areniscas): Ogarrio, San Ramón…

Corto

CPQ Cangrejera

Planta termoeléctrica de Altamira

tros petroquímicos de Cosoleacaque, Cangrejera, Madero y las refinerías de Morelos y Minatitlán. En la tabla 3 se identifican las fuentes de CO2 de la CFE; se indican las cantidades de emisiones, el tipo de combustible que consumen las plantas y sus correspondientes plazos de captura. La tabla 4 resume los datos de potenciales proyectos de CCUS-EOR en el país. Se registran las fuentes, los campos potenciales, la distancia entre las fuentes y los campos y, al final, el plazo en que podrían concretarse los proyectos. Hemos hecho estos estudios fuera del mapa de ruta tecnológica. Mediante estudios recientes (año 2020) de proyectos integrados de generación de energía limpia mediante oxicombustión –empleando el gas contaminado con nitrógeno producido en el sureste de México y la emisión de CO2 capturado con esta tecnología, en recuperación de aceite de campos nuevos del sureste de México– se ha concluido que estos proyectos son técnica y económicamente viables. Esto permitiría incrementar la producción en cerca de 100 barriles por día y aumentar la generación de energía limpia en 800 MW de estos proyectos, así como capturar, mediante recuperación mejorada, 5.5 millones de toneladas de emisiones de CO2 al año. Si sumamos estos 5.5 millones con lo que se menciona acá, se recuperarían 28 millones de toneladas por año.

Campos potenciales: EOR CO2

Largo 30-80

Planteamos reducir las emisiones en 210 millones de toneladas, es decir, todas las emisiones de México. En particular, quiero destacar que con estos proyectos podríamos disminuir hasta 13% las emisiones a las que se comprometió México en la COP21. Para concluir, resalto que estos estudios de transición energética pronostican que 45% de la energía del planeta en el 2050 se obtendrá de hidrocarburos, y que el CSUS serán el catalizador de una descarbonización profunda. Destaco que es posible generar energía limpia mediante los hidrocarburos si el CO2 producido en la combustión se captura y almacena. La viabilidad económica de la CCUS es posible en la actualidad si ese almacenamiento lo hacemos mediante la recuperación mejorada. Existe una gran oportunidad en México para la aplicación de proyectos integrados de generación de energía limpia y de CCUS que podrían contribuir con el gobierno federal en el cumplimiento de los compromisos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero contraídos mediante la COP21. Lograr tales metas requiere que las partes involucradas –instituciones públicas, empresas, inversionistas– en este tipo de proyectos formen un frente común y contribuyan, de acuerdo con sus atribuciones, para hacer realidad los proyectos de CCUS-EOR identificados.

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Fernando Rodríguez de la Garza Lizbeth García Isla ¿Considera que se requieren incentivos gubernamentales para la implementación de proyectos por parte del sector privado o son rentables en sí mismos?

Definitivamente, lo primordial es reducir a cero las emisiones en la industria petrolera, pero sabemos que algunas operaciones requieren quemar algo de gas o de hidrocarburos. Las tecnologías que menciona serían muy efectivas ahí, pero creo que el punto más importante es la reducción a cero.

Fernando Rodríguez de la Garza Estos proyectos de recuperación de generación de energía limpia, y el uso del CO2 en recuperación mejorada, son proyectos autosustentables; sin embargo, no hay duda de que ayudarían los incentivos del gobierno por medio de bonos de carbono. Por ejemplo, eso ya sucede en otras latitudes, en particular en Estados Unidos. Ahí el almacenamiento de CO2, que aplica diferentes modalidades de recuperación mejorada, recibe 45 dólares por tonelada como incentivo gubernamental. Un incentivo de este tipo sería muy importante porque haría viable el almacenamiento no sólo en yacimientos para recuperación mejorada con CO2, sino quizá en yacimientos agotados, que fue algo que no se tocó, pero definitivamente ahí puede almacenarse CO2, o en acuíferos

Alberto Josep ¿Qué sugiere hacer para sumarnos y lograr que las autoridades competentes promuevan y apoyen lo necesario?

Beatriz Bambilla ¿Además de Pemex, en qué otra compañía se realiza recuperación mejorada?

Fernando Rodríguez de la Garza Sé de Pemex, trabajé ahí muchos años. Durante mis últimos años coordiné esfuerzos de esta naturaleza. Entiendo que ahora las compañías se enfocan más en reactivar campos que en la recuperación mejorada. Obviamente, ésta implica un mayor costo del barril producido, algo inevitable. Ahora, las compañías particulares están más enfocadas en resolver otros temas antes del de la recuperación mejorada.

Sistema nacional de refinación en México

Fernando Rodríguez de la Garza Se requiere un trabajo conjunto de todas las partes que se involucran en este tipo de proyectos; los organismos ambientales, la Semarnat, la Sener, la CNH, Pemex, la CFE, es decir, las entidades vinculadas con emisiones en la industria petrolera y la industria de generación de energía. Todos estos actores necesitan dialogar y definir una estrategia para contribuir a concretar los proyectos. Las tecnologías ya existen, aunque se menciona en el estudio de DNV que hasta 2035 no se espera que contribuyan de manera importante las tecnologías de CCUS e hidrógeno. Las tecnologías de CCUS ya existen; el punto aquí es que para hacerlas viables ya sabemos por dónde comenzar: el CO2 almacenado con recuperación mejorada es una manera autosustentable; sin embargo, parece paradójico que por un lado se intente reducir el consumo, se trate de reducir la dependencia de los hidrocarburos para generar energía, mientras que, por otro lado, se hable de incrementar las reservas y la producción de aceite. Aunque se prevé que el negocio del petróleo continuará de manera inevitable, entonces, ¿cómo reducir las emisiones? Obviamente, respecto del CO2 de fuentes fijas la meta es capturarlo y almacenarlo de manera permanente.

Cecilia Martín del Campo ¿Qué opinión tiene sobre cambiar quemadores abiertos por quemadores cerrados de combustión completa como una medida para reducir emisiones en los pozos de producción?

RODOLFO DEL ROSAL DÍAZ

Ingeniero químico. Laboró en el Instituto Mexicano del Petróleo, donde se retiró como director de Ingeniería de Procesos. Dirigió la Comisión General para el Ahorro de Energía. Es coordinador de laboratorios de la Alianza FiIDEM. Ha participado en el diseño de más de 50 plantas de diferentes refinerías de Pemex, así como para diversos estudios de optimización operativa. La refinación del petróleo (figura 1) incluye varios procesos para separar y transformar las fracciones que contiene cuando está crudo. Estas fracciones, productos y sus correspondientes usos también se indican en la figura 1. Existen también los residuales; de ahí proceden los asfaltos y, eventualmente, el combustóleo, empleados en la pavimentación y la calefacción industrial o como combustible para barcos, respectivamente. Como lo muestra la misma figura, cada producto se obtiene en un intervalo de ebullición determinado. Por ejemplo, la gasolina se obtiene entre 150 y 350 grados Fahrenheit. La refinación enfrenta cuatro desafíos: 1. Los crudos son cada vez más pesados y presentan un mayor contenido de azufre, metales, sal y agua. Esta condición lleva a vislumbrar un futuro problema: la producción de azufre representará un cuello de botella en la producción de las refinerías si no se le encuentra una mejor aplicación. 2. Las especificaciones de

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Principales productos refinados

Rango de ebullición en °F <60 150-350

Crudo

Refinación

5858

combustibles cada vez más estrictas: ahora la gasolina debe tener menos de 30 partes por millón (ppm) de azufre; el diésel, menos de 15 ppm, y ambos requieren mejores características detonantes y ambientales. 3. Cambios importantes en la configuración de la producción de petróleo crudo, en la estructura y demanda de productos petrolíferos, y en los requerimientos para lograr que los combustibles tengan un menor impacto ambiental. 4. El incremento sustancial de los costos de inversión para la actualización y la instalación de plantas nuevas. México produce, fundamentalmente, cuatro tipos de crudo: súper ligero (Olmeca), ligero (Istmo), pesado (Maya) y ultrapesado (Ku-Maloob-Zaap). Todos tienen un alto contenido de azufre y de metales. En la tabla 1 se indican los contenidos de azufre de cada tipo de crudo. En metales, muy importantes para la operación de las refinerías, se está pasando de tener 0.77 ppm de níquel y 4.96 ppm de vanadio en el Olmeca a 56.70 ppm y 271.4 ppm, respectivamente, en el Maya, y a 88.40 ppm y 412.1 ppm, respectivamente, en el Ku-Maloob-Zaap. Estas altas cifras representan un serio problema en la parte operativa. Las especificaciones representan un problema importante, ya la NOM 086 fue reemplazada por la norma NOM-16CRE-2016, pero ninguna de las dos se ha cumplido. Para la NOM-16-CRE-2016 la fecha límite era el 31 de diciembre de 2018, y simplemente Pemex no ha terminado de hacer todas las inversiones para la reducción de azufre, sobre todo en el diésel. Las especificaciones vigentes entonces señalaban que la Pemex Premium debía tener 30 ppm de azufre en promedio, pero con picos de hasta 80 ppm. La Pemex Magna presenta una situación particular; lo mismo ocurre con el diésel en la zonas metropolitanas de la Ciudad de México, Guadalajara y Monterrey, o en el resto del país, donde las especificaciones al final serían iguales a 30 ppm, mínimo, y 80 ppm, máximo, pero ahora son de 600 ppm y de 1,000 ppm, respectivamente. En diésel Pemex tenía una especificación de 500 ppm, después de 300 ppm para las zonas metropolitanas, y de 500 ppm para el resto de la República. En el resto de los

350-525 525-650 650-1000 1000 +

casos deben tener menos de 15 ppm; sin embargo, no se han hecho las inversiones adecuadas, y ese es un problema grave. En la figura 2 pueden consultarse otras especificaciones para diésel y gasolina. Ahora bien, los rendimientos en función del tipo de crudo son muy diferentes. Por ejemplo, el Olmeca tiene un contenido de alrededor de 30% de nafta, mientras que el KuMaloob-Zaap tiene apenas 8%. Respecto de destilados tipo diésel, de 32% del Olmeca se desciende a 26% para el KuMaloob-Zaap. Algo prácticamente poco aprovechable es el residuo de vacío, pues el Olmeca tiene 12% y el Ku-MaloobZaap está prácticamente a la mitad. Mediante esta información podrán darse cuenta de cuánto es posible recuperar solamente por destilación. Otro problema lo representa el azufre que permanece en el residuo de vacío, pues se va acumulando. En el caso del Olmeca, el residuo de vacío es de 2.5%, y en el Ku-MaloobZaap, de 8.5%; es decir, que el residuo de vacío genera un problema porque no se puede operar o utilizar el gasóleo obtenido con él porque supera con creces el contenido de azufre máximo para quemarlo en calderas. En el caso del níquel y del vanadio pasa algo similar: de entrar con valores de 500.5 ppm en el Ku-Maloob-Zaap, en el vacío prácticamente se duplica, por lo que cada vez se complica más esa operación. Pemex busca satisfacer el mercado mexicano con la producción de seis refinerías, cuya capacidad acumulada de procesamiento es de 1.64 millones de barriles de crudo al día (59.8% de crudo ligero tipo Istmo y 40.2% de crudo pesado tipo Maya). Sin embargo, con 40% de aprovechamiento de la capacidad instalada, hoy en día produce alrededor del 25% de la demanda de gasolina. Las refinerías funcionan según su configuración. En México sólo tres refinerías están reconfiguradas: Madero,Cadereyta y Minatitlán. En cambio, Tula, Salamanca y Salina Cruz no han sido reconfiguradas. ¿Cuál es la diferencia Producto terminado

Gas LP

Calefacción, secado de cosechas, combustible doméstico

Gasolina para motor*

Transporte

Turbosina / querosina

Transporte, calefacción doméstica

Diesel

Calefacción, camiones de carga, ferrocarril, calderas

Gasóleo

Lubricantes, producción de gasolina Pavimentación, calefacción industrial, combustible para barcos

Asfalto / combustóleo * Unleaded Regular

Utilización

Figura 1. Procesos para la refinación del petróleo crudo.

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Tabla 1. Contenidos de de azufre y metales en los crudos mexicanos

partes por millón

Los fuertes rezagos en la corrección de problemas opeOlmeca Ku-Maloob-Zaap Istmo (Ligero) Maya (Pesado) rativos y de mantenimiento en (Superligero) (Ultrapesado) las refinerías generan el proGravedad °API 38.0 33.1 22.1 12.2 blema por el cual apenas se Gravedad Esp 0.83 0.86 0.90 1.00 aprovecha 40% de la capaciViscosidad @ 4 9 155 20,751 25°C, cSt dad instalada. Las refinerías al inicio sólo Azufre, %p 0.98 1.43 3.60 5.20 Carbón Ramscontaban con destilación pri1.82 4.07 10.46 15.60 bottom, %p maria, destilación al vacío y reformación (véase tabla 2). Asfaltenos, %p 1.06 3.84 13.46 21.21 Níquel, ppm 0.77 9.70 56.70 88.40 Muchas de las refinerías reconVanadio, ppm 4.96 44.0 271.4 412.1 figuradas en México cuentan con coquizadoras, y otras pue2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 den ser más complejas usando Oct el hidrockraking. En la tabla se Pemex 250 / 300 30 prom / 80 máx Premium aprecia que a mayor complejiOct dad, los rendimientos aumenZM 500 máx 30 prom/80 máx tan. Por ejemplo, con coquizaPemex Ene Magna dora es posible obtener hasta RP 1,000 máx 30 prom/80máx 52% de gasolina, cifra que auEne menta a 58% si se usa hidrockraking, además de producir ZF 500 máx 15 máx Pemex Ene 12% de combustóleo u otros Diésel ZM 300 máx 15 máx residuos con el hidrocracking. Sep En cambio, si se usara sólo la RP 500 máx 15 máx desintegración catalítica, se Adicionalmente hay otras especificaciones para gasolina: Aromáticos, ZM =Zonas metropolitanas: podría dejar hasta 48% de reValle de México, Gua30% vol en Magna y 25% vol en Premium (benceno 2 y 1 % vol resdalajara y Monterrey. pectivamente); Olefinas, 15 % vol en Magna y 20 % vol en Premium; y siduos. El valor relativo de los RP =Resto del país. (R+M)/2 de 87 en Magna y 92 en Premium. Combustóleo para barcos, productos también se increZF =Zona fronteriza norte. ISO 8217, 0.5% de S menta mientras más compleja Fecha establecida por la Para diesel se requiere además un número de Cetano de 48 mínimo Norma publicada en el DOF (086) y 45 mínimo (16-CRE) sea la refinería. el 30 de enero de 2006. Las estructuras de tres refinerías del país no están reconFigura 2. Programa de la norma ambiental NOM - 086 (Para la NOM-16-CRE-2016, la figuradas y requieren mejorarfecha límite fue el 31-dic-2018). se en ese sentido: Salamanca, Tula y Salina Cruz. Sin detallar los números de cada refinería, entre ambos casos? Las refinerías reconfiguradas tienen la se están produciendo oxigenados, además de obtener cerca capacidad de manejar una mayor proporción de crudos pede 40% de combustóleo y residuo. sados y también cuentan con un mayor rendimiento de gasoliAñadir plantas coquizadoras e incluir tratamientos para nas. La figura 3 muestra que prácticamente todas las refinerías esa nafta reduce el porcentaje de producción de coque y situadas del lado del Golfo de México están reconfiguradas y combustóleo; esta es la diferencia significativa entre una espueden operar con crudos del orden de 50% de crudo ligero tructura y otra. y pesado en el caso de Cadereyta, y de 30 y 70% en el caso El aprovechamiento de la capacidad instalada de refinade Madero y Minatitlán. A su vez, Salamanca y Tula pueden ción fue de menos de 38%, aunque en 2021 ha mejorado a manejar, cuando mucho, 25% de crudo pesado, y Salina Cruz más de 45%. El porcentaje de rendimiento de gasolina se sólo 15%. En el lado del Golfo, la producción de gasolinas es acerca a 32%; el de diésel, a 20%, y el de combustóleo, a de 50%, y en el lado del Pacífico, de 32%. Estos indicadores 28%, pero este último creció en 2021 a casi 33%. Esta situadestacan cómo funcionan actualmente las refinerías. ción es inaceptable, ya que el combustóleo prácticamente Es necesario considerar que desde 1978 no se ha consno tiene mercado, por sus características altamente contatruido en México una nueva refinería, además de que en el minantes durante su combustión. Es pertinente señalar que, país los crudos son cada vez más pesados y presentan maa pesar de que tres de las refinerías están reconfiguradas, yor contenido de azufre y agua.

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Panel 5 • Hidrocarburos. Refinación, planes de desarrollo, rondas y recuperación mejorada con CO2

Entre 2012 y 2018, el bajo mantenimiento y el poco interés en invertir en las plantas existentes, aun con la reforma energética, impidieron impulsar la refinación. Además, Cadereyta 275 MBPD 50/50 50% cayeron la demanda y la proNorte del País ducción. En 2018 se producían 220 mil barriles diarios Cd. Madero de gasolina, cuando en 2012 190 MBPD 30/70 50% Centro y Golfo la producción ascendía a 550 mil barriles. Entre 2018 y 2020 Minatitlán 285 MBPD se busca, primero, incremen30/70 50% Salamanca tar la capacidad de las refiSur y Península 245 MBPD 75/25 32% nerías existentes para produCentro y Poniente cir, por lo menos, la cantidad Lubricantes alcanzada en 2012: 550 mil Tula barriles diarios. La incorpo315 MBPD 75/25 32% ración de la posible producZona Metropolitana del Valle de México ción de una refinería como Salina Cruz 330 MBPD 85/15 32% Dos Bocas podría apoyar la Litoral del Pacífico producción de gasolina hasta Figura 3. Las seis refinerías mexicanas trabajan sobre todo con crudo ligero. alcanzar los 850 mil barriles diarios, contra una demanda esperada de poco más de mil millones de barriles. apenas se alcanza 32% de rendimiento en la producción de Aquí es importante mencionar que no es indispensable gasolina. satisfacer por completo la demanda nacional. Una importaEs necesario corregir la situación de las refinerías exisción equivalente al 18% de la demanda nacional es un valor tentes, inclusive antes de construir una refinería nueva, como razonable. El punto que debe destacarse es que la reforma Dos Bocas. energética planteaba la inversión privada en las refinerías, Antes de 2012 había colapsado la refinación: un poco pero no la hubo. Por tanto, se dejó de invertir, lo que perjuantes del cambio de sexenio se presentó una disminución dicó el mantenimiento y las mejoras operativas y causó ese de la producción de crudo y de su precio, faltó presupuesto, colapso. hubo frecuentes fallas operativas, la demanda de gasolinas Existen muchas dudas de si debe construirse o no Dos rondaba los 880 mil barriles diarios y se producían apenas Bocas. En la tabla 3 se resumen datos justifican la instalación 550 mil barriles diarios. Crudo Ligero/Pesado Conversión de gasolina

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Tabla 2. Evolución cronológica de la complejidad de las refinerías

Compleja con hydrocracking

Coquizadora

FCC/ alquiladora

FCC

Hydroskimming

x x x x x x

x x x x x

x x x x

x x x

Gasolina

58%

52%

32%

26%

15%

Destilados

29%

34%

23%

16%

Combustóleo y otros

11%

12%

41%

38%

63%

Valor relativo de los productos

1.00

0.98

0.95

0.93

0.84

Unidades de proceso Destilación primaria Destilación al vacío Reformador catalítico FCC Alquilación Coquización

Evolución cronológica

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Tabla 3. Elementos de justificación de una nueva refinería

Oferta y demanda de gasolina en miles de barriles diarios 2019 Situación actual

2021

2024

Situación corrigiendo Situación sin problemas corregir problemas

Situación sin nueva refinería, pero con Situación máximo aprovechamiento de capacidad con nueva refinería

Demanda

902

953

1,036

Oferta

220

550

220

680

850

Importación

682

403

816

356

186

% de importación

75.6

42.3

78.76

34.36

18.0

Tabla 4. Precios del crudo y costos de la refinería de Dos Bocas

Precios en dólares/barril

BPD

Ingreso-costo dólares/día

Valor en dólares/día

Crudo

340,000

17,680,000

Costo

6,120,000

Gasolina

170,000

13,600,000

Venta

Dólares/año

Diésel

120,000

10,200,000

Venta

2,233,800,000

Remanente sin costo de operación y mantenimiento

23,800,000

Ingreso

16%

% de costo de operación y mantenimiento respecto del crudo

1,032,512,000

Costo de operación y mantenimiento respecto del crudo

1,201,288,000

Remanente con costo de operación y mantenimiento

13,181,733,224

Amortización

Per. rec. inv. años

10.973

13,181618,922 de una refinería. A la información proporcionada en la figura, podría agregarse que: • La prioridad en la inversión en refinación implica la corrección de los problemas de mantenimiento y operativos de las refinerías existentes. Así, se importaría 42.3% de la gasolina y alrededor de 15% del diésel. • Con una nueva refinería de 340 mil barriles diarios se producirían 170 mil barriles diarios de gasolina y 120 mil barriles diarios de diésel (cifra alcanzable con los procesos considerados). • El porcentaje de importación de gasolina en 2024 sería de 18, lo que le permitiría al país no depender tanto de otros países y le dejaría una producción interna más razonable. Esto es importante si se considera que en la actualidad existe un inventario de sólo tres días para almacenamiento de gasolina, lo que nos pone en una situación muy vulnerable. Otra información importante es el costo de la refinería. Las plantas de proceso costarían 5 mil millones de dólares. Si al costo total de las plantas de proceso se le suman los costos adicionales, dentro y fuera de los límites de batería, integración, administración, inflación, etc., la inversión as-

Inversión

cendería a 13,200 millones de dólares; es decir, casi dos veces y media de lo que ha estimado originalmente Pemex. Además, el periodo de construcción, desde mi punto de vista, será de 5 años y no de 3 como se ha mencionado. Se ha satanizado la construcción de una nueva refinería con el argumento de que es mejor vender petróleo que importar gasolina. Con el fin de averiguar la rentabilidad del proyecto, hice un ejercicio con precios reales del crudo, la gasolina, etc., sólo considerando los costos de venta y compra del crudo y la gasolina, pero incluyendo los costos de operación y mantenimiento con respecto al crudo, además de estimar un periodo de inversión de 11 años (tabla 4). Como lo muestra la tabla, la inversión podrá recuperarse, aunque aquí no se incluyeron los ingresos por la comercialización de otros productos: gas natural, gas licuado de petróleo, turbosina, por ejemplo. De hecho, en el análisis riguroso, el resultado económico fue todavía más atractivo: Rentabilidad de la nueva refinería • Inversión: 13,181,618,922 dólares • Tiempo de vida del proyecto: 25 años • TIR: 12.03%

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• VPN: 21,088,414 dólares • Periodo de recuperación de la inversión: 7 años En este ejercicio no se analizó la posible problemática de la ubicación de la refinería, ya que el terreno seleccionado presenta riesgos altos en criterios ambientales, tales como uso y disponibilidad del suelo adecuado, condiciones climáticas, cambio climático y biodiversidad terrestre y acuática. Sólo hace falta responder a la inquietud causada por los siguientes aspectos: • La inminente aparición de vehículos híbridos y eléctricos, que modificará la estructura del futuro procesamiento del petróleo y cuestiona la oportunidad. • El cambio climático provocado principalmente por las emisiones producidas en el quemado de combustibles fósiles. • La creciente preocupación por el efecto en la salud de las personas que causan también esas emisiones.

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También se ha cuestionado si la aparición de vehículos híbridos y eléctricos cambiaría la estructura y la viabilidad de la refinería, lo que ha generado la opinión de que no es conveniente. Al respecto, debe considerarse que el uso de vehículos eléctricos e híbridos cobrará importancia a partir de 2030, y no será hasta 2050 y 2060 que desaparezca por completo la demanda de combustibles. Conviene entonces anticiparse a la futura obsolescencia de la industria de la refinación; por ejemplo, modificando las refinerías existentes y diseñando las nuevas para convertirlas en instalaciones de producción de materia prima para petroquímica, o transformarlas hacia esa industria y producir polietileno, etileno, propileno y aromáticos. Por tanto, es importante considerar, en el diseño de las instalaciones de refinación, la sinergia con la industria petroquímica y desarrollar una ruta de transición que aproveche las instalaciones existentes para conducirnos hacia un futuro con prácticamente cero emisiones de carbono y con productos destinados a mejorar la calidad de vida.

Juan Escobedo ¿En qué porcentaje podría ayudar la reconfiguración?, ya que esas refinerías originalmente estaban diseñadas para crudos ligeros, y ahora lo que más se refina son crudos pesados.

Rodolfo del Rosal Díaz Hay dos tipos de modificaciones; la primera se relaciona con las refinerías de Tula, Salamanca y Salina Cruz para que operen con crudos más pesados, simplemente para mantener una capacidad de operación al año de 90%, por lo que es indispensable invertir con las mismas características de operación actuales; la segunda se vincula con las refinerías reconfiguradas, pues se pretende llevarlas a su capacidad de

producción resolviendo los problemas operativos y de mantenimiento que existen, pero sin necesidad de una modificación importante. Se calcula un incremento adicional en la posible oferta para 2024 porque sí se está contemplando un cambio, no es la reconfiguración, pero sí el uso de una planta coquizadora en Tula. Esto ayudará a mejorar la producción de gasolina, lo que requerirá inversiones adicionales. Estas deberán ser suficientes para, por lo menos, restaurar las condiciones de operación precedentes y lograr una capacidad de aprovechamiento de 90% de las refinerías.

ÓSCAR VALLE MOLINA

Ingeniero civil, maestro en Estructuras y diplomado en Administración de entidades públicas. Especialista en desarrollo y aplicación de tecnología para diseño de sistemas aplicados en la explotación de hidrocarburos localizados costa fuera, para aguas someras y profundas. Siempre ha existido una información referente a cuál es el porcentaje de los hidrocarburos que se logra extraer de los yacimientos, pero ¿qué porcentaje permanece en estos? Por lógica, se debe a cuestiones tecnológicas. Lo comento porque existe una línea de pensamiento de que ya queda poco crudo o de que ya no es posible seguir extrayendo más crudo. ¿Cuál sería su punto de vista?, porque me llama la atención que se ha hecho muy grande ese porcentaje, es una gran riqueza la que tenemos ahí en el subsuelo.

Fernando Rodríguez de la Garza Según sea la etapa del ciclo de vida del yacimiento será el factor de recuperación esperado. Por ejemplo, por etapa primaria típicamente varía entre 5% o de 20 a 25% el factor de recuperación. Cuando hablamos de factor de recuperación nos referimos al porcentaje del volumen original encontrado o evaluado para un yacimiento; es el volumen que antes de iniciar la explotación de ese yacimiento evaluamos como el contenido en los volúmenes expresados a superficie, por supuesto. A medida que vamos agotando la energía primaria se hace necesario agregar energía. En ese momento podemos, de nuevo, aumentar en cierto porcentaje ese agregado de energía que hacemos mediante inyección de agua, principalmente, o gases no visibles. En la última etapa de recuperación mejorada advertimos que podemos incrementar, aún de manera importante, el factor de recuperación. ¿Hasta dónde podemos llegar? La respuesta se relaciona con tecnología, y con el tiempo esos avances, gracias a tecnologías de recuperación mejorada, han permitido seguir incrementando el factor de recuperación, pero también hay un límite al respecto. A medida que

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pasa el tiempo vamos pasando de una recuperación primaria a una secundaria, mejorada, así que, obviamente, el costo del barril adicional que producimos se incrementa.

char la compra de algo que ya va de salida, particularmente en Texas.

Rodolfo del Rosal Díaz Óscar Valle Molina A Rodolfo le pregunto, considerando que se nos está quedando una riqueza ahí en el subsuelo, ¿cuáles son las expectativas en la investigación sobre autonomía en lo que respecta a la generación de nuevos productos, ya no combustibles, sino nuevos productos en la rama de la petroquímica y las siguientes etapas?

Rodolfo del Rosal Díaz Los productos ya existen, simple y sencillamente lo que se requiere no es producir gasolina, sino utilizarla en los precursores del etileno, propileno, etcétera. El coque, según se desprende de presentaciones similares, es un producto que se regresa a la tierra, y no se están ahorrando emisiones en su producción. El coque puede utilizarse en un proceso que existe desde hace muchos años: la síntesis de Fisher-Tropsch, asociada con la gasificación del coque, con lo cual también se generan productos precursores de aromáticos y de olefinas. Es decir, la tecnología existe, simplemente hay que canalizarla.

DANIEL SIERRA Hace poco el gobierno mexicano compró una refinería en Texas. Es decir, aún está en el plan del gobierno aprove-

La compra aún no se ha completado; está sujeta a que la aprueben las autoridades de Texas. Por otro lado, aunque Deer Park es una refinería aparentemente no tan vieja, de 1929, en 1993 tuvo una reconfiguración completa, que fue cuando Pemex adquirió 50% de las acciones. Entonces, no está tan fuera de lugar. El 2030 es el último año durante el que se espera se produzcan vehículos que utilicen combustible fósil. Después de ese año habrá un periodo en que se seguirán usando. Por esa razón, opino que la declinación empieza en 2030 y terminará entre 2050 y 2060. No hemos resuelto los obstáculos tecnológicos de los vehículos eléctricos, por ejemplo: la autonomía va de 250 a 300 km. Después de este kilometraje tengo que cargar la batería, acción que requiere 3 horas. Yo soy de Chihuahua, imaginen que en un recorrido de 1,500 kilómetros me tengo que detener cada 300 kilómetros 3 horas a cargarla… Todavía no resolvemos ese problema. Varios equipos trabajan en el tema. En Europa ya puede uno cargar cuando se circula por las autopistas. Algunas carreteras ya tienen, casi tipo wifi, estaciones para cargar batería, pero eso todavía no está resuelto. Así que, nos guste o no, debemos seguir empleando combustibles fósiles. Soy partidario de las cero emisiones, pero no puede lograrse de golpe, tendríamos que volver a montar a caballo para transportarnos, y tampoco es para tanto.

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PANEL 6

ASUNTOS INTERNACIONALES, ACUERDOS DE EMISIONES, IMPACTO AMBIENTAL Y MERCADOS FINANCIEROS Acuerdos internacionales de emisiones de CO2 6464

ADRIÁN FERNÁNDEZ BREMAUNTZ

Licenciado en Biología y ecología, maestro en Ciencias en tecnología ambiental y doctor en Ciencias ambientales. Fue doctor general de temas de contaminación del aire y cambio climático durante 11 años, investigador visitante en el Banco Interamericano y en el World Resources Institute de Washington. Actualmente es asesor de la Coordinación Universitaria para la Sustentabilidad en la UNAM. Mi organización, Iniciativa Climática de México, es una fundación sin fines de lucro. Tenemos el mandato de apoyar el avance de los esfuerzos de mitigación del cambio climático en México y lo hacemos mediante estrategias diversas. La Convención Marco del Cambio Climático, cuya diplomacia está basada en la ciencia, se formó hace ya más de 20 años. El Panel Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático revisa periódicamente la evidencia científica disponible y la traduce, la digiere, la pone en mano de los tomadores de decisiones. En septiembre de 2021 se publicó un avance de lo que será el sexto reporte de evaluación de cambio climático: el documento conocido como “Síntesis para tomadores de decisiones”. Se aseguró que durante las posteriores se publicarían diversos tomos de este sexto reporte de evaluación. El modelo de la Convención de Cambio climático y el Protocolo de Kioto se basan sobre todo en el que tuvieron la Convención de Viena y el Protocolo de Montreal para atender el problema del agotamiento de la capa de ozono estratosfé-

rica. Estos modelos se basan en las maneras de trabajo de la diplomacia internacional, en la cual se da prioridad al multilateralismo, que cuenta con un principio de consenso y así todos los países, chicos y grandes, tienen voz y voto. Un principio fundamental rige desde hace muchísimos años estos trabajos de cambio climático. Se reconoce, por la naturaleza del fenómeno, que todos hemos sumado gases de efecto invernadero a la atmósfera desde antes de la Revolución Industrial, pero es evidente que hay responsabilidades comunes, aunque diferenciadas. Recordemos también que estos gases y compuestos, procedentes de diferentes fuentes, causantes del efecto invernadero, tienen una vida media en la atmósfera que puede ir de unas cuantas semanas hasta cientos de años. Por esta razón, emisiones generadas desde que empezó la Revolución Industrial se han venido acumulando; así, podemos decir que los diferentes países tienen deudas atmosféricas acumuladas cuando se habla de cambio climático. Recordemos este principio de las responsabilidades comunes diferenciadas. En el último par de años se ha adoptado el nuevo paradigma de la ciencia, el cual nos dice: tenemos que ir por cero emisiones, por la neutralidad de carbono, para mediados del siglo. Esa es una cuestión positiva, pero entonces, de pronto, viene una presión muy fuerte de los países desarrollados hacia los países emergentes y en desarrollo para que todos vayamos, hacia mediados de siglo, a cero emisiones. No obstante, “olvidan” –intencionalmente– la cuestión de las responsabilidades comunes y diferenciadas, además de las diferentes capacidades de ambos grupos de países. Lamentablemente, no hay tiempo de adentrarse en detalles. México tiene una historia y poseía una muy buena reputación, respecto del cambio climático. Hace más de 20 años se caracterizaba por hacer muy bien la tarea en el plano inter-

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nacional pues cumplía la obligación de los países firmantes de la Convención Marco al presentar reportes periódicos conocidos como “comunicaciones nacionales”. Ahí se incluían, entre otros datos, los inventarios nacionales de gas de efecto invernadero del país. Esto requirió grandes esfuerzos del Instituto Nacional de Ecología, donde se formó un equipo con tales capacidades para hacer ese trabajo y entregar esos reportes o comunicaciones. México, aunque país subdesarrollado, entregaba más reportes, casi le veníamos pisando los talones a los países desarrollados, a Europa, Estados Unidos... El expresidente Calderón, muy activo, promovía el tema del cambio climático internacionalmente, pero el avance doméstico fue mínimo. El Programa Especial de Cambio Climático (2014-2018) fue muy modesto. Se comprometió una meta voluntaria, en el 2010, de reducir 30% las emisiones antes del 2020, pero en el cuerpo del programa se ofrecía sólo un tercio del volumen de emisiones que estábamos obligados a mitigar en el periodo hasta el 2020. Si bien este programa especial terminaba en 2018, los análisis independientes de la evaluación de los resultados mostraron que de ese tercio sólo se cumplió un tercio. Entonces, en el periodo 2014-2018 hubo mínimos avances en materia de mitigación climática; lo más importante fue la Ley de Transición Energética promovida por iniciativas ciudadanas. Con dos años de retraso, en septiembre de 2021 se aprobó mediante decreto el Programa Especial de Cambio Climático 2021-2024 (PECC). Este programa no coloca a México en el rumbo adecuado para cumplir las metas a que se comprometió el país al signar el acuerdo de París: reducir 22% de emisiones. El PECC 2021-2024 no contempla el suficiente número de medidas adecuadas para cumplir esa meta. Habrá que ver qué pasa con la iniciativa de cambios constitucionales que presentó en materia de electricidad el presidente del país para impulsar su política de que la CFE recupere el control del sistema, con una participación de 54% y 46% para el sector empresarial. Con esta política, si se concreta la iniciativa de reforma, a mi juicio habrá dos consecuencias: primera, no se cumplirán las metas de la Ley de Transición Energética; segunda, México estará entre los primeros países que en los siguientes años no cumplirán las metas de París. Existen muchos esfuerzos de transparencia climática, los invito a revisarlos. Mencionaré algunos. Cada año, Naciones Unidas publica el “Reporte de la brecha de emisiones”. El documento incluye una evaluación actualizada del avance de la reducción de emisiones propuestas por todos los países hacia el 2030. Ahí se comparan las cifras con lo que la ciencia nos dice: no debemos rebasar los 1.5 grados. En el mismo documento se analiza la situación de los países del G20, incluyendo México; se hace un seguimiento puntual de las políticas, y se ha reportado que en los últimos tres años

VICTOR MORIYAMA

Segundo Foro de Energía. La transición energética en el mundo en el marco del 31 Congreso Nacional de Ingeniería Civil

las políticas actuales de México, sobre todo en materia de energía, están en dirección contraria a la que está el resto del mundo. El Informe Especial sobre Calentamiento Global de 1.5 °C (SR15) lo publicó el Grupo Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC, sus siglas en inglés) el 8 de octubre de 2018. Durante la investigación del reporte, se preguntó si era o no posible, con base en las leyes de la física y la química, reducir las emisiones para no rebasar los 1.5 °C. La respuesta fue positiva, si hacemos todo lo que está en nuestras manos. El reporte establece que es imperioso reducir entre 45 y 50% las emisiones respecto de los niveles 2010, para el 2030, y alcanzar las cero emisiones hacia mediados de siglo. Cualquier resultado alejado de esto no deberá sorprendernos, si no hacemos, como estados, ciudades o individuos, lo que nos toca; si el calentamiento mundial aumenta 2 o 3 °C. El reporte establece que si se rebasa el límite de 1.5 °C habrá enormes diferencias en los impactos negativos. El mismo documento reconoce que en la lucha por descarbonizar el planeta y por que no se rebasen los 1.5 °C, es crucial poner atención en que la transición sea justa, equitativa, y los esfuerzos y la premura que se avecinan no amplíen las grandes desigualdades entre las sociedades. México está a punto de situarse entre los 10 países del mundo con mayores emisiones, aunque emite mucho menos como país, comparado con Estados Unidos y China –está prácticamente entre los 10 primeros. México ha firmado muchos compromisos internacionales, iniciativas, etc., así que repasaré aquí rápidamente algunos. Como se sabe, hace varios años que no se cumplen los compromisos del Acuerdo de París. Así, en 2019 el secretario general de la ONU convocó a la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático COP25. Entonces se llamó a firmar de inmediato dos acuerdos; primero, metas más ambiciosas que las del Acuerdo de París, y segundo, compro-

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Panel 6 • Asuntos internacionales, acuerdos de emisiones, impacto ambiental y mercados financieros

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meterse a las cero emisiones a mediados de siglo en el tema de carbón. México firmó, por lo que es necesario mejorar mucho nuestra implementación para cumplir lo que se firmó. En 2017 la representación del país firmó el documento “Alianza para la eliminación del carbón”. En este tema México tiene una gran oportunidad. A diferencia de países como Indonesia, Sudáfrica, China, India, que tienen un uso enorme del carbón para generar electricidad, el país tiene muy acotado el problema del carbón. Usar carbón hoy en la generación de electricidad nos cuesta más caro que las energías renovables y el gas, lo que carece de racionalidad económica. La acción que debería emprenderse es diseñar una transición socialmente justa para que esos 4 mil o 5 mil trabajadores del carbón tengan empleos dignos, seguros y bien pagados en otro tipo de actividades. México en algunos días firmará en Glasgow una nueva reencarnación de estos esfuerzos promovida por Estados Unidos. Está bien que México lo haga, pues de hecho venía avanzando muy bien para reducir sus emisiones de metano, pero desafortunadamente Pemex pidió una prórroga a la ASEA con respecto a los lineamientos de control de metano, que debieron haber empezado el 1 de enero de 2021. Hemos escuchado que Pemex está avanzando en la reducción de las emisiones de metano. Ojalá que ya no pida prórrogas; así que hay una gran oportunidad de –cerrando las fugas, sobre todo en instalaciones de Pemex tierra dentro–, primero, recuperar un combustible muy valioso y, segundo, de reducir de manera muy significativa las emisiones, dado que el metano es un gas con un potencial de efecto invernadero mucho más potente que el dióxido de carbono. También de manera periódica, México firmaba, en el marco de la Cumbre de Líderes de América del Norte, acuerdos acerca del cambio climático, pero no han tenido mucho seguimiento. En los últimos tres años no ha habido este tipo de reuniones. México no tiene, en lo absoluto, en su agenda internacional el tema del cambio climático, mucho menos el de las energías limpias. El Acuerdo de París dispuso las contribuciones determinadas a nivel nacional (NDC, sus siglas en inglés) que cada país establece. Las NDC son el núcleo del Acuerdo de París y de la consecución de esos objetivos a largo plazo. Las contribuciones determinadas en el plano nacional encarnan los esfuerzos de cada país para reducir las emisiones nacionales y adaptarse a los efectos del cambio climático. El Acuerdo de París requiere que cada país prepare, comunique y mantenga las sucesivas las contribuciones que se proponga lograr, además de adoptar medidas nacionales de mitigación con el fin de alcanzar los objetivos de esas contribuciones. Es aconsejable que vayamos por contribuciones más estrictas. México, desafortunadamente, entregó con premura sus contribuciones determinadas a nivel nacional para la COP26 en Glasgow, poco ambiciosas, por desgracia.

Es bueno trabajar más en adaptación a los efectos adversos del cambio climático, pero también tenemos que empezar a implementar medidas de mitigación y mejorar las metas respectivas. De hecho, se anunció que la organización ambientalista Greenpeace obtuvo una suspensión definitiva por parte de un juez acerca de una NCD que México presentará en Glasgow. Esto sin duda representa un desafío. El objetivo no es elegir metas más ambiciosas y suicidarnos ante la comunidad internacional, por ejemplo: ofrecer que gastaremos millones de dólares, que no tenemos, para reducir emisiones. No. Nuestra primera obligación es reducir las emisiones que sí podemos y nos conviene. Esto es viable en el sector energético. ¿Cómo le explicaremos al mundo que acá queremos lo contrario, que queremos pagar el triple o cuádruple de electricidad, que queremos contaminar con combustóleo, con carbón, que estamos frenando la inversión privada, o más bien frenando las energías renovables por el pecado de que las promueven empresarios privados? Estamos en serios problemas como país, más allá del desprestigio. Aquí lo importante es el imperativo y la responsabilidad ética y moral de México con el resto del mundo. Muchos países avanzan en la dirección correcta mediante la reducción de emisiones y tomando diversas medidas contra el cambio climático. Nosotros no lo estamos haciendo. Es una pena que no le diéramos importancia a estos temas. En los países donde avanzan estos temas, el jefe de Estado entiende y diseña políticas para atender la problemática ambiental.

Impacto ambiental y social de proyectos de infraestructura energética LUIS MONTAÑEZ CARTAXO

Ingeniero civil, maestro en Ingeniería, diplomado en Tecnología y administración ambiental y en Dirección de empresas. Presidente del Consejo Mexicano para la Evaluación de Impactos y coordinador del Comité de Medio Ambiente y Sustentabilidad del CICM. Antes de exponer el tema repasaré los términos legales. ¿Qué significa ambiente, qué dice la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente? Esta legislación establece que el ambiente es el conjunto de elementos naturales y artificiales, o inducidos por el hombre, que posibilitan la existencia y el desarrollo de los seres humanos y demás organismos vivos, los cuales interactúan en un espacio y en un tiempo determinados. Al tratar el tema me gusta siempre subrayar que los seres humanos están incluidos en el ambiente. Los ingenieros, a

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Tabla 1. Efectos ambientales por la construcción y operación de instalaciones eléctricas

Impacto

Tipo de proyecto

Efecto espacial

Efecto temporal

Remoción vegetación; pérdida de hábitat para vida silvestre

- Líneas eléctricas - Subestaciones - Centrales de generación

Local → Global

Largo

Cambio de régimen hidráulico de ríos

- Hidroeléctricas

Local

Largo

Colisión y electrocución de aves

- Líneas eléctricas - Eoloeléctricas

Regional

Largo

Generación de gases de efecto invernadero

- Centrales termoeléctricas

Global

Largo

Afectación a especies protegidas

- Todos

Local

Corto → Largo

Generación de residuos peligrosos

- Líneas eléctricas - Subestaciones - Centrales de generación

Local

Largo

Generación ruido

- Termoeléctricas - Geotermoeléctricas

Local

Largo

Desplazamiento poblaciones

- Hidroeléctricas

Local

Corto → Largo

Generación aguas residuales

veces, estamos tentados a decir que el ambiente está de un lado y las personas del otro lado de la raya. No es así, estamos en el mismo lado, de manera que es muy difícil pensar en impactos ambientales por un lado e impactos sociales por otro. Eso no existe, a pesar de que así los tratemos. Abundemos en este punto un poquito más. ¿Qué es el impacto ambiental? La ley señala que es la modificación del ambiente, ese que acabamos de explicar, causada por la acción del hombre o de la naturaleza. Solemos ver muchos efectos naturales que modifican el ambiente debido al cambio climático, por ejemplo. Uno de los asuntos muy ligados al tema es la manifestación de impacto ambiental. La mayoría, supongo, conoce estos documentos. Justo con un documento se da a conocer, con base en estudios, el impacto ambiental significativo y potencial que generaría una obra o actividad, así como la forma de evitarlo o atenuarlo, en caso de que dicho impacto sea negativo. El impacto social lo define la Secretaría de Energía (Sener) en estos lineamientos: los posibles cambios y consecuencias, sean positivas o negativas, en la población, resultantes del desarrollo de proyectos capaces de alterar la forma en que las comunidades y los individuos viven, trabajan, se relacionan entre sí, y se organizan para satisfacer sus necesidades, incluyendo aquello que pudiera afectar sus derechos, creencias y valores que rigen y organizan su cosmovisión, su entorno y sus contextos socioeconómicos y culturales. Esta definición de la Sener no es una ocurrencia, sino que se basa en documentos originales de la Asociación Internacional para la Evaluación de Impacto. Esta sostiene que los impactos sociales son cambios en alguno o algunos de los

siguientes aspectos de la vida de las personas: en la forma de vida, en su cultura, su comunidad, su sistema político, su ambiente, su salud y bienestar, sus derechos individuales y grupales, sus miedos y aspiraciones. Aquí importa destacar que la percepción es distinta a la realidad, en la cual pensamos quienes desarrollamos proyectos, incluyendo los ingenieros. Otro ángulo es cómo lo ven las personas que pudieran resultar afectadas por los proyectos de desarrollo. Una conclusión, resultado de muchos años de experiencia, es que no hay impacto ambiental sin impacto social resultante. Todos los impactos ambientales tienen consecuencias sociales. En la tabla 1 se enumeran los efectos ambientales debidos a la instalación y operación eléctricas. En la figura aparecen diferentes tipos de proyectos, el impacto general y los efectos espaciales y temporales. Por ejemplo, la instalación de líneas eléctricas, subestaciones y centrales de generación, es decir, todo el conjunto de instalaciones eléctricas, requiere la remoción de la vegetación, la pérdida de hábitat para la vida silvestre. No importa dónde se haga, el efecto espacial es tanto local como general. A veces, incluso global. El efecto temporal es permanente, es de largo alcance. El cambio de régimen hidráulico de ríos está asociado con hidroeléctricas, lo que representa un efecto local, pero el efecto temporal es de largo plazo. En la misma tabla se consignan otros impactos ambientales de diversos tipos de proyectos. ¿Cómo se evalúa el impacto ambiental? ¿Qué se hace en México? ¿Qué se hace en el mundo?

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Panel 6 • Asuntos internacionales, acuerdos de emisiones, impacto ambiental y mercados financieros

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En el caso de la evaluación de impacto ambiental (EIA) en México, la primera pregunta que debe formularse es si las leyes establecen que debe realizarse una EIA para un determinado proyecto. Si la respuesta es “No”, ahí termina el asunto. En cambio, si la EIA es obligatoria, el siguiente paso es analizar las opciones disponibles para el proyecto. Una vez definida la opción más conveniente, se practica un análisis detallado de los impactos; se define cuál es el programa de manejo ambiental para reducir, disminuir o eliminar esos impactos, y al final se evalúa la significancia de los impactos residuales. Ese es un asunto discutible en el plano internacional, ¿quién evalúa la significancia de esos impactos? Normalmente lo hace quien se encarga de la evaluación, pero ¿en qué se basan? ¿dónde están los criterios? A veces los criterios no satisfacen al creador del proyecto, aunque muchas veces sí lo hacen. ¿Qué se hace en el mundo? Si se determina que debe hacerse la EIA, antes de analizar la opciones se requiere determinar el objetivo, fase que en México se soslaya. Es decir, se elude el proceso de scouping, el enfoque, el alcance del proyecto. ¿Quién determina qué es lo que se debe estudiar en la manifestación de impacto ambiental (MIA), en la evaluación de impacto ambiental? Esto, lo hacen quienes se encargan de analizar el impacto, quienes analizan el sitio, el área que será impactada. Es decir, se debe incorporar la opinión de quienes acusarán el impacto. Esto no se hace en México. Después de cumplir todas las fases (análisis de opciones, análisis de impactos, programa de manejo ambiental y evaluación de la significancia de impactos residuales) se prepara la MIA. Esta manifestación de impacto ambiental debe revisarla el desarrollador, el impulsor del proyecto, lo que en la legislación mexicana se denomina el promovente (palabra que en español usual se reemplaza por promotor). Al final, el dueño del proyecto aprueba el contenido de la MIA y se envía la documentación a las autoridades; éstas la analizan y, en su caso, la aprueban de manera condicionada. Pareciera que ahí termina todo, pero no, hay que darle seguimiento y monitoreo. Esto implica siempre preguntarse ¿los impactos son los previstos o no? Si no lo son, entonces habrá que regresar al análisis de impactos. En general, los proyectos de infraestructura eléctrica, por ejemplo, y también los energéticos, tienen 30 años de vida. Prever un lapso como ese es muy difícil, por lo tanto es preciso seguir los impactos, darles seguimiento. Esto no se hace en México ni en el resto del mundo. Es un asunto muy importante porque hacerlo nos permitiría aprender a reducir los impactos en nuevos proyectos similares. Evaluar el posible alcance y los impactos de un proyecto requiere tratar con las personas a las que presumiblemente afectará el proyecto. El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) publicó Consultas públicas: el paso a paso; Consulta significativa con las partes interesadas y Evaluación de im-

pacto social; lineamientos para la evaluación y gestión de impactos sociales de proyectos, trabajos indispensables para evaluar el impacto del proyecto y dialogar con la comunidades. Otro documento clave para la evaluación de impacto ambiental es Principios de la mejor práctica para la evaluación de impacto ambiental, de la Asociación Internacional de Evaluación de Impactos. El BID establece cuatro requisitos para lograr consultas públicas efectivas: 1. Conocer el contexto, analizar dónde se desarrollará el proyecto, cuál es el alcance de los impactos ambientales y cuáles son los impactos sociales. 2. Dialogar no es imponer, sino informar a las personas posiblemente afectadas y recibir información de ellas. Dialogar consiste en ponerse de acuerdo, conocer qué hay en ambos sentidos y mapear estos intereses. 3. Planificar, algo que normalmente no hacemos en este país. No se puede hacer una consulta sin planificarla antes. 4. Preparar la consulta, no es cualquier documento. Hay muchas recomendaciones al respecto, hay que seguirlas; invitar con tiempo a los posibles afectados para que den sus comentarios y después informarles, devolverles la información. Preguntarles si lo que dijeron se ha contemplado en las modificaciones, si lo que propusieron ya estaba contemplado o si sólo lo consideraron tangencialmente, y cerrar entonces el ciclo. El intercambio de información planteado en el numeral 4 reviste especial importancia para poblaciones indígenas, pues implica, seguramente, hablar en su idioma, algo no muy fácil de hacer, pues hay pocos casos de experiencias en México. En otros países también hay casos semejantes, sobre todo en América Latina, donde hay mucha población indígena. Con base en dos casos en México y uno en el extranjero, se tratan las respectivas manifestaciones de impacto ambiental (MIA). Al describir el proyecto de la refinería de Dos Bocas, el gobierno de México se planteaba solucionar estos problemas: • La infraestructura de refinación se ha mantenido sin crecimiento durante casi tres décadas, frente a una demanda interna de petrolíferos que aumenta a tasas de 2.9% anual. • Las importaciones de petrolíferos, fundamentalmente de gasolinas, se han incrementado en aproximadamente 70% de los combustibles vendidos a nivel nacional, lo que representa un factor de riesgo para la seguridad energética del país. El gobierno de la República presentaba estas razones de por qué se eligió Dos Bocas: • Cercanía de almacenamiento y distribución de crudo. • Cercanía con los sistemas de distribución de productos.

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mente en la región la distribución de las obras y/o actividaMarco de referencia estratégico (MRE) des incluyendo las asociadas Programas Selección de y/o provisionales (especificar Programa regionales sitios / trayectos las coordenadas en una lista)”, disposición que no fue respetada. Evaluación ambiental estratégica (EAE) El hoy cancelado proyecto hidroeléctrico de La Parota Evaluación de impacto ambiental (EIA) Diseño causó protestas de los habitantes de diversas comunidaDesmantelamiento Operación Construcción MIA des, ya que se oponían a la construcción de la presa. El proyecto necesitaba inundar Monitoreo de EIA y EAE 17 mil hectáreas (170 millones Figura 1. Herramientas de planificación sustentable de proyectos. de metros cuadrados) de selva mediana y baja caducifolia, tierras de cultivo, carreteras y puentes; significaría el desalojo • No se requiere desarrollar infraestructura externa para ende 25 mil personas y la afectación de más de 75 mil campesiviar productos hacia el Valle de México. nos río abajo, además de que el cierre del cauce del río deja• Facilidad de acceso para instalar equipos pesados en la ría sin agua por varios años al puerto de Acapulco. construcción. Se violaron los derechos a la información y la consulta. La • El terreno en el que se construirá la refinería es propiedad CFE no informó a los comuneros y ejidatarios sobre el profederal. yecto y, por ende, ejecutó obras sin haber obtenido los permisos de las asambleas respectivas, con lo que infringió la Los beneficios esperados de la nueva refinería incluían, Ley Agraria. No contaron además con la autorización previa según los planes del gobierno mexicano: de la Semarnat relativa al cambio de uso del suelo. Ante este • Contribuir en la recuperación de la autosuficiencia energépanorama, informamos a la Coordinación de Proyectos Hitica de México. droeléctricos de la gravedad de la situación. Proporcionamos • Aumentar la producción nacional de gasolinas y diésel. la información recabada, pero alguien de arriba dijo: “No, no • Garantizar el abasto permanente, eficiente, oportuno y hagan ruido, déjenlo así, hagan nada más como que vamos sustentable de petrolíferos. a hacer unos estudios”. • Detonar el desarrollo económico en el sureste de México. El caso de la explosión del pozo Macondo de Deepwater • Contar con combustibles más limpios al producir gasoliHorizon ejemplifica un mal estudio de riesgo. El Servicio de nas y diésel de ultrabajo azufre (UBA). Manejo de Riesgos de Estados Unidos había declarado que • Impacto positivo en la industria y sociedad mexicanas, las posibilidades de una explosión eran menores de 1%. Britidebido al incremento de demanda de empleos e infraessh Petroleum calculó que, en el peor de los casos, el derrame tructura. sería de 162 mil barriles diarios, casi tres veces el caudal que se derramó; la petrolera afirmaba que podría recuperar hasta ¿Qué ha ocurrido? Una nota periodística de julio de 2019 500 mil barriles diarios utilizando tecnología estándar, y que informaba que la Sener había adjudicado contratos para la el peor derrame causaría daños mínimos a la pesca y la vida construcción de la refinería de Dos Bocas. Al final de la nota marina en el Golfo de México, incluyendo morsas, nutrias y podía leerse que la nueva refinería “tendrá una capacidad de leones marinos. procesamiento de 340 mil barriles de petróleo, una vez conAdemás de que no hay morsas, nutrias ni leones marinos cluidas las plataformas y terracerías que se encuentran en en el Golfo, el plan de la British Petroleum también incluía, ejecución”. En ese momento ya se encontraban en ejecución, para casos de emergencia, a un biólogo marino muerto hacía pero no fue hasta agosto de 2019 que se emitió la autorizaaños y daba la dirección de un lugar de entretenimiento en ción desde la Semarnat, de manera que se estaba incumJapón como sitio de abasto para adquirir equipo de respuespliendo la regla. ta para los derrames. Entre 2017 y 2021 acabaron con unas 80 ha de manglar. Por último, en el diagrama de la figura 1 se muestran las ¿Cuál fue la sanción?: 14 millones de pesos. Según la MIA diversas fases necesarias para la planificación sustentable correspondiente, estas serían obras asociadas, acerca de de proyectos energéticos. las cuales en la MIA respectiva tenía que “ubicar espacial-

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Requisitos ASG para financiamiento de proyectos de energía NANCY VILLANUEVA

Licenciada en Economía con especialización en Finanzas y maestría en Dirección de empresas. Profesora y directora asociada en el IPADE Business School en el área de finanzas, tres años como investigadora, tres años como parte del claustro académico, periodo durante el cual desempeñó diversos casos de negocio y brindó consultoría en varios temas, principalmente evaluando proyectos de inversión.

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Comenzaré refiriéndome a las necesidades de financiamiento en el sector energía para hacer la transición energética. Luego, en qué invertimos y cuáles son los criterios que utilizamos para evaluar proyectos de oportunidades de inversión y después me enfocaré en la importancia –y la presión de todos los sectores que están financiando este tipo de proyectos– para incluir criterios ambientales, sociales y de gobierno corporativo (ASG) en la evaluación de los proyectos. Llama muchísimo la atención que la energía es el sector que impacta en mayor medida a nuestro medio ambiente: genera el 60% de las emisiones de gases de efecto invernadero en el mundo; por eso es importante el potencial de este sector para reducir las emisiones y los países deben enfocarse en el objetivo de desarrollo sostenible (ODS) número 7, garantizar el acceso a una energía asequible, fiable, sostenible, moderna que se produzca de manera amigable con el medio ambiente. Para lograr esta transición energética en el mundo, se necesita financiamiento; se están utilizando alrededor de 400 mil millones de dólares y se necesita triplicar esta inversión hasta alrededor de 1.25 billones de dólares para el 2030. Específicamente en México, la estimación de inversión para cumplir los objetivos del Acuerdo de París es de alrededor de 3 mil millones de dólares; tenemos como fuentes de financiamiento, entre las más importantes, la banca comercial, la banca de desarrollo nacional como Bancomext, Banobras y Nafinsa; los bancos de desarrollo internacionales como BID, CAF y el Banco Mundial, así como inversionistas institucionales –fondos de pensiones, aseguradoras, etc.–, que son los que mejor se ajustan a este tipo de proyectos de energía, por el horizonte de tiempo, de más de 20 años; los fondos de pensiones buscan inversiones de largo plazo, y por eso este tipo de inversiones es muy adecuada. En México, el gobierno creó vehículos como CKD, CERPI, etc. para que las Afores pudieran invertir en estos proyectos. Nosotros somos un CKD, instrumento emitido en la bolsa; la

importancia de esto es que estamos muy regulados, nuestro sistema de reporteo es bastante fuerte, porque estamos invirtiendo en proyectos de infraestructura y energía en México. Actualmente tenemos activos bajo gestión de 20 mil millones de pesos, con posibilidad de hasta 50 mil millones de pesos, bajo un esquema de series adicionales. Estos activos con los que contamos actualmente están conformados por cinco carreteras, cinco parques eólicos, tres parques solares y una empresa de telecomunicaciones que está en todo el país y cuyo objetivo es que se pueda cubrir al 92.2% de la población con internet. El 72% de nuestro portafolio lo tenemos invertido en energía renovable; consideramos que incluir criterios ASG y hacer inversión responsable es indispensable para asegurar un mejor futuro. Una inversión responsable, a la hora de tomar decisiones, aplica criterios ASG; así se tiene un mejor control de los riesgos, un mejor desempeño en la rentabilidad y mejor desempeño financiero. Es por eso que para poder formalizar este compromiso nos unimos a los principios de inversión responsable. Para dar un contexto a la forma en que este criterio está tomando más fuerza, en Estados Unidos la mayoría de los inversionistas está moviendo su estrategia hacia la inversión responsable, con activos bajo gestión, en 2018, equivalentes a 12 billones de dólares, que crecieron 42% para 2020, lo que significa que uno de cada tres dólares que se invierten en proyectos en Estados Unidos está teniendo un mandato medioambiental, social y de gobernanza. De igual forma en México, inversionistas, bancos y agencias calificadoras cada vez están haciendo más presión sobre la importancia de presentar análisis de riesgos financieros y no financieros. Para lograr estos objetivos, se plantea una vinculación entre los los resultados que los ejecutivos están logrando en las empresas con los criterios ASG y la compensación. Los compromisos se están formalizando cada vez más. Por ejemplo, en materia regulatoria, en septiembre de 2020 la Consar publicó modificaciones a la circular única financiera para incluir criterios de gobierno corporativo a la hora en que las Afores inviertan en CKD; están pidiendo como mínimo estos requisitos: que los administradores tengan un código de ética, una política de conflicto de intereses, una política para contrataciones de terceros, manuales de inversión y de riesgos, planes de continuidad y reportes con estándares internacionales ILPA. Para el 2022, ya avisó la Consar que para las Afores será obligatorio realizar cuestionarios que incluyan criterios ASG para poder analizar a las compañías en las que quieren invertir. Con esto se ve un fuerte compromiso de los reguladores de empezar a ser un poco más estrictos con el análisis de riesgos ASG.

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Ochenta inversionistas institucionales y entidades financieras, que representan aproximadamente el 25% del PIB, firmaron una declaración pública solicitando a las emisoras enlistadas en las bolsas que se comprometan a divulgar información ASG de forma estandarizada y consistente. Ahora el reto es que se pueda obtener información estandarizada y que puedan ser métricas de utilidad. Hicieron la recomendación de tomar en cuenta los estándares internacionales de TCFD (Task Force on Climate-related Financial Disclosures), un grupo de trabajo para fomentar que las empresas informen a sus inversores sobre los riesgos relacionados con el cambio climático y el modo en que los gestionan, y SASB (Sustainability Accounting Standards Board), organización cuya misión es ayudar a empresas en el mundo a identificar, manejar, y reportar los temas de sostenibilidad que importan más a los inversionistas. De igual manera los bancos: los principios de banca responsable han sido asumidos por más de 170 bancos, y los principios para las utilidades en seguros también registran 140 organizaciones adheridas. En nuestro caso, los principales compromisos son de inversión responsable. De 2006 a 2010 hubo un incremento de 2,200%, es decir, en el 2000 había 100 signatarios y para el 2020 se sumaron 2,300 en todo el mundo; un año después se unió el 83% más. Actualmente hay 4,200 inversionistas adheridos a los principios de inversión responsable. Esto nos hace suponer que muchos de los actores que están dando el financiamiento para los proyectos de energía se están comprometiendo con incluir criterios ASG en el análisis de los riesgos; de esta manera

nosotros, los administradores, podremos hacer presión sobre las empresas que buscan financiamiento para sus proyectos; teniéndolos bajo nuestra administración, llevamos un monitoreo constante. En la tabla 1 se observa la manera en que llevamos a cabo nuestro proceso de inversión, cómo analizamos los criterios ASG a la hora de evaluar una nueva oportunidad de inversión. Nuestro proceso se divide en cinco fases, y aquí se muestra de manera muy general nuestro manual de inversión. En la primera fase, que es la “originación” de deals, primero utilizamos una lista de exclusión, una metodología que muchos fondos y bancos utilizan como primer filtro para elegir en qué proyectos invertir, o cuáles financiar; después se revisa cuál es el enfoque general que tienen con el tema ASG, para conocer un poco el compromiso que tienen con estos criterios. En la segunda fase, en la autorización preliminar, pasan ciertos proyectos, hacemos una revisión del promotor, incluyendo temas de gobierno corporativo, y les pedimos que resuelvan un cuestionario interno donde hacemos preguntas relacionadas con cada uno de los criterios ASG. Después de esto hacemos un análisis preliminar de riesgos, incluyendo aquéllos de ASG; con esto se puede hacer una de las proyecciones financieras para identificar cuál va a ser el desempeño proyectado o estimado del proyecto. En este punto se lleva el proyecto al comité de inversión interno y, de ser aprobado, se lleva al comité técnico para pedir aprobación de presupuesto para el due diligence; si es aprobado en el due diligence, contratamos expertos en la materia para que lleven más a fondo el análisis de criterios ASG –ellos

Tabla 1. Proceso de inversión CKD Infraestructura México

Originación de deals

Análisis y autorización preliminar

Due diligence

Originación de deals por equipo de infraestructura.

Revisión general del promo- Coordinación del procesos tor, incluyendo temas de GC de due diligence

Designación de equipo de inversión dedicado

Revisión de condiciones macro, regulatorias, de mercado y de contratos

Lista de exclusión IFC Firma de MOU y LOI Valuación y comparables de mercado para delinear los retornos

Cuestionario ASG Análisis preliminar de riesgos, incluyendo ASG

Evaluación preliminar del Enfoque general del proyecto desempeño financiero del proyecto sobre criterios ASG Resumen general de inver- Identificación del retorno sión con la tesis de inversión de la inversión Contraste de la transacción en sesiones semanales de revisión de deal-flow

Presentación de la transacción ante el Comité de Inversión

Selección y contratación de asesores externos, incluyen- Presentación ante el Comité do expertos en criterios ASG Técnico y Asamblea de Tenedores Revisión de resultados de asesores externos

Revaloración de los riesgos y sus mitigantes Plan de cumplimiento de estándares ASG Evaluación exhaustiva del retorno de la inversión

Términos generales de inver- Generación del memorando sión o asociación definitivo de inversión Autorización preliminar de la transacción y del presupuesto de due diligence

Autorización definitiva e inversión

Negociación de términos y condiciones de la inversión Negociación de contratos Plan de negocios y plan de 100 días (KPI incluyendo de ASG) Firma de contratos de asociación e inversión Desembolso y monitoreo para posteriores desembolsos

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Asset management / Monitoreo Monitoreo de cada inversión con información periódica, incluyendo temas ESG Participación en consejos de administración y juntas de seguimiento, participación activa en temas ESG Decisiones y acciones adoptadas por cambios en el plan de negocios Monitoreo del portafolio en su conjunto Actualización de los modelos de riesgos, incluyendo riesgos ESG Valuaciones periódicas de las inversiones Reporteo periódico a inversionistas

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Panel 6 • Asuntos internacionales, acuerdos de emisiones, impacto ambiental y mercados financieros

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también hacen cuestionarios y entrevistas de campo–. Finalmente se hace un plan de 100 días, incluyendo cuál sería el plan para este proyecto, con cuestiones de ASG que quizá se deban cumplir en un futuro. En la última fase, que es cuando invertimos, se comienza la fase de asset management; incluimos el monitoreo y revisión de ciertos KPI en relación con los criterios ASG. ¿Qué tipo de preguntas hacemos en el cuestionario interno? Primero son preguntas generales: ¿tienen alguna estrategia ASG?, ¿tienen algún compromiso formal con algún estándar o iniciativa?, ¿tienen algún estudio de materialidad?, ¿han identificado riesgos y oportunidades ASG? En el tema ambiental planteamos preguntas relacionadas con la licencia social, derechos a la tierra, derechos indígenas, accesibilidad e inclusión social, gestión de grupos de interés y relaciones con la comunidad, entre otras. Como ejemplos de casos negativos, de empresas que por no llevar un buen control en temas de riesgos ambientales generaron consecuencias y multas importantes, tenemos a Exxon Mobil. El estado de Nueva York llevó a juicio a esta empresa porque llevaba una doble contabilidad en cuanto a costos de transición hacia el cambio climático; parecía que al interior reportaban ciertos costos, y cuando se publicaban eran distintos. Finalmente el juicio lo ganó la empresa, pero fue porque la fiscalía no pudo conseguir que algún inversionista dijera que desconfiaba o que se había sentido engañado por la empresa. Hubo mucho conflicto de interés, y sin embargo el juez no eximió a la empresa de sus responsabilidades en cuanto al cambio climático. Dupont pagó 670 millones de dólares por contaminación de aguas potables durante más de 20 años. Es de llamar la atención que la mayoría de los proyectos energéticos en conflicto no realizan los estudios sociales

pertinentes. Muchas de las empresas dejan en manos de los consultores el proceso de conseguir la licencia social con las comunidades indígenas, pero es importante que las propias empresas hagan conciencia y se comprometan con establecer una relación profunda con las comunidades. En los proyectos que tenemos, la empresa que lleva la construcción y operación de los parques de energía renovable está en constante comunicación con las comunidades; elaboran planes de trabajo con ellas, se les consulta qué es lo que más les preocupa o qué proyectos se podrían llevar a cabo para desarrollar a la comunidad; se realizan capacitaciones para que entiendan qué es la energía renovable y qué beneficios se obtienen de producir energía limpia; se intenta que más del 50% de las personas que se contratan sean locales, para que tomen el proyecto como suyo. Sobre el gobierno corporativo, destaco la importancia del tema de la corrupción. Es un reto fuerte para México y para el mundo en general. Por eso es importante tener manuales, procesos, políticas, órganos de gobierno que tomen decisiones, que se promueva la inclusión y la diversidad, que se definan en comités los sueldos y prestaciones, que se aborden las prácticas de anticorrupción, lavado de dinero, soborno y fraude, etcétera. Finalmente, algunas recomendaciones a las empresas que buscan financiamiento: incluir el análisis de criterios ASG en sus procesos; adherirse a algún estándar o iniciativa internacional porque ofrecen una guía de los pasos que deben seguirse; además, es importante formalizar su compromiso y hacerlo público, contar con un asesor externo especialista que los acompañe en cada paso y lleve a cabo algún estudio de materialidad, para que conozcan en dónde está el proyecto o empresa hoy y a dónde va a llegar. Con esto se puede definir una estrategia clara de ESG.

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