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PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES
DEL SECTOR ELÉCTRICO
2007 – 2016
Subdirección de Programación
Gerencia de Programación de Sistemas Eléctricos
Comisión Federal de Electricidad
Alfredo Elías Ayub
Director General
Florencio Aboytes García
Subdirector de Programación
Gonzalo Arroyo Aguilera
Gerente de Programación de
Sistemas Eléctricos
Isaac Jiménez Lerma
Gerente de Evaluación y
Programación de Inversiones
Jorge B. García Peña
Gerente de Estudios Económicos
Por sus aportaciones para la elaboración
de este documento agradecemos a:
Subdirección del Centro Nacional de
Control de Energía
CFE
Subdirección de Distribución
CFE
Subdirección de Generación
CFE
Subdirección de Transmisión y Transformación
CFE
ÍNDICE
página
INTRODUCCIÓN
1.
RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2007-2016
iii
PREMISAS
v
EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
1.1
1.2
1.3
1.4
2.
i
Introducción
Supuestos básicos
1.2.1
Macroeconómicos
1.2.2
Población y vivienda
1.2.3
Precios de electricidad
1.2.4
Precios de combustibles
1.2.5
Autoabastecimiento y cogeneración
1.2.6
Otros supuestos
Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento
2006-2016
Estudio regional del mercado eléctrico 2006-2016. Escenario de
planeación
1.4.1
Distribución de la demanda máxima bruta en 2005
1.4.2
Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en
2006-2016
1.4.3
Crecimiento esperado del consumo bruto en 2006-2016
1.4.4
Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del servicio
público 2006-2016
1.4.5
Consumo de cargas autoabastecidas
1.4.6
Exportación e importación de CFE
INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN
2.1
2.2
Evolución del sistema
Estructura del sistema de generación
2.2.1
Capacidad efectiva instalada
2.2.2
Principales centrales generadoras
2.2.2.1 Centrales hidroeléctricas
2.2.2.2 Centrales a base de hidrocarburos
2.2.2.3 Centrales carboeléctricas
2.2.2.4 Central dual
2.2.2.5 Centrales geotermoeléctricas
2.2.2.6 Central nucleoeléctrica
2.2.2.7 Centrales eoloeléctricas
2.2.3
Productores independientes de energía (PIE)
2.2.4
Autoabastecimiento y cogeneración
2.2.5
Autoabastecimiento remoto
1111111111-
1
1
1
1
2
3
4
4
4
4
1- 7
1- 7
1- 8
1-10
1-12
1-14
1-15
222222222222222-
1
1
1
1
3
5
5
5
5
5
5
5
5
6
6
ÍNDICE
página
2.3
2.4
3.
PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
3.9
3.10
3.11
3.12
3.13
3.14
3.15
3.16
4.
Generación bruta en 2005
Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional
Aspectos principales de la planificación a largo plazo
Conceptos de margen de reserva (MR)
Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración
3.3.1
Temporada abierta de proyectos eoloeléctricos para
autoabastecimientos
3.3.2
Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y
cogeneración
3.3.3
Autoabastecimiento remoto
Retiros de capacidad
Proyectos de Rehabilitación y Modernización (RM)
Disponibilidad del parque de generación
Catálogo de proyectos candidatos
Participación en el cambio climático
Adiciones de capacidad para el servicio público
3.9.1
Participación de las tecnologías de generación en el programa
de expansión
3.9.2
Capacidad en construcción o licitación
3.9.3
Capacidad adicional
Evolución de la capacidad del servicio público
3.10.1
Repotenciaciones
3.10.2
Centrales eoloeléctricas
3.10.3
Centrales carboeléctricas
3.10.4
Participación de tecnología en la expansión
Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico (SE)
Margen de reserva de capacidad
Margen de reserva de energía
Posibilidades de diversificar las fuentes de generación
Oportunidades de participación de los particulares en la generación de
electricidad
Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de
combustibles
3.16.1
Restricciones ecológicas
3.16.2
Eficiencia termoeléctrica
3.16.3
Composición de la generación bruta para servicio público
3.16.4
Requerimiento de combustibles
PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN
4.1
4.2
Introducción
Metodología para expandir la red de transmisión
4.2.1
Plan de transmisión de mínimo costo
4.2.2
Escenarios de demanda
4.2.3
Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte
2- 7
2- 7
33333-
1
1
2
3
3
3- 4
3- 4
3- 6
3- 7
3-10
3-11
3-14
3-15
3-15
3-17
3-19
3-20
3-25
3-25
3-25
3-25
3-26
3-27
3-29
3-30
3-31
3-32
3-33
3-34
3-36
3-37
444444-
1
1
1
1
1
1
ÍNDICE
página
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
4.8
4.2.4
Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión
4.2.5
Mínimo costo
4.2.6
Análisis de rentabilidad de los proyectos
4.2.7
Cálculo de los beneficios y costos
Expansión de la red de transmisión
Descripción de las obras principales
4.4.1
Líneas de transmisión
4.4.2
Subestaciones
4.4.3
Equipo de compensación
Obras e inversiones con financiamiento externo
4.5.1
Obras de subtransmisión con financiamiento externo
Capacidad de transmisión entre regiones
Descripción de las redes de transmisión asociada a centrales
4.7.1
Red de transmisión asociada a la central de TG
Baja California II
4.7.2
Red de transmisión asociada a la repotenciación de
Valle de México U2
4.7.3
Red de transmisión asociada a la repotenciación de
Valle de México U3
4- 2
4- 2
4- 2
4- 2
4- 2
4- 5
4- 5
4- 7
4-11
4-14
4-18
4-20
4-25
4-25
4.7.4
4.7.5
4-28
Red de transmisión asociada a la central de CC Agua Prieta II
Red de transmisión asociada a la central eoloeléctrica
La Venta III
4.7.6
Red asociada a la central Carboeléctrica del Pacífico
4.7.7
Red asociada a la central de CC Norte II (Chihuahua)
4.7.8
Red de transmisión asociada al proyecto de temporada abierta
y a los proyectos eólicos Oaxaca II, III y IV
Pérdidas de energía
4.8.1
Pérdidas de energía en el nivel de transmisión
4.8.2
Pérdidas de energía en el nivel de distribución
4-26
4-27
4-29
4-30
4-31
4-32
4-33
4-33
4-33
5.
REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2007-2016
5- 1
6.
EFECTOS DE ESCENARIOS ALTERNOS DEL MERCADO ELÉCTRICO
6- 1
6- 1
6- 1
6- 1
6- 1
6- 2
6- 4
6- 5
6- 5
6- 7
6- 8
6-10
6.1
6.2
6.3
6.4
Mercado eléctrico
6.1.1
Pronóstico del consumo de electricidad
6.1.2
Pronóstico del consumo autoabastecido
6.1.3
Pronóstico de ventas del servicio público
6.1.4
Escenario bajo
6.1.5
Escenario alto
Requerimientos de capacidad
6.2.1
Escenario alto
6.2.2
Escenario bajo
Margen de reserva y margen de reserva operativo
Evolución de la generación bruta y requerimientos de combustibles
fósiles
6.4.1
Generación bruta
6.4.2
Requerimiento de combustibles fósiles
6-10
6-11
ÍNDICE
página
ANEXO A
A.1
A.2
A.3
A.4
A.5
A.6
A.7
A.8
ANEXO B
B.1
B.2
B.3
B.4
B.5
ANEXO C
C.1
C.2
C.3
C.4
C.5
C.6
ANEXO D
D.1
D.2
D.3
POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Antecedentes
Curva recomendada de niveles (CRN) en las GCH
Aportaciones hidráulicas
Degradación en potencia por unidad de energía extraída
Concepto de energía almacenada
Evolución histórica de la energía almacenada
Generación hidroeléctrica 2006-2016
Política de operación 2006-2016
VISIÓN A LARGO PLAZO EN LA PLANIFICACIÓN
Introducción
Metodología de planificación del SEN
B.2.1
Etapas del estudio de la expansión del sistema eléctrico
B.2.2
Etapas en los estudios de expansión del sistema de generación
B.2.3
Incorporación de los nuevos proyectos de autoabastecimiento
y cogeneración en el SEN
B.2.4
Definición de la cartera de proyectos termoeléctricos
Política energética
B.3.1
Necesidad de cotas de expansión
Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión
de largo plazo
B.4.1
Posibilidades de diversificar las fuentes de generación
B.4.1.1 Centrales nucleoeléctricas
B.4.1.2 Perspectiva de centrales carboeléctricas
B.4.1.3 Continuidad de la tecnología de ciclo combinado
B.4.1.4 Grandes centrales hidroeléctricas
B.4.1.5 Fuentes renovables
Planificación bajo incertidumbre y análisis de riesgo
A- 1
AAAAAAAA-
1
2
3
5
6
7
7
8
BBBBBB-
1
1
1
1
3
3
BBBB-
3
4
4
5
BBBBBBB-
5
5
6
6
6
6
7
PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE
GENERACIÓN BAJO INCERTIDUMBRE
C- 1
INTERCONEXIONES
NACIONAL
D- 1
Introducción
Certidumbre y aleatoriedad
Variables sujetas a incertidumbre
Modelado de la incertidumbre
Criterios para el análisis de decisiones
Incertidumbre y riesgo en la planificación
DEL
Introducción
Interconexiones existentes
Proyectos de interconexión de corto plazo
SISTEMA
ELÉCTRICO
CCCCCC-
1
1
2
3
3
5
D- 1
D- 1
D- 3
ÍNDICE
página
D.4
D.5
D.6
D.7
D.8
ANEXO E
E.1
E.2
E.3
E.4
E.5
E.6
E.7
Enlaces CFE - ERCOT
D.4.1
Nuevo Laredo - Laredo, Texas
D.4.2
Reynosa – Mission, Texas
Interconexión SIN – Baja California
Interconexión SIN – Baja California Sur
Interconexión CFE – Guatemala
Proyectos de interconexión en el mediano plazo
CONSIDERACIONES
PARA
LA
INTEGRACIÓN
PROYECTOS EÓLICOS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO
Introducción
Economía de la generación eólica
Incidencia eólica en el medio ambiente. Externalidades
Integración eólica en la red eléctrica
Infraestructura de transmisión para la generación eólica
La intermitencia eólica en la operación del sistema
E.6.1
Impacto en el predespacho
E.6.2
Impacto en el seguimiento de la carga
E.6.3
Impacto en la regulación de la frecuencia
Comportamiento eólico en condiciones de emergencia
E.7.1
Control de potencia activa
E.7.2
Rango de frecuencias operativas
E.7.3
Control de la tensión
E.7.4
Permanencia operativa bajo falla
DDDDDDD-
DE
4
4
4
5
6
7
8
E- 1
EEEEEEEEEEEEEE-
1
1
2
3
4
4
5
5
6
6
7
7
7
7
ANEXO F
GLOSARIO DE TÉRMINOS
F- 1
ANEXO G
ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS
G- 1
ANEXO H
SIGLAS Y ACRÓNIMOS
H- 1
INTRODUCCIÓN
El Programa de Obras e Inversiones del Sector
Eléctrico (POISE) es el resultado de estudios
coordinados dentro del marco de la planificación
integral del sistema eléctrico del país.
La selección de los componentes del sistema, su
programación en el tiempo y la definición de los sitios
para su instalación, son actividades importantes en
el proceso de decisión con implicaciones técnicas,
económicas, ambientales y sociales a nivel nacional.
La planificación del sistema eléctrico se realiza
aprovechando, tanto en el corto como en el largo
plazos, las mejores opciones de inversión y producción
de energía que permitan satisfacer la demanda
futura de electricidad a costo global mínimo y con un
nivel adecuado de confiabilidad y calidad. Para ello
se consideran los costos de inversión, operación y
energía no suministrada, así como las disposiciones
nacionales en materia energética, financiera,
ambiental y social.
La elaboración del POISE es una actividad dinámica,
pues de manera continua se van incorporando las
modificaciones en montos y alcances de los proyectos
que imponen nuevas circunstancias. El ciclo de
revisión integral del POISE es anual, y en él se toman
como base los escenarios macroeconómicos del país
y de precios de combustibles elaborados cada año
por la Secretaría de Energía (SENER), coordinadora
del sector.
A diferencia de años anteriores, se presenta la
evolución a diez años considerando el actual como
parte de la historia, de esta manera el programa de
obras e inversiones que se reporta corresponde al
periodo 2007–2016.
En el documento se describe la evolución del
mercado eléctrico y la expansión de la capacidad de
generación y transmisión para atender la demanda
de electricidad futura. Asimismo, se detallan
las inversiones necesarias en nuevas centrales
generadoras, redes de transmisión y distribución de
energía eléctrica, así como para el mantenimiento de
la infraestructura, a fin de brindar un servicio público
de electricidad seguro y eficiente.
Por su relevancia en el contexto actual de planificación,
en los anexos se exponen los siguientes temas:
política de generación hidroeléctrica; visión de largo
plazo en la planificación; planificación de la expansión
del sistema de generación bajo incertidumbre;
consideraciones para la integración de proyectos
eólicos, así como las interconexiones del sistema
eléctrico nacional con otros sistemas.
Este documento se ha elaborado de conformidad
con lo dispuesto en el artículo 36-Bis de la Ley
del Servicio Público de Energía Eléctrica y en el
artículo 66 de su Reglamento.
i
RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2007-2016
Escenarios macroeconómicos
las terminales de regasificación se podría incrementar
dependiendo de la oferta de gas natural de PEMEX a
través de la red nacional de gasoductos.
La tasa media anual esperada de incremento en
el consumo de energía en el sector eléctrico ha
disminuido de 6.3% en 2001 a 5.2% en 2005, debido a
la reducción permanente de las proyecciones anuales
de SENER y la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público (SHCP) del crecimiento de la economía del
país.
Disponibilidad de unidades generadoras
En este ejercicio de planificación se ha supuesto que
en el periodo habrá suficiencia presupuestal para el
mantenimiento del parque de generación de CFE.
Esto permitirá lograr factores de disponibilidad del
orden de 82% a 83%, con lo cual se dispondrá de
los márgenes de reserva operativos necesarios para
enfrentar contingencias y desviaciones en pronósticos
sin comprometer la confiabilidad del suministro.
Las estimaciones actuales consideran que las ventas
de electricidad más autoabastecimiento crecerán
4.8% cada año, derivado de un crecimiento del
Producto Interno Bruto (PIB) de 3.8 por ciento.
Ciclo de planificación anual
El incumplimiento de este supuesto afectaría
significativamente el funcionamiento del sistema
en sus indicadores económicos y de confiabilidad,
particularmente en los años donde la reserva se ha
ajustado a los valores establecidos en criterios de
diseño del sistema.
El punto de partida en cada ciclo es la nueva estimación
del consumo de energía eléctrica. En este ciclo, ha
sido necesario diferir la entrada en operación de
22 centrales generadoras. En el proceso de decisión se
consideró el tiempo requerido desde la programación
de una nueva planta hasta su puesta en servicio
(4 a 5 años). Por tanto, en el corto plazo no ha sido
posible realizar todos los ajustes necesarios por no
convenir el diferimiento de obras en construcción.
Composición del parque generador
Tomando como base los escenarios oficiales de
precios de combustibles, los costos de inversión
para las tecnologías y las disposiciones para generar
energía limpia en zonas críticas, se determinó el plan
de expansión 2007-2016.
En el mediano plazo (más de 5 años) la reprogramación
de fechas en el programa de centrales fue posible, ya
que los proyectos aún no se han licitado.
La mezcla óptima es la que permite satisfacer la
demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel
de confiabilidad establecido por CFE, cumpliendo con
los lineamientos sobre política energética y normativa
ambiental.
Escenario de precios de combustibles
Este es un insumo importante que se recibe de
SENER. Los pronósticos de precios de combustibles
junto con los costos de inversión para las diferentes
tecnologías, se utilizaron en modelos de optimización
a fin de determinar el plan para expandir la capacidad
de generación y la red eléctrica. Las estimaciones
actuales consideran precios nivelados del gas natural
por arriba de 6 dólares/MMBtu y para el combustóleo
superiores a 30 dólares/Barril. Con esta base de
precios, es competitiva la participación de centrales
carboeléctricas y nucleoeléctricas en la expansión
del sistema.
En este plan se incluyen 4,456 MW de capacidad en
plantas hidroeléctricas, geotermoeléctricas y eólicas,
3,478 MW en carboeléctricas, 898 MW en unidades
turbogás y de combustión interna, 12,184 MW en
centrales de ciclo combinado a gas natural, así como
6,021 MW cuya tecnología aún no se ha definido.
Ante la posibilidad futura de que se mantengan los
precios altos para el gas natural o limitaciones en su
suministro por reducción de la oferta de Petróleos
Mexicanos (PEMEX) o de las importaciones de Estados
Unidos de América (EUA), Comisión Federal de
Electricidad (CFE) ha emprendido acciones concretas
para diversificar sus fuentes de suministro mediante
la construcción de terminales de regasificación de
gas natural licuado (GNL).
Exceptuando las unidades programadas para Baja
California Sur, que utilizarían diesel y otras en el
norte y centro del país para las que no se prevé
otra opción que utilizar gas natural, quedarían sin
definir solamente 4,328 MW. Para este bloque, se
considerarán nuevas tecnologías de generación, como
centrales con energía renovable y ciclos combinados
con gasificación de carbón, residuos de vacío o gas
natural licuado, así como carboeléctricas y centrales
nucleares. También se estima que en algunos casos la
instalación de centrales se sustituiría por importación
de energía.
Las terminales de Altamira, Costa Azul y Manzanillo
permitirán disponer en el futuro de 1,250 millones de
pies cúbicos diarios de gas natural. La capacidad de
Debido a los periodos de licitación, construcción y
desarrollo de la infraestructura correspondiente para
este tipo de proyectos, se ha considerado que a
iii
partir de 2014 será posible reactivar la instalación
de centrales carboeléctricas y posteriormente las
nucleoeléctricas.
en proyectos de generación eólica en el Istmo de
Tehuantepec en la modalidad de autoabastecimiento,
la SENER solicitó a la Comisión Reguladora de
Energía (CRE) conducir un proceso de temporada
abierta (TA). Como resultado de este proceso para
reservar capacidad de transmisión, se formalizó ante
la CRE un requerimiento de 1,899 MW. Actualmente
CFE ha iniciado las gestiones ante SENER y SHCP
para la autorización de un proyecto con el fin de
desarrollar la capacidad de transmisión requerida en
esa región. Se estima que la energía generada en
estos parques eólicos sería del orden de 6,600 GWh.
El programa de expansión incluye la repotenciación
de dos unidades en Manzanillo I y dos en
Manzanillo II, tres unidades en la central Valle de
México, dos unidades de Tula y plantea la posibilidad
de repotenciar las centrales Mérida II y Lerma. Esta
opción ofrece menores costos, al aprovechar parte
de la infraestructura existente con eficiencias muy
cercanas a las de ciclos combinados nuevos. Una
ventaja adicional es que al cambiar la operación
de combustóleo a gas, se reduce el impacto sobre
el ambiente en las áreas de influencia de estas
centrales.
Proyecto de generación distribuida de
LyFC
En el análisis de la evolución de la capacidad se
incluyen 448 MW de generación distribuida de Luz
y Fuerza del Centro (LyFC), autorizados por SHCP y
SENER.
Retiro de unidades generadoras
En este periodo se retirarán 4,546 MW (10% de
la capacidad de generación en 2005). En todos los
casos, el área operativa de CFE revisa la problemática
local del sistema antes del retiro. Para los siguientes
cuatro años, un porcentaje alto quedará en reserva
fría por ser unidades con baja eficiencia.
Desarrollo de la transmisión
Las redes principales para transferir grandes bloques
de energía entre áreas del sistema y los sistemas
de transmisión regionales tendrán un crecimiento
importante en este periodo, con lo cual se mejorará la
confiabilidad del suministro y la operación económica
del sistema.
La meta para los próximos años es desarrollar
estrategias a fin de mejorar la competitividad del
parque de generación combinando el programa
de retiros con la incorporación de tecnologías de
generación más eficientes, tal es el caso de algunas
centrales termoeléctricas para las cuales se había
previsto su retiro y ahora se ha determinado su
factibilidad técnica y económica para repotenciarse.
Se
construirán
29,558
km-c
de
líneas
(69 a 400 kV) y se instalarán 63,881 MVA de
capacidad de transformación en subestaciones, lo
cual representa respectivamente un crecimiento de
32% y 47% de los valores correspondientes al cierre
de 2005.
Margen de reserva
Requerimientos de inversión
Los márgenes de reserva de 2006 a 2009 serán altos,
debido principalmente a que en los últimos años el
crecimiento de la demanda de electricidad ha sido
menor al esperado, consecuencia de un desarrollo
económico por debajo de las proyecciones del
gobierno, así como a la dificultad para hacer ajustes
en el programa de generación en el corto plazo.
El monto total de inversión necesario para atender
el servicio público de CFE en 2007 – 2016 es de
543,354 millones de pesos de 2006, con la siguiente
composición: generación 44.4%, transmisión 19.1%,
distribución 20.7%, mantenimiento 14.9% y otras
inversiones 0.9 por ciento.
Como resultado de este ejercicio de planificación,
se ha reprogramado la entrada en operación de
22 centrales para ajustar el margen de reserva
y cumplir así con los criterios de planificación
establecidos. De 2010 a 2016 el margen de reserva
cumple con los estándares establecidos.
Se estima que el 40.0% del monto total de la inversión
utilizaría el esquema de obra pública financiada, 8.8%
la modalidad de producción independiente de energía,
mientras que CFE participaría con 38.5% mediante
recursos presupuestales. Para el 12.7% restante aún
no se ha definido el esquema de financiamiento que
se utilizaría.
Programa de autoabastecimiento
En
este periodo
se estima que el consumo
autoabastecido crecerá 18.3% y llegaría a 25.5 TWh
en 2016. Este monto representaría 8% del consumo
nacional en ese año. El autoabastecimiento remoto
que utiliza la red eléctrica llegaría en el mismo año
a 12.4 TWh.
Debido al interés de los particulares por participar
iv
PREMISAS DE LA PLANIFICACIÓN
Precios de combustibles
En los estudios de expansión del sistema eléctrico
nacional se consideran aspectos técnicos, económicos,
legales, ambientales, políticos y regulatorios, entre
otros. Para el ejercicio de planeación 2007 - 2016 se
han adoptado las premisas siguientes:
Se consideran tres escenarios (referencia, alto y
bajo), entregados por SENER en febrero de 2006.
La trayectoria futura del precio de los combustibles
fósiles (que constituye la parte más significativa del
costo de producción) es diferente en cada uno.
Legales y regulatorias
Así, en el escenario de referencia, el precio
nivelado medio del gas natural doméstico durante
los próximos 30 años será de 7.16 dólares/MMBtu.
Para el combustóleo será de 32.44 dólares/barril y
para carbón importado de 43 y 51 dólares/tonelada
corta, en el Golfo de México y en las costas del
Océano Pacífico, respectivamente.
De acuerdo con los artículos 4o. y 9o. de la Ley del
Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), CFE
tiene la función, entre otras, de realizar la planeación
del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
En el artículo 66 del Reglamento de la LSPEE se
establece que CFE deberá elaborar y remitir a la SENER
para su aprobación ―cuando dicha dependencia
lo determine, pero al menos una vez al año― un
documento de prospectiva sobre las tendencias del
sector eléctrico del país y los programas de obras
para la prestación del servicio público.
La evolución de precios de combustibles estimada por
SENER es un insumo fundamental para determinar la
mezcla óptima de tecnologías de generación en el
mediano y largo plazos.
Disponibilidad de gas natural
A su vez, el artículo 36-Bis de la LSPEE establece que
la planificación del SEN debe hacerse aprovechando,
tanto en el corto como en el largo plazos, la producción
de energía eléctrica que resulte de menor costo para
CFE y que además ofrezca óptima estabilidad, calidad
y seguridad del servicio público.
Se considera que existirá disponibilidad de gas a
precios competitivos en la zona occidental del país,
mediante una terminal de regasificación de gas
natural licuado en Manzanillo. Se supuso un precio
en Manzanillo igual al esperado en Henry Hub menos
0.58 dólares/MMBtu.
Evolución de la demanda
Autoabastecimiento y cogeneración
Para la determinación del pronóstico de la demanda
se considera lo siguiente:
Los planes de instalación de centrales de
autoabastecimiento y cogeneración se consideran
de manera explícita en la expansión del sistema
de generación. Los programas específicos fueron
formulados por SENER en marzo de 2006 con la
participación de diferentes entidades del sector.
Escenarios económicos.- En febrero de 2006
SENER definió para este periodo tres escenarios:
planeación, alto y bajo. El de planeación considera
las proyecciones económicas con mayor probabilidad
de realización en los próximos años.
Población y vivienda.- Se toma como base la
estimación elaborada por el Consejo Nacional de
Población (CONAPO) de 2005 y se utiliza en los tres
escenarios económicos.
En el proceso se separa el autoabastecimiento remoto
―que utiliza servicios de transmisión y respaldo― del
local que se reconoce independiente del sistema.
Disponibilidad del parque de generación
Precios de electricidad.- En el análisis todas las
tarifas se encuentran sujetas a ajustes mensuales.
En términos reales los precios de electricidad para
los tres escenarios son muy similares: las relaciones
precio/costo se modifican en función de los diferentes
movimientos de los indicadores económicos, así
como de los precios de combustibles proporcionados
por SENER.
Se supone la suficiencia de recursos presupuestales
para llevar a cabo los programas de mantenimiento
necesarios para sostener y en su caso, incrementar
los índices de disponibilidad de las centrales. Para
los próximos diez años se supuso una disponibilidad
del parque termoeléctrico de CFE de 83%, y de 90%
para proyectos de autoabastecimiento y producción
independiente.
Utilización eficiente de la energía.- Las
proyecciones de demanda consideran las tendencias
de la implantación de nuevas tecnologías para un
uso más eficiente de la electricidad en los sectores
residencial, comercial e industrial. También se han
tomado en cuenta los ahorros debidos al cambio de
horario durante el verano.
Proyectos de rehabilitación y
modernización
Se considera la recuperación de capacidad, incremento
en disponibilidad o mejora en eficiencia del parque de
v
generación de CFE, como resultado de los proyectos
para la rehabilitación y modernización de algunas
centrales eléctricas autorizadas en los Presupuestos
de Egresos de la Federación (PEF) de 2002 a 2006,
así como los propuestos en el PEF 2007.
Generación distribuida en el área Central
Este proyecto de LyFC fue considerado como
predefinido en el ejercicio de planificación del sistema
de generación, con base en información reciente sólo
se incluyen 448 MW en 2006.
Generación eoloeléctrica
Se han programado 589 MW de capacidad de
generación con esta tecnología como proyectos
del servicio público, todos ellos en el Istmo de
Tehuantepec y que entrarán en operación entre
2006 y 2010. Para aprovechar la sinergia con los
proyectos de TA, CFE ha reprogramado la entrada en
operación de 404 MW en 2009 y 2010.
vi
1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
1.1
Introducción
1.2
El estudio del desarrollo del mercado eléctrico para
los próximos años tiene como objetivo estimar las
trayectorias futuras del consumo y la demanda
máxima de electricidad a nivel nacional, regional y
sectorial, en correspondencia con las proyecciones
macroeconómicas definidas por la SENER, las cuales
son bases de los ejercicios de planeación sectorial
para todos los organismos del sector público.
Dichas estimaciones permiten identificar los
requerimientos de capacidad y energía necesarios
para satisfacer el consumo, tanto el atendido por las
ventas de electricidad del sector público de CFE y
LyFC, como el de los propios usuarios a través del
autoabastecimiento.
Llevar a cabo el estudio del mercado eléctrico requiere
de la actualización y análisis de la información más
reciente sobre el consumo de los diversos sectores
de usuarios con la finalidad de identificar, mediante
modelos econométricos, cómo el comportamiento
histórico de las condiciones económicas, tecnológicas
y demográficas afecta el nivel y la estructura del
consumo eléctrico. Así, se podrán estimar las
expectativas de desarrollo del mercado, en función
de los diferentes escenarios de evolución de las
determinantes económicas y sociales.
Adicionalmente las proyecciones regionales requieren,
aparte de los modelos econométricos sectoriales, de
la aplicación de aquellos de estimación regional que
consideran cuatro aspectos principales:
• Análisis de tendencias y comportamiento de
los sectores a escala regional
• Estudio de cargas específicas de importancia
regional y nacional
• Actualización anual de las solicitudes formales
de servicio e investigaciones del mercado
regional
• Escenarios
cogeneración
realización
de
con
autoabastecimiento
mayor probabilidad
y
de
Supuestos básicos
1.2.1 Macroeconómicos
La SENER define tres escenarios económicos
—planeación, alto y bajo— para utilizarse como base
de las estimaciones del consumo de electricidad. El
de planeación considera las proyecciones económicas
con mayor probabilidad de realización en los próximos
años. Constituye la trayectoria de referencia del
ejercicio de planeación del SEN para 2006 – 2016
y la base para estimar los niveles y trayectorias por
sector y región del consumo de energía, necesarios
para identificar los requerimientos de expansión del
sistema en el periodo.
En este escenario de planeación, la tasa media
de crecimiento anual (tmca) del PIB total durante
2006 – 2016 es de 3.8% (4.3% en 2005). En
los escenarios alto y bajo se proyectan tasas de
4.3% (5.2% en 2005) y 2.6% (2.8% en 2005).
En la figura 1.1 se muestra la evolución del PIB total
y de las ventas más autoabastecimiento, donde se
observan comparativamente sus tmca, así como las
de los usuarios y precio medio de venta.
En la figura 1.2 se compara el comportamiento real
del PIB con la evolución prevista en los pronósticos
desde 1998 hasta 2006. En general el conjunto de
trayectorias económicas muestra una tendencia que
se ajusta cada año, tomando como base los valores
reales del año anterior.
Se observa que los pronósticos de 1998 y 1999
corresponden en los primeros años al comportamiento
real de la economía; en cambio de 2001 a 2003, el
bajo crecimiento económico dio lugar a desviaciones
significativas. En 2005 se aprecia un incremento del
PIB ligeramente inferior al de 2004. No obstante ya
se registran dos años (2004 y 2005) de recuperación
de la economía.
En el cuadro 1.1 se indican las tasas de crecimiento
real del PIB 2000 a 2005.
Crecimiento real del PIB en 2000 – 2005
Año
Así, a partir de tres diferentes hipótesis de
crecimiento y evolución de la economía, se estiman
las trayectorias del consumo de energía eléctrica
a nivel nacional, regional y sectorial, antecedente
indispensable para cuantificar las necesidades de
capacidad de generación y transmisión del sistema.
PIB
trca
1/
(%)
2000
6.60
2001
-0.16
2002
0.83
2003
1.41
2004
4.36
2005
3.00
1/ Tasa real de crecimiento
anual
Cuadro 1.1
1-1
Evolución del PIB, ventas más autoabastecimiento, usuarios y precio medio
Tasas medias de crecimiento anual 1985 - 2005 (21 años)
tmca
20%
15%
10%
5%
0%
-5%
-10%
-15%
1985
1987
1989
PIB
1991
1993
1995
1997
Ventas más autoabastecimiento
1999
2001
Usuarios
2003
2005
Precio medio
Figura 1.1
Comparación de los pronósticos del producto interno bruto
(Miles de millones de pesos de 1993)
PIB
3,000
2,750
2,500
2,250
2,000
1,750
1,500
1,250
1,000
750
500
250
0
1990
1998
1992
1999
1994
1996
2000
1998
2001
2000
2004
2002
2002
2003
2006
2008
2004
2010
2005
2012
2014
2006
2016
Real
Figura 1.2
1.2.2 Población y vivienda
Respecto a la materia demográfica, en los tres
1-2
escenarios económicos se utilizó la misma proyección
de población y vivienda de 2005. Ésta fue elaborada
por el CONAPO para un solo escenario, y por su
recomendación expresa, se utiliza en los tres casos.
Los cambios mensuales son función de:
1) las variaciones
en el precio de los
combustibles fósiles;
2) la proporción que representa la generación
con estos combustibles en el total;
3) las variaciones de un promedio ponderado
de los Índices de Precios Productor de tres
divisiones
industriales
seleccionadas
(metálica básica, maquinaria y equipo, y
otras manufacturas).
Tal proyección para el crecimiento de la población
estima una tmca de 0.9% durante el periodo de
pronóstico, y respecto a las viviendas, de 2.8%
anual en promedio. Estos dos supuestos implican
un descenso paulatino del tamaño promedio de las
familias que en 2005 registró 3.8 habitantes por
vivienda y el cual, según las previsiones de CONAPO,
bajará a 3.1 habitantes para 2016.
1.2.3 Precios de electricidad
Las tarifas sujetas al ajuste automático son las
industriales de alta y media tensión (HT, HTL, HS,
HSL, HM, HMC y OM), las comerciales (2, 3 y 7) y
en el sector residencial, la DAC. En consecuencia,
la proyección de su precio medio para el periodo de
pronóstico 2006 – 2016, se vincula directamente con
la perspectiva de evolución del ajuste automático que
resulta de los escenarios económicos y de los precios
de combustibles proporcionados por la SENER.
Las tarifas eléctricas se encuentran sujetas a ajustes
mensuales, salvo algunas como la residencial
(excepto la Doméstica de Alto Consumo (DAC)),
agrícola y de servicio público, los cuales se efectúan
mediante factores fijos, en tanto que el resto lo
hace automáticamente con base en la disposición
complementaria1/ número 7, aplicable a las tarifas
para suministro y venta de energía eléctrica.
Para el ajuste —normalmente anual— del resto de
las tarifas, en los tres escenarios se han supuesto
incrementos asociados a la evolución del Índice
Nacional de Precios al Consumidor, considerando
una ligera racionalización de los subsidios sin que,
en ningún caso y en ningún escenario, se alcance el
equilibrio de su relación precio/costo. Ver figura 1.3.
En este grupo se encuentran básicamente las tarifas
con subsidio: en el sector residencial las 1, 1A, 1B,
1C, 1D, 1E, 1F, y en el agrícola las 9, 9M, 9CU y 9N.
Los factores fijos se autorizan generalmente en forma
anual, mediante acuerdos específicos y se relacionan
con las estimaciones de la evolución inflacionaria
esperada. Por otro lado, el ajuste automático
representa incrementos o decrementos en los cargos
tarifarios, derivados de los movimientos del costo
total, considerando por una parte los combustibles
fósiles utilizados en la generación de electricidad y
por otra, el resto de los factores de costo.
Relaciones precio/costo de tarifas residencial y agrícola
1988 - 2016
1.00
0.90
0.80
0.70
0.60
0.50
0.40
0.30
0.20
0.10
0.00
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
Residencial planeación
Agrícola planeación
Residencial bajo
Agrícola bajo
Residencial alto
Agrícola alto
2010
2012
2014
2016
Figura 1.3
1/
“Cláusula de los ajustes por las variaciones de los precios de combustibles y la inflación nacional” publicada originalmente en el Diario Oficial
de la Federación del 31 de diciembre de 2001
1-3
Asimismo, la 6 de bombeo de aguas potables y negras.
A pesar de que en términos reales los precios son
muy similares, en los tres escenarios proporcionados
por la SENER las relaciones precio/costo se modifican
como resultado de los diferentes movimientos de los
indicadores económicos y precios de combustibles.
Como consecuencia de las diversas trayectorias
de precios —tanto de las sujetas al mecanismo de
ajuste automático como al normalmente anual—,
el precio medio global registra comportamientos
relativamente similares. En el de planeación crece a
una tasa media anual real de 0.5%; en el alto 0.4%;
y en el bajo 0.3 por ciento.
1.2.4 Precios de combustibles
Según los escenarios determinados por la SENER, la
trayectoria futura del precio de los combustibles fósiles
(la parte más significativa del costo de producción)
es diferente en cada uno, tanto en dólares como en
pesos, debido a los distintos índices de inflación y de
tipo de cambio. En términos de cada combustible,
el comportamiento resultante es el siguiente: en los
tres escenarios, planeación, alto y bajo, el precio del
combustóleo crece a tasas anuales de 1.3%, 2.5% y
0.7%, respectivamente. En el caso del precio del gas
natural desciende en los escenarios de planeación y
bajo, -0.6% y -2.1% respectivamente. En cambio en
el alto su precio se eleva a una tasa media de 1.2%
real al año durante todo el periodo.
1.2.5 Autoabastecimiento y cogeneración
En 2005, el autoabastecimiento de electricidad en
las modalidades establecidas por la LSPEE fue de
21.6 TWh y representó 11.3% del consumo total.
Basado en la más reciente documentación sobre
permisos y proyectos de instalación, el pronóstico de
planeación indica que en 2016 el autoabastecimiento
será de 25.5 TWh, similar al nivel esperado en la
prospectiva del año pasado, calculado en 25.0 TWh
para el final del horizonte.
En este ejercicio se toman en cuenta únicamente
aquellos proyectos con una alta posibilidad de
realización, dados su desarrollo y condiciones de
viabilidad. Se considera la misma trayectoria para
los tres escenarios.
1.2.6 Otros supuestos
A los elementos anteriores se añaden las tendencias
a un uso más eficiente de la electricidad, tal
y como acontece en los ámbitos residencial,
comercial e industrial, con la introducción y
difusión de equipos diversos y dispositivos de
iluminación. También se han tomado en cuenta
los ahorros por el cambio de horario en el verano.
1-4
1.3
Pronósticos global y sectorial de las
ventas más autoabastecimiento,
2006 – 2016
La predicción para un periodo dado está correlacionada
con el pronóstico del PIB para el mismo lapso.
En los últimos cinco años el referente a las ventas
más autoabastecimiento muestra una tendencia a
la baja, como se observa en la figura 1.4. Similar
al comportamiento del PIB para los pronósticos
realizados en 1998 y 1999, el de ventas más
autoabastecimiento se ajusta correctamente al real
para los primeros años. En cambio se observan
desviaciones en el largo plazo, debido al bajo
crecimiento económico de 2001 a 2005.
El cuadro 1.2 muestra las tasas de crecimiento real de
las ventas más autoabastecimiento en 2000 - 2005.
Crecimiento real de las ventas más
autoabastecimiento 2000 - 2005
Año
(V + A)
trca
2/
1/
(%)
2000
6.74
2001
1.74
2002
1.95
2003
2.56
2004
3.94
2005
4.00
1/ Ventas más autoabastecimiento
2/ Tasa real de crecimiento anual
Cuadro 1.2
Las ventas más autoabastecimiento previstas en
2000 para 2008 fueron de 275,743 GWh, mientras
que en el actual pronóstico las calculadas para ese
mismo año son de 218,216 GWh. En el capítulo
3 se analizan los efectos de estos cambios en las
estimaciones.
En
el
pasado
decenio
las
ventas
más
autoabastecmiento
crecieron
4.7%
como
consecuencia de una evolución anual de 4.1% del
atendido por las ventas del sector público, y de
10.5% del autoabastecimiento. Esto último se
explica
básicamente
por
los
altos
niveles
logrados en 2003, 2004 y 2005: 16.6 TWh, 20.5 TWh y
21.6 TWh, que representan un incremento de
34.3%, 65.5% y 74.6% respecto a 2002.
Considerando todos los supuestos descritos,
en el escenario de planeación se estima que en
2006 - 2016 las ventas más autoabastecimiento
crecerán en promedio 4.8% anual, y en los alto y
bajo en 5.4% y 3.6%, respectivamente. Como
resultado de este comportamiento, las cantidades
globales de energía proyectadas
para
2016
serán de: 1) 319.1 TWh en el de planeación,
2) 341.4 TWh en el alto, y 3) 282.0 TWh en el bajo.
293.5 TWh en 2016. Ver figuras 1.5 y 1.6. En el alto,
el incremento de las ventas del sector público será
de 5.8% anual, para alcanzar 315.9 TWh en ese año,
y en el bajo de 3.8% con 256.4 TWh.
De concretarse las estimaciones sobre la trayectoria
más probable del autoabastecimiento, las ventas del
sector público aumentarán 5.1% en promedio al año
en el escenario de planeación, para llegar a
En lo fundamental, la dinámica de las ventas del
Comparación de los pronósticos de ventas más autoabastecimiento
TWh
350
325
300
275
250
225
200
175
150
125
100
75
50
25
0
1990
1998
1992
1994
1996
1999
1998
2000
2000
2001
2002
2004
2002
2006
2008
2003
2010
2004
2012
2005
2014
2016
2006
Real
Figura 1.4
Ventas más autoabastecimiento
2006 – 2016
TWh
TWh
350
150
319.1
325
Ventas más autoabastecimiento
300
130
tmca 4.8%
275
140
293.5
120
250
110
225
100
90
200
tmca 4.7%
175
80
70
Ventas de servicio público
150
tmca 4.1%
60
tmca 5.1%
125
50
100
40
75
tmca 1.5%
50
tmca 10.5%
25.5
30
20
Autoabastecimiento
25
10
0
0
1995
1997
1999
2001
2003
2005
Figura 1.5
1-5
2007
2009
2011
2013
2015 2016
Ventas más autoabastecimiento 1970 – 2005 y
Escenarios 2006 - 2016
TWh
341.4
350
Alto:
tmca
5.4%
Planeación:
tmca
4.8%
Bajo:
tmca
3.6%
319.1
320
290
282.0
260
230
200
170
140
110
80
50
20
1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016
Historia
Planeación
Alto
Bajo
Figura 1.6
servicio público de electricidad descansa en las
efectuadas a la industria y los grandes comercios,
que actualmente representan 59% de las totales:
37% a la empresa mediana y 22% a la gran
industria. En el periodo de pronóstico, estos dos
sectores incrementarán sus tasas medias anuales
para superar en 5.6% a las ventas totales, por lo cual
en 2016 representarán 62% de estas últimas.
autoabastecimiento.
En el periodo de pronóstico, el sector de mayor
crecimiento en las ventas será el de la gran industria,
no sólo por el alto dinamismo económico de las
ramas intensivas en uso de electricidad, sino por el
relativo estancamiento que registrará el consumo
autoabastecido a partir de 2013, tras el cual no se
ha programado el ingreso de nuevos proyectos de
Finalmente, aunque se estima que las ventas al
sector agrícola registren un nivel de volumen similar
al de 2005, su tmca será menor a la prospectiva
del año pasado (1.3%) como consecuencia del
comportamiento del alto nivel de ventas en 2005.
Ver cuadro 1.3.
Los sectores residencial, comercial y servicios, que
integran el denominado desarrollo normal, crecerán
4.6% al año en conjunto, tasa ligeramente inferior
a la del año pasado (5.0%), como respuesta a una
expectativa un poco menos dinámica prevista para el
escenario macroeconómico de planeación.
Crecimiento promedio anual de las ventas más autoabastecimiento
Escenario de planeación, 1996 – 2016
1996 - 2005
2006 - 2016
tmca (%)
tmca (%)
Ventas más autoabastecimiento
Autoabastecimiento
Ventas del servicio público
Desarrollo normal
4.7
4.8
10.5
1.5
4.1
5.1
3.6
4.6
Residencial
4.1
4.6
Comercial
3.0
5.6
2.0
3.0
Agrícola
Servicios
1.9
1.3
Industrial
4.7
5.6
Empresa mediana
5.7
5.3
Gran industria
3.1
6.1
Cuadro 1.3
1-6
1.4
Estudio regional del mercado
eléctrico 2006 – 2016. Escenario de
planeación
Para elaborar el POISE es necesario estimar
desarrollo del mercado eléctrico a nivel regional
fin de localizar y definir el tamaño de las centrales
generación, así como las subestaciones y líneas
transmisión requeridas.
el
a
de
de
Desde el punto de vista del sector eléctrico, un
pronóstico global de energía y demanda máxima
sería de utilidad limitada, ya que no permitiría
precisar la ubicación y características de las obras
a realizar. Por esta razón, el estudio del mercado se
efectúa considerando zonas y regiones para llegar al
pronóstico a nivel nacional.
La estadística en las diferentes áreas y sistemas
eléctricos del país, se obtiene de los reportes de
operación de las Divisiones de Distribución de la
Subdirección de Distribución, Áreas de Control de
la Subdirección del Centro Nacional de Control de
Energía (CENACE) y Regiones de Producción de la
Subdirección de Generación.
Actualmente se encuentran interconectadas siete
áreas operativas del territorio nacional. Los sistemas
Baja California y Baja California Sur están separados
del resto.
Para el estudio regional del mercado eléctrico, el país
se divide en 118 zonas y 12 comunidades o pequeños
sistemas aislados —seis de los cuales reciben energía
de importación—.
•
Los registros históricos, solicitudes de
servicio y encuestas a usuarios de cargas
importantes —las de aquellos con demanda
de potencia generalmente superior a 1 MW
y que en su mayoría corresponden al sector
industrial—
•
La evolución de la energía por pérdidas
eléctricas de zona, región y área
•
El desarrollo de las demandas en cada banco
de transformación
•
El comportamiento histórico de los factores
de carga y de diversidad
•
Los valores reales de los usos propios de
generación, condensadores síncronos y
servicios propios recibidos por transmisión y
distribución
•
Las estimaciones sobre usos propios de las
centrales generadoras
•
La caracterización y proyección de las cargas
de autoabastecimiento
•
Los escenarios
electricidad
•
La opinión y criterios de las Divisiones de
Distribución
de
consumo
sectorial
de
La demanda máxima anual de una zona se calcula
utilizando los valores estimados para la energía bruta
y el factor de carga de esa zona.
Las zonas a su vez se agrupan en áreas o en sistemas.
Adicionalmente, debido a su cobertura geográfica, en
las áreas Occidental y Oriental se conforman regiones
con el objeto de representar mejor el sistema y sus
resultados.
El pronóstico de los factores se deriva del análisis
de la serie histórica correspondiente, al considerar
por separado las demandas de desarrollo normal y
cargas importantes.
Para los pronósticos de la demanda de energía
eléctrica se toman en cuenta:
1.4.1 Distribución de la demanda máxima
bruta en 2005
•
La evolución de las ventas en los diversos
sectores tarifarios y zonas del país
En el cuadro 1.4 y la figura 1.7 se muestra su
conformación.
Demanda 2005
Sistema
Sistema Interconectado Nacional
Baja California
Baja California Sur
Sistemas aislados
Total
Cuadro 1.4
1-7
(MW)
(%)
31,268
93.4
1,909
5.7
264
0.8
24
0.1
33,465
100
Demanda máxima1/ por área y zona (MW), año 2005
Sistema Eléctrico Nacional/2
TIJUANA
696
MEXICALI
S. L. RÍO
1,039
COLORADO
214
TECATE
42
JUÁREZ
NOGALES
484
ENSENADA
181
807
CASAS
GRANDES
CABORCA
183
7
180
4
1,909
HERMOSILLO
762
2,872
5
2,997
GUAYMAS
146
GRO. NEGRO
9
CD. OBREGÓN
297
STA.
ROSALÍA
12
8
282
PARRAL
130
NAVOJOA
146
LOS MOCHIS
281
GUASAVE
148
LORETO
8
VILLA
CONSTITUCIÓN
37
LA PAZ
114
CULIACÁN
497
MAZATLÁN
271
CABO
SAN LUCAS
115
PIEDRAS NEGRAS
219
CHIHUAHUA
462
CUAUHTÉMOC
231
ÁREA
SABINAS
107
CAMARGO
229
NUEVO LAREDO
MONCLOVA
261
380
CERRALVO
76
REYNOSA
487
MATAMOROS
MONTERREY
TORREÓN
SALTILLO 2,844
329
1006
619
MONTEMORELOS
DURANGO
248
C. DEL ORO
16
236
6
CD. VICTORIA
166
SOMBRERETE
6,068 MANTE
29
MATEHUALA
69
100
TAMPICO
RÍO VERDE
683
79
VALLES
ZACATECAS S. L. POTOSÍ
196
428
664
1
CENTRAL
2
ORIENTAL
3
OCCIDENTAL
4
NOROESTE
5
NORTE
6
NORESTE
7
BAJA CALIFORNIA
8
BAJA CALIFORNIA SUR
9
PENINSULAR
AGUASCALIENTES
538
CANCÚN
TIZIMÍN
LEÓN
MOTUL
40
280
460
3
MÉRIDA
TEPIC
35
IRAPUATO
107
429
457
7,047
GUADALAJARA
CHAPALA
PLAYA DEL
233
1,295
CARMEN
LA PIEDAD CELAYA
CD. GUZMÁN
POZA RICA
530
TICUL 101
COZUMEL
98
128
QUERÉTARO
239
48
PUERTO
37
ZAMORA SALAMANCA
690
VALLARTA
162
237
1
161
S. J. DEL RÍO
CAMPECHE
COLIMA
9
464
8,287
123
95
PACHUCA
MANZANILLO
MORELIA
TEZIUTLÁN
ATLACO- TOLUCA 580
CD.
1,174
233
226
MULCO
151
URUAPAN
766
CARMEN
D.F.
83
240
6,483
56
APATZINGÁN
CUERNAVACA
JALAPA
VALLE
DE
CHETUMAL
93
119
BRAVO
TLAXCALA 144 VERACRUZ
75
367
528
363
S. MARTÍN
PAPALOAPAN
320
VILLAHERMOSA
LÁZARO
MORELOS
203
CÓRDOBA
CARDENAS
372
PUEBLA
362
130
753
676
CHONTALPA
ZIHUATANEJO
TECAMA- ORIZABA
IGUALA
CHALCO
COATZA- 225
246
79
60
187
COALCOS
LOS RÍOS
2
CHILPANCINGO
563
154
90
HUAJUAPAN
OAXACA
5,684
52
ACAPULCO
157
366
S. CRISTÓBAL
TEHUANTEPEC TUXTLA
121
139
GUTIÉRREZ
HUATULCO
216
63
LOS ALTOS
103
1/ Valores mayores, independientemente de la hora en que ocurren
2/ Excluye exportación
TAPACHULA
148
Figura 1.7
también diferencias significativas entre los valores
pronosticados y los reales, particularmente en los
últimos años.
1.4.2 Crecimiento esperado de la demanda
máxima bruta en 2006 - 2016
Como se observa en la figura 1.8, el pronóstico de la
demanda máxima bruta del Sistema Interconectado
Nacional (SIN) presenta una tendencia a la baja,
similar al PIB y a las ventas más autoabastecimiento.
Una causa principal de esta reducción es el bajo
crecimiento económico de 2001 a 2005 respecto a
la tendencia histórica. En 2005 se muestra cierta
recuperación en la demanda de energía.
El cuadro 1.5 muestra las demandas máximas brutas
del SIN de 2001 a 2016.
La demanda pronosticada en 2002 para 2009 era de
41,440 MW, mientras que en el pronóstico realizado
en 2006 para ese mismo año fue de 37,383 MW.
La figura 1.9 indica las tmca de 1996 a 2016 para la
demanda máxima de cada área.
Analizando las figuras 1.4 y 1.8 se observan
Demanda máxima bruta del SIN
Escenario de planeación
Concepto
2001
2002
2003
2004
Demanda máxima (MW)
incremento %
27,571
0.71
28,187
2.23
29,408
4.33
29,301
-0.36
2005 1/
31,268
6.71
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
32,423
3.69
34,088
5.14
35,639
4.55
37,383
4.89
39,549
5.79
41,541
5.04
43,696
5.19
45,872
4.98
48,218
5.11
50,497
4.73
52,844
4.65
1/ Se interconectó al sistema el área Noroeste
Cuadro 1.5
1-8
tmca
(2006-2016)
%
4.9
Comparación entre los pronósticos de la demanda máxima bruta
Sistema Interconectado Nacional
MW
55,000
50,000
45,000
40,000
35,000
30,000
25,000
20,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
2002
2003
2004
2005
2006
Real
Figura 1.8
Estimación del crecimiento de la demanda máxima bruta1/ por área (%)
3.2
5.5
7
4.2
4.2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
4
5.3
5.6
5.0
7.4
5.1
5
8
5.9
Central
Oriental
Occidental
Noroeste
Norte
Noreste
Baja California
Baja California Sur
Peninsular
6
4.2
Total Nacional
Evolución histórica
(1996 – 2005)
4.0
5.0
Crecimiento
(2006 – 2016)
5.2
5.8
3
1
3.6
3.7
9
2.7
5.3
2
1/ Excluye exportación
Figura 1.9
1-9
5.9
Los cuadros 1.6 y 1.7 presentan las cifras históricas
para 1996 – 2005, así como los pronósticos para la
demanda máxima bruta de cada área del SEN en
2006 – 2016.
Demanda máxima bruta 1/ (MW) del SEN
1996 – 2005
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
tmca
(1996-2005)
%
Central
6,347
6,447
6,884
7,181
7,439
7,700
7,737
7,874
8,047
8,287
3.6
Oriental
4,463
4,528
4,797
4,954
5,058
5,291
5,373
5,434
5,425
5,684
2.7
Occidental
4,837
5,209
5,472
5,702
6,062
6,157
6,345
6,632
6,523
7,047
4.2
Noroeste
2,041
2,182
2,195
2,217
2,365
2,496
2,457
2,491
2,606
2,872
4.2
Norte
1,887
1,937
2,163
2,231
2,421
2,516
2,660
2,720
2,853
2,997
5.3
Noreste
4,005
4,307
4,662
4,759
5,245
5,558
5,676
5,688
6,148
6,068
5.1
Baja California
1,458
1,329
1,393
1,491
1,695
1,698
1,699
1,823
1,856
1,909
3.2
Baja California Sur
164
170
181
186
204
224
215
214
234
264
5.6
Peninsular
702
737
805
839
908
971
985
1,043
1,087
1,174
5.8
17
19
19
20
21
22
22
22
24
24
4.1
2015
2016
tmca
(2006-2016)
%
Área
Pequeños Sistemas
1/ No incluye exportación
Cuadro 1.6
Demanda máxima bruta 1/ (MW) del SEN
Escenario de planeación 2006 – 2016
Área
2006
2007
2008
2009
Central
8,473
8,747
8,946
9,248
9,640 10,028 10,433 10,872 11,339 11,826 12,330
3.7
Oriental
5,951
6,303
6,658
7,033
7,491
7,885
9,613 10,053
5.3
Occidental
7,311
7,759
8,147
8,557
9,140
9,630 10,148 10,681 11,221 11,728 12,252
5.2
Noroeste
2,954
3,061
3,183
3,349
3,544
3,701
3,863
4,025
4,193
4,327
4,492
4.2
Norte
3,151
3,316
3,450
3,628
3,833
4,018
4,220
4,422
4,671
4,891
5,112
5.0
Noreste
6,348
6,781
7,226
7,644
8,103
8,583
9,138
9,675 10,229 10,801 11,374
5.9
Baja California
2,007
2,097
2,223
2,334
2,479
2,624
2,769
2,921
3,086
3,251
3,425
5.5
283
308
330
353
379
407
436
467
503
540
578
7.4
1,215
1,277
1,333
1,405
1,480
1,573
1,675
1,783
1,928
2,067
2,209
5.9
26
28
29
31
33
34
36
37
39
40
42
5.2
Baja California Sur
Peninsular
Pequeños Sistemas
2010
2011
2012
8,312
2013
8,724
2014
9,176
1/ No incluye exportación
Cuadro 1.7
1.4.3
Los cuadros 1.9 y 1.10 muestran la información
correspondiente para cada área del SEN de 1996 a
2016.
Crecimiento esperado del consumo
bruto en 2006 – 2016
En el cuadro 1.8 se presenta el consumo bruto del
SIN de 2001 a 2016.
1 - 10
Consumo bruto del SIN
Escenario de planeación
Concepto
Consumo bruto (GWh)
incremento %
2001
2002
2003
2004
2005 1/
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
tmca
(2006-2016)
%
187,661 192,307 197,242 203,398 212,921 220,674 231,713 242,138 253,690 268,329 281,836 296,288 310,906 326,790 342,292 358,273
1.88
2.48
2.57
3.12
4.68
3.64
5.00
4.50
4.77
5.77
5.03
5.13
4.93
5.11
4.74
4.67
4.8
1/ El área Noroeste se interconectó al SIN
Cuadro 1.8
Consumo bruto1/ (GWh) del SEN
1996 - 2005
Área
tmca
(1996-2005)
%
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Central
34,590
36,811
38,599
40,439
42,792
44,218
45,032
46,004
47,255
49,129
Oriental
25,500
27,376
29,168
30,170
31,825
32,037
33,295
34,082
34,634
36,208
4.3
Occidental
31,631
34,361
36,619
38,853
41,454
41,178
42,283
43,789
45,177
47,734
4.9
4.0
Noroeste
11,598
12,192
12,397
12,826
13,366
13,794
13,442
13,984
14,609
15,506
3.8
Norte
11,765
12,328
13,318
13,990
15,093
15,818
16,282
16,613
17,192
18,245
5.2
Noreste
25,575
27,398
29,868
31,669
33,938
34,455
35,586
35,968
37,279
38,630
5.2
6,546
7,105
7,332
8,091
9,111
9,413
9,307
9,842
10,252
10,466
6.1
Baja California
Baja California Sur
Peninsular
Subtotal
Pequeños Sistemas
Total
incremento %
956
1,003
1,027
1,091
1,159
1,189
1,189
1,238
1,333
1,453
5.5
4,069
4,435
4,827
5,099
5,599
6,003
6,207
6,614
7,016
7,215
6.1
152,230
163,009
173,155
182,228
194,337
198,105
202,623
208,134
214,747
224,586
4.7
76
83
83
89
97
101
100
103
108
111
5.2
152,306
7.32
163,092
7.08
173,238
6.22
182,317
5.24
194,434
6.65
198,206
1.94
202,723
2.28
208,237
2.72
214,855
3.18
224,697
4.58
4.7
1/ Incluye ventas (excepto de exportación), autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios
Cuadro 1.9
Consumo bruto1/ (GWh) del SEN
Escenario de planeación 2006 - 2016
Área
tmca
(2006-2016)
%
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Central
50,133
51,732
52,826
54,524
56,674
58,798
60,919
63,218
65,851
68,573
71,399
3.5
Oriental
37,822
39,724
41,728
43,956
46,805
49,279
51,932
54,490
57,314
60,065
62,833
5.1
Occidental
49,509
52,505
55,100
57,643
61,469
64,791
68,239
71,843
75,442
78,891
82,473
5.1
Noroeste
15,951
16,533
17,185
18,085
19,131
19,986
20,858
21,733
22,639
23,369
24,254
4.2
Norte
19,317
20,334
21,339
22,405
23,738
24,859
26,096
27,358
28,877
30,285
31,652
5.1
Noreste
40,207
42,707
45,386
48,006
50,904
53,934
57,410
60,752
64,247
67,809
71,469
5.8
Baja California
11,004
11,499
12,188
12,795
13,591
14,390
15,184
16,015
16,920
17,827
18,777
5.5
Baja California Sur
1,560
1,714
1,838
1,971
2,122
2,287
2,463
2,638
2,838
3,046
3,264
7.6
Peninsular
7,484
7,929
8,328
8,827
9,369
9,954
10,602
11,286
12,198
13,082
13,981
6.2
232,987
244,677
255,918
268,212
283,803
298,278
313,703
329,333
346,326
362,947
380,102
4.9
117
129
134
142
149
156
163
169
176
183
190
5.0
233,104
3.74
244,806
5.02
256,052
4.59
268,354
4.80
283,952
5.81
298,434
5.10
313,866
5.17
329,502
4.98
346,502
5.16
363,130
4.80
380,292
4.73
4.9
Subtotal
Pequeños Sistemas
Total
incremento %
1/ Incluye ventas (excepto de exportación), autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios
Cuadro 1.10
1 - 11
1.4.4 Escenarios de crecimiento de las ventas
de energía del servicio público
2006 - 2016
servicio público durante 2005 se consideró de 4.9%,
sin embargo, su valor real fue de 3.8% respecto a
2004, debido a que no se cumplieron las expectativas
de crecimiento de los sectores residencial, comercial
y gran industria. La tasa media en 2006 – 2016
se estima en 5.1% a diferencia de 5.5% para
2005 – 2014. La proyección actual se basa
principalmente en el crecimiento del sector industrial,
por la recuperación de la economía nacional.
La figura 1.10 señala el incremento de las ventas
por área para la serie histórica 1996 – 2005 y la
estimación para los tres escenarios en 2006 – 2016.
La tasa estimada para las ventas de energía del
Crecimiento medio anual de las ventas
6.3
3
6.3
5.5
5
4.1
7
4.2
5.1
4.4
3.1
4
6.0
8.6
7.8
6.3
4.5
6.2
5.5
4.3
(%)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
6.9
6.2
4.9
4.5
5
8
1/
Central
Oriental
Occidental
Noroeste
Norte
Noreste
Baja California
Baja California Sur
Peninsular
6
Total Nacional
Crecimiento
(2006 – 2016)
Evolución histórica
(1996 – 2005)
4.1
5.8
3
5.1
3.8
4.4
6.0
5.3
4.1
3
6.2
1
Alto
Planeación
2.5
Bajo
5.7
4.2
3.5
2.3
4.0
5.7
5.0
3.6
9
7.2
6.4
4.9
2
1/ N i exportación
l
t ió
1/ No incluye
Figura 1.10
Con relación al desarrollo regional, destaca lo
siguiente:
•
•
En el área Central se estimó para 2005 un
incremento de 3.0%, sin embargo se registró
una tasa de 2.2%, primordialmente a causa
de la reducción en el consumo de los rubros
residencial, comercial y gran industria. La
estimación para 2006 – 2016 es de 3.5%,
respecto a 4.0% que se consideraba en
2005 – 2014. La proyección actual se basa
en el probable crecimiento de los sectores
mencionados debido a las expectativas en la
recuperación de la economía
En la Oriental se estimó para 2005 un
crecimiento de 6.0%, sin embargo se registró
una tasa de 5.1%, principalmente por el
menor consumo en los rubros comercial
y empresa mediana. Por lo anterior y
considerando la recuperación de los sectores
comercial e industrial por las expectativas de
crecimiento económico, la tasa estimada para
2006 – 2016 es de 5.0%, con relación a
5.5% que se calculaba en 2005 – 2014
1 - 12
•
En la Occidental se previó un aumento de
4.4%, pero se presentó un valor real de
3.8% respecto a 2004, ocasionado por el
bajo consumo en los sectores residencial,
comercial y la gran industria. Por lo tanto,
la tasa media en 2006 – 2016 se estima
en 5.3%, respecto a 5.6% prevista para
2005 – 2014. La proyección actual se basa en
el aumento del consumo de los mencionados
sectores tarifarios por la recuperación de la
economía nacional
•
En la Noroeste se calculó un incremento
de 5.9% y el valor real fue de 5.4%,
a causa de que principalmente no se
cumplió la estimación en el crecimiento
del consumo del sector bombeo agrícola.
La tasa para 2006 – 2016 es de 4.4%, en
comparación con 5.0% en 2005 – 2014,
cifras basadas en el incremento sostenido
de los sectores industrial y desarrollo
normal —residencial, comercial y servicios—
•
En la Norte se pronosticó un aumento de
6.3% y el registrado fue de 5.2% respecto
a 2004,
por un menor crecimiento del
consumo en el sector bombeo agrícola. Se
espera una tasa de 5.5% en 2006 – 2016,
debida principalmente al incremento en
el consumo de los sectores del desarrollo
normal e industrial, en contraste con
6.0% que se calculaba para 2005 – 2014
•
•
•
En la Noreste se estimó una tasa de 4.4%
para 2005 y la registrada fue de 4.0%, debida
principalmente al decremento en el consumo
de los sectores comercial y la gran industria.
Se pronosticó un incremento de 6.2% en
2006 – 2016, fundamentalmente por la
recuperación en su consumo de los sectores
mencionados y por el ritmo de crecimiento
sostenido en los rubros residencial, servicios
y empresa mediana, en contraste con
6.5% que se preveía para 2005 – 2014
En la Baja California se calculó un incremento
de 7.2%, aunque se presentó un valor real de
1.3% respecto a 2004, ocasionado por el bajo
consumo en los rubros del desarrollo normal,
industrial e incluso en el bombeo agrícola.
Por lo tanto, la tasa media en 2006 – 2016
se estima en 5.5%, respecto a 6.2%
prevista para 2005 – 2014. La proyección
actual se basa en un mayor consumo de los
sectores del desarrollo normal e industrial
En la Baja California Sur se pronosticó para
2005 un crecimiento de 6.4%, sin embargo el
registrado real fue de 9.6% respecto a 2004,
debido a que los sectores residencial y de la
empresa mediana —desarrollos turísticos—
superaron las expectativas de crecimiento
en consumo. Por lo anterior, la tasa media
para 2006 – 2016 se estima en 7.8%, en
relación con 7.2% previsto en 2005 – 2014
•
En la Peninsular se pronosticó un incremento
de 7.1% pero el real fue de 2.7% respecto
a 2004, ya que no se cumplieron las
estimaciones en los sectores del desarrollo
normal e industrial. La tasa media en
2006 – 2016 es de 6.4%, fundamentalmente
por la recuperación en su consumo de los
sectores mencionados, en contraste con 7.0%
para 2005 – 2014. Es importante mencionar
que gran parte de la infraestructura turística
se incluye en el sector de la empresa mediana
El incremento estimado para 2006 – 2016 en cada
una de las áreas no es uniforme; Baja California Sur,
Peninsular y Noreste tendrán un mayor dinamismo,
debido principalmente al crecimiento esperado en los
sectores de la mediana y gran industria.
Es importante destacar que la incorporación de
proyectos de autoabastecimiento ha provocado una
reducción significativa en las ventas de energía del
sector público.
En el cuadro 1.11 se muestra la evolución
2001 – 2005 y la estimación 2006 – 2016 de las
ventas de energía del sector público por área.
Historia y estimación de ventas del servicio público1/, SEN
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Central
incremento %
Oriental
incremento %
32,295
0.64
24,742
1.24
31,995
-0.93
25,576
3.37
31,627
-1.15
25,628
0.20
31,795
0.53
25,976
1.36
32,491
2.19
27,304
5.11
32,956
1.43
28,659
4.96
34,018
3.22
30,198
5.37
34,649
1.85
31,819
5.37
35,644
2.87
33,568
5.50
37,055
3.96
35,308
5.18
38,318
3.41
37,309
5.67
39,882
4.08
37,831
1.40
41,448
3.93
39,840
5.31
43,295
4.46
42,001
5.42
45,227
4.46
44,210
5.26
tmca
2016 (2006-2016)
%
47,231
4.43
3.5
46,472
5.12
5.0
Occidental
incremento %
33,758
-0.85
34,858
3.26
35,454
1.71
36,205
2.12
37,585
3.81
39,020
3.82
41,433
6.18
43,625
5.29
45,833
5.06
48,574
5.98
51,231
5.47
54,186
5.77
57,224
5.61
60,253
5.29
63,229
4.94
66,340
4.92
5.3
Noroeste
incremento %
11,259
2.22
11,229
-0.27
11,699
4.19
12,312
5.24
12,974
5.38
13,387
3.18
13,934
4.09
14,511
4.14
15,197
4.73
16,081
5.82
16,890
5.03
17,704
4.82
18,468
4.32
19,277
4.38
20,061
4.07
20,838
3.87
4.4
Norte
incremento %
13,197
4.32
13,576
2.87
13,882
2.25
13,413
-3.38
14,112
5.21
14,999
6.29
15,736
4.91
16,612
5.57
17,476
5.20
18,546
6.12
19,601
5.69
20,719
5.70
21,831
5.37
23,022
5.46
24,217
5.19
25,408
4.92
5.5
Noreste
incremento %
27,773
0.75
28,633
3.10
27,006
-5.68
27,975
3.59
29,085
3.97
30,479
4.79
32,333
6.08
34,572
6.92
36,822
6.51
38,970
5.83
41,668
6.92
44,349
6.43
46,920
5.80
50,009
6.58
53,158
6.30
56,396
6.09
6.2
Baja California
incremento %
8,195
3.22
8,115
-0.98
8,519
4.98
8,868
4.10
8,981
1.27
9,462
5.36
9,906
4.69
10,479
5.78
10,995
4.92
11,648
5.94
12,333
5.88
13,030
5.65
13,754
5.56
14,543
5.74
15,347
5.53
16,198
5.55
5.5
Baja California Sur
incremento %
1,026
3.12
1,007
-1.85
1,052
4.47
1,131
7.51
1,239
9.55
1,336
7.83
1,460
9.28
1,571
7.60
1,692
7.70
1,829
8.10
1,969
7.65
2,115
7.41
2,268
7.23
2,441
7.63
2,625
7.54
2,823
7.54
7.8
Peninsular
incremento %
4,869
7.60
5,125
5.26
5,431
5.97
5,741
5.71
5,893
2.65
6,174
4.77
6,553
6.14
6,928
5.72
7,372
6.41
7,888
7.00
8,410
6.62
8,948
6.40
9,528
6.48
10,194
6.99
10,910
7.02
11,674
7.00
6.4
Subtotal
incremento %
157,114
1.19
160,114
1.91
160,298
0.11
163,416
1.95
169,664
3.82
176,472
4.01
185,571
5.16
194,766
4.95
204,599
5.05
215,899
5.52
227,729
5.48
238,764
4.85
251,281
5.24
265,035
5.47
278,984
5.26
293,380
5.16
5.1
90
12.50
89
-1.11
86
-3.37
93
8.14
93
0.00
98
5.38
109
11.22
114
4.59
119
4.39
124
4.20
130
4.84
135
3.85
141
4.44
147
4.26
154
4.76
161
4.55
5.1
157,204
1.19
160,203
1.91
160,384
0.11
163,509
1.95
169,757
3.82
176,570
4.01
185,680
5.16
194,880
4.95
204,718
5.05
216,023
5.52
227,859
5.48
238,899
4.85
251,422
5.24
265,182
5.47
279,138
5.26
293,541
5.16
5.1
271
344
953
1,006
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
157,475
1.24
160,547
1.95
161,337
0.49
164,515
1.97
171,048
3.97
177,861
3.98
186,971
5.12
196,171
4.92
206,009
5.02
217,314
5.49
229,150
5.45
240,190
4.82
252,713
5.21
266,473
5.44
280,429
5.24
294,832
5.14
Área
Pequeños Sistemas
incremento %
2/
Total nacional
incremento %
Exportación
Total con exportación
incremento %
1/ Excluye exportación
2/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 1.11
1 - 13
5.1
1.4.5 Consumo de cargas autoabastecidas
elaboración del documento de Prospectiva del Sector
Eléctrico 2006 – 2016.
En el cuadro 1.12 se presenta la evolución
de la demanda en cargas de proyectos de
autoabastecimiento y cogeneración. Los datos se
basan en información proporcionada por la SENER
en las reuniones del grupo interinstitucional para la
La figura 1.11 indica las tmca por área del SEN para
la demanda máxima del servicio público, así como
su comportamiento al incluir el autoabastecimiento
remoto.
Evolución de la demanda máxima autoabastecida (MW)
Autoabastecimiento
tmca
2016 (2006-2016)
%
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
122
476
1,092
1,299
1,401
1,404
1,433
1,433
1,433
1,628
1,640
1,846
1,869
1,869
1,869
1,869
2.65
Local
3,705
3,541
3,643
2,843
2,922
2,932
2,932
2,932
2,991
2,862
2,855
2,787
2,754
2,754
2,754
2,754
-0.54
Total
3,827
4,017
4,735
4,141
4,323
4,336
4,365
4,365
4,424
4,490
4,495
4,633
4,623
4,623
4,623
4,623
0.61
Remoto
Cuadro 1.12
Crecimiento medio anual de la demanda máxima1/ (%)
2006 – 2016
5.3
5.3
7
4.1 4.2
7.4 7.4
5.2
5.0
4
8
1
2
3
4
5
6
7
8
9
6.3
5.9
5
Central
Oriental
Occidental
Noroeste
Norte
Noreste
Baja California
Baja California Sur
Peninsular
6
5.3 5.2
6.0 6.0
Sistema
Interconectado Nacional
Servicio
público
1/
5.0
4.9
Servicio público
más autoabastecimiento
remoto
3
1
5.7 5.3
5.1
9
3.7
3.7
2
Incluye exportación
Figura 1.11
El cuadro 1.13 muestra la evolución correspondiente
de las cargas de autoabastecimiento y cogeneración
en términos de GWh.
Las tasas medias de crecimiento anual de la demanda
y consumo autoabastecidos son menores en
aproximadamente medio punto porcentual respecto
a las consideradas el año anterior, debido a una
disminución de proyectos de autoabastecimiento.
El autoabastecimiento remoto presenta los mayores
crecimientos. Esto se debe a que los planes nuevos
atenderán en mayor grado a socios distantes del
centro de generación.
En este horizonte se considera el autoabastecimiento
asociado a tres proyectos. En 2007 se espera la
entrada del hidroeléctrico de la empresa Mexicana
de Hidroelectricidad, Mexhidro, ubicado en Guerrero.
1 - 14
Adicionalmente se prevé el inicio de dos de Pemex: i)
Nuevo Pemex en Villahermosa, Tabasco para 2009 y
ii) Miguel Hidalgo en Tula, Hidalgo en 2012.
generación eoloeléctrica que se ubicarán en el Istmo de
Tehuantepec, Oaxaca, los cuales se han denominado
de temporada abierta.
En estas estimaciones no se incluyen la demanda
y consumo autoabastecidos por los proyectos de
En el capítulo tres se presenta la oferta de proyectos
de autoabastecimiento.
Evolución del consumo autoabastecido (GWh)
Autoabastecimiento
Remoto
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
859
1,827
5,174
7,545
8,192
8,242
8,963
9,182
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
tmca
2016 (2006-2016)
%
9,284 10,685 10,679 12,241 12,372 12,372 12,372 12,372
3.82
Local
11,207 10,536 11,434 12,918 13,390 13,614 13,656 14,154 14,842 13,962 14,074 13,392 13,159 13,159 13,159 13,159
-0.16
Total
12,066 12,363 16,608 20,463 21,582 21,856 22,619 23,336 24,126 24,647 24,753 25,633 25,531 25,531 25,531 25,531
1.54
Cuadro 1.13
1.4.6 Exportación e importación de CFE
En 2005 la exportación fue de 1,291 GWh, de los
cuales 1,037 GWh se enviaron a los sistemas
eléctricos de California, 253 GWh a Belice y 1 GWh
a Guatemala.
En el mismo año la importación fue de 87 GWh, de
los cuales 75 GWh correspondieron al área Baja
California, 6 GWh a la Noroeste y 6 GWh a la Norte.
Con la diferencia entre las cifras totales de exportación
e importación en 2005, se obtiene un balance neto
de exportación de 1,204 GWh.
Para 2006 se prevén importar 414 GWh, de los
cuales 403 GWh corresponderán al área Baja
California, 6 GWh a la Noroeste y 5 GWh a la Norte.
La exportación total se estima en 1,291 GWh,
igual a la del año anterior, de la cual 1,037 GWh
corresponden al área Baja California, 253 GWh a la
Peninsular y 1 GWh a la Oriental.
En el cuadro 1.14 se muestran las transacciones de
energía de exportación e importación por área de
control a partir de 1996.
Exportación e importación de energía eléctrica 1996 – 2005
(GWh)
Área
1996
1997
1998
Oriental
Noreste
B. California
Peninsular
0
6
1,258
25
0
6
17
28
0
0
45
31
Total
1,289
51
76
B. California
Noroeste
Norte
Noreste
355
3
1,029
0
406
3
1,101
0
480
3
1,022
2
Total
1,387
1,510
1,507
-98
-1,459
-1,431
1999
2000
Exportación
0
0
0
2
31
66
100
127
2001
2002
2003
2004
2005
0
1
112
158
0
0
164
180
0
0
765
188
0
0
770
236
1
0
1,037
253
195
271
344
953
1,006
1,291
Importación
646
927
4
4
7
129
2
9
82
4
235
6
311
5
189
26
45
5
21
0
39
6
2
0
75
6
6
0
659
1,069
327
Balance neto
Exportación - Importación
-528
-874
-56
531
71
47
87
-187
882
959
1,204
131
Cuadro 1.14
1 - 15
2.
INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN
2.1
Evolución del sistema
Las siete áreas del macizo continental están
interconectadas y forman el SIN. Su objetivo es
compartir los recursos y reservas de capacidad ante
la diversidad de las demandas. Esto hace posible el
intercambio de energía para lograr un funcionamiento
más económico y confiable en su conjunto.
Al nacionalizarse la industria eléctrica en 1960, la
capacidad instalada era de 3,021 MW y el suministro
se realizaba mediante diversos sistemas aislados.
Al paso del tiempo, se fueron interconectando
y utilizando mayores tensiones de transmisión
—400 kV y 230 kV—, se unificó la frecuencia a 60 Hz,
se desarrollaron grandes proyectos hidroeléctricos
y termoeléctricos, se diversificó la generación
mediante el uso de energía geotérmica, nuclear, a
base de carbón y en menor medida la eólica, y se
introdujeron tarifas con diferenciación horaria para la
administración de la demanda. A diciembre de 2005,
el SEN contaba con una capacidad de generación
de 46,534 MW para el servicio público y un total de
759,552 km de líneas de transmisión y distribución.
Las dos regiones de la península de Baja California
permanecen como sistemas aislados.
El sistema de Baja California (norte) opera ligado
con la red eléctrica de la región occidental de EUA
―el Western Electricity Coordinating Council
(WECC)― por medio de dos enlaces de transmisión
a 230 kV. Esto ha permitido a CFE realizar
exportaciones e importaciones de capacidad y
energía, y recibir apoyo en situaciones de emergencia.
Para estudios de planificación, el SEN se divide en
nueve áreas, como se muestra en la figura 2.1.
2.2
La operación de estas regiones está bajo la
responsabilidad de siete áreas cuyos centros de
control se ubican en las ciudades de México, Puebla,
Guadalajara, Hermosillo, Gómez Palacio, Monterrey y
Mérida; las dos de Baja California son administradas
desde Mexicali. Todas ellas se encuentran coordinadas
por el CNACE en el DF.
2.2.1 Capacidad efectiva instalada
Estructura del sistema de
generacion
A diciembre de 2005 la requerida para atender
el servicio público de energía eléctrica registró
46,534 MW, lo que representó un decremento de
0.04% respecto a 2004 (46,552 MW). Esta nueva
capacidad fue resultado de adicionar 1,146.3 MW,
modificar la instalada en 8 MW y retirar 1,156.3 MW:
Regiones del Sistema Eléctrico Nacional
7
7
4
4
88
5
6
1.1.2.2.3.3.4.4.-
Central
Oriental
Occidental
Noroeste
3
9
1
5.5.- Norte
6.6.- Noreste
2
7.7.- Baja California
8.8.- Baja California Sur
9.9.- Peninsular
Figura 2.1
2-1
• Adiciones:
• Ciclos combinados.- CFE: Hermosillo
(93.3 MW); PIE: La Laguna II (498.0MW),
Río Bravo IV (500.0 MW)
• Combustión interna: Baja California
Sur I (42.9 MW), Holbox (0.8 MW),
Yécora (0.7 MW)
• Hidroeléctricas: Botello U-2 (9.0 MW),
Ixtaczoquitlán U-1 (1.6 MW)
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
• Modificaciones:
• Bajío (El Sauz) PIE, CC (-12.0 MW)
• El Sauz, CC (4.0 MW)
Villa Constitución, CI (9.5 MW)
Guerrero Negro, CI (5.8 MW)
Holbox, CI (0.2 MW)
Monterrey, TC (465.0 MW)
San Jerónimo, TC (75.0 MW)
Presidente Juárez, TC (300.0 MW)
Guaymas I, TC (70.0 MW)
Francisco Villa, TC (99.0 MW)
La Laguna, TC (39.0 MW)
Chihuahua, TG (64.0 MW)
Arroyo del Coyote, TG (24.0 MW)
En el cuadro 2.1 se clasifica la capacidad por tecnología
en las diferentes áreas y regiones, mientras que en la
figura 2.2 se señala su participación en porcentaje.
• Retiros:
• Botello, HID (4.05 MW)
• Ixtaczoquitlán, HID (0.79 MW)
Capacidad efectiva por tipo de tecnología1/ (MW)
Servicio público
Hidroeléctrica
Área
Noroeste
Norte
Noreste
Occidental
Eoloeléctrica
Hidrocarburos
Térmoeléctrica
convencional
Ciclo combinado
CFE
Turbogás
PIE
941
2,092
225
508
117
28
936
1,145
757
371
118
1,175
828
3,718
431
1,803
3,466
565
601
24
Central
1,546
Oriental
6,100
2,174
1,038
2,217
452
1,478
472
Peninsular
442
220
736
342
Baja California
320
496
489
299
Baja California Sur
113
Aislados
Total
1/
2/
3/
4/
4/
2
2
12,935
4,969
Carboeléctrica
Geotermoeléctrica
Nucleoeléctrica
8,287
3,237
2,600
2,100
8,869
190
8,748
5,133
40
147
15
31
2,599
182
412
2,100
2,600
960
Capacidad efectiva al 31 de diciembre de 2005: 46,534 MW
Servicio público1/
Combustió
Combustión interna 0.4%
Carboelé
Carboeléctrica 5.6%
Geoté
Geotérmica y Eoloelé
Eoloeléctrica 2.1%
Nucleoelé
Nucleoeléctrica 2.9%
Ciclo combinado CFE
10.8 %
Hidroelé
Hidroeléctrica 22.6%
Termoelé
Termoeléctrica convencional 27.8%
1/ No incluye autoabastecimiento ni cogeneración
Figura 2.2
2-2
2,324
10
Cuadro 2.1
Ciclo combinado PIE
17.7 %
12,126
1,744
720
153
Dual 4.5%
1,365
3
Al 31 de diciembre de 2005
A partir de enero 2001 utiliza carbón y/o combustóleo
No incluye autoabastecimiento ni cogeneración
Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente a la suma
Turbogá
Turbogás 5.6%
Total3/
3,883
374
1
10,536
Dual2/
Combustión
interna
57
1,365
46,534
2.2.2
Principales centrales generadoras
Sus nombres y la información sobre capacidad y
generación en 2005 se presentan en el cuadro 2.2.
En la figura 2.3 se localizan las centrales que destacan
por su tamaño, tecnología o importancia regional.
Principales centrales generadoras en 2005
Servicio público
33
40
82
84
65
30
66
45
28
69
10
68
83
38
39
27
67
31
73
14
43 52
29
12
36
42
72
78
56
11
26
75
76
77
50
46
60
79
32
Hidroeléctrica
Térmica convencional
23
81
13
Carbón
62 15
74
Ciclo combinado
Geotérmica
20
51
16
49
22
58
17
Nuclear
Dual
80
24
19
55
35
63
70
18
34
41
47
44
61
6
5
48
4
3
Figura 2.3
Combustión interna
Figura 2.3
2-3
64
57
59
53
8
71
9 54
7
21
25
2
1
37
Capacidad efectiva y generación bruta en 2005
Servicio público
Núm.
Nombre de la central
Municipio
Estado
Tecnología
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85-192
Angostura (Belisario Domínguez)
Chicoasén (Manuel Moreno Torres)
Malpaso
Peñitas
Temascal
Caracol (Carlos Ramírez Ulloa)
Infiernillo
Villita (José María Morelos)
Necaxa [LyFC]
El Novillo (Plutarco Elías Calles)
Comedero (Raúl J. Marsal)
Bacurato
Aguamilpa Solidaridad
Huites (Luis Donaldo Colosio)
Agua Prieta (Valentín Gómez Farías)
Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama)
Tula (Francisco Pérez Ríos)
Valle de México
Jorge Luque [LyFC]
Manzanillo (Manuel Álvarez Moreno)
Manzanillo II
Salamanca
Villa de Reyes
Altamira
Tuxpan (Adolfo López Mateos)
Río Bravo (Emilio Portes Gil)
Francisco Villa
Samalayuca
Lerdo (Guadalupe Victoria)
Puerto Libertad
Guaymas II (Carlos Rodríguez Rivero)
Mazatlán II (José Aceves Pozos)
Presidente Juárez
Lerma (Campeche)
Mérida II
Topolobampo II (Juan de Dios Bátiz)
Valladolid (Felipe Carrillo Puerto)
Río Escondido (José López Portillo)
Carbón II
Cerro Prieto
Laguna Verde
San Carlos (Agustín Olachea A.)
Baja California Sur I
Petacalco (Plutarco Elías Calles)
Samalayuca II
Huinalá I y II
Campeche
( PIE )1/
Dos Bocas
El Sauz
Gómez Palacio
Poza Rica
Punta Prieta
Azufres
Mazatepec
Cupatitzio
El Fuerte (27 de Septiembre)
Nachi-Cocom
Cóbano
Humeros
Humaya
Lerma (Tepuxtepec) [LyFC]
Santa Rosa (Manuel M. Diéguez)
Patla [LyFC]
Mérida III
( PIE )1/
Hermosillo
Hermosillo
( PIE )1/
Tres Vírgenes
La Amistad
El Encino (Chihuahua II)
Tuxpan II
( PIE )1/
Tuxpan III y IV
( PIE )1/
Saltillo
( PIE )1/
V. Carranza
Chicoasén
Tecpatán
Ostuacán
San Miguel
Apaxtla
La Unión
Lázaro Cárdenas
J. Galindo
Soyopa
Cosalá
Sinaloa de Leyva
Tepic
Choix
Zapopan
Zimapán
Tula
Acolman
Tultitlán
Manzanillo
Manzanillo
Salamanca
Villa de Reyes
Altamira
Tuxpan
Río Bravo
Delicias
Cd. Juárez
Lerdo
Pitiquito
Guaymas
Mazatlán
Rosarito
Campeche
Mérida
Ahome
Valladolid
Río Escondido
Nava
Mexicali
Alto Lucero
San Carlos
La Paz
La Unión
Cd. Juárez
Pesquería
Palizada
Medellín
P. Escobedo
Gómez Palacio
Tihuatlán
La Paz
Cd. Hidalgo
Tlatlauquitepec
Uruapan
El Fuerte
Mérida
G. Zamora
Chignautla
Badiraguato
Contepec
Amatitán
Zihuateutla
Mérida
Hermosillo
Hermosillo
Comondú
Acuña
Chihuahua
Tuxpan
Tuxpan
Ramos Arizpe
Gómez Palacio
Tonalá
Valle Hermoso
Valle Hermoso
Valle Hermoso
S. N. Garza
Altamira
Altamira
S. Luis de la Paz
Mexicali
Juárez
Agua Prieta
Chiapas
Chiapas
Chiapas
Chiapas
Oaxaca
Guerrero
Guerrero
Michoacán
Puebla
Sonora
Sinaloa
Sinaloa
Nayarit
Sinaloa
Jalisco
Hidalgo
Hidalgo
México
México
Colima
Colima
Guanajuato
San Luis Potosí
Tamaulipas
Veracruz
Tamaulipas
Chihuahua
Chihuahua
Durango
Sonora
Sonora
Sinaloa
Baja California
Campeche
Yucatán
Sinaloa
Yucatán
Coahuila
Coahuila
Baja California
Veracruz
Baja California Sur
Baja California Sur
Guerrero
Chihuahua
Nuevo León
Campeche
Veracruz
Querétaro
Durango
Veracruz
Baja California Sur
Michoacán
Puebla
Michoacán
Sinaloa
Yucatán
Michoacán
Puebla
Sinaloa
Michoacán
Jalisco
Puebla
Yucatán
Sonora
Sonora
Baja California Sur
Coahuila
Chihuahua
Veracruz
Veracruz
Coahuila
Durango
Jalisco
Tamaulipas
Tamaulipas
Tamaulipas
Nuevo León
Tamaulipas
Tamaulipas
Guanajuato
Baja California
Chihuahua
Sonora
HID
HID
HID
HID
HID
HID
HID
HID
HID
HID
HID
HID
HID
HID
HID
HID
TC/CC
TC y CC
TC/TG
TC
TC
TC
TC
TC
TC/TG
TC/TG
TC
TC
TC
TC
TC
TC
TC/CC/TG
TC
TC
TC
TC/CC
CAR
CAR
GEO
NUC
CI
CI
DUAL
CC
CC/TG
CC
CC
CC
CC
TC
TC
GEO
HID
HID
HID
TC/TG
HID
GEO
HID
HID
HID
HID
CC
CC
CC
GEO
HID
CC
CC
CC
CC
CC
HID
CC
CC
CC
CC
CC
CC
CC
CC
CC
CC
La Laguna II
( PIE )1/
Colimilla
Río Bravo II
( PIE )1/
Río Bravo III
( PIE )1/
Río Bravo IV
( PIE )1/
Monterrey III
( PIE )1/
Altamira II
( PIE )1/
Altamira III y IV
( PIE )1/
El Sauz (Bajío)
( PIE )1/
1/
Mexicali
( PIE )
Chihuahua III
( PIE )1/
Naco Nogales
( PIE )1/
3/
Otras
Total
4/
Combustible
COM
GAS
GAS
COM
COM
COM
COM
COM
COM
COM
COM
COM
COM
COM
COM
COM
COM
COM
COM
COM
COM
K
K
y GAS
y GAS
y
y
y
y
y
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
y GAS
y GAS
y GAS
UO2
COM y DIE
COM y DIE
COM y K
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
COM
COM
COM y DIE
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
5/
Área
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Central
Central
Central
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Occidental
Noroeste
Occidental
Occidental
Central
Central
Central
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Noreste
Oriental
Noreste
Norte
Norte
Norte
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Baja California
Peninsular
Peninsular
Noroeste
Peninsular
Noreste
Noreste
Baja California
Oriental
Baja California
Baja California
Occidental
Norte
Noreste
Peninsular
Oriental
Occidental
Norte
Oriental
Baja California
Occidental
Oriental
Occidental
Noroeste
Peninsular
Occidental
Oriental
Noroeste
Central
Occidental
Central
Peninsular
Noroeste
Noroeste
Aislados
Noreste
Norte
Oriental
Oriental
Noreste
Norte
Occidental
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Occidental
Baja California
Norte
Noroeste
Número de
unidades
5
8
6
4
6
3
6
4
10
3
2
2
3
2
2
2
11
7
8
4
2
4
2
4
7
4
5
2
2
4
4
3
11
4
3
3
5
4
4
13
2
3
1
6
6
8
1
6
7
6
3
3
14
4
2
3
3
2
8
2
3
2
3
1
2
1
2
2
4
1
1
1
1
4
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
287
603
1/
2/
3/
4/
Capacidad
efectiva
MW
900
2,400
1,080
420
354
600
1,000
280
107
135
100
92
960
422
240
292
1,989
1,087
362
1,200
700
866
700
800
2,263
520
300
316
320
632
484
616
1,026
150
198
360
295
1,200
1,400
720
1,365
104
43
2,100
522
968
252
452
601
252
117
113
190
220
72
59
79
52
40
90
67
61
39
484
225
250
10
66
554
495
983
248
Generación
bruta
GWh
2,415
5,543
2,862
1,374
1,501
850
2,749
1,145
323
405
200
403
1,353
1,164
183
1,273
11,703
4,760
647
5,846
4,331
2,546
3,243
3,776
12,589
1,513
1,479
1,560
2,305
3,518
1,358
3,694
3,772
729
1,017
2,094
1,514
9,357
9,023
5,521
10,805
586
121
14,275
3,097
3,761
1,782
2,665
3,193
198
591
634
1,449
415
404
351
264
215
292
394
181
206
106
3,371
165
1,316
37
109
3,053
3,397
5,464
1,432
498.0
51
495
495
500
449
495
1,036
565
489
259
258
1,885
2,754.0
42
2,279
1,717
1,885
3,147
3,083
5,932
4,698
2,191
1,100
1,819
2,357
46,534
218,971
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
Factor de
planta
%
30.6
26.4
30.3
37.3
48.4
16.2
31.4
46.7
34.4
34.3
22.9
50.0
16.1
31.5
8.7
49.8
67.2
50.0
20.4
55.6
70.6
33.6
52.9
53.9
63.5
33.2
56.3
56.4
82.2
63.5
32.0
68.5
42.0
55.5
58.6
66.4
58.6
89.0
73.6
87.5
90.4
64.2
74.9
77.6
67.8
44.4
80.6
67.3
60.7
9.0
57.7
64.3
87.3
21.5
63.6
67.5
38.2
47.2
83.2
49.9
30.8
38.4
30.9
79.5
8.4
60.1
42.0
18.8
62.9
78.4
63.5
66.0
78.9
9.3
52.6
39.6
57.1
80.0
71.1
65.4
94.9
51.1
48.5
80.5
14.3
6/
54.1
Productor independiente de energía
Fuente: SENER
En 108 centrales generadoras
HID:Hidroeléctrica, TC:Térmica convencional, CC:Ciclo combinado, TG:Turbogás, CAR:Carboeléctrica, DUAL:Dual, NUC:Nucleoeléctrica,
GEO:Geotermoeléctrica, CI:Combustión interna,
5/ COM:Combustoleo, GAS:Gas, K:Carbón, UO2:Óxido de Uranio, DIE:Diesel
6/ Calculado con la capacidad anual equivalente
Cuadro 2.2
2-4
2.2.2.1 Centrales hidroeléctricas
En la cuenca del río Grijalva se localiza el mayor
desarrollo hidroeléctrico del país, con 4,800 MW.
Está integrado por las centrales Angostura (Belisario
Domínguez), Chicoasén (Manuel Moreno Torres),
Malpaso y Peñitas (Ángel Albino Corzo). Representa
45.6% de la capacidad hidroeléctrica total en
operación al 31 de diciembre de 2005.
Otro desarrollo importante es el de la cuenca del río
Balsas, localizado al occidente del país. Está formado
por: Caracol (Carlos Ramírez Ulloa), Infiernillo
y La Villita (José Ma. Morelos) con un total de
1,880 MW, que corresponden a 17.8% de la capacidad
hidroeléctrica.
Aguamilpa Solidaridad, en la cuenca del río Santiago
en Nayarit, con 960 MW, representa 9.1% de la
capacidad hidroeléctrica total. Se espera que El
Cajón entre en operación durante el primer semestre
de 2007.
Huites (Luis Donaldo Colosio), en el noroeste, con dos
unidades de 211 MW cada una, así como Zimapán
(Fernando Hiriart), en el centro del país, también
con dos unidades de 146 MW cada una, representan
6.8% de la capacidad hidroeléctrica total.
El 20.7% restante se encuentra distribuido
principalmente en las cuencas de los ríos Papaloapan,
Santiago, Pánuco, Yaqui, El Fuerte, Culiacán y Sinaloa.
2.2.2.2 Centrales a base de hidrocarburos
La energía termoeléctrica generada con estos
combustibles proviene de centrales de diferentes
tecnologías y capacidades.
El combustóleo (combustible residual del petróleo)
se emplea principalmente en unidades generadoras
de carga base; éstas se localizan cerca de los puertos
o en la proximidad de las refinerías de PEMEX.
Entre las principales plantas que utilizan combustóleo
se encuentran Tuxpan con 2,100 MW y Manzanillo
con 1,900 MW.
De manera semejante, la unidad 4 de Valle de
México (termoeléctrica convencional), se repotenció
agregándole tres unidades turbogás de 83.1 MW
cada una, para formar un ciclo combinado con una
capacidad total de 549.3 MW. Su eficiencia mejoró
de 29.33 % a 38.19 por ciento.
El diesel se utiliza en unidades que operan durante
las horas de demanda máxima, para abastecer zonas
aisladas y por restricciones en la disponibilidad de
gas en algunas centrales de ciclo combinado.
2.2.2.3 Centrales carboeléctricas
Carbón II con 1,400 MW utiliza combustible nacional
e importado, y Río Escondido (José López Portillo)
con 1,200 MW consume sólo nacional; ambas se
localizan en el estado de Coahuila.
2.2.2.4 Central dual
Petacalco (Plutarco Elías Calles), con capacidad de
2,100 MW, tiene la posibilidad de quemar combustóleo
y/o carbón. Actualmente emplea carbón importado y
se ubica en el estado de Guerrero, en la vecindad de
Lázaro Cárdenas, Mich.
2.2.2.5 Centrales geotermoeléctricas
El mayor aprovechamiento de esta energía se
encuentra cerca de Mexicali, en Cerro Prieto, con
720 MW y representa 75.0% de la capacidad
geotermoeléctrica en operación. El 25.0% restante
se localiza en Los Azufres, Mich. (189.5 MW); Los
Humeros, Pue. (40 MW), y Tres Vírgenes, BCS (10 MW).
2.2.2.6 Central nucleoeléctrica
Laguna Verde consta de dos unidades de 682.4 MW
cada una y está ubicada en el municipio de Alto Lucero,
Ver. Su costo variable de operación es el más bajo
de todas la termoeléctricas en el sistema eléctrico
mexicano. Su participación representó 4.93% de la
energía total producida en 2005, al operar con factor
de planta de 90.37 por ciento.
2.2.2.7 Centrales eoloeléctricas
El gas natural ha cobrado especial importancia en
los ciclos combinados recientes. Adicionalmente, por
restricciones ecológicas, se ha incrementado su uso
en centrales termoeléctricas convencionales ubicadas
en las grandes ciudades como el Distrito Federal y
Monterrey.
La Venta y Guerrero Negro con 1.575 MW y 0.60 MW
aprovechan la energía del viento en Oaxaca y Baja
California Sur, respectivamente.
A fin de hacer competitivo el equipo existente
respecto a nuevas tecnologías, se han convertido
centrales turbogás a ciclos combinados.
Al 31 de diciembre de 2005, en esta modalidad
—titular de un permiso para generar energía eléctrica
destinada exclusivamente para su venta a CFE— se
contaba con centrales de ciclo combinado que operan
con gas natural. Ver cuadro 2.3, ordenado de acuerdo
a su fecha de entrada en operación. La capacidad total
equivale a 28.5% del total a base de hidrocarburos
(28,971 MW), sin incluir la central dual de Petacalco.
Al realizar las conversiones en El Sauz (1X122 TG +
1X129 TG + 1X128 TV 1/) y Hermosillo (1X131.89 TG
+ 1X93.252 TV), sus eficiencias pasaron de 35.36 %
a 47.03 % y de 34.37 % a 44.48 por ciento.
1/
2.2.3 Productores independientes de energía
(PIE)
Turbina de vapor
2-5
Características generales de los Productos Independientes de Energía
Capacidad
FEO1/
Central
Unidades Turbina2/
Capacidad
neta
FEO1/
Central
Unidades Turbina2/
(MW)
neta
(MW)
1. Mérida III
Jun-2000
3
2 TG y 1 TV
484.0
10. Campeche
May-2003
2
1TG y 1 TV
252.4
2. Hermosillo
Oct-2001
2
1 TG y 1 TV
250.0
11. Mexicali
Jul-2003
4
3 TG y 1 TV
489.0
259.0
3. Saltillo
Nov-2001
2
1 TG y 1 TV
247.5
12. Chihuahua III
Sep-2003
3
2 TG y 1 TV
4. Tuxpan II
Dic-2001
3
2 TG y 1 TV
495.0
13. Naco Nogales
Oct-2003
2
1TG y 1 TV
258.0
5. Río Bravo II
Ene-2002
3
2 TG y 1 TV
495.0
14. Altamira III y IV Dic-2003
6
4 TG y 2 TV
1,036.0
6. Bajío (El Sauz)
Mar-2002
4
3 TG y 1 TV
565.0
15. Río Bravo III
Abr-2004
3
2 TG y 1 TV
495.0
7. Monterrey III
Mar-2002
2
1 TG y 1 TV
449.0
16. La Laguna II
Mar-2005
2
1 TG y 1 TV
498.0
8. Altamira II
May-2002
3
2 TG y 1 TV
495.0
17. Río Bravo IV
Abr-2005
3
2 TG y 1 TV
500.0
9. Tuxpan III y IV
May-2003
6
4 TG y 2 TV
983.0
Total
8,250.9
1/ Fecha de entrada en operación
2/ TG: Turbina de gas TV: Turbina de vapor
Cuadro 2.3
Capacidad en proyectos de autoabastecimiento y cogeneración1/ (MW)
Proyectos existentes (sin PEMEX)
PEMEX
Arancia
ENERTEK
PEGI
MICASE
Energía y Agua Pura de Cozumel
Iberdrola Energía Monterrey
Energía Azteca VIII
Tractebel (Enron )
Bioenergía de Nuevo León
Termoeléctrica del Golfo
Termoeléctrica Peñoles
Impulsora Mexicana de Energía
AGROGEN
Hidroelectricidad del Pacífico
Proveedora de Electricidad de Occidente
Italaise
Total
1998
877
1,546
29
120
177
1999
1,263
1,727
29
120
177
2000
1,390
2,075
29
120
177
11
2001
1,462
2,060
29
120
177
11
32
2002
1,396
2,095
29
120
177
11
32
285
56
2003
1,436
2,271
29
120
177
11
32
619
131
284
7
2004
1,283
2,406
29
120
0
11
32
619
131
284
7
250
260
24
10
8
2005
1,938
2,088
29
120
0
11
32
619
131
284
7
250
260
24
10
8
19
4
2,749
3,316
3,802
3,891
4,201
5,118
5,475
5,835
1/ Considera autoabastecimiento local y remoto, usos propios y excedentes
Cuadro 2.4
2.2.4 Autoabastecimiento y cogeneración
2.2.5 Autoabastecimiento remoto
En el cuadro 2.4 se presenta la evolución de la
capacidad en proyectos de autoabastecimiento y
cogeneración, 1998 - 2005.
En el cuadro 2.5 se indica la evolución de la capacidad
para atender cargas remotas autoabastecidas
durante 1998 - 2005.
Autoabastecimiento remoto (MW)
Arancia
ENERTEK
PEGI
MICASE
Iberdrola Energía Monterrey
Energía Azteca VIII
Tractebel (Enron )
Bioenergía de Nuevo León
PEMEX
Energía y Agua Pura de Cozumel
Termoeléctrica del Golfo
Termoeléctrica Peñoles
Impulsora Mexicana de Energía
AGROGEN
Hidroelectricidad del Pacífico
Proveedora de Electricidad de Occidente
Italaise
Total
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
9
67
40
9
67
40
9
75
40
4
9
69
40
4
9
87
47
4
277
52
9
79
0
4
474
15
270
7
222
12
9
72
0
5
450
21
255
3
79
12
166
198
8
2
8
9
75
0
7
439
15
208
5
132
11
230
230
12
6
8
13
1
116
116
128
122
476
1,092
1,288
1,401
Cuadro 2.5
2-6
2.3
Generación bruta en 2005
La figura 2.4 muestra la distribución por tipo de
tecnología.
Energía producida en 2005: 218,971 GWh
Servicio público1/
Combustió
Combustión interna 0.4%
Turbogá
Turbogás 0.6%
Ciclo combinado PIE
21.6 %
Dual 6.5%
Carboelé
Carboeléctrica 8.5%
Ciclo combinado CFE
11.9 %
Geoté
Geotérmica y Eoloelé
Eoloeléctrica 3.3%
Nucleoelé
Nucleoeléctrica 4.9%
Hidroelé
Hidroeléctrica 12.6%
Termoelé
Termoeléctrica convencional 29.7%
1/ No incluye excedentes de autoabastecimiento y cogeneración
Figura 2.4
2.4
Capacidad de transmisión en el
Sistema Eléctrico Nacional
La red de transmisión se ha desarrollado tomando
en cuenta la magnitud y dispersión geográfica de la
demanda, así como la localización de las centrales
generadoras. En algunas áreas del país, los núcleos de
generación y consumo de electricidad se encuentran
alejados entre sí, por lo que la interconexión se ha
realizado de manera gradual, en tanto los proyectos
se van justificando técnica y económicamente.
364,106 km, los cuales incluyen 14,447 km de
líneas subterráneas
d)
Las redes de distribución en baja tensión
(220 V ó 240 V) alimentan las cargas de los
usuarios de bajo consumo. CFE cuenta con
232,950 km de líneas en estos voltajes
e)
La red de LyFC suma un total de 71,132 km, de
los cuales 38,311 km transmiten en tensiones
de 6.6 kV a 400 kV. En este total se incluyen
las líneas subterráneas. Además en baja
tensión (220 volts ó 240 volts), una longitud de
32,821 km
El SEN está constituido por redes eléctricas en
diferentes niveles de tensión:
a)
b)
c)
La red troncal se integra por líneas de
transmisión y subestaciones de potencia a muy
alta tensión (400 kV y 230 kV), que transportan
grandes cantidades de energía entre regiones.
Es alimentada por las centrales generadoras
y abastece al sistema de subtransmisión, así
como a las instalaciones en 400 kV y 230 kV de
algunos usuarios industriales. Actualmente se
cuenta con 45,291 km de estas líneas
Las redes de subtransmisión en alta
tensión (entre 161 kV y 69 kV) tienen una
cobertura
regional.
Suministran
energía
a las de distribución en media tensión y a
cargas conectadas en esos voltajes. En la
actualidad existen 46,073 km de estas líneas
Las redes de distribución en media tensión
(entre 60 kV y 2.4 kV) distribuyen la energía
dentro de zonas geográficas relativamente
pequeñas y la entregan a aquellas en baja
tensión y a instalaciones conectadas en este
rango de voltaje, cuya longitud total es de
En total, el SEN cuenta con 759,552 km de líneas de
transmisión y distribución. Del monto anterior, 6.0%
corresponde a líneas de 400 kV y 230 kV, 6.1% desde
161 kV hasta 69 kV, y el 87.9% restante a media y
baja tensión desde 60 kV hasta 220 V.
En subestaciones, a diciembre de 2005 se tenía
una capacidad instalada de 234,530 MVA, de los
cuales 134,707 MVA corresponden a subestaciones
de transmisión, 39,706 MVA a subestaciones de
distribución de CFE, y 28,757 MVA a subestaciones
de LyFC, así como 31,360 MVA en transformadores
de distribución de CFE.
La capacidad de transmisión entre regiones del
sistema depende de las condiciones instantáneas
de la demanda y de la capacidad de generación
disponible.
En términos generales, la potencia máxima que se
puede transmitir por una línea depende del más
restrictivo de los siguientes límites:
a)
2-7
Calentamiento de conductores
b)
Caída del voltaje en la línea
c)
Estabilidad del sistema ante la desconexión por
falla de generadores y/o líneas de transmisión
50 regiones lo cual permite desarrollar estudios
electrotécnicos detallados de la red troncal de
transmisión.
En la figura 2.5 se indica el límite máximo de
transmisión entre las regiones en 2005. La conexión
puede incluir una o más líneas según se muestra en
los cuadros 2.6a y 2.6b, mientras que las principales
localidades incluidas en cada región se señalan en el
cuadro 2.7.
En el caso de la red nacional, los factores b) y c) son
los que con mayor frecuencia restringen la potencia
máxima de transmisión.
Para el proceso de la planificación del SEN, la
distribución
regional
actualmente
considera
Sistema Eléctrico Nacional
Capacidad de transmisión entre regiones (MW)
2005
43
800
44 46
520
200
125
47
45
1
150
7
180
2
600
8
500
400
12
350
3
330
9
400
2100
48
11
650
55
50
250
750
6
Regiones
1) Hermosillo
2) Nacozari
3) Obregón
19) Huasteca
20) Tamazunchale 1/
21) Tepic
5) Culiacán
22) Guadalajara
6) Mazatlán
23) Aguascalientes
7) Juárez
24) San Luis Potosí
8) Moctezuma
9) Chihuahua
10) Durango
11) Laguna
25) Salamanca
26) Manzanillo
27) Carapan
28) Lázaro Cárdenas
12) Río Escondido
29) Querétaro
13) Nuevo Laredo
30) Central
15
1300
1150
1000
200
23
19
900 24
750
21
16 1250 60
14
17
10
18) Valles
4) Los Mochis
1300
300
250
5
49
88
13
250
4
200
650
1000
1350 18
20
1000
750
29
31
3200
22 550 1300
25
600
1200
700
1700
310
750
30
32
26
27
450
480
2560
1500 450
450
33
1700
36
37
28
3110 1064
1960
200 270
35) Temascal
561
35
2150
34
36) Coatzacoalcos
38
2050
37) Tabasco
42) Chetumal
43) WECC(EUA)
38) Grijalva
14) Reynosa
31) Poza Rica
15) Matamoros
32) Veracruz
39) Lerma
16) Monterrey
33) Puebla
40) Mérida
46) Mexicali
49) La Paz
17) Saltillo
34) Acapulco
41) Cancún
47) San Luis Río C.
50) Los Cabos
44) Tijuana
45) Ensenada
1/ En 2005 esta región no se encuentra interconectada
Figura 2.5
2-8
48) Villa Constitución
40
450
39
560 41
135
42
Capacidad de enlaces entre regiones en 2005
Enlace
Región
Subestación
Región
Subestación
Nacozari
Hermosillo
Nacozari
Hermosillo III
Santa Ana
Hermosillo IV
Hermosillo V
Pueblo Nuevo
Pueblo Nuevo
Louisiana
Guamúchil II
Guamúchil II
La Higuera
Culiacán Potencia
Mazatlán II
Mazatlán II
Mazatlán II
Jerónimo Ortiz
Durango II
Camargo II
Moctezuma
Moctezuma
Samalayuca
Jerónimo Ortiz
Hércules Potencia
Torreón Sur
Andalucía
Río Escondido
Carbón II
Carbón II
Nueva Rosita
Villa de García
Villa de García
Villa de García
Ramos Arizpe
Río Escondido
Río Escondido
Río Escondido
Falcón
Aeropuerto
Río Bravo
Río Bravo
Huinalá
Aeropuerto
Aeropuerto
Aeropuerto
Anáhuac Potencia
Anáhuac Potencia
Anáhuac Potencia
Tamos
Tesistán
Atequiza
Atequiza
Cañada
Ags. Potencia
Ags. Oriente
Ags. Potencia
Tepic II
Potrerillos
León II
León II
Acatlán
Atequiza
Mazamitla
Cd- Guzmán
Mazamitla
Ocotlán
Mazamitla
Lázaro Cárdenas
San Luis Potosí
Moctezuma
Nacozari
Casas Grandes
Nacozari
Cananea
Guaymas II
Guaymas II
Louisiana
Mochis II
La Higuera
La Higuera
Culiacán III
Mazatlán II
El Habal
Jerónimo Ortiz
Durango II
Tepic II
Torreón Sur
Lerdo
Gómez Palacio
El Encino
Chihuahua Norte
Moctezuma
Fresnillo Potencia
Río Escondido
Ramos Arizpe Pot.
Saltillo
Frontera
Lampazos
Frontera
Monclova
Ramos Arizpe Pot.
Cementos Apasco
Saltillo
Primero de Mayo
Arroyo del Coyote
Arroyo del Coyote
Cd. Industrial
Reynosa
Anáhuac
Anáhuac
Matamoros
Laja
Villa de García
Huinalá
Huinalá
Champayán
Altamira
El Potosí
Poza Rica II
Ags. Potencia
Ags. Potencia
Salamanca II
El Potosí
El Potosí
San Luis Potosí
PV. SLP
Tesistán
Salamanca II
Silao
Irapuato II
Manzanillo
Manzanillo
Tapeixtles
Colima II
Carapan II
Zamora Potencia
Pitirera
Carapan II
San Luis de la Paz
Hermosillo
Obregón
Los Mochis
Culiacán
Mazatlán
Mazatlán
Durango
Chihuahua
Moctezuma
Juárez
Durango
Chihuahua
Laguna
R. Escondido
Monterrey
Saltillo
R. Escondido
Nuevo Laredo
Reynosa
Monterrey
Reynosa
Valles
Valles
Huasteca
Guadalajara
Guadalajara
Aguascalientes
Tepic
Aguascalientes
Guadalajara
Guadalajara
Guadalajara
Lázaro Cárdenas
San Luis Potosí
Obregón
Los Mochis
Culiacán
Mazatlán
Durango
Tepic
Laguna
Laguna
Chihuahua
Moctezuma
Aguascalientes
Río Escondido
Saltillo
Monterrey
Saltillo
Aguascalientes
Nuevo Laredo
Reynosa
Matamoros
Huasteca
Monterrey
Huasteca
San Luis Potosí
Poza Rica
Aguascalientes
Salamanca
San Luis Potosí
Guadalajara
Salamanca
Manzanillo
Carapan
Lázaro Cárdenas
Carapan
Querétaro
Tensión
(kV)
400
230
230
230
230
400
230
400
400
230
400
230
400
230
400
400
230
230
400
230
230
230
400
400
230
400
400
400
230
400
230
230
400
400
230
230
138
400
230
138
400
400
400
230
400
400
400
400
400
400
400
400
400
230
230
400
400
230
230
400
400
400
230
400
230
400
400
230
Características
No. de
Capacidad
circuitos máxima (MW)
1/
2
180
1
150
2
1
400
2
1/
1
400
2
1/
1
650
1/
1
2
1/
2
750
2
1/
1
250
1
2
750
1/
1
250
1
2
250
1/
1
500
2
3
600
1
200
1
350
1
300
1
1
2,100
2
1
1
2
1,300
1
1
2
1,000
1/
1
330
1
1
2
60
2
1,300
1
2
2
1,150
2
1,250
1
1
2
1,000
1
2
1,350
2
1,000
1
650
1
1
550
1
900
1
1
1
2
2,050
2
750
1
2
1
1,700
1
1
1
1
700
1
1
480
1
450
2
200
...
1/ Operación inicial en 230 kV
Cuadro 2.6a
2-9
Capacidad de enlaces entre regiones en 2005
...
Enlace
Región
Subestación
Región
Subestación
Salamanca
Salamanca
Salamanca
Salamanca II
Abasolo II
Mazatepec
Jalacingo
Querétaro Potencia
H. Carranza
La Manga
Tula
Texcoco
Teotihuacán
Texcoco
Texcoco
Topilejo
Pitirera
Lázaro Cárdenas
Lázaro Cárdenas
Poza Rica II
Zapata
Laguna Verde
Laguna Verde
Puebla II
Puebla II
Tecali
Tecali
Veracruz II
Veracruz II
Jardín
Temascal II
Temascal II
Juile
Coatzacoalcos
Minatitlán II
Macuspana
Peñitas
Macuspana
Los Ríos
Km 20
Escárcega Potencia
Escárcega Potencia
Lerma
Lerma
Lerma
Ticul II
Kanasin
Norte Mérida Potencia
Nachicocom
Ticul II
Ticul II
Tijuana I
La Rosita
Presidente Juárez
Presidente Juárez
Popotla
Misión
La Herradura
La Herradura
Cerro Prieto II
Cerro Prieto I
Mexicali II
Villa-Constitución
Villa-Constitución
Olas Altas
Olas Altas
El Triunfo
Querétaro
Querétaro Potencia
Celaya III
Carapan II
Carapan II
Zocac
Zocac
Tula
Tula
Valle de México
Poza Rica II
Tuxpan
Tres Estrellas
San Lorenzo Potencia
San Martín Potencia
Yautepec
Donato Guerra
Donato Guerra
Ixtapa Potencia
Laguna Verde
Mezcala
Puebla II
Tecali
Ojo de Agua
Temascal II
Temascal II
Cerro de Oro
Amatlán II
Temascal II
Temascal II
Minatitlán II
Chinameca Potencia
Manuel Moreno Torres
Malpaso
Malpaso
Malpaso
Malpaso
Escárcega Potencia
Santa Lucía
Santa Lucía
Ticul II
Ticul II
Mérida II
Maxcanu
Ticul II
Valladolid
Valladolid
Kopte
Izamal
Xul-Ha
Kambul
Miguel (EUA)
Imperial Valley
Lomas
Ciprés
El Sauzal
Jatay
Rumorosa
La Rosita
Chapultepec
Hidalgo
Ruiz Cortines
Bledales
Olas Altas
Santiago
Cabo San Lucas II
Santiago
Salamanca
Poza Rica
Querétaro
Central
Central
Lázaro Cárdenas
Lázaro Cárdenas
Poza Rica
Puebla
Veracruz
Puebla
Veracruz
Temascal
Temascal
Coatzacoalcos
Tabasco
Tabasco
Lerma
Mérida
Mérida
CFE-ACBC
Tijuana
Tijuana
Mexicali
Villa-Constitución
La Paz
Carapan
Puebla
Central
Poza Rica
Puebla
Central
Acapulco
Veracruz
Acapulco
Puebla
Temascal
Temascal
Coatzacoalcos
Grijalva
Grijalva
Grijalva
Lerma
Mérida
Cancún
Chetumal
WECC (USA)
Ensenada
Mexicali
S.Luis R. Colorado
La Paz
Los Cabos
1/ Operación inicial en 230 kV
2/ Operación inicial en 161 kV
3/ Operación inicial en 115 kV
Cuadro 2.6b
2 - 10
Tensión
(kV)
400
230
400
230
230
230
400
230
230
400
400
400
400
400
400
400
400
230
400
230
400
400
400
400
400
400
230
230
230
400
400
400
400
400
400
230
400
230
230
400
230
115
115
115
400
230
115
115
230
115
230
230
230
230
115
115
230
230
230
230
161
115
115
230
230
115
Características
No. de
Capacidad
circuitos máxima (MW)
1/
1/
1/
1/
2/
3/
3/
2
2
1
1
1
1
2
1
1
1
3
2
1
1
3
2
1
1
1
2
1
1
1
1
1
2
2
1
1
1
1
3
1
2
1
2
1
1
1
2
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1,300
750
310
1,200
3,200
2,560
1,700
200
600
270
1,500
3,110
450
1,064
2,150
1,960
561
450
450
560
135
800
200
520
125
55
88
Principales localidades por regiones del Sistema Eléctrico Nacional
Área
Central
Región
Central
Poza Rica
Veracruz
Puebla
Acapulco
Oriental
Temascal
Coatzacoalcos
Grijalva
Tabasco
Guadalajara
Tepic
Manzanillo
Aguascalientes
San Luis Potosí
Salamanca
Occidental
Querétaro
Carapan
Lázaro Cárdenas
Principales
localidades
Área
Cd. de México
Toluca
Cuernavaca
Tula
Pachuca
Poza Rica
Jalapa
Tuxpan
Veracruz
Boca del Río
Puebla
Tehuacán
San Martín Texmelucan
Tlaxcala
Cuautla
Acapulco
Chilpancingo
Zihuatanejo
Orizaba
Oaxaca
Juchitán
Huatulco
Puerto Escondido
Salina Cruz
Minatitlán
Coatzacoalcos
San Cristóbal
Tuxtla Gutiérrez
Tapachula
Cárdenas
Macuspana
Villahermosa
Guadalajara
Cd. Guzmán
Tepic
Puerto Vallarta
Manzanillo
Colima
Zacatecas
Aguascalientes
León
San Luis Potosí
Matehuala
Irapuato
Guanajuato
Salamanca
Celaya
Querétaro
San Luis de la Paz
San Juan del Río
Uruapan
Morelia
Zamora
Apatzingan
Pátzcuaro
Región
Hermosillo
Nacozari
Noroeste
Obregón
Los Mochis
Culiacán
Mazatlán
Juárez
Moctezuma
Norte
Chihuahua
Laguna
Durango
Río Escondido
Nuevo Laredo
Monterrey
Saltillo
Noreste
Reynosa
Matamoros
Tamazunchale
Huasteca
Valles
Mexicali
San Luis R.C.
BCN-WECC
BCS
Tijuana
Ensenada
V. Constitución
La Paz
Los Cabos
Lerma
Peninsular
Lázaro Cárdenas
Lázaro Cárdenas
Mérida
Cancún
Chetumal
Cuadro 2.7
2 - 11
Principales
localidades
Puerto Peñasco
Nogales
Hermosillo
Cananea
Nacozari
Guaymas
Cd. Obregón
Navojoa
El Fuerte
Los Mochis
Guasave
Culiacán
Mazatlán
Cd.Juárez
Moctezuma
Nvo. Casas Grandes
Chihuahua
Cuauhtémoc
Delicias
Camargo
Parral
Torreón
Gómez Palacio
Durango
Piedras Negras
Nva. Rosita
Río Escondido
Nuevo Laredo
Monterrey
Monclova
Cerralvo
Saltillo
Reynosa
Río Bravo
Matamoros
Tamazunchale
Altamira
Tampico
Cd. Victoria
Cd. Valles
Mante
Río Verde
Mexicali
San Luis Río Colorado
Tijuana
Tecate
Ensenada
Cd. Constitución
La Paz
Cabo San Lucas
San José del Cabo
Escárcega
Champotón
Campeche
Cd. del Carmen
Mérida
Motul
Ticul
Cancún
Valladolid
Cozumel
Tizimín
Chetumal
3.
PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN
En este capítulo se informa sobre la capacidad de
generación que necesita el SEN para atender los
incrementos previstos en la demanda de electricidad.
Parte de estos requerimientos se cubrirán mediante
proyectos ya comprometidos, esto es, obras
en proceso de construcción, licitación o cierre
financiero.
Las necesidades no satisfechas por la vía antes
señalada se atenderán mediante nuevos proyectos
de generación desarrollados por particulares o por
la propia CFE, de conformidad con la LSPEE y su
reglamento.
3.1
Aspectos principales de la
planificación a largo plazo
Las decisiones sobre nuevos proyectos para expandir
el SEN se toman varios años antes, ya que los
periodos desde que se decide su construcción hasta su
operación son largos. Transcurren aproximadamente
cuatro años entre el análisis de la oferta para
construir una nueva central generadora y su entrada
en operación comercial.
En el caso de los proyectos de transmisión, el lapso
previo es de tres a cinco años. Adicionalmente
formular, evaluar y autorizarlos requiere una
anticipación mínima de un año.
Las decisiones tienen una repercusión económica a
largo plazo, ya que la vida útil de los proyectos es
de 30 años o más.
La planificación del sistema eléctrico requiere datos
actualizados sobre las alternativas de generación y
transmisión factibles de incorporarse al programa
de expansión. Esta información se obtiene de
estudios que realiza CFE para identificar y evaluar
proyectos y tecnologías, así como de otras fuentes
especializadas.
Con estos datos se integra el catálogo de opciones
factibles y se prepara el documento de Costos y
Parámetros de Referencia (COPAR) para las diversas
tecnologías de generación y transmisión.
El programa para expandir el SEN se determina
seleccionando aquellos proyectos que minimizan
los costos actualizados de inversión, operación y
energía no suministrada en el horizonte de estudio.
Es decir, se elabora un plan óptimo basado en el
análisis técnico-económico de diversas alternativas,
mediante modelos que optimizan el comportamiento
del sistema ante diversas condiciones de operación.
Estos análisis se realizan para el mediano y largo
plazos con base en las premisas de demanda, precios
de combustibles, costos y eficiencia de las opciones
tecnológicas para generación de energía eléctrica. El
objetivo en la expansión del sistema es determinar el
plan que minimice los costos de inversión, operación
y falla.
En este ejercicio de planificación se realizaron
estudios para 2006 - 2026, base para la elaboración
del Programa de Requerimientos de Capacidad (PRC)
2006 - 2016 que se presenta en este capítulo. En
el anexo B se describe con mayor detalle la visión
de largo plazo en la planificación del sistema de
generación.
En los últimos años ha cobrado especial importancia la
participación de la iniciativa privada en la generación
de energía eléctrica bajo las modalidades de
autoabastecimiento y cogeneración, principalmente.
La instalación de sus nuevas centrales influirán de
manera importante en el desarrollo del SEN, ya que
se necesitará incrementar la capacidad de reserva
y adaptar la red eléctrica para proporcionar los
servicios de transmisión y respaldo requeridos.
La incorporación de estos proyectos agrega un
elemento adicional de incertidumbre en la planificación
del SEN, pues si éstos no se concretan, se reduciría
la confiabilidad del suministro al no disponerse de los
plazos necesarios para instalar otras centrales.
Los estudios se realizan para tres sistemas: SIN,
Baja California y Baja California Sur. En cada caso
se efectúa un análisis conjunto de las plantas y la
red troncal de transmisión, con objeto de ubicar
adecuadamente la nuevas centrales generadoras.
El área Noroeste se conectó al SIN en marzo
de 2005 con la puesta en operación del enlace
Nacozari - Nuevo Casas Grandes, aislado en
400 kV y operando inicialmente en 230 kV. Con esta
interconexión se obtienen beneficios al incrementarse
la confiabilidad del suministro y la seguridad
del sistema. Además se logra una disminución
importante en el costo de operación. De este modo
se integra prácticamente toda la infraestructura
eléctrica del país, con excepción de la península de
Baja California.
El desarrollo del sistema eléctrico de Baja California
se realiza por separado, debido a que hasta ahora
permanece aislado del área Noroeste y por lo tanto
del SIN. En ese, una opción factible de evaluarse
para planificar su capacidad, son los contratos de
importación y exportación de energía eléctrica con
diversas compañías eléctricas del occidente de EUA.
En los estudios, el sistema Baja California Sur se
considera como un área independiente, ya que
tampoco está conectada con el resto de la red
nacional.
3-1
Actualmente se realizan análisis para determinar la
factibilidad técnica y económica de integrar estos dos
sistemas al SIN.
3.2 Conceptos de margen de reserva(MR)
La confiabilidad de un sistema eléctrico depende de
su capacidad para satisfacer la demanda máxima de
potencia (MW) y de energía (GWh).
Para evaluar esa confiabilidad del suministro de
cualquier sistema eléctrico es necesario conocer el
Margen de reserva (MR) de capacidad y operativo
(MRO), así como el de reserva de energía (MRE).
Estos indicadores son importantes por las razones
siguientes:
1.- La capacidad del sistema está sujeta a reducciones
como consecuencia de salidas programadas de
unidades generadoras por mantenimiento, fallas,
degradaciones y causas ajenas. Por tanto, en todo el
sistema la capacidad de generación debe ser mayor
que la demanda máxima anual, para satisfacerla en
condiciones adecuadas de confiabilidad.
2.- Cuando el sistema eléctrico dispone de un MR
aceptable y se cuenta con los recursos necesarios
para dar mantenimiento a las unidades generadoras
así como para atender las fallas que normalmente
ocurren, aumentará la flexibilidad para hacer frente
a contingencias mayores como son:
•
•
•
•
Desviaciones en el pronóstico de la
demanda
Bajas
aportaciones
a
centrales
hidroeléctricas
Retrasos en la entrada de nuevas unidades
Fallas de larga duración de unidades
térmicas
3.- Dado que la energía eléctrica no puede
almacenarse y debe producirse cuando se necesita,
el MR requerido depende de los tipos de centrales
que lo conforman, de sus factores de disponibilidad,
de la capacidad de las unidades generadoras y de la
estructura del sistema de transmisión.
Los requerimientos de capacidad de los sistemas
aislados o débilmente interconectados se determinan
de manera individual, en función de sus curvas de
carga y demandas máximas.
Cuando diversos sistemas regionales se encuentran
sólidamente interconectados, es posible reducir el
MR, ya que los recursos de capacidad de generación
pueden compartirse eficientemente entre las regiones.
En la planificación de sistemas eléctricos no existe un
criterio único sobre el MR. Hay métodos basados en la
probabilidad de pérdida de carga, criterios económicos
en función del costo de falla, y evaluaciones
determinísticas sustentadas en valores medios de
disponibilidad de las centrales generadoras y en el
comportamiento estacional típico de la demanda.
En 1998 la Junta de Gobierno de CFE ordenó la creación
de un grupo de trabajo para analizar la situación de la
oferta, demanda y el MR. Fue integrado por personal
de la SENER, las SHCP y de la Función Pública, así
como de la Comisión Nacional del Agua (CNA) y CFE.
Durante las reuniones CFE presentó los criterios
utilizados para planificar la expansión de la
generación de un sistema eléctrico. De las diversas
opiniones expuestas, por su interpretación clara y
sencilla, el grupo decidió adoptar el siguiente criterio
determinístico para establecer el MR:
Margen de
reserva = Capacidad efectiva–Demanda máxima bruta coincidente
Demanda máxima bruta coincidente
X 100%
Otro de los criterios utilizados para dimensionar
la capacidad del sistema eléctrico es el MRO. Éste
permite satisfacer la demanda máxima una vez que
se ha cubierto la salida de unidades generadoras
por mantenimiento, eventos aleatorios como salidas
forzadas, desviaciones de mercado y años hidrológicos
secos entre otros. Su cálculo es el siguiente:
Margen de reserva
operativo = Capacidad efectiva disponible-Demanda máxima bruta coincidente X 100%
Demanda máxima bruta coincidente
Los conceptos de MR y MRO de capacidad se ilustran
en la figura 3.1.
En noviembre de 2004, CFE preparó para la Junta de
Gobierno el documento Diagnóstico sobre márgenes
de reserva en el cual se determina, con base en la
variación de la disponibilidad del parque generador,
que el criterio restrictivo ante el cual debe observarse
su cumplimiento en la planificación de la generación
es el MRO.
El valor mínimo adoptado para la planificación del
SIN es un MRO de 6%; con este valor se optiene el
MR correspondiente.
Para el área Baja California se adopta como valor
mínimo de la reserva de capacidad —después de
descontar la no disponible por mantenimiento— el
mayor entre: i) la capacidad de la unidad más grande
ó ii) 15% de la demanda máxima.
Para el área Baja California Sur, se adopta como valor
mínimo de reserva la suma de capacidad de las dos
unidades mayores.
El MRE se define como la diferencia entre la energía
disponible respecto al consumo anual demandado.
Está formado por la generación térmica que pudiera
generarse pero que no se despacha —cabe aclarar
que ésta no se almacena— más la hidráulica
almacenada en los grandes vasos, la cual puede
transferirse interanualmente para convertirse en
energía eléctrica.
3-2
En particular para el caso de la energía del
parque hidroeléctrico, en el mismo documento
Diagnóstico sobre márgenes de reserva mencionado
anteriormente, la Junta de Gobierno de CFE aprobó,
entre otros, el siguiente acuerdo:
Como criterio adicional de planificación y de
operación, se deberá alcanzar al final de cada año un
nivel predeterminado de energía almacenada en las
grandes centrales hidroeléctricas (GCH).
Con base en la experiencia operativa, en particular
de Angostura, se establece iniciar cada año con
un almacenamiento mínimo entre 15,000 GWh y
18,000 GWh en las GCH, el cual dependería de
las condiciones evaluadas en el año en curso
correspondiente y las eventualidades probables.
De esta manera, ante el margen de reserva que se
prevé alto para 2006 y 2007, se puede aceptar el
valor de 15,000 GWh para esos años.
Margen de reserva y margen de reserva operativo de capacidad
Capacidad efectiva
Capacidad efectiva Mantenimiento
programado
Falla, degradación y
causas ajenas
Margen
de reserva
Margen de
reserva operativo
Demanda
máxima bruta
coincidente
Demanda
máxima bruta
coincidente
Figura 3.1
3.3
Proyectos de autoabastecimiento y
cogeneración
El cuadro 3.1 muestra la evolución esperada de la
capacidad de estos proyectos. Se basa en
información proporcionada por la SENER en las
reuniones del grupo interinstitucional para la
elaboración del documento Prospectiva del Sector
Eléctrico 2007 - 2016.
Las plantas de autoabastecimiento y cogeneración
que satisfacen cargas ubicadas en el mismo
sitio de la central se agrupan en el concepto de
autoabastecimiento local. A su vez, las que inyectan
la energía a la red de transmisión del servicio público
para proveer a centros de consumo, se consideran
en el rubro de autoabastecimiento remoto.
3.3.1
Temporada abierta de proyectos
eoloeléctricos para autoabastecimiento
Debido al interés de los particulares por participar
en la modalidad de autoabastecimiento con
esta tecnología, la SENER solicitó a la CRE
ejercer las acciones necesarias para conducir
un procedimiento de TA, con el propósito de
identificar las necesidades de infraestructura de
transmisión y establecer los compromisos necesarios
por parte de CFE y los particulares para incorporar
a la red eléctrica del servicio publico, la energía
producida por las centrales eólicas instaladas en el
Istmo de Tehuantepec.
Como resultado de las reuniones entre CFE, la CRE y
los interesados en reservar capacidad de transmisión
para el proyecto de TA, la CRE registró 1,899 MW
de capacidad de generación de proyectos eólicos de
autoabastecimiento.
Después de analizar diversas opciones de
financiamiento para el proyecto de red de TA, la CRE
propuso que la opción más viable sería la instalación
de nueva infraestructura de transmisión como un
proyecto de Obra Pública Financiada (OPF) bajo
el esquema de Proyecto de Impacto Diferido en el
Registro del Gasto (PIDIREGAS).
Actualmente, CFE ha iniciado las gestiones ante la
SENER y la SHCP para la autorización de la inversión
correspondiente.
3-3
Evolución de la capacidad de proyectos de autoabastecimiento y cogeneración
(MW)
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
1,938
2,088
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
1,938
2,088
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
1,938
2,088
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
1,938
2,088
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
1,938
2,062
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
314
1,938
2,062
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
314
21.1
50
67.5
12
21.1
50
67.5
12
21.1
50
67.5
12
21.1
50
67.5
12
1,938
1,956
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
314
330
21.1
50
67.5
12
1,938
1,956
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
314
330
21.1
50
67.5
12
1,938
1,956
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
314
330
21.1
50
67.5
12
1,938
1,956
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
314
330
21.1
50
67.5
12
1,938
1,956
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
314
330
21.1
50
67.5
12
6,015
6,015
6,303
6,303
6,527
6,527
6,527
6,527
6,527
Proyectos existentes (sin PEMEX)
PEMEX 1/
Arancia
Enertek
Micase
Iberdrola Energía Monterrey
Energía Azteca VIII
Energía y Agua Pura de Cozumel
Termoeléctrica del Golfo
Termoeléctrica Peñoles
Hidroelectricidad del Pacífico
Impulsora Mexicana de Energía
Bioenergía de Nuevo León
Tractebel (Enron )
Agrogen
Proveedora de Electricidad de Occidente
Italaise
Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro
PEMEX Nuevo Pemex
PEMEX Tula
Eoliatec del Istmo
Fuerza eólica del Istmo
Eléctrica del Valle de México
Electricidad del Itsmo
Total
2/
5,835
5,865
1/ Se consideran retiros de PEMEX: Cosoleacaque, Independencia, Morelos, Escolín, La Venta y Pajaritos
2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Cuadro 3.1
3.3.2
Evolución de la capacidad de
autoabastecimiento y cogeneración
3.3.3
La figura 3.2 muestra gráficamente la evolución de la
capacidad de autoabastecimiento y cogeneración.
Autoabastecimiento remoto
En el cuadro 3.2 se presentan los proyectos
específicos y los retiros programados, considerando
su capacidad de autoabastecimiento para atender
carga remota.
Evolución del autoabastecimiento y cogeneración
1/
MW
7,000
6,000
5,000
6,303
6,303
1,779
1,791
6,527
6,527
6,527
6,527
6,527
1,997
2,020
2,020
2,020
2,020
5,835
5,865
6,015
6,015
1,404
1,433
1,584
1,584
4,431
4,432
4,432
4,432
4,525
4,513
4,531
4,508
4,508
4,508
4,508
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
4,000
3,000
2,000
1,000
0
Local
Remoto
1/ No considera capacidad de proyectos de temporada abierta
Figura 3.2
3-4
Proyectos y retiros de autoabastecimiento y cogeneración
Adiciones
MW
2006
Provedora de Electricidad de Occidente
1/ 2/
Retiros
MW
3
2007
Mexhidro SA de CV
29
2008
Eoliatec del Istmo
Fuerza Eólica del Istmo
Eléctrica del Valle de México
Electricidad del Itsmo
21.1
50
67.5
12
2010
2010
Pemex Nuevo Pemex
284
Pemex
Pemex
Pemex
Pemex
2012
Pemex Tula
213
Subtotal
679.6
Total
618.6
Morelos
Pajaritos
Escolín
La Venta
-18
-12
-14
-17
Subtotal
-61
1/ Capacidad de autoabastecimiento remoto
2/ No se incluyen proyectos de autoabastecimiento eoloeléctricos de temporada abierta (1,899 MW)
Cuadro 3.2
En el caso del permisionario Proveedora de Electricidad
de Occidente, la capacidad que se indica corresponde
a la incorporación de nuevos socios prevista para
2006 a los que se suministrará de manera remota.
La figura 3.3 indica la ubicación de los proyectos
considerados para 2006 - 2016; la capacidad
señalada corresponde a la comprometida para
autoabastecimiento remoto.
Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración
Capacidad del autoabastecimiento remoto 618.6 MW1/ 2/
Pemex Escolí
Escolín
(2010: -14 MW)
Proveedora de Electricidad de Occidente
(2006: 3 MW)
Pemex Tula
(2012: 213 MW)
Pemex Nuevo Pemex
(2010: 284 MW)
Pemex Morelos
(2010: -18 MW)
Mexicana de Hidroelectricidad
(2007: 29 MW)
Pemex Pajaritos
(2010: -12 MW)
Pemex
Eoliatec del Istmo (2008: 21.1 MW)
La Venta
Fuerza eó
eólica del Istmo (2008: 50 MW)
(2010: -17 MW) Elé
Eléctrica del Valle de Mé
México (2008: 67.5 MW)
Electricidad del Itsmo (2008: 12 MW)
1/ Considera adiciones y retiros
2/ No se incluyen proyectos de autoabastecimiento eoloeléctrico de temporada abierta (1,899 MW)
Figura 3.3
3-5
3.4
Retiros de capacidad
se tomó en cuenta un programa de retiros basado
en los costos de operación y en la vida útil de las
unidades generadoras. En los próximos 11 años se
retirará 10% de la capacidad termoeléctrica instalada
en 2005. Ver figura 3.4.
Al cierre de 2005, se tenían 12,761.4 MW de
capacidad instalada con 25 o más años en operación y
6,806 MW con 30 años o más, lo que representa
27.4% y 14.6%, respectivamente de la capacidad
total, que por vencimiento de su vida útil es
susceptible de retiro.
Las consideraciones para definirlos se apoyan
principalmente en razones operativas, económicas o
por el término de vida útil, 30 años para las unidades
termoeléctricas convencionales y turbogás.
Para definir el desarrollo del sistema de generación,
Programa de retiros de unidades generadoras
Total 4,546.3 MW
991
943.7
752
700
323.5
317
224
168.6
126.5
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Figura 3.4
Con base en lo anterior y en una disminución
importante en el ritmo de crecimiento del consumo
de electricidad, CFE ha decidido —como una medida
para incrementar la eficiencia de producción—
continuar con un programa intenso de retiros. Así,
en el periodo saldrán de operación 4,546.3 MW,
capacidad menor en 561.8 MW que la considerada
en el programa anterior.
Estas acciones permitirán a CFE incrementar la
eficiencia de su parque de generación y por lo tanto
mejorar la competitividad de la empresa.
El cuadro 3.3 presenta en detalle el programa
de retiros de unidades del servicio público para
2006 - 2014. Para 2015 y 2016 no se tienen previstos
retiros de capacidad.
3-6
2013
2014
0
0
2015
2016
Programa de retiros de unidades generadoras
Servicio público
Escenario de planeación
Año Nombre
2006 Juan de Dios B. ( Topolobampo II)
Nachi - Cocom
II
Lerma
( Campeche )
2007 Nonoalco
Lechería
Nonoalco
Lechería
Lerma
( Campeche )
2008 Jorge Luque
Jorge Luque
2009 C. Rodríguez Rivero ( Guaymas II )
C. Rodríguez Rivero ( Guaymas II )
Felipe Carrillo Puerto
2010 Cerro Prieto I
Salamanca
Altamira
Francisco Villa
2011 E. Portes Gil ( Río Bravo )
Dos Bocas
Dos Bocas
2012 Santa Rosalía
Santa Rosalía
Santa Rosalía
Santa Rosalía
Santa Rosalía
Santa Rosalía
Santa Rosalía
J. Aceves Pozos ( Mazatlán II )
2013 Altamira
Samalayuca
Huinalá
Huinalá
2014 Villa de Reyes
( SLP)
Total de retiros
CI: Combustión interna
TC: Termoeléctrica convencional
Unidad Tipo
3 TC
1 y 2 TC
1 TC
1 y 2 TG
1, 2 y 3 TG
3 y 4 TG
4 TG
2 TC
1 y 2 TC
3 y 4 TC
2 TC
4 TC
1 y 2 TC
1 y 2 GEO
1 y 2 TC
1 y 2 TC
4 y 5 TC
3 TC
1 a 4 CC
5 y 6 CC
2 CI
3 CI
4 CI
5 CI
6 CI
7 CI
8 y 9 CI
2 TC
3 TC
1 y 2 TC
1 a 4 CC
5 CC
1 y 2 TC
TG: Turbogás
Cuadro 3.3
3.5
Proyectos de Rehabilitación y
Modernización (RM)
En los cuadros 3.4 a y 3.4 b se presentan los proyectos
RM de unidades generadoras, que han sido incluidos
en los PEF de 2002 a 2007, en la modalidad de OPF.
En el mediano plazo estas acciones permitirán
recuperar eficiencia y los índices de disponibilidad del
parque de generación termoeléctrico, el cual se ha
degradado a partir de 2000 debido a una insuficiente
asignación presupuestal para los programas de
mantenimiento.
3-7
MW
40.0
49.0
37.5
64.0
96.0
84.0
42.0
37.5
64.0
160.0
84.0
158.0
75.0
75.0
316.0
300.0
300.0
300.0
252.0
200.0
2.0
0.8
0.6
1.2
1.2
2.8
2.0
158.0
250.0
316.0
249.4
128.3
700.0
4,546.3
Mes
noviembre
noviembre
noviembre
febrero
febrero
febrero
febrero
noviembre
febrero
febrero
noviembre
noviembre
noviembre
febrero
marzo
marzo
noviembre
marzo
marzo
marzo
marzo
marzo
marzo
marzo
marzo
marzo
marzo
octubre
marzo
noviembre
noviembre
noviembre
octubre
CC: Ciclo combinado
Área
Noroeste
Peninsular
Peninsular
Central
Central
Central
Central
Peninsular
Central
Central
Noroeste
Noroeste
Peninsular
Baja California
Occidental
Noreste
Norte
Noreste
Oriental
Oriental
Aislados
Aislados
Aislados
Aislados
Aislados
Aislados
Aislados
Noroeste
Noreste
Norte
Noreste
Noreste
Occidental
GEO: Geotermoeléctrica
Proyectos de rehabilitación y modernización
Mejora en
Central
PEF 2002
Botello
Carbón II
Dos Bocas
Emilio Portes Gil
Puerto Libertad
Valle de México
Adolfo López Mateos
Altamira
Carlos Rodríguez Rivero
Francisco Pérez Ríos
Gómez Palacio
Huinalá
Ixtaczoquitlán
José Aceves Pozos (Mazatlán II)
Gral. Manuel Álvarez Moreno (Manzanillo)
Punta Prieta
Salamanca
Tuxpango
PEF 2003
Tula
Cerro Prieto I
Carbón II (Fase 1)
Carbón II (Fase 2)
Emilio Portes Gil 1/
Francisco Pérez Ríos
Pdte. Adolfo López Mateos
Pdte. Plutarco Elías Calles
Gral. Manuel Álvarez Moreno (Manzanillo)
Unidad(es)
1y2
1
3
CC 1
4
1
1
1
2
3
4
1
3
3
4
CC 1
6
1a4
3
1
4
3
1
3
3
4
1a4
CC 1
CC 2
5
2
4
2
4
4
5
3
4
5
6
1
2
1
2
eficiencia %
disponibilidad %
capacidad
(MW)
4.95
0.4
0.1
1.1
1.4
0.8
0.3
0.6
0.2
0.2
0.2
2.6
1.6
1.1
1.2
4.0
3.1
19.5
2.1
6.4
6.5
5.7
2.5
10.9
8.2
5.0
2.6
5.3
3.6
5.0
2.7
0.0
1.1
0.8
7.0
8.8
1.4
0.6
5.4
5.5
0.85
36
0.2
0.2
10.5
1.1
0.7
0.4
1.1
1.0
1.0
1.0
4.2
4.2
1/ Repotenciación
Fuente: Subdirección de Generación
Cuadro 3.4 a
3-8
1.3
0.5
54.0
3.0
2.6
3.0
2.6
4.4
1.4
0.9
2.3
2.3
2.9
4.8
3.0
7.8
Situación
En operación
En operación
En operación
En operación
En operación
En operación
En operación
En operación
En operación
Adjudicado
Adjudicado
En operación
En operación
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
En operación
En operación
Adjudicado
Adjudicado
En operación
En operación
En operación
En operación
En operación
En operación
En operación
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
En revisión de
En revisión de
En operación
En operación
Adjudicado
En operación
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
En revisión de
En revisión de
bases
bases
bases
bases
…
Proyectos de rehabilitación y modernización
…
Central
Unidad(es)
PEF 2005
Puerto Libertad
Micos
Electroquímica
Portezuelo I
Portezuelo II
Infiernillo
Francisco Pérez Ríos
Valle de México
Samalayuca II
El Sauz
Huinalá II
4
1
1
1
1
1,2,3 y 4
2
3
4
1
2
5, 6 y 7
Paq. 1
Paq. 2
Paq. 3
5
6
7
8
PEF 2006
Laguna Verde
capacidad
(MW)
4.7
0.58
1.09
1.94
0.75
3.0
3.0
3.0
3.0
2.7
2.6
0.8
1.2
1.2
1.2
1.2
6.5
6.2
0.4
0.9
0.9
0.9
1.1
0.9
0.8
0.8
0.4
0.4
1.2
0.9
1.1
0.9
2.7
16.3
10.0
8.0
5.2
4.1
5.4
5.4
0.5
7.7
2.9
6.4
Paq. 1
Paq. 1
11.4
12.0
37.4
85.6
Punta Prieta
Huinalá 1/
Sanalona
1/
0.6
1
2
2
3
2
6
1
2
Puerto Libertad
PEF 2007
CCC El Sauz
CCC Poza Rica
Mejora en
eficiencia disponibilidad
%
%
Situación
Adjudicado
En licitación
En licitación
En revisión de bases
En revisión de bases
En licitación
En revisión de bases
En revisión de bases
Adjudicado
En licitación
En licitación
En licitación
En licitación
En licitación
En licitación
En licitación
98.1
98.1
En licitación
En licitación
Adjudicado
Adjudicado
En revisión de bases
En licitación
En licitación
En licitación
Autorización en trámite
Autorización en trámite
1/ Repotenciación
Fuente: Subdirección de Generación
Cuadro 3.4 b
La rehabilitación de centrales generadoras tiene
como fin mejorar o modernizar principalmente los
sistemas de aislamiento, de enfriamiento, de control
y de protección; y se orienta hacia aquellos equipos
con un alto índice de fallas o cercanos al final de su
vida útil.
Los beneficios que se obtienen de una rehabilitación
son los de un incremento de la confiabilidad del
equipo, extensión de vida útil, recuperación de sus
parámetros de diseño y, por tanto, el aumento de la
disponibilidad y una mejor eficiencia con valores que
oscilan entre 10 y 15 puntos porcentuales.
Dentro del ámbito de la rehabilitación existe una
tendencia hacia la aplicación de nuevas tecnologías,
lo cual constituye una modernización del equipo; con
esto es posible mejorar inclusive sus características
originales de funcionamiento.
El programa actual de proyectos RM considera la
repotenciación de tres centrales termoeléctricas:
Emilio Portes Gil U4, Huinalá U6 y Poza Rica U1, U2
y U3, las cuales incrementarán su eficiencia en 10.5,
16.3 y 12.0 puntos porcentuales respectivamente al
acoplarse a éstas, turbinas a base de gas para formar
ciclos combinados. Adicionalmente se modernizará la
CCC El Sauz paquete 1, con lo que se incrementará
su eficiencia en 11.4 puntos porcentuales.
Este tipo de proyectos si bien no incrementan
la
capacidad
de
generación
sí
aumentan
considerablemente la eficiencia de la central, lo
que los convierte en una alternativa altamente
rentable para reducir costos de operación del
parque de generación actual. Por ello CFE continúa
la tarea de identificar, analizar y evaluar técnica y
económicamente tales proyectos que constituyen
una de las estrategias más importantes para
mejorar la competitividad del parque de generación.
3-9
3.6
Disponibilidad del parque de
generación
se mantienen por arriba de 82%. En 2006, la
disponibilidad esperada es menor a causa de
que algunas unidades dejarán de operar como
consecuencia de su salida a fin de ser rehabilitadas
y modernizadas.
La evolución histórica de la disponibilidad
del
parque termoeléctrico de CFE se presenta en la
figura 3.5. A su vez, en la figura 3.6 se indican las
expectativas en ese rubro para los próximos años.
En esta estimación se supone 100% de suficiencia
presupuestal para el mantenimiento requerido en el
parque de generación, asi como la autorización de
nuevos proyectos de rehabilitación y modernización.
Para productores independientes de energía y
autoabastecedores se considera una disponibilidad
de 90%; y para centrales hidroeléctricas, de
87.5 por ciento. Con estos valores, la disponibilidad
equivalente del parque de generación del SEN será
del orden de 86 por ciento.
Se observa que para 2007 - 2016, los índices
Evolución de la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE
Sistema interconectado nacional
100
Disp.
86.0
84.6
85.1
84.7
83.9
84.5
82.8
82.5
78.7
81.6
82.9
79.8
75
50
25
0
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Fuente: Subdirección de Generación
Figura 3.5
3 - 10
Estimación de la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE
Sistema interconectado nacional 1/
100
Disp.
81.8
82.4
82.8
82.6
83.0
83.5
82.6
83.0
82.8
83.1
83.5
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
75
50
25
0
1/ Supone 100% de suficiencia presupuestal para mantenimiento
Fuente: Subdirección de Generación
Figura 3.6
3.7
Catálogo de proyectos candidatos
Para elaborar el plan de expansión del sistema de
generación se considera un catálogo de proyectos con
estudios de diseño, factibilidad y prefactibilidad. Las
características y datos técnicos de éstos se describen
en los cuadros 3.5 a 3.8.
3 - 11
Catálogo de proyectos hidroeléctricos con
estudio de prefactibilidad, factibilidad o diseño
Número de unidades x
potencia por unidad 1/
Área
Proyecto
Ubicación
Baja California
Baja California
Central
Noreste
Norte
Occidental
PAEB El Descanso
PAEB Tecate
Baja California
Baja California
Guerrero
Nuevo León
Chihuahua
Querétaro, Hidalgo
y San Luis Potosí
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
San Cristóbal
Arroyo Hondo
Pozolillo
Mascota Corrinchis
PAEB Agua Prieta
La Parota 2/
PAEB Monterrey
Madera
Sistema Río Moctezuma
3/
Jalisco
Jalisco
Nayarit
Jalisco
Jalisco
Jalisco/Nayarit
Guerrero
Veracruz
Tabasco/Chiapas
Guerrero
Oaxaca
Oaxaca
Chiapas
Chiapas
La Yesca 4/
San Juan Tetelcingo
Xúchiles
Tenosique (Kaplan)
Omitlán
Ixtayutla
Paso de la Reina
Copainalá ( Kaplan)
Acala 6/
5/
2 x 300
2 x 300
3 x 300; 2 x 3
2 x 100
2 x 138
1 x 41.6; 1 x 39.1;
1 x 34.8; 1 x 33.1;
1 x 27.4; 1 x 26.5
2 x 37
2 x 38
2 x 250
2 x 17
2 x 120
2 x 375
3 x 203
2 x 38
3 x 140
2 x 115
2 x 245
3 x 300
3 x 75
3 x 45
Capacidad
total 1/
(MW)
Generación
media anual
(GWh)
600
600
906
200
276
139
1,252
1,252
1,528
292
726
1,067
P
P
D
F
F
F
74
76
500
34
240
750
609
76
420
230
490
900
225
135
146
220
826
51
310
1,209
1,313
499
2,328
789
1,670
1,870
502
310
P
F
F
P
P
D
F
P
F
F
F
P
F
P
Nivel de
estudio 7/
PAEB: Proyecto de acumulación de energía por bombeo
1/ Potencia expresada a la salida del generador
2/ La potencia y generación incluyen la minicentral de la presa reguladora Los Ilamos
3/ Considera los proyectos Jiliapan, Tilaco, Piedra Blanca, Gobernador, Tecalco y Tamán
4/ Iniciará construción en noviembre de 2006
5/ Considera las condiciones actuales de la C.H. Ing. Manuel Moreno Torres (Chicoasén) con 2,400 MW instalados
6/ Considera equipamiento con turbinas tipo bulbo
7/ D: diseño
F: factibilidad
P: prefactibilidad
Cuadro 3.5
Catálogo de proyectos hidroeléctricos propuestos para ampliar la capacidad
Área
Proyecto
Ubicación
Central
Central
Central
Central
Noroeste
Noroeste
Occidental
Ampliación Villita 2/ 4/
Ampliación Zimapán 3/
Ampliación Infiernillo
Michoacán
Hidalgo
Guerrero
Guerrero
Sonora
Sonora
Jalisco
Repotenciación Infiernillo
Ampliación Mocúzari
Ampliación Oviáchic
Ampliación Santa Rosa
5/
Número de
Capacidad
unidades x
total 1/
potencia por
1/
(MW)
unidad
2 x 200
2 x 283
2 x 250
1x7
1x6
1 x 49
400
566
500
200
7
6
49
Generación
Nivel de
media anual
estudio 6/
(GWh)
260
706
252
326
42
26
41
D
D
P
D
F
F
F
1/ La potencia y generación corresponden a la ampliación
2/ La generación media anual no considera la repotenciación de la central
3/ La generación corresponde a horas pico; la C.H. Ing. Fernando Hiriart Balderrama (presa Zimapán) reduce su factor de planta de 0.53 a 0.14
4/ La generación corresponde a la ampliación de la capacidad
5/ La repotenciación corresponde a las 6 unidades en operación
6/ D: diseño
F: factibilidad
P: prefactibilidad
Cuadro 3.6
3 - 12
Catálogo de proyectos geotermoeléctricos y eoloeléctricos
Área
Número de Capacidad
unidades por unidad Estado
(MW)
Proyecto
Geotermoeléctricos
Baja California Cerro Prieto V
Occidental
Cerritos Colorados 1a etapa
Occidental
Cerritos Colorados 2a etapa
Oriental
Los Humeros II condensación
Oriental
Los Humeros II baja presión
Oriental
Los Humeros III
2
1
2
1
7
1
53.50
26.62
26.62
26.62
3.47
26.62
78
78
78
78
78
1.3
1.3
1.3
1.3
1.3
Generación
media anual
(GWh)
Nivel de
estudio 1/
Baja California
Jalisco
Jalisco
Puebla
Puebla
Puebla
745
186
372
186
156
186
D
F
P
D
D
P
Oaxaca
Oaxaca
Oaxaca
Oaxaca
Oaxaca
361
373
373
373
373
L
F
F
F
F
Eoloeléctricos
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
La Venta III
Oaxaca I
Oaxaca II
Oaxaca III
Oaxaca IV
1/ L: por licitar
F: factibilidad
P: prefactibilidad
Cuadro 3.7
Proyectos termoeléctricos con estudios de sitio terminados o en proceso
Área
Proyecto
Baja California
CC Baja California (Presidente Juárez)
TG Baja California II (SLRC)
Presidente Juárez conversión TG/CC
CC Baja California III (Ensenada)
Número de
unidades x
potencia por
unidad 1/
Capacidad
total
factible
(MW)
1 X 259
6 X 37.3
1 X 93
1X288
259
223
93
288
1 X 46
1 X 43
3X3.6
46
43
10.8
1 X 750
750
El Tepetate
1 X 642
642
Sitio Las Américas
1 X 402
1 X 652
402
652
Sitio La Trinidad, Durango
Sitio por definir
2/
Baja California Sur
CI Baja California Sur II (Coromuel)
CI Baja California Sur III (Coromuel)
CI Guerrero Negro III
Noreste
CC Tamazunchale II
Noroeste
CC Agua Prieta II (híbrido)
Norte
CC Norte (La Trinidad)
CC Norte II (Chihuahua)
2/
3/
Observaciones
Sitio CT Presidente Juárez
Sitio Ejido San Luis, Sonora
Sitio CT Presidente Juárez
Estudio en proceso
Sitio San Francisco
Sitio San Francisco
Sitio Vizcaíno
Occidental
Carboeléctrica del Pacífico
Manzanillo I repotenciación U1
Manzanillo I repotenciación U2
Manzanillo II repotenciación U1
Manzanillo II repotenciación U2
1 X 678
678
758
758
758
758
CT
CT
CT
CT
CT
Central
Valle de México repotenciación U2
Valle de México repotenciación U3
1 X 530
1 X 530
530
530
CT Valle de México
CT Valle de México
Oriental
San Lorenzo conversión TG/CC
1 X 139
139
TG San Lorenzo, Puebla
8,318
TOTAL
CC: Ciclo combinado
TG: Turbogás
CT: Central termoeléctrica
CI: Combustión interna
1/ Para el caso de CC, se refiere al número de ciclos
2/ Incluye 25 MW de campo solar
3/ Estudios de sitio en proceso
Cuadro 3.8
3 - 13
Plutarco Elías Calles
Manuel Álvarez
Manuel Álvarez
Manzanillo II
Manzanillo II
En el cuadro 3.9 se presentan características y
datos técnicos obtenidos del documento COPAR de
Generación.
Avances
tecnológicos
recientes
han
permitido
alcanzar eficiencias por arriba de 50% en
ciclos combinados, superando las de centrales
carboeléctricas con valores de 38% y de térmicas
convencionales
con
valores
entre
30%
y
37 por ciento.
Características y datos técnicos de proyectos típicos
Central
Térmica convencional
Turbogás
1_/
Aeroderivada gas
1_/
Industrial gas
1_/
Industrial gas F
1_/
Industrial gas G
1_/
Aeroderivada diesel
Ciclo combinado gas
1x1 F
2x1 F
1x1 G
2x1 G
Diesel
Eficiencia
bruta
(%)
Vida
económica
(años)
Usos
propios
(%)
2 X 350
2 X 160
2 X 84
2 X 37.5
37.56
36.31
32.42
30.63
30
30
30
30
0.750
0.650
0.650
0.650
5.8
6.2
6.4
8.3
1 X 43.4
1 X 85
1 X 190
1 X 266
1 X 41.3
37.97
30.00
33.71
35.68
38.40
30
30
30
30
30
0.125
0.125
0.125
0.125
0.125
1.1
1.0
0.8
1.2
0.8
1X291
1X585
1X398
1X798
51.86
51.96
52.40
52.44
30
30
30
30
0.800
0.800
0.800
0.800
2.9
2.8
2.8
2.7
2 X 18.7
3 X 13.5
3 X 3.4
47.61
47.35
43.53
25
25
25
0.650
0.650
0.650
5.1
5.7
7.1
2 X 350
1 X 700
1 X 700
37.84
41.67
41.67
30
30
30
0.800
0.800
0.800
7.2
6.4
10.6
1 X 1,356
34.54
40
0.850
4.1
1_/
2_/
Carboeléctrica
C. supercrítica s/desulfurador
C. supercrítica c/desulfurador
Nuclear (ABWR)
Factor
de planta
típico
Potencia
(MW)
1_/ La potencia y eficiencia están determinadas bajo las siguientes condiciones ISO: temperatura ambiente
de 15 grados centígrados, humedad relativa de 60% y presión a nivel del mar
2_/ La potencia y eficiencia están determinadas bajo condiciones ISO 3046/1-1986: temperatura ambiente
de 25 grados centígrados, humedad relativa de 30% y presión barométrica de 1.0 bar
Cuadro 3.9
3.8
Participación en el cambio climático
A principios de 2005, la SENER creó el Comité de
Cambio Climático del Sector Energía. Éste coordinará
las acciones, dará seguimiento y definirá políticas
relacionadas con el cambio climático y el Mecanismo
de Desarrollo Limpio (MDL) del Sector Energía en
México.
Proyectos de generación tales como hidroeléctricas,
geotermoeléctricas,
eoloeléctricas,
solares,
repotenciación y RM,
así como repotenciación
de líneas de transmisión y reducción de pérdidas
técnicas, entre otros, tienen un impacto favorable en
1/
el cambio climático. Además, centrales que utilicen
fuentes renovables de energía poseen el beneficio
adicional de contribuir a la diversificación del sistema
de generación. Sin embargo, muchas veces este tipo
de proyectos no se materializan debido a que no
se dispone de recursos presupuestales suficientes
para su realización. En este contexto y para dar
cumplimiento a la cláusula de adicionalidad que limita
la participación de proyectos en el MDL, la SENER ha
planteado lo siguiente 1/:
Para el cumplimiento de los objetivos y metas del
presente programa, tanto el gobierno de México
como las otras partes interesadas se valdrán de los
Fuente: Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico, SENER
3 - 14
recursos financieros previstos por las convenciones
y tratados de los que México sea parte, así como de
los programas internacionales de financiamiento, el
mecanismo de desarrollo limpio u otros instrumentos
económicos que se hayan diseñado o puesto en
marcha antes y durante el periodo de duración del
presente programa.
De esta manera se abre para CFE la posibilidad de
que este tipo de proyectos participen en el MDL a fin
de vender reducciones de emisiones, lo que mejorará
su viabilidad económica y financiera.
Específicamente para aquellos proyectos incluidos
en el presente programa, que por su naturaleza
contribuyan a la reducción de emisiones de Gases de
Efecto Invernadero a la atmósfera, se requerirá de
los recursos provenientes de la comercialización de
dichas reducciones en el mercado internacional de
carbono, a fin de que sean económicamente viables,
y puedan avanzar de su programación a su ejecución
y puesta en marcha.
Los resultados de los estudios de planificación indican
que para satisfacer la demanda del servicio público
en 2006-2016 se requerirán 27,037 MW de capacidad
adicional; 6,997 MW se encuentran terminados, en
proceso de construcción o licitación y 20,040 MW
corresponden a proyectos futuros. Ver figura 3.7.
3.9
Adiciones de capacidad para el
servicio público
Adiciones de capacidad
Servicio público 1/
(MW)
20,040
27,037
6,997
Terminados, en
construcción o
licitación
Capacidad
adicional
Total de adiciones
1/ Incluye generación distribuida de LyFC (448 MW)
Figura 3.7
3.9.1 Participación de las tecnologías de
generación en el programa de expansión
La capacidad adicional requerida por el SEN para
los próximos diez años se puede obtener combinando
de diversas maneras las tecnologías disponibles.
de 2006, los costos de inversión para las diversas
tecnologías de generación disponibles y la normativa
para generar energía eléctrica con gas natural en
zonas ambientalmente críticas, se determinó un
plan de expansión del sistema de generación. Ver
cuadro 3.10.
La mezcla óptima es la que permite satisfacer la
demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel
de confiabilidad establecido por CFE y cumpliendo
con los lineamientos de política energética nacional y
la normativa ambiental.
Tomando como base los escenarios de precios de
los combustibles definidos por la SENER en febrero
3 - 15
Capacidad adicional por tecnología en 2006-2016
Servicio público (MW)
Tecnología
En construcción o
licitación 2/
Licitación
futura
Total
4,238
1,504
678
0
0
46
83
448
0
7,946
2,205
2,800
158
379
25
506
0
6,021
12,184
3,709
3,478
158
379
71
589
448
6,021
6,997
20,040
27,037
Ciclo combinado
Hidroeléctrica
Carboeléctrica
Geotermoeléctrica
Turbogás
Combustión interna
Eoloeléctrica
Generación distribuida de LyFC
Libre 3/
Total
1/
4/
1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye autoabastecimiento remoto
2/ Se incluye la capacidad que entró en operación durante 2006
3/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: Ciclo combinado (utilizando gas
natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía
4/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Cuadro 3.10
En el plan se incluye una participación importante de
ciclos combinados. Esta tecnología tiene alta eficiencia
en el proceso de conversión de la energía, permite
una generación con bajos niveles de contaminación
y da flexibilidad para utilizar otro energético con
estaciones gasificadoras.
Sin embargo, la tendencia observada en los últimos
años en los precios de los combustibles fósiles, hace
prever que los de gas natural para el caso del doméstico
nacional tendrán un precio nivelado por arriba de
6 dól/MMBtu. Superada esa frontera, la expansión de
menor costo se logra con la participación en el largo
plazo de proyectos basados en tecnologías de carbón
y nuclear.
Debido a los periodos de licitación y construcción
de este tipo de proyectos, se ha considerado que a
partir de 2014 será posible reactivar la instalación
de centrales carboeléctricas y para el largo plazo,
se prevé la posibilidad de programar centrales
nucleares.
Lo anterior permite cumplir con el Programa Sectorial
de Energía 2001 - 2006 (PROSENER), el cual señala
que dentro de una política nacional con visión de largo
alcance en materia energética, no puede dejar de
analizarse la conveniencia de contar en un futuro con
una nueva central nuclear que permita diversificar
las fuentes de energía y reducir las emisiones de
gases de efecto invernadero.
Para este mismo fin el 10 de mayo de 2006, se creó
el Comité de Apoyo para la Toma de Decisiones en
Materia de Energía Nuclear (Comité Nuclear, publicado
en el DOF del 18 de julio de 2006), de tal manera que
se analice la factibilidad de desarrollar un programa
para expandir la capacidad nucleoeléctrica.
Con base en los análisis de la expansión para la
diversificación de las fuentes de generación y
considerando las recomendaciones del Comité
Nuclear mencionado, se plantea que para reducir la
dependencia del sector eléctrico en el gas natural,
la capacidad adicional de generación de energía
eléctrica no comprometida, que se incluye en este
programa como tecnología libre, podría satisfacerse
con las tecnologías: nucleoeléctrica, ciclo combinado
utilizando nuevas tecnologías como gasificación
de residuos de vacío, gasificación de carbón y
gasificación de otros combustibles, carboeléctrica o
importación de energía.
Una de las acciones estratégicas que CFE ha
considerado para diversificar el suministro de gas
para centrales eléctricas, es la importación de gas
natural licuado y la instalación de terminales de
regasificación en las costas del Golfo de México,
del occidente del país y de la península de Baja
California.
Por lo anterior, CFE ha adjudicado un contrato de
compra de gas natural a partir de una estación de
regasificación de GNL en el puerto de Altamira, Tamps.
Esta terminal entró en operación en octubre de 2006
con una capacidad de 300 millones de pies cúbicos
diarios (MMpcd) y se incrementará a 500 MMpcd en
enero de 2007. Con este contrato se suministrará gas
a las centrales Altamira V, Tamazunchale y Tuxpan V.
Similar al caso de Altamira, para garantizar el
aprovisionamiento de gas a plantas del área Baja
California, CFE ha contratado el suministro de gas
en centrales de generación con un promedio de
235 MMpcd a partir de julio de 2008. Este combustible
provendrá de una terminal de GNL ubicada en
Ensenada, BC.
3 - 16
En la costa del Pacífico se ha considerado la
instalación de una terminal de regasificación de GNL
en Manzanillo, lo que daría seguridad al suministro
de gas en el occidente del país y permitiría
desarrollar proyectos de generación en esta región.
En una primera etapa se estima una producción de
500 MMpcd. Este proyecto se encuentra en proceso
de licitación.
en proceso de construcción o de licitación se
presenta en el cuadro 3.11, donde se informa
sobre los proyectos: región donde se ubicará, tipo
de tecnología, año del concurso, modalidad de
licitación, capacidad y año previsto para la operación
comercial.
La figura 3.8 muestra la ubicación de las centrales
terminadas o en proceso de construcción.
3.9.2 Capacidad en construcción o licitación
Los proyectos en proceso de licitación se muestran
en la figura 3.9.
El programa de unidades generadoras terminadas,
Proyectos de generación terminados, en construcción o en licitación1/2/
Servicio público
Proyecto
Ubicación
Tipo
Fecha
del
concurso
Modalidad
de
licitación
2006
2007
Capacidad bruta MW
2008
2009
2010
2011
Proyectos terminados o en proceso de construcción
Altamira V
Tuxpan V
Valladolid III
Conversión El Encino TG/CC
La Venta II
Baja California Sur II
Tamazunchale
El Cajón
Carboeléctrica del Pacífico
Generación distribuida LyFC
Tamaulipas
Veracruz
Yucatán
Chihuahua
Oaxaca
Baja California Sur
San Luis Potosí
Nayarit
Michoacán
DF, Edo. de México
CC
CC
CC
CC
EO
CI
CC
HID
CAR
TG
2002
2002
2002
2003
2005
2003
2003
2002
2003
PIE
PIE
PIE
OPF
OPF
OPF
PIE
OPF
OPF
1,153
509
540
67
83
46
1,168
754
678
448
Subtotal
2,801
1,968
0
0
678
0
Proyectos en proceso de licitación
San Lorenzo conversión TG/CC
Baja California (Pdte. Juárez)
Norte (La Trinidad )
La Yesca
3/
Puebla
CC
2005
OPF
139
Baja California
Durango
Nayarit
CC
CC
HID
2006
2005
2006
OPF
PIE
OPF
259
402
Subtotal
Total anual
Acumulado
750
0
0
0
800
0
750
2,801
2,801
1,968
4,769
0
4,769
800
5,569
678
6,247
750
6,997
HID: Hidroeléctrica
CC : Ciclo combinado
CI : Combustión interna tipo diesel
EO: Eoloeléctrica
CAR: Carboeléctrica
PIE : Productor independiente de energía
OPF : Obra pública financiada
1/ Incluye generación distribuida de LyFC
2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
3/ Segunda convocatoria
Cuadro 3.11
3 - 17
Centrales terminadas o en proceso de construcción
Servicio público 5,447 MW
Conversión El Encino
TG/CC
(67MW)
Baja California Sur II
(46 MW)
Altamira V
(1,153 MW )
MW 1/
Carboeléctrica 678
Hidroeléctrica 754
Ciclo
combinado
Turbogás
Tamazunchale
(1,168 MW)
3,437
Carboeléctrica
del Pacífico
(678 MW)
448
Combustión
interna
46
Eoloeléctrica
83
Total
El Cajón
(754 MW)
Tuxpan V
(509 MW )
LyFC
(448 MW)
Valladolid III
(540 MW)
La Venta II
(83 MW)
5,447
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Figura 3.8
Capacidad adicional en proceso de licitación
Servicio público 1,550 MW
Baja California (Pdte. Juárez)
(259 MW)
Norte
(La Trinidad)
(402 MW)
MW
1/
Ciclo combinado
800
Hidroeléctrica
750
TOTAL
La Yesca
(750 MW)
San Lorenzo
conversión TG/CC
(139 MW )
1,550
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Figura 3.9
3 - 18
3.9.3
Capacidad adicional
Se refiere a capacidad futura que por su fecha
programada de operación, aún no es necesaria su
licitación.
En el cuadro 3.12 se presentan los requerimientos
de generación en esta categoría. En la figura 3.10 se
muestra la ubicación de tales proyectos.
Requerimientos de capacidad adicional
Servicio público 1/
Capacidad bruta (MW)
Proyecto
Ubicación
La Venta III
Oaxaca I, II, III y IV
Oaxaca
Oaxaca
EO
EO
Sonora
Sonora
Edo. Méx.
Baja California Sur
Baja California
Puebla
Baja California
Chihuahua
Colima
Baja California
Baja California Sur
Edo. Méx.
Baja California Sur
Hidalgo
Edo. Méx.
Colima
Baja California
Hidalgo, Queréraro
Jalisco
Nuevo León
Yucatán
Sinaloa
Chihuahua
San Luis Potosí
Tamaulipas
Sinaloa
Michoacán
Guerrero
Yucatán
Guerrero
Sonora
Sinaloa
Veracruz
Coahuila
Hidalgo
Por definir
Yucatán
Baja California
Sonora
CC
TG
CC
CI
GEO
GEO
CC
CC
CC
LIBRE
LIBRE
CC
CI
CC
CC
CC
LIBRE
HID
CC
LIBRE
CC
CAR
LIBRE
CC
LIBRE
CAR
HID
HID
CC
HID
LIBRE
CAR
LIBRE
LIBRE
HID
CAR
CC
TG
LIBRE
2/
Agua Prieta II
Baja California II (SLRC)
Valle de México repotenciación U2
Guerrero Negro III
Cerro Prieto V
Humeros
Presidente Juárez conversión TG/CC
Norte II (Chihuahua)
Manzanillo I repotenciación U1 y U2
Baja California III (Ensenada)
Baja California Sur III, IV, V, VI, VII y VIII
Valle de México repotenciación U3
Sta. Rosalía
Tula repotenciación U1 y U2
Valle de México repotenciación U1
Manzanillo II repotenciación U1 y U2
Baja California IV (Tijuana)
Río Moctezuma
Guadalajara I
Noreste (Monterrey)
Peninsular I
Topolobampo I
Norte III (Juárez)
Tamazunchale II
Reynosa
Topolobampo II
Villita ampliación
Infiernillo repotenciación
Peninsular II
La Parota U1, U2 y U3
Baja California V (SLRC)
Topolobampo III
Veracruz I y II
Norte IV (Torreón)
Ampliación Zimapán
Oriental I
Peninsular III
Baja California VI (Mexicali)
Sonora I
Tipo
2008
2009
2010
101
304
2011
2012
458
288
43
380
458
2013
2014
2015
642
223
380
11
107
51
93
652
43
86
14
554
380
86
554
408
288
408
645
645
139
734
180
700
683
750
764
700
400
200
180
900
279
700
1,400
671
566
700
180
156
656
Total anual
101
1,357
1,250
1,169
2,279
Acumulado
101
1,458
2,708
3,877
6,156
Adiciones de capacidad terminadas, en proceso de construcción o comprometidas
Total de adiciones para el Sistema Eléctrico Nacional
2,758
4,130
3,044
8,913 12,865 16,995
3,952
20,040
3/
6,997
27,037
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
2/ Incluye 25 MW de campor solar
3/ Incluye generación distribuida LyFC
HID: Hidroeléctrica
CAR : Carboeléctrica
CC : Ciclo combinado
2016
101
CI : Combustión interna tipo diesel
LIBRE: Tecnología aún no definida
Cuadro 3.12
En el cuadro anterior se indica la ubicación más
conveniente para las adiciones de capacidad. Sin
embargo, la LSPEE y su reglamento dan la libertad
de proponer una diferente, aun cuando esto involucre
transmisión adicional para llegar al punto de
interconexión preferente y, en su caso, a los puntos
alternativos especificados por CFE en las bases de
licitación.
Por tanto, se abren otras opciones para aprovechar
la energía eléctrica cuyo costo total de largo plazo
sea el menor con el fin de proporcionar la calidad y
confiabilidad que requiere el servicio público.
3 - 19
GEO: Geotermoeléctrica
EO : Eoloeléctrica
TG: Turbogás
Requerimientos de capacidad adicional
Servicio público 20,040 MW
Baja California IV Baja California V
(288 MW)
(279 MW)
Baja California TG
Pdte. Juárez conv . TG/CC
(156 MW)
(93 MW)
Baja California II
(223 MW)
Cerro Prieto V
(107 MW)
Baja California III
(288 MW)
Sonora I
(656 MW )
Guerrero Negro III
(11 MW)
Norte III
(683 MW)
Agua Prieta II
(642 MW)
Norte II
(652 MW)
Santa Rosalía
(14 MW)
Topolobampo I, II, III
(3x700 MW)
Norte IV
(671 MW)
Baja California Sur
III, IV,V,VI,VII, VIII
(6x43 MW)
Noreste
(734 MW)
Reynosa
(764 MW)
Tamazunchale II
MW 1/
Carboeléctrica
Eoloeléctrica
2,800
506
Hidroeléctrica
2,205
Ciclo
combinado
7,946
Combustión
interna
Libre
Turbogás
Geotermoeléctrica
Total
25
(750 MW)
Río Moctezuma
Guadalajara I, II
(139 MW)
(2x645 MW)
Ampliación Zimapán
(566 MW)
Manzanillo I rep. U1, U2
Tula rep. U1, U2
Humeros
(2x458 MW)
(2x554MW)
(51 MW)
Manzanillo II rep. U1, U2
(2x408 MW)
379
Peninsular I, II , III
(3x180 MW)
V. de México rep. U1, U2, U3
(3x380 MW)
Villita
ampliación
(400 MW)
6,021
Veracruz I y II
(1,400 MW )
Infiernillo
repotenciación
(200 MW)
La Parota
(900 MW)
Oriental I
(700 MW)
La Venta III
(101 MW)
Oaxaca I, II, III y IV
(4x101 MW)
158
20,040
1/ Las cifras están redondeadas, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Figura 3.10
En cuanto al tipo de los proyectos de generación,
también existe la libertad para proponer otras
tecnologías.
Dichas especificaciones deberán plantearse de
modo que permita a todos los interesados expresar
con flexibilidad el contenido de sus propuestas en
cuanto a tecnología, combustible, diseño, ingeniería,
construcción y ubicación de las instalaciones.
3.10
En el cuadro 3.13 se muestran los proyectos que se
han diferido entre los programas de requerimientos
de capacidad 2004 y 2005. A su vez, en el
cuadro 3.14 se indican los pospuestos en 2006.
Evolución de la capacidad del
servicio público
Cada año, como parte del proceso de planificación
se revisan de manera sistemática las fechas de
operación programadas para los proyectos de
generación. Lo anterior, basado en los cambios de las
expectativas económicas del país, las cuales inciden
directamente en la estimación de la demanda de
electricidad, como se ha expuesto en el capítulo 1.
A partir de 2001 se ha registrado una reducción en el
ritmo de crecimiento de la demanda, por lo que se han
efectuado ajustes a las adiciones de capacidad para
cumplir en lo posible con los criterios de reserva.
3 - 20
Proyectos de generación diferidos
POISE 2005 vs POISE 2004
Comparación de programas de requerimientos de capacidad
PRC del 03 de agosto de 2005
PRC del 09 de septiembre de 2004
Proyecto
Baja California Sur I (Coromuel)
La Laguna II
Río Bravo IV
Hermosillo conversión TG/CC
Presa reguladora Amata
Conversión El Encino TG/CC
La Venta II
Tuxpan V
Altamira V
Baja California Sur II (Coromuel)
El Cajón U1
El Cajón U2
Tamazunchale
Baja California (Mexicali II)
San Lorenzo conversión TG/CC
Tuxpan conversión TG/CC
Norte (Samalayuca IV)
Carboeléctrica del Pacífico
Central (Valle de México)
Agua Prieta II
Norte II (Torreón)
Central II (Valle de México)
Tamazunchale II
Occidental
La Venta III
Baja California Sur III (Coromuel)
Baja California II (Ensenada)
La Parota U1
La Parota U2
La Parota U3
Central III
Noreste (Monterrey)
Tamazunchale III
Norte III (Fco. Villa)
La Venta IV
Santa Rosalía
Baja California III (SLRC)
Río Bravo V
Occidental II
Oriental I (Dos Bocas)
Occidental III
Noroeste (Guaymas)
Villita ampliación
Infiernillo repotenciación
Baja California IV (Tijuana)
Pacífico I
Norte IV (El Encino)
Peninsular (Santa Lucía)
Norte V (Juárez)
Central IV
Occidental IV
Pacífico II
La Venta V
Río Bravo VI
Baja California Sur V
Oriental II (Dos Bocas)
MW
43
513
518
90
0
67
101
512
1155
39
375
375
1046
228
142
92
456
700
428
469
440
428
1046
550
101
38
255
300
300
300
550
428
523
450
101
10
253
550
550
520
550
469
400
200
255
700
450
550
450
550
550
700
101
512
38
550
Mes
Jul
Abr
Abr
May
Jun
Mar
Jul
Sep
Nov
Ene
May
Ago
Jun
Mar
Abr
Abr
Jul
Feb
Mar
Mar
Abr
Mar
Mar
Abr
Abr
Abr
Abr
Ene
Abr
Jul
Mar
Mar
Mar
Mar
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Mar
Mar
Mar
Abr
Abr
Abr
Abr
Mar
Mar
Mar
Mar
Mar
Abr
Abr
Abr
Abr
Nov
Año
2004
2005
2005
2005
2005
2006
2006
2006
2006
2007
2007
2007
2007
2008
2008
2008
2008
2009
2009
2009
2009
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2011
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
Proyecto
Baja California Sur I (Coromuel)
La Laguna II
Río Bravo IV
Hermosillo conversión TG/CC
Presa reguladora Amata
Conversión El Encino TG/CC
La Venta II
Tuxpan V
Altamira V
Baja California Sur II (Coromuel)
El Cajón U1
El Cajón U2
Tamazunchale
Baja California (Presidente Juárez)
San Lorenzo conversión TG/CC
Tuxpan conversión TG/CC
Norte (La Trinidad)
Carboeléctrica del Pacífico
Valle de México repotenciación U2
Agua Prieta II
Norte II (Chihuahua)
Valle de México repotenciación U3
Tamazunchale II
Manzanillo I repotenciación U1
La Venta III
Baja California Sur III (Coromuel)
Baja California II (SLRC)
La Parota U1
La Parota U2
La Parota U3
Central III (Valle de México)
Noreste (Monterrey)
Tamazunchale III
Norte III (Juárez)
La Venta IV
Santa Rosalía
Baja California III (Ensenada)
Posterior a 2014
Manzanillo I repotenciación U2
Dos Bocas (Veracruz)
Manzanillo II repotenciación U1
Guaymas
Villita ampliación
Infiernillo repotenciación
Baja California IV (Mexicali)
Posterior a 2014
Norte IV (Torreón)
Mérida IV
Posterior a 2014
Posterior a 2014
Manzanillo II repotenciación U2
Posterior a 2014
La Venta V
Posterior a 2014
Baja California Sur V
Dos Bocas II (Veracruz)
Cuadro 3.13
3 - 21
MW
43
512
514
91
0
67
85
509
1153
46
377
377
1168
259
134
92
403
700
380
642
666
380
682
458
101
38
224
300
300
300
550
656
682
666
101
14
253
Mes
Jul
Mar
Abr
Jul
Ago
Ago
Nov
Sep
Nov
Ene
May
Ago
Jun
Mar
Ago
Mar
Abr
Abr
Mar
Mar
Abr
Abr
Abr
Abr
Sep
Abr
Abr
Ene
Abr
Jul
Abr
Abr
Abr
Abr
Sep
Abr
Abr
Año
2005
2005
2005
2005
2005
2006
2006
2006
2006
2007
2007
2007
2007
2008
2008
2009
2009
2010
2009
2009
2010
2011
2011
2010
2008
2011
2010
2012
2012
2012
2013
2012
2012
2013
2009
2011
2010
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
2011
2013
2012
2012
2014
2014
2012
605 Abr
690 Abr
2014
2014
458 Abr
2013
101 Abr
2010
38 Abr
776 Abr
2014
2014
458
776
458
592
400
200
255
Proyectos de generación diferidos
POISE 2006 vs POISE 2005
Comparación de programas de requerimientos de capacidad
PRC del 03 de agosto de 2005
Proyecto
La Venta II
Baja California (Presidente Juárez)
San Lorenzo conversión TG/CC
Tuxpan conversión TG/CC
Norte (La Trinidad)
Valle de México repotenciación U2
La Venta IV
Carboeléctrica del Pacífico
Norte II (Chihuahua)
Manzanillo I repotenciación U1
Presidente Juárez conversión TG/CC
Baja California II (SLRC)
Baja California III (Ensenada)
La Venta V
Cerro Prieto V
Humeros
Tamazunchale II
Baja California Sur III (Coromuel)
Santa Rosalía
Manzanillo I repotenciación U2
La Venta VI
La Parota U1
La Parota U2
La Parota U3
Noreste (Monterrey)
Tamazunchale III
Manzanillo II repotenciación U1
Guaymas
Baja California IV (Mexicali)
Baja California Sur IV
Guadalajara
La Venta VII
Central III (Valle de México)
Norte III (Juárez)
Dos Bocas (Veracruz)
Manzanillo II repotenciación U2
Baja California V (Mexicali)
Guadalajara II
Norte IV (Torreón)
Mérida IV
Baja California Sur V
Dos Bocas II (Veracruz)
Baja California VI
MW
85
259
134
92
403
380
101
700
666
458
84
224
253
101
100
25
682
38
14
458
101
300
300
300
656
682
458
592
255
38
446
101
550
666
776
458
250
446
605
690
38
776
250
PRC del 04 de agosto de 2006
Mes
Nov
Mar
Ago
Mar
Abr
Mar
Sep
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Ene
Abr
Jul
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Año
2006
2008
2008
2009
2009
2009
2009
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2011
2011
2011
2011
2011
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2014
2014
2014
2014
2014
Proyecto
La Venta II
Baja California (Presidente Juárez)
San Lorenzo conversión TG/CC
Cancelado 1/
Norte (La Trinidad)
Valle de México repotenciación U2
Oaxaca I
Carboeléctrica del Pacífico
Norte II (Chihuahua)
Manzanillo I repotenciación U1
Presidente Juárez conversión TG/CC
Baja California II (SLRC)
Baja California III (Ensenada)
Oaxaca II
Cerro Prieto V
Humeros
Tamazunchale II
Baja California Sur III (Coromuel)
Santa Rosalía
Manzanillo I repotenciación U2
Oaxaca III
La Parota U1
La Parota U2
La Parota U3
Noreste (Monterrey)
Posterior a 2016
Manzanillo II repotenciación U1
Sonora I
Baja California IV (Tijuana)
Baja California Sur IV (Coromuel)
Guadalajara I
Oaxaca IV
Valle de México repotenciación U1
Norte III (Juárez)
Veracruz I y II
Manzanillo II repotenciación U2
Baja California V (SLRC)
Guadalajara II
Norte IV (Torreón)
Peninsular I
Baja California Sur V y VI
Oriental I
Baja California VI (Mexicali)
1/ La TG Tuxpan se utilizará para repotenciar las unidades 1, 2 y 3 de la CT Poza Rica (RM)
Cuadro 3.14
3 - 22
MW
83
259
139
Mes
Nov
Mar
Abr
Año
2006
2009
2009
402
380
101
678
652
458
93
223
288
101
107
51
750
43
14
458
101
300
300
300
734
Jun
May
Nov
Feb
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Sep
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Sep
Abr
Jul
Oct
Abr
2009
2009
2009
2010
2010
2011
2010
2009
2011
2010
2010
2010
2014
2010
2012
2012
2010
2015
2015
2015
2012
408
656
288
43
645
101
380
683
1400
408
279
645
671
180
86
700
156
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Sep
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
2013
2016
2013
2011
2013
2010
2012
2013
2015
2014
2015
2014
2015
2013
2014
2016
2016
El cuadro 3.15 y la figura 3.11 muestran las cifras
estimadas de la capacidad de generación para el
servicio público 2006-2016.
sistema de generación y de los ajustes mencionados,
en el cuadro 3.16 se presenta el PRC para atender
las necesidades de demanda de energía del servicio
público en 2006 - 2016.
Como resultado de los estudios de expansión del
Evolución esperada de la capacidad
Servicio público 1/
(MW)
Capacidad a diciembre de 2005
Adiciones acumuladas
Adiciones acumuladas LyFC
2/
Retiros acumulados
Capacidad a diciembre de cada año
3/
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
46,534
46,534
46,534
46,534
46,534
46,534
46,534
46,534
46,534
46,534
46,534
2,354
4,322
4,423
6,580
8,508
10,427
12,706
15,464
19,416
23,545
26,589
448
448
448
448
448
448
448
448
448
448
448
127
450
674
991
1,982
2,734
2,903
3,846
4,546
4,546
4,546
49,209
50,854
50,731
52,571
53,508
54,675
56,785
58,599
61,851
65,981
69,024
1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto
2/ La SENER autorizó para su inclusión en el PEF 2005, el proyecto de generación distribuida de LyFC
3/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Cuadro 3.15
Evolución de la capacidad
Servicio público
(MW)
1/ 2/
69,024
27,037
46,534
-4,546
Total a
diciembre de 2005
Retiros
Adiciones 3/
Total a
diciembre de 2016
1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto
2/ Las cifras está
están redondeadas a nú
números enteros, por lo que los totales podrí
podrían no corresponder exactamente
3/ Incluye generació
generación distribuida de LyFC (448 MW)
Figura 3.11
3 - 23
Programa de requerimientos de capacidad
Servicio público 1/
Escenario de planeación
Año Proyecto
2006 Valladolid III 7/ 9/
Tipo
Capacidad
Bruta
Neta
MW
MW
Mes
Área
43
375
1,135
375
1,928
Ene
May
Jun
Ago
BCS
OCC
NES
OCC
101
101
99
99
Sep
ORI
CC
CC
CC
TG
CI
CC
CC
EO
642
259
139
223
11
380
402
101
2,157
625
252
130
220
10
369
392
99
2,098
Mar
Mar
Abr
Abr
Abr
May
Jun
Nov
NOR
BC
ORI
BC
AIS
CEL
NTE
ORI
2010 Carboeléctrica del Pacífico 10/
CAR
CC
LIBRE
CC
GEO
GEO
EO
678
93
43
652
107
51
304
1,928
651
90
42
634
100
46
298
1,861
Feb
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Sep
OCC
BC
BCS
NTE
BC
ORI
ORI
2011 La Yesca U1
HID
CC
CC
LIBRE
LIBRE
HID
375
458
380
288
43
375
1,919
373
454
369
279
42
373
1,890
Feb
Abr
Abr
Abr
Abr
May
OCC
OCC
CEL
BC
BCS
OCC
2012 Valle de México repotenciación U1 8/
CC
HID
LIBRE
CI
CC
CC
380
139
734
14
458
554
2,279
370
138
714
13
454
538
2,227
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
CEL
OCC
NES
AIS
OCC
CEL
2013 Norte III (Juárez) 5/ 8/
LIBRE
LIBRE
CC
CC
CC
CC
683
288
408
645
180
554
2,758
665
280
404
627
175
538
2,688
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
NTE
BC
OCC
OCC
PEN
CEL
2014 Reynosa 8/
LIBRE
HID
HID
LIBRE
CC
CC
CC
CAR
764
400
200
86
750
408
645
700
3,952
743
398
199
83
729
404
627
649
3,833
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
NES
OCC
OCC
BCS
NES
OCC
OCC
NOR
2015 Veracruz I y II 10/
LIBRE
LIBRE
HID
LIBRE
CC
CAR
HID
HID
1,400
671
300
279
180
700
300
300
4,130
1,252
653
299
271
175
649
299
299
3,895
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Jul
Oct
ORI
NTE
ORI
BC
PEN
NOR
ORI
ORI
CAR
CAR
TG
LIBRE
CC
LIBRE
HID
700
700
156
656
180
86
566
3,044
26,589
649
682
151
638
175
83
563
2,941
25,750
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Nov
NOR
ORI
BC
NOR
PEN
BCS
OCC
540
67
509
83
1,153
2,353
525
65
495
83
1,121
2,289
CI
HID
CC
HID
46
377
1,168
377
1,968
2008 La Venta III
EO
2009 Agua Prieta II 4/ 8/
Conversión
Tuxpan V
La Venta II
Altamira V
CC
CC
CC
EO
CC
el Encino TG/CC 2/ 7/ 9/
7/ 9/
7/
7/ 9/
2007 Baja California Sur II (Coromuel) 7/ 9/
El Cajón U1 7/
Tamazunchale 7/ 9/
El Cajón U2 7/
Baja California (Presidente Juárez) 8/
San Lorenzo conversión TG/CC 2/ 9/
Baja California II (SLRC) 8/
Guerrero Negro III 8/
Valle de México repotenciación U2 3/ 8/
Norte (La Trinidad) 9/
Oaxaca I
Presidente Juárez conversión TG/CC 2/ 6/ 8/
Baja California Sur III (Coromuel) 6/ 8/
Norte II (Chihuahua) 8/
Cerro Prieto V 6/
Humeros
Oaxaca II, III y IV
Manzanillo I repotenciación U1 3/ 8/
Valle de México repotenciación U3 3/ 8/
Baja California III (Ensenada) 6/ 8/
Baja California Sur IV (Coromuel) 6/ 8/
La Yesca U2
Río Moctezuma
Noreste (Monterrey) 5/ 8/
Santa Rosalía 8/
Manzanillo I repotenciación U2 3/ 8/
Tula repotenciación U1 8/
Baja California IV (Tijuana) 5/ 6/ 8/
Manzanillo II repotenciación U1 3/ 8/
Guadalajara I 8/
Peninsular I 8/
Tula repotenciación U2 8/
Villita ampliación
Infiernillo repotenciación
Baja California Sur V y VI 6/ 8/
Tamazunchale II 8/
Manzanillo II repotenciación U2 3/ 8/
Guadalajara II 8/
Topolobampo I 10/
Norte IV (Torreón) 8/
La Parota U1
Baja California V (SLRC)
Peninsular II 8/
Topolobampo II 10/
La Parota U2
La Parota U3
5/ 6/ 8/
2016 Topolobampo III 10/
Oriental I 10/
Baja California VI (Mexicali) 6/ 8/
Sonora I 10/
Peninsular III 8/
Baja California Sur VII y VIII 6/ 8/
Ampliación Zimapán
Total
Jun
Ago
Sep
Nov
Nov
PEN
NTE
ORI
ORI
NES
CC: Ciclo combinado
CAR: Carboeléctrica
CI:Combustión interna
GEO: Geotermoeléctrica
TG: Turbogás
EO: Eoloeléctrica
HID: Hidroeléctrica
1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación distribuida de LyFC
8/ Capacidad media anual
2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC
9/ Capacidad de verano
3/ Adición de turbinas a gas para repotenciación a CC
10/ Capacidad ISO
4/ Incluye 25 MW de campo solar
LIBRE: La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones
5/ Instalación de central o inyección de potencia
posibles son: Ciclo combinado (que utilicen gas natural, gas natural licuado, residuos
6/ Se está analizando la interconexión al SIN de los sistemas BC y BCS
de vacio, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía
7/ Capacidad de contrato
Cuadro 3.16
3 - 24
3.10.1 Repotenciaciones
El uso de nuevas tecnologías para la generación
de energía eléctrica es importante ya que permite
diversificar y aumentar la eficiencia del parque de
generación. Tal es el caso de las repotenciaciones
de unidades de vapor a ciclos combinados. Esto se
posibilita mediante el uso de turbinas de gas acopladas
a unidades de vapor. Tal arreglo permite incrementar
la capacidad entre 150% y 200% aproximadamente,
con eficiencias ligeramente menores a las de ciclos
combinados nuevos. Además, la inversión para estos
proyectos es menor entre 25% y 40% respecto a
CC nuevos y resuelven el problema ambiental al
cambiar de combustóleo a gas.
En el programa de expansión actual, se incluyen
repotenciaciones para las unidades 1 y 2 de
Manzanillo I de 300 MW cada una, las cuales
incrementarán su capacidad a 758 MW mediante
2 turbinas de 261 MW de capacidad ISO acopladas a
cada unidad de vapor, con una eficiencia cercana a
50 por ciento. El mismo arreglo aplica para las
unidades 1 y 2 de Manzanillo II. Esto permitiría ampliar
la capacidad de esas dos centrales en 1,732 MW.
Para el área Central se ha programado la
repotenciación de las unidades 2, 3 y 1 de la planta
Valle de México, a fin de obtener una capacidad de
530 MW por unidad, lo que significa un incremento de
380 MW por cada una, mediante dos turbinas de gas
de 261 MW de capacidad ISO. Así mismo, la central
Tula en sus unidades 1 y 2 de 300 MW cada una,
agregando tres turbinas de gas a cada una con el fin
de obtener una capacidad de 854 MW por unidad de
vapor, esto es, un incremento de 554 MW de turbinas
de gas en cada unidad.
Así el PRC 2006 considera seis centrales de este tipo
denominadas La Venta II y III, y Oaxaca I, II, III
y IV con una capacidad total de 590 MW durante
2006 – 2010. Estas se ubicarán en el Istmo
de Tehuantepec en la región conocida como
La Ventosa.
Para su análisis en la participación de la mezcla de
tecnologías, así como en su evaluación económica,
se han considerado apoyos económicos del fondo
verde que administrará la SENER.
3.10.3 Centrales carboeléctricas
Tomando como base los escenarios de precios de
los combustibles definidos por la SENER en febrero
de 2006 y los costos de inversión para las diversas
tecnologías de generación, la nuclear y de carbón
podrían resultar competitivas. Este programa
plantea la reactivación de la tecnología de carbón en
la expansión del sistema de generación.
De esta manera, se ha incluido en la expansión del
sistema de generación 2006 - 2016, el proyecto
Carboeléctrica del Pacífico de 678 MW que se
construye actualmente en la central Petacalco,
y cuatro plantas carboeléctricas supercríticas de
700 MW cada una a partir de 2014.
3.10.4 Participación de tecnologías en la
expansión
En la figura 3.12 se muestra la participación de las
tecnologías en el total de la capacidad efectiva en
2005 y 2016.
La repotenciación de estas centrales representa un
aumento total de capacidad de 3,980 MW y una
capacidad como ciclos combinados de 6,342 MW.
Además se estudia la repotenciación de las centrales
Lerma y Mérida II, que aportarían la capacidad
indicada en los proyectos Peninsular I, II y III.
A partir de la experiencia que se obtenga de estas
repotenciaciones para el mediano plazo, se analizará
la opción de aplicar dicha tecnología a otras
termoeléctricas existentes. Además de los beneficios
mencionados permitirá un reemplazo de capacidad en
zonas estratégicas del SIN y la solución al problema
ambiental en la región correspondiente a cada una
de las plantas involucradas.
3.10.2 Centrales eoloeléctricas
Por otro lado, a través de la Subsecretaría de
Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico,
la SENER ha solicitado a CFE incluir en el plan
de expansión de la generación, cinco proyectos
eoloeléctricos de 100 MW cada uno además de
La Venta II, como parte del Programa de Energías
Renovables a Gran Escala (PERGE).
3 - 25
Participación de tecnologías en la capacidad total
Servicio público
2005
2016
46,534 MW
69,024 MW1/
Ciclo combinado
(PIE)
17.7%
Libre 2/
8.7%
Turbogás
5.6%
Combustión interna
0.4%
Hidroeléctrica
22.6%
Turbogás
3.8% Combustión interna
0.3%
Hidroeléctrica
20.6%
Ciclo combinado
(PIE)
21.3%
Ciclo combinado
(CFE)
10.8%
Carboeléctrica
8.9%
Carboeléctrica
5.6%
3/
Dual
4.5%
Térmoeléctrica
convencional
27.8%
Nucleoeléctrica
2.9%
Geotermoeléctrica
2.1%
Eoloeléctrica
0.005%
Ciclo combinado
(CFE)
18.5%
Dual
3.0%
Nucleoeléctrica
2.0%
Geotermoeléctrica
1.5%
Eoloeléctrica
0.9%
Termoeléctrica
convencional
10.5%
1/ Incluye 448 MW de generación distribuida de LyFC
2/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (utilizando gas natural,
gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía
3/ En 2005 operó 100% con carbón
Nota: No incluye autoabastecimiento
Figura 3.12
Para 2016, la participación en la capacidad total
de las centrales termoeléctricas convencionales se
reducirá 17 puntos porcentuales respecto a 2005. Por
el contrario, los ciclos combinados se incrementarán
en 11 puntos porcentuales.
En 2016 se incluyen adiciones para las cuales aún
no se ha definido su tecnología; estas representarán
8.7% de la capacidad instalada. En el inciso 3.14 se
describen algunas opciones posibles.
Los proyectos que operarán con base en energías
renovables, así como la repotenciación de centrales
existentes contribuirán de manera importante
a la reducción de emisiones contaminantes a la
atmósfera, por lo que podrían participar en el MDL y
atraer recursos financieros adicionales que mejorarán
la viabilidad de estos proyectos.
3.11
Evolución de la capacidad del
Sector Eléctrico (SE)
La figura 3.13 muestra la evolución de la
expansión del SE incluyendo servicio público y
autoabastecimiento.
3 - 26
Evolución de la capacidad del sector eléctrico
(MW)
1/
77,451
8,427
29,761
2,724
27,037
69,024
52,369
46,534
5,835
-4,546
-132
Total a
diciembre de 2005
Retiros
Adiciones
Autoabastecimiento
Servicio público
Total a
diciembre de 2016
2/
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
2/ Considera capacidad de proyectos de autoabastecimiento de temporada abierta 1,899 MW
Figura 3.13
3.12
Margen de reserva de capacidad
La figura 3.14 indica el MR y el MRO del SIN.
Los valores altos de MR y MRO de 2006 a 2010
se deben principalmente a la disminución en el
crecimiento de la demanda de electricidad registrada
a partir de 2001. Ver capítulo 1.
Es importante señalar que en los estudios del
mercado eléctrico de los últimos años, las tasas de
crecimiento medio anual estimadas para la demanda
se han mantenido en el rango de 5.2% a 5.6%,
tomando como base las estimaciones de crecimiento
económico proporcionadas por la SENER y la SHCP.
En cambio, el crecimiento real de la economía y la
demanda han sido muy inferiores a lo previsto. Ver
capítulo 1.
El ajuste del MR se dificulta por la anticipación
requerida (4 a 5 años) para que un proyecto
de generación entre en operación en una fecha
establecida, considerando el tiempo desde que se
decide la adición hasta su puesta en servicio. Por
tanto, en el corto plazo no es posible ajustar el MR al
valor deseado por no ser conveniente el diferimiento
de proyectos que ya están en construcción.
3 - 27
Margen de reserva y margen de reserva operativo
Sistema interconectado nacional
%
45
.2
35
.1
33
35
.5
27
30
27%
.7
23
.1
.6
22
.5
22
.9
21
.0
22
1
4
.1
1
5
.9
1
8
20
.2
23
2
0
.5
25
6
.0
6
.0
6
.7
10
6%
6
.0
9
.7
15
6
.0
40
.3
41
.4
39
6
.0
50
1/
2012
2013
2014
2015
2016
5
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Margen de reserva
Margen de reserva operativo
1/ Valores mínimos de verano
Figura 3.14
Sin embargo, disponer de reservas altas permite
realizar un despacho más eficiente y dejar en reserva
fría las unidades más costosas, lo que representa
beneficios económicos en la operación del sistema.
Además se aprovecha esta situación para reducir
rezagos en los programas de mantenimiento y
adelantar el retiro de centrales antiguas e ineficientes.
Para ajustar los márgenes de reserva, a partir de
2010 se ha reprogramado la fecha de operación de
los proyectos que aún no están comprometidos. Este
ajuste se aplica en mayor medida a partir de 2011
donde, a excepción de la Yesca y Manzanillo I
repotenciación
U1,
no
existen
proyectos
comprometidos. Debido a necesidades regionales de
capacidad de generación, la reserva operativa se
ajusta a 6% a partir de 2012 como se observa en la
figura 3.14.
En los cuadros 3.17 y 3.18 se presenta el MR
para los sistemas Baja California y Baja California
Sur respectivamente, de acuerdo con los criterios
establecidos para su planificación.
Margen de reserva del sistema Baja California
1/
Capacidad total (MW)
Demanda (MW) 2/
Reserva de capacidad (MW)
Margen de reserva (%) 3/
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2,315
2,007
308
15.4
2,415
2,097
318
15.2
2,565
2,223
342
15.4
2,747
2,334
413
17.7
2,872
2,479
393
15.9
3,160
2,624
536
20.4
3,185
2,769
416
15.0
3,448
2,921
527
18.0
3,549
3,086
463
15.0
3,742 3,943
3,251 3,425
491
518
15.1
15.1
1/ Considera degradaciones de capacidad estacionales y para algunos años importación de energía en periodos de verano
2/ No incluye exportación
3/ Criterio de planificación: 15% de la demanda máxima
Cuadro 3.17
3 - 28
2016
Margen de reserva del sistema Baja California Sur
1/
Capacidad total (MW)
Demanda (MW)
Reserva de capacidad (MW)
Margen de reserva mínimo 2/ (MW)
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
401
283
118
75.0
447
308
139
78.0
447
330
117
78.0
447
353
94
78.0
490
379
111
78.0
533
407
126
78.0
533
436
97
78.0
533
467
66
78.0
619
503
116
78.0
619
540
79
78.0
694
578
116
78.0
1/ Incluye degradación de capacidad en Puerto San Carlos unidades 1 y 2 (11 MW)
2/ Criterio de reserva: capacidad de las dos unidades mayores
Cuadro 3.18
3.13
Margen de reserva de energía
En el cuadro 3.19 se observa que hasta 2010 el
MRE para el SIN está por arriba de 10% debido a
la alta reserva termoeléctrica. Al final del periodo
será de 8 por ciento. En todos los años la energía
almacenada a principios de enero supera el valor
mínimo especificado de 15,000 GWh.
Se utilizan las hipótesis fundamentales descritas
en este documento, aunque se han revisado las
aportaciones hidrológicas de acuerdo con las bases
siguientes:
• 2006
Reales de enero a julio y de tipo
año medio de agosto a diciembre
• 2007
De tipo año seco
• 2008 – 2016 De tipo año medio
Margen de reserva de energía
Sistema interconectado nacional
Concepto
Unidad
2006
2007
2008
2009
2010
32,423
34,088
35,639
37,383
39,549
41,541
43,696
45,872
48,218
50,497
52,844
GWh
220,674
231,713
242,138
253,690
268,329
281,836
296,288
310,906
326,790
342,292
358,273
Demanda máxima bruta
MW
Energía necesaria bruta
Capacidad termoeléctrica media efectiva instalada
Capacidad media termoeléctrica
Generación termoeléctrica
1/
1/
Capacidad media hidroeléctrica
efectiva instalada
Generación hidroeléctrica
Disponible
Para energía
2/
2014
2015
2016
MW
33,800
36,061
36,294
37,219
38,401
39,001
40,209
41,926
43,953
46,670
49,089
MW
28,491
30,695
31,092
31,856
33,098
33,872
34,851
36,548
38,334
40,915
43,101
MW
27,564
29,780
30,361
31,128
32,363
33,129
34,110
35,802
37,590
40,168
42,352
GWh
241,461
260,875
266,691
272,681
283,503
290,209
299,620
313,625
329,291
351,869
372,017
GWh
200,327
218,767
226,817
239,850
253,707
267,671
283,026
298,698
315,684
331,332
348,413
MW
8,286
8,286
8,286
8,286
8,286
8,286
8,286
8,286
8,736
8,886
9,311
MW
2,250
2,658
3,004
3,004
3,004
3,598
3,858
3,893
3,893
4,343
4,793
Con regulación
GWh
27,085
20,705
22,310
21,570
23,299
23,046
23,111
23,061
23,061
22,677
22,743
Sin regulación
GWh
5,936
5,572
7,152
7,152
7,152
7,911
7,911
7,911
7,911
9,260
9,260
Total
GWh
33,021
26,277
29,463
28,722
30,451
30,957
31,022
30,972
30,972
31,937
32,002
GWh
19,267
16,833
16,102
17,541
19,609
19,609
19,609
19,609
19,609
19,609
19,609
GWh
25,546
30,902
30,790
30,451
30,957
31,022
30,972
30,972
31,937
32,002
GWh
30,587
8,242
8,963
9,182
9,284
10,685
10,679
12,241
12,372
12,372
12,372
12,372
23,604
Con regulación
3/ y 4/
Sin regulación
5/
Termoeléctrica
Hidroeléctrica
Total
Margen de reserva
2013
Disponible
Autoabastecimiento remoto
Reserva en energía
2012
Despachada
Energía almacenada inicial (GCH) [enero 1]
Aportaciones a las hidroeléctricas
2011
6/
GWh
41,134
42,109
39,874
32,831
29,796
22,539
16,594
14,927
13,607
20,537
GWh
4,267
1,833
1,102
2,541
4,609
4,609
4,609
4,609
4,609
4,609
4,609
GWh
45,401
43,942
40,976
35,372
34,405
27,148
21,203
19,536
18,216
25,146
28,213
21
20
18
14
13
10
7
7
6
8
8
%
1/
Después de descontar falla, degradación, causas ajenas y mantenimiento
2/
Se considera que la capacidad turbogás "de pico" está disponible cuatro horas de cada día hábil
3/
En mayo y agosto de 2007, entra la hidroeléctrica El Cajón. En febrero y mayo de 2011 entra La Yesca. Para efectos de planeación, se consideran sin regulación
4/
En abril, julio y octubre de 2015 entra la hidroeléctrica La Parota; para efectos de planeación, se considera sin regulación
5/
Aportaciones = (Energía Almacenada (Final - Inicial)) + Generación
6/
Se calcula como la energía almacenada al inicio del año, menos la mínima energía almacenada aceptable (15, 000 GWh)
Nota: 2006 a 2016 aportaciones hidrológicas medias, excepto 2007 que se considera seco
Cuadro 3.19
3 - 29
3.14
Posibilidades de diversificar las
fuentes de generación
La mayor parte de las centrales de generación que
operan en el SEN utilizan hidrocarburos y entre
ellas sobresalen las termoeléctricas convencionales,
alimentadas con combustóleo y ciclos combinados a
base de gas natural.
En la última década, empresas y productores
independientes de energía eléctrica en otros países
han mostrado una creciente preferencia por los
ciclos combinados, en razón de sus características
especiales: bajos niveles de contaminación por utilizar
gas natural, alta eficiencia térmica y construcción
modular, así como menores requerimientos de
inversión comparados con los de otras tecnologías.
El programa de generación de CFE incluye una
importante participación de proyectos de ciclo
combinado a gas natural. Sin embargo, se analizan
escenarios alternos con la posibilidad de incorporar
centrales
nucleoeléctricas,
carboeléctricas,
hidroeléctricas, geotermoeléctricas y eoloeléctricas.
En estudios de años anteriores, para los que las
premisas de los precios de gas se ubicaban por
debajo de 6 dól/MMBtu, la expansión de mínimo
costo se lograba mediante una participación
mayoritaria de proyectos basados en tecnologías de
ciclos combinados.
Frente a la volatilidad en los precios de combustibles
y la incertidumbre en la evolución y costos de las
tecnologías para generación de electricidad, la
diversificación adquiere importancia relevante para
reducir riesgos. Así, un plan de expansión con mayor
grado de diversificación, aun con un mayor costo,
permite reducir la exposición al riesgo.
Las ventajas más importantes de una estrategia
de diversificación son: mayor protección contra la
volatilidad de los precios de los energéticos primarios,
eliminación de la dependencia de un proveedor único
de combustible importado como el gas natural, y
reducción de la contaminación atmosférica mediante
el uso de fuentes renovables.
En el anexo C, se desarrolla con más detalle el tema
de planificación bajo incertidumbre.
Enseguida se describen brevemente algunas ventajas
de tecnologías que se han considerado en los análisis
de largo plazo y para las cuales es necesario definir
sus montos de participación en la expansión de la
capacidad en función del análisis costo-riesgo.
Centrales carboeléctricas. El uso del carbón
resulta atractivo tomando en cuenta que dichas
plantas constituyen una tecnología madura, existen
grandes reservas de este energético a nivel mundial,
y con estabilidad en sus precios. Sin embargo, dado
que México no posee yacimientos carboníferos con
costos de extracción competitivos, de intensificarse
su uso se incrementaría su importación, lo que obliga
a plantear estrategias de compra de este combustible
con la mezcla de contratos de corto, mediano y
largo plazos para lograr precios que aseguren la
competitividad de esta tecnología.
Asimismo, en los estudios se ha considerado que las
inversiones requeridas en las centrales carboeléctricas
son más altas que en las de ciclo combinado, pues
se necesitan recursos adicionales para instalaciones
de recepción y manejo de carbón y en su caso, en la
construcción o adecuación de los puertos.
Además con el fin de cumplir con la normativa
ambiental se consideran las inversiones asociadas
a equipos anticontaminantes. Con todos estos
elementos se incluye esta tecnología dentro de la
estrategia de diversificación del parque generador.
Centrales nucleoeléctricas. En los últimos años,
el desarrollo de esta tecnología ha permitido una
reducción de sus costos nivelados y un incremento
importante en la seguridad de su operación. Además,
esta puede ser una solución para reducir la emisión
de gases de efecto invernadero, lo que las hace
competitivas en escenarios con restricciones en el
suministro y altos precios de gas natural.
Centrales hidroeléctricas. Si bien tienen altos
costos de inversión y requieren resolver problemas
sociales y ambientales provocados por la inundación
de importantes áreas, operan competitivamente
durante el pico de la demanda y ofrecen los
beneficios siguientes: i) utilizan energía renovable,
ii) no contaminan el ambiente, iii) su construcción
tiene el mayor componente de integración nacional,
iv) las obras civiles y las presas generalmente
pueden destinarse a otros usos como riego, control
de avenidas en ríos, agua potable, turismo y
navegación, entre otros.
Ciclos combinados con gasificación integrada.
Para esta tecnología se ha desarrollado la posibilidad
del aprovechamiento de los residuos de refinación,
mediante la gasificación con el fin de obtener gas de
síntesis para este tipo de centrales. La gasificación de
carbón y biomasa es otra opción que además resuelve
el problema ambiental asociado a los combustibles
de baja calidad.
En la figura 3.15 se presenta la composición de la
capacidad instalada para la atención del servicio
público en 2005 y 2016 de acuerdo a los energéticos
utilizados. Se identifica la participación de
combustibles fósiles y de energías renovables; estas
últimas tendrán en 2016 una participación de 23% de
la capacidad total. Las centrales con tecnología libre
para las cuales aún no se ha definido su tipo, ofrecen
una oportunidad de diversificación. Algunas opciones
posibles son carbón, gasificación de residuos de
refinación, centrales nucleares y fuentes de energía
renovable tales como geotermia, eólica e hidroeléctrica.
3 - 30
Capacidad bruta por tipo de combustible
Servicio público
2005
46,534 MW
2016
69,024 MW
Combustibles
fósiles
72.4%
Hidroeléctrica
22.6%
Combustibles
fósiles
66.3%
Hidroeléctrica
20.6%
Geotermia
2.1%
Nuclear
2.9%
Eólica
0.005%
Geotermia
1.5%
Eólica
Nuclear
2.0%
1/ 0.9%
Libre
8.7%
1/ Tecnología aún no definida
Figura 3.15
3.15
Oportunidades de participación de
los particulares en la generación
de electricidad
operados por CFE o por particulares, conforme a las
modalidades previstas en la LSPEE.
La LSPEE publicada el 22 de diciembre de 1975
dio a la iniciativa privada la facultad de generar
electricidad únicamente para satisfacer sus propias
necesidades. A partir de las modificaciones a ésa
en 1992 y la publicación de su reglamento en 1993,
tal posibilidad se ha extendido a las modalidades
de autoabastecimiento, cogeneración, exportación
de energía, importación, pequeña producción y
producción independiente.
El dinamismo del mercado de electricidad hace
indispensable un ejercicio depurado de planificación
que CFE actualiza anualmente, en consonancia
con los lineamientos establecidos por el programa
sectorial de mediano plazo elaborado por la propia
SENER.
Las reformas al reglamento de la LSPEE del 25 de julio
de 1997 especifican, con mayor detalle, los conceptos
de cogeneración y autoabastecimiento y definen las
alternativas para que CFE adquiera energía en caso
de emergencia. Además establecen la oportunidad
para los particulares de construir y mantener líneas
de transmisión destinadas al uso propio.
De acuerdo con el estudio sobre el Desarrollo de
Mercado Eléctrico, durante 2005 la generación de
energía eléctrica para autoabastecimiento fue de
21.6 TWh lo que representa un crecimiento de 5.5%
respecto a 2004. La mayor parte de esta generación
correspondió a proyectos privados (62.6 %).
Se estima que durante 2006 - 2016, tal modo de
producción crecerá a una tasa media anual de
1.54% para alcanzar 25.5 TWh en 2016. Lo anterior
representa un incremento por abajo del promedio
para el mercado eléctrico en su conjunto.
El programa de expansión presentado en este
documento constituye la referencia para las adiciones
de capacidad al sistema de generación, que podrán
satisfacerse mediante proyectos desarrollados y
3 - 31
3.16
Evolución esperada de la
generación bruta y
requerimientos de combustibles
Sin embargo, el plan de expansión también
incluye proyectos a partir de fuentes de energía
renovables, como hidroeléctricas, eoloeléctricas
y geotermoeléctricas, además de las centrales
identificadas como libres (6,021 MW) aún no definidas
en su tecnología, ni en su energético primario. Ver
cuadro 3.20.
A partir del programa de expansión definido, se simula
la operación del sistema eléctrico para determinar la
participación de cada una de las centrales actuales
y futuras en la generación de electricidad, así como
sus requerimientos de combustibles.
Proyectos a partir de fuentes de energía renovables y libres
Capacidad bruta MW
Proyecto
Ubicación
Tipo
La Venta II
El Cajón
La Venta III
Oaxaca I
Baja California Sur III
Cerro Prieto V
Humeros
Oaxaca II a III
La Yesca
Baja California III (Ensenada)
Baja California Sur IV
Río Moctezuma
Noreste (Monterrey)
Norte III (Juárez)
Baja California IV (Tijuana)
Reynosa
Villita ampliación
Infiernillo repotenciación
Baja California Sur V y VI
Veracruz I y II
Norte IV (Torreón)
La Parota
Baja California V (SLRC)
Sonora I
Baja California Sur VII y VIII
Ampliación Zimapán
Oaxaca
Nayarit
Oaxaca
Oaxaca
Baja California
Baja California
Puebla
Oaxaca
Nayarit
Baja California
Baja California
Hidalgo, Qro.
Nuevo León
Chihuahua
Baja California
Tamaulipas
Michoacán
Guerrero
Baja California
Veracruz
Coahuila
Guerrero
Sonora
Sonora
Baja California
Hidalgo
EO
HID
EO
EO
Libre
GEO
GEO
EO
HID
Libre
Libre
HID
Libre
Libre
Libre
Libre
HID
HID
Libre
Libre
Libre
HID
Libre
Libre
Libre
HID
Sur
Sur
Sur
Sur
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
83
754
101
101
43
107
51
304
750
288
43
139
734
683
288
764
400
200
86
1,400
671
900
279
656
86
566
Total anual
83
754
101
101
505
1,081
873
971
1,450
3,250
Acumulado
83
837
938
1,039
1,544
2,625
3,498
4,469
5,919
9,169 10,477
1,308
Cuadro 3.20
Para cuantificar los requerimientos de combustibles,
se consideró la tecnología especificada en el programa
de expansión. En el caso de las centrales identificadas
como libres, excepto las de Baja California Sur
(6 x 43 MW), podrian utilizar gas natural como una
opción, con una eficiencia de generación de 52.5%
correspondiente a la tecnología de los nuevos ciclos
combinados.
En el caso de Veracruz I y II y Sonora I, las opciones
tecnológicas incluyen, además del gas natural, el
carbón y el uranio. Ver cuadro 3.21.
En el caso de las centrales: Baja California III
(Ensenada), Noreste (Monterrey) y Norte IV
(Torreón), con una capacidad total de 1,693 MW, por
su ubicación geográfica tendrían solo la opción de
utilizar gas natural. De esta manera, la estimación
de requerimientos de gas natural, que se detalla en
la sección 3.16.4, incluye el consumo asociado a
estos proyectos.
En forma alterna al gas natural, se considera que
la capacidad de los proyectos: Norte III (Juárez),
Baja
California
IV
(Tijuana),
Reynosa
y
Baja California V (SLRC), podría provenir de la
importación de potencia de sistemas vecinos.
3 - 32
Requerimientos de combustibles alternos para las centrales generadoras tipo libre
Central
Entidad
federativa
Capacidad
efectiva
(MW)
Año
Generación
1/
3/
FP (%)
GWh
3
Eficiencia (%)
(kcal / m )
2012
Norte III
(Juárez)
2013
Chihuahua
Baja
California
Norte
683
2014
62.6
2819.8
9140
52.67
85.8
5135.8
2015
84.7
5069.3
2.48
2016
82.2
4933.9
2.41
41.2
808.2
57.6
1502.4
2015
64.3
1657.4
0.81
2016
69.5
1785.6
0.87
65.3
3292.1
89.6
5996.2
89.3
5995.2
2013
Tamaulipas
288
764
2015
2015
Sonora I
Baja
California
Norte
52.39
8801
51.96
6/
1400
Sonora
66.7
6,165.9
92.0
11,314.2
22.6
454.4
32.8
922.0
53.3
2,307.5
9,113.0
279
2015
6/
656
9,189.5
9,140.0
Si
2.16
1,162.28
3.09
2,116.96
3.08
2,116.61
Si
3.84
2,176.88
17.4
5.51
3,994.49
32.0
49.6
0.4
No
Si
53.0
0.04
1.7
814.67
6.5
0.05
2013
971
3,628.0
2014
1735
9,930.3
5.5
1,162.3
2015
3414
19,343.2
10.7
4,293.8
17.4
2016
4070
27,258.4
14.0
6,925.8
38.5
Gas natural
Poder calorífico estimado para el combustible
Incluye gas de pruebas
Poder calorífico 6,445 kcal/kg; eficiencia 41.67 %
6
Poder calorífico 959.8 kcal x 10 /kg; eficiencia 34.5 %
Fecha de operación comercial
Cuadro 3.21
3.16.1
0.74
0.5
2012
1/
2/
3/
4/
5/
6/
Si
0.01
6/
2016
2016
Totales
anuales
52.9
2014
2015
2.51
0.06
2016
Baja California
V (SLRC)
Opción de
importación
0.57
9189.51
2014
Veracruz
Ton/año
0.04
6/
2016
Veracruz I y II
5/
0.01
6/
2014
2014
Mtonc/año
Uranio
1.79
2013
Reynosa
3
MMm D
4/
0.04
6/
2012
Baja California
IV (Tijuana)
Carbón
Gas
2/
PC
Restricciones ecológicas
Para la estimación del consumo de combustibles, es
necesario considerar las restricciones ambientales
que impone la legislación en la materia para cada
central generadora, principalmente para las operadas
a base de combustibles fósiles.
La norma ambiental mexicana referida al control
de niveles máximos permisibles de emisión a la
atmósfera —humos, partículas suspendidas totales,
bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno— está
regulada por zonas y por capacidad del equipo de
combustión en fuentes fijas que utilizan combustibles
sólidos, líquidos o gaseosos.
Se consideran dos zonas de aplicación: las críticas y
el resto del país. La primera está integrada por tres
áreas metropolitanas, dos ciudades fronterizas con
EUA y cuatro corredores industriales. Ver figura 3.16.
En estas zonas se ubican centrales generadoras que
utilizan una mezcla de combustóleo y gas natural, lo
que permite cumplir con la regulación ambiental.
3 - 33
2.4
No
Zonas críticas definidas en la Norma Oficial Mexicana
4
5
2
9
Zonas metropolitanas:
1. México, D.F.
2. Monterrey, N.L.
3. Guadalajara, Jal.
Ciudades fronterizas:
4. Tijuana, B.C.
5. Cd. Juárez, Chih.
3
7
8
1
Corredores Industriales :
6. Coatzacoalcos – Minatitlán, Ver.
7. Irapuato – Celaya – Salamanca, Gto.
8. Tula – Vito – Apasco, en los estados de Hidalgo y México
9. Tampico – Madero – Altamira, Tamps.
Figura 3.16
3.16.2 Eficiencia termoeléctrica
El consumo específico (CE) es la variable con mayor
efecto en la determinación del costo de operación,
e indica la cantidad de combustible requerida
para proporcionar el calor que produzca un kWh.
La eficiencia (%) se determina como la razón
de consumos específicos de un generador ideal
(1 kWh = 860 kcal) y el generador a considerar. Su
magnitud es significativamente diferente en función
de la tecnología.
El parque de generación existente para el servicio
público, cuenta con eficiencias que van desde
18% a 51%. La mejora de la eficiencia se debe
fundamentalmente a avances tecnológicos en
los nuevos desarrollos de los ciclos combinados.
La figura 3.17 presenta una clasificación al 31 de
diciembre de 2005 y 2016, para el parque generador
de CFE y LyFC, así como para los del servicio público
en general.
En la figura 3.18 se muestra la evolución de
la eficiencia de las unidades generadoras en
2001 - 2005, y como se espera que mejore de
2006 a 2016 al considerar la entrada y salida
de centrales, de acuerdo con los programas de
requerimientos de capacidad y de retiros.
3 - 34
6
Clasificación de la capacidad efectiva instalada por rango de eficiencia
CFE y LyFC
2005
26,084 MW
1/
2016 2/
31,149 MW
A
11,380 MW
36.5%
A
11,293 MW
43.3%
B
5,406 MW
17.4%
B
1,194 MW
4.6%
MB
1,934 MW
7.4%
MB
2,052 MW
6.6%
P
2,741 MW
10.5%
R
8,922 MW
34.2%
R
6,427 MW
20.6%
E
3,619 MW
11.6%
P
2,265 MW
7.3%
Servicio público
2005
34,335 MW
B
1,194 MW
3.5%
2016 2/
52,528 MW
B
5,406 MW
10.3%
A
11,293 MW
32.9%
A
11,380 MW
21.7%
MB
10,684 MW
20.3%
MB
6,937 MW
20.2%
R
6,427 MW
12.2%
E
3,248 MW
9.5%
R
8,922 MW
25.9%
P
2,741 MW
8.0%
Rango de
eficiencia
E
16,366MW
31.2%
Clasificación
= 50
E (Excelente)
=45 < 50
MB (Muy buena)
=40 < 45
B (Buena)
=35 < 40
A (Aceptable)
=25 < 35
R (Regular)
P (Pobre)
< 25
é hidroeléctricas, eoloeléctricas,
ó
ó Verde, ni 3.11 MW de combustión interna móvil
1/ No incluye
Laguna
2/ Con los programas de requerimientos de capacidad y de retiros, 2006 - 2016
Figura 3.17
3 - 35
P
2,265 MW
4.3%
Eficiencia termoeléctrica1/ (CFE+LyFC+PIE)
Servicio público
Eficiencia
(%)
48
46
44
Esperada
42
40
38
36
Histórica
34
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
1/ No incluye las tecnologías nuclear ni geotermoeléctrica
Figura 3.18
3.16.3 Composición de la generación bruta
para servicio público
En la figura 3.19 se presenta la participación de las
distintas tecnologías en la generación para 2005 y
2016.
Es importante destacar la reducción en la
generación
termoeléctrica
convencional,
el
incremento de la generación con ciclos combinados
(CFE + repotenciación + PIE), con carboeléctricas
y eoloeléctricas, y la participación de la tecnología
libre.
Generación bruta por tipo de tecnología (Escenario de planeación)
Servicio público
2005
2016
218,971 GWh
360,819 GWh
C iclo combinado
(C FE)
11.9%
Termoeléctrica
convencional
29.8%
C iclo combinado
(C FE)
21.4%
Termoeléctrica
convencional
8.0%
C iclo combinado
(PIE)
27.9%
C iclo combinado
(PIE)
21.6%
Hidroeléctrica
8.8%
Hidroeléctrica
12.6%
Nucleoeléctrica
4.9%
Eoloeléctrica
0.002%
Geotermoeléctrica
3.3%
Nucleoeléctrica
3.4%
Eoloeléctrica
Libre
0.6%
11.6%
Geotermoeléctrica
2.1%
Dual
Turbogás
4.3%
0.04%
C arboeléctrica
C ombustión
11.4%
interna Gen. dist. (LyFC )
0.4%
0.06%
Turbogás
0.6%
Dual
6.5%
C arboeléctrica
8.4%
C ombustión interna
0.4%
Figura 3.19
3 - 36
3.16.4
Requerimientos de combustibles
considera la entrada en operación comercial de
terminales regasificadoras de gas natural licuado
en Altamira, Ensenada y Manzanillo. La primera y la
última (abril 2011) con capacidad de 500 MMpcd. En
cuanto a la que se ubicará en Ensenada (enero 2008)
será de mayor capacidad y su gas se destinará a
otros mercados.
Se muestran en la figura 3.20 y el cuadro 3.22,
donde las tasas medias de crecimiento anual serán
6.7% para gas natural y 3.8% para carbón. Por el
contrario, el combustóleo y el diesel decrecerán
6.6% y 12.5%, respectivamente.
Para garantizar el abasto de 2007 en adelante, se
Evolución de los requerimientos de combustibles fósiles
Servicio público
7,000
Diesel
6,000
Calor
(Terajoules / día)
5,000
Carbón
4,000
Gas natural licuado
3,000
Gas de importación
2,000
Gas de origen nacional
1,000
Combustóleo
0
2005
Real
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Figura 3.20
Requerimientos de combustibles para generación de energía eléctrica
Servicio público
Combustible
Unidades
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
41,054.6
33,098.7
42,848.1
41,231.3
39,076.7
34,709.2
33,748.5
31,411.8
29,479.5
25,864.6
21,937.7
19,443.4
MMm3 / día
49.1
56.4
54.2
57.7
67.1
69.0
75.4
84.2
91.0
97.4
99.0
100.0
6.7
MMm3 / día
31.6
33.2
27.6
25.0
31.4
33.3
27.3
32.3
39.9
48.2
51.2
52.3
4.7
CFE
12.8
12.8
8.8
7.1
12.1
12.4
7.1
9.6
17.5
22.6
22.9
23.3
5.6
LyFC
0.8
0.6
0.6
0.2
0.2
0.2
0.2
0.3
0.2
0.2
0.2
0.2
-13.6
m3 / día
Combustóleo
Gas
Gas nacional
PIE
2005 real
2016 tmca (%)
-6.6
18.0
19.8
18.2
17.6
19.1
20.7
20.1
22.5
22.2
25.4
28.1
28.8
4.3
17.4
20.9
17.3
16.0
16.9
16.8
18.2
18.2
17.5
15.6
14.3
13.9
-2.0
CFE
8.3
10.2
6.8
6.0
5.6
5.0
5.9
6.2
5.3
4.1
3.7
3.3
-7.9
PIE
9.2
10.7
10.5
10.1
11.3
11.8
12.3
12.0
12.2
11.5
10.5
10.6
1.3
0.0
2.2
9.3
16.7
18.8
18.8
29.9
33.7
33.7
33.6
33.6
33.9
CFE
0.0
0.0
0.0
3.2
2.7
3.4
11.0
14.8
13.7
13.2
14.1
14.1
PIE
0.0
2.2
9.3
13.5
16.1
15.4
18.9
18.9
20.0
20.4
19.4
19.7
940.8
926.4
184.7
262.5
286.0
231.1
218.0
296.0
366.9
263.7
305.5
215.4
-12.5
14.9
14.7
15.3
15.3
15.2
16.3
17.1
17.0
16.7
17.6
19.5
22.4
3.8
MMm3 / día
Gas importado
MMm3 / día
Gas natural licuado
Diesel
m3 / día
Carbón
MMtonc / año
Cuadro 3.22
La reducción en el consumo de combustóleo después
de 2007 se debe al aumento en el uso de gas en
centrales existentes para cumplir con la normativa
ambiental; al incremento de la capacidad en ciclos
combinados con base en gas natural, incluyendo
las repotenciaciones; a las centrales duales que
utilizan carbón; a las carboeléctricas programadas
en 2010 y de 2014 a 2016; al retiro de unidades
termoeléctricas convencionales con baja eficiencia y
como consecuencia, bajo factor de planta.
La figura 3.21 indica el volumen de gas natural
utilizado en la generación de electricidad. En 2005
los mayores consumos ocurrieron en las regiones
Noreste, Oriental, Central, Norte y Occidental y en
menor medida en las restantes.
3 - 37
Consumo de gas natural para generación de energía eléctrica
Servicio público
3.4
5.6
Baja California
2.0
Millones de metros cúbicos diarios
(MMm3/día)
3.5
Noroeste
6.0
2005
9.2
Norte
49.1
Registrado
20.9
14.3
2016 100.0 Pronosticado
Noreste
27.1
3.5
16.1
5.1
7.2
Occidental
Central
7.6
9.8
Oriental
Figura 3.21
En 2016 se utilizará gas prácticamente en todo el país
para producir electricidad. Predominará el consumo
en las regiones Occidental, Noreste, Central, Oriental
y Norte.
Los cuadros 3.23 a y 3.23 b muestran la estimación
de los requerimientos de gas para cada área. En
2016, 52.3% del gas empleado en la generación
de electricidad para servicio público será de origen
nacional, 33.9% de importación de gas natural
licuado y el 13.9% restante de importación de gas
continental.
En estas estimaciones, además de las tecnologías
definidas a base de gas, se considera el consumo
asociado a 1,693 MW del total de capacidad
identificada como libre, los restantes 4,328 MW
podrían utilizar otros combustibles como se indicó en
la sección 3.16.
3 - 38
7.8
Peninsular
Consumo de gas natural en las regiones del norte del Sistema Eléctrico Nacional (MMm3)
Servicio público
ÁREA
Baja California
Gas importado
CFE
PIE
Gas natural licuado
CFE
PIE
Noroeste
Gas importado
CFE
PIE
Norte
Gas de origen nacional
CFE
PIE
Gas importado
CFE
PIE
Noreste
Gas de origen nacional
CFE
PIE
Gas importado
CFE
PIE
Gas natural licuado
CFE
PIE
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
3.4
3.4
2.2
1.2
0.0
0.0
0.0
3.7
3.7
2.4
1.2
0.0
0.0
0.0
4.0
4.0
2.5
1.5
0.0
0.0
0.0
4.5
1.9
1.1
0.9
2.5
1.7
0.9
4.7
0.0
0.0
0.0
4.7
2.0
2.7
4.6
0.0
0.0
0.0
4.6
2.3
2.3
5.1
0.0
0.0
0.0
5.1
2.2
2.8
5.4
0.0
0.0
0.0
5.4
2.2
3.2
5.3
0.0
0.0
0.0
5.3
2.1
3.2
5.3
0.0
0.0
0.0
5.3
2.2
3.1
5.3
0.0
0.0
0.0
5.3
2.1
3.2
5.5
0.0
0.0
0.0
5.5
2.1
3.4
2.0
2.0
0.1
1.9
2.6
2.6
0.8
1.8
1.9
1.9
0.2
1.6
2.1
2.1
0.4
1.7
3.8
3.8
0.3
3.5
4.2
4.2
0.3
4.0
4.4
4.4
0.4
4.0
4.4
4.4
0.5
4.0
4.4
4.4
0.4
4.0
4.3
4.3
0.4
3.9
3.7
3.7
0.3
3.4
3.5
3.5
0.3
3.2
6.0
1.7
0.3
1.4
4.3
3.7
0.6
7.3
2.6
0.4
2.2
4.8
4.1
0.7
4.8
1.4
0.2
1.2
3.4
2.7
0.7
4.6
1.5
0.2
1.3
3.1
2.5
0.6
5.8
2.3
0.2
2.1
3.5
2.8
0.6
7.5
4.3
0.2
4.1
3.2
2.6
0.6
8.9
5.4
0.2
5.2
3.5
2.9
0.6
9.3
5.7
0.2
5.4
3.6
2.9
0.7
8.4
5.1
0.2
4.9
3.3
2.6
0.7
7.7
5.2
0.3
4.9
2.6
1.9
0.6
9.0
6.5
0.2
6.2
2.5
1.9
0.6
9.2
7.0
0.2
6.8
2.2
1.6
0.6
14.3
6.6
0.6
6.0
7.8
2.3
5.5
0.0
0.0
0.0
17.2
7.0
0.2
6.9
9.9
2.9
7.0
0.3
0.0
0.3
17.1
5.5
0.4
5.1
8.0
1.3
6.7
3.6
0.0
3.6
19.2
6.0
0.8
5.2
8.9
2.0
6.8
4.3
0.0
4.3
22.0
7.8
2.1
5.7
9.7
2.4
7.3
4.6
0.0
4.6
20.8
7.0
1.4
5.6
9.4
2.2
7.2
4.5
0.0
4.5
22.1
7.0
1.1
5.8
10.4
2.7
7.7
4.7
0.0
4.7
23.8
9.1
1.2
7.9
10.2
2.8
7.4
4.5
0.0
4.5
23.7
9.4
0.9
8.5
9.9
2.3
7.6
4.5
0.0
4.5
22.0
9.1
0.9
8.2
8.7
1.7
7.0
4.2
0.0
4.2
20.7
8.6
0.8
7.8
8.0
1.5
6.5
4.0
0.0
4.0
20.9
8.5
0.8
7.7
8.2
1.5
6.7
4.2
0.0
4.2
Cuadro 3.23 a
3 - 39
Consumo de gas natural en las regiones del sur del Sistema Eléctrico Nacional (MMm3)
Servicio público
ÁREA
Occidental
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
5.1
5.0
5.9
7.8
8.4
8.0
15.5
18.6
18.6
24.9
27.2
27.1
5.1
2.6
2.5
5.0
2.8
2.2
3.6
1.4
2.3
3.7
1.4
2.2
3.7
1.5
2.2
3.6
1.6
2.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
4.4
1.3
3.1
5.7
1.1
4.6
5.7
1.0
4.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
2.3
0.0
2.3
4.1
0.0
4.1
4.7
0.0
4.7
4.4
0.0
4.4
15.5
8.4
7.1
18.6
11.7
6.9
18.6
10.4
8.2
20.5
11.0
9.5
21.4
12.0
9.4
21.5
12.0
9.5
7.2
7.4
5.8
4.3
5.5
6.2
2.8
6.4
14.2
16.4
16.5
16.1
7.2
6.3
0.8
0.0
7.4
6.8
0.6
0.0
5.8
5.2
0.6
0.0
2.8
2.6
0.2
0.0
4.8
4.6
0.2
0.0
5.1
4.9
0.2
0.0
2.5
2.3
0.2
0.0
5.4
5.1
0.3
0.0
13.0
12.8
0.2
0.0
16.4
16.2
0.2
0.0
16.5
16.3
0.2
0.0
16.1
15.9
0.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
1.5
1.5
0.0
0.7
0.7
0.0
1.1
1.1
0.0
0.3
0.3
0.0
1.0
1.0
0.0
1.2
1.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
7.6
9.3
9.3
9.5
11.2
12.0
11.0
10.7
10.3
10.2
9.6
9.8
7.6
2.4
5.2
7.3
2.4
5.0
5.9
1.2
4.7
5.3
1.2
4.0
7.0
3.0
4.0
7.8
3.8
4.0
6.8
2.8
4.0
6.5
2.5
4.0
6.2
2.3
3.9
6.5
2.4
4.2
6.8
2.3
4.5
7.1
2.2
4.9
CFE
PIE
0.0
0.0
0.0
2.0
0.0
2.0
3.4
0.0
3.4
4.2
0.0
4.2
4.2
0.0
4.2
4.2
0.0
4.2
4.2
0.0
4.2
4.2
0.0
4.2
4.1
0.0
4.1
3.6
0.0
3.6
2.8
0.0
2.8
2.7
0.0
2.7
Peninsular
3.5
3.9
5.3
5.6
5.7
5.6
5.6
5.7
6.2
6.6
7.1
7.8
3.5
0.5
3.0
3.9
0.2
3.6
5.3
0.4
4.9
5.6
0.8
4.8
5.7
0.7
5.1
5.6
0.5
5.0
5.6
0.6
5.1
5.7
0.6
5.1
6.2
1.2
5.0
6.6
1.6
5.0
7.1
2.1
4.9
7.8
3.1
4.8
Total
49.1
56.4
54.2
57.7
67.1
69.0
75.4
84.2
91.0
97.4
99.0
100.0
Gas de origen nacional
31.6
12.8
0.8
18.0
33.2
12.8
0.6
19.8
27.6
8.8
0.6
18.2
25.0
7.1
0.2
17.6
31.4
12.1
0.2
19.1
33.3
12.4
0.2
20.7
27.3
7.1
0.2
20.1
32.3
9.6
0.3
22.5
39.9
17.5
0.2
22.2
48.2
22.6
0.2
25.4
51.2
22.9
0.2
28.1
52.3
23.3
0.2
28.8
17.4
8.3
9.2
20.9
10.2
10.7
17.3
6.8
10.5
16.0
6.0
10.1
16.9
5.6
11.3
16.8
5.0
11.8
18.2
5.9
12.3
18.2
6.2
12.0
17.5
5.3
12.2
15.6
4.1
11.5
14.3
3.7
10.5
13.9
3.3
10.6
0.0
0.0
0.0
2.2
0.0
2.2
9.3
0.0
9.3
16.7
3.2
13.5
18.8
2.7
16.1
18.8
3.4
15.4
29.9
11.0
18.9
33.7
14.8
18.9
33.7
13.7
20.0
33.6
13.2
20.4
33.6
14.1
19.4
33.9
14.1
19.7
Gas de origen nacional
CFE
PIE
Gas natural licuado
CFE
PIE
Central
Gas de origen nacional
CFE
LyFC
PIE
Gas natural licuado
CFE
PIE
Oriental
Gas de origen nacional
CFE
PIE
Gas natural licuado
Gas de origen nacional
CFE
PIE
CFE
LyFC
PIE
Gas importado
CFE
PIE
Gas natural licuado
CFE
PIE
Cuadro 3.23 b
3 - 40
4.
PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN
4.1 Introducción
Una red de transmisión confiable permite integrar
y aprovechar eficientemente los recursos de
generación del país. Al paso del tiempo en el SEN
se ha conformado un sistema interconectado que
cubre la mayor parte del territorio nacional al cual
recientemente se incorporó el área Noroeste.
Actualmente solo los sistemas de la península de
Baja California se encuentran aislados.
El intercambio de grandes bloques de energía entre
regiones se efectúa a través de la red troncal,
integrada por líneas con niveles de tensión de
400 kV y 230 kV. Adicionalmente las redes de
subtransmisión se atienden con enlaces en 115 kV.
Al planificar el SEN se efectúa un balance entre el
desarrollo de la generación y la transmisión para lograr
la confiabilidad del suministro de energía eléctrica.
El objetivo es diseñar un sistema que se justifique
técnica y económicamente y que en condiciones
normales
y
ante
contingencias
sencillas
(criterio n-1) opere con las características
siguientes:
Sin sobrecargas
Dentro de los rangos de tensión establecidos
Sin problemas de estabilidad angular
Con suficiente capacidad de transferencia
entre regiones para compartir la reserva de
generación
• Sin necesidad de interrumpir la demanda a
usuarios
• Con los controles apropiados para dar
flexibilidad a la operación
Análisis de mínimo costo. Garantiza que las opciones
de los proyectos de transmisión propuestos para el
suministro de energía eléctrica constituyan la mejor
alternativa desde un punto de vista económico,
asegurando que las opciones sean equivalentes en
el nivel de confiabilidad.
Análisis de rentabilidad. Cuantifica los beneficios
de los planes con el objeto de garantizar que la
inversión asociada tenga una rentabilidad tal, que
al menos se obtenga una relación Beneficio/Costo
(B/C) mayor a uno y una Tasa Interna de Retorno
(TIR) superior a la de descuento. Los proyectos que
cumplan estos requisitos serán candidatos a integrar
el programa de obras.
El plan de transmisión de red troncal y subtransmisión
permite definir y/o confirmar las adiciones a la
infraestructura, analizando opciones de red para
distintos puntos de operación del sistema eléctrico
según el escenario de demanda denominado de
planeación.
Para establecer el plan de expansión del SEN se
siguen tres etapas 1/:
• Definición de escenarios de demanda
• Determinación de los planes de transmisión
para el año horizonte
• Incorporación de proyectos en cada año del
periodo de estudio
•
•
•
•
El sistema de transmisión principal se ha mallado
en el nivel de 400 kV en las regiones central,
oriental, noreste y occidental del país. En cambio,
en el norte se encuentra en proceso una etapa de
robustecimiento, especialmente en las áreas Norte
y Noroeste, con una red de transmisión aislada en
400 kV operando inicialmente en 230 kV. Así mismo,
derivada de estudios técnicos y económicos se
justificó la interconexión eléctrica del área Noroeste
con el resto del SIN.
4.2
Metodología para expandir la red de
transmisión
4.2.2 Escenarios de demanda
Para planificar la expansión de la red eléctrica
principal se consideran las variables definidas en el
escenario de planeación. Ver capítulo 1.
4.2.3 Desarrollo del plan de transmisión
para el año horizonte
Para su determinación se toman como marco de
referencia:
• La topología del sistema del año en curso
• Los proyectos de transmisión en la etapa de
construcción y los comprometidos
En el análisis se evalúan diferentes condiciones base
para el despacho de generación, demanda y puntos
de operación.
4.2.1 Plan de transmisión de mínimo costo
El objetivo principal en la etapa de planificación es
determinar un programa de expansión de mínimo
costo que satisfaga no sólo criterios técnicos sino
también de rentabilidad.
1 Least-Cost Transmission Planning Considering Power Industry Restructuring R.R Austria et al.
International Conference IASTED, Orlando, Florida, USA, October 1997
4-1
Los planes de transmisión y subtransmisión
propuestos para el año horizonte deberán ser
equivalentes y cumplir con los siguientes criterios
de planificación de CFE:
• Confiabilidad
• Seguridad en la operación
• Calidad del servicio
4.2.4 Ubicación en el tiempo de los
proyectos de transmisión
A partir de los planes del año horizonte, se procede
a ubicar los proyectos en el tiempo que se requieren,
de modo que los propuestos para cada año cumplan
con los criterios ya mencionados.
El cuadro 4.1 muestra las metas de CFE para
líneas, subestaciones y compensación en su
programa multianual. Incluye la construcción de
29,558 kilómetros – circuito (km-c) de líneas en el
periodo, de las cuales 6,620 km-c se realizarían con
recursos propios y 22,938 km-c como PIDIREGAS.
Para
subestaciones
se
ha
programado
instalar 63,881 Mega Volts Amperes (MVA) de
transformación, 12,388 MVA con recursos propios
y 51,493 MVA como PIDIREGAS. En el rubro de
compensación se tiene proyectado incorporar al SEN
19,618 MVAr compuestos por reactores, capacitores
y compensadores estáticos de VAr.
4.2.5 Mínimo costo
Para determinar este plan, se comparan opciones con
nivel de confiabilidad equivalentes en el horizonte
de estudio. Cada uno de ellos considera en Valor
Presente (VP) los costos de inversión, operación y
mantenimiento y pérdidas eléctricas. El plan más
económico es aquel cuyo VP resulta menor.
4.2.6 Análisis de rentabilidad de los
proyectos
Una vez definida la opción de mínimo costo, se
efectúa la evaluación económica con base en los
indicadores siguientes:
• TIR
• Relación B/C
• Estimación de los beneficios económicos
netos
4.2.7 Cálculo de los beneficios y costos
Su evaluación se lleva a cabo considerando el impacto
en el sistema eléctrico en su área de influencia.
La red troncal tiene un efecto a nivel nacional,
en cambio, los proyectos de subtransmisión se
estudian de manera local, ya que la repercusión
de este tipo de obras está limitada a un área muy
específica.
El procedimiento para el cálculo de los beneficios
y costos asociados se describe en el documento
Evaluación Económica y Financiera de Proyectos de
Transmisión 2/.
4.3 Expansión de la red de transmisión
Ha sido planificada para satisfacer los nuevos
requerimientos del mercado eléctrico sobre la base
del escenario de planeación, con tasa media de
crecimiento anual en la demanda máxima bruta de
4.9% para 2006 - 2016.
2/ Evaluación Económica y Financiera de Proyectos de Transmisión. Comisión Federal de Electricidad, 2003
4-2
Resumen del programa de obras de transmisión y transformación
2006 - 2016
2006
Líneas
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Total
km-c
400 kV
1,582
230
512
1,354
199
2,213
1,180
999
1,004
1,056
1,147
230 kV
293
508
531
541
102
605
363
507
555
639
666
5,309
1,875
738
1,042
1,895
300
2,817
1,543
1,506
1,559
1,696
1,813
16,784
Subtotal 400 y 230 kV
161-69 kV
Total
11,475
1,292
1,096
1,466
1,614
1,420
1,022
898
737
967
1,095
1,167
12,775
3,167
1,833
2,508
3,510
1,720
3,839
2,441
2,243
2,525
2,791
2,980
29,558
Obra Presupuestal
640
682
254
410
430
960
610
561
631
698
745
6,620
2,527
1,151
2,255
3,100
1,290
2,879
1,831
1,683
1,894
2,093
2,235
22,938
3,167
1,833
2,508
3,510
1,720
3,839
2,441
2,243
2,525
2,791
2,980
29,558
400 kV
2,375
1,500
3,875
8,000
1,500
1,750
3,100
725
1,245
1,342
1,428
26,839
230 kV
1,087
1,527
433
1,682
575
2,725
2,007
1,009
1,006
1,512
2,348
15,909
Obra pública financiada
Total
Subestaciones
MVA
Subtotal 400 y 230 kV
161-69 kV
Total
3,462
3,027
4,308
9,682
2,075
4,475
5,107
1,734
2,251
2,853
3,776
42,749
2,374
1,626
1,472
2,424
2,623
1,333
1,624
1,840
1,877
1,965
1,974
21,132
5,836
4,652
5,780
12,106
4,698
5,808
6,730
3,574
4,128
4,818
5,750
63,881
Obra Presupuestal
1,564
661
373
913
1,175
1,452
1,683
894
1,032
1,205
1,438
12,388
Obra pública financiada
4,272
3,991
5,407
11,193
3,524
4,356
5,048
2,681
3,096
3,614
4,313
51,493
5,836
4,652
5,780
12,106
4,698
5,808
6,730
3,574
4,128
4,818
5,750
63,881
400 kV
1,030
458
1,150
3,694
608
670
1,158
1,776
1,383
1,394
1,487
14,808
230 kV
33
24
98
21
218
39
0
18
49
80
120
700
1,064
482
1,248
3,715
826
709
1,158
1,794
1,432
1,474
1,607
15,508
Total
Compensación
MVAR
Subtotal 400 y 230 kV
161-69 kV
Total
298
574
906
578
577
288
275
142
177
156
138
4,110
1,362
1,056
2,154
4,293
1,402
997
1,434
1,936
1,609
1,630
1,745
19,618
Obra Presupuestal
Obra pública financiada
Total
158
460
203
97
351
249
358
484
402
408
436
3,605
1,204
596
1,951
4,197
1,052
748
1,075
1,452
1,207
1,223
1,309
16,013
1,362
1,056
2,154
4,293
1,402
997
1,434
1,936
1,609
1,630
1,745
19,618
POISE: 12 de julio de 2006
Cuadro 4.1
En las figuras 4.1a y 4.1b se muestra la evolución de
los km-c de líneas de transmisión, en las tensiones
de 400 kV, 230 kV y <230 kV programados en el
POISE para el periodo de estudio.
Adiciones a la infraestructura de transmisión en 69 - 400 kV
Total 29,558 km-c
km-c
4,500
3,839
4,000
3,510
3,500
3,167
2,791
3,000
2,508
2,500
2,441
1,833
2,000
2,980
2,525
2,243
1,720
1,500
1,000
500
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Figura 4.1a
4-3
2012
2013
2014
2015
2016
Adiciones a la infraestructura de transmisión en 400 kV
Total 11,475 km-c
km-c
2,500
2,213
2,000
1,582
1,500
1,354
1,180
1,000
999
1,004
2013
2014
1,056
1,147
512
500
230
199
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2015
2016
Adiciones a la infraestructura de transmisión en 230 kV
Total 5,309 km-c
km-c
700
639
605
600
508
531
666
555
541
507
500
363
400
293
300
200
102
100
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Adiciones a la infraestructura de transmisión en 161 - 69 kV
Total 12,775 km-c
km-c
1,800
1,614
1,600
1,400
1,466
1,420
1,292
1,200
1,096
1,095
1,022
1,000
1,167
967
898
737
800
600
400
200
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Figura 4.1b
4-4
2012
2013
2014
2015
2016
4.4
Descripción de las obras principales
4.4.1 Líneas de transmisión
En el cuadro 4.2 se enlistan las principales líneas
programadas para el corto plazo (2006 - 2010)
de acuerdo con su nivel de tensión, número de
circuitos, longitud y fecha de entrada en operación.
Por su importancia para el sistema eléctrico, se
describen las más relevantes:
Jerónimo Ortiz - Torreón Sur. La operación en
400 kV de esta trayectoria de transmisión aumentará
el margen de estabilidad entre las áreas Noroeste
y Norte al incrementar la capacidad de transmisión
actual entre las zonas Torreón y Durango. Entró en
operación en enero de 2006.
Potrerillos
–
Aguascalientes
potencia.
Representa una trayectoria de transmisión
complementaria al enlace Saltillo–Primero de
Mayo–Cañada en 400 kV, para intercambiar energía
del área Noreste a la región Bajío en especial en
el periodo de invierno. Se concluyó en febrero de
2006.
Champayán – Anáhuac potencia, Champayán
– Las Mesas – Querétaro maniobras. Establece
un
nuevo corredor en 400 kV para transmitir
la energía de las centrales CC Altamira V y
Tamazunchale hacia la región Bajío del área
Occidental. La LT Champayán-Anáhuac potencia
entró en operación en agosto de 2005; el resto
está previsto para agosto de 2006.
del segundo circuito en el nivel de 230 kV. Su
entrada en operación está programada para mayo
de 2009.
Malpaso – Tabasco – Macuspana. Aumento en
la confiabilidad en el suministro de energía al área
Peninsular con la conversión de tensión del enlace
actual de 230 kV a 400 kV. Se estima su fecha de
entrada en operación para junio de 2009.
Laguna Verde – Jamapa. Red de suministro de
energía eléctrica a la zona Veracruz con el enlace
de doble circuito de 400 kV. Se tiene programada
su entrada en operación para diciembre de 2009.
Se
destacan
también
los
proyectos
de
interconexión México–Guatemala a través de la
línea de transmisión Tapachula potencia-Suchiate y
México–EUA por medio de los enlaces Ciudad
Industrial–Laredo y Cumbres-Sharyland, que
permitirán la participación de México en diversos
mercados eléctricos mediante transacciones de
potencia y energía, asistencia en emergencia e
incremento en la confiabilidad de la operación.
En el anexo D se muestran las diferentes
interconexiones que se encuentran en estudio
de prefactibilidad, factibilidad y en construcción.
El Cajón – Cerro Blanco – Tesistán – Acatlán.
Red de transmisión en 400 kV asociada a la
hidroeléctrica El Cajón con 750 MW de capacidad.
La central y la red se ubican en el área Occidental
y está programada para agosto de 2006.
Angostura-Tapachula potencia – Suchiate.
Refuerzo de transmisión necesario para la
interconexión del área Oriental con el sistema
eléctrico de Guatemala, como parte del plan
Puebla–Panamá. Estudios recientes estiman una
capacidad de intercambio del orden de 200 MW.
Se tiene programada la entrada en operación de
la línea Tapachula potencia Suchiate en septiembre
de 2007 y la línea Angostura-Tapachula potencia
para mayo de 2010.
Las Américas - El Fresnal – Cananea –
Hermosillo V. Red de transmisión asociada a la
central Agua Prieta II con 642 MW de capacidad,
que permitirá transportar la energía ubicada en el
sitio Las Américas para el suministro de la demanda
en Sonora y Sinaloa. Su entrada en operación se
estima para septiembre de 2008.
Temascal – Oaxaca potencia – La Ciénega.
Incremento en la confiabilidad de suministro de
energía eléctrica a la zona Oaxaca con el tendido
4-5
Principales líneas de transmisión en el programa de obras
2006 – 2010
Tensión kV
Linea de Transmisión
Núm. de
circuitos
Longitud kmc
Fecha de
entrada
Jerónimo Ortiz - Torreón sur
400
2
217.4
Ene-06
Potrerillos - Aguascalientes potencia
400
2
238.8
Feb-06
Cuauhtémoc II - A. López Mateos
230
2
67.9
Abr-06
Las Mesas - Querétaro potencia maniobras
400
2
393.6
Jul-06
Aguascalientes pot. - San Juan de los Lagos II
230
2
54.1
Jul-06
Tesistán - Acatlán
400
2
60.4
Ago-06
El Cajón - Cerro Blanco
400
2
43.2
Ago-06
Chicoasén - Juile (rehabilitación)
400
2
0.0
Ago-06
Cerro Blanco - Tesistán
400
1
148.6
Ago-06
Puerto Altamira - Champayán l2
400
2
66.0
Ago-06
Champayán - Las Mesas
400
2
344.6
Ago-06
Nuevo Casas Grandes II - Ascensión II
230
1
62.9
Sep-06
La Venta II - Juchitán II
230
2
17.8
Sep-06
El Palmar entq. - Olas Altas - Cabo Real
230
2
27.2
Sep-06
El Palmar - Cabo San Lucas II
230
2
17.8
Sep-06
Tecnológico Entq. - Huinalá-Plaza
400
2
11.6
Oct-06
Chuviscar pot. Entq. - Chihuahua CC - Ávalos
230
2
10.2
Oct-06
Tula Ct - Jorobas
400
2
26.0
Nov-06
Temascal II - Xalapa de Díaz
230
2
35.0
Dic-06
Cd. Industrial - Laredo
230
2
19.0
Ene-07
Cruz Azul maniobras - CYCNA
400
1
15.6
Abr-07
Santa LucÍa - Macuspana II
400
2
131.5
May-07
El Salero - Peñasquito
400
1
45.0
May-07
Parque Industrial San Luis Ent - Cerro Prieto I - Hidalgo
230
2
51.0
Jun-07
Nogales Aeropuerto - Nogales Norte
230
2
24.1
Jun-07
Jilotepec potencia - Dañu
230
2
37.3
Jul-07
La Parota Entq. - Amates - Playa Diamante
230
2
50.0
Jul-07
Terranova Entq. - Samalayuca Sur-Valle de Juárez
230
2
28.2
Ago-07
Samalayuca Sur - Valle de Juárez
230
2
116.2
Ago-07
Hermosillo 4 - Esperanza I
230
2
63.1
Ago-07
Tapachula pot. - Suchiate
400
2
27.0
Sep-07
Tula CT - Nochistongo
230
2
44.0
Sep-07
Metropoli - Tijuana I
230
4
8.2
Sep-07
El Potosí - Moctezuma
230
1
49.4
Nov-07
Mesteñas Entq. Francisco - Villa-Minera Hercúles
230
2
53.4
Feb-08
La Venta II - Juchitán II
230
2
17.8
Mar-08
Moctezuma - N. Casas Grandes II
400
2
164.8
Abr-08
Regiomontano Entq. - Huinalá-Laja
400
2
26.0
May-08
Las Glorias Entq. - Villa de García-Aeropuerto
400
2
30.0
May-08
Las Glorias - Huinalá
400
1
8.0
May-08
Las Américas - PI El Fresnal
400
2
16.0
Sep-08
Las Américas - El Fresnal
230
2
16.0
Sep-08
El Fresnal - Cananea
230
2
152.0
Sep-08
Victoria - Valle de México
400
2
44.0
Oct-08
La Trinidad - Jerónimo Ortiz
230
2
77.0
Oct-08
Ejido San Luis Entq. Cerro - Prieto II-Parque Ind. San luis
230
4
12.8
Oct-08
Cerro Prieto II - Parque Ind. San Luis
230
2
54.1
Oct-08
Las Mesetas - Hermosillo 5
400
2
215.0
Nov-08
Tula CT - Teotihuacan
230
2
132.0
Nov-08
Sabancuy II - Puerto Real
230
2
82.0
Ene-09
Temascal II - Oaxaca Potencia
230
2
132.9
May-09
Tapeixtles pot. - Tecoman
230
2
76.0
May-09
La Cienega - Oaxaca potencia
230
1
26.5
May-09
Malpaso - Macuspana II
400
2
113.0
Jun-09
Mexicali II - Tecnológico
230
2
16.0
Jun-09
La Jovita Entq. - Presidente Juárez - Lomas
230
2
22.0
Oct-09
La Jovita Entq. - Presidente Juárez - Ciprés
230
2
22.0
Oct-09
Encino II Entq. - Francisco Villa - Ávalos (1)
230
2
16.0
Oct-09
Encino II Entq. - Fco. Villa - Chihuahua Nte.
230
2
16.0
Oct-09
Lázaro Cárdenas potencia - Ixtapa potencia
400
2
75.3
Nov-09
Ixtapa potencia - Pie de la Cuesta potencia
400
2
206.5
Nov-09
Tabasco - Escárcega
400
2
185.0
Dic-09
Laguna Verde - Jamapa
400
2
180.0
Dic-09
La Ventosa - Juile C3
400
1
145.0
Dic-09
La Ventosa - Juile C1 y C2
400
2
290.0
Dic-09
Juile - Cerro de Oro
400
2
154.1
Dic-09
Jamapa Entq. - Veracruz II - Temascal II
230
2
20.0
Dic-09
Jamapa Entq. - Jardín - Temascal II
230
2
20.0
Dic-09
Jamapa - Dos Bocas
230
2
10.0
Dic-09
Edzna Entq. - Escarcega - Ticul
230
2
30.0
Dic-09
May-10
Angostura - Tapachula Aeropuerto
400
2
193.5
Carapan II - Zamora potencia
230
1
32.7
Ago-10
Carapan II - Uruapan potencia
230
2
69.1
Ago-10
Cuadro 4.2
4-6
4.4.2 Subestaciones
Por su importancia para el sistema eléctrico se
describen el objetivo, ubicación y fecha de entrada
en operación de los proyectos siguientes:
El Palmar bancos 1 y 2. Subestación de
230/115 kV y 233 MVA de capacidad. Efectuará el
cambio de tensión de 115 kV a 230 kV en la zona
Los Cabos del sistema Baja California Sur. Está
programada su operación para septiembre de 2006.
Torreón Sur banco 4. Transformador de 500 MVA
de capacidad y relación de tensión de 400/115 kV.
Atiende el incremento de demanda de la parte sur
de la zona Torreón derivado de la instalación de
parques industriales. Entró en operación en junio
de 2006.
Querétaro potencia banco 4. Transformador
de 375 MVA de capacidad y relación de tensión
de 400/230 kV. Tiene como objetivo atender el
suministro de energía con confiabilidad en la parte
poniente de la zona Querétaro. Forma parte de la
red asociada a las centrales de generación Altamira
V y Tamazunchale. Su entrada en operación es para
julio de 2006.
Santa María banco 1. Subestación de 500 MVA
de capacidad de transformación de 400/115 kV.
Incrementará la capacidad de transformación de
la zona Celaya evitando la saturación de los
bancos actuales de 230/115 kV de 200 MVA en
la subestación Celaya II. Se ubicará en la región
Bajío del área Occidental. Se estima su entrada en
operación en agosto de 2006.
Tecnológico banco 1. Subestación de tipo compacto
de 500 MVA de capacidad de transformación de
400/115 kV en la zona Monterrey del área Noreste.
Sustituirá a los bancos 1 y 2 de 230/115 kV de
200 MVA, con entrada en operación para octubre
de 2006.
Las Fresas banco 1. Subestación de 500 MVA de
capacidad de transformación y relación de tensión de
400/115 kV. Con su entrada en operación aumentará
la confiabilidad de la zona Irapuato, disminuyendo
el flujo de los bancos de transformación de la
subestación actual Irapuato II. Está programada
para agosto de 2006.
como consecuencia del cambio de operación
de 230 kV a 400 kV del enlace entre las
subestaciones Torreón Sur – Jerónimo Ortiz Mazatlán. El banco es procedente de la SE
Aguascalientes potencia del área Occidental.
La entrada en operación es para junio de 2007.
El Potosí banco 3. Con capacidad de 500 MVA
de transformación y relación de tensión de
400/115 kV incrementará la capacidad de
transformación para atender la demanda de la zona
San Luis Potosí. Entra en operación para noviembre
de 2007.
Volcán Gordo banco 1. Con capacidad de
225 MVA y relación 400/115 kV. Permitirá atender
el crecimiento de las zonas de Valle de Bravo y
Altamirano. Su fecha de entrada en operación está
programada para septiembre de 2007.
El Regiomontano banco 1 y las Glorias
banco 1. Ante el retiro de las unidades generadoras
de la central termoeléctrica Monterrey, se ha
reducido considerablemente el margen de reserva
de transformación de la zona metropolitana
de Monterrey. Se tienen en programa las
nuevas subestaciones que permitirán resarcir
la problemática descrita y el incremento de
demanda. Iniciará su operación en mayo de 2008.
Tesistán banco 5. Transformador con capacidad
de 500 MVA y relación de tensión de 400/69 kV.
Permitirá atender los crecimientos de demanda al
norte de la zona metropolitana de Guadalajara. Su
fecha de entrada en operación está programada
para agosto de 2008.
Mazatlán II banco 8. Transformador con capacidad
de 500 MVA y relación de tensión de 400/115 kV.
Sustituirá a los bancos de 2X100 MVA de la propia
subestación pues se estima su saturación para 2008.
Se tiene en programa para agosto de 2008.
La Higuera bancos 2 y 3. Subestación de
400/230 kV y 875 MVA de capacidad, incluyendo
fase de reserva. Permitirá incrementar la capacidad
de transmisión entre las zonas Mazatlán y Culiacán
debido al cambio de tensión de operación de 230 kV
a 400 kV. Está programada su entrada en operación
para enero de 2009.
Puerto Altamira banco 1. Subestación de
500 MVA de capacidad de transformación de
400/115 kV. Evitará la saturación de la
transformación de los bancos 1 y 2 de la subestación
Altamira de 2 x 100 MVA de capacidad. Se estima
su entrada en operación para mayo de 2007.
Cerro de Oro banco 1. Subestación con 500 MVA
de capacidad de transformación y relación de tensión
400/115 kV. Permitirá atender el crecimiento del
mercado eléctrico de la zona del Papaloapan. La
carga actualmente se alimenta de fuentes lejanas,
degradándose la capacidad de transmisión por caída
de tensión. Iniciará su operación en mayo de 2009.
Jerónimo Ortiz banco 3. Subestación de
400/230 kV y 300 MVA
de capacidad de
transformación. Incrementará la capacidad de
transmisión entre las áreas Norte y Noroeste
Papantla banco 1. La subestación iniciará su
operación en mayo de 2009 con una capacidad de
500 MVA y relación de tensión 400/115 kV. Permitirá
eliminar la saturación de la subestación Poza Rica I,
4-7
ante falla o salida de mantenimiento de la CT Poza
Rica.
Tapeixtles potencia banco 3.
Transformador
con capacidad de 500 MVA y relación de tensión
de 400/115 kV. Permitirá reducir la sobrecarga de
los bancos de la subestación Colomo con capacidad
de 200 MVA. Se tiene en programa la entrada en
operación para mayo de 2009.
Tabasco banco 1. Subestación con capacidad de
transformación de 500 MVA y relación de tensión
400/230 kV. Tiene como objetivo atender el
crecimiento de la zona Villahermosa y reducir la
sobrecarga de los bancos de la subestación Malpaso.
Está programada su entrada en operación para junio
de 2009.
Lázaro Cárdenas potencia banco 4. Banco
de 375 MVA de capacidad de transformación y
relación de tensión de 400/230 kV. Permitirá reducir
la sobrecarga de los dos bancos actuales ante la
entrada en operación de la central Carboeléctrica del
Pacífico de 678 MW de capacidad que se conectará
en el nivel de 400 kV. Se tiene en programa su
entrada en operación para noviembre de 2009.
La Ventosa bancos 1, 2, 3, 4, 5 y 6. Red asociada
al proyecto eoloeléctrico de temporada abierta que
se instalará en el estado de Oaxaca en la región
de la Ventosa. Se dispondrá de una capacidad de
transformación de 2500 MVA repartidos en los
niveles de 400/230 kV y en 400/115 kV, de acuerdo
a la capacidad de cada granja eólica. Se tiene en
programa su entrada en operación para diciembre
de 2009.
Cañada banco 3. Banco de transformación con
capacidad de 500 MVA y relación de tensión de
400/115 kV. Permitirá atender los crecimientos
del mercado eléctrico en la parte norte de la zona
Aguascalientes. Entrará en operación para abril de
2010.
En el cuadro 4.3 se presenta un listado de las
principales subestaciones en niveles de tensión
de 400 kV y 230 kV programadas para entrar en
operación en el mediano plazo.
4-8
Principales equipos de transformación en el programa de obras
2006 – 2010
Subestación
Cantidad Equipo
Capacidad
MVA
Relación de
transformación
Fecha de
entrada
May-06
Salamanca II bco. 2
4 T
300
400/115
Torreón Sur bco. 4
4 T
500
400/115
Jun-06
Querétaro I bco. 2 sustitución
4 AT
300
230/115
Jun-06
Querétaro Pot. bco. 4
3 AT
375
400/230
Jul-06
San Juan de los Lagos II bco. 1
4 AT
300
230/115
Jul-06
Santa María bco. 1
4 T
500
400/115
Ago-06
Ago-06
Las Fresas bco. 1
4 T
500
400/115
El Palmar bco. 1 y bco. 2
7 AT
233
230/115
Sep-06
Ascensión II bco. 1
4 AT
133
230/115
Sep-06
Tecnológico bco. 1
4 T
500
400/115
Oct-06
Chuviscar pot. bco. 1
4 AT
400
230/115
Oct-06
Xalapa de Díaz bco. 1
1 T
20
230/13.8
Dic-06
Xochimilco bco. 1
1 T
40
230/13.8
Abr-07
Sánchez Taboada bco. 3
1 T
40
230/13.8
Abr-07
Arroyo del Coyote bco. 3
4 T
500
400/138
May-07
Puerto Altamira bco. 1
4 T
500
400/115
May-07
Llano Grande bco. 1
4 AT
300
230/138
May-07
Xul-Ha Bco. 3
3 AT
100
230/115
May-07
Jerónimo Ortiz bco. 3
3 AT
300
400/230
Jun-07
Jilotepec potencia bco. 1
4 AT
300
230/115
Jul-07
Chilpancingo pot. bco. 1
4 AT
133
230/115
Jul-07
Volcán Gordo bco. 1
3 T
225
400/115
Sep-07
Guadalajara Industrial bco. 1
4 T
300
230/69
Oct-07
Niños Héroes bco. 3 (SF6)
4 T
133
230/69
Oct-07
Guadalajara Industrial
2 T
120
230/23
Oct-07
Guadalajara Ote. bco. 3
1 T
60
230/23
Oct-07
El Potosí bco. 3
4 T
500
400/115
Nov-07
Mesteñas bco. 1
4 AT
133
230/115
Feb-08
Guerreño bco. 1
4 T
500
400/138
May-08
Regiomontano bco. 1
4 T
500
400/115
May-08
Las Glorias bco. 1
4 T
500
400/115
May-08
Tesistán bco. 5
4 T
500
400/69
Ago-08
Mazatlán II bco. 8
4 T
500
400/115
Ago-08
Bacum bco. 1
4 AT
300
230/115
Ago-08
Pedro Moreno bco. 1
4 AT
133
230/115
Ago-08
Guaymas Cereso bco. 1
4 AT
133
230/115
Ago-08
El Habal bco. 2
3 AT
100
230/115
Ago-08
Las Mesetas bco. 1 y 2
7 AT
875
400/230
Sep-08
Las Américas bco. 1
4 AT
500
400/230
Sep-08
La Higuera bco. 2
4 AT
500
400/230
Ene-09
La Higuera bco. 3
3 AT
375
400/230
Ene-09
Niños Héroes bco. 4
4 AT
133
230/69
Feb-09
Guadalajara II bco. 5
3 AT
100
230/69
Feb-09
Cerro de Oro bco. 1
4 T
500
400/115
May-09
Papantla bco. 1
4 T
500
400/115
May-09
Tapeixtles Pot. bco. 3
4 T
500
400/115
May-09
La Malinche bco. 1
4 AT
300
230/115
May-09
Tabasco bcos. 1 y 2
7 AT
875
400/230
Jun-09
Centenario bco. 1
1 T
40
230/13.8
Jun-09
Lázaro Cárdenas potencia Bco. 4
3 AT
375
400/230
Nov-09
Vicente Guerrero II bco. 1
4 AT
133
230/115
Nov-09
Jamapa bcos. 1 y 2
7 AT
875
400/230
Dic-09
Ticul bco. 1
7 AT
875
400/230
Dic-09
La Ventosa bcos. 1, 2, 3, 4, 5 y 6
2500
400/230/115
Dic-09
Dos Bocas bco. 7 (SF6)
10 T
4 AT
300
230/115
Dic-09
Edzna bco. 1
4 AT
300
230/115
Dic-09
Mérida II bco. 1
4 AT
300
230/115
Dic-09
Jardín bco. 1 (SF6)
1 AT
300
230/115
Dic-09
Tepic II bco. 2 sustitución
4 AT
300
230/115
Feb-10
Loma bco. 2
3 AT
225
230/115
Mar-10
Cañada bco. 3
4 T
500
400/115
Abr-10
Carapan II bco. 3
4 T
500
400/115
May-10
Chapultepec bco. 2
1 T
50
230/34.5
Jun-10
Acatlán bco. 5 sustitución
3 AT
100
230/115
Ago-10
T Transformador
AT Autotransformador
Cuadro 4.3
En las figuras 4.1c y 4.1d se muestra la evolución
de las capacidades de transformación en MVA en
las tensiones de 400 kV, 230 kV y <230 kV.
4-9
Adiciones a la infraestructura de transformación en 400 kV
Total 26,839 MVA
MVA
9,000
8,000
8,000
7,000
6,000
5,000
3,875
4,000
3,000
3,100
2,375
1,500
2,000
1,500
1,750
1,245
1,342
1,428
2014
2015
2016
725
1,000
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Adiciones a la infraestructura de transformación en 230 kV
Total 15,909 MVA
MVA
3,000
2,725
2,348
2,500
2,007
2,000
1,682
1,527
1,512
1,500
1,087
1,009
1,006
2013
2014
1,000
575
433
500
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2015
2016
Adiciones a la infraestructura de transformación en 161 - 69 kV
Total 21,132 MVA
MVA
3,000
2,623
2,500
2,424
2,374
2,000
1,626
1,500
1,840
1,877
2013
2014
1,965
1,974
2015
2016
1,624
1,472
1,333
1,000
500
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Figura 4.1c
4 - 10
2012
Adiciones a la infraestructura de transformación en 69 - 400 kV
Total 63,881 MVA
MVA
14,000
12,106
12,000
10,000
8,000
6,000
6,730
5,836
5,780
5,808
5,750
4,698
4,652
3,574
4,000
4,128
4,818
2,000
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Figura 4.1d
4.4.3 Equipo de compensación
Compensador estático de Cañada. Se ubicó en
la zona Aguascalientes y en combinación con la
trayectoria de transmisión Saltillo–Primero de Mayo
y Cañada incrementará la capacidad de transmisión
entre las áreas Noreste y Occidental. Entró en
operación en marzo de 2006.
Compensador estático de Nopala. Con capacidad
de 90 MVAr inductivos y 300 MVAr capacitivos,
aumentará la confiabilidad de suministro de
energía del SIN hacia el área Central. Su entrada
en operación se estima en noviembre de 2006.
Compensación serie y compensador estático
de VAr Donato Guerra. Con capacidad de
450 MVAr inductivos y 450 MVAr capacitivos,
acrecentará la capacidad de transmisión del enlace
Pitirera–Donato Guerra y atenderá el suministro
de energía eléctrica a la zona metropolitana de la
ciudad de México. Se tiene programada su entrada
en operación en noviembre de 2009.
En el nivel 400 kV y 230 kV se tiene en programa
la instalación de reactores a nivel nacional de
3,417.38 MVAr para su utilización en los controles
suplementarios en su aplicación de disparo y
recierre monopolar y control de voltaje.
Para el control de voltaje se tiene en programa
la instalación de 1,696 MVAr capacitivos en las
subestaciones de subtransmisión en los niveles de
tensión de 161 kV a 115 kV.
En el cuadro 4.4 se muestran los principales equipos
de compensación reactiva programados para
2006 – 2010. Se incluyen los compensadores
estáticos de VAr y la compensación serie capacitiva,
los reactores y capacitores en los niveles de
400 kV a 115 kV.
Compensador estático de El Palmar. Se ubicará
en el nivel de 115 kV permitiendo incrementar la
capacidad de transmisión del doble circuito de
230 kV que une las zonas La Paz y los Cabos. Se
tiene en programa una capacidad de reactivos de
150 MVAr capacitivos con entrada en operación
para junio de 2009.
Compensador estático Vallarta potencia. Con
una capacidad de 50 MVAr inductivos y 150 MVAr
capacitivos. Permitirá incrementar la capacidad de
transmisión de los enlaces de 230 kV que unen las
zonas de Tepic con Vallarta. Se tiene programado
para mayo 2010.
4 - 11
Equipos de compensación reactiva programados
2006 – 2010
Capacidad
MVAr
Tipo
Fecha de
entrada
Jerónimo Ortiz MVAr
Subestación
REACTOR
Equipo
230
33.32
IND
Ene-06
Potrerillos MVAr
REACTOR
400
116.62
IND
Feb-06
Cañada MVAr (CEV)
COMPENSADOR ESTÁTICO VAr
400
90/300
IND/CAP
Mar-06
Las Mesas MVAr
REACTOR
400
233.31
IND
Jul-06
Cerro Blanco MVAr
REACTOR
400
99.96
IND
Ago-06
Tensión
kV
Cerro Blanco MVAr
REACTOR
400
66.64
IND
Ago-06
Champayán MVAr
REACTOR
400
123.96
IND
Ago-06
Nazas MVAr
115
42
CAP
Sep-06
Güémez MVAr
REACTOR
400
116.62
IND
Sep-06
Cuauhtémoc II MVAr
CAPACITOR
CAPACITOR
115
30
CAP
Oct-06
Nopala
COMPENSADOR ESTÁTICO VAr
400
90/300
IND/CAP
Nov-06
Arroyo del Coyote MVAr
REACTOR
400
82.64
IND
May-07
Santa Lucía MVAr
REACTOR
230
24
IND
May-07
Jerónimo Ortiz MVAr
REACTOR
400
100
IND
Jun-07
Jerónimo Ortiz MVAr
REACTOR
400
75
IND
Jun-07
Jilotepec MVAr
CAPACITOR
115
30
CAP
Jul-07
Juile MVAr
REACTOR
400
100
IND
Tecali MVAr
REACTOR
400
100
IND
Jul-07
Cumbres MVAr
CAPACITOR
138
18
CAP
Ago-07
Jul-07
Ojo de Agua pot. MVAr
CAPACITOR
115
30
CAP
Dic-07
Veracruz II MVAr
CAPACITOR
115
30
CAP
Dic-07
Malpaso MVAr
REACTOR
400
200
IND
Abr-08
Primero de Mayo MVAr
REACTOR
400
200
IND
Abr-08
Primero de Mayo MVAr
REACTOR
400
175
IND
Abr-08
Ramos Arizpe MVAr
REACTOR
400
175
IND
Abr-08
Cañada MVAr
REACTOR
400
150
IND
Abr-08
Manuel Moreno Torres MVAr
REACTOR
400
150
IND
Abr-08
Minatitlán II MVAr
REACTOR
400
100
IND
Abr-08
Nuevo Casas Grandes II MVAr
REACTOR
230
21
IND
Abr-08
May-08
Cetys MVAr
CAPACITOR
161
51.5
CAP
Ruiz Cortines MVAr
CAPACITOR
161
51.5
CAP
May-08
Centro MVAr
CAPACITOR
161
41
CAP
May-08
Mexicali II MVAr
CAPACITOR
161
31
CAP
May-08
González Ortega MVAr
CAPACITOR
161
10.5
CAP
May-08
Mexicali Oriente MVAr
CAPACITOR
161
10.5
CAP
May-08
Escobedo MVAr
CAPACITOR
115
45
CAP
May-08
Saltillo MVAr
CAPACITOR
115
45
CAP
May-08
Las Mesetas MVAr
REACTOR
230
49
IND
Sep-08
Hermosillo 5 MVAr
REACTOR
230
28
IND
Nov-08
Ene-09
La Higuera MVAr
REACTOR
400
175
IND
Mérida II MVAr
CAPACITOR
115
30
CAP
Jun-09
Nachi-Cocom MVAr
CAPACITOR
115
30
CAP
Jun-09
Norte MVAr
CAPACITOR
115
30
CAP
Jun-09
Playa del Carmen MVAr
CAPACITOR
115
30
CAP
Jun-09
El Palmar MVAr
COMPENSADOR ESTÁTICO VAr
115
150
CAP
Tabasco MVAr
REACTOR
400
100
IND
Jun-09
Donato Guerra MVAr ampliación
COMPENSACIÓN SERIE
400
535.7
CAP
Nov-09
Donato Guerra CEV
COMPENSADOR ESTÁTICO VAr
400
450/450
IND/CAP
Nov-09
Pie de la Cuesta potencia MVAr
REACTOR
230
21
IND
Nov-09
La Ventosa CEV
COMPENSADOR ESTÁTICO VAr
400
300/300
IND/CAP
Dic-09
Escárcega MVAr
REACTOR
400
233.31
IND
Dic-09
Ticul MVAr
REACTOR
400
175
IND
Dic-09
Juile MVAr
REACTOR
400
75
IND
Dic-09
Arroyo del Coyote MVAr
CAPACITOR
138
30
CAP
Ene-10
Ticul II MVAr
REACTOR
230
18
IND
Vallarta potencia MVAr (CEV)
COMPENSADOR ESTÁTICO VAr
230
50/150
IND/CAP
May-10
Tapachula pot. MVAr
REACTOR
400
100
IND
May-10
San Juan del Río Ote. MVAr
CAPACITOR
115
30
CAP
Jun-10
Compensación 22.5 MVAr
CAPACITOR
115
405.00
CAP
Compensación 15 MVAr
CAPACITOR
115
510.00
CAP
Compensación 7.5 MVAr
CAPACITOR
115
135.00
CAP
CAP: capacitivo
IND: inductivo
Cuadro 4.4
En las figuras 4.1e y 4.1f se muestra la evolución
de las capacidades de compensación en MVAr en
las tensiones de 400 kV, 230kV y <230 kV.
4 - 12
Jun-09
Feb-10
Adiciones a la infraestructura de compensación en 400 kV
Total 14,808 MVAr
MVAR
4,000
3,694
3,500
3,000
2,500
1,776
2,000
1,500
1,150
1,030
1,000
458
500
1,383
1,394
2014
2015
1,487
1,158
608
670
2010
2011
0
2006
2007
2008
2009
2012
2013
2016
Adiciones a la infraestructura de compensación en 230 kV
Total 700 MVAr
MVAR
250
218
200
150
120
98
100
50
80
33
49
39
24
21
18
0
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Adiciones a la infraestructura de compensación en 161 - 69 kV
Total 4,110 MVAr
MVAR
1,000
906
900
800
700
578
574
600
577
500
400
300
298
288
275
200
142
177
156
138
2014
2015
2016
100
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Figura 4.1e
4 - 13
2012
2013
Adiciones a la infraestructura de compensación en 69 - 400 kV
Total 19,618 MVAr
MVAR
5,000
4,293
4,500
4,000
3,500
3,000
2,500
2,154
1,936
2,000
1,500
1,434
1,402
1,362
1,056
1,609
1,630
2014
2015
1,745
997
1,000
500
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2016
Figura 4.1f
4.5
Obras e inversiones con
financiamiento externo
Por razones de política económica, durante las
décadas de los ochenta y noventa el presupuesto
destinado al sector eléctrico se redujo en términos
reales y por tanto, la inversión en el programa de
transmisión de CFE se vio restringida.
Con la entrada en operación de las series 200 - 400,
se ha reducido el rezago en la construcción de los
proyectos de transmisión y a partir de la serie
500, se inicia la atención del crecimiento normal
de la demanda en forma gradual de acuerdo a las
necesidades del mercado eléctrico.
Por tal motivo, CFE y las entidades gubernamentales
exploraron diversas modalidades de financiamiento
para proyectos de generación, transmisión y
distribución de electricidad, así como la rehabilitación
y modernización de centrales termoeléctricas.
Asimismo, en mayo de 2000 se remitieron a
la SHCP para su aprobación, cinco paquetes
PIDIREGAS serie 600 correspondientes a la
quinta etapa con un plan de incorporar al SEN
264 km-c de líneas de transmisión 490 MVA
de capacidad de transformación y 50 MVAr de
capacidad de compensación.
Referente a la transmisión, en una primera etapa
los recursos se obtuvieron con líneas de crédito
otorgadas por la banca internacional.
En los cuadros 4.5 a 4.11 se muestran las metas
de los proyectos en proceso de construcción y
otros por licitar.
Posteriormente, CFE ha utilizado otras variedades de
financiamiento tipo PIDIREGAS, entre ellos el OPF y
el Construir, Arrendar y Transferir (CAT).
Las longitudes de las líneas de transmisión registradas
en el POISE se derivan de una estimación preliminar
con base en planos geográficos. Sin embargo,
una vez elaborados los estudios de sitio con más
detalle y aún después en la etapa de construcción
se presentan desviaciones en las distancias, de tal
modo que en los estudios de análisis beneficio-costo
enviados a la SENER se adiciona un fondo contingente
de 16% para cubrir posibles desviaciones en monto
y metas.
En 1996 se aprobó el primer plan de financiamiento
externo para el programa de transmisión. CFE
convocó 11 paquetes bajo el esquema financiero
CAT, denominados PIDIREGAS serie 200.
En agosto de 1997 se presentaron a la SHCP ocho
paquetes de la serie 300 en la modalidad OPF, los cuales
fueron autorizados e iniciaron su licitación en 1998.
En agosto de 1998 se enviaron a la SHCP 14
paquetes adicionales con el esquema financiero
OPF, denominados PIDIREGAS serie 400, licitados
en 2000 y 2001. En junio de 1999 se remitieron
a la SHCP para su autorización cinco paquetes
PIDIREGAS de la serie 500 correspondientes a la
cuarta etapa. Los PIDIREGAS de las series 200,
300, 400 y 500 ya se encuentran en operación.
4 - 14
Paquetes con financiamiento externo
Metas para la serie 600
PIDIREGAS
FEO 1
km-c
MVA
MVAr
LT 610 Transmisión Noroeste-Norte (Segunda Fase)
Abr-08
165
0
21
SE 611 Subtransmisión Baja California-Noroeste (Primera Fase)
Abr-07
1
300
18
SE 611 Subtransmisión Baja California-Noroeste (Segunda Fase)
Mar-06
0
110
7
Jul-06
96
50
3
LT 612 Subtransmisión Norte-Noreste (Segunda Fase)
LT 615 Subtransmisión Peninsular (Tercera Fase)
Mar-06
Total
3
30
2
264
490
50
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.5
En 2001 se integraron los paquetes PIDIREGAS
de la sexta etapa de la serie 700, en los cuales
se empezaron a incluir las redes de transmisión
asociadas a centrales eléctricas programadas para
entrar en operación de 2005 a 2007, con el fin de
garantizar que la red y la planta lo harán en forma
coordinada. Resaltan por su importancia las redes
asociadas a las centrales Altamira V, CH El Cajón,
Tamazunchale y Carboeléctrica del Pacífico. El
cuadro 4.6 presenta las metas de esta serie.
Paquetes con financiamiento externo
Metas para la serie 700
FEO 1
PIDIREGAS
km-c
MVA
MVAr
SLT 701 Occidente-Centro (Primera Fase)
Jun-06
29
100
6
SLT 701 Occidente-Centro (Segunda Fase)
Nov-06
136
70
4
SLT 701 Occidente-Centro (Tercera Fase)
Nov-07
123
50
3
SLT 702 Sureste-Peninsular (Primera Fase)
Jun-06
27
50
3
SLT 702 Sureste-Peninsular (Segunda Fase)
Nov-06
74
30
2
SLT 702 Sureste-Peninsular (Tercera-Fase)
Nov-08
9
60
4
SLT 703 Noreste-Norte
Abr-06
108
110
7
SLT 706 Sistemas Norte (Primera Fase)
Jun-06
398
1,233
18
SLT 706 Sistemas Norte (Segunda Fase)
Ago-07
210
0
0
SLT 706 Sistemas Norte (Tercera Fase)
Oct-10
10
280
0
LT Red de Transmisión Asociada a Altamira V
Ago-06
509
0
124
LT Red de Transmisión asociada a la CH EL Cajón
Ago-06
264
0
167
Jul-06
397
375
233
LT Red de Transmisión Asociada a Carboeléctrica del Pacífico
Nov-09
282
375
21
SE Norte
Jun-06
0
120
8
LT Lineas Centro
Mar-06
17
40
2
2,592
2,893
602
LT Red Asociada de la Central Tamazunchale
Total
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.6
En junio de 2002 se estructuraron los paquetes de
obras PIDIREGAS serie 800, en los cuales resaltan
por su importancia los proyectos Tamaulipas,
Altiplano, Occidente, Bajío y Noine.
Con la entrada en operación de estos paquetes
se pretenden incorporar al SEN 1,136 km-c de
líneas de transmisión, 6,065 MVA de capacidad
de transformación y 736 MVAr de capacidad
de compensación. El cuadro 4.7 muestra un
resumen de esta serie.
4 - 15
Paquetes con financiamiento externo
Metas para la serie 800
PIDIREGAS
FEO
1
km-c
MVA
MVAr
SLT 801 Altiplano (Primera Fase)
Ago-06
142
1,000
SLT 801 Altiplano (Segunda Fase)
Sep-07
38
225
0
SLT 802 Tamaulipas
May-07
86
1,300
83
SLT 803 Noine (Primera Fase)
Oct-06
79
900
30
SLT 803 Noine (Segunda Fase)
Nov-09
17
133
0
SLT 803 Noine (Tercera Fase)
Ago-12
35
0
0
SE 804 Baja-Sonora (Primera Fase)
Abr-10
0
40
47
SE 804 Baja-Sonora (Segunda Fase)
Abr-12
0
50
3
SLT 805 El Occidente (Primera Fase)
Oct-07
46
613
11
SLT 805 El Occidente (Segunda Fase)
Jun-10
0
500
0
SLT 805 El Occidente (Tercera Fase)
Jun-12
9
133
0
SLT 806 Bajío (Primera Fase)
Mar-06
0
0
390
117
SLT 806 Bajío (Segunda Fase)
0
Jul-06
330
300
SLT 806 Bajío (Tercera Fase)
Abr-10
73
500
0
LT 807 LT Durango I
Ene-06
217
0
33
SE 811 Noroeste
May-06
8
120
7
Jul-06
2
60
4
5
SE 812 Golfo Norte
SE 813 División Bajío (Primera Fase)
Jun-06
2
80
SE 813 Diivisión Bajío (Segunda Fase)
Sep-07
36
90
5
Dic-10
16
20
1
1,136
6,065
736
OPF SE 814 División Jalisco
Total
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.7
En el cuadro 4.8 se informa sobre los proyectos
PIDIREGAS de la serie 900 integrada por nueve
paquetes que se autorizaron en el Presupuesto de
Egresos de la Federación para el ejercicio fiscal de
2004. En esta serie se incluye la red de transmisión
asociada a la central eoloeléctrica la Venta
Con la entrada en operación de los paquetes
la serie 900 se incorporarán al SEN 830 km-c
líneas de transmisión, 2000 MVA de capacidad
transformación y 455 MVAr de compensación.
II.
de
de
de
Paquetes con financiamiento externo
Metas para la serie 900
FEO 1
PIDIREGAS
SLT 901 Pacífico
SLT 901 Pacífico (Segunda Fase)
SLT 902 Istmo
SLT 903 Cabo-Norte
Red de transmisión asociada a la Venta II
911 Noreste
912 División Oriente
914 División Centro Sur
915 Occidental
Total
Nov-07
Ago-10
Jul-07
Sep-06
Sep-06
Dic-07
Dic-07
Dic-07
Oct-07
km-c
110
210
211
166
18
20
4
90
1
830
MVA
MVAr
500
400
533
397
54
189
50
20
50
50
2,000
11
174
26
3
455
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.8
En junio de 2004 se enviaron a la SHCP, a través de
la SENER, los paquetes PIDIREGAS de la serie 1000
que se muestran en el cuadro 4.9.
En esta serie se incluyen las redes asociadas a las
centrales eléctricas CC Norte, ubicada en la zona
Chihuahua, TG San Lorenzo en la zona Puebla y CC Baja
California (Mexicali II) en San Luis Río Colorado. Se
consideran tambien los proyectos de compensación
inductiva que se intalarán en el sureste del país
a través del paquete compensación y transmisión
Noreste-Sureste. Asimismo, la compensación
dinámica en la subestación Nopala a través del
paquete compensación dinámicas area Central.
Con la incorporación de las obras de los paquetes
de la serie 1000 se reforzará el SEN con 417 km-c
de kilómetros de líneas de transmisión, 1,413 MVA
de capacidad de transformación y 1,553 MVAr de
compensación.
4 - 16
Paquetes con financiamiento externo
Metas para la serie 1000
FEO 1
PIDIREGAS
km-c
MVA
MVAr
SLT 1001 Red de transmisión Baja-Nogales
Jun-07
101
60
0
SLT 1002 Compensación y transmisión Noreste-Sureste (Primera-Fase)
Abr-08
0
0
1,150
SLT 1002 Compensación y transmisión Noreste-Sureste (Segunda Fase)
Ene-09
84
0
0
SE 1003 Subestaciones eléctricas de Occidente (Primera Fase)
Ago-08
58
1,133
0
SE 1004 Compensación dinámica área Central
Nov-06
0
0
390
SE 1005 Noroeste
Jun-08
58
150
9
SE 1006 Central-Sur
Feb-09
23
70
4
1010 Red de transmisión asociada a la CC Norte
Oct-08
85
0
0
1011 Red asociada a la conversión a CC de la TG San Lorenzo
Mar-08
0
0
0
1012 Red de Transmisión asociada a la CC Baja California (Mexicali)
Sep-07
8
0
0
417
1,413
1,553
Total
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.9
En junio de 2005 se enviaron a la SHCP a través de la
SENER, los paquetes PIDIREGAS de la serie 1100 que
se muestran en el cuadro 4.10. Resaltan las redes de
transmisión asociadas a los proyectos de generación
de Valle de México repotenciación unidades 2 y 3,
Baja California II, La Venta III y CC Agua Prieta II.
Adicionalmente se han programado proyectos de
transmisión y transformación para la atención del
mercado eléctrico del área Oriental con los paquetes
Transmisión y Transformación del Oriental y
Transmisión y Transformación del Sureste.
Asimismo resalta por su importancia el denominado
Transformación del Noreste en el área Noreste.
Paquetes con financiamiento externo
Metas para la serie 1100
FEO 1
PIDIREGAS
km-c
MVA
MVAr
LT Red de transmisión asociada a Baja California II
Oct-08
67
0
LT Red de transmisión asociada a Valle de México U-2
Oct-08
44
0
0
0
LT Red de transmisión asociada a Valle de México U-3
Ene-11
0
0
0
LT Red de transmisión asociada a la CE La Venta III
Mar-08
18
0
0
LT Red de transmisión asociada a la CC Agua Prieta II
Sep-08
184
1,375
49
SE 1110 Compensación capacitiva del Norte (Primera Fase)
May-08
0
0
424
SE 1110 Compensación capacitiva del Norte (Segunda Fase)
May-11
0
0
135
SLT 1111 Transmisión y transformación del Central-Occidental (Primera Fase)
Dic-08
149
0
0
SLT 1111 Transmisión y transformación del Central-Occidental (Segunda Fase)
Jun-11
49
300
15
SLT 1112 Transmisión y transformación del Noroeste
400
28
SE 1113 Compensación dinámica Donato - Laguna Verde
Nov-09
0
500
1,436
SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental
May-09
Nov-08
450
1,300
0
SE 1115 Compensación del Peninsular
Feb-10
0
0
86
SE 1116 Transformación del Noreste
May-08
358
1,500
0
SLT 1117 Transformación de Guaymas
Ago-08
7
133
0
SLT 1118 Transmisión y transformación del Norte
Feb-08
188
133
0
SLT 1119 Transmisión y transformación del Sureste
Jun-09
130
875
100
SE 1120 Noroeste (Primera Fase)
Dic-08
26
159
9
SE 1120 Noroeste (Segunda Fase)
Dic-09
75
140
8
SE 1121 Baja California
Dic-10
0
60
4
SE 1122 Golfo Norte
Dic-09
106
210
13
SE 1123 Norte
Abr-09
9
60
4
SE 1124 Bajío Centro
Ene-09
106
60
4
SE 1125 Distribución (Primera Fase)
Dic-07
68
59
3
SE 1125 Distribución (Segunda Fase)
Dic-08
328
40
2
SE 1126 Centro Oriente
Dic-08
146
150
198
SE 1127 Sureste
Dic-09
6
50
3
SE 1128 Centro Sur
Dic-09
45
260
14
SE 1129 Compensación redes (Primera Fase)
Dic-07
0
0
98
SE 1129 Compensación redes (Segunda Fase)
Dic-07
0
40
112
2,816
7,805
2,744
Total
257
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.10
Finalmente, en junio de 2006 se integraron los
paquetes PIDIREGAS de la serie 1200 que se
muestran en el cuadro 4.11, en los cuales destacan
por su importancia las redes de transmisión
asociadas a las centrales generadoras de CT
Baja California III, CI Guerrero Negro III,
Humeros III y la eoloeléctrica Oaxaca I. Asimismo
se ha incorporado la red de transmisión de
temporada abierta de proyectos eolicos en la
región del Istmo de Tehuantepec.
Por su importancia cabe mencionar también la
incorporación de los proyectos de conversión de
tensión de 230 kV a 400 kV para el suministro de
energía confiable a las áreas Peninsular y Noroeste.
4 - 17
Paquetes con financiamiento externo
Metas para la serie 1200
FEO 1
PIDIREGAS
SLT 1201 Transmisión y transformación de Baja California
km-c
MVA
MVAr
Jun-09
36
130
May-09
87
500
0
Dic-09
313
1,270
24
SLT 1204 Conversión a 400 kV del área Peninsular
Dic-09
255
1,475
408
SE 1205 Compensación Oriental - Peninsular
SE 1206 Conversión a 400 kV de la Línea de Transmisión Mazatlán II - La Higuera
Jun-09
0
0
218
Ene-09
0
875
175
SE 1210 Noroeste - Norte (Primera Fase)
Jun-10
157
203
11
SE 1210 Noroeste - Norte (Segunda Fase)
Abr-10
198
390
31
SE 1211 Noroeste - Central (Primera Fase)
Abr-09
136
50
4
SE 1211 Noreste - Central (Segunda Fase)
Dic-09
55
90
5
SE 1211 Noreste - Central (Tercera Fase)
Dic-09
34
90
4
SE 1212 Sur - Peninsular (Primera Fase)
Abr-10
17
110
7
SE 1212 Sur - Peninsular (Segunda Fase)
Jun-10
7
110
7
SE 1212 Sur - Peninsular (Tercera Fase)
Dic-10
70
50
63
SE 1212 Sur - Peninsular (Cuarta Fase)
LT Red de Transmisión asociada al proyecto de temporada abierta y a los proyectos eólicas
Dic-10
53
138
8
Oaxaca II, III y IV
Dic-09
589
2,500
675
LT Red de transmisión asociada a la CC Baja California III
Oct-09
44
0
0
LT Red de transmisión asociada a la CI Guerrero Negro III
Oct-08
25
14
2
LT Red de transmisión asociada a los Humeros II
Oct-09
8
LT Red de transmisión asociada a la CE Oaxaca I
Mar-09
24
LT Red de transmisión asociada a la CC Norte II
Oct-09
7,994
1,798
SE 1202 Suministro de energía a la zona Manzanillo
SLT 1203 Transmisión y transformación Oriental - Sureste
Total
157
36
2,143
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.11
4.5.1 Obras de subtransmisión con
financiamiento externo
Con la finalidad de construir obras prioritarias
que permitan atender el crecimiento normal
de la demanda en el nivel de media tensión y
recuperar a su vez parte del rezago en inversiones,
la Subdirección de Distribución ha estructurado
paquetes PIDIREGAS integrados por los proyectos
que presentaron los mejores indicadores de
rentabilidad en su evaluación financiera. Se muestran
a continuación los autorizados por la SHCP:
LT Líneas Centro. Incluye dos subestaciones de
20 MVA de capacidad cada una que se ubicarán en las
zonas Aguascalientes y Querétaro respectivamente.
Asimismo, considera tres líneas de transmisión en
115 kV para reforzar la red de la zona Querétaro.
Entró en operación en marzo 2006.
SE 811 Noroeste. Incluye cuatro subestaciones que
aportarán al sistema eléctrico 120 MVA de capacidad
de transformación en los niveles de 115/13.8 kV
y 115/34.5 kV. Se ubicarán en las zonas Culiacán,
Los Mochis y Guasave. Incluye red de transmisión
asociada para conectarse al sistema. Entró en
operación en mayo 2006.
SE 812 Golfo Norte. Considera dos subestaciones
con 30 MVA de capacidad de transformación cada
una y sus respectivos enlaces al sistema. Se
ubicarán en las zonas Nuevo Laredo y Saltillo. Se
concluyó en julio de 2006.
SE 813 División Bajío. Aportará al sistema eléctrico
170 MVA de transformación y 40 km de líneas de
transmisión. Se instalará en las zonas Aguascalientes,
Celaya, Irapuato, León, Salamanca y San Luis de la Paz.
La entrada en operación de su primera fase fue en junio
de 2006 y la segunda será para septiembre de 2007.
SE 814 División Jalisco. Incluye una subestación
de 20 MVA de capacidad y relación de tensión de
115/23 kV con 16 kilómetros de línea de transmisión
en el nivel de 115 kV. Se tiene en programa su
entrada en operación para diciembre de 2010.
911 Noreste. Incluye dos subestaciones que
aportarán 50 MVA de capacidad de transformación al
sistema eléctrico y se ubicarán en las zonas Camargo
y Monterrey. Se concluirá en diciembre de 2007.
912 División Oriente. Aportará 174 MVAr de
potencia reactiva para mejorar la calidad del servicio
en las zonas Orizaba, Papaloapan y Veracruz.
Adicionalmente considera una subestación de
20 MVA de capacidad por instalarse en la de Teziutlán.
Se estima su entrada en operación para diciembre de
2007.
914 División Centro Sur. Consiste en dos
subestaciones para un total de 50 MVA de capacidad
de transformación por instalarse en las zonas
Morelos y Tapachula. Asimismo 90 kilómetros de líneas
de transmisión en la zona San Cristóbal. Su entrada en
operación está programada para diciembre de 2007
915 Occidental. Incluye dos subestaciones
que incrementarán la capacidad con 50 MVA
de transformación. Se instalarán en las zonas
Aguascalientes y Querétaro. Se concluirá en
octubre de 2007.
SE 1005 Noroeste. Considera cinco subestaciones
con una capacidad total de 150 MVA de
4 - 18
transformación en el nivel 115 kV. Se instalarán
en las zonas Culiacán, Hermosillo, Los Mochis,
Nogales y Obregón. Se estima su entrada en
operación para junio de 2008.
SE 1006 Central-Sur. Incluye tres subestaciones
para un total de 70 MVA de transformación en
las tensiones de 115/13.8 kV. Se instalarán en
las zonas Acapulco, Playa del Carmen y Valle de
Bravo. Su entrada en operación está programada
para febrero de 2009.
SE 1120 Noroeste. Los principales proyectos de
este paquete consisten en dos subestaciones con
capacidad de 40 MVA cada una. Adicionalmente
considera 12 proyectos de subestaciones de
115/34.5-13.8 kV que incrementarán la capacidad
de transformación en las zonas Hermosillo, Navojoa,
Los Mochis, Guasave y Culiacán, todas de la División
Noroeste que incorporarán al SEN un total de
299 MVA de capacidad de transformación. Se estima
su entrada en operación para diciembre de 2010.
SE 1121 Baja California. El paquete consiste en
ampliaciones de dos subestaciones con capacidad
de 30 MVA cada una. Se incluyen dos bancos
de tensión 115/13.8 kV que incrementarán la
capacidad de transformación de la zona Tijuana
de la División Baja California. Se concluirá para
diciembre de 2010.
SE 1122 Golfo Norte. Los principales aportes
de este paquete son la línea Saltillo-Álamo-Agua
Nueva con 40 km de longitud, además de siete
proyectos de subestaciones de 115/34.5-13.8 kV y
dos proyectos de líneas de transmisión en 115 kV
que incrementarán la capacidad de transformación
y transmisión de las zonas Reynosa, Monterrey,
Piedras Negras y Saltillo pertenecientes
a la
División Golfo Norte. Su entrada en operación es
diciembre de 2009.
transmisión de las zonas Río Verde, Huejutla, Valles,
Matehuala, Zacatecas, Ixmiquilpan y Querétaro
pertenecientes a las Divisiones Bajío y Golfo Centro.
Se concluirá en diciembre de 2007 la primera fase
y para diciembre de 2008 la segunda.
SE 1126 Centro Oriente. Uno de los principales
proyectos de este paquete es la compensación
capacitiva en media tensión de la zona Puebla con
el propósito de corregir el factor de potencia a
0.95, disminuir pérdidas eléctricas y mejorar la
regulación de voltaje en media tensión. Asimismo
incorpora cinco proyectos de transformación con
150 MVA y un proyecto de línea de transmisión en
115 kV en las zonas Puebla, Tlaxcala, Tecamachalco,
Matamoros, San Martín y Tehuacán pertenecientes a
la División Centro Oriente. Su entrada en operación
está programada para diciembre de 2008.
SE 1127 Sureste. Considera dos subestaciones de
115/13.8 kV con 50 MVA, de los cuales 30 MVA serán
en hexaflouro de azufre (SF6). Se instalarán en las
zonas Oaxaca y Villahermosa de la División Sureste. Se
estima su entrada en operación en diciembre de 2009.
SE 1128 Centro Sur. Incluyen proyectos de
subestaciones de 115/23-13.8 kV que aportarán
260 MVA de capacidad de transformación en las
zonas Iguala, Acapulco, Zihuatanejo, Toluca y Valle
de Bravo de la División Centro Sur. Se concluirá en
diciembre de 2009.
SE 1129 Compensación Media Tensión Redes.
Aportará 209 MVAr de compensación capacitiva
al sistema de media tensión, con el propósito de
corregir el factor de potencia a 0.95, disminuir
pérdidas y mejorar la regulación de voltaje de las
Divisiones de Distribución Baja California, Noroeste,
Norte, Golfo Centro, Bajío y Sureste. Su entrada
en operación está programada para diciembre
de 2007.
SE 1123 Norte. Considera dos proyectos de
subestaciones con transformación de 115/13.8 kV
de 30 MVA cada uno, que se instalarán en la zonas
Juárez y Torreón de la División Norte. Se concluirán
en abril de 2009.
En junio de 2006 se envió a la SHCP por conducto de
la SENER una relación de tres paquetes PIDIREGAS
para su autorización e inclusión en el PEF para el
ejercicio fiscal 2007. La relación y su descripción
resumida son los siguientes:
SE 1124 Bajío Centro. Este paquete incluye
las recalibraciones de los anillos de la red de
subtransmisión en 115 kV de la ciudades de
Aguascalientes e Irapuato y dos subestaciones
de 115/13.8 kV de 30 MVA cada una. Con esto
se incrementará la capacidad de transmisión y
transformación de las zonas Aguascalientes, Irapuato,
Celaya, Ixmiquilpan y Tampico, pertenecientes a las
Divisiones Bajío y Golfo Centro respectivamente. Se
estima su entrada en operación en enero de 2009.
SE 1210 Noroeste-Norte. Se tiene en programa
para junio de 2009 y junio de 2010 incorporar
al SEN 593 MVA de capacidad de transformación
con relación de 115/34.5 kV y 115/13.8 kV y
198 kilómetros de líneas de transmisión. Los
proyectos permitirán atender los crecimientos del
mercado eléctrico de las zonas Hermosillo, Navojoa,
Los Mochis, Mazatlán del área Noroeste y las zonas
Torreón, Moctezuma, Casas Grandes, Chihuahua,
Parral, Camargo, Ciudad Juárez y Cuauhtémoc del
área Norte.
SE 1125 Distribución. Incluye cinco proyectos
de subestaciones de 115/34.5-23-13.8 kV y dos
proyectos de líneas de transmisión en 115 kV que
incrementarán la capacidad de transformación y
SE 1211 Noreste-Central. Incorporará al SEN
230 MVA de capacidad de transformación con
bancos de relación de tensión de 115/13.8 kV y
4 - 19
225 kilómetros de líneas de transmisión. Se estima
su entrada en operación para abril de 2008 en la
primera fase, junio de 2009 la segunda y diciembre
de 2009 la tercera.
periodo 2006 – 2010.
SE 1212 Sur-Peninsular. Se tiene registrado en
programa incorporar al SEN 408 MVA de capacidad
de transformación en los niveles de 115/13.8 kV,
115/23 kV y 115/34.5 kV y 147 kilómetros de
líneas de transmisión en las zonas de Atlacomulco,
Morelos, Puebla, Tlaxcala, Playa del Carmen,
Teziutlán, Jalapa, Orizaba, Tuxtla Gutiérrez,
Oaxaca, Villahermosa, Huatulco y Chontalpa.
4.6
Capacidad de transmisión
entre regiones
El programa de obras de transmisión y transformación
2006 – 2016 está compuesto de aproximadamente
3,400 proyectos, los cuales se clasifican en líneas
de transmisión, subestaciones y elementos de
compensación en los niveles de tensión de 69 kV
a 400 kV.
La red eléctrica principal de transmisión se ha
desarrollado tomando en cuenta la magnitud y
dispersión geográfica de la demanda, así como la
localización de las centrales generadoras. En ciertas
áreas del país, los centros de generación y consumo
de electricidad se encuentran alejados entre sí, por
lo cual su interconexión se ha realizado de manera
gradual en la medida en que los proyectos se han
justificado técnica y económicamente.
En general, la capacidad de transmisión de los
enlaces entre las regiones del sistema depende de
manera importante del punto de operación de la
demanda y de la capacidad de generación disponible.
En términos generales, la potencia máxima que
se puede transmitir por un enlace depende de los
siguientes factores:
• Límite térmico de los conductores
• Límite aceptable de voltaje en los extremos
del enlace
• Margen de seguridad que permita preservar
la integridad y estabilidad del sistema ante
la desconexión imprevista de una unidad
generadora o de una línea de transmisión
En el caso de la red eléctrica principal nacional,
los factores segundo y tercero son los que con
mayor frecuencia restringen la potencia máxima
de transmisión de los enlaces.
El sistema está desagregado en 50 regiones: 42
para el SIN que incluye al área de control Noroeste
y 8 para el sistema Baja California.
En la figura 4.2 se muestra la capacidad de
transmisión entre regiones para 2010, considerando
los proyectos que entrarán en operación en el
4 - 20
Capacidad de transmisión entre regiones (MW)
2010
43
800
370
44 46
47
520
220
45
1
450
7
2
600
360
8
500
400
12
350
3
330
9
400
2100
48
90
300
50
Regiones
3) Obregón
1300
300
1150
10
1200
200
6
23
900
18) Valles
19) Huasteca
16 1250 60
14
17
300
5
1200
1) Hermosillo
2) Nacozari
11
650
49
280
13
250
4
19
900 24
1000
1500 18
200
950
21
15
1300
1500
20
1500
1600
1000
28) Lázaro Cárdenas
12) Río Escondido
29
31
3500
22 550 1300
25
600
1800
700
1700
310
750
32
30
26
27
950
480
2560
1500 450
450
33
2100
36
37
28
3110 1064
1960
450 270
35) Temascal
1340
35
34
2150
36) Coatzacoalcos
38
29) Querétaro
13) Nuevo Laredo
37) Tabasco
30) Central
20) Tamazunchale
4) Los Mochis
21) Tepic
5) Culiacán
22) Guadalajara
6) Mazatlán
23) Aguascalientes
7) Juárez
24) San Luis Potosí
8) Moctezuma
9) Chihuahua
10) Durango
11) Laguna
25) Salamanca
26) Manzanillo
27) Carapan
2050
40
780
39
600 41
190
42
42) Chetumal
43) WECC(EUA)
38) Grijalva
14) Reynosa
31) Poza Rica
15) Matamoros
32) Veracruz
39) Lerma
16) Monterrey
33) Puebla
40) Mérida
46) Mexicali
49) La Paz
17) Saltillo
34) Acapulco
41) Cancún
47) San Luis Río C.
50) Los Cabos
44) Tijuana
45) Ensenada
48) Villa Constitución
Figura 4.2
En los cuadros 4.12 a 4.23 se señalan los proyectos
que harán posible el incremento de capacidad en
los enlaces internos y de interconexión entre áreas
para el periodo 2006 - 2010.
Enlaces internos del área Baja California Norte
Enlace Proyecto
Descripción
44-45
Ciprés MVAr
Compensación capacitiva de 15 MVAr en el nivel de 115 kV en
la subestación Ciprés en mayo de 2008.
46-47
LT Parque Industrial San Luis
entronque Cerro Prieto I-Hidalgo
Red asociada a la transformación de 225 MVA, 230/161 kV de
la zona San Luis Río Colorado para anillarla a través de dos
niveles de tensión, 230 kV y 161 kV, en junio de 2007.
Red asociada a Baja California II
(Sitio Ejido San Luis)
Incremento de enlaces entre las zonas Mexicali y San Luis Río
Colorado en 230 kV y generación local en la zona San Luis, en
abril de 2009.
Cuadro 4.12
4 - 21
Enlaces internos del área Baja California Sur
Enlace Proyecto
Descripción
48-49
Las Pilas (Subestación de
Transferencia)
Incrementar el límite de transmisión entre las zonas Villa
Constitución y la Paz con la entrada en operación de una
subestación intermedia de switcheo para junio de 2007.
49-50
LT Olas Altas-El Palmar
Cambio de tensión de 115 kV a 230 kV con la entrada en
operación en septiembre de 2006 de la subestación El Palmar
en la zona Los Cabos.
CEV El Palmar
Compensador estático de VAr de 150 MVAr en la subestación El
Palmar en el nivel de 115 kV para junio de 2009.
Cuadro 4.13
Enlaces internos del área Noroeste
Enlace Proyecto
Descripción
1-2
LT Las Mesetas-Hermosillo V en 400
kV y operación inicial en 230 kV
Incrementará la capacidad de transmisión entre las regiones
Hermosillo y Nacozari con el enlace de doble circuito y tendido
del primero y así transmitir la potencia generada por la CCC
Agua Prieta II. Proporcionar flexibilidad operativa debido a los
intercambios de energía entre las áreas Noroeste y Norte. El
proyecto está programado para entrar en operación en
noviembre de 2008.
5-6
LT Mazatlán-La Higuera
Aumentará la capacidad de transmisión entre las zonas
Mazatlán y Culiacán con el cambio de tensión de operación de
230 kV a 400 kV. Su entrada en operación está programada
para enero de 2009.
Cuadro 4.14
Enlaces de interconexión del área Noroeste
Enlace Proyecto
Descripción
6-21
LT Mazatlán-La Higuera
Aumentará la capacidad de transmisión del área Noroeste con
la Occidental entre los enlaces Mazatlán II-Tepic con el cambio
de tensión de operación de 230 kV a 400 kV entre las regiones
Mazatlán y Culiacán.
2-8
LT Moctezuma-Nuevo Casas Grandes II
Permitirá incrementar la capacidad de transmisión entre las
áreas Noroeste y Norte con el enlace Nacozari-Casas Grandes
II. Entrará en operación el tendido del segundo circuito de
400 kV operado en 230 kV de la línea Moctezuma-Nuevo Casas
Grandes II para abril de 2007.
Cuadro 4.15
Enlaces de interconexión Noroeste-Norte
Enlace
Proyecto
Descripción
6-10
10-11
Conversión de tensión de 230 kV a
400 kV
Se tiene en programa para 2007 convertir la operación de
230 kV a 400 kV del enlace Mazatlán II-Jerónimo Ortiz-Torreón
Sur para incrementar el margen de estabilidad en particular
del área Noroeste.
Cuadro 4.16
4 - 22
Enlaces de interconexión Noreste-Occidental
Enlace
Proyecto
Descripción
17-23
Cañada MVAr (CEV)
Se incrementa la capacidad del enlace Saltillo-Primero de
Mayo-Cañada con la entrada en operación del compensador
estático de VAr (CEV) en la subestación Cañada para marzo de
2006.
19-20
20-29
LT Puerto Altamira-ChampayánAnáhuac potencia y Champayán- Las
Mesas-Querétaro maniobras
Enlace en 400 kV que permitirá incrementar la capacidad de
los enlaces para transmitir la generación de las centrales CC
Altamira V y Tamazunchale hacia la región Bajío del área
Occidental.
Cuadro 4.17
Enlaces internos del área Occidental
Enlace
Proyecto
Descripción
21-22
LT Cerro Blanco-Tesistán
Incremento en la capacidad de transmisión con la entrada en
operación de la red asociada a la PH El Cajón con un circuito de
400 kV para agosto de 2006.
23-25
LT Potrerillos-Aguascalientes potencia Transmitirá los excedentes de generación del área Noreste a la
región Bajío del área Occidental en particular en el periodo de
invierno en el nivel de tensión de 400 kV.
Cuadro 4.18
Enlaces de interconexión Occidental-Central
Enlace
Proyecto
Descripción
29-30
LT Dañú-Jilotepec
Transmitirá la generación de las centrales El Sauz y Zimapan y
los excedentes de generación de la Central Tamazunchale
hacia el área Central en el nivel 230 kV.
28-30
Donato Guerra CEV y
Compensación Serie
Instalación en la subestación Donato Guerra de un CEV y la
repotenciación de los capacitores serie actuales en 2009, como
red asociada a la Central Carboeléctrica del Pacífico.
Cuadro 4.19
Enlaces de interconexión Occidental-Oriental
Enlace
Proyecto
Descripción
28-34
LT Lázaro Cárdenas potencia-Ixtapa
potencia-Pie de la Cuesta
Red aislada en 400 kV que permitirá transmitir la energía de la
central Carboeléctrica del Pacífico con operación inicial en
230 kV.
Cuadro 4.20
Enlaces de interconexión Central-Oriental
Enlace
Proyecto
Descripción
30-31
Compensador estático de VAr en las
subestaciones Nopala y La Paz
Apoyo en el soporte de voltaje de zona metropolitana de la Cd.
de México que permite incrementar la capacidad de
transmisión de los enlaces que inciden en el área.
Cuadro 4.21
4 - 23
Enlaces de interconexión Oriental-Peninsular
Enlace
Proyecto
Descripción
38-37
37-39
39-40
LT Malpaso-Escárcega
Incremento en la capacidad de transmisión y la confiabilidad
de la zona Villahermosa y el área Peninsular al cambiar la
operación de 230 kV a 400 kV con un doble circuito.
Cuadro 4.22
Enlaces internos del área Peninsular
Enlace
Proyecto
Descripción
40-41
Capacitores en zona Cancún y
del Carmen
Playa Soporte de voltaje en las zonas Cancún y Playa del Carmen con
la entrada en operación de un bloque de capacitores de 82.5
MVAr en el nivel de 115 kV para junio de 2009.
40-42
SE Xul-Ha Banco 2 100 MVA de
capacidad 230/115 kV
Con la entrada en operación del segundo banco de
transformación se incrementa la capacidad de transmisión, ya
que ante la contingencia de la línea de 115 kV, es posible
satisfacer la carga de la zona por conducto de la subestación
Xul-Ha. Esta se halla programada en la red de 230 kV, bajo el
criterio de confiabilidad n-1.
Cuadro 4.23
4 - 24
4.7
Descripción de las redes de
transmisión asociadas a centrales
los límites con el estado de Baja California y EUA,
en el sitio denominado Ejido San Luis. El propósito
de la central es atender localmente las necesidades
de energía eléctrica de la zona Ruiz Cortines.
4.7.1 Red de transmisión asociada a la central
de TG Baja California II
Se conectará al sistema eléctrico de Baja California
Norte con líneas de transmisión en el nivel de
230 kV a través de un doble circuito hacia la
subestación Parque Industrial San Luis y un tendido
del segundo de la línea hacia la subestación Cerro
Prieto II, a fin de incorporar al sistema eléctrico
94.5 km-c. La figura 4.3 muestra el detalle de esta
red.
Esta planta está compuesta por seis turbinas de
gas con un total de 223 MW de capacidad de
generación y entrada en operación para abril
de 2009.
El proyecto se ubicará al oriente de la ciudad de
San Luis Río Colorado en el estado de Sonora, en
Red de transmisión asociada a la central de TG Baja California II
Ruiz Cortines
Hidalgo
Mexicali II
Parque Industrial
San Luis
TG Baja California II
Sitio Ejido San Luis
223 MW
CG Cerro Prieto I
4X37.5 MW
1X30 MW
CG Cerro Prieto II
2X110 MW
Chapultepec
Figura 4.3
4 - 25
4.7.2 Red de transmisión asociada a la
repotenciación de Valle de México U2
El proyecto de generación consiste en la
repotenciación de la unidad 2 de vapor de la central
Valle de México, empleando dos turbinas de gas
de la serie G, y así incorporar al SEN 380 MW de
capacidad adicional. Entrará en operación en mayo
de 2009. La central eléctrica se ubica en el municipio
de Acolman al noreste del estado de México.
La planta se conectará a una nueva subestación de
tipo encapsulada en SF6 de 400 kV. De acuerdo al
tipo de subestación y ubicación estratégica en el
sistema eléctrico nacional, se equipará también con
alimentadores en 400 kV para recibir el proyecto
de generación Valle de México repotenciación U1.
Las principales obras de transmisión son:
Obras con cargo a CFE
LT Victoria-Valle de México en 400 kV,
2 circuitos, 22 km, 1113 ACSR,
2 conductores/fase.
Obras con cargo a LyFC
LT Valle de México entq. Teotihuacán–Lago en
400 kV, 2 circuitos, 1.0 km 1113 ACSR,
2 conductores/fase.
La figura 4.4 muestra el detalle de esta red.
Red de transmisión asociada a la repotenciación de Valle de México U2
Teotihuacan
3X330 MVA
400/230 kV
Tizayuca
A la
Manga
Tecamac
Victoria
3X330MVA 400/230 kV
4X100MVA 230/85 kV
3X60MVA 230/23 kV
Cartagena
Texcoco
Norte
Chiconautla
V. de Mex.
1X300 MW
3X150 MW
3J - 91 MW
3X83 MW
Repot. U2
380 MW
Sosa
Ecatepec
C. Gordo
Lago
3X330 MVA
400/230 kV
Azteca
Madero
Figura 4.4
4 - 26
Texcoco
3X330MVA
400/230 kV
4.7.3 Red de transmisión asociada a la
repotenciación de Valle de México U3
La central de generación consiste en la repotenciación
de la unidad 3 de la planta mencionada, empleando dos
turbinas de gas de la serie G, a fin de incorporar al SEN
380 MW de capacidad adicional. Entrará en operación
en abril de 2011. Se instalará en la subestación
Valle de México en 230 kV, propiedad de CFE.
Para optimizar el uso del suelo y dar cabida a las
nuevas unidades de generación es necesario que
la actual subestación de 230 kV se convierta a
tipo encapsulada en SF6. Se encuentra dentro del
polígono del área de influencia de LyFC, sin embargo
es de propiedad compartida entre CFE y LyFC. Con
la conversión se pretende adicionalmente delimitar
las áreas de influencia de las dos empresas.
Las principales obras de transmisión asociadas a esta
red son:
Obras con cargo a CFE
9 alimentadores en 230 kV
Obras con cargo a LyFC
17 alimentadores en 230 kV
La figura 4.5 muestra el detalle de esta red.
Red de transmisión asociada a la repotenciación de Valle de México U3
Teotihuacan
3X330 MVA
400/230 kV
Tizayuca
A la
Manga
Victoria
3X330MVA 400/230 kV
4X100MVA 230/85 kV
3X60MVA 230/23 kV
Cartagena
Texcoco
Norte
V. de Mex.
Tecamac
1X300 MW
3X150 MW
3J - 91 MW
3X83 MW
REP U2:380 MW
Chiconautla
Repot. U3
380 MW
Sosa
Ecatepec
C. Gordo
Lago
3X330 MVA
400/230 kV
Azteca
Madero
Figura 4.5
4 - 27
Texcoco
3X330MVA
400/230 kV
4.7.4 Red de transmisión asociada a la central
de CC Agua Prieta II
Esta planta con 642 MW de capacidad de generación
entrará en operación en marzo de 2009. Se ubicará
en el predio denominado Las Américas, en la zona
Cananea-Nacozari, Sonora y se interconectará a
la red eléctrica del área de control Noroeste. Su
ubicación permitirá intercambio de flujo de potencia
en ambos sentidos entre las áreas Noroeste y Norte
para diferentes puntos de operación, y así incrementar
la confiabilidad en el suministro y la flexibilidad en
la operación del Sistema Eléctrico Nacional. Las
principales obras asociadas a esta red son:
Una línea de transmisión de doble circuito
en
230
kV
entre
las
subestaciones
Las Américas-El Fresnal, otro doble en 400 kV
de Las Américas al PI El Fresnal, una línea de
transmisión de doble circuito en 230 kV entre las
subestaciones El Fresnal–Cananea. La figura 4.6
muestra el detalle de esta red.
Red de transmisión asociada a la central de CC Agua Prieta II
Las Américas
CC. Agua Prieta II
642 MW
Nogales
Norte
8 KM -1113 ACSR
.
nic
.I
El Fresnal
Nogales
Aeropuerto
CC. Naco Nogales
1X267 MW
76 KM -1113 ACSR
Cananea
kV
Industrial
Caborca
Op
. In
ic .
5
11
Seis de Abril
8 KM -2X1113 ACSR
23
0k
V
Op
Op
.I
ni
c.
11
5
kV
Pto. Peñasco
- 50 MVAr
Op. Inic. 230 kV
Nacozari
CT. Puerto Libertad
4X158 MW
Santa Ana
36 MVAr
O
ic.
In
p.
11
5
kV
CC. Hermosillo
( Aeropuerto)
1X258 MW
Loma
21 MVAr
Hermosillo IV
Esperanza I
Hermosillo III
Hermosillo V
Guaymas Cereso
CT. Guaymas II
Op.
kV
230
Inic.
1X84 MW
1X158 MW
Figura 4.6
4 - 28
Op
2
c.
ni
.I
30
kV
A Nuevo Casas
Grandes II
21 MVAr C/U
CH. Novillo
3X45 MW
independiente con base en energía eólica, por lo
que su red asociada consiste en la instalación de
dos alimentadores de 230 kV en la subestación La
Venta II para la recepción de los 101 MW. Además,
el proyecto incluye la modernización de las bahías
de 230 kV de la subestación Juchitán II consistente
en la construcción de una tercera barra de
230 kV, la recalibración de las dos barras actuales y
la construcción de la caseta de control. La figura 4.7
muestra la ubicación de la central.
4.7.5 Red de transmisión asociada a la
central eoloeléctrica La Venta III
Esta planta entrará en operación en septiembre
de 2008 con 101 MW de capacidad de generación.
Se ubicará aproximadamente a 20 km al este del
municipio de Juchitán de Zaragoza, en el ejido La
Venta.
La central operará en la modalidad de productor
Red de transmisión asociada a la central Eoloeléctrica la Venta III
A Acayucan
A Temascal II
A Cerro de
Oro
75 MVAr
75 MVAr
75 MVAr
A Manuel Moreno Torres
Juile
1x225MVA 25%
400/230 kV
Sarabia
Matías
Romero
22.5 MVAr
Cruz
Azul
Juchitán II
La Venta III
central eoloeléctrica
101 MW
*
Ixtepec
Juchitán I
Tehuantepec
Tagolaba
La Venta II
central eoloeléctrica
83 MW
Zanatepec
Sto.
Domingo
Refinería
A Arriaga
A Conejos
Salina
Oper. inic.
Cruz
115 kV.
15 MVAr
Agua Process
* Incluye la modernización de las bahías de 230 kV de la subestación Juchitán II
Figura 4.7
4 - 29
4.7.6 Red asociada a la central Carboeléctrica
del Pacífico
Entrará en operación en febrero del 2010, con una
capacidad de 678 MW. Tiene como objetivo atender
las necesidades de demanda de la zona Acapulco
del área Oriental principalmente, además de las
necesidades del Central y Occidental.
Las obras asociadas a este proyecto consisten en una
línea de transmisión en 400 kV de doble circuito de
75.3 km de longitud, operada inicialmente en 230 kV
entre las subestaciones Lázaro Cárdenas potencia e
Ixtapa potencia. El tendido del segundo circuito de
la línea Ixtapa potencia-Pie de la Cuesta potencia
de 400 kV con 206.5 km de longitud con operación
inicial en 230 kV. Incluye también la repotenciación
de la compensación serie de 400 kV instalada en
la subestación Donato Guerra para las líneas de
transmisión a Pitirera y Lázaro Cárdenas potencia.
La figura 4.8 muestra la red asociada a esta
central.
Red asociada a la central Carboeléctrica del Pacífico
A Salamanca
Salamanca II
Abasolo II
Zamora potencia
Mazamitla
Carapan II
50 MVAr
Morelia III
Operación inicial 161 KV
Uruapan
potencia
75 MVAr
963.53 MVAR
40 %, 40% Y 50%
75 MVAr
A Donato Guerra
Apatzingán I
Pitirera
CH Infiernillo
Ixtapa
potencia Operación inicial 230 KV
75 MVAr
CH Villita
CT Petacalco
II
SERSIINSA
I
CH Caracol
Operación inicial 230 KV
6x350MW
Carboeléctrica del Pacífico
1x678 MW
Lázaro Cárdenas potencia
NKS
Chilpancingo
potencia
Pie de la
Cuesta
3 X 375MVA 400/230 KV
Fertimex
1X100MVA 230/115KV
Mezcala
21 MVAr
+ 150 MVAr
-50 MVAr
El Quemado
Figura 4.8
4 - 30
Los Amates
4.7.7 Red asociada a la central de CC
Norte II (Chihuahua)
Esta planta entrará en operación en abril del 2010
en el sitio El Encino II en Chihuahua, con 652 MW
de capacidad de generación. Atenderá necesidades
de energía de las zonas Chihuahua, Cuauhtémoc y
Camargo – Delicias.
principalmente en la reconfiguración de la red
troncal de la zona Chihuahua y el entronque en doble
circuito de las líneas Chihuahua Norte - Francisco
Villa y Ávalos – Francisco Villa en el nivel de 230 kV.
La figura 4.9 muestra la red eléctrica asociada a esta
central, la cual está ubicada en las inmediaciones del
actual sitio El Encino.
La red eléctrica asociada a este proyecto consiste
Red asociada a la central de CC Norte II (Chihuahua)
A Samalayuca Sur
Ascención II
Nuevo Casas
Grandes II
Moctezuma
A Nacozari
(Área Noroeste)
Chihuahua
Norte
Chuvíscar
Ávalos
Quevedo
División Del
Norte
Cuauhtémoc II
El Encino
El Encino II
A Hércules
Potencia
Norte II
652 MW
Francisco
Villa
López
Mateos
A Camargo II
Figura 4.9
4 - 31
4.7.8 Red de transmisión asociada al proyecto
de temporada abierta y a los proyectos
eólicos Oaxaca II, III y IV
la SE colectora La Ventosa en las inmediaciones
de los predios asociados a los proyectos de
autoabastecimiento.
Tomando en cuenta que le corresponde a la SENER
conducir la política energética del país y promover
la participación de los particulares en la generación
y aprovechamiento de la energía eléctrica, se tiene
programada la entrada en operación del proyecto
de Temporada Abierta (TA) el que
incorporará
en 2010 al SEN
2,300 MW de capacidad
de
generación, de los cuales 1,900 MW provendrían
de centrales de autoabastecimiento y 404 MW de
las plantas eólicas Oaxaca I, II, III y IV de CFE.
Esta
subestación
estaría
integrada
por
transformadores de 400/115 kV y de 400/230 kV
con una capacidad total de 2,500 MVA, así como
un dispositivo dinámico de control de voltaje (CEV)
de ±300 MVAr en 400 kV. No se incluyen las bahías de
alimentadores para recibir la generación proveniente
de los interesados.
Las centrales eólicas se conectarían a la SE La
Ventosa mediante líneas de transmisión con circuitos
sencillos o dobles en 115 kV o 230 kV, dependiendo
de la capacidad de generación de cada una, por lo
que cada interesado deberá construir bajo su cargo la
infraestructura específica para llegar a dicho punto.
Consiste en la construcción de tres
líneas de
transmisión de 145 km-circuito en 400 kV, una
de doble circuito con dos conductores por fase
de 1,113 ACSR y una en circuito sencillo con las
mismas características, que partirían de una nueva
subestación eléctrica (SE) colectora llamada La
Ventosa en la zona del Istmo de Tehuantepec hacia la
SE El Juile que forma parte de la red troncal del SEN.
Adicionalmente el proyecto considera el tendido del
segundo circuito en 400 kV de aproximadamente
154.1 km entre las subestaciones El Juile y Cerro
de Oro y un reactor de 75 MVAr en la SE El Juile;
asimismo se requerirán ocho bahías de alimentadores
en 400 kV. En total se construirían 589.1 km-circuito
de líneas de transmisión en 400 kV. En la figura
4.10 se muestra la red de transmisión asociada al
proyecto de TA.
Debido a que la mayoría de las centrales eólicas
de autoabastecimiento interesadas en el proyecto
de TA estarían localizadas al oeste de la carretera
Juchitán-Matías Romero, se propone construir
Red de transmisión asociada al proyecto de temporada abierta y a los proyectos eólicos Oaxaca
II, III y IV
A Puebla II
Ojo de Agua
A Tabasco
A Peñitas
Coatzacoalcos
Minatitlán II
Temascal II 47 %
A Tecali
55 %
P.H. Temascal
Cerro
de Oro
Chinameca
Pot.
El Juile
Malpaso
Manuel Moreno Torre
25 %
El Sabino
Oaxaca Pot.
La Cienega
Juchitan II
OP. INIC. 115 kV
Angostura
La Venta II y III
1x83 MW y 1x101 MW
OP. INIC. 115 kV
Ejutla
OP. INIC. 115 kV
Conejos
Cintalapa
Subestación Colectora
La Ventosa
2500 MVA de transf. de
400/230 kV
1 CEV + 300 MVA
-
Figura 4.10
4 - 32
4.8
Pérdidas de energía
Las principales acciones para su disminución entre
otras son:
En 1992 CFE realizó un estudio con objeto de
reducir las pérdidas en la red eléctrica en los niveles
de transmisión y distribución, el cual ha servido
como marco de referencia para plantear acciones
y estrategias que permitan su mitigación.
Los resultados del mismo se han llevado
gradualmente a la práctica con acciones
encaminadas a disminuirlas en función de los
recursos presupuestales disponibles.
Derivados de la reducción de las pérdidas eléctricas,
se obtendrán efectos adicionales tales como:
liberación de capacidad instalada, uso racional de la
energía, disminución en el consumo de energéticos
y reducción de contaminantes a la atmósfera, a fin
de mitigar por lo tanto el efecto invernadero.
•
•
•
Instalación de compensación capacitiva en
los circuitos primarios
Reducción de la longitud de los circuitos
primarios y secundarios
Recalibración de los conductores de los
circuitos primarios y secundarios
En la figura 4.12 se muestra la evolución de su
comportamiento durante los últimos seis años
para CFE, LyFC y su integración a nivel del SEN.
Se observa en CFE una tendencia creciente en
los últimos cuatros años debido a restricciones
presupuestales.
4.8.1 Pérdidas de energía en el nivel de
transmisión
Entre las acciones implementadas destacan las
modificaciones de los calibres de conductores (al
valor inmediato superior) en líneas que resultaron
con pérdidas mayores a un porcentaje establecido;
así mismo en el caso de las nuevas se modificó el
criterio para determinar el calibre de conductores
en función de su factor de utilización.
Las acciones más relevantes han sido:
a) Cambio en el calibre del conductor para
líneas de 230 kV de 900 a 1113 MCM
b) Incremento de dos a tres conductores por
fase en redes de transmisión asociadas a
centrales generadoras de 400 kV
Con la programación de las obras para los próximos
10 años en el nivel de transmisión, CFE estima
conservar al menos el mismo porcentaje de pérdidas,
similar al promedio de los últimos tres años.
En la figura 4.11 se muestra el comportamiento
histórico de las pérdidas de energía en el nivel
de transmisión para CFE, LyFC y el SEN. Como se
observa, los porcentajes en CFE han registrado
una tendencia a la baja derivada de las acciones
implementadas.
4.8.2 Pérdidas de energía en el nivel de
distribución
Por su magnitud, es en el proceso de distribución
donde se presenta el principal nicho de oportunidad
para lograr efectos importantes en su reducción
tanto en las pérdidas técnicas como en las no
técnicas, hasta lograr valores de porcentaje
económicamente atractivos.
4 - 33
Resumen del comportamiento de pérdidas en transmisión
(%)
SEN
3.27
Energía
5.55
TWh
2000
2.93
2.85
2.82
Energía
5.07
TWh
Energía
5.15
TWh
Energía
5.23
TWh
2.80
2.58
2001
2002
2003
Energía
5.50
TWh
2004
Energía
5.30
TWh
2005
CFE
2.33
2.36
2.24
2.19
2.14
1.96
Energía
3.94
TWh
2000
Energía
4.07
TWh
2001
Energía
4.04
TWh
Energía
4.05
TWh
Energía
4.19
TWh
2002
2003
2004
Energía
4.01
TWh
2005
LyFC
4.11
Energía
1.61
TWh
2.47
Energía
1.00
TWh
2000
1/
2001
2.80
2.69
Energía
1.19
TWh
Energía
1.11
TWh
2002
2003
% = (energía recibida – energía entregada) x 100
energía recibida
Fuente: Comité de Análisis de Pérdidas (CANPER)
Figura 4.11
4 - 34
2.96
Energía
1.30
TWh
2004
2.86
Energía
1.29
TWh
2005
1/
Resumen de pérdidas en el proceso de distribución
(%)
1/
SEN
15.21
15.21
14.60
14.60
14.33
14.33
13.59
13.59
12.74
12.74
Energía
22.94
TWh
2000
2000
Energía
25.02
TWh
2001
2001
13.66
13.66
Energía
27.85
TWh
Energía
25.78
TWh
2002
2002
2003
2003
Energía
29.41
TWh
2004
2004
Energía
32.12
TWh
2005
2005
CFE
11.62
11.22
11.14
10.95
Energía
15.68
TWh
11.01
Energía
16.22
TWh
Energía
16.95
TWh
10.60
Energía
17.94
TWh
Energía
19.55
TWh
Energía
15.84
TWh
2000
2001
2002
2003
2004
2005
LyFC
30.56
30.56
26.57
26.57
22.54
22.54
1/
28.25
28.25
24.01
24.01
Energía
8.89
TWh
Energía
9.80
TWh
2000
2001
Energía
11.04
TWh
Energía
12.09
TWh
2002
2003
% = (energía recibida – energía entregada) x 100
energía recibida
Fuente: Comité de Análisis de Pérdidas (CANPER)
Figura 4.12
4 - 35
28.25
28.25
Energía
12.77
TWh
2004
Energía
13.85
TWh
2005
5.
REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2007 - 2016
En el cuadro 5.1 se presentan tales necesidades
para atender el servicio público de energía eléctrica
brindado por CFE. Éstos se han agrupado en los
conceptos de generación, transmisión, distribución,
mantenimiento de centrales y otras inversiones. Los
montos indicados provienen de aplicar costos típicos
a las obras definidas en capítulos previos.
Requerimientos de inversión 2007-20161,2/
(millones de pesos de 2006)
CONCEPTO
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
GENERACIÓN
PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA
Nuevos ciclos combinados
Nuevas centrales eólicas
OBRA PÚBLICA FINANCIADA
Nuevas hidroeléctricas
Nuevas geotermoeléctricas y eólicas
Nuevos ciclos combinados
Nuevas carboeléctricas
Nuevas unidades diesel
Rehabilitaciones y modernizaciones
OBRA PRESUPUESTAL
Hidroeléctricas
Rehabilitaciones y modernizaciones
OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR
16,102
2,102
1,129
973
12,166
2,436
382
5,081
1,341
23
2,903
1,834
430
1,404
22,359
5,202
3,364
1,838
16,146
1,112
408
7,492
3,328
346
3,460
1,011
356
655
28,946
8,390
4,698
3,692
19,708
6,263
2,510
5,701
1,505
482
3,247
848
591
257
23,242
3,624
1,531
2,093
17,230
4,484
847
7,718
1,545
811
1,825
529
464
65
1,859
22,468
1,928
1,928
29,055
5,937
5,937
28,642
4,647
4,647
25,130
569
569
23,204
22,350
14,946
4,015
17,326
3,909
14,713
2,044
10,735
1,671
10,158
1,740
3,813
1,315
6,742
3,436
753
4,777
8,623
17
1,137
10,594
938
997
7,442
625
2,328
5,152
938
728
1,145
625
579
549
30
5,015
353
353
126
126
54
54
41
41
21
21
5,439
9,156
13,772
13,005
18,516
TRANSMISIÓN
OBRA PÚBLICA FINANCIADA
Programa de transmisión
Modernización de transmisión (STyT)
OBRA PRESUPUESTAL
Programa de transmisión
Modernización de transmisión (STyT)
Modernización de sistemas de control (CENACE)
11,275
8,006
6,310
1,696
3,269
902
1,993
374
12,095
8,777
8,777
10,547
5,558
5,558
9,865
5,622
5,622
10,933
5,849
5,849
8,982
4,234
4,234
9,020
4,104
4,104
9,596
4,375
4,375
10,206
4,666
4,666
11,248
5,149
5,149
3,318
839
2,067
412
4,989
2,264
2,272
453
4,243
1,874
1,871
498
5,084
1,950
2,586
548
4,748
1,411
2,735
602
4,916
1,368
2,885
663
5,221
1,458
3,034
729
5,540
1,555
3,183
802
6,099
1,716
3,501
882
103,767
56,340
54,644
1,696
47,427
15,337
26,127
5,963
DISTRIBUCIÓN
OBRA PÚBLICA FINANCIADA
Programa de subtransmisión
OBRA PRESUPUESTAL
Programa de subtransmisión
Programa de distribución
Programa de reducción de pérdidas técnicas
11,279
13,657
14,204
11,817
11,062
11,672
9,327
9,625
10,050
10,010
112,703
1,787
1,787
9,492
1,796
7,696
2,980
2,980
10,677
1,630
6,619
2,428
2,761
2,761
11,443
2,640
6,375
2,428
2,519
2,519
9,298
840
6,030
2,428
2,012
2,012
9,050
671
5,951
2,428
2,202
2,202
9,470
734
6,308
2,428
2,169
2,169
7,158
723
6,435
2,297
2,297
7,328
766
6,562
2,516
2,516
7,534
839
6,695
2,909
2,909
7,101
970
6,131
24,152
24,152
88,551
11,609
64,802
12,140
7,621
1,322
6,299
6,299
7,498
1,383
6,115
6,115
7,626
1,383
6,243
6,243
8,016
1,488
6,528
6,528
8,059
1,575
6,451
6,451
33
7,939
1,636
6,130
6,130
173
8,079
1,636
6,126
6,126
317
8,730
1,636
6,493
6,493
601
8,632
1,638
6,372
6,372
622
8,579
1,640
6,308
6,308
631
80,779
15,337
63,065
63,065
2,377
46,277
55,609
61,323
52,940
52,522
57,648
55,068
53,081
52,092
52,187
538,747
MANTENIMIENTO
PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA
OBRA PRESUPUESTAL
Centrales generadoras de CFE
OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR
Subtotal
23
4/
TOTAL
2007-2016
2007
OTRAS INVERSIONES PRESUPUESTALES
3/
TOTAL
241,498
32,399
23,803
8,596
136,941
28,989
4,147
42,701
44,111
5,558
11,435
5,396
2,985
2,411
66,762
402
414
426
439
452
466
480
494
509
525
4,607
46,679
56,023
61,749
53,379
52,974
58,114
55,548
53,575
52,601
52,712
543,354
21,959
27,903
28,027
25,371
22,807
23,762
20,986
17,407
17,340
11,871
217,433
3,424
6,585
9,773
5,112
3,503
7,573
6,283
2,205
1,638
1,640
47,736
21,296
21,535
23,949
21,037
21,616
21,167
18,806
19,590
19,996
20,054
209,046
1,859
5,048
5,612
9,473
14,373
13,627
19,147
69,139
RESUMEN DE INVERSIONES:
OBRA PÚBLICA FINANCIADA
PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA
OBRA PRESUPUESTAL
OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR
1/ Costos instantáneos de las obras (excluyendo costos financieros) a precios constantes. Los montos incluyen una cantidad para contingencias,
como sigue: 5% en los nuevos proyectos de generación y 16% para los proyectos de transmisión y subtransmisión
2/ No incluye autoabastecimiento ni Luz y Fuerza del Centro
3/ Incluye equipo de cómputo, de comunicaciones, mobiliario y equipo de oficina, equipo de transporte y edificios
4/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder a las sumas
Cuadro 5.1
Las inversiones en generación se clasifican en
cuatro rubros: producción independiente de
energía, obra pública financiada, obra presupuestal
y obras con esquema por definir. En esta última
categoría se incluyen las centrales cuya modalidad
de financiamiento aún no ha sido definida por
la
autoridad
gubernamental
correspondiente.
Como se indica en la nota 1 del cuadro 5.1, los montos
de inversión estimados incluyen costos asociados a
eventualidades durante la ejecución de las obras.
En el concepto de transmisión se identifican las
inversiones en proyectos desarrollados como obra
pública financiada y obra presupuestal.
5-1
En el cuadro 5.2 se detalla la información sobre
el programa de inversiones de la Subdirección
de Construcción y de la Subdirección de
Distribución
en
obras
de
transmisión
y
subtransmisión respectivamente. El total en
obra pública financiada y en obra presupuestal
del programa de transmisión corresponde a los
montos indicados en los conceptos 12 y 14 del
cuadro 5.1. Para el programa de subtransmisión las
inversiones en las dos modalidades de financiamiento
corresponden a los rubros 17 y 18 del mismo
cuadro.
Programa de inversiones en transmisión por modalidad de financiamiento
(millones de pesos de 2006) 1/
2007
Sudirección de Construcción
Obra Presupuestal
Obra Pública Financiada
Total
Total
1/
2/
3/
4/
5/
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
4/
2016
Total
5/
902
839
2,264
1,874
1,950
1,411
1,368
1,458
1,555
1,716
6,310
8,777
5,558
5,622
5,849
4,234
4,104
4,375
4,666
5,149
54,645
7,212
9,616
7,822
7,496
7,799
5,645
5,472
5,833
6,221
6,866
69,983
2007
Subdirección de Distribución 3/
Obra Presupuestal
Obra Pública Financiada
2008
2/
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
15,338
2/
2016
Total
1,796
1,630
2,640
840
671
734
723
766
839
970
1,787
2,980
2,761
2,519
2,012
2,202
2,169
2,297
2,516
2,909
11,607
24,152
3,582
4,610
5,401
3,359
2,682
2,936
2,892
3,063
3,355
3,879
35,759
COPAR 2006
Programa de transmisión
Programa de subtransmisión
Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2016
Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder a las sumas
Cuadro 5.2
A su vez el cuadro 5.3 presenta las inversiones en
líneas de transmisión, subestaciones y compensación
por modalidad de financiamiento. El total en cada
variante corresponde a la suma de inversiones en
los conceptos 12 y 17 para obra pública financiada y
los rubros 14 y 18 para obra presupuestal del cuadro
5.1.
Clasificación de inversiones en líneas, subestaciones y compensación por modalidad de
financiamiento
(millones de pesos de 2006) 1/
2007
Líneas
Obra Presupuestal
Obra Pública Financiada
Total
Obra Pública Financiada
Total
Obra Pública Financiada
Total
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2/
Total
3/
872
932
2,200
1,357
1,166
913
967
1,029
1,115
1,216
3,481
2,598
4,071
3,499
2,740
2,901
3,086
3,346
3,649
31,563
3,064
4,413
4,798
5,428
4,666
3,653
3,868
4,114
4,461
4,866
43,331
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2/
11,768
Total
1,602
1,366
2,326
1,172
1,234
1,047
889
953
1,150
1,399
4,909
6,957
4,819
3,516
3,703
3,141
2,668
2,858
3,449
4,196
40,216
6,510
8,323
7,145
4,688
4,937
4,188
3,557
3,811
4,599
5,595
53,353
2007
Compensación
Obra Presupuestal
2009
2,192
2007
Subestaciones
Obra Presupuestal
2008
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2/
13,138
Total
224
170
379
185
220
185
235
243
129
71
2,039
997
1,319
901
554
659
555
704
728
387
213
7,019
1,220
1,489
1,280
739
878
740
939
971
516
285
9,058
1/ COPAR 2006
2/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2016
3/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder a las sumas
Cuadro 5.3
5-2
el cuadro 5.1 para los conceptos 12 y 14. Asimismo
el total de la inversión en la Subdirección de
Distribución corresponde a la suma de los montos
para los conceptos 17 y 18 en el mismo cuadro.
Adicionalmente en el cuadro 5.4 se muestra el desglose
de la inversión en líneas, subestaciones y compensación,
independiente del esquema de financiamiento.
El total de la Subdirección de Construcción
corresponde a la suma de los montos indicados en
Programa de inversiones en líneas, subestaciones y compensación
(millones de pesos de 2006) 1/
2007
Subdirección de Construcción
Líneas
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2/
Total
3/
2,037
2,878
3,336
4,622
4,090
3,161
3,285
3,427
3,627
3,884
34,349
Subestaciones
4,240
5,440
3,533
2,394
3,000
1,922
1,399
1,692
2,282
2,806
28,709
Compensación
935
1,297
952
480
709
562
788
713
312
175
6,925
7,212
9,616
7,822
7,496
7,799
5,645
5,472
5,833
6,221
6,866
69,983
Total
2007
Subdirección de Distribución
Líneas
Subestaciones
Compensación
Total
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2/
2016
Total
1,027
1,535
1,461
806
576
492
583
687
834
981
8,983
2,270
2,883
3,612
2,294
1,938
2,266
2,158
2,119
2,317
2,788
24,644
285
192
327
259
169
178
151
257
204
109
2,133
3,582
4,610
5,401
3,359
2,682
2,936
2,892
3,063
3,355
3,879
35,759
1/ COPAR 2006
2/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2016
3/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder a las sumas
Cuadro 5.4
los niveles de tensión corresponde a la suma de los
rubros 12, 14, 17 y 18 del cuadro 5.1.
En el cuadro 5.5 se muestra lo destinado a
infraestructura de transmisión clasificado por niveles
de tensión. El monto total de la inversión en todos
Clasificación de las inversiones en transmisión por nivel de tensión
(millones de pesos de 2006) 1/
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2016 2/
2015
Total 3/
Líneas
400 kV
670
1,676
2,545
3,492
2,971
2,227
2,228
2,377
2,485
2,571
230 kV
647
590
414
558
571
609
717
688
748
860
6,402
1,747
2,147
1,839
1,378
1,124
818
923
1,049
1,228
1,434
13,688
3,064
4,413
4,798
5,428
4,666
3,653
3,868
4,114
4,461
4,866
43,331
161 -69 kV
Total
2007
Subestaciones
400 kV
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2/
23,241
Total
1,669
2,337
1,773
812
1,237
1,067
734
895
1,370
1,731
230 kV
1,181
1,152
1,278
971
1,372
709
574
624
738
877
9,475
161 -69 kV
3,660
4,834
4,095
2,905
2,328
2,413
2,250
2,292
2,491
2,988
30,254
6,510
8,323
7,145
4,688
4,937
4,188
3,557
3,811
4,599
5,595
53,353
Total
2007
Compensación
400 kV
230 kV
161 -69 kV
Total
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2/
13,624
Total
751
1,013
712
369
628
503
679
612
269
153
62
98
124
56
35
35
95
89
38
15
648
407
378
443
313
216
202
165
270
210
116
2,719
1,220
1,489
1,280
739
878
740
939
971
516
285
9,058
1/ COPAR 2006
2/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2016
3/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder a las sumas
Cuadro 5.5
5-3
5,690
En los cuadros 5.6 y 5.7 se detallan los
programas de inversión en redes de distribución y
modernización de la infraestructura de transmisión.
En el 5.6 se incluye lo destinado a la reducción de
pérdidas técnicas que se reportan en el cuadro 5.1
en el concepto 20. En el cuadro 5.7 se detalla la
información presentada en los rubros 13 y 15 del
cuadro 5.1.
Programa de inversión presupuestal en redes de distribución
(millones de pesos de 2006)
Líneas
2007
Ampliación a líneas de alta tensión
2008
864
2009
676
2010
611
2011
526
2012
2013
2014
2015
288
362
365
368
371
2016
Total
1
430
4,861
Ampliación subestaciones
1,123
807
628
582
467
1,927
1,966
2,006
2,047
292
11,845
Redes de Distribución
1,928
1,714
1,818
1,634
1,591
1,294
1,321
1,348
1,376
1,968
15,992
Acometida y medidores
1,535
1,606
1,672
1,752
1,671
1,497
1,530
1,564
1,598
1,582
16,007
770
563
467
352
343
273
279
284
291
415
4,037
Equipos de operación
1,476
1,253
1,179
1,184
1,591
955
974
992
1,012
1,444
12,060
Total PIO Distribución CFE
7,696
6,619
6,375
6,030
5,951
6,308
6,435
6,562
6,695
6,131
2,428
2,428
2,428
2,428
2,428
9,047
8,803
8,458
8,379
8,736
Centros de atención a clientes
Reducción de pérdidas
Total
7,696
64,802
12,138
6,435
6,562
6,695
6,131
76,940
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder a las sumas
Cuadro 5.6
Programa de inversiones de la Subdirección de Transmisión y Transformación
(millones de pesos de 2006)
Recursos presupuestales
2007
Modernización de subestaciones y líneas
Equipamiento operativo
Equipo y herramientas de trabajo
Total
Obra pública financiada
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Total
1/
1,668
1,362
1,505
1,082
1,791
1,934
2,077
2,220
2,363
2,599
18,601
85
144
147
147
149
151
153
156
158
174
1,464
240
561
620
642
646
650
655
658
662
728
6,062
1,993
2,067
2,272
1,871
2,586
2,735
2,885
3,034
3,183
3,501
26,127
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Total
Fibra óptica Norte
622
622
Fibra óptica Centro
629
629
Fibra óptica Sur
445
445
1,696
1,696
Total
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder a las sumas
Cuadro 5.7
Las
inversiones
para
la
rehabilitación
y
modernización de centrales generadoras y el
mantenimiento de las mismas se presentan en
el cuadro 5.8 por modalidad de financiamiento.
La identificación de los montos en este cuadro
respecto a los del 5.1 se indican entre paréntesis
después de cada concepto. Bajo la modalidad de
recursos
presupuestales
se
encuentra
el
mantenimiento a unidades generadoras en centrales
termoeléctricas (22), así como su rehabilitación y
modernización (10) y para la obra pública financiada,
se presenta la rehabilitación y modernización de
centrales mediante PIDIREGAS (8).
Programa de inversiones de la Subdirección de Generación
(millones de pesos de 2006)
Recursos presupuestales
Mantenimiento a unidades
Centrales Termoeléctricas
2007
generadoras
Rehabilitaciones y modernizaciones
Total
Obra pública financiada
2/
Rehabilitaciones y modernizaciones
Total
en
2008
2009
2010
2011
2012
6,299
6,115
6,243
6,528
6,451
1,404
655
257
65
30
7,703
6,770
6,500
6,593
6,481
2007
2008
2009
2010
2,903
3,460
3,247
1,825
2,903
3,460
3,247
1,825
2011
2013
2014
5-4
2016
Total
1/
6,130
6,126
6,493
6,372
6,308
63,066
6,130
6,126
6,493
6,372
6,308
65,477
2,411
2012
2013
2014
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder a las sumas
2/ La información de PIDIREGAS está definida hasta 2010
Cuadro 5.8
2015
2015
2016
Total
11,435
Basado en el mecanismo de financiamiento
indicado en el cuadro 5.1, el sector privado
cubriría
48.8%
de
los
requerimientos
de
inversión, mientras que CFE participaría con
37.6% mediante recursos presupuestales. Para el
13.6% restante la autoridad gubernamental no ha
definido el esquema de financiamiento. Las figuras
5.1 y 5.2 resumen las inversiones por rubros y por
modalidad del mismo.
Clasificación de inversiones por rubros1, 2/
241,498
543,354 millones de pesos de 2006
112,703
103,767
80,779
4,607
Generación
Transmisión
Distribución
Mantenimiento
Otras
1/ No incluye autoabastecimiento ni LyFC
2/ El total puede no corresponder exactamente a la suma de los parciales por estar
cerrados a números enteros
Figura 5.1
Clasificación de inversiones por modalidad de financiamiento1, 2/
241,498
5,396
543,354 millones de pesos de 2006
66,762
32,399
103,767
112,703
80,779
136,941
47,427
88,551
63,065
2,377
56,340
Generación
OPF
Transmisión
PIE
24,152
15,337
Distribución
Mantenimiento
Esquema por definir
4,607
Otras
Presupuestal
1/ No incluye autoabastecimiento ni LyFC
2/ El total puede no corresponder exactamente a la suma de los parciales por estar
cerrados a números enteros
Figura 5.2
5-5
6.
6.1
EFECTOS DE ESCENARIOS ALTERNOS DEL MERCADO ELÉCTRICO
Mercado eléctrico
6.1.1 Pronóstico del consumo de electricidad
En el capítulo 1 se señalaron los supuestos básicos
para el escenario de planeación en lo que se refiere
a los pronósticos global, regional y sectorial, para la
estimación del desarrollo del mercado eléctrico en
los próximos años.
Las tasas medias de crecimiento para cada uno de
los escenarios se resumen en el cuadro 6.1. En
los tres escenarios se presentaron reducciones
respecto a 2005: seis décimas, cuatro décimas y
cinco décimas porcentuales para el bajo, planeación
y el alto respectivamente.
En esta sección se indican los pronósticos realizados
para los escenarios bajo y alto a partir de los modelos
sectoriales y regionales.
Crecimiento medio anual de ventas más autoabastecimiento de
energía eléctrica
Escenarios
bajo
planeación
alto
2005-2014
%
4.2
5.2
5.9
2006-2016
%
3.6
4.8
5.4
Cuadro 6.1
En el escenario de planeación se estima que
las ventas más autoabastecimiento serán de
319.1 TWh en 2016. En cambio, para el bajo
alcanzarán 282.0 TWh y 341.4 TWh para el alto.
igual para todos los escenarios. Ver cuadro 1.13
en el capítulo 1.
6.1.2 Pronóstico del consumo
autoabastecido
Las tasas de crecimiento de las ventas para servicio
público, obtenidas de la agregación de ventas
sectoriales, se presentan en el cuadro 6.2.
6.1.3 Pronóstico de ventas del servicio público
La estimación de este rubro se ha considerado
Crecimiento medio de las ventas1/
Servicio público
Escenarios
bajo
planeación
alto
2005-2014
%
4.4
5.5
6.3
1/ No incluye exportación
Cuadro 6.2
En la figura 6.1 se muestra la evolución de los
tres escenarios a 2016.
6-1
2006-2016
%
3.8
5.1
5.8
Escenarios de ventas
Servicio público 1/
TWh
350
315.9
300
293.5
256.4
250
200
150
100
1999
2000
2001
tmca:
2002
2003
5.8% alto
2004 2005
2006
2007
2008
2009
5.1% planeación
1/ No incluye exportación
Figura 6.1
Para 2010 las ventas previstas en el escenario de
planeación serán de 216.0 TWh, en el bajo llegarían
a 204.2 TWh y en el alto a 222.8 TWh.
6.1.4 Escenario bajo
Los cuadros 6.3 a 6.5 muestran la estimación
regional de las ventas, consumo bruto y demanda
máxima para los próximos años.
El consumo bruto total estimado es de 269,124 GWh
y 334,265 GWh para 2010 y 2016, respectivamente;
es decir 14,828 GWh y 46,027 GWh menos que en
el de planeación.
6-2
2010 2011
2012
2013
3.8% bajo
2014
2015
2016
Estimación de ventas del servicio público
Escenario bajo (GWh)
Área
tmca
(2006-2016)
%
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Central
incremento %
32,694
0.62
33,430
2.25
33,633
0.61
34,160
1.57
35,045
2.59
35,816
2.20
36,876
2.96
37,915
2.82
39,171
3.31
40,454
3.28
41,751
3.21
2.3
Oriental
incremento %
28,395
4.00
29,614
4.29
30,846
4.16
32,137
4.19
33,369
3.83
34,792
4.26
34,757
-0.10
36,102
3.87
37,550
4.01
38,975
3.79
40,397
3.65
3.6
Occidental
incremento %
38,652
2.84
40,651
5.17
42,347
4.17
43,977
3.85
46,058
4.73
47,982
4.18
50,116
4.45
52,281
4.32
54,375
4.01
56,335
3.60
58,334
3.55
4.1
Noroeste
incremento %
13,269
2.27
13,675
3.06
14,075
2.93
14,554
3.40
15,202
4.45
15,749
3.60
16,276
3.35
16,742
2.86
17,230
2.91
17,675
2.58
18,095
2.38
3.1
Norte
incremento %
14,868
5.36
15,449
3.91
16,123
4.36
16,759
3.94
17,570
4.84
18,337
4.37
19,138
4.37
19,916
4.07
20,741
4.14
21,545
3.88
22,314
3.57
4.3
Noreste
incremento %
30,167
3.72
31,657
4.94
33,439
5.63
35,159
5.14
36,719
4.44
38,740
5.50
40,676
5.00
42,465
4.40
44,680
5.22
46,870
4.90
49,063
4.68
4.9
Baja California
incremento %
9,373
4.36
9,707
3.56
10,138
4.44
10,494
3.51
10,962
4.46
11,440
4.36
11,910
4.11
12,388
4.01
12,905
4.17
13,420
3.99
13,947
3.93
4.1
Baja California Sur
incremento %
1,326
7.02
1,434
8.14
1,521
6.07
1,617
6.31
1,721
6.43
1,826
6.10
1,931
5.75
2,039
5.59
2,161
5.98
2,289
5.92
2,423
5.85
6.3
Peninsular
incremento %
6,118
3.82
6,419
4.92
6,692
4.25
7,016
4.84
7,396
5.42
7,765
4.99
8,131
4.71
8,524
4.83
8,978
5.33
9,459
5.36
9,961
5.31
4.9
Subtotal 1/
incremento %
174,862
3.06
182,036
4.10
188,814
3.72
195,873
3.74
204,042
4.17
212,447
4.12
219,811
3.47
228,372
3.89
237,791
4.12
247,022
3.88
256,285
3.75
3.8
98
5.38
109
11.22
114
4.59
119
4.39
124
4.20
130
4.84
135
3.85
141
4.44
147
4.26
154
4.76
161
4.55
5.1
174,960
3.06
182,145
4.11
188,928
3.72
195,992
3.74
204,166
4.17
212,577
4.12
219,946
3.47
228,513
3.90
237,938
4.12
247,176
3.88
256,446
3.75
3.8
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
176,251
3.04
183,436
4.08
190,219
3.70
197,283
3.71
205,457
4.14
213,868
4.09
221,237
3.45
229,804
3.87
239,229
4.10
248,467
3.86
257,737
3.73
Pequeños Sistemas 2/
incremento %
Total Nacional
incremento %
Exportación
Total con Exportación
incremento %
3.8
1/ No incluye exportación
2/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 6.3
Consumo bruto 1/ (GWh)
Escenario bajo
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Central
49,758
50,890
51,368
52,395
53,857
55,230
56,589
58,049
59,806
61,600
63,424
tmca
(2006-2016)
%
2.3
Oriental
37,497
39,008
40,551
42,205
44,433
46,200
48,170
49,917
51,721
53,465
55,205
3.9
Occidental
49,085
51,604
53,628
55,506
58,126
60,403
63,209
65,779
68,301
70,558
72,859
3.9
Noroeste
15,816
16,238
16,688
17,340
18,131
18,686
19,134
19,731
20,309
20,652
21,131
2.9
Norte
19,165
20,005
20,778
21,574
22,494
23,243
24,227
25,037
25,983
26,905
27,788
3.9
Noreste
39,855
41,943
44,105
46,125
48,359
50,495
52,838
55,213
57,718
60,196
62,676
4.5
Baja California
10,904
11,277
11,807
12,235
12,783
13,329
13,895
14,465
15,054
15,626
16,218
4.1
1,549
1,685
1,783
1,888
2,003
2,119
2,245
2,369
2,514
2,661
2,808
6.2
Área
Baja California Sur
Peninsular
Subtotal
Pequeños Sistemas
Total
incremento %
7,419
7,772
8,050
8,409
8,789
9,193
9,642
10,103
10,766
11,374
11,966
4.7
231,048
240,422
248,758
257,677
268,975
278,898
289,949
300,663
312,172
323,037
334,075
3.7
117
129
134
142
149
156
163
169
176
183
190
5.0
231,165
2.88
240,551
4.06
248,892
3.47
257,819
3.59
269,124
4.38
279,054
3.69
290,112
3.96
300,832
3.70
312,348
11.93
323,220
3.48
334,265
3.42
3.7
1/ Incluye ventas (excepto de exportación), autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios
Cuadro 6.4
6-3
Demanda máxima bruta (MW)
Escenario bajo1/
Área
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Central
8,409
8,605
8,699
8,887
9,162
9,421
9,692
9,983
10,298
10,624
10,954
Oriental
5,900
6,189
6,470
6,753
7,111
7,392
7,710
7,992
8,281
8,557
8,833
Occidental
7,249
7,626
7,929
8,240
8,643
8,978
9,400
9,780
10,159
10,489
10,824
4.0
Noroeste
2,929
3,007
3,091
3,211
3,359
3,460
3,544
3,654
3,761
3,824
3,914
2.9
Norte
3,126
3,262
3,360
3,493
3,632
3,757
3,917
4,047
4,202
4,345
4,488
3.7
Noreste
6,293
6,659
7,022
7,345
7,698
8,036
8,410
8,793
9,189
9,588
9,975
4.6
Baja California
1,989
2,057
2,154
2,231
2,331
2,431
2,534
2,638
2,746
2,850
2,958
4.1
281
303
320
338
358
377
398
420
446
472
498
5.9
1,205
1,251
1,289
1,339
1,389
1,453
1,524
1,597
1,701
1,797
1,891
4.4
26
28
29
31
33
34
36
37
39
40
42
5.2
Baja California Sur
Peninsular
Pequeños Sistemas
tmca %
(2006-2016)
2.6
4.1
1/ No incluye exportación
Cuadro 6.5
6.1.5 Escenario alto
En los cuadros 6.6 a 6.8 se indica la estimación
regional para las ventas, consumo bruto y demanda
máxima, respectivamente.
El consumo bruto estimado para 2010 y 2016 será
de 292,341 GWh y 408,159 GWh respectivamente,
cifras superiores en 8,389 GWh y 27,867 GWh a las
del escenario de planeación.
Estimación de ventas del servicio público
Escenario alto (GWh)
Área
tmca
(2006-2016)
%
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Central
incremento %
33,114
1.92
34,375
3.81
35,267
2.59
36,550
3.64
38,278
4.73
39,877
4.18
41,807
4.84
43,750
4.65
46,015
5.18
48,404
5.19
50,899
5.15
Oriental
incremento %
28,783
5.42
30,488
5.92
32,329
6.04
34,343
6.23
36,390
5.96
38,733
6.44
39,580
2.19
41,987
6.08
44,579
6.17
47,263
6.02
50,015
5.82
5.7
Occidental
incremento %
39,203
4.30
41,838
6.72
44,310
5.91
46,850
5.73
49,978
6.68
53,058
6.16
56,491
6.47
60,038
6.28
63,625
5.97
67,220
5.65
70,987
5.60
6.0
Noroeste
incremento %
13,440
3.59
14,063
4.64
14,743
4.84
15,551
5.48
16,579
6.61
17,546
5.83
18,532
5.62
19,478
5.10
20,482
5.15
21,481
4.88
22,469
4.60
5.1
Norte
incremento %
15,068
6.77
15,890
5.46
16,883
6.25
17,881
5.91
19,106
6.85
20,331
6.41
21,638
6.43
22,950
6.06
24,359
6.14
25,796
5.90
27,242
5.61
6.2
Noreste
incremento %
30,639
5.34
32,689
6.69
35,194
7.66
37,755
7.28
40,256
6.62
43,359
7.71
46,487
7.21
49,527
6.54
53,145
7.31
56,886
7.04
60,753
6.80
6.9
Baja California
incremento %
9,504
5.82
10,008
5.30
10,665
6.56
11,276
5.73
12,043
6.80
12,853
6.73
13,688
6.50
14,560
6.37
15,517
6.57
16,507
6.38
17,554
6.34
6.3
Baja California Sur
incremento %
1,341
8.23
1,473
9.84
1,598
8.49
1,735
8.57
1,890
8.93
2,054
8.68
2,222
8.18
2,403
8.15
2,608
8.53
2,827
8.40
3,062
8.31
8.6
Peninsular
incremento %
6,202
5.24
6,621
6.76
7,059
6.62
7,573
7.28
8,174
7.94
8,791
7.55
9,431
7.28
10,127
7.38
10,923
7.86
11,787
7.91
12,711
7.84
7.2
Subtotal 1/
incremento %
177,294
4.50
187,445
5.73
198,048
5.66
209,514
5.79
222,694
6.29
236,602
6.25
249,876
5.61
264,820
5.98
281,253
6.21
298,171
6.02
315,692
5.88
5.8
98
5.38
109
11.22
114
4.59
119
4.39
124
4.20
130
4.84
135
3.85
141
4.44
147
4.26
154
4.76
161
4.55
5.1
177,392
4.50
187,554
5.73
198,162
5.66
209,633
5.79
222,818
6.29
236,732
6.24
250,011
5.61
264,961
5.98
281,400
6.20
298,325
6.01
315,853
5.88
5.8
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
178,683
4.46
188,845
5.69
199,453
5.62
210,924
5.75
224,109
6.25
238,023
6.21
251,302
5.58
266,252
5.95
282,691
6.17
299,616
5.99
317,144
5.85
Pequeños Sistemas 2/
incremento %
Total Nacional
incremento %
Exportación
Total con Exportación
incremento %
1/ No incluye exportación
2/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 6.6
6-4
4.2
5.8
Consumo bruto 1/ (GWh)
Escenario alto
Área
tmca
(2006-2016)
%
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Central
50,360
52,244
53,716
55,832
58,505
61,168
63,918
66,694
69,892
73,268
76,797
4.1
Oriental
37,974
40,076
42,352
44,905
48,129
51,022
54,217
57,311
60,665
63,979
67,346
5.8
Occidental
49,720
52,972
55,889
58,815
63,086
66,979
71,078
75,110
79,325
83,488
87,826
5.7
Noroeste
16,011
16,680
17,449
18,475
19,699
20,733
21,814
22,884
24,122
25,133
26,258
4.9
Norte
19,394
20,511
21,650
22,861
24,367
25,807
27,416
28,957
30,614
32,263
33,922
5.8
Noreste
40,388
43,112
46,090
49,061
52,481
56,010
59,870
63,846
67,986
72,219
76,590
6.4
Baja California Norte
11,052
11,613
12,395
13,109
14,031
14,986
15,942
16,940
18,032
19,145
20,314
6.2
1,565
1,728
1,867
2,018
2,189
2,381
2,581
2,796
3,038
3,284
3,543
8.4
Baja California Sur
Peninsular
Subtotal
Pequeños Sistemas
Total
incremento %
7,516
8,010
8,482
9,064
9,705
10,401
11,170
12,119
13,227
14,286
15,373
7.1
233,980
246,946
259,890
274,140
292,192
309,487
328,006
346,657
366,901
387,065
407,969
5.6
117
129
134
142
149
156
163
169
176
183
190
5.0
234,097
4.18
247,075
5.54
260,024
5.24
274,282
5.48
292,341
6.58
309,643
5.92
328,169
5.98
346,826
5.69
367,077
5.84
387,248
5.50
408,159
5.40
5.6
2015
2016
1/ Incluye ventas (excepto exportación), autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios
Cuadro 6.7
Demanda máxima bruta (MW)
Escenario alto1/
Área
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Central
8,511
8,834
9,096
9,468
9,951
10,433
10,947
11,469
12,035
12,636
13,262
tmca
(2006-2016)
%
4.4
Oriental
5,975
6,359
6,757
7,185
7,703
8,163
8,678
9,176
9,713
10,239
10,775
6.0
Occidental
7,343
7,828
8,263
8,731
9,381
9,956
10,571
11,167
11,798
12,411
13,048
5.8
Noroeste
2,965
3,088
3,232
3,421
3,649
3,839
4,040
4,237
4,467
4,654
4,864
4.9
Norte
3,163
3,345
3,501
3,702
3,934
4,172
4,433
4,680
4,951
5,210
5,479
5.6
Noreste
6,377
6,845
7,338
7,812
8,355
8,914
9,529
10,168
10,825
11,503
12,190
6.5
Baja California
2,016
2,118
2,261
2,391
2,559
2,733
2,908
3,090
3,289
3,492
3,705
6.2
8.2
Baja California Sur
Peninsular
Pequeños Sistemas
284
311
335
362
391
423
458
496
538
582
628
1,221
1,290
1,358
1,443
1,534
1,644
1,765
1,915
2,090
2,258
2,429
6.8
26
28
29
31
33
34
36
37
39
40
42
5.2
1/ No incluye exportación
Cuadro 6.8
6.2 Requerimientos de capacidad
Los programas para los escenarios alto y bajo se
presentan a continuación. Los de retiros se consideran
igual al del escenario de planeación indicado en el
cuadro 3.3. Los proyectos de autoabastecimiento se
presentan en el cuadro 3.2.
6.2.1 Escenario alto
Para atender tal escenario de demanda se considera
el PRC expuesto en el cuadro 6.9. En éste, se prevé
adelantar un año los proyectos propuestos a partir
de 2012 en el PRC de planeación.
6-5
Programa de requerimientos de capacidad del servicio publico
Escenario alto
Año Proyecto
2006 Valladolid III 7/ 9/
Conversión
Tuxpan V
La Venta II
Altamira V
Tipo
CC
CC
CC
EO
CC
El Encino TG/CC 2/ 7/ 9/
7/ 9/
7/
7/ 9/
2007 Baja California Sur II (Coromuel) 7/ 9/
CI
HID
CC
HID
El Cajón U1 7/
Tamazunchale 7/ 9/
El Cajón U2 7/
Mes
Área
540
67
509
83
1,153
2,353
525
65
495
83
1,121
2,290
Jun
Ago
Sep
Nov
Nov
PEN
NTE
ORI
ORI
NES
46
377
1,168
377
1,968
43
375
1,135
375
1,928
Ene
May
Jun
Ago
BCS
OCC
NES
OCC
2008 La Venta III
EO
101
101
99
99
Sep
ORI
2009 Agua Prieta II
CC
CC
CC
TG
CI
CC
CC
EO
642
259
139
223
11
380
402
101
2,157
625
252
130
220
10
369
392
99
2,097
Mar
Mar
Abr
Abr
Abr
May
Jun
Nov
NOR
BC
ORI
BC
AIS
CEL
NTE
ORI
2010 Carboeléctrica del Pacífico 10/
CAR
CC
LIBRE
CC
GEO
GEO
EO
678
93
43
652
107
51
304
1,928
651
90
42
634
100
46
298
1,861
Feb
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Sep
OCC
BC
BCS
NTE
BC
ORI
ORI
HID
CC
CC
LIBRE
LIBRE
LIBRE
CC
CC
HID
375
458
380
734
288
43
554
554
375
3,761
373
454
369
714
279
42
538
538
373
3,680
Feb
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
May
OCC
OCC
CEL
NES
BC
BCS
CEL
CEL
OCC
LIBRE
LIBRE
CC
HID
CI
CC
CC
683
764
380
139
14
458
645
3,082
665
743
370
138
13
454
627
3,010
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
NTE
NES
CEL
OCC
AIS
OCC
OCC
HID
HID
LIBRE
CC
LIBRE
CC
CC
CC
CC
CAR
400
200
288
408
86
750
645
180
180
700
3,836
398
199
280
404
83
729
627
175
175
649
3,719
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
OCC
OCC
BC
OCC
BCS
NES
OCC
PEN
PEN
NOR
2014 Oriental I
CAR
LIBRE
CC
HID
CC
LIBRE
CC
CAR
HID
HID
HID
700
671
750
300
408
279
180
700
300
300
566
5,154
682
653
729
299
404
271
175
649
299
299
563
5,021
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Jul
Oct
Nov
ORI
NTE
NES
ORI
OCC
BC
PEN
NOR
ORI
ORI
OCC
2015 Topolobampo III 10/
CAR
LIBRE
LIBRE
LIBRE
LIBRE
700
1,400
288
656
86
3,130
649
1,252
278
638
83
2,900
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
NOR
ORI
BC
NOR
BCS
LIBRE
LIBRE
LIBRE
TG
LIBRE
LIBRE
CAR
750
43
756
156
656
700
700
3,761
31,230
695
42
736
151
638
681
678
3,621
30,226
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
CEL
BCS
PEN
BC
NOR
ORI
OCC
TG: Turbogás
EO: Eoloeléctrica
4/ 8/
Baja California (Presidente Juárez) 8/
San Lorenzo conversión TG/CC 2/ 9/
Baja California II (SLRC) 8/
Guerrero Negro III 8/
Valle de México repotenciación U2 3/ 8/
Norte (La Trinidad) 9/
Oaxaca I
Presidente Juárez conversión TG/CC 2/ 6/ 8/
Baja California Sur III (Coromuel) 6/ 8/
Norte II (Chihuahua) 8/
Cerro Prieto V 6/
Humeros
Oaxaca II, III y IV
2011 L a Yesca U1
Manzanillo I repotenciación U1 3/ 8/
Valle de México repotenciación U3 3/ 8/
Noreste (Monterrey) 5/ 8/
Baja California III (Ensenada) 6/ 8/
Baja California Sur IV (Coromuel) 6/ 8/
Tula repotenciación U1 8/
Tula repotenciación U2 8/
La Yesca U2
2012 Norte III (Juárez) 5/ 8/
Reynosa 8/
Valle de México repotenciación U1 8/
Río Moctezuma
Santa Rosalía 8/
Manzanillo I repotenciación U2 3/ 8/
Guadalajara I 8/
2013 Villita Ampliación
Infiernillo repotenciación
Baja California IV (Tijuana) 5/ 6/ 8/
Manzanillo II repotenciación U1 3/ 8/
Baja California Sur V y VI 6/ 8/
Tamazunchale II 8/
Guadalajara II 8/
Peninsular I 8/
Peninsular II 8/
Topolobampo I 10/
10/
Norte IV (Torreón) 8/
Tamazunchale III
La Parota U1
Manzanillo II repotenciación U2 3/ 8/
Baja California V (SLRC) 5/ 6/ 8/
Peninsular III 8/
Topolobampo II 10/
La Parota U2
La Parota U3
Ampliación Zimapán
Veracruz I y II 10/
Baja California VI (Tijuana)
Sonora I 10/
Baja California Sur VII y VIII 6/ 8/
2016 Central IV
Baja California Sur IX
Mérida IV
Baja California VII (Mexicali) 6/ 8/
Sonora II 10/
Oriental II
Topolobampo IV
Total
CC: Ciclo combinado
1/
2/
3/
4/
5/
6/
7/
Capacidad
Bruta
Neta
MW
MW
1/
CAR: Carboeléctrica
CI:Combustión interna
GEO: Geotermoeléctrica
Resultado de estudios de planificación, no incluye generación distribuida de LyFC
Adición de turbinas de vapor para conversión a CC
Adición de turbinas a gas para repotenciación a CC
Incluye 25 MW de campo solar
Instalación de central o inyección de potencia
Se está analizando la interconexión al SIN de los sistemas BC y BCS
Capacidad de contrato
HID: Hidroeléctrica
8/ Capacidad media anual
9/ Capacidad de verano
10/ Capacidad ISO
LIBRE: La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones
posibles son: Ciclo combinado (que utilicen gas natural, gas natural licuado, residuos
de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía
Cuadro 6.9
6-6
En Baja California se adelanta a 2014 la central
Baja California V y se agrega otra de capacidad
similar en 2015. Para Baja California Sur se
adelantan un año los proyectos que aparecen en
el PRC de planeación a partir de 2014 y se incluye
otro en 2016.
por arriba de los requerimientos planteados en el
PRC de planeación.
6.2.2 Escenario bajo
El programa de requerimientos de capacidad se
muestra en el cuadro 6.10.
La capacidad adicional necesaria es de 4,641 MW
Programa de requerimientos de capacidad del servicio público
Escenario bajo
Año Proyecto
2006 Valladolid III 7/ 9/
Tipo
Capacidad
Bruta
Neta
MW
MW
1/
Mes
Área
CC
CC
CC
EO
CC
540
67
509
83
1,153
2,353
525
65
495
83
1,121
2,290
Jun
Ago
Sep
Nov
Nov
PEN
NTE
ORI
ORI
NES
2007 Baja California Sur II (Coromuel) 7/ 9/
CI
HID
CC
HID
46
377
1,168
377
1,968
43
375
1,135
375
1,928
Ene
May
Jun
Ago
BCS
OCC
NES
OCC
2008 La Venta III
EO
101
101
99
99
Sep
ORI
2009 Agua Prieta II
CC
CC
CC
TG
CI
CC
CC
EO
642
259
139
223
11
380
402
101
2,157
625
252
130
220
10
369
392
99
2,097
Mar
Mar
Abr
Abr
Abr
May
Jun
Nov
NOR
BC
ORI
BC
AIS
CEL
NTE
ORI
2010 Carboeléctrica del Pacífico 10/
CAR
GEO
EO
678
51
304
1,033
651
46
298
995
Feb
Abr
Sep
OCC
ORI
ORI
2011 Presidente Juárez conversión TG/CC 2/ 6/ 8/
CC
LIBRE
93
43
136
90
42
132
Abr
Abr
BC
BCS
2012 Santa Rosalía 8/
CI
GEO
CC
14
107
652
773
13
100
634
747
Abr
Abr
Abr
AIS
BC
NTE
2013 L a Yesca U1
HID
CC
CC
LIBRE
LIBRE
HID
375
458
380
288
43
375
1,919
373
454
369
279
42
373
1,890
Feb
Abr
Abr
Abr
Abr
May
OCC
OCC
CEL
BC
BCS
OCC
2014 Norte III (Juárez) 5/ 8/
LIBRE
LIBRE
CC
HID
CC
CC
CC
683
734
380
139
458
554
180
3,128
665
714
370
138
454
538
175
3,053
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
NTE
NES
CEL
OCC
OCC
CEL
PEN
2015 Reynosa 8/
LIBRE
CC
CC
LIBRE
CC
764
408
645
86
554
2,456
743
404
627
83
538
2,395
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
NES
OCC
OCC
BCS
CEL
2016 Villita ampliación
HID
HID
LIBRE
CC
LIBRE
400
200
288
408
671
1,967
17,991
398
199
280
404
653
1,934
17,560
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
OCC
OCC
BC
OCC
NTE
Conversión
Tuxpan V
La Venta II
Altamira V
El Encino TG/CC 2/ 7/ 9/
7/ 9/
7/
7/ 9/
El Cajón U1 7/
Tamazunchale 7/ 9/
El Cajón U2 7/
4/ 8/
Baja California (Presidente Juárez) 8/
San Lorenzo conversión TG/CC 2/ 9/
Baja California II (SLRC) 8/
Guerrero Negro III 8/
Valle de México repotenciación U2 3/ 8/
Norte (La Trinidad) 9/
Oaxaca I
Humeros
Oaxaca II, III y IV
Baja California Sur III (Coromuel) 6/ 8/
Cerro Prieto V 6/
Norte II (Chihuahua) 8/
Manzanillo I repotenciación U1 3/ 8/
Valle de México repotenciación U3 3/ 8/
Baja California III (Ensenada) 6/ 8/
Baja California Sur IV (Coromuel) 6/ 8/
La Yesca U2
Noreste (Monterrey) 5/ 8/
Valle de México repotenciación U1 8/
Río Moctezuma
Manzanillo I repotenciación U2 3/ 8/
Tula repotenciación U1 8/
Peninsular I 8/
Manzanillo II repotenciación U1 3/ 8/
Guadalajara I 8/
Baja California Sur V y VI 6/ 8/
Tula repotenciación U2 8/
Infiernillo repotenciación
Baja California IV (Tijuana) 5/ 6/ 8/
Manzanillo II repotenciación U2 3/ 8/
Norte IV (Torreón) 8/
Total
CC: Ciclo combinado
CAR: Carboeléctrica
CI:Combustión interna
GEO: Geotermoeléctrica
TG: Turbogás
EO: Eoloeléctrica
HID: Hidroeléctrica
1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación distribuida de LyFC
8/ Capacidad media anual
2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC
9/ Capacidad de verano
3/ Adición de turbinas a gas para repotenciación a CC
10/ Capacidad ISO
4/ Incluye 25 MW de campo solar
LIBRE: La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones
5/ Instalación de central o inyección de potencia
posibles son: Ciclo combinado (que utilicen gas natural, gas natural licuado, residuos
6/ Se está analizando la interconexión al SIN de los sistemas BC y BCS
de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía
7/ Capacidad de contrato
Cuadro 6.10
Comparando el bajo con el de planeación, se tendría
un diferimiento de dos años en los proyectos a
partir de 2010. La capacidad requerida en 2016
será 8,598 MW menor que la del escenario de
referencia.
En este escenario algunos proyectos han quedado
fuera del 2006 - 2016, respecto al de
planeación: Tamazunchale II, Topolobampo I, II
y III, Guadalajara II, Veracruz I y II, Oriental I,
Norte IV (Torreón), Sonora I, Peninsular II y III,
Baja California V y VI, Baja California Sur VII y
VIII y las hidroeléctricas La Parota y ampliación
Zimapán.
6-7
Margen de reserva y margen de
reserva operativo
mantenimientos para disminuir la capacidad
indisponible por este concepto, particularmente
durante los periodos de demanda máxima.
En la figura 6.2 se presentan los MR y MRO del SIN
considerando la expansión planteada en el PRC de
planeación frente al escenario de demanda alto.
Para 2012 - 2016 es posible efectuar los ajustes
correspondientes a la programación de nuevas
centrales, tal y como se plantea en el PRC
correspondiente a este escenario de demanda.
En el corto plazo, las adiciones de capacidad
programadas serían suficientes para atender la
demanda; por el contrario, a partir de 2010 no se
cumpliría con los criterios de reserva.
En la figura 6.3 se presenta la evaluación del MR
y MRO del SIN con un PRC diseñado para atender
la demanda en el escenario alto. El incremento de
capacidad es de 4,641 MW.
Por ello sería necesario ajustar el programa de
Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN
Escenario de demanda alto y PRC de planeación
1/
35
30
.3
33
.2
39
.0
40
.8
47.5
15
.0
13
.7
15
.8
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Margen de reserva
2013
2014
-1
.9
-0
.5
-0
.4
1.
2
2.
8
2006
-1
.0
6.
5
10
6%
-2.5
15
.7
19
.2
11
.6
14
.1
17
.9
22.5
20
.3
23
.9
27%
17
.9
2015
2016
Margen de reserva operativo
1/ Valor mínimo de verano
Figura 6.2
Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN
Escenario de demanda alto y PRC alto
1/
22
.3
22
.2
23
.1
23
.3
23
.5
6.
0
6.
0
6.
0
6.
0
6.
5
10
6.
4
11
.6
14
.1
20
.3
17
.9
20
23
.9
30
27%
23
.7
30
.3
33
.2
39
.0
40
40
.8
50
6.
0
6.3
6%
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Margen de reserva
2012
2013
2014
2015
Margen de reserva operativo
1/ Valor mínimo de verano
Figura 6.3
6-8
2016
En la figura 6.5 se muestra el comportamiento del MR
y MRO en el SIN con un PRC definido para el escenario
bajo de demanda. La reducción de capacidad es de
8,598 MW respecto al de planeación.
Frente al escenario de demanda bajo el MR y MRO
del SIN serían altos durante todo el periodo, si se
mantiene el PRC de planeación. Ver figura 6.4. Sin
embargo, el programa para este escenario toma en
cuenta los ajustes necesarios en el mediano plazo a
fin de ceñirse a los criterios de reserva.
Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN
Escenario de demanda bajo y PRC de planeación
38
.6
37
.7
35
.8
33
.4
33
.2
19
.6
18
.5
16
.8
14
.7
14
.3
14
.0
15
.7
18
.7
19
.2
19
.4
20
23
.6
30
27%
32
.1
34
.5
40
38
.5
39
.1
40
.8
44
.6
50
1/
10
6%
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Margen de reserva
2012
2013
2014
2015
2016
Margen de reserva operativo
1/ Valor mínimo de verano
Figura 6.4
Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN
Escenario de demanda bajo y PRC bajo
22
.5
22
.9
23
.2
22
.1
23
.7
6.
0
6.
0
6.
0
6.
0
10
6.
0
8.
9
14
.1
18
.7
19
.2
19
.4
20
23
.6
30
27%
26
.4
32
.7
40
38
.5
39
.1
40
.8
44
.6
50
1/
6%
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Margen de reserva
2012
2013
2014
2015
Margen de reserva operativo
1/ Valor mínimo de verano
Figura 6.5
6-9
2016
6.4
Evolución de la generación bruta y
requerimientos de combustibles
fósiles
Del monto total por instalar en el escenario alto,
destaca el incremento de 4.4 puntos porcentuales
de generación bruta tipo libre y 3.4 puntos en ciclos
combinados, respecto al de planeación.
6.4.1 Generación bruta
En la figura 6.6 se presenta, para cada uno de los
escenarios de demanda, la participación de las
diferentes tecnologías en la generación bruta de
energía en 2016. La diferencia entre el alto y el bajo
respecto al de planeación, se debe a los ajustes en
los programas de requerimientos de capacidad.
En el bajo se requiere menor capacidad para instalar,
por lo que la generación bruta tipo libre disminuye su
participación 4 puntos porcentuales, mientras que en
la térmica convencional se incrementa 2.5 puntos,
respecto al de planeación.
Generación bruta
Escenarios de planeación, alto y bajo del servicio público
2005
2016
real
C iclo combinado
(PIE)
27.9%
C iclo combinado
(C FE)
21.4%
C iclo combinado
(C FE)
11.9%
Termoeléctrica
convencional
29.8%
planeación
360,819 GWh
218,971 GWh
Termoeléctrica
convencional
8.0%
C iclo combinado
(PIE)
21.6%
Hidroeléctrica
8.8%
Hidroeléctrica
12.6%
Nucleoeléctrica
3.4%
Turbogás
0.6%
Nucleoeléctrica
4.9%
Eoloeléctrica
0.002%
Dual
6.5%
Geotermoeléctrica
3.3%
2016
C arboeléctrica
8.4%
Eoloeléctrica
Libre
0.6%
11.6%
Geotermoeléctrica
Dual
2.1%
Turbogás
4.3%
0.04%
C arboeléctrica C ombustión
11.4%
interna Gen. dist. (LyFC )
0.4%
0.06%
C ombustión interna
0.4%
bajo
2016
314,830 GWh
alto
388,662 GWh
C iclo combinado
(C FE)
22.7%
C iclo combinado
(PIE)
25.5%
C iclo combinado
(C FE)
20.4%
C iclo combinado
(PIE)
29.0%
Termoeléctrica
convencional
10.5%
Termoeléctrica
convencional
7.2%
Hidroeléctrica
9.7%
Hidroeléctrica
8.2%
Nucleoeléctrica
3.2%
Nucleoeléctrica
3.9%
Eoloeléctrica
0.7%
Geotermoeléctrica
1.9%
Dual
4.9%
Turbogás
0.5%
Libre
16.0%
Eoloeléctrica
0.6%
Libre
7.6%
Geotermoeléctrica
1.9%
C arboeléctrica
Gen. dist. (LyFC )
8.0%
0.1%
C ombustión
interna
0.5%
Figura 6.6
6 - 10
Turbogás
0.04%
Dual
4.0%
C arboeléctrica
12.5%
Gen. dist. (LyFC )
0.1%
C ombustión
interna
0.4%
6.4.2
Requerimiento de combustibles fósiles
Tales requerimientos para los escenarios alto y bajo
en comparación con el de planeación, se presentan
en la figura 6.7 y los cuadros 6.11 y 6.12.
Requerimientos de combustibles
Escenarios de planeación, alto y bajo del servicio público
2005
2016
real
4,377 Terajoules / día
planeación
5,945 Terajoules / día
Combustóleo
39.0%
Gas CFE +
LyFC
26.5%
Gas PIE
33.6%
Gas CFE +
LyFC
18.5%
Co mbustó leo
13.6%
Carbón
20.5%
Gas PIE
21.1%
Diesel
0.9%
2016
Carbó n
22.1%
2016
bajo
Diesel
0.1%
Gas para tipo
libre
4.0%
alto
6,430 Terajoules / día
5,426 Terajoules / día
Gas CFE +
LyFC
25.2%
Gas CFE +
LyFC
27.5%
Gas PIE
31.1%
Gas PIE
34.5%
Combustóleo
12.4%
Combustóleo
16.7%
Carbón
17.9%
Gas para tipo
libre
3.8%
Diesel
0.2%
Gas para tipo
libre
7.3%
Carbón
24.0%
Figura 6.7
6 - 11
Diesel
0.2%
Requerimientos de combustibles
Escenarios de planeación, alto y bajo del servicio público
Combustible
Unidades
2005 Escenario
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
19.4
real
Mm3
Combustóleo
41.1
día
33.1
42.8
41.2
39.1
34.7
33.7
31.4
29.5
25.9
21.9
Alto
33.1
42.9
41.7
39.4
35.1
34.2
31.6
29.2
25.0
21.2
19.1
Bajo
33.1
42.7
40.8
38.4
34.2
33.3
31.3
29.8
27.0
23.3
21.7
Planeación
56.4
54.2
57.7
67.1
69.0
75.4
84.2
91.0
97.4
99.0
100.0
Alto
56.4
55.1
59.4
70.6
73.0
81.9
87.5
94.3
101.9
103.8
107.2
día
Bajo
56.4
52.0
54.0
62.2
61.0
65.6
72.0
79.4
86.1
89.6
93.0
926.4
184.7
262.5
286.0
231.1
218.0
296.0
366.9
263.7
305.5
215.4
m3
940.8 Alto
926.4
211.0
298.5
339.1
305.7
284.8
398.2
260.9
354.3
259.1
283.7
día
Bajo
926.4
174.5
223.9
236.9
195.9
258.8
313.5
247.0
328.8
190.3
238.3
Planeación
14.7
15.3
15.3
15.2
16.3
17.1
17.0
16.7
17.6
19.5
22.4
Alto
14.7
15.6
15.3
15.2
16.3
17.1
17.0
17.6
20.1
23.1
25.7
Bajo
14.7
15.3
15.3
15.2
16.3
17.1
17.0
16.7
16.8
17.1
17.2
MMm3
Gas
Planeación
49.1
Planeación
Diesel
Carbón
MMtonc
14.9
día
Cuadro 6.11
Requerimientos de combustibles respecto al escenario de planeación del servicio público
(valores en por unidad)
Combustible Escenario
Planeación
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
Combustóleo Alto
1.00
1.00
1.01
1.01
1.01
1.01
1.01
0.99
0.97
0.96
0.98
Bajo
1.00
1.00
0.99
0.98
0.98
0.99
1.00
1.01
1.04
1.06
1.12
Gas
Diesel
Carbón
Planeación
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
Alto
1.00
1.02
1.03
1.05
1.06
1.09
1.04
1.04
1.05
1.05
1.07
Bajo
1.00
0.96
0.94
0.93
0.89
0.87
0.85
0.87
0.88
0.91
0.93
Planeación
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
Alto
1.00
1.14
1.14
1.19
1.32
1.31
1.35
0.71
1.34
0.85
1.32
Bajo
1.00
0.94
0.85
0.83
0.85
1.19
1.06
0.67
1.25
0.62
1.11
Planeación
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
Alto
1.00
1.01
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.05
1.15
1.18
1.15
Bajo
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
0.96
0.87
0.77
Cuadro 6.12
6 - 12
ANEXO A
A.1
POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA
INTERCONECTADO NACIONAL
por las centrales aguas arriba, el resto de las
GCH son hidroeléctricas de regulación anual. Sus
características se indican en el cuadro A.2. No se
incluye la planta El Cajón, la cual está programada
para entrar en servicio durante el primer semestre
de 2007.
Antecedentes
El cuadro A.1 muestra la capacidad instalada al
primero de enero de 2006.
De los dos grupos que conforman la producción
hidroeléctrica, el que cuenta con capacidad de
regulación está integrado por las diez Grandes
Centrales Hidráulicas (GCH): Angostura, Chicoasén,
Malpaso y Peñitas (río Grijalva); Caracol, Infiernillo
y Villita (río Balsas); Temascal (ríos Tonto y Santo
Domingo); Aguamilpa (río Santiago), y Zimapán (río
Moctezuma).
A fin de minimizar derrames, las hidroeléctricas sin
regulación están obligadas a generar en periodos
cortos (semanales o diarios) las aportaciones que
reciben. Para fines de planificación con unidad
de tiempo mensual, su estadística se expresa
en términos de GWh y en promedio producen
6,639 GWh anuales.
El vaso de Angostura permite hacer desplazamientos
interanuales de su energía, lo que contribuye a una
operación más económica y confiable en el largo plazo.
El cuadro A.3 muestra la distribución histórica de la
generación durante los últimos diez años.
Aunque Chicoasén, Peñitas y Villita son controladas
Composición de la capacidad en el Sistema Interconectado Nacional
al primero de enero de 2006
Número de
centrales
Número de
unidades
79
222
Con regulación
10
Sin regulación
Tipo de generación
Hidroeléctricas
Termoeléctrica y eoloeléctrica
Total
Capacidad
MW
%
10,535.9
24.1
47
8,286.0
18.9
69
175
2,249.9
5.1
89
275
33,203.5
75.9
168
497
43,739.4
100.0
Cuadro A.1
Capacidades e índices de regulación de las grandes centrales hidroeléctricas
Concepto
Composición
(MW)
Capacidad
(MW)
Volumen Útil
Máximo
( MMm3 )
Aportaciones
Tipo Medio 2 /
( MMm3 )
Índice de
Regulación 5 /
Angostura
Grijalva
Chicoasén
Malpaso
Peñitas
Caracol
5 x 180
8 x 300
6 x 180
4 x 105
3 x 200
900
2,400
1,080
420
600
Balsas
Infiernillo
4 x 160
2 x 180
1,000
Temascal
Aguamilpa
Zimapán
4 x 70.00
4 x 38.5
2 x 100
3 x 320
2 x 146
280
354
960
292
2,629
699
5,498
798
48
88
Villita
1/
13,170
216
9,317
130
809
6,054
224
8,828
10,015
2,201
5,537
3,693
5,225
10,274
0
15,395
131
2
52
1
15
39
1
57
3/
%
1/
2/
3/
4/
5/
Al integrar los almacenamientos de Cerro de Oro y Temascal
Cuenca propia, con las aportaciones del periodo 1952 – 2004 (53 años)
Al integrar las aportaciones de los ríos Tonto y Santo Domingo
A partir de muestra sintética proporcionada por la coordinación de Proyectos Hidroeléctricos, 1981 – 2040 (60 años)
El resultado de dividir el volumen útil de la hidroeléctrica en cuestión, entre las aportaciones tipo medio de toda su cuenca
Cuadro A.2
A-1
4/
Distribución histórica de la generación en el
Sistema Interconectado Nacional, 1996 – 2005
Tipo de generación
Unidades
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
20033/
2004
2005
GWh
31,442
26,430
24,616
32,713
33,075
28,435
24,862
19,753
25,076
27,611
%
Tipo de
año
GWh
21.9
17.2
15.1
19.0
18.2
15.6
13.0
10.3
12.8
13.4
medio
seco
medio
húmedo
medio
seco
seco
seco
seco
medio
111,978
127,159
138,367
139,557
148,855
153,358
165,760
171,881
171,077
178,318
%
78.1
82.8
84.9
81.0
81.8
84.4
87.0
89.7
87.2
86.6
GWh
143,420
153,589
162,983
172,270
181,930
181,793
190,622
191,634
196,153
205,929
%
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
Hidroeléctrica
Termoeléctrica
1/, 2/
y eoloeléctrica
Total
1/ Incluye en todo el periodo al Área Noroeste (la Región Noroeste se integró al SIN en marzo de 2005)
2/ Incluye PIE a partir de 2000
3/ Incluye arrendamiento (800.9 GWh)
Cuadro A.3
A.2
Curva recomendada de niveles
(CRN) en las GCH
muestra histórica 1952 – 2005 (para Angostura —la
única hidroeléctrica de regulación multianual— se
determinó una curva de niveles máximos que no
debe ser rebasada a fin de minimizar la posibilidad de
derrames, incluso si se presentaran las aportaciones
correspondientes al año más húmedo de la muestra
disponible).
Define la estrategia óptima que se sugiere tomar
como referencia en la operación, para aumentar o
reducir la producción cuando se esté por arriba o por
debajo de dicha curva. De seguir la recomendada, la
producción de la central se maximiza.
Se destaca que cada año se incrementa el tamaño de
la muestra de aportaciones, lo cual permite revisar
anualmente la curva límite de niveles de Angostura y
las CRN de las otras hidroeléctricas.
En el cuadro A.4 se presentan las CRN para cada una
de las GCH, obtenidas de simular su operación con
la meta de maximizar su generación y con base
en la estadística de los 54 años disponibles en la
Curvas recomendadas de niveles (msnm)
1952 – 2005 (54 años)
Centrales
Angostura
Chicoasén
Malpaso
Peñitas
Caracol
Infiernillo
Capacidad efectiva instalada
Composición
1/, 2/
Villita
Temascal
Aguamilpa
Zimapán
(MW)
5 X 180
8 X 300
6 X 180
4 X 105
3 X 200
(4X160) + (2X180)
4 X 70
(4X38.5) + (2x100)
3 X 320
2 X 146
900
2,400
1,080
420
600
1,000
280
354
960
292
Total
Niveles de control (msnm)
Name
539.50
395.00
188.00
95.50
523.60
176.40
56.73
68.50
232.00
1,563.00
Namo
533.00
392.50
182.50
87.40
521.00
169.00
51.20
66.50
220.00
1,560.00
Namino
500.00
380.00
144.00
85.00
495.00
140.00
41.73
44.20
190.00
1,520.00
Volumen útil (MMm3) y energía almacenada (GWh)
Al Namo
13,170
212
9,317
130
951
6,054
224
8,792
2,629
739
13,498
165
2,580
11
469
1,983
20
1,012
912
1,007
Restricciones
4/
5/
8/
4/
5/
Enero
20
533.00
58
Febrero
20
532.90
58
392.50
99
182.10
47
87.40
23
520.52
63
168.50
26
51.20
30
62.10
36
218.00
47
1,560.00
Marzo
20
532.70
58
392.50
110
179.90
52
87.40
26
519.65
70
167.10
29
51.20
33
60.60
40
217.00
52
1,560.00
20
32
Mes
3/
Abril
9/
3/
4/
6/
392.50 182.00 110
9/
4/
7/
9/
4/
5/
9/
182.00
52
87.40
26
521.00
3/
4/
6/
9/
4/
7/
9/
70
168.50
29
51.20
3/
64.21
4/
5/
9/
4/
5/
9/
4/
5/
9/
10/
33
63.10
40
219.00
52
1,560.00
530.80
58
392.50
107
172.90
50
87.40
25
518.41
68
157.40
28
51.20
59.30
39
216.00
50
1,559.00
20
527.80
58
392.50
110
168.80
52
87.40
26
516.00
70
150.00
29
51.20
33
57.90
40
215.50
52
1,555.00
Junio
524.50
20
524.50
58
392.50 178.00 107
164.90
50
87.40
25
515.00 152.25
68
146.40
28
51.20
52.21
32
52.20
39
215.00
50
1,551.00
Julio
524.50
20
523.00
58
392.50 176.00 110
158.30
52
87.40
26
514.50 150.00
70
145.00
29
51.20
52.21
33
52.00
40
212.00
52
1,546.00
Agosto
524.50
20
521.00
58
392.50 174.00 110
165.50
52
87.40
26
514.00 154.50
70
145.60
29
51.20
56.21
33
53.80
40
210.00
52
1,535.00
Septiembre
526.00
20
522.00
58
392.50 171.50 107
166.40
50
87.40
25
515.00 158.00
68
150.00
28
51.20
58.71
32
58.40
39
212.00
50
Octubre
530.00
Mayo
1,540.00
20
527.00
58
392.50 176.18 110
175.00
52
87.40
26
518.00 165.00
70
155.00
29
51.20
61.21
33
61.10
40
216.00
52
1,545.00
Noviembre
20
533.00
58
392.50 182.00 107
180.00
50
87.40
25
520.00
68
159.00
28
51.20
64.21
32
64.20
39
218.00
50
1,556.00
Diciembre
20
533.00
58
392.50 182.00 110
182.00
52
87.40
26
521.00
70
169.00
29
51.20
64.21
33
63.80
40
220.00
52
1,560.00
1/ GCH
2/ Al día primero de cada mes
3/ Niveles impuestos por la CNA al primero de cada mes (msnm)
4/ Generación mínima impuesta por operación (GWh/mes)
5/ Requerimiento por sistema eléctrico, Cenace
6/ Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo
7/ Local
8/ Niveles que no deben de ser excedidos para maximizar la generación esperada y minimizar la esperanza de derrame
9/ Curva recomendada de niveles al primero de cada mes (msnm), determinadas con la estadística de aportaciones 1952-2005 (54 años)
10/ Con muestra sintética 1981-2000 (60 años), de la CPH
Cuadro A.4
A-2
A.3
Aportaciones hidráulicas
(junio a octubre, 5 meses). Especialmente de
enero a mayo, las aportaciones son bajas y
prácticamente iguales
—independientemente
de si se trata de año seco, medio o húmedo—.
Durante el periodo de lluvias, el volumen de
agua recibido es muy aleatorio y sin correlación
interanual —esto último no se ve en la figura—.
A fin de conocer la variabilidad de las aportaciones
mensuales a las GCH, en la figura A.1 se muestran
los valores promedio registrados durante los 54 años
disponibles en la muestra.
La clasificación de los años en secos, medios y
húmedos es el resultado de ordenar la generación
anual de las centrales en función de una curva de
densidad de probabilidad con distribución log-normal.
Destacan dos periodos característicos:
(noviembre a mayo, 7 meses) y
En el cuadro A.5 se identifica la clasificación de
acuerdo con la información estadística de aportaciones
en millones de metros cúbicos. A partir de las CRN
se simula la operación y se determina la generación
hidroeléctrica correspondiente.
estiaje
lluvias
Aportaciones de cuenca propia a las grandes centrales hidroeléctricas
1952 – 2005 (54 años)
MMm3/mes
16,000
14,000
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0
ENE
FEB
MAR
Años tipo húmedo
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
Años tipo medio
Figura A.1
A-3
SEP
OCT
NOV
DIC
Años tipo seco
Clasificación de años típicos
Generación hidroeléctrica 1/
No.
Años tipo
seco
Energía
anual
(GWh)
Años tipo
medio
P2/: 24%
Energía
anual
(GWh)
Años tipo
húmedo
P2/: 54%
Energía
anual
(GWh)
P2/: 22%
1
2002
20,159
1953
26,255
1966
31,884
2
1994
20,187
1989
26,674
1959
32,337
3
1987
22,559
1982
26,702
1973
32,378
4
1997
22,884
1975
27,825
1999
32,695
5
1957
23,097
1988
27,919
1969
33,175
6
1986
23,813
1980
28,042
1956
33,192
7
2001
24,434
1976
28,154
1984
33,863
8
2003
25,101
1974
28,254
1958
33,960
9
2004
25,228
1972
28,357
1952
34,776
10
1977
25,406
1967
28,459
1970
36,009
11
1991
25,957
1995
28,624
1981
36,351
12
1983
26,225
1962
29,022
1955
36,685
13
1979
29,035
14
1978
29,060
15
1965
29,130
16
1961
29,230
17
1998
29,292
18
2000
29,302
19
1993
29,534
20
2005
29,669
21
1985
29,833
22
1968
30,005
23
1971
30,105
24
1996
30,124
25
1954
30,319
26
1992
30,546
27
1963
30,917
28
1990
31,262
29
1964
31,441
30
1960
31,609
30 años
29,157
12 años
33,942
Promedio
12 años
23,754
1/ 1952 – 2005 (54 años históricos)
2/ Probabilidad de ocurrencia
Energía anual (GWh)
Año tipo
seco
medio
23,754
29,157
Promedio
Diferencia de
energía respecto al
año tipo medio
-5,402
0
Nota: Menor a 26,225 GWh/año, año tipo seco
Entre 26,225 y 31,884 GWh/año, año tipo medio
Mayor a 31,884 GWh/año, año tipo húmedo
Cuadro A.5
La figura A.2 muestra la magnitud anual de las
aportaciones históricas 1952 – 2005, convertidas
a energía eléctrica para el parque hidroeléctrico
actualmente en operación. Se hace énfasis en el hecho
de que para las GCH se han calculado con base en los
consumos específicos (m3/kWh) correspondientes al
seguir las CRN.
A-4
húmedo
33,942
4,785
Conversión a energía eléctrica de las aportaciones a las
centrales hidroeléctricas del sistema1/
GWh/AÑO
40,000
35,000
30,000
25,000
20,000
15,000
10,000
5,000
0
1955
1960
1965
1970
1980
1975
1985
1990
1995
2000
2005
AÑO
Años tipo medio
Años tipo húmedo
1/ Con y sin regulación. Incluyen las del área Noroeste
Figura A.2
Los años tipo húmedo se acumulan principalmente
durante los primeros de la muestra. Destaca que en
2001, 2002, 2003 y 2004 se presenta el único caso
disponible donde concurrieron cuatro años secos
consecutivos a nivel nacional. Es de llamar la atención
que a pesar de los ciclones que azotaron el sureste
el año pasado (Stan y Wilma), las aportaciones
fueron tan bajas en otras cuencas de CFE que a nivel
nacional se registró tipo año medio.
A.4
Degradación en potencia por
unidad de energía extraida
En la figura A.3 se muestran las curvas de degradación
para Angostura, Malpaso, Infiernillo, Temascal,
Aguamilpa y Zimapán en función del volumen útil
(MMm3) asociado al nivel de operación entre NAMO y
NAMINO, y considerando el efecto en cascada.
A-5
Años tipo seco
Degradación en potencia por unidad de energía extraída (dp/dw)1/
Degradación en
potencia
( MW / GWh )
1.0
0.9
Malpaso
0.8
0.7
0.6
Infiernillo
Aguamilpa
0.5
0.4
Angostura
0.3
0.2
0.1
Temascal
Zimapán
Volumen
( MMm3 )
0.0
NAMINO
NAMO
1/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO
Figura A.3
Las centrales Zimapán, Temascal y Angostura
son poco sensibles a su nivel de operación, lo que
no ocurre en las otras, especialmente Malpaso e
Infiernillo.
más altos posibles están determinados por la CRN de
cada una de las GCH.
A.5
Para garantizar una mayor economía, las GCH deben
operarse a sus niveles más altos posibles. Ello
con objeto de maximizar su generación esperada
atendiendo las restricciones operativas impuestas
por la CNA y las de extracción mínima. Estos niveles
Concepto de energía almacenada
Dado el almacenamiento útil en cada central
hidroeléctrica en millones de metros cúbicos, éste
puede expresarse en términos de energía eléctrica
(GWh) factible de generarse, a fin de obtener las
curvas de la figura A.4 para diferentes niveles de
operación.
Energía almacenable en las grandes centrales hidroeléctricas1/
Energía almacenada
( GWh )
14,000
Angostura
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000
Malpaso
Infiernillo
2,000
Temascal, Zimapán y
Aguamilpa
0
0%
NAMINO
25%
50%
Volumen
75%
(MMm3)
1/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO
Figura A.4
A-6
100%
NAMO
Angostura es sin duda la de mayor capacidad de
almacenamiento, no sólo por los efectos de su
generación propia (con relativamente bajo consumo
específico) sino porque un metro cúbico extraído de
ella, eventualmente produce electricidad también en
Chicoasén, Malpaso y Peñitas.
A.6
e inferior de la energía almacenada al día primero
de cada mes y desde 1999, así como su evolución
en 2006.
En septiembre de 2006, la energía disponible
fue de 13,376 GWh; al final del año se tendrá un
almacenamiento de 16,833 GWh —con aportaciones
de tipo año medio—.
Evolución histórica de la energía
almacenada
En la figura A.5 se muestran las envolventes superior
Envolventes de energía almacenada 1999 – 2005 y su evolución mensual en 20061/
Grandes centrales hidroeléctricas
GWh
Fecha de actualización: 060901
25,000
22,446
22,446
Superior
20,000
19,896
15,000
2006
13,376 GWh
10,000
7,493
Inferior
5,000
0
7,493
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
1/ Niveles proporcionados por la Subdirección de Generación
Figura A.5
A.7
Generación hidroeléctrica
2006 - 2016
El cuadro A.6 presenta la evolución esperada
de la generación, de acuerdo con los estudios
de coordinación hidrotérmica realizados para el
escenario de planeación.
Nótese que a pesar de suponer aportaciones de tipo
año seco en 2007, la generación hidroeléctrica sería
del orden de 26,000 GWh y 29,000 GWh en 2008.
De acuerdo con el PRC, en 2006 - 2016 entrarán en
servicio las centrales hidroeléctricas indicadas en el
cuadro A.7.
A-7
Distribución de la generación 1/ en el Sistema Interconectado Nacional
Escenario de planeación 2006-2016
Año
Aportaciones
Generación ( GWh )
1/
Tipo
Termoeléctrica
%
Hidroeléctrica
%
Total
2/
%
4/
100.0
2006
3/
206,899
86.4
32,659
13.6
239,557
2007
Seco
195,112
87.6
27,629
12.4
222,740
100.0
2008
Medio
202,180
86.8
30,776
13.2
232,956
100.0
2009
Medio
214,548
87.8
29,834
12.2
244,382
100.0
2010
Medio
225,914
87.7
31,697
12.3
257,612
100.0
2011
Medio
238,895
88.1
32,222
11.9
271,117
100.0
2012
Medio
251,733
88.6
32,266
11.4
283,999
100.0
2013
Medio
266,237
89.2
32,241
10.8
298,478
100.0
2014
Medio
282,181
89.8
32,170
10.2
314,351
100.0
2015
Medio
296,695
89.9
33,153
10.1
329,848
100.0
2016
Medio
314,002
90.8
31,834
9.2
345,835
100.0
1/
2/
3/
4/
Incluye la tecnología eoloeléctrica
No incluye autoabastecimiento remoto, local ni exportación a USA
Enero-agosto: real; septiembre-diciembre: tipo año medio
Enero-junio: real; julio-diciembre: pronóstico
Cuadro A.6
Centrales hidroeléctricas en programa, 2006 - 2016
Central
Unidad
Capacidad (MW)
Año
El Cajón
1
377
2007
mayo
El Cajón
2
377
2007
agosto
La Yesca
1
375
2011
febrero
La Yesca
2
375
2011
mayo
varias
139
2012
abril
200
2014
abril
Río Moctezuma
Repotenciación Infiernillo
Ampliación Villita
Mes
400
2014
abril
La Parota
1
300
2015
abril
La Parota
2
300
2015
julio
La Parota
3
300
2015
octubre
566
2016
noviembre
Ampliación Zimapán
Total
3,709
Cuadro A.7
A.8
Política de operación 2006 - 2016
De enero a agosto de 2006, las aportaciones fueron
de tipo año medio. Aún no puede asegurarse —al
comenzar septiembre— cómo se comportarán el
resto del año. Sin embargo, puede inferirse que:
• Por el alto nivel actualmente disponible en
Angostura, se facilitará hacer desplazamientos
de almacenamientos para que el resto de las
GCH se ajusten a sus CRN, lo que se podría
lograr totalmente en el presente año. Esto
permitirá minimizar los requerimientos de
combustibles y por tanto, el costo de operación
del sistema eléctrico, así como redistribuir
adecuadamente la energía almacenada
• Ante aportaciones de tipo año medio o
mayores en 2007, la generación hidroeléctrica
correspondiente será superior a 30,000 GWh
Se ha simulado la operación del sistema eléctrico para
una gran cantidad de escenarios. Como consecuencia
se puede demostrar que la política más económica
en el largo plazo ―cuatro años o más― implica
generar con Angostura a un régimen tal que permita
ajustar los niveles de operación del resto de las GCH
a sus CRN (con énfasis en Malpaso e Infiernillo). Ver
incisos A.2 y A.4.
A-8
Aun en detrimiento del alto almacenamiento global
de energía ocasionado por el hecho de reducir el
nivel de Angostura (véase figuras A.3, A.4 y A.6),
es indispensable hacer las transferencias necesarias
a las otras GCH para operar más económicamente el
sistema eléctrico y enfrentar contingencias regionales
mayores.
hidroeléctrica -figura A.6-. Como se señalo en el
inciso A.2, la CRN es la curva que históricamente
reporta la máxima producción anual esperada.
Con base en las premisas supuestas (mercado
eléctrico, entrada de nuevas unidades, retiros,
autoabastecimiento, disponibilidad termoeléctrica,
aportaciones, escenario de precios de combustibles,
etc.), se espera que en enero de 2007 la energía
alamcenada sea de 16,833 GWh. A principios de
2008, aun bajo aportaciones de tipo año seco en 2007,
será superior a la restricción de alamcenamiento
para el primero de enero de cada año: 15,000 GWh.
Las figuras A.6, A.7 y A.8 muestran la evolución
esperada de la energía almacenada en las GCH
para 2006-2016, así como las correspondientes
curvas de niveles para Angostura y Malpaso. La
estimación de la energía alamacenada se compara
con la que resulta de seguir la CRN en cada
Energía almacenada en las GCH
1/, 2/
GWh
24,000
21,673 GWh, si todas las GCH estuvieran al NAMO
20,000
16,833
16,000
13,210
12,000
15,000 GWh al
1° de enero de
cada año
12,855
12,212 12,059
8,000
4,000
0
1/
2006
2007
2009
2010
2011
2012
Hipótesis de aportaciones:
Periodo
ene – ago, 2006
sep – dic, 2006
2007
2008 – 2016
2/
2008
Aportaciones tipo
reales
año medio
año seco
año medio
De acuerdo a la CRN de cada una de las GCH
Figura A.6
Los niveles mínimos en Angostura y Malpaso
al primero de mes durante 2006 fueron de
524.3 msnm y 170.0 msnm en junio y septiembre
respectivamente, y los esperados al uno de enero de
2007 son de 527.2 msnm y 182.0 msnm.
A-9
2013
2014
2015
2016
Evolución esperada del nivel de operación de la central hidroeléctrica Angostura
msnm
536
NAMO: 533.0
532.3
532
528
524
527.9
527.9
525.2
524.3
520
521.0
Curva límite
de niveles
516
512
508
504
500
1/
NAMINO: 500.00
2006
2008
2009
2010
2011
Hipótesis de aportaciones:
Periodo
ene – ago, 2006
sep – dic, 2006
2007
2008 – 2016
2/
2007
Aportaciones tipo
reales
año medio
año seco
año medio
De acuerdo a la CRN de cada una de las GCH
Figura A.7
De la información en las figuras A.7 y A.8 se deduce
que con la política de operación considerada, el
nivel en Angostura no descenderá de la cota
521 msnm, aun con aportaciones de año tipo seco
en 2007.
En el caso particular de Malpaso, éste tendría
condiciones accesibles para operar continuamente
ajustándose a su CRN, igual que el resto de las GCH
―lo que no se muestra―.
A - 10
2012
2013
2014
2015
2016
1/, 2/
Evolución esperada del nivel de operación de la central hidroeléctrica Malpaso1/
msnm
188
NAMO: 182.50
184
180
176
172
172.4
168
164
160
Curva
recomendada
de niveles
158.3
156
152
NAMINO: 144.00
148
144
1/
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Hipótesis de aportaciones:
Periodo
ene – ago, 2006
sep – dic, 2006
2007
2008 – 2016
Aportaciones tipo
reales
año medio
año seco
año medio
Figura A.8
Desde el punto de vista de la potencia efectiva
disponible por nivel después de descontar los
requerimientos de mantenimiento en las GCH, de
ajustarse todas ellas a sus CRN (excepto Angostura),
su degradación máxima respecto a la capacidad
efectiva instalada en 2006 (8,286 MW) será de
hasta 350 MW. De no efectuarse así, la pérdida sería
mayor.
Es de suma importancia reconocer que las restricciones
de generación mínima en el parque termoeléctrico,
especialmente en los PIE (se les ha supuesto 50%),
restan flexibilidad a la operación de las GCH ya que
Angostura tiende a operar por arriba de sus niveles
de seguridad, lo que repercute no solo en mayores
riesgos de inundaciones en la cuenca del río Grijalva,
sino en una menor generación de las GCH. Esto se
reflejaría también en costos de operación del SIN
considerablemente mayores.
A - 11
2013
2014
2015
2016
ANEXO B
B.1
VISIÓN A LARGO PLAZO EN LA PLANIFICACIÓN
• Costos de inversión de los proyectos
Introducción
Por su importancia dentro de la economía del país,
la expansión del sistema eléctrico está ligada a los
planes nacionales de desarrollo, primordialmente
a través de la previsión de la demanda, que toma
en cuenta de manera anticipada el curso de la
actividad económica, el crecimiento de la población
y la influencia de otras fuerzas que actúan sobre el
consumo de electricidad a lo largo del tiempo.
La planificación del sector eléctrico se integra a la
energética al establecer, en coordinación con otros,
prioridades en el uso de recursos limitados, planes de
importación y exportación de energéticos, políticas
de diversificación, programas de desarrollo de usos
múltiples (irrigación, agua potable, generación de
energía eléctrica), etc. Además, la programación de
inversiones para su expansión toma en cuenta la
disponibilidad limitada de capital a través del análisis
financiero.
La planificación del sector eléctrico tiene como
objetivo diseñar el programa de expansión del
SEN que sirva como base para definir las obras e
inversiones a realizar, para satisfacer la demanda
futura a costo mínimo y con nivel adecuado de
confiabilidad y calidad, respetando las disposiciones
nacionales en materia energética, social, financiera
y ambiental.
Si bien en la LSPEE se establece que CFE debe
elaborar un POISE para los próximos 10 años, los
estudios de expansión y los modelos de optimización
utilizados en el desarrollo no se limitan a ese periodo.
Por el contrario, el análisis abarca un horizonte de
largo plazo, en el que el desempeño, los costos y los
beneficios de las nuevas obras son considerados en
las decisiones de expansión. Por ejemplo, una central
termoeléctrica tiene un período de construcción de
aproximadamente cuatro años y una vida útil de 25,
30 y, para el caso de las hidroeléctricas, hasta de 50
años.
Los estudios para la definición del plan de expansión
óptimo son bastante complejos por la cantidad de
elementos y variables que se consideran. Además,
estas últimas involucran un alto grado de incertidumbre
en los supuestos básicos, principalmente en el largo
plazo, como son:
Aunado a ello, en la formulación del plan de expansión
de largo plazo se toman en cuenta los aspectos
aleatorios que afectan la seguridad del suministro
de energía eléctrica, como salidas forzadas de los
equipos de generación y transmisión por fallas
en sus componentes principales, y/o condiciones
hidrológicas adversas (años tipo seco), entre otros.
Por todo lo anterior, y considerando los problemas
de dimensión para representar completamente
la estructura existente de los subsistemas de
generación y/o transmisión con todos sus elementos
y variables, el análisis se limita a un horizonte de
20 años, en el cual se considera una cartera de
proyectos con la mayor cantidad y diversidad de
tecnologías disponibles, que compitan en el proceso
de decisiones mediante el cual se definen los planes
de expansión óptimos.
B.2
Metodología de planificación del SEN
La planificación de todo sistema de potencia idealmente
debe abarcar la generación y la transmisión en una
sola formulación. Sin embargo, por la magnitud y
complejidad del problema, esto es prácticamente
imposible. Por ello, se analiza por etapas en un
orden definido que asegura la congruencia entre las
soluciones, con objeto de lograr una optimización
global.
En primer lugar, el planteamiento se realiza
dividiéndolo en tres etapas temporales denominadas:
corto, mediano y largo plazos; y además, los
subsistemas de generación y de transmisión se
evalúan por separado. A su vez, el estudio de la red
de transmisión se puede subdividir en red nacional,
redes regionales y de distribución.
B.2.1 Etapas del estudio de la expansión del
sistema eléctrico
Este tipo de estudios tiene, en cada horizonte, los
siguientes objetivos:
1. A largo plazo, definir lineamientos para
la evolución del sistema bajo diferentes
escenarios
económicos,
demográficos,
tecnológicos, ambientales y de política
energética
• Evolución de la demanda de energía eléctrica
2. En el mediano plazo, estructurar un programa
• Disponibilidad y precios de los combustibles
de obras de generación y transmisión
congruente con las conclusiones del análisis
de largo plazo
• Avances tecnológicos en la generación y
transmisión de energía eléctrica
3. Para el corto plazo, tomar decisiones a fin
B-1
de poner en práctica el programa anterior,
así como adaptarlo a las condiciones que
prevalecen en el momento
Las diferentes fases de los estudios de expansión se
ilustran en el cuadro B.1. De izquierda a derecha,
en la primera columna se definen las tres etapas
temporales en función del año en curso denominado
por N; en la segunda se describen los objetivos para el
sistema de generación en cada periodo. De la tercera
a la quinta, se indican los alcances de los estudios de
red nacional, regional y de distribución. Además, en
el mismo cuadro está implícito un orden de ejecución
de los mismos, iniciando en la esquina superior
izquierda y continuando a la derecha y hacia abajo.
Etapas de planificación del sistema eléctrico
Periodo de estudio
Largo plazo
de N+10 a N+30
Mediano plazo
de N+4 a N+10
Corto plazo
de N+1 a N+4
Sistema de generación
Redes eléctricas
Nacional
Lineamientos para la
Lineamientos para
estructura del sistema de localización de centrales
generación
y transmisión en bloque
Programa de
Programa de obras de
requerimientos de
transmisión
capacidad (PRC)
Ajuste de decisiones
Modificaciones de
detalle a las redes
Regional
Distribución
Programa de
subestaciones y
líneas
Modificaciones de
detalle a las redes
Programa de obras
de distribución
Cuadro B.1
El ciclo de planificación del sistema eléctrico es anual
y se desarrolla en el orden siguiente:
3. Estudios de expansión de redes de transmisión
y subtransmisión
1. Estimación del crecimiento del mercado
eléctrico (en función del consumo y demanda
de energía)
2. Expansión del sistema de generación
4. Programa de obras e inversiones
En la figura B.1 se muestra de manera esquemática
el proceso de planificación que concluye con la
elaboración del POISE.
Proceso de planificación
Pronóstico de
precios
de combustibles
Costos típicos
de obras
Planificación de la
expansión del sistema
de generación
Análisis y pronóstico
de la demanda de
energía eléctrica
Evaluación
económica de
proyectos
Estudios de interconexiones
fronterizas de importación y de
exportación de energía eléctrica
Figura B.1
B-2
Programa de Obras
e Inversiones
del Sector Eléctrico
(POISE)
Programa de
producción y
combustibles
Evaluación financiera
de proyectos
Programa de obras
de generación y
transmisión
Planificación de la
expansión del sistema
de transmisión
Estudios de factibilidad de
incorporación de proyectos
de cogeneración y
autoabastecimiento
Determinación
de las inversiones
requeridas
B.2.2 Etapas en los estudios de expansión del
sistema de generación
Se subdividen en tres: en la primera se parte de la
actualización del catálogo de costos y parámetros
de proyectos candidatos, basado en estudios de
identificación, evaluación y factibilidad de proyectos
y tecnologías.
En la segunda, se determina la mezcla óptima de
tecnologías de generación, a partir del análisis de
diversos escenarios energéticos a largo plazo, dentro
de los cuales se realiza una primera aproximación
consistente en un proceso de optimización
denominado “libre”. En éste se determina un plan
de expansión que no considera restricciones en el
número de plantas a instalar de cada tecnología, ni
en la disponibilidad de combustibles, infraestructura
de recepción y transporte de los mismos y sitios
para ubicación de centrales. Finalmente, se define
la programación de los proyectos para un horizonte
de 10 años.
En la tercera, se define la localización de las plantas
con base en la regionalización del sistema eléctrico
nacional, considerando los costos de inversión y
operación en cada región y los de las interconexiones
necesarias.
B.2.3 Incorporación de los nuevos proyectos
de autoabastecimiento y cogeneración
en el SEN
Instalar
nuevas
plantas
privadas
para
autoabastecimiento y cogeneración influye de
manera importante en la planificación del SEN, ya
que se requiere incrementar la capacidad de reserva
y adaptar la red eléctrica para proporcionar los
servicios de transmisión y respaldo necesarios.
En los estudios de expansión de largo plazo, se
considera la mejor estimación del programa de este
tipo de proyectos, considerando el escenario con
mayor probabilidad de realización. En consecuencia,
el programa de expansión de generación se
define tomando en cuenta la incorporación de los
mismos. Sin embargo, ante los cambios provocados
por la incertidumbre inherente al programa de
autoabastecimiento y cogeneración, principalmente
en el corto y mediano plazos, se realizan ajustes
posteriores a la conclusión de los estudios de
planificación.
Para proporcionarlos, ha sido necesario instalar
reserva adicional de generación y realizar ajustes en
el programa de expansión de la red de transmisión.
Tomando en cuenta lo anterior, se decidió modificar
el enfoque de la planificación para considerar
de manera explícita los planes de instalación de
centrales de autoabastecimiento y cogeneración a
fin de valorar su impacto en la expansión del sistema
de generación.
B.2.4 Definición de la cartera de proyectos
termoeléctricos
Para conformar la lista de estos proyectos que
se propondrán en el modelo de expansión de la
generación, se recurre a la elaboración de curvas de
selección de tecnologías de generación (screening
curves). Este método permite comparar gráficamente
los costos totales anualizados de generación de cada
una de las tecnologías consideradas en el COPAR,
para seleccionar aquellas que se incluirán en el
proceso de optimización.
El costo anual de generación se calcula con la tasa
de descuento vigente, definida por la SHCP, e incluye
para cada central el costo anualizado de inversión y
los costos de operación y mantenimiento en función
del factor de planta.
En la figura B.2, se muestran las curvas de algunas
categorías de las tecnologías más competitivas, cuyos
costos anualizados totales, se determinaron con la
información de costos y parámetros reportados en el
documento COPAR y con la evolución de precios de
combustibles 2006.
En ella se observa, a partir del contorno inferior, que
la tecnología más económica para factores de planta
(FP) hasta 10% es la TG industrial. Posteriormente
se encuentra el CC de 798 MW para FP entre 10% y
45%, valor que resulta bajo para centrales de base.
A partir de ese punto, y hasta el final, las tecnologías
con las mejores condiciones de costo total son ciclo
combinado, carboeléctrica y nucleoeléctrica.
Las turbinas de gas aeroderivadas resultan
económicamente factibles para operar a FP inferiores
a 20 por ciento.
Incorporar proyectos no considerados en los estudios,
representa desplazar centrales de generación cuya
ubicación, capacidad, tecnología y red asociada son
el resultado de una optimización integral del SEN.
En los últimos años han entrado en operación varias
plantas de cogeneración y autoabastecimiento
con capacidad importante. La mayoría de éstas ha
solicitado servicios de transmisión y respaldo y han
dispuesto de la infraestructura de la red del SEN.
B-3
Curvas de selección de tecnologías
(dólares de 2006)
Dól/kW-año
700
600
500
400
300
200
100
0
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
Factor de planta
TC 350 MW
Carboeléctrica Super con desulfurador
TG aeroderivada gas 41.3 MW
CC "G" gas 798 MW
Nucleoeléctrica 1,356 MW
TG industrial gas "F" 190 MW
Figura B.2
Es importante remarcar que estas curvas únicamente
son útiles para seleccionar entre las tecnologías
disponibles (tipo y capacidad), las que serán
consideradas en análisis de producción y/o expansión,
en los cuales se involucran factores adicionales
como: disponibilidad de las unidades, confiabilidad
del sistema y evolución de precios de combustibles,
entre otros.
B.3
Política energética
Para realizar un estudio de planificación realista
es indispensable definir una política energética
de largo plazo referente al desarrollo de centrales
nucleoeléctricas,
carboeléctricas
y
de
otras
tecnologías.
Cuando se deja libre el proceso de expansión, se
observa una gran concentración de generación en
algunos sitios y con predominio de las tecnologías
más competitivas, lo cual conlleva cambios
sustanciales en la red de transmisión principal. Por
lo tanto, se hace necesario acotar el desarrollo de
todas las tecnologías, considerando el número de
sitios factibles y evitar, en lo posible, la concentración
excesiva de capacidad.
Los lineamientos de la política energética podrían
establecer las cotas superiores y las metas mínimas
porcentuales a alcanzar en un año determinado, así
como la fecha para iniciar la instalación de proyectos
con nuevas tecnologías.
B.3.1
Necesidad de cotas de expansión
Como resultado del análisis de un escenario en
el cual se permite la participación de centrales
nucleares a partir de 2015, se establecieron algunas
premisas sobre la capacidad total y la periodicidad de
instalación. De la misma manera, se fijaron los límites
para otras tecnologías como las carboeléctricas.
A partir de estas definiciones, se supuso una cota de
12% a la capacidad prevista a 2026 para centrales
nucleares, con lo cual se construirían en el horizonte
de 20 años ocho centrales de 1,350 MW cada una,
para un total de 10,800 MW en el periodo.
Adicionalmente se propuso una cota de 18% a la
capacidad instalada con carboeléctricas, lo cual
representa una adición a largo plazo de 18 unidades
de 700 MW cada una para una capacidad total de
12,600 MW.
En el caso de tecnologías con fuentes renovables
se estableció una meta de 5% para 2026. De
esta manera se requerirían instalar 3,500 MW
adicionales de eoloeléctricas, geotermoeléctricas
B-4
y minihidroeléctricas. Una política incluyente de
estas tecnologías deberá considerar los incentivos
requeridos por algunas de ellas para su inclusión en
el plan de expansión.
La evolución de los precios de los combustibles es
uno de los factores más importantes en la definición
de la mezcla de tecnologías que represente el menor
costo total de largo plazo (inversión, combustible y,
operación y mantenimiento).
En el caso de las grandes centrales hidroeléctricas,
tomar en cuenta externalidades positivas podría
ayudar a que aparezcan en la expansión del sistema
eléctrico; sin embargo, en algunos casos se requeriría
definir estímulos adicionales. Mantener una meta
de 15% para este tipo de centrales, ayudaría a
reducir los riesgos por la volatilidad de los precios
de combustibles fósiles y de la incertidumbre en el
suministro de esos energéticos.
B.4.1 Posibilidades de diversificar las fuentes
de generación
En los últimos 40 años, el crecimiento de la capacidad
de generación del sector eléctrico se ha apoyado
principalmente en tecnologías de hidrocarburos,
que constituyen la base fundamental del sistema.
Gran parte de las centrales generadoras instaladas
corresponden a termoeléctricas convencionales que
utilizan combustóleo.
Con base en las cotas descritas, la participación de la
tecnología de CC en el largo plazo se mantiene en el
rango de 40 por ciento.
Como se indicó en el capítulo 3, en años recientes las
empresas eléctricas y los productores independientes
de energía eléctrica alrededor del mundo, han mostrado
una creciente preferencia por las centrales de CC.
Las cotas presentadas son el resultado del análisis
de algunos escenarios desarrollados en el ejercicio
de planeación y fueron definidas con base en la
información disponible sobre:
México no ha sido ajeno a la tendencia globalizada
de definir planes de expansión con base en dicha
tecnología. Como consecuencia, el programa de
expansión del sistema de generación de CFE, en el
mediano plazo, contiene una participación importante
de este tipo de centrales que utilizan gas natural
como combustible.
• Sitios factibles para instalación de proyectos
de generación
• Infraestructura necesaria para recepción,
manejo y distribución de combustibles
• Tiempos de construcción
No obstante, CFE siempre ha considerado conveniente
analizar escenarios diversificados de expansión del
sistema de generación que reduzcan la dependencia
de un programa basado mayoritariamente en una
tecnología y en un solo combustible, y por lo tanto,
el riesgo implícito en este tipo de decisiones.
No obstante, se requiere mayor información
(económica, política y social) para definir políticas
energéticas con objeto de sustentar un desarrollo
integral, tarea a cargo de la SENER, institución que
elabora las directrices para el desarrollo sustentable
del sector energético del país.
B.4
En sus estudios, CFE ha planteado la posibilidad
de incorporar, además de la tecnología de ciclo
combinado, centrales carboeléctricas, hidroeléctricas,
geotermoeléctricas, eoloeléctricas y nucleoléctricas.
Aunque esta última ha resultado poco atractiva en
años anteriores, por sus altos costos de inversión y
la oposición de la opinión pública, principalmente.
Sin embargo, con las perspectivas actuales de
encarecimiento del gas natural y en general de los
combustibles fósiles, aunado a la reducción de costos
de inversión, avances tecnológicos y mejoras en la
seguridad de la tecnología nuclear, la estrategia de
diversificación cobra ahora mayor importancia.
Participación de las tecnologías de
generación en el programa de
expansión de largo plazo
La industria eléctrica mexicana enfrentará el reto
de satisfacer en 2026 una demanda que se estima
superior a 80,000 MW. Para ello, se requerirá de
una estructura de fuentes de energía primaria, y de
recepción y distribución de combustibles en el territorio
nacional, así como de una mayor participación de
fuentes de energía renovables, que garanticen
un uso sustentable de los recursos nacionales.
La participación de cada tecnología en el plan de
expansión del escenario de planeación se obtuvo
considerando las cotas establecidas en el punto B.3,
por lo que las definiciones expuestas en los puntos
subsecuentes, se basan en los resultados del ejercicio
de planificación realizado a partir de dichas premisas.
La capacidad adicional que requerirá el SEN en el
futuro, se puede determinar combinando de muy
diversas maneras las tecnologías de generación
disponibles. La definición de una combinación óptima
permitirá satisfacer la demanda prevista a un costo
mínimo de largo plazo. Para 2026 se requerirá
la adición de aproximadamente 55,000 MW de
capacidad a fin de cubrir los requerimientos futuros
de energía eléctrica.
B.4.1.1 Centrales nucleoeléctricas
Con base en el escenario de referencia de precios
de combustibles 1/, la evolución correspondiente al
1/ Escenario de Precios de Combustibles 2006, Secretaría de Energía
B-5
gas natural presenta un incremento considerable
de 47% respecto al reportado en 2005. Los
estudios
de
planeación
recientes
muestran
que la expansión de costo mínimo se obtiene
mediante
una
participación
importante
de
proyectos de generación con centrales nucleares.
Si fuera posible iniciar la construcción inmediata
con este tipo de tecnología, tales plantas serían
seleccionadas en el mediano plazo. Sin embargo,
en un plan de expansión factible, se considera la
participación de centrales de este tipo hacia la parte
final del horizonte de estudio, con unidades de
1,356 MW de capacidad bruta. En los análisis de largo
plazo, se ha considerado la posibilidad de instalar 8
centrales nucleoeléctricas, lo que representaría un
total de 10,800 MW.
B.4.1.2 Perspectiva de centrales
carboeléctricas
considerar la modernización de centrales térmicas
de vapor convencional del parque existente de CFE
mediante el esquema de repotenciación, con lo cual
se podrá incrementar capacidad y eficiencia en el
orden de 15 puntos porcentuales.
En el mediano plazo, están definidos dentro del
programa de requerimientos de capacidad, proyectos
de repotenciación en las centrales de Manzanillo,
Valle de México, Tula y otras termoeléctricas del área
Peninsular.
B.4.1.4 Grandes centrales hidroeléctricas
Si bien esta opción requiere resolver los problemas
sociales y ambientales provocados por la inundación
de importantes áreas, esta tecnología, además
de operar competitivamente durante el pico de la
demanda, presenta las ventajas siguientes:
• Se trata de una energía renovable
Estas plantas supercríticas surgen como otra
opción competitiva, cuyas adiciones deberán ser
consideradas en forma acotada en el mediano plazo,
lo que permitirá identificar sitios y la estructura
portuaria requerida, así como las instalaciones para
manejo de carbón y cenizas.
Sin embargo, dado que México no posee yacimientos
carboníferos con costos de extracción competitivos,
de intensificarse el uso de este energético se deberá
acudir a la importación. Por lo tanto, será necesario
definir zonas para recepción y distribución de carbón
alternos al de Petacalco y el puerto de Lázaro
Cárdenas, a fin de impulsar centros de desarrollo
que permitan instalar alrededor de 12,600 MW
adicionales. A la fecha, se tienen ubicados sitios
potenciales en Dos Bocas, Tabasco; Topolobampo,
Sinaloa y Salina Cruz, Oaxaca, principalmente.
Además, de acuerdo con la normatividad ambiental
vigente, se tendrán que tomar en cuenta las
inversiones adicionales asociadas a los equipos e
instalaciones anticontaminantes.
B.4.1.3 Continuidad de la tecnología de ciclo
combinado
Aun cuando esta tecnología con opción a base de gas
natural ha reducido su competitividad por los precios
actuales del combustible, es posible mantenerla
como una alternativa importante mediante procesos
modernos de gasificación integrada de combustibles
alternos, como el carbón, residuos de vacío y
biomasa.
Inclusive para operar estas tecnologías a base
de gas natural se plantea ―por lo menos como
una alternativa de diversificación de la fuente
primaria― la utilización de GNL a través de
estaciones de regasificación instaladas en las costas,
preferentemente en puertos destinados a polos de
generación de energía eléctrica. Con ello, se podrá
• Su operación contribuye en menor grado al
impacto ambiental, reduciendo emisiones de
contaminantes de efecto invernadero
• Su construcción tiene el mayor componente
de integración nacional
• Las obras civiles y el vaso generalmente
pueden destinarse a otros usos como riego,
control de avenidas, agua potable, turismo y
navegación
En contraparte, por sus altos costos de inversión
requiere de incentivos asociados a los beneficios
atribuibles al costo ambiental evitado, lo que
contribuirá para que este tipo de centrales se incluyan
en la expansión del sistema de generación.
B.4.1.5 Fuentes renovables
Otra posibilidad es la incorporación de nuevas
tecnologías como las centrales híbridas de ciclo
combinado y campos solares, centrales eoloeléctricas,
geotermoeléctricas y minihidroeléctricas, las cuales
han aumentado su nivel de competitividad ante el
incremento en los precios de los combustibles fósiles,
la reducción gradual de sus costos de inversión y
la implementación de mecanismos de desarrollos
limpios con incentivos de bonos verdes y costo
ambiental evitado.
Como resultado de la aplicación de lineamientos y
definiciones de desarrollo de la industria eléctrica, en
la figura B.3 se muestra la composición del parque
de generación a 2026, con una participación acotada
de 40% de tecnologías de ciclo combinado.
B-6
Composición de la capacidad en 2026
Servicio público 1/
Escenario de planeación
101,340 MW
Hidroeléctrica
15.0%
Carboeléctrica
18.0%
Libre 2/
5.0%
Nucleoeléctrica
12.0%
Ciclo com binado
40.0%
Geoterm oeléctrica y
Eoloeléctrica
5.0%
Com bustóleo y diesel
5.0%
1/ Considerando lineamientos de política energética con metas de 12% para centrales nucleares, 18% para carboeléctricas, 15% para
grandes centrales hidroeléctricas y 5% para fuentes renovables
2/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (utilizando gas
natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía
Figura B.3
B.5
Planificación bajo incertidumbre y
análisis de riesgo
Como se ha descrito anteriormente, en la planificación
se utiliza una gran cantidad de variables que por
su naturaleza, implican incertidumbre en mayor o
menor medida, la cual se incrementa en tanto se
consideran horizontes de estudio más extensos.
Además, no es posible eliminarla, por lo que su efecto
debe considerarse en el proceso de planificación con
objeto de que las decisiones representen la menor
exposición de la empresa al riesgo en condiciones
futuras inciertas.
La incertidumbre daría lugar a una gran cantidad de
posibilidades y combinaciones de planes de expansión
del sistema eléctrico. El análisis de cada una de
ellas no resultaría práctico por lo que se seleccionan
aquellas premisas que permiten representar de la
mejor manera el comportamiento futuro del sistema,
bajo los escenarios de mayor probabilidad de
ocurrencia.
Actualmente no se tiene un procedimiento universal
aceptado para resolver el compromiso riesgobeneficio; sin embargo existe una gran variedad de
técnicas y metodologías aplicables a la expansión de
sistemas eléctricos, la mayoría de ellas basadas en
modelos probabilísticos o en modelos acotados.
En el anexo C se describen con mayor detalle estas
consideraciones.
B-7
ANEXO C
C.1
PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE GENERACIÓN
BAJO INCERTIDUMBRE
Intoducción
El objetivo en la planeación del sistema eléctrico es
determinar un plan de expansión para los subsistemas
de generación y transmisión, de mínimo costo total
de largo plazo, que garantice la satisfacción de la
demanda de acuerdo con los criterios de diseño
establecidos.
La optimización de la expansión considera el conjunto
de los costos de inversión asociados a la constucción
de centrales generadoras y redes de transmisión;
combustibles, operación y mantenimiento de
generadores y de la red de transmisión; y los de
energía no servida asociados a la parte de la demanda
que no podrá ser atendida en condición de falla de
alguno de los elementos del sistema eléctrico.
Optimizar la expansión es un ejercicio complejo en
sí, debido a que se consideran una gran variedad
de datos —técnicos, económicos, financieros
o ambientales—; un gran rango de opciones
—alternativas de generación y transmisión—;
incertidumbre en las variables —demanda, precios
de combustibles, costos de inversión etc—; y
objetivos de conflicto múltiple —minimizar costos,
impactos ambientales, maximizar eficiencia—.
Hace algunas décadas las variables utilizadas en
los estudios de expansión del sistema eléctrico,
particularmente los precios de combustibles y los
costos de inversión de las tecnologías de generación,
tenían una relativa estabilidad. A partir de la crisis del
petróleo en los setentas, los estudios para optimizar
la expansión de los sistemas eléctricos incrementa
su complejidad: aumenta la volatilidad en los precios
de los energéticos y en los costos de inversión de
las nuevas tecnologías. Ademas surge en la sociedad
la conciencia por el cuidado del medio ambiente y
la necesidad de plantear programas de expansión
sustentables.
Considerar la incertidumbre de las diferentes
variables involucradas en la planificación, no significa
eliminarla ni definir planes de expansión libres de
riesgo. Mas bien consiste en establecer criterios
para evaluar y acotar aquellos asociados a los planes
seleccionados y de acuerdo al nivel de riesgo que se
esté dispuesto a asumir, elegir el más conveniente
buscando un equilibrio entre riesgos y costos. Por
lo tanto, para las empresas eléctricas no habrá una
solución óptima ni única a un problema, sino varias
que dependerán de la disposición a enfrentar grandes
o pequeños riesgos.
No hay una metodología universal para el análisis
de riesgo: la que se desee implementar depende
principalmente de los objetivos de la empresa y del
tipo de estudios que se realizan.
C.2 Certidumbre y aleatoriedad
Es importante distinguir entre dos tipos de variables
que intervienen en la etapa de planificación de un
sistema eléctrico y que requieren un tratamiento
distinto: las aleatorias y las inciertas. Las primeras,
aunque desconocidas, son modelables mediante
distribuciones de probabilidades que no cambian en
el corto ni en el mediano plazos y permiten conocer
al menos su comportamiento estadístico. En cambio,
para las segundas es muy difícil predecir, a partir de
observaciones pasadas, los valores futuros posibles,
así como asociarles un comportamiento estadístico
dado.
El cuadro C.1 ejemplifica los resultados que se
obtienen al analizar un sistema con los enfoques de
certidumbre y aleatoriedad. Obsérvese en particular
la característica principal que marca la diferencia
entre el riesgo y la incertidumbre, aun y cuando
ambos se pueden tratar de manera aleatoria.
Por otro lado, la apertura de los mercados eléctricos
en los ochentas, ocasionó cambios drásticos en la
manera de tomar decisiones e impulsó la competencia
entre las empresas productoras. Ser competitivos se
tornó necesario para la permanencia, e indispensable
la evaluación de los riesgos que amenazan a las
empresas.
El riesgo en general se asocia como el efecto de la
incertidumbre respecto al comportamiento futuro de
las variables utilizadas. Se mide en función del impacto
que tendrá en los costos si el comportamiento de las
variables se desvía de los planteados en las hipótesis
utilizadas en el momento de tomar decisiones.
C-1
Enfoque de certidumbre y aleatoriedad
Decisiones en condiciones de:
Características
Certeza
Un futuro único F posible cuya probabilidad P asociada es 1
Riesgo
Varios futuros Fi posibles cuyas probabilidades Pi son conocidas
Incertidumbre
Varios futuros Fi posibles cuyas probabilidades no son conocidas
Aleatoriedad
Cuadro C.1
Los desarrollos recientes en el área del análisis de
decisiones permiten a los planificadores seleccionar
de una serie de múltiples alternativas, aquellas que
le darán resultados óptimos. El uso de herramientas
computacionales facilitan el análisis de datos
estadísticos y la utilización de técnicas de simulación.
Los modelos matemáticos de simulación ofrecen
la ventaja de estimar los resultados antes de
decidir su aplicación en el mundo real. Esto mejora
significativamente el enfoque de prueba y error,
en el que la ejecución es un requisito previo para
descubrir sus resultados.
Otra tendencia reciente implica el uso de técnicas
de investigación de operaciones, tales como la
programación lineal,
entera, mixta, dinámica,
etc. La mejor decisión se obtiene en términos de
variables, constantes, parámetros y la metodología
asociada con determinadas técnicas de investigación
de operaciones.
El principal objetivo de analizar la incertidumbre de
las variables involucradas es mejorar sustancialmente
la calidad y el resultado del proceso de toma de
decisiones.Para ello se necesitan herramientas que
posibiliten determinar y cuantificar las fuentes
de incertidumbre y permitan de esta manera la
construcción de estimadores de riesgo confiables en
un rango de probabilidades.
C.3
Variables sujetas a incertidumbre
Con objeto de contar con elementos de análisis que
consideren la incertidumbre inherente y evalúen el
riesgo de los planes de expansión a largo plazo, se
presentan algunas de las variables de mayor peso en
la toma de decisiones.
a) Precios de los combustibles. A mediados del
siglo XX, M. King Hubbert, geólogo norteamericano,
predijo correctamente el cenit de la producción
petrolera en Estados Unidos, el cual sucedió en 1970.
Hubbert hizo su pronóstico en 1956, y estimó 1969
como fecha de ocurrencia. Desde entonces y hasta la
fecha varios estudios coinciden en que por un lado se
han disminuido los estudios para exploración, y por
otro, que ante la perspectiva que estos presentan,
la mayoría de los países han modificando sus
políticas energéticas a través de la diversificación
de la producción de energía eléctrica. La figura C.1
muestra la variación en los precios de crudo Brent de
1997 a 2006.
Variación en precios de petróleo
Figura C.1
C-2
Ante la expectativa sobre los precios futuros de este
energético y con las políticas internacionales de
diversificación de la producción de energía eléctrica
con fuentes alternativas, los planificadores se han
esforzado en formular planes de expansión basados
en modelos cada vez más sofisticados que incluyan
este tipo de variables.
análisis y con más y mejores mediciones. La
variabilidad exige concentrarse en la naturaleza de
fenómenos específicos.
Entre los métodos para modelar la incertidumbre se
pueden utilizar los siguientes:
•
b) Crecimiento de la demanda. Consiste en la tasa
con que crecerá la demanda a futuro, la cual a su vez
se relaciona con el efecto cambiante del crecimiento
de la población, nivel de actividad económica, grado
de penetración del uso de la electricidad, eficiencia
en los diferentes sectores, etc.
Otra dimensión de incertidumbre en la predicción
de la demanda, corresponde a los cambios futuros
posibles en la forma de la curva de carga. Si bien
estos no son significativos en el corto plazo, para el
mediano y largo se presentan como relevantes.
c) Restricciones y normatividad ambiental. Las
nuevas limitaciones al impacto ambiental derivadas
de las leyes y normas en la materia son fuente de
incertidumbre para los estudios de expansión de los
sistemas eléctricos.
d) Plazos de construcción de la infraestructura
eléctrica. Obedecen a la falta de recursos financieros
para llevar a cabo la ejecución de los proyectos;
otros, a cambios regulatorios, etc. En ambos casos,
se originan retrasos importantes para satisfacer
oportunamente la demanda del sistema en el
largo plazo y cumplir con los márgenes de reserva
establecidos.
e) Confiabilidad y disponibilidad de las
unidades generadoras. Los equipos y sistemas de
tales unidades son susceptibles de indisponibilidades
no programadas (fallas o salidas forzadas) que
repercuten en la confiabilidad del sistema eléctrico
en general.
f) Costos de las nuevas tecnologías. La ingeniería
de diseño, las nuevas eficiencias, la competitividad y
el propio mercado, hacen que los costos de inversión
jueguen un papel importante en las decisiones de
expansión.
C.4
Modelado de la incertidumbre
En la práctica se utilizan indistintamente los términos
de incertidumbre y variabilidad; sin embargo
conceptualmente son diferentes. La primera puede
ser representada por distribuciones de probabilidad,
la segunda por distribuciones de frecuencia. Aunque
desde el punto de vista operacional son similares,
representan fenómenos distintos: la incertidumbre
proviene del desconocimiento o desviaciones de
medición, la variabilidad se genera en diferencias
espaciales y temporales del parámetro de interés.
La incertidumbre se puede disminuir con un buen
•
•
Análisis de sensibilidad. Para calcular el
efecto en el resultado final causado por los
cambios en las variables de entrada
Propagación de la incertidumbre. A fin
de analizar el efecto en el resultado final
debido a la incertidumbre de las variables de
entrada
Análisis de incertidumbre. Para estimar
la contribución de la incertidumbre de las
variables de entrada en la de los resultados
Las siguientes herramientas se enfocan en la
incertidumbre que produce cambios en el modelo y
en los posibles resultados, es decir, en la propagación
de la incertidumbre.
•
•
Métodos analíticos: análisis de sensibilidad y
de escenarios
Técnicas de simulación: específicamente la
simulación de Monte Carlo
Bajo estas premisas, existen variables con influencia
predominante en la expansión de los medios de
producción. A continuación se describen los modelos
propuestos para el proceso de planificación, sin
decir con esto que el resto de las variables no son
importantes, sino más bien que en los análisis previos
ya se consideran tanto el riesgo como la incertidumbre.
Modelado de la demanda. Matemáticamente, el
modelado de la incertidumbre de la demanda se
hace caracterizando la curva de duración de carga
en varios niveles asociándoles la probabilidad de
ocurrencia correspondiente a ese nivel.
Modelado de los precios de los combustibles.
Básicamente se parte de los datos existentes al
momento del análisis y trata de encuadrarlos en una
distribución de probabilidad, un rango o un punto
específico.
Confiabilidad y disponibilidad de las unidades
generadoras. Se realiza mediante una distribución
de probabilidad normal (p) considerando que dicha
probabilidad se encuentra dentro de los límites
p = x ± 3sσ,
—
donde x es la media aritmética y σ es
la desviación estándar.
C.5
Criterios para el análisis de
decisiones
Los procesos de decisión en ambiente de riesgo se
caracterizan por la posibilidad de asociar a cada estado
del sistema una probabilidad de ocurrencia. Ésta es
conocida o puede ser estimada por el planificador,
C-3
previo al proceso de toma de decisiones.
Algunos modelos consideran la incertidumbre y otros,
el riesgo de manera aislada. Sin embargo, ambas
variables están íntimamente relacionadas, por lo
cual no deben disgregarse sino complementarse
para lograr mayor confiabilidad en los resultados
obtenidos. Debido a ello, aun y cuando los criterios
de toma de decisiones se presentan separadamente
para un análisis de riesgo y de incertidumbre, en
la matriz de decisiones deben considerarse ambos
casos. En la medida de lo posible, la incertidumbre
deberá incluirse en los modelos de optimización y
con los resultados de las simulaciones, evaluar el
riesgo.
Los criterios para el análisis de toma de decisiones
que se presentan a continuación, dan la
oportunidad de conocer qué ambiente es el de
mayor impacto en el estudio —ambiente de riesgo
y/o de incertidumbre—. Lo ideal es lograr la mejor
combinación de ambos.
La mayoría de los criterios para la toma de decisiones
presentan los resultados normalmente mediante un
modelo matricial denominado matriz de decisión o de
pagos, la cual proporciona una estructura organizada
en tres partes esenciales de una situación de decisión,
como sigue:
Matriz de decisión
Futuros posibles
Decisiones alternativas
E1
E2
E3
Ej
En
D1
R11
R12
R13
. . . . .
R1j
. . . . . .
R1n
D2
R21
R22
R23
. . . . .
R2J
. . . . . .
R2n
D3
.
.
Di
.
.
Dm
R31
.
.
Ri1
.
.
Rm1
R31
.
.
Ri2
.
.
Rm2
R33
.
.
Ri3
.
.
Rm3
. . . . .
. . . . . .
. . . . .
R3j
.
.
Rij
.
.
Rmj
. . . . .
R3j
.
.
Rin
.
.
Rmn
Probabilidad
P1
P2
P3
. . . . .
Pj
. . . . .
Pm
. . . . .
. . . . .
Cuadro C.2
donde:
Di: i-ésima decisión alternativa(estrategia o curso de
acción) disponible para el que toma la decisión
Ej: j-ésimo estado de la naturaleza o evento
Pj: Probabilidad que ocurra el estado de la naturaleza Ej
Rij: Resultado que se obtiene si se adopta la decisión
alternativa i y ocurre el estado de la naturaleza j
En los casos en que no se conozca la probabilidad situación de incertidumbre- la matriz de decisión solo
estará compuesta por las decisiones alternativas, los
futuros posibles y los resultados.
Finalmente debe señalarse que en la teoría de las
decisiones se utilizan los llamados modelos de
decisión, que no son más que criterios necesarios
para determinar la mejor alternativa, curso de acción
o estrategia a fin de resolver un problema dado.
Una razón particularmente importante para considerar
estos modelos es el conocimiento del enfoque y la
lógica utilizada en su aplicación.
a) Criterios de toma de decisiones en ambiente
de incertidumbre. En los procesos de decisión
bajo incertidumbre, el planificador conoce cuáles
son los posibles estados del sistema, aunque no
dispone de información alguna sobre cuál de ellos
ocurrirá. No sólo no es posible predecir el estado real
que se presentará, sino que además no se puede
cuantificar de ninguna manera esta incertidumbre.
Ello excluye el conocimiento de información de tipo
probabilística sobre las posibilidades de ocurrencia
de cada estado.
Entre los diferentes criterios de decisión en ambiente
de incertidumbre, se encuentran los siguientes:
Criterio de Wald. Este investigador sugiere que los
responsables de tomar decisiones serán pesimistas
o conservadores y que siempre esperarán lo peor,
y por lo tanto deberán elegir aquella estrategia que
maximice el pago mínimo.
Esta definición es la que hace que tal criterio, reciba
el nombre de MAXIMIN y supone pensar que los
resultados serán siempre adversos, produciéndose
siempre el estado de la naturaleza que más perjudique.
En estas circunstancias, se debe seleccionar la
estrategia que ofrezca un pago mínimo tan grande
como sea posible.
Como desventaja, este criterio puede conducir
a decisiones poco adecuadas. Por ejemplo,
considerando la tabla de decisión del cuadro C.3 en
la que se muestran los niveles de seguridad de las
diferentes alternativas.
El criterio de Wald seleccionaría la alternativa a2,
aunque lo más razonable parece ser elegir la alternativa
a1, ya que en el caso más favorable proporciona una
C-4
recompensa mucho mayor, mientras que en el más
desfavorable la recompensa es similar.
Matriz de decisión criterio de Wald
Alternativas
a1
a2
Futuros posibles
e1
e2
si
1000
99
99
100
100
100
Cuadro C.3
Criterio de Hurwicz. Se trata de uno intermedio
entre el de Wald y el maximax. Dado que muy
pocas personas son extremadamente pesimistas u
optimistas como sugieren dichos criterios, Hurwicz
(1951) considera que el planificador debe ordenar
las alternativas de acuerdo con una media ponderada
de los niveles de seguridad y optimismo. Bajo este
enfoque, no sugiere que los responsables de la
toma de decisiones sean absolutamente optimistas
en todos los casos. Para vencer este optimismo
total, Hurwicz introdujo el concepto de coeficiente
de optimismo. Este implica que los decisores deben
considerar tanto el pago más alto, como el más bajo.
La importancia de ambos atiende a ciertos factores
de probabilidad —valores que varían desde cuando
el responsable es absolutamente pesimista, hasta
cuando es absolutamente optimista—.
Las probabilidades asignadas a los pagos más altos y
más bajos deben sumar 1 en total, y se basan en la
posición del responsable de decisiones respecto a las
condiciones optimistas.
No es conveniente la utilización de este criterio en
empresas pequeñas, en vista de que éste puede dar
como resultado serias desventajas financieras, y
posiblemente la bancarrota de la misma.
En cambio en una empresa mediana o grande, se
puede tomar en cuenta este enfoque, ya que una
pérdida podría compensarse con las operaciones
restantes que producen utilidad. La aplicación absoluta
de este criterio para evaluar todos los proyectos de
las empresas no es conveniente. No perder de vista
que puede haber una opción que mejor se adapte al
tipo de proyecto específico.
Criterio de Laplace. Propuesto por su autor
en 1825, está basado en el principio de razón
insuficiente. Como a priori no existe ninguna razón
para suponer que un estado se puede presentar
antes de los demás, se considera que todos los
futuros tienen la misma probabilidad de ocurrencia,
es decir, la ausencia de conocimiento sobre el futuro
posible equivale a afirmar que todos los estados son
equiprobables. Así, para un problema de decisión
con n futuros posibles, se asignaría probabilidad
1/n a cada uno de ellos. Dicho en otras palabras, si
hay una situación de incertidumbre total sobre las
posibilidades de los distintos futuros posibles, una
opción consiste en suponer que todos ellos tienen
la misma probabilidad de producirse. Este criterio
propone seleccionar aquella estrategia cuyo pago
medio —o pago esperado— sea máximo.
La principal desventaja del criterio de Laplace consiste
en que ante una misma realidad, se tienen distintas
probabilidades, según los casos que se consideren.
Por ejemplo, una partícula puede moverse o no
moverse, por lo que la probabilidad de no moverse
es 1/2. En cambio, también puede considerarse de
la siguiente manera: una partícula puede moverse a
la derecha, a la izquierda o no hacerlo, por lo que la
probabilidad de no moverse es 1/3.
Desde un punto de vista práctico, la dificultad de
aplicación de este criterio reside en la necesidad
de elaborar una lista exhaustiva y mutuamente
excluyente de todos los futuros posibles.
Por otra parte, al ser un criterio basado en el concepto
de valor esperado, su funcionamiento será adecuado
después de un buen número de repeticiones sucesivas
del proceso. Sin embargo, en aquellos casos en que la
elección sólo va a realizarse una vez, puede conducir
a decisiones poco acertadas si la distribución de
resultados presenta una gran dispersión.
Criterio de Savage. Este autor considera que los
planificadores podrían lamentarse después de haber
tomado una decisión y de que el futuro posible ocurra.
Este criterio trata de minimizar el arrepentimiento
antes de seleccionar realmente una estrategia en
particular. Para tal caso, Savage construyó inicialmente
una matriz de arrepentimiento refiriéndose al estado
de la naturaleza n1. Sugiere que la magnitud del
mismo se puede medir con la diferencia entre el
pago que realmente puede recibirse, y el que podría
hacerse al seleccionar la estrategia más adecuada al
estado de la naturaleza producido.
Los costos condicionales de oportunidad se deben
a la falta de información. Si el planificador hubiera
conocido de antemano que se presentaría el estado
futuro En, hubiese seleccionado la estrategia An,
incurriendo en un costo condicional de oportunidad
cero.
Una vez obtenida la matriz de costos condicionales
de oportunidad, Savage propone un criterio similar al
de Wald, mostrándose pesimista. Considera que los
C-5
resultados serán adversos, y en consecuencia, debe
de minimizar el costo condicional de oportunidad
máximo, es decir, que se calcula el costo condicional
de oportunidad máximo de cada estrategia, y se elige
el mínimo de estos máximos. Éste es mejor conocido
como criterio MINIMAX.
Como en todos los criterios para el manejo de la
incertidumbre, la naturaleza del sistema en estudio
no es controlable por el decidor y el resultado de
una alternativa sólo debería ser comparado con los
resultados de las demás bajo el mismo estado futuro.
Esta situación se considera como su desventaja.
b) Criterios de toma de decisiones en ambiente
de riesgo. Se basan en estadísticas asociadas a la
distribución de probabilidad de los resultados. Algunos
de estos criterios se aplican sobre la totalidad de las
alternativas, mientras que otros sólo tienen en cuenta
un subconjunto de ellas, dejando fuera las que más
se alejan del objetivo principal y por lo tanto no se
consideran en el proceso de toma de decisiones.
Los principales criterios de decisión empleados en
ambiente de riesgo son:
Teoría de portafolios. Está basada en modelos
de optimización, como el de frontera eficiente.
Ésta es una manera eficaz de armar portafolios, ver
los efectos de los cambios en las predicciones de
rendimientos y varianzas, y cambios en la actitud ante
el riesgo, entre otros. Los modelos pueden utilizar
mucha información relevante y se puede recalcular
rápidamente cuando cambian las condiciones, ya
que utilizan técnicas de dualidad.
Las gráficas de la siguiente figura muestran que
pueden existir diferentes formas de la frontera
eficiente. La mayor o menor concavidad de la curva
dependerá de la correlación entre los distintos
portafolios. Si la correlación entre ellos es 1, la
frontera eficiente será una línea recta entre D y E. En
la medida que la correlación disminuye se tornará más
cóncava. Si bien todos los portafolios de la frontera
eficiente alcanzan un máximo de diversificación,
surge la pregunta obligada, ¿cuál es el óptimo dentro
de esta curva?. La respuesta variará de acuerdo con
la preferencia del planificador respecto del nivel de
riesgo asumido.
Métodos de frontera eficiente
Rendimiento
E
Frontera eficiente
Frontera Eficiente
A
E
F
Rendimiento
C
B
D
A
C
F
B
D
Riesgo
Riesgo
Figura C.2
Criterio del valor esperado. Es uno de los más
utilizados en la toma de decisiones bajo riesgo
pues garantiza el mejor resultado a largo plazo.
El concepto de valor esperado proporciona
derivaciones similares a un promedio proyectado
al futuro. Si se repitiera la misma situación una y
otra vez, se esperaría que el promedio de todos los
resultados fuera el mismo que el valor esperado
calculado.
El uso de este criterio no asegura que todas las
decisiones signifiquen ser la mejor selección, pero
si éste se aplica consistentemente a la larga deberá
llevar a soluciones de alta calidad.
Normalmente para que la decisión sea de calidad,
se acompaña de la varianza y de la desviación
estándar. Una de las medidas del riesgo en general
se expresa con la desviación estándar asociada al
valor esperado. Estas son estimaciones numéricas
que indican la variabilidad inherente a la decisión.
Si el valor del riesgo es más bajo indica que lo que
se espera obtener es más probable. Por lo tanto, el
riesgo también podría usarse para comparar cursos
de acción alternativos. Lo deseado en todo proceso
de decisión es un mayor retorno esperado con menor
riesgo.
De este criterio se pueden derivar algunos otros,
que en esencia consisten en ligeras variaciones;
lo determinante está en relación con la medición
de la dispersión. Entre estos criterios derivados se
encuentran: de mínima varianza con media acotada,
de dispersión, de probabilidad máxima y coeficiente
de variación, entre otros.
C-6
C.6 Incertidumbre y riesgo en la
planificación
En la planificación del sistema eléctrico, encontrar
la mejor alternativa de expansión con el criterio de
mínimo costo cobra importancia relevante según
la evaluación del riesgo asociado a los planes de
expansión. El enfoque determinístico tradicional
utilizado en décadas pasadas no es suficiente
para cubrir las condiciones de incertidumbre que
actualmente imperan en la mayoría de las variables
utilizadas en la planificación. Como complemento
a los modelos determinísticos, existe la necesidad
de utilizar los probabilísticos que incorporen la
incertidumbre y riesgo en aquellos de expansión de
mediano y largo plazos.
Los modelos de optimización combinados con los
probabilísticos, son de gran apoyo para generar
un sinnúmero de planes alternativos de expansión,
evaluar el riesgo financiero y operativo, y seleccionar
la mejor alternativa con criterios establecidos para la
toma de decisiones, dando mayores elementos de
juicio para hacerlo.
Los conceptos de diversificación del riesgo basados
en la teoría de portafolios, ofrecen la posibilidad
de hacer una analogía para la planificación de los
sistemas eléctricos, la cual plantea principalmente
análisis de diversificación de planes de expansión
con la utilización de diferentes fuentes de energía.
Diversificarlas permite acotar el riesgo asociado a los
planes expansión.
El análisis del mismo en la planificación del sistema
eléctrico es una tarea indispensable debido a
la incertidumbre de las variables involucradas.
Las decisiones del planificador deben asociarse
necesariamente con el riesgo inherente a estas. Su
evaluación ayudará a asegurar que la empresa no
sufra pérdidas económicas inaceptables y a mejorar
el desempeño y competitividad de la misma.
C-7
ANEXO D
D.1
INTERCONEXIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL
Introducción
la red o el equipo de transmisión, así como para
apoyar el restablecimiento de sistemas en caso de
apagones. Cuando no es posible mantener unidos
de manera continua los sistemas eléctricos debido
a problemas técnicos, se opta por transferencias de
carga de forma radial ante emergencias. La utilidad
de este tipo de interconexión se puede incrementar
si se logra una operación continua de los enlaces.
Existe interés en aumentar la participación de México
en los mercados eléctricos de EUA y Centroamérica
determinando nuevas interconexiones. Por ello se
han estudiado diversos proyectos para aumentar la
capacidad de transmisión entre los sistemas de CFE,
Western Electricity Coordinating Council (WECC),
Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) y
Guatemala.
Si debido a los tamaños relativos de los sistemas
eléctricos y la característica física de la interconexión
no es posible su operación síncrona permanente, se
pueden utilizar enlaces asíncronos con base en las
diversas tecnologías disponibles.
El análisis para definir las interconexiones es una
actividad prioritaria en el proceso de planificación
del SEN y ellas permiten el acceso a otros mercados
competitivos para la compra o venta de electricidad.
Las interconexiones utilizadas en condiciones de
emergencia son necesarias para prevenir la falta de
suministro prolongado ante disturbios que afectan
D.2
Interconexiones existentes
Actualmente se tienen en operación en niveles de
tensión igual o superior a 69 kV las que se indican en
el cuadro D.1.
Interconexiones existentes
Sistemas
Tensión
(kV)
Subestaciones
Tipo de
conexión
Tipo de
operación
Síncrona
Permanente
Síncrona
En emergencia
Tijuana I – Miguel (California)
230
La Rosita – Imperial Valley (California)
230
Insurgentes – Diablo (Texas)
115
Rivereña – El Paso (Texas)
115
CFE – ERCOT (1)
Piedras Negras – Eagle Pass (Texas)
138
Asíncrona
Permanente
CFE – ERCOT (2)
Nuevo Laredo – Laredo (Texas)
138
Síncrona
En emergencia
CFE – ERCOT (3)
Falcon – Falcon (Texas)
138
Síncrona
En emergencia
Matamoros – Military Highway (Texas)
138
Síncrona
En emergencia
CFE-WECC (1)
CFE – WECC (2)
CFE – ERCOT (4)
CFE – ERCOT (5)
CFE-BELICE
Matamoros – Brownsville (Texas)
69
Cumbres – Planta Frontera (Texas)
138
Síncrona
En emergencia
Xul-Ha – Buena Vista (Belice)
115
Síncrona
Permanente
Cuadro D.1
El enlace CFE – WECC (1) surgió de la necesidad
de efectuar intercambios de energía entre Baja
California y el sur de California de EUA, así como el
de proporcionar respaldo y capacidad en situaciones
de emergencia. Se opera conectado en forma
permanente con el sistema WECC con una capacidad
de exportación de 800 MW, con líneas de calibre 1113
Aluminium Conductor Steel Supported (ACSS) y 900
Aluminium Conductor Steel Reinforced (ACSR).
Con respecto a la interconexión CFE – WECC (2)
en la zona Juárez del área Norte, existe un enlace
síncrono en 115 kV. Consta de dos líneas en
circuito sencillo con calibre de 900 ACSR, con una
capacidad de transmisión de 200 MW. El convenio de
compra de energía de CFE con la empresa eléctrica
norteamericana El Paso Electric Company (EPECO),
especifica que solo se utiliza bajo condiciones de
emergencia de la zona Juárez. Para realizar la
transferencia de energía de la empresa EPECO, es
necesario seccionar parte de la red eléctrica, con el
objetivo de evitar problemas de estabilidad entre los
dos sistemas.
El enlace entre CFE y ERCOT (1) tiene el propósito
de realizar intercambios de energía eléctrica para
asistencia en emergencia. Consta de un circuito en
138 kV con una capacidad de 36 MW limitada por el
dispositivo con tecnología HVDC light instalado en la
subestación Eagle Pass de EUA. De acuerdo al tipo de
D-1
interconexión asíncrona, se puede operar de manera
permanente.
realizar arranque negro de una unidad de 150 MW en
Planta Frontera de la empresa AEP.
La interconexión CFE – ERCOT (2) se refiere a un
enlace síncrono de 138 kV, el cual consta de un solo
circuito con el objetivo de realizar intercambios de
energía eléctrica de asistencia en emergencia.
El intercambio de energía de los enlaces síncronos
con la empresa ERCOT (2), (3), (4) y (5) se realiza
seccionando parte de la red eléctrica de la zona
respectiva y conectándola en forma radial al otro
sistema. Estos enlaces permanecen normalmente
abiertos.
El enlace CFE - ERCOT (3) es del tipo síncrono y
consiste en una línea de transmisión de 138 kV,
calibre 477 ACSR y longitud de 4.7 km. Surge por la
necesidad de asistencia en emergencia entre los dos
sistemas.
El enlace CFE – ERCOT (4) conecta las subestaciones
de Matamoros de CFE con Brownsville de American
Electric Power (AEP) por medio de un circuito sencillo
en 69 kV, el cual tiene igualmente el propósito de
intercambiar energía en la condición de asistencia en
emergencia. Existe otro enlace en 138 kV entre las
subestaciones Matamoros de CFE y Military Highway
de AEP, con el mismo objetivo.
En la zona Reynosa se encuentra el enlace
CFE – ERCOT (5), que consiste en un doble circuito
en 138 kV desde la subestación Cumbres de
CFE hasta la línea fronteriza, para amarrarse en
este punto con un circuito sencillo que une a la
subestación Planta Frontera de AEP. Su propósito es
realizar un intercambio de energía para asistencia
en emergencia, mediante una segregación de carga
en el caso de una importación, y como apoyo para
Para CFE-BELICE en la península de Yucatán, existe
interconexión sincrona con el país vecino Belice
Electricity Board (BEB), a través de un enlace de
tensión de 115 kV. La interconexión inicia en la
Ciudad de Chetumal, Quintana Roo en la Subestación
Xul-Ha y suministra Energía Eléctrica a la
Subestación Buena Vista 115 kV en Belice (BEB).
Actualmente se exportan 15 MW que se tienen
contratados como energía firme, sin embargo se
llega a suministrar hasta un total de 40 MW en
energía económica. El enlace se encuentra conectado
permanentemente y el objetivo principal es la venta
de energía a la empresa BEB.
En la figura D.1 se encuentra el mapa que muestra la
ubicación de los enlaces de interconexión existentes,
su nivel de tensión y subestaciones.
Enlaces de Interconexión existentes
Miguel-Tijuana
Simbología
Imperial Valley-La Rosita
El Paso (Texas)-Ciudad Juárez (2)
230 kV
138 kV
7
Eagle Pass (Texas)-Piedras Negras
115 kV
Menor a 115 kV
Laredo (Texas)-Nuevo Laredo
Falcon (Texas)-Falcon
Brownsville (Texas)-Matamoros (2)
Belice-Chetumal
Figura D.1
D-2
D.3
Proyectos de interconexión de
corto plazo
En 2003 CFE y ERCOT realizaron estudios conjuntos
sobre interconexiones eléctricas entre México y
Texas. El objetivo fue identificar sitios potenciales
y sus capacidades para posibles enlaces con el
propósito de mejorar la confiabilidad de ambos
sistemas, de tal manera que se logre una mayor
versatilidad operativa y un apoyo mutuo adicional
en condiciones de emergencia.
Los proyectos de interconexión que se tienen en
estudio o en proceso de construcción, se indican en
el cuadro D2.
Proyectos de interconexión
Empresa
Subestaciones
Situación actual
Dispositivo
CFE-ERCOT
Cd. Industrial – Laredo
Construcción
Variable Frequency Transformer (VFT)
CFE-Sharyland
Cumbres – Railroad
Construcción
Back To Back
SIN-Baja California
Pto. Libertad -La Herradura
Factibilidad
HVDC Clásica
SIN-Baja California Sur
La Higuera – El Palmar
Prefactibilidad
HVDC
CFE-Guatemala
Tapachula – Los Brillantes
Construcción
Enlace síncrono en 400 kV
Cuadro D.2
Por otra parte, las interconexiones permiten reducir
el requerimiento de capacidad instalada, ya que
se aprovecha la diversidad de las demandas y
se comparten las reservas para hacer posible el
intercambio de energía, de manera que resulten
menores costos de producción para todo el
conjunto.
En la figura D.2 se muestra geográficamente su
ubicación y el tipo de tecnología de interconexión
para cada enlace, así como el nivel de tensión de
operación.
Interconexión en programa
SIN-Baja California
Simbología
HVDC Clásica
7
400 kV
230 kV
CFE-ERCOT
(VFT)
138 kV
HVDC
CFE-Sharyland
SIN-Baja California Sur
CFE-Guatemala
Figura D.2
D-3
D.4
Enlaces CFE – ERCOT
Los resultados del estudio en estado estable y
dinámico con el dispositivo VFT como componente
fundamental indican lo siguiente:
D.4.1 Nuevo Laredo - Laredo, Texas
Derivado de los estudios de factibilidad entre CFE y
ERCOT se ha programado un enlace que se ubicará
al oeste de la ciudad fronteriza de Nuevo Laredo en
el estado de Tamaulipas. Involucra a la subestación
Ciudad Industrial perteneciente a la zona eléctrica
de Nuevo Laredo en el área Noreste de CFE y a la
subestación Laredo de ERCOT ubicada en la zona
de Laredo en Texas.
El proyecto de interconexión proporcionará un
incremento en la robustez del existente, debido a
que se operará en el nivel de tensión de 230 kV
en lugar de 138 kV, lo cual permitirá aumentar la
magnitud de energía a intercambiar entre ambos
sistemas, y por lo tanto respaldar un bloque
mayor de demanda, ya sea de la zona de Nuevo
Laredo de CFE o de la zona Laredo del sistema
ERCOT. La característica relevante del proyecto
es que permitirá convertir un enlace síncrono en
asíncrono.
La característica asíncrona la proporcionará
el dispositivo FACTS (Flexible
Alternating
Current Transmission System) conocido como
VFT (Variable Frequency Transformer), el cual
tendrá una capacidad de 100 MW y se instalará
en la subestación Laredo de ERCOT en EUA. Es
un dispositivo electromecánico que permitirá
mantener la interconexión de manera permanente,
independientemente del valor de la frecuencia
en ambos sistemas, y también controlar tanto
la magnitud como el sentido de la energía de
respaldo.
Adicionalmente, en caso de un apagón tanto
en CFE como en ERCOT podrá proporcionar la
potencia eléctrica suficiente a través de este
enlace para realizar el arranque negro de las
unidades generadoras más cercanas al mismo, de
tal manera que mediante su uso se garantice el
restablecimiento del servicio en un tiempo corto.
Adicionalmente
ERCOT
ha
reportado
una
problemática de suministro de energía eléctrica
en el corto plazo para la zona de Laredo en EUA,
debido a que se halla muy distante de las fuentes
de energía existentes en aquel país. Esta situación
podrá aliviarse mediante un apoyo de CFE en
condiciones de emergencia a través del enlace.
CFE construirá una línea de transmisión en
230 kV, de aproximadamente 19.0 km de longitud,
de la subestación Ciudad Industrial de CFE que
se amarrará en la línea fronteriza con el circuito
que conectará a la subestación Laredo en EUA. Se
estima que este proyecto de interconexión entrará
en operación en 2007.
•
Permite mantener la interconexión de forma
permanente, independientemente de la
magnitud de la frecuencia en ambos sistemas
•
Entregará la energía suficiente para realizar
un arranque negro de unidades generadoras
cercanas en caso de colapso
•
No desacopla totalmente los sistemas
eléctricos que interconecta, ya que se
presentan
transferencias
de
potencia
reactiva en estado estable y dinámico entre
ambos, sin acción de control específica. Sin
embargo en situación de postcontingencia,
el enlace recupera las condiciones de
precontingencia
•
Confirma tener un control conveniente
de la potencia activa en estado estable y
dinámico que fluye a través del mismo
para mantener una transacción específica
•
No produce armónicas ni origina interacciones
indeseables con los generadores vecinos u
otros dispositivos existentes en los sistemas
eléctricos
D.4.2 Reynosa - Mission, Texas
El proyecto del enlace asíncrono a través del
dispositivo Back to Back (BtB) de corriente directa
entre CFE y Sharyland Utilities (SU) fue producto del
estudio iniciado en 2003 sobre la determinación de
puntos potenciales para realizar un empalme entre
ambos sistemas, con el propósito fundamental de
mejorar significativamente su confiabilidad.
La red eléctrica de la zona Reynosa al igual que las
otras de la parte norte del área Noreste se ubican
en lugares donde la condición climática en época de
invierno y los fenómenos naturales como los tornados
han ocasionado fallas severas en la red eléctrica, y
por lo tanto apagones en esa región.
La
interconexión
permitirá
incrementar
los
intercambios de energía entre ambos países y así
respaldar un bloque mayor de demanda ya sea de la
zona de Reynosa del sistema mexicano o de la zona
Mission de EUA.
Finalmente, en caso de un apagón en el área Noreste
del sistema eléctrico de CFE, el de ERCOT podrá
proporcionar la energía eléctrica suficiente a través
de este enlace para realizar el arranque negro de las
unidades generadoras ubicadas en la zona Reynosa,
mediante un interruptor de bypass que opera en
corriente alterna y está acoplado en paralelo al BtB,
de tal manera que se garantice el restablecimiento
D-4
del servicio en un tiempo corto.
Actualmente la política de intercambio de energía
de las compañías eléctricas de Texas con otras
empresas de Estados Unidos, ha sido utilizar enlaces
asíncronos (de corriente directa), similar al descrito.
Esto ha permitido además del apoyo en condiciones
de colapso, la conexión permanente mediante
enlaces de baja capacidad relativa con el tamaño de
los sistemas.
La interconexión a través de este dispositivo tendrá
las siguientes características:
En la primera fase del estudio de interconexión
CFE – Sharyland se definieron el nivel de tensión más
conveniente y su límite de transmisión. El alcance final
del proyecto se obtuvo en 2005 con los resultados
del análisis del comportamiento en estado estable y
dinámico del BtB como componente fundamental del
enlace, para las condiciones de máxima importación,
máxima exportación e intercambio cero.
El BtB de 150 MW de capacidad se instalará en
la subestación Railroad en Estados Unidos. CFE
construirá una línea de transmisión de 138 kV de la
zona Reynosa a la línea fronteriza para enlazarse con
el circuito proveniente de la subestación Railroad.
Estas obras permitirán realizar el enlace asíncrono de
corriente directa entre ambos sistemas. Se estima
su entrada en operación en 2007.
•
Permitirá mantener la conexión de manera
permanente,
independientemente
de
la magnitud de la frecuencia en ambos
sistemas
•
Se podrá controlar la magnitud y el sentido
de la energía de transferencia de manera
rápida
•
Entregará la energía suficiente para
realizar un arranque negro de unidades
generadoras cercanas en caso de colapso
•
Proporcionará el soporte de potencia
reactiva necesario para mantener y regular
los voltajes en niveles apropiados, en el
rango de mínima y máxima transferencia
de potencia
•
Impedirá
la
transferencia
de
perturbación de un sistema a otro
una
En la figura D.3 se muestra la configuración básica.
Diagrama simplificado del dispositivo BtB
CFE 138 kV
ERCOT 138 kV
Figura D.3
D.5
Interconexión SIN – Baja California
El sector de la energía eléctrica tanto en México
como en Estados Unidos está experimentando un
proceso de cambios estructurales significativos. Los
esquemas conceptuales tradicionales del sector en
ambos países se ven expuestos a nuevas estructuras
de mercado y a una mayor competencia, los cuales
están siendo introducidos mediante cambios en
las normas con respecto a quién puede generar,
transmitir, distribuir y vender energía.
Un área que despierta particular interés es el
potencial del creciente comercio fronterizo en el
rubro de la electricidad. Este incremento generará
beneficios económicos a los dos países, razón
primordial para emprender relaciones comerciales.
Asimismo, podría originar beneficios ambientales
de importancia en función de la reducción de
emisiones contaminantes globales.
Estos beneficios ambientales y económicos
serían posibles con la creciente integración de las
D-5
dos redes de energía eléctrica, que permitirían
una inversión más eficiente de los recursos, y
mitigarían la necesidad de construir nuevas plantas
generadoras.
a) Control continuo del flujo de potencia
b) Operación asíncrona de sistemas de CA
c) Menores pérdidas de transmisión
d) Capacidad
de
amortiguamiento
de
oscilaciones en los sistemas de CA
e) Menor costo de línea de transmisión y
derechos de vía reducidos
f) Uso de sistemas robustos de corriente
alterna en ambos extremos
La interconexión entre el área Baja California
y el WECC ha repercutido en grandes beneficios
para
ambos
sistemas,
principalmente
ha
proporcionado respaldo y capacidad en situaciones
de emergencia.
El enlace del sistema Baja California con el SIN
nace de la necesidad de reducir el precio de las
tarifas, de manera que el costo de la energía sea
más homogéneo en todo el territorio nacional, lo
cual se logra disminuyendo los costos operativos
de cada una de las regiones que integran el SIN.
Actualmente se estudia la factibilidad de
interconectar ambos sistemas eléctricos a través
de un enlace asíncrono de corriente directa
(CD) convencional para lograr que el sistema
Baja California quede integrado al SIN con los
consiguientes beneficios técnicos y económicos.
Lo anterior posibilitaría reducir la reserva rodante
operativa y cumplir los criterios de operación y
planificación considerando planes de expansión de
la red de transmisión y generación que en forma
conjunta resultan ser menores que operar en
forma aislada. Adicionalmente, se contará con una
mayor capacidad de transmisión para concretar
intercambios de energía con sistemas eléctricos
del WECC.
Los puntos candidatos de interconexión en Baja
California son las subestaciones de La Herradura en
la zona Tijuana y La Rosita en Mexicali; actualmente
operan en el nivel de tensión de 230 kV.
Por otro lado, las subestaciones adecuadas en el
área Noroeste para su interconexión corresponden
a Puerto Libertad y Hermosillo Aeropuerto ubicadas
en las zonas Santa Ana-Caborca y Hermosillo
respectivamente, ambas operadas en 230 kV.
El enlace en la etapa de factibilidad considera una
longitud aproximada de 650 Km, dependiendo de
la ubicación definitiva de las subestaciones donde
se instalarán las convertidoras.
Las capacidades estimadas a transmitir en un
sentido o en otro varían desde 500 MW en la primera
etapa, hasta 1,500 MW en la final, para lo cual se
ha considerado inicialmente un enlace monopolar,
el cual puede ser ampliado a un esquema bipolar
con posibles voltajes de transmisión en los niveles
de 400 kV o 500 kV.
Las características relevantes de los sistemas
de transmisión en CD con base en la tecnología
convencional son:
D.6
Interconexión SIN – Baja
California Sur
Con la reciente interconexión entre el área de control
Noroeste y el resto del SIN, se cumple una fase
importante en la evolución del SEN. En la actualidad,
solo existen dos sistemas aislados en la República
Mexicana: las redes eléctricas correspondientes a la
península de Baja California Norte y Sur.
Dicha península y en particular la zona sur, se
caracterizan por una actividad turística importante,
con una de las tasas de crecimiento más grandes en el
país. Para 2005, la demanda máxima fue de 266 MW,
un crecimiento de 10% con respecto al año previo.
Para el 2010 se estima una demanda de 350 MW.
El tamaño reducido de la red eléctrica de Baja
California Sur (BCS) obliga a satisfacer la demanda
con generación a base de turbinas de gas y diesel,
cuyo alto costo de operación e impacto ambiental
pueden influir negativamente en el desarrollo turístico
de esta región en el futuro próximo. Las emisiones
de este tipo de generación se pueden evitar con
una interconexión con la red eléctrica del SIN, en
particular con el área de control Noroeste.
Actualmente, el proyecto de interconexión entre el
SIN y el área Baja California Sur se encuentra en
etapa de prefactibilidad considerando las opciones de
cable submarino HVDC clásica y Light. Los estudios
elaborados en primera instancia se han enfocado a
explorar la posibilidad de realizar la interconexión
utilizando dos tecnologías para la transmisión en
CD: HVDC Clásico (HVDC – siglas en inglés para
Alta Tensión a Corriente Directa), con un cable con
aislamiento de papel laminado de polipropileno, y
HVDC Light, que hace uso de cables con aislamiento
polimérico. En la tecnología HVDC Light destaca el
hecho de que la electrónica de potencia avanzada
permite el soporte dinámico de voltajes en ambas
estaciones convertidoras.
Adicionalmente, se ha valorado el efecto de
interconectar la red eléctrica de BCS al SIN mediante
un cable submarino en corriente alterna (CA). Los
resultados obtenidos demuestran que debido al
efecto capacitivo del cable operado en corriente
alterna, existe una mayor inyección de potencia
reactiva a la red eléctrica y por lo tanto un incremento
considerable en los voltajes nodales del sistema.
Por ejemplo, un cable de 200 km de longitud con
parámetros eléctricos típicos, operando a un voltaje
D-6
de 1.0 p.u., sobre una base de 100 MVA, suministraría
alrededor de 3,477 MVAr. Este efecto se incrementa
al aumentar la longitud del cable. De tal manera para
la interconexión entre la red de Baja California Sur y
el SIN se ha determinado que la opción en corriente
alterna es inviable.
Por otra parte, la capacidad de transferencia está
limitada por la del cable. Aun con carga alta, un
cable nunca se aproximará a su carga natural (SIL)
debido a que el consumo de reactivos inductivos
es menor que los reactivos capacitivos generados.
Por lo tanto, la transmisión de potencia en corriente
alterna a través de cables se ha limitado a distancias
pequeñas.
Los puntos analizados para llevar a cabo la
interconexión han sido las subestaciones El Palmar,
ubicada en la zona Los Cabos y Olas Altas en la zona
La Paz, para la parte correspondiente a la península
de Baja California Sur. En el área Noroeste, se han
estudiado como posibles puntos de interconexión
la subestación La Higuera, en la zona Culiacán y
Topolobambo, en la zona Los Mochis.
Para la interconexión con la zona Los Cabos, se
ha considerado una longitud del tramo marino de
220 km, y del tramo terrestre de 60 km, incluyendo
ambos extremos del enlace. Para la interconexión
con la zona La Paz, estas distancias son de 190 km y
30 km, respectivamente.
La tecnología HVDC Light, gracias al dispositivo VSC
(por sus siglas en inglés Voltage Source Converters)
tiene la capacidad de un control rápido de la potencia
reactiva y activa de forma independiente, para apoyo
a la red eléctrica. Esto representa flexibilidad en la
ubicación de los convertidores en el sistema de CA ya
que los requisitos de capacidad de corto circuito son
bajos (a diferencia del HVDC Clásico).
Esta tecnología ha madurado durante los últimos
diez años, con un amplio rango de aplicaciones:
alimentación a plataformas marinas, conexión
de instalaciones marinas eólicas, mejora en la
confiabilidad de la red, y alimentación a ciudades e
islas.
La tecnología se basa en convertidores con fuente
de voltaje VSC y puede utilizarse con cables
subterráneos, marinos o para transmisión back-toback. Su capacidad de suministro va de decenas hasta
centenas de megawatts. La electrónica de potencia
se basa en transistores bipolares con compuerta
aislada (IGBT), que operan con modulación de pulso
de alta frecuencia para lograr una respuesta rápida,
con requerimientos de filtros pequeños y un control
independiente de potencia activa y reactiva. Los
cables operan en modo bipolar: uno con polaridad
positiva, el otro con negativa.
importación total. Normalmente cada estación
convertidora controla su flujo de potencia reactiva
en forma independiente del otro convertidor. Sin
embargo, el flujo de potencia activa en la red de
CD debe estar balanceado de modo continuo, lo
que significa que la potencia activa que sale de la
red de CD debe ser igual a la que entra, menos las
pérdidas.
Este elemento también puede ayudar a la restauración
del sistema. Durante esta situación se requiere de
soporte de voltaje y de frecuencia, por lo que es
posible implantar un arranque negro en condiciones
de emergencias.
D.7
Interconexión CFE – Guatemala
Dentro del marco del Sistema de Integración
Centroamericana (SICA), los estados de la región
han manifestado su deseo de iniciar un proceso
gradual de integración eléctrica, mediante el
desarrollo de un mercado eléctrico regional
competitivo, a través de líneas de transmisión que
interconecten sus redes nacionales y la promoción
de proyectos de generación regionales.
Los gobiernos de las repúblicas de Costa Rica,
El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y
Panamá han acordado suscribir el Tratado Marco
del Mercado Eléctrico de América Central.
Tal tratado y su primer protocolo ratificados entre
los años 1997 y 1998 por los respectivos congresos
de cada gobierno, plantaron los cimientos del
desarrollo del primer sistema de transmisión
regional denominado Sistema de Interconexión
Eléctrica para los Países de América Central
(SIEPAC).
El
Proyecto
principales:
SIEPAC
tiene
dos
objetivos
a) Apoyar la formación y consolidación
progresiva de un Mercado Eléctrico
Regional (MER) mediante la creación y
establecimiento de los mecanismos legales,
institucionales y técnicos apropiados, que
facilite la participación del sector privado en
el desarrollo de las adiciones de generación
eléctrica
b) Establecer
la
infraestructura
de
interconexión
eléctrica
(líneas de
transmisión, equipos de compensación y
subestaciones)
que
permita
los
intercambios de energía eléctrica entre los
participantes del MER
Los objetivos del MER son:
•
La potencia activa se puede dominar de manera
continua, desde una exportación total hasta una
•
D-7
Incrementar
la
eficiencia
en
el
abastecimiento regional de energía
Analizar la viabilidad de proyectos de
mayor escala para la demanda agregada
•
•
•
•
Incrementar la competencia y seguridad
del suministro de energía eléctrica
Analizar la viabilidad del desarrollo de la
red de transmisión regional
Promover e incrementar los intercambios
de energía eléctrica
Uniformar los criterios de calidad y
seguridad operativa
En enero de 2007 iniciará la construcción de la línea
de transmisión de 400 kV y 103 km de longitud,
32 del lado mexicano y 71 del lado guatemalteco,
así mismo la ampliación de las subestaciones
Tapachula en México y Brillantes en Guatemala.
D.8
Proyectos de interconexión en el
mediano plazo
La Empresa Propietaria de la Red S.A. (EPR) es una
sociedad anónima regida por el derecho privado,
constituida en Panamá, facultada de acuerdo al
Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América
Central para desarrollar, diseñar, financiar, construir
y mantener un primer sistema de transmisión
regional que interconectará los sistemas eléctricos
de los países de la región centroamericana.
En 2003 CFE y ERCOT iniciaron la primera etapa de un
estudio programado en dos fases, sobre la definición
de oportunidades en el corto y mediano plazos para
realizar interconexiones entre ambos sistemas,
con el propósito de incrementar la capacidad de
transmisión a lo largo de la frontera, para mejorar
significativamente su confiabilidad y optimizar los
tiempos a fin de recibir apoyo en caso de colapso.
El componente de la infraestructura, bajo
responsabilidad de la EPR, consiste primordialmente
en el diseño, ingeniería y construcción de
aproximadamente 1,800 km de líneas de
transmisión de 230 kV con previsión en torres para
un segundo circuito futuro, que se conectarán a 15
subestaciones de los países de la región, mediante
28 bahías de acceso. Además se incluyen equipos
de compensación reactiva.
En la primera fase se definieron puntos potenciales
para realizar una interconexión entre ambos
sistemas, de tal manera que con un mínimo de
inversión en infraestructura, se pudieran robustecer
los enlaces existentes para mejorar la confiabilidad
de los sistemas.
Dicha infraestructura inicial, en conjunto con
refuerzos de los sistemas de transmisión nacionales,
permitirán disponer de una capacidad confiable
y segura de transporte de energía de cerca de
300 MW entre los países de la región.
Aunado a los proyectos regionales de generación a
desarrollarse, existe el interés de México y Colombia
de participar en el MER para lo cual se construirían
enlaces entre estos países y el SIEPAC.
Este proyecto de interconexión hará factible la
participación de México en diversos mercados
eléctricos mediante transacciones de potencia
y energía, entre México-Guatemala y MéxicoCentroamérica. Asimismo, la transferencia por
el enlace de interconexión permitirá controlar
la distribución de flujos de potencia en la red
de Guatemala, reducir las pérdidas de energía
eléctrica y mejorar el margen de potencia reactiva
en el sistema de ese país.
Se estima una capacidad inicial de transferencia
del enlace en 200 MW de México a Guatemala y de
70 MW en sentido contrario.
El alcance de este proyecto comprende las
siguientes obras: la construcción de una línea
de transmisión
de doble circuito en 400 kV,
tendido del primer circuito, con una longitud de
32 km-circuito, dos conductores por fase calibre
1113 ACSR en torres de acero, y un alimentador
en 400 kV ubicado en la subestación Tapachula
potencia para la interconexión con la red eléctrica
Centroamericana (Guatemala).
En la segunda fase se evaluarán oportunidades de
interconexiones a largo plazo que permitirán mayores
intercambios de energía y apoyo en situaciones de
emergencia y operaciones de compra y venta de
energía. En esta etapa no se establecerán limitaciones
para la incorporación de nueva infraestructura por lo
que, de resultar atractivo, se podrían incrementar de
manera significativa las capacidades de transmisión
entre ambos sistemas.
Para esta segunda fase se considerarán regiones
más extensas de los dos sistemas, así como líneas
de transmisión de mayor capacidad. Los estudios
considerarán los siguientes aspectos:
•
•
•
•
•
•
•
Identificación de enlaces potenciales y su
tecnología
Magnitud de intercambios de energía
Contratos bilaterales
Participación en un mercado Spot
Apoyo en condiciones de emergencia
Compartir reserva de generación
Optimización y racionalización del uso de
combustibles
Asimismo, en el mediano plazo se tiene considerado
construir el segundo circuito aislado y operado en
230 kV del proyecto SIEPAC, lo cual incrementará
los niveles de transferencia de energía entre
los países involucrados, por lo que el enlace de
interconexión CFE – Guatemala podría ser reforzado
mediante la construcción de uno asíncrono, el cual
permitirá incrementar la confiabilidad y la seguridad
operativa.
En la figura D.4 se muestra el proyecto SIEPAC y el
enlace CFE-Guatemala.
D-8
Enlace CFE-Guatemala y proyecto SIEPAC
Mérida
•
Nuclear Laguna
Verde
A Ciudad
de México
Cancún
•
•
Angostura
Chicoasén
Chicoasen
Malpaso
•
Malpaso
Belmopan
Tapachula
Interconexión
México -Guatemala
•
•
Hidro •
• •
San
Pedro
Sula Sula
San
Pedro
El Cajón
Cd.
Los Brillantes • •Guatemala
Guatemala
Tegucigalpa
Tegucigalpa
•
San Salvador
Referencia
•
•
León
•León
•
Managua
Managua
Central Hidroeléctrica
Central Térmica
Línea SIEPAC
Subestaciones
• •
Arenal Carobicí
San José
Capitales
•
Línea Doble
Línea de Interconexión
Figura D.4
D-9
Fortuna
•
Bayano
Panamá
ANEXO E
E.1
CONSIDERACIONES PARA LA INTEGRACIÓN DE.PROYECTOS EÓLICOS
EN EL SISTEMA ELÉCTRICO
Introducción
E.2
Con la disminución de los costos de las energías
renovables y la generalización de políticas públicas
que las fomentan, así como la problemática
ambiental y en particular el grave problema del
calentamiento global, su desarrollo y en particular el
de la eoloelectricidad son hoy alternativas obligadas
en todo análisis de la expansión futura del parque
generador de un sistema eléctrico.
Economía de la generación eólica
El costo medio del kWh de generación eólica ha
cambiado notoriamente durante los últimos veinte
años, bajando 80%: de 30¢ de dólar americano en
la década de los 80 a una cifra situada hoy alrededor
de 5¢, sin subsidios. En los sitios con buen potencial
se puede empezar a considerar la eoloelectricidad en
el mismo rango de competitividad que las fuentes
convencionales, aun sin atender a las externalidades
que éstas provocan y los subsidios escondidos de
que disfrutan.
La generación eólica está dejando sentir su influencia
sobre:
La figura E.1 ilustra
aerogeneradores.
• la economía de la generación
• el medio ambiente
• la integración eólica en la red eléctrica
la
evolución
de
los
Evolución de la tecnología eólica
5 MW
2005
114m
Φ124 m
4.5 MW
2002
104m
Φ112 m
2 MW
2000
80m
Φ80 m
50 kW
1980
30m
Φ15 m
100 kW
1985
40m
Φ20m
600 kW
1995
60m
Φ50m
Figura E.1
Las investigaciones que algunos fabricantes llevan
a cabo conjuntamente con ciertos laboratorios
especializados
(National
Renewable
Energy
Laboratory(NREL)), apuntan a una disminución
de costos aún mayor en los años por venir. Las
previsiones del Electric Power Research Institute
(EPRI) indican que esta fuente de energía será la
menos cara en un futuro no lejano 1/,2/.
1/
2/
No obstante ese progreso, la introducción de la
generación eólica ha necesitado políticas de respaldo
y subsidios desde sus inicios, ya que viene a romper
ciertos paradigmas en materia de disponibilidad
de energía y a introducir algunos problemas en la
conducción de los sistemas eléctricos.
La capacidad eólica instalada a nivel mundial a
finales de 2005 fue de 59,322 MW. De ellos 40,504
MW (68.3%), en la Comunidad Europea (CE).
Portal de la American Wind Energy Association : www.AWEA.org
Portal del National Renewable Energy Laboratory : www.NREL.gov
E-1
El incentivo para su desarrollo en Europa son las
llamadas tarifas feed-in y fixed-premium en diferentes
partes de la Comunidad. Esas tarifas, fijas en
términos reales por períodos de 10 a 15 años, deben
pagarlas por ley las compañías de transmisión y de
distribución a los productores eólicos, por cada kWh
de energía que se alimente a la red. Cada gobierno de
la CE define las que se aplicarán en su territorio 3/4/5/.
Las tarifas feed-in implican un subsidio igual a la
diferencia que presentan sobre el precio del mercado
spot de energía eléctrica a la hora de la entrega. Sin
embargo existe un cierto riesgo para el productor
de que en algunas horas el precio del mercado esté
por encima de la tarifa aunque tiene por lo menos la
garantía del ajuste de nivel que el gobierno otorga
cada año. En los países con tarifas fixed-premium el
productor recibe por ley, el precio del mercado spot más
un suplemento por kWh que es ajustado anualmente.
En Estados Unidos, que terminó 2005 con 9,149 MW
de capacidad eólica, con un incremento de casi 36%
en ese año (20% anual promedio en los últimos 5
años), el interés de los productores eólicos radica en
los Production Tax Credits (PTC) y en esquemas de
depreciación acelerada de turbinas 6/7/.
Los PTC son créditos fiscales federales que se otorgan
a los productores de energía eólica independientes
que vendan su producción al mayoreo a empresas
catalogadas como de servicio público (public utilities).
El valor del crédito se sitúa actualmente en 1.9¢ por
kWh entregado y se recibe durante los primeros 10
años de operación del proyecto. El productor sustrae
de sus impuestos el crédito total que haya acumulado
en cada período fiscal, en proporción a sus ventas de
energía eólica.
Para las utilities (que no pagan impuestos federales)
también existe un subsidio federal directo a su propia
generación eólica igual al PTC, el Renewable Energy
Production Incentive (REPI). Tratándose de un
desembolso fiscal, debe ser autorizado cada año por
el Congreso Estadunidense y eso tiene la desventaja
de competir con otros gastos gubernamentales
prioritarios.
En varios países existen también otros mecanismos
para subsidiar las energías renovables. Un ejemplo
puede ser las llamadas Tarifas Verdes que se cargan
a los usuarios que voluntariamente las suscriben
como un sobreprecio destinado a que su suministro
integre energías renovables. En general, los subsidios
son externos al propio sector energético y pueden
ser obtenidos a través de entidades de gobierno o
instituciones financieras multilaterales.
3/
4/
5/
6/
7/
8/
E.3
Incidencia eólica en el medio
ambiente. Externalidades 8/
Se designa como externalidades a los costos
derivados del impacto de las actividades de algún
agente económico, cuando no son tomados en cuenta
ni compensados por dicho agente. Es decir que tales
costos son externos al ámbito de sus consideraciones
y sus decisiones.
Tal podría ser el caso de una empresa que instale
una carboeléctrica sin ocuparse de sus emisiones de
bióxido de azufre y de los estragos que la lluvia ácida
podría provocar en las propiedades, la salud y en los
bosques asociados a la recarga de los acuíferos.
Para compensar esos costos o internalizar esas
externalidades, habría que empezar por cuantificarlas.
Tratándose de la generación de electricidad, cada
tecnología tiene su impacto específico en la economía,
la salud, el medio ambiente y el bienestar social.
Conociendo en términos económicos cada impacto,
se podría:
• establecer un impuesto a cada kWh y
redistribuir esa recaudación para pagar
las externalidades
provocadas
por él,
o alternativamente
• calcular, en la etapa de planeación de
la generación futura, el costo de las
externalidades
que
provocarían
las
tecnologías convencionales y "premiar"
la generación renovable con un subsidio
fiscal igual a las externalidades evitadas,
que las hará más atractivas
Entre otros esfuerzos encaminados a la evaluación
de externalidades ha destacado el proyecto ExternE,
financiado por la CE, en el que se comenzó a trabajar
desde la década de los 90 para desarrollar una
metodología de cálculo cuyos resultados han tenido
una gran aceptación mundial.
El propósito original del proyecto fue proveer a
los responsables de las políticas energética, de
transporte, salud y ambiental de la Comunidad,
de medios científicos y rigurosos de análisis para
establecer objetivos cuantificados en reducción de
gases de efecto invernadero, metas de generación
renovable de electricidad, estándares de eficiencia
energética, así como impuestos energéticos, acuerdos
entre las autoridades y la industria, y criterios para
evaluar los impactos de cualquier política o decisión
en las áreas de interés.
Peter B. Eriksen et al.. System Operation with High Wind Penetration. IEEE P&E magazine,
nov-dec’05. pp 65-74
Documento Wind Facts, en el Portal de la European Wind Energy Association : www.EWEA.org
Portal de los European Transmission System Operators: www.ETSO-net.org
Portal del Nacional Renewable…, op. cit.
Peter B. Eriksen…, op. cit.
Reporte del Proyecto ExternE: www.externe.info/externpr.pdf
E-2
Para cada tipo de tecnología de generación de
electricidad usado en la Unión Europea, se
consideraron las posibles emisiones de SO2, S, NOx,
N2O, N, O3, CO, CO2, CH4, 1,3-butadieno, Benzo-[a]pireno, Benceno, PM10 (partículas menores a 10μm),
partículas de diésel, ruido, etc.
De la gran variedad de resultados que se pueden
obtener de este modelo, ha tenido particular
difusión el cuadro E.1 que muestra el costo de
las externalidades que provoca en todo el ámbito
continental, cada tecnología de generación cuando
se la instala en cada país de la CE.
En cada celda del cuadro se muestra la suma de los
costos en todos los puntos receptores de Europa, de
los efectos provocados por la generación de 1 kWh
en cada país, con cada combustible.
El impacto en el calentamiento global se evalúa
mediante un precio-sombra estimado que se sitúa
entre 18 y 46 euros por tonelada de CO2 emitida.
Esto se refiere al costo que podría tener para la
economía revertir el efecto de esa emisión.
Externalidades de la generación eléctrica en Europa (€ cent/kWh)
País
Austria
Carbón y
lignito
Bélgica
4-15
Alemania
Dinamarca
España
Finlandia
Francia
Grecia
Irlanda
Italia
Holanda
Noruega
Portugal
Suecia
Inglaterra
3-6
4-7
5-8
2-4
7-10
5-8
6-8
3-4
4-7
2-4
4-7
Turba
Petróleo
Gas
Nuclear
1-3
1-2
0.5
5-8
1-2
2-3
1-2
0.2
8-11
3-5
2-4
1
0.3
3-6
2-3
1-2
1-2
1-2
0.7
1-2
0.25
2-5
3-4
3-5
Biomasa
Hidro
2-3
0.1
3
1
3-5
1
1
0-0.8
0.5
0.2
1-2
0.3
1
Viento
0.05
0.1
0.2
1
1
0.25
0.3
0.2
0.03
0-0.7
0-0.25
0.15
Cuadro E.1
En el caso de la generación eólica las externalidades
que se muestran se deben a las emisiones
contaminantes en la etapa de fundición y fabricación
de los componentes, principalmente metálicos, de
los aerogeneradores. Así mismo, hay un impacto en
la calidad de vida debido al ruido. Esta tecnología
es la que provoca menores externalidades junto
con la hidroelectricidad y la biomasa, que presenta
contaminación por partículas suspendidas.
La generación nuclear, examinada solamente bajo el
enfoque de sensibilidad del medio ambiente, muestra
un bajo impacto en términos de externalidades.
La generación con gas tiene un impacto por kWh
debido a sus emisiones de CO2, que depende de la
eficiencia térmica de la tecnología usada.
La generación carboeléctrica produce emisiones
importantes de efecto invernadero. Las tecnologías
carboeléctricas antiguas son las que provocan el
efecto más adverso por contaminantes clásicos.
9/
La tabla muestra una clara ventaja para las
energías renovables, debido al elevado nivel de las
externalidades de la generación con combustibles
fósiles.
E.4
Integración eólica en la red
eléctrica
El costo de integración de las energías renovables
intermitentes en un sistema eléctrico, en particular la
eólica, depende de su grado de penetración (es decir
la proporción de capacidad intermitente respecto
al total de capacidad de generación instalada en el
sistema).
La opinión prevaleciente 9/ es que la integración de la
energía eólica no será todavía un problema importante
por algunos años al ritmo de penetración eólica
previsible en la mayoría de los sistemas eléctricos.
En general, se estima que una penetración de hasta
10% es asimilable mediante las posibilidades de
reserva de generación y de regulación de los sistemas
actuales, pues representa una variabilidad de la
oferta eólica menor a la de la carga agregada de los
Portal de la American Wind…, op. cit.
E-3
usuarios que se suele manejar en las redes eléctricas.
Entre 10 y 20% de penetración, la intermitencia
eólica empieza a ser un problema mayor y requiere
para su manejo de modelos refinados de pronóstico
del viento. Más allá de 20% de penetración, el
sistema requerirá de un reforzamiento sustancial
de sus dispositivos de control, exclusivamente para
manejar la variabilidad adicional de la generación.
La integración de generación con fuentes renovables
ha mostrado tener un impacto relevante en tres
aspectos que actualmente se debaten a nivel
mundial:
• La infraestructura de transmisión
requerida para integrarla al suministro
• El efecto de la intermitencia en la
operación del sistema eléctrico
• El comportamiento bajo condiciones de
emergencia
E.5
Infraestructura de transmisión para
la generación eólica
2.- Con el ingreso de nuevos usuarios del servicio de
transmisión pueden darse situaciones de congestión,
cuando las demandas de ese servicio hacen que el
límite confiable de transferencia en ciertas trayectorias
se sobrepase. Cuando tales situaciones se repiten,
surge el imperativo económico de reforzar la red, de
manera que el costo anualizado de los refuerzos sea
menor que el del incremento en el de operación y
pérdidas, que se daría sin él. En el corto plazo, en
una situación de congestión, el operador puede estar
obligado a parar la generación de algunas unidades y
desconectar carga para proteger el sistema.
Cuando éste sistema atraviesa por situaciones como
la descrita, una nueva oferta de generación no puede
ser aceptada sin un refuerzo adecuado de la red.
Muchos recursos eólicos de cierta calidad podrían
no desarrollarse por congestión en la misma, debido
a que el costo del refuerzo requerido para darle
entrada al proyecto llegaría a encarecerlo demasiado
si el recurso no es excepcional.
3.- En algunos casos, ciertas medidas especiales
pueden ser la respuesta. Por ejemplo :
El monto de la inversión en las instalaciones
requeridas para la interconexión de una central
eólica al sistema eléctrico es un factor decisivo
en la evaluación del proyecto. Si esa inversión es
cuantiosa (más de 20%) puede no ser viable, aun
cuando la energía producida sea más económica que
las alternativas convencionales. La transmisión ha
llegado a ser la decisión más determinante en este
tipo de proyectos.
•
•
En un sistema interconectado mallado ha lugar
a examinar cuidadosamente la cuestión de la
determinación del uso de la red de transmisión por
cada central generadora que le está conectada,
para establecer su participación en el costo. La
integración de la generación eólica al sistema, junto
con la generación convencional, se facilitará si en los
procedimientos de la planeación de la transmisión
y en las políticas de inversión en este rubro se
reconocen las diferencias específicas entre esas
fuentes de energía 10/.
•
•
La adaptación de la infraestructura de transmisión
a las necesidades previsibles del sistema es una
tarea compleja. Hay elementos en la agenda de la
penetración eólica que afectan esa adaptación11/ :
1.- El recurso eólico suele no presentarse con alta
concentración de potencia en un punto geográfico,
como las centrales convencionales, sino distribuida
en varias localizaciones de baja densidad energética.
Ello, y la naturaleza variable del suministro son
particularidades de esta fuente que requieren
desarrollo de tecnología ad hoc y de formas nuevas
de gestión de la red.
10/
11/
E.6
Incorporar el recurso eólico a una red de
nivel distribución, en donde los costos son
menores, y puede traer disminución de
pérdidas y soporte de tensión en el área,
además de retrasar la necesidad de reforzar
las redes de tensión media, beneficios todos
que le serían acreditables
Monitoreo de temperatura. La norma de
capacidad térmica de una línea establece su
valor como aquel que presenta a 35º C y 0.6
m/s de velocidad de viento. Ciertamente la
capacidad real puede ser superior (hasta en
30%) en las condiciones atmosféricas que
el recurso eólico está disponible
Instalar refuerzos que no impliquen
construcción de líneas de transmisión. Por
ejemplo, en ciertos puntos específicos,
limitadores
de
corrientes
de
falla,
compensación reactiva, FACTS, según el
caso
Formular para ciertas trayectorias de la red,
un servicio "económico" de transmisión que
permita que no se le cargue todo el costo de
esa capacidad a un proyecto eólico cuyo uso
de la transmisión es "no-firme"
La intermitencia eólica en la
operación del sistema
Para una empresa eléctrica comprometida a entregar su
producción bajo especificaciones de tensión, frecuencia
y continuidad bien definidas, acomodar la generación
intermitente de una eólica en la operación regular del
sistema, representa una dificultad suplementaria.
Comments to the Cost Allocation Working Group by The Wind Coalition.
EWEA Report on Large Scale Integration of Wind Energy in the European Power Supply.
www.awea.org/policy/regulatory_policy/transmission_documents/EWEA_report_wind_integration.pdf
E-4
Normalmente se supone que el sistema eléctrico
recibirá todo kWh entregado por los aerogeneradores,
salvo caso de imposibilidad técnica.
La operación se realiza en procesos que se enmarcan
en diferentes escalas de tiempo, de segundos a días.
Tres son las escalas que es pertinente examinar en
relación a la integración de la generación eólica en el
sistema 12/ :
•
•
•
El predespacho con programación de
unidades en el rango de horas a días de
anticipación
El seguimiento de la carga, en el rango de
minutos a horas
La regulación de la frecuencia, en el rango
de segundos a minutos
La regulación, el seguimiento y el predespacho, son
Servicios Conexos que el sistema provee e implican
costos operativos. Si la capacidad eólica tiene alta
penetración, su efecto se resentirá en estos tres
procesos.
En orden de magnitud, el costo operativo de la
integración para la empresa Xcel, en Estados
Unidos, está entre 1.85 y 4.6 US$/MWh con 3.5 a
15% de penetración, en diferentes redes del grupo.
En el caso europeo, en sistemas con penetración
inferior a 10% y hasta cerca de 32% (en el Sistema
Oeste de Dinamarca), entre 2.5 y 5 €/MWh en
promedio 13/14/15.
E.6.1
Impacto en el predespacho
En el rango de algunas horas a unos días de
anticipación, los Centros de Control deben decidir
qué unidades generadoras operarán en cada hora,
considerando su costo, la carga mínima que pueden
tomar y el tiempo mínimo de operación.
El predespacho requiere pronosticar la variación de
las cargas. Cuando se ha instalado capacidad eólica
en el sistema, la disponibilidad de viento también
debe preverse.
Si la aportación eólica se pronostica con precisión,
se mejorará la programación de las unidades
generadoras. En caso contrario se correrá el riesgo
de planear unidades que no operarán, o de que no
se programen todas las necesarias. En resumen los
errores de pronóstico se traducen en costos.
La previsión de la producción eólica local se apoya
en modelos climatológicos regionales. La experiencia
en Dinamarca muestra que el pronóstico con un
día de anticipación puede presentar desviaciones
(cifradas en términos de proporción de la capacidad
eólica instalada) inferiores a 5% en 60% de los
casos, y mayores a 10% en un 20% de los eventos,
pudiéndose llegar a 40% de desviación 16/.
En 2002 - 2003 se realizó un estudio para la empresa
Xcel Energy-North (noroeste de los Estados Unidos)
sobre el costo de las imprecisiones del pronóstico de la
generación eólica en el predespacho con programación
de unidades17/18/. Los resultados mostraron que los
costos crecen conforme la exactitud del pronóstico
decrece: de 0.39 a 1.44 US$ por MWh de energía
eólica obtenida, para errores de pronóstico de 10
a 50 por ciento. La penetración eólica en Xcel era
de 280 MW en un sistema con capacidad cercana a
7,000 MW.
E.6.2
Impacto en el seguimiento de la carga
Para responder a la tendencia de la demanda, ya
sea creciente o decreciente, el operador del sistema
decide el despacho económico de los generadores.
También determina cuáles de las unidades
previamente programadas deben intervenir para
satisfacer las amplias oscilaciones de la carga del
sistema, tomando en cuenta su costo de producción
y la velocidad con que pueden tomar y dejar carga.
Las fluctuaciones de las cargas del área durante
el rango de algunos minutos a algunas horas, son
simultáneas con aquellas más rápidas, que se dan
en el rango de segundos y que son atendidas por
el Control Automático de Generación (CAG). Ambas
están superpuestas. La diferencia entre unas y
otras es que en el rango del despacho las cargas
individuales sí están correlacionadas y sus variaciones
se superponen para dar una demanda agregada que
crece o decrece, la cual requiere la intervención del
operador para satisfacerla. El servicio de seguimiento
de la carga implica una transferencia neta de energía,
a diferencia del servicio de regulación que es uno de
capacidad que sólo persigue evitar las excursiones de
la frecuencia, con nula aportación neta de energía.
El costo del seguimiento horario de la carga depende
de las unidades generadoras que el despachador
habilite para la hora siguiente. Esto requiere hacer el
pronóstico de la demanda de esa hora pero éste no
será siempre totalmente acertado.
B.Parsons, B.Zavadil, B.Kirby, K.Dragoon, J.Caldwell. Grid Impacts of Wind Power: A Summary of Recent Studies in the United States.
Under Sponsorship by ENREL. Preprint to be presented at 2003 European Wind Energy Conference, Madrid.
13/
Portal de la American Wind…, op. cit.
14/
E.A. DeMeo, W.Grant,M.R.Milligan,M.J.Shuerger.”Wind Plant Integration”.-IEEE,Power&Energy Magazine. Vol.3,Nb.6,Nov/Dec.2005.
15/
Portal de los European Transmission System Operators: www.ETSO-net.org.
16/
Gitte Agersbaek, Valuing the Capacity Contribution of Intermittent Sources. Energinet.dk. Presented at the International Grid Connected
Renewable Energy Policy Forum. Feb. 2006, México.
17/
B. Parsons, B. Zavadil, B. Kirby…, op. cit.
18/
Portal del Utility Wind Integration Group: www.UWIG.org …, op. cit.
12/
E-5
Una manera sistemática de caracterizar el costo del
proceso es a través de la desviación estándar σ de
los errores del pronóstico de demanda, dado que
de éstos depende la magnitud de la corrección que
habrá que hacer al despacho y su costo.
Cuando se introduce generación eólica, las
fluctuaciones que le son propias, normalmente
no tienen correlación con la variabilidad de la
demanda, por lo que, en principio, la superposición
de ambas oscilaciones será menos dinámica que sus
componentes. Las unidades despachadas deberán
responder conjuntamente a las variaciones de la
demanda del área y a las de la generación eólica
(tratada frecuentemente como una demanda
negativa).
Estas variaciones eólicas en el rango de minutos
a horas, deberán ser pronosticadas igual que la
demanda. La generación eólica prevista se sustraerá
de la demanda pronosticada para establecer el
despacho de generación convencional que se requiere.
El costo del seguimiento de la carga dependerá
de la calidad de ambas previsiones. El pronóstico
eólico de corto plazo —una hora de adelanto— es el
que hasta ahora se ha logrado realizar con mayor
exactitud.
La historia de los errores de pronóstico de la demanda
afectada por la generación eólica intermitente i,
permite obtener la desviación estándar σ(dem-i) del
fenómeno conjunto. Este parámetro caracteriza el
costo del proceso de seguimiento de la carga. Existe
la formulación para extraer la participación de i en
σ(dem-i) 19/, lo cual permite conocer la parte del costo
del proceso que le es atribuible.
En orden de magnitud, el costo de este concepto
para Xcel, con 3.5% de penetración, se calculó en
0.41 US$ por MWh de energía eólica entregada. Para
la empresa PacifiCorp, con 20% de penetración, el
costo fue de 1.6 US$/MWh 20/21/.
E.6.3 Impacto en la regulación de la
frecuencia
Cuando la demanda agregada fluctúa, la frecuencia de
generación puede variar y salirse del rango aceptado
de tolerancia. El CAG evita que eso pase haciendo
variar la producción de ciertos generadores del área
para equilibrar la fluctuación de la demanda.
Como ya se mencionó, las variaciones de la demanda
dentro del intervalo de segundos que atiende el
CAG, están superpuestas en la variación más lenta
y con tendencia a que se atiende en el proceso de
seguimiento de la carga. Esta última señal puede
19/
20 /
21/
22/
23/
separarse de varias maneras de la del CAG. Una vez
separada, la del CAG presenta una cierta oscilación
con promedio de cero.
Cuando se ha instalado generación eólica en el
sistema eléctrico, la acción del CAG deberá controlar
combinadamente las fluctuaciones de la demanda
y las fluctuaciones de esa generación. En este caso
también, el proceso de regulación comandado por el
CAG se beneficia de la ausencia de correlación entre
ambos fenómenos fluctuantes.
Para discriminar la parte de la actividad del CAG que
obedece a la demanda agregada del área y la parte
de esta actividad que responde a las solicitaciones de
la generación eólica, es posible simular la actividad
que tendría el CAG en ausencia de la generación
eólica y sustraer una señal de la otra.
Lo anterior permite determinar la regulación
incremental que requiere la generación eólica.
Para cada señal de CAG con y sin esta generación, y
para la de regulación incremental, es posible calcular
la desviación estándar σcon, σsin y σinc . Conociendo
el costo de regulación del sistema cuando incluye
a la generación eólica, la proporción de σinc a σcon
aplicada a este costo permite obtener el de regulación
imputable a tal generación.
En orden de magnitud, el Independent System
Operator de California (CAISO) obtuvo por este
concepto 0.59 US$ por MWh de energía eólica
entregada, con 4% de penetración 22/.
E.7 Comportamiento eólico en
condiciones de emergencia
23/
Todo sistema eléctrico interconectado está sujeto a
fallas en algún punto del sistema. Esto se manifiesta
en una escala de tiempo de milisegundos a segundos,
con un descenso del nivel de tensión en toda la red
y una eventual excursión de la frecuencia, amén de
otros eventos transitorios. Las fallas imposibilitan
entregar la energía que las cargas están requiriendo
o introducir a la red la de los generadores. En estas
condiciones algunos de éstos pueden perder la
sincronía con el sistema y algunas cargas pueden
quedar sin suministro.
La experiencia ha mostrado que, a diferencia de las
convencionales, las unidades de generación eólica
pueden no contribuir a la estabilización del sistema
eléctrico en condiciones de falla. Antes bien, para
autoprotegerse, los aerogeneradores se desconectan
instantáneamente de la red, dejando al sistema con
menos medios para superar el problema.
B. Parsons, B. Zavadil, B. Kirby…, op. cit.
B. Parsons, B. Zavadil, B. Kirby…, op. cit.
E.A.DeMeo, W. Grant, M.R. Milligan…, op. cit.
E.A.DeMeo, W. Grant, M.R. Milligan…, op. cit.
EWEA Report on Large scale…, op. cit.
E-6
Este comportamiento sorprendió pero no alarmó
inicialmente a los operadores debido a la baja
penetración de esta tecnología y porque las unidades
se conectaban a redes de distribución donde no se
tenían estos efectos. Con la intensa penetración que
sobrevino en Europa a nivel de redes de transmisión,
y la consecuente agudización de sus efectos, se
desarrollaron nuevas reglas de conexión al sistema y
de desempeño, conocidas como Código de Red.
Para la correcta integración física de las unidades
eólicas, los requerimientos esenciales del Código
de Red se refieren al control de la potencia activa
y reactiva del generador, el control de frecuencia y
tensión, y la permanencia operativa bajo condición
de falla.
E.7.1
Control de potencia activa
Se refiere principalmente a limitar las inyecciones
de potencia al sistema cuando el viento levanta
súbitamente y el ritmo de aporte (rampa de potencia)
excede aquel con el que las unidades generadoras
controladas por el CAG pueden compensarlo para
regular la variación de la frecuencia.
Bajo este mismo rubro se puede clasificar la exigencia
de participar en la regulación misma de la frecuencia.
Esta regla, actualmente incluida sólo en el Código de
Red inglés, puede llegar a imponerse en sistemas con
niveles altos de penetración eólica, para situaciones
de viento intenso y baja demanda, cuando no sean
muchas las unidades disponibles con fuerte rampa
de potencia en el CAG.
de diseño suele ser el sobrecalentamiento de los
equipos. Los modelos anteriores de turbina (tipo
A) son inapropiados para esto. Los dotados de
convertidores electrónicos de frecuencia (tipos C y
D) pueden manejarlo bien, a un costo razonable,
sobredimensionando los convertidores. La reducción
de la vida útil de los aislamientos, una consecuencia
del sobrecalentamiento, podría ser grave si la
operación fuera del rango de frecuencia se diera
reiterada o dilatadamente. Pero esto no suele
ser así en la práctica por lo que ese efecto no es
preocupante.
E.7.3
Control de la tensión
Cuando la generación eólica desplaza en cierta
medida a la convencional, debe también ser capaz
de suplir el suministro de reactivos y contribuir a
mantener su balance en el sistema. Los Códigos
de Red usualmente especifican rangos de factor de
potencia entre 0.925 adelantado y 0.85 atrasado.
Requieren también que las turbinas individuales
controlen su propia tensión en terminales y limiten
la producción y absorción de reactivos, regulando su
excitación, con lo que además podrán contribuir a
paliar las fluctuaciones de tensión en la red.
Las turbinas tipo A, con generador de inducción
de jaula de ardilla necesitan consumir reactivos y
no pueden ejercer este tipo de control por lo cual
requieren de un compensador estático que suele
instalarse para toda la central eólica, salvo el caso
de las turbinas grandes (1 MW) que pueden tener
dispositivos individuales.
Técnicamente esto se logra con turbinas que pueden
controlar el ángulo de ataque de las aspas al viento
(el paso), cuando lo hay disponible, y se tiene al
aerogenerador produciendo por abajo de su capacidad
nominal. Esto último supone desperdicio del recurso
eólico, y una pérdida de ingresos que posiblemente
no se compense con el pago por participar en la
regulación de frecuencia. A un productor eólico
podría convenirle más subcontratar el cumplimiento
de este requisito. Por otro lado, poner a una eólica
en la reserva de regulación entra en conflicto con
la disposición de darle prioridad a la generación
renovable sobre el despacho.
Los generadores de inducción de doble alimentación
(tipo C) pueden satisfacer el requerimiento del factor
de potencia de 0.925 adelantado, pero requieren
mayor calibre de conductores en rotor y estator, y
repotenciar el convertidor de frecuencia para dar
0.85 atrasado.
E.7.2
E.7.4
Rango de frecuencias operativas
Cuando no es posible contener la frecuencia del
sistema dentro de su rango nominal, los equipos
eólicos deben poder seguir operando. En las redes
continentales europeas, por ejemplo, se exige
funcionar a carga nominal en forma continua, en un
rango incremental de entre +½ Hz y -1 Hz respecto
a la frecuencia nominal. En Inglaterra, entre +2 y
-2½ Hz. También se requiere poder operar en rangos
más amplios de frecuencia, por un tiempo limitado o
a carga fraccionaria.
El efecto físico de funcionar fuera de la frecuencia
El control más completo puede lograrse en turbinas
tipo D, dotadas de devanados de excitación y
convertidores de frecuencia avanzados. Con esto, en
coordinación con transformadores con cambiadores
de taps bajo carga, los aerogeneradores pueden
suplir satisfactoriamente su control de tensión.
Permanencia operativa bajo falla
Este requerimiento es conocido como Fault ridethrough capability (FRT). Una central eólica, así
como una convencional, deben desconectarse de
la red cuando la falla eléctrica ocurra directamente
en el circuito al que están conectadas, si no, deben
permanecer funcionando según las especificaciones
que al respecto se establezcan para el sistema
particular al cual se encuentran integradas.
Estas especificaciones pueden ser más o menos
exigentes, dependiendo sobre todo del grado de
penetración eólica en cada sistema. Como ejemplo,
E-7
la figura E.2, muestra las especificaciones FRT que
la Federal Electricity Regulatory Commission (FERC)
estableció inicialmente (Order 661) como requisito
a cumplir por las unidades eólicas conectadas a las
redes eléctricas estadunidenses 24/.
Permanencia operativa eólica bajo colapso de tensión debido a falla en red
Respuesta mínima requerida bajo colapso de tensión en la red
Inicio del colapso por falla en red
La unidad eólica debe operar
La unidad eólica puede desconectarse
tiempo (seg.)
Figura E.2
La figura E.2 ilustra que:
a.- La tensión de la red medida en las terminales
de la central eólica es de 1 por unidad (p.u.) de la
tensión nominal, antes de la ocurrencia de una falla
en la red
b.- Al producirse la falla en el instante marcado
tiempo=0.0 segundos, la tensión en las terminales
de la central se colapsa
c.- La FRT de la FERC especifica que, si este colapso
lleva la tensión en terminales a un nivel de 0.15
p.u. o mayor, la unidad eólica debe permanecer en
funcionamiento, pero si lo lleva a un nivel menor
a 0.15 p.u. en el momento de la falla, puede
desconectarse del sistema
Los límites numéricos y la forma de la gráfica que
se muestran en este caso, no necesariamente
se incluyen en las especificaciones FRT de otros
sistemas. Sin embargo la idea es en general la
misma: reglamentar la desconexión de las unidades
eólicas bajo falla de red.
En condiciones usuales las turbinas tipo A no tienen
capacidad de permanecer operando bajo falla y
deben desconectarse. Las tipo C pueden, mediante
un sencillo dispositivo, adquirir cualidades de
permanencia FRT. Las tipo D sí ofrecen capacidad
de permanencia FRT, mediante la aplicación de una
estrategia apropiada de control del convertidor de
frecuencia.
d.- Conforme el tiempo transcurre, si la evolución
de la tensión en terminales muestra un valor por
encima de la línea negra, la unidad deberá seguir
en funcionamiento. Si, contrariamente, el nivel de
tensión en terminales está por abajo de la línea,
puede desconectarse
e.- Si a partir del tercer segundo después de la
ocurrencia de la falla la tensión en terminales no se
ha recuperado por encima del nivel de 0.9 p.u., es
posible que la falla no haya podido ser eliminada de
la red. La unidad puede desconectarse
24 /
R. Zavadil et al. “Making Connections”.- IEEE, Power&Energy Magazine. Vol.3, Nb.6, Nov/Dec.2005
E-8
ANEXO F
GLOSARIO DE TÉRMINOS
Aportaciones hidráulicas
Volumen de agua captado por una presa o embalse
durante un periodo, para generación de energía
eléctrica o para otros fines alternos.
Autoabastecimiento
Suministro de los requerimientos de energía
eléctrica de un miembro o varios de una sociedad
de particulares mediante una central generadora
propia.
Autoabastecimiento local
Suministro
a
cargas
de
proyectos
de
autoabastecimiento con ubicación cercana al sitio de
la central generadora, no utilizan la red de transmisión
del servicio público.
Autoabastecimiento remoto
Suministro
a
cargas
de
proyectos
de
autoabastecimiento localizadas en un sitio diferente
al de la central generadora, utilizando la red de
transmisión del servicio público.
Capacidad
Potencia máxima de una unidad generadora, una
central de generación o un dispositivo eléctrico,
especificada por el fabricante o por el usuario,
dependiendo del estado de los equipos.
Capacidad adicional comprometida
La disponible en los próximos años a través de fuentes
de generación en proceso de construcción, licitación
o ya contratadas, así como de compras firmes de
capacidad, incluyendo importaciones.
Capacidad adicional no comprometida
La necesaria para satisfacer la demanda futura,
cuya construcción o licitación aún no se ha iniciado.
De acuerdo con la LSPEE y su reglamento, estas
adiciones de capacidad se cubrirán con proyectos de
producción independiente de energía o de CFE.
Capacidad adicional total
Suma de la capacidad comprometida y la no
comprometida.
Capacidad bruta
La efectiva de una unidad, central generadora o
sistema de generación, sin considerar la potencia
requerida para usos propios.
Capacidad de placa
La especificada bajo condiciones de diseño por el
fabricante de la unidad generadora o dispositivo
eléctrico.
Capacidad de transmisión
Potencia máxima que se puede transmitir a través
de una o un grupo de líneas, desde un nodo emisor
a otro receptor tomando en cuenta restricciones
técnicas de operación como: límite térmico, caída de
voltaje, límite de estabilidad, etc.
Capacidad disponible
Igual a la efectiva del sistema menos la capacidad
indisponible por mantenimiento, falla, degradación
y/o causas ajenas.
Capacidad efectiva
La de una unidad generadora determinada por las
condiciones ambientales y el estado físico de las
instalaciones. Corresponde a la capacidad de placa
corregida por efecto de degradaciones permanentes,
debidas al deterioro o desgaste de los equipos que
forman parte de la unidad.
Capacidad existente
La correspondiente a los recursos disponibles en el
sistema eléctrico (centrales de generación y compras
de capacidad firme) en una fecha determinada.
Capacidad neta
Igual a la bruta de una unidad, central generadora
o sistema eléctrico, menos la necesaria para usos
propios.
Capacidad retirada
La que se pondrá fuera de servicio, por terminación
de la vida útil o económica de las instalaciones o por
vencimiento de contratos de compra de capacidad.
Capacidad termoeléctrica de base y semibase
Aquella que usualmente se despacha en las partes
baja e intermedia de la curva de carga.
Capacidad termoeléctrica de pico
Aquella que usualmente se despacha solo durante
las horas de mayor demanda en la curva de carga.
Carga
La potencia requerida por dispositivos que consumen
electricidad y se mide en unidades de potencia
eléctrica (kW, MW).
Cogeneración
Producción de electricidad conjuntamente con vapor
u otro tipo de energía térmica secundaria o ambas.
Consumo
Energía entregada a los usuarios con recursos de
generación del sector público (CFE, LyFC y PIE),
proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, y
a través de contratos de importación.
Consumo bruto
El que debe suministrarse con el fin de abastecer
los requerimientos de usuarios, pérdidas en la
transmisión y distribución, usos propios de las
centrales y exportación.
F-1
Curva de carga
Gráfica que muestra la variación de la demanda de
potencia en un período específico.
Curva recomendada de niveles
Define la estrategia óptima que se sugiere tomar
como referencia en la operación, para aumentar o
reducir la producción cuando se esté por arriba o por
debajo de dicha curva. De seguir la recomendada, la
producción de la central se maximiza.
Degradación
Reducción de la capacidad de una unidad como
consecuencia del deterioro, la falla de uno de
sus componentes o por cualquier otra condición
limitante.
Demanda
Potencia en MW a la cual se debe suministrar la
energía eléctrica en un instante dado (demanda
instantánea).
Demanda integrada
Es igual a la potencia media en un intervalo de tiempo
(MWh/h).
Demanda máxima coincidente
La que se registra en dos o más sistemas eléctricos
interconectados durante un cierto período de tiempo
establecido.
Demanda base
Potencia mínima registrada en el sistema en un cierto
período.
Demanda máxima no coincidente
Suma de las demandas máximas de las áreas de un
sistema eléctrico, sin considerar el tiempo cuando se
presentan. Es mayor o igual a la demanda máxima
coincidente.
Demanda máxima
El mayor valor de la demanda integrada que se
registra en un periodo determinado.
Demanda máxima bruta
El valor mayor de la potencia que debe ser generado
e/o importado para satisfacer los requerimientos de
los usuarios.
Demanda media
Igual a la energía bruta en un período (MWh), dividida
entre el número de horas del mismo (MWh/h).
Disponibilidad
Porcentaje de tiempo en el cual una unidad generadora
está disponible para dar servicio, independientemente
de requerirse o no su operación. Este índice se calcula
restando al 100% el valor de la indisponibilidad.
Energía almacenada
Energía potencial susceptible de convertirse a energía
eléctrica en una central hidroeléctrica, en función del
volumen útil de agua almacenado y del consumo
específico para la conversión de energía.
Energía bruta
La que debe suministrarse con el fin de abastecer
los requerimientos de usuarios, pérdidas en la
transmisión y distribución, usos propios de las
centrales y exportación.
Energía neta
La total entregada a la red. Se calcula sumando
la generación neta de las centrales del sistema, la
energía de importación de otros sistemas eléctricos,
y la adquirida de excedentes de autoabastecedores
y cogeneradores.
Factor de carga
La relación entre la demanda media y la demanda
máxima registradas en un período dado. El factor de
carga se acerca a la unidad a medida que la curva de
carga es más plana.
Factor de diversidad
La relación entre la suma de las demandas máximas
individuales de dos o más cargas y la demanda máxima
del conjunto. Un factor mayor a uno significa que las
demandas máximas no ocurren simultáneamente.
Factor de planta
La relación entre la energía eléctrica producida por
un generador o conjunto de generadores, durante un
intervalo de tiempo determinado, y la energía que
habría sido producida si este generador o conjunto
de generadores hubiese funcionado durante el mismo
intervalo a su potencia máxima posible. Se expresa
en porcentaje.
Generación bruta
La energía de las unidades o centrales eléctricas
medida en las terminales de los generadores.
Generación neta
La energía eléctrica que una central generadora
entrega a la red de transmisión. Es igual a la
generación bruta menos la energía utilizada en los
usos propios de la central.
Indisponibilidad
Estado donde la unidad generadora se halla
inhabilitada total o parcialmente para suministrar
energía, por alguna acción programada o fortuita
debida a mantenimiento, falla, degradación de
capacidad y/o causas ajenas.
Indisponibilidad por causas ajenas
Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad
generadora se encuentra indisponible a causa de
la ocurrencia de algún evento o disturbio ajeno a
la central como: falla en las líneas de transmisión,
fenómenos naturales, falta de combustible, etc.
Indisponibilidad por degradación
Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o
F-2
central generadora disminuye su potencia máxima, sin
salir de operación, por problemas de funcionamiento
en alguno de sus componentes.
Indisponibilidad por fallas
Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o
central generadora se halla indisponible debido a la
salida total de una unidad o por fallas en los equipos
de la central.
Indisponibilidad por mantenimiento
Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad
generadora permanece fuera de servicio por trabajos
de conservación de los equipos.
Margen de reserva
Diferencia entre la capacidad efectiva y la demanda
máxima coincidente de un sistema eléctrico,
expresada como porcentaje de la demanda máxima.
Margen de reserva operativo
Diferencia entre la capacidad disponible y la demanda
máxima coincidente de un sistema eléctrico,
expresada como porcentaje de la demanda máxima.
Pérdidas no técnicas
Energía que pierde un sistema eléctrico por usos
ilícitos, errores de medición y de facturación.
generación, transmisión y distribución de la energía
eléctrica.
Sector público
Elementos que intervienen en los procesos de
generación, transmisión y distribución para atender
el servicio público de energía eléctrica.
Servicio público
Demanda que es suministrada por la generación de
CFE, LyFC, PIE, excedentes de autoabastecimiento y
cogeneración, e importación realizada por CFE.
Sincronismo
Forma como operan todos los generadores conectados
a una red de corriente alterna para garantizar
la estabilidad del sistema eléctrico. La velocidad
eléctrica de cada generador (velocidad angular del
rotor por el número de pares de polos) debe ser igual
a la frecuencia angular del voltaje de la red en el
punto de conexión.
Ventas
Energía eléctrica facturada a los usuarios del servicio
público.
Pérdidas técnicas
Término referente a la energía (MWh) que se disipa
en forma de calor en los procesos de transmisión,
transformación y distribución. También se aplica a la
potencia asociada a dichos procesos (MW).
Permisionarios
Los titulares de permisos de generación, exportación
o importación de energía eléctrica.
Proyecto de autoabastecimiento
Desarrollo de generación construido por una sociedad
de particulares con la finalidad de atender los
requerimientos de energía eléctrica de los miembros
de dicha sociedad.
Productor independiente de energía
Titular de un permiso para generar energía eléctrica
destinada exclusivamente para su venta a CFE.
Red
Conjunto de elementos de transmisión, transformación
y compensación interconectados para el transporte
de la energía eléctrica.
Red troncal
Red de transmisión que interconecta las regiones
del sistema, permitiendo el transporte de grandes
bloques de energía de los centros de generación a
los de consumo.
Sector eléctrico
Conjunto de participantes, tanto públicos como
privados, que intervienen en los procesos de
F-3
ANEXO G
Bl
CAR
CC
CI
COM
DIE
EO
GEO
GWh
GWh/año
HID
Hz
K
kg
km
km-c
kV
kW
kWh
kWh/m3
m
m3
MMBtu
MMm3
MMm3 / día
MMpcd
Msnm
MVA
MVAr
MW
MW/GWh
MWh
NUC
p
s
TC
TG
tipo año
tonc
TWh
UO2
V
ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS
Barril
Carboeléctrica
Ciclo combinado
Combustión interna
Combustóleo
diesel
Eólica
Geotermoeléctrica
Gigawatt-hora
Gigawatt-hora por año
Hidroeléctrica
Hertz
Carbón
kilogramo
kilómetro
kilómetro-circuito
kilovolt
kilowatt
Kilowatt-hora
Kilowatt-hora por metro cúbico
metro
metro cúbico
millones de Btu
millones de metros cúbicos
millones de metros cúbicos
millones de pies cúbicos diarios
Metros sobre el nivel del mar
Megavolt-ampere
Megavolt-ampere-reactivos
Megawatt
Megawatt por gigawatt-hora
Megawatt-hora
Nucleoeléctrica
probabilidad de ocurrencia
segundo
Térmica convencional
Turbogás
Seco, medio o húmedo
tonelada corta
Terawatt-hora
uranio
volt
G-1
ANEXO H
CADPAD
CAT
CENACE
CFE
CNA
CONAPO
CNSNS
COPAR
CRE
CRN
DOE
DOF
DAC
EEPRI
ERCOT
EUA
GCH
GNL
ININ
LSPEE
LyFC
MICARE
MR
MRE
MRO
NAME
NAMINO
NAMO
OECD
OPF
PEF
PEMEX
PERGE
PIB
PIDIREGAS
PIE
POISE
PRC
RLSPEE
RM
RP
RV
SE
SEN
SENER
SHCP
SIN
SMG
TIR
tmca
SIGLAS Y ACRÓNIMOS
Computer Aided Distribution Planning and Design
Construir, Arrendar y Transferir
Centro Nacional de Control de Energía
Comisión Federal de Electricidad
Comisión Nacional del Agua
Consejo Nacional de Población
Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias
Costos y Parámetros de Referencia
Comisión Reguladora de Energía
Curva Recomendada de Nivel
Departamento de Energía de los EUA
Diario Oficial de la Federación
Doméstica de Alto Consumo
Evaluación Económica de Proyectos de Inversión
Electric Reliability Council of Texas
Estados Unidos de América
Grandes Centrales Hidroeléctricas
Gas Natural Licuado
Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares
Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica
Luz y Fuerza del Centro
Minera Carbonífera Río Escondido
Margen de Reserva
Margen de Reserva de Energía
Margen de Reserva Operativo
Nivel de Aguas Máximas Extraordinarias
Nivel de Aguas Mínimas de Operación
Nivel de Aguas Máximas Ordinarias
Organización para la Cooperación Económica y el Desarrollo
Obra Pública Financiada
Presupuesto de Egresos de la Federación
Petróleos Mexicanos
Proyecto de Energías Renovables a Gran Escala
Producto Interno Bruto
Proyectos de Impacto Diferido en el Registro del Gasto
Productor Independiente de Energía
Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico
Programa de Requerimientos de Capacidad
Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica
Rehabilitación y Modernización
Recursos Propios
Residuos de Vacío
Sector Eléctrico
Sistema Eléctrico Nacional
Secretaría de Energía
Secretaría de Hacienda y Crédito Público
Sistema Interconectado Nacional
Sistema Nacional de Gasoductos de PEMEX
Tasa Interna de Retorno
Tasa media de crecimiento anual
H-1
trca
VFT
WECC
Tasa real de crecimiento anual
Variable Frequency Transformer
Western Electricity Coordinating Council
H-2