programa de obras e inversiones del sector eléctrico 2008

CFE 70 ANIVERSARIO
Programa de Obras e Inversiones
del Sector Eléctrico
2008-2017
Subdirección de Programación
Coordinación de Planificación
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES
DEL SECTOR ELÉCTRICO
2008 - 2017
Subdirección de Programación
Coordinación de Planificación
Comisión Federal de Electricidad
Alfredo Elías Ayub
Director General
Florencio Aboytes García
Subdirector de Programación
Gonzalo Arroyo Aguilera
Coordinador de Planificación
Isaac Jiménez Lerma
Coordinador de Evaluación
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 Desarrollo de Proyectos
CFE
Subdirección de Distribución
CFE
Subdirección de Generación
CFE
Subdirección de Proyectos y Construcción
CFE
Subdirección de Transmisión
CFE
ÍNDICE
página
i
INTRODUCCIÓN
iii
RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL
POISE 2008 - 2017
1.
EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
1.1
1.2
1.3
1.4
2.
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,
2007 - 2017
Estudio regional del mercado eléctrico 2007 - 2017. Escenario de
planeación
1.4.1
Distribución de la demanda máxima en 2006
1.4.2
Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en
2007 - 2017
1.4.3
Crecimiento esperado del consumo bruto en 2007 - 2017
1.4.4
Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del servicio
público 2007 - 2017
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 Eléctrico Nacional
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 Centrales geotermoeléctricas
2.2.2.5 Central nucleoeléctrica
2.2.2.6 Centrales eoloeléctrica
2.2.3
Productores independientes de energía
1111111111-
1
1
1
1
4
4
5
6
6
7
1-11
1-12
1-13
1-16
1-17
1-20
1-22
2- 1
22222222222-
1
2
2
4
6
6
7
7
7
7
7
ÍNDICE
página
2.3
2.4
3.
2.2.4
Autoabastecimiento y cogeneración
2.2.5
Autoabastecimiento remoto
Generación bruta en 2006
Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional
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
3.17
Aspectos principales de la planificación a largo plazo
Conceptos de margen de reserva
Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración
3.3.1
Temporada abierta de proyectos eoloeléctricos para
autoabastecimiento
3.3.2
Autoabastecimiento remoto
3.3.3
Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y
cogeneración
Retiros de capacidad
Proyectos de Rehabilitación y Modernización
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 para el servicio público
3.10.1
Repotenciaciones
3.10.2
Centrales eoloeléctricas
3.10.3
Centrales carboeléctricas
3.10.4
Participación de tecnologías en la expansión
Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico
Margen de reserva de capacidad
Margen de reserva de energía
Diversificación de las fuentes de generación
Fuentes de suministro de gas natural
Oportunidades de participación de los particulares en la generación de
electricidad
Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de
combustibles
3.17.1
Restricciones ecológicas
3.17.2
Eficiencia del proceso termoeléctrico
3.17.3
Composición de la generación bruta
3.17.4
Requerimientos de combustibles
3.17.5
Requerimientos de combustibles alternos para centrales tipo
libre
2- 8
2- 9
2- 9
2-10
33333-
1
1
3
5
5
3- 6
3- 7
3- 8
3-11
3-12
3-14
3-17
3-18
3-19
3-20
3-22
3-24
3-29
3-29
3-29
3-30
3-30
3-32
3-34
3-35
3-38
3-39
3-39
3-39
3-40
3-42
3-44
3-46
ÍNDICE
página
4.
PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN
4.1
4.2
4.3
4.4
Introducción
Metodología para expandir la red de transmisión
4.2.1
Plan de transmisión de mínimo costo
4.2.2
Escenario de demanda
4.2.3
Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte
4.2.4
Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión
Expansión de la red de transmisión
Escenario actual por área de control
4.4.1
Área Central
4.4.1.1 Obras principales
4.4.1.2 Red de transmisión asociada a Valle de México II y III
4.4.2
Área Oriental
4.4.2.1 Obras principales
4.4.2.2 Red de transmisión asociada al proyecto de
temporada abierta y a proyectos eólicos Oaxaca I, II,
III y IV
4.4.3
Área Occidental
4.4.3.1 Obras principales
4.4.3.2 Red asociada a carboeléctrica del Pacífico
4.4.3.3 Red asociada a la central hidroeléctrica La Yesca
4.4.3.4 Red asociada a la repotenciación de Manzanillo I,
unidades 1 y 2
4.4.4
Área Noroeste
4.4.4.1 Obras principales
4.4.4.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo
combinado Agua Prieta II
4.4.5
Área Norte
4.4.5.1 Obras principales
4.4.5.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte
(La Trinidad)
4.4.5.3 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II
(Chihuahua)
4.4.6
Área Noreste
4.4.6.1. Obras principales
4.4.7
Área Baja California
4.4.7.1 Obras principales
4.4.7.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Baja
California
4.4.7.3 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja
California II
4.4.8
Área Baja California Sur
4.4.8.1 Obras principales
4.4.9
Área Peninsular
4.4.9.1 Obras principales
4- 1
4- 1
4- 1
4- 1
4- 2
4- 2
4- 2
4- 3
4- 4
4- 4
4- 4
4- 6
4- 7
4- 7
4-10
4-11
4-11
4-14
4-15
4-16
4-17
4-18
4-20
4-21
4-21
4-23
4-24
4-25
4-26
4-28
4-29
4-31
4-32
4-33
4-34
4-35
4-35
ÍNDICE
página
4.5
4.6
4.7
4.8
Obras e inversiones con financiamiento externo
4.5.1
Obras de subtransmisión con financiamiento externo
Capacidad de transmisión entre regiones
Interconexiones nacionales e internacionales
4.7.1
Interconexión del área Baja California al Sistema
Interconectado Nacional
4.7.2
Interconexión CFE - Guatemala
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
4-37
4-42
4-44
4-45
4-45
4-46
4-47
4-47
4-48
5.
REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2008 - 2017
5- 1
6.
EFECTOS DE ESCENARIOS ALTERNOS DEL MERCADO
ELÉCTRICO
6- 1
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 y retiros
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
ANEXO A
A.1
A.2
A.3
A.4
A.5
A.6
A.7
A.8
POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN
EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Antecedentes
Niveles recomendados de operación 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 2007 - 2017
Política de operación 2007 - 2017
6- 1
6- 1
6- 1
6- 1
6- 2
6- 4
6- 5
6- 6
6- 8
6-10
6-12
6-12
6-14
A- 1
A- 1
A- 2
A- 5
A- 8
A- 9
A- 9
A-10
A-11
ÍNDICE
página
ANEXO B
B.1
B.2
Introducción
Margen de reserva en el ámbito internacional
B.2.1
North American Electric Reliability Corporation
B.2.1.1 Estándares de confiabilidad del NERC
B.2.1.2 Evaluación de la reserva en las organizaciones del
NERC
B.2.2
Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity
ANEXO C
C.1
C.2
C.3
C.4
C.5
C.6
RED DE TEMPORADA ABIERTA PARA PROYECTOS
EÓLICOS EN LA REGIÓN DEL ISTMO DE
TEHUANTEPEC
Antecedentes
Requisitos de participación en TA
Capacidad reservada en TA
Cambios regulatorios para proyectos eólicos de autoabastecimiento
Descripción del proyecto de TA
Requerimientos técnicos para la interconexión de los aerogeneradores a
la red de TA (Código de red)
ANEXO D
D.1
D.2
D.3
D.4
D.5
D.6
MARGEN DE RESERVA EN OTROS SISTEMAS
ELÉCTRICOS
INTERCONEXIÓN DEL SISTEMA BAJA CALIFORNIA
AL SIN
Introducción
Escenario actual y en el corto plazo
Comportamiento de la demanda en Baja California
Diversidad de la demanda del SIN y Baja California
Beneficios de la interconexión
Factores por considerar en la interconexión
B- 1
BBBBB-
1
2
3
4
6
B- 8
C- 1
CCCCCC-
1
2
3
5
5
7
D- 1
D- 1
D- 1
D- 4
D- 6
D- 7
D-11
ANEXO E
GLOSARIO
E- 1
ANEXO F
ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS
F- 1
ANEXO G
SIGLAS Y ACRÓNIMOS
G- 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.
Por los tiempos necesarios para la licitación y construcción de la infraestructura, las decisiones
de inversión se deben tomar con 4 a 7 años de anticipación dependiendo del tipo de proyecto.
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 los lineamientos de política energética y las disposiciones nacionales en
materia financiera, ambiental y social.
La elaboración del POISE es una actividad dinámica, pues de manera continua se le incorporan
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).
En esta actualización se presenta la evolución del sistema en el periodo 2008–2017. Para 2007
se considera la información del sistema disponible en el momento de la elaboración de este
programa.
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 en el sistema interconectado nacional;
análisis del margen de reserva en otros sistemas eléctricos; red de temporada abierta para
proyectos eólicos en la región del Istmo de Tehuantepec; así como la interconexión del sistema
Baja California al Sistema Interconectado Nacional (SIN).
i
RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2008-2017
Escenarios macroeconómicos
La tasa media de crecimiento anual prevista para el consumo de energía en el sector eléctrico
ha disminuido de 6.3% en 2001 a 4.8% en 2006. Esto, como consecuencia de la reducción
permanente, durante estos últimos años, de las proyecciones anuales de la SENER y de la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) sobre el crecimiento de la economía del país.
La estimación en 2007 para el incremento anual del consumo eléctrico en 2008-2017 es de
4.8%. Lo anterior se deriva de un crecimiento anual del Producto Interno Bruto (PIB) de 3.6%.
Ciclo de planificación anual
En cada ciclo el punto de partida es la nueva estimación del consumo de energía y la demanda
de electricidad esperada. En el ejercicio de planificación se revisa la programación de centrales
para hacer los ajustes necesarios de acuerdo al crecimiento de la demanda, la evolución de los
precios de combustibles y el desarrollo de nuevas tecnologías. En el corto plazo no se realizan
ajustes por no convenir el diferimiento de obras en construcción.
En el mediano plazo ―más de 5 años― no existe problema para reprogramar fechas en el
programa de centrales, ya que los proyectos aún no se han licitado.
Escenario de precios de combustibles
Esta es una información importante que se recibe de la SENER. Los pronósticos sobre 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, el combustóleo nacional estará alrededor de 5 dólares/MMBtu y
6 dólares/MMBtu para el combustóleo importado. Sobre esta base de precios, las centrales
carboeléctricas y nucleoeléctricas son opciones económicamente competitivas respecto a la
tecnología de ciclo combinado para la expansión del sistema de generación.
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) en Altamira,
Tamaulipas; Rosarito, B.C. y próximamente en Manzanillo, Colima.
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 por ciento. Sobre esta base se han
determinado los márgenes de reserva necesarios para enfrentar contingencias y desviaciones
en pronósticos sin comprometer la confiabilidad del suministro.
iii
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 los criterios de diseño del sistema.
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 del parque de generación.
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 sobre política
energética y normativa ambiental.
En este plan se incluye la adición de capacidad para el servicio público con la siguiente
composición: 4,065 MW en plantas hidroeléctricas, geotermoeléctricas y eoloeléctricas;
3,478 MW en carboeléctricas; 226 MW en unidades turbogás y de combustión interna;
11,062 MW en centrales de ciclo combinado a gas natural, así como 6,772 MW cuya tecnología
aún no se ha definido. En estas cifras se incluye la capacidad que entró en operación en 2007 y
la actualmente en construcción.
Para el bloque de generación con tecnología libre se tendrán como opciones las nuevas
tecnologías de generación, como centrales con fuente de 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.
Debido a los periodos de licitación, construcción y desarrollo de la infraestructura
correspondiente a este tipo de proyectos, se ha considerado que a partir de 2014 será posible
reactivar la instalación de centrales carboeléctricas y después de 2017, las nucleares.
El programa de expansión incluye la repotenciación de unidades generadoras en plantas
existentes. De manera constante se continuarán evaluando técnica y económicamente las
alternativas para repotenciar unidades en vez de instalar nuevas centrales.
Retiro de unidades generadoras
En este periodo se retirarán 5,967 MW. En todos los casos, el área operativa de CFE revisa la
problemática local del sistema antes de realizar dicha acción. Para los siguientes tres años, un
porcentaje alto de la capacidad por retirar quedará en reserva fría por ser unidades con baja
eficiencia.
En años recientes CFE ha desarrollado 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.
iv
Margen de reserva
Los márgenes de reserva para 2008 y 2009 serán altos en el SIN, debido principalmente a que
en los últimos años el crecimiento de la demanda de electricidad ha sido menor al esperado.
Esto como consecuencia de un desarrollo económico por debajo de las proyecciones oficiales,
así como a la dificultad para hacer ajustes en el programa de generación en el corto plazo.
En los ciclos anuales de revisión del POISE de 2005 y 2006 se difirieron 48 proyectos de
generación y en éste, se reprogramaron 27. Lo anterior se refleja en 2008 donde no se tendrán
adiciones de capacidad y en 2009 sólo entrarán en operación 123 MW de capacidad firme. Con
el conjunto de estas acciones, de 2011 a 2017 el margen de reserva del SIN cumplirá con los
estándares establecidos.
En el horizonte de planeación se incorporará un bloque importante de generación eólica. Al
respecto es importante señalar que en la planificación del sistema estos proyectos se
consideran como un recurso de energía, ya que debido a la aleatoriedad del viento, la
capacidad asociada a estos desarrollos es intermitente. Por ello su contribución al margen de
reserva es también aleatoria y de bajo impacto en las horas de demanda máxima.
Programa de autoabastecimiento
De acuerdo con la información proporcionada por la SENER, se estima que el consumo
autoabastecido crecerá 25% y llegaría a 28.7 TWh en 2017. Este monto representaría
alrededor de 9% de las ventas de energía para el servicio público en ese año. El
autoabastecimiento remoto que utiliza la red eléctrica llegaría en el mismo año a 15.2 TWh.
Por otra parte, como resultado del proceso de temporada abierta convocado por la Comisión
Reguladora de Energía (CRE), con el fin de desarrollar capacidad de transmisión en el Istmo de
Tehuantepec para 1,900 MW en proyectos eólicos, se tiene aprobado un paquete de
infraestructura de transmisión para manejar la energía de estos aerogeneradores.
Al
concretarse el desarrollo de estos parques, se estima que el consumo autoabastecido podría
incrementarse 6 TWh.
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
ello se mejorará la confiabilidad del suministro y la operación económica del sistema.
Se construirán 27,152 km-c de líneas ―69 a 400 kV― y se instalarán 58,245 MVA de
capacidad de transformación en subestaciones.
Nuevas interconexiones
En este ciclo de planificación se ha incluido el proyecto de interconexión del sistema eléctrico
de Baja California al SIN. Tal acción permitirá aprovechar la diversidad en los patrones de
demanda entre los sistemas, con lo cual se utilizará de mejor manera la infraestructura de
generación. Asimismo, será posible el intercambio económico de energía en diferentes horas
del día y épocas del año, obteniendo beneficios económicos en la operación del SIN.
v
La interconexión se desarrollará en dos etapas de 300 MW cada una. La primera está
programada para iniciar su operación en 2011.
Requerimientos de inversión
El monto total necesario para atender el servicio público de CFE en el periodo 2008–2017 es de
638,209 millones de pesos de 2007, con la siguiente composición: 47.5% para generación,
18.0% en obras de transmisión, 21.1% para distribución, 12.7% en los procesos del
mantenimiento de centrales y 0.7% para otras inversiones.
Se estima que 39.7% del monto total de inversiones se cubrirá mediante recursos
presupuestales; como inversión complementaria, 34.7% del total utilizaría el esquema de obra
pública financiada y 7.5% la modalidad de producción independiente de energía. Aún no se ha
definido el esquema de financiamiento que se utilizaría para el 18.1% restante.
vi
1.
EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
1.1
Introducción
El estudio del desarrollo del mercado eléctrico 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 base 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 para servicio
público —CFE y Luz y Fuerza del Centro (LyFC)—, como el de los usuarios de
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:
ƒ
Análisis de tendencias y comportamiento de los sectores a escala regional
ƒ
Estudio de cargas específicas de importancia regional y nacional
ƒ
Actualización anual de las solicitudes formales de servicio e investigaciones del mercado
regional
ƒ
Escenarios de autoabastecimiento y cogeneración con mayor probabilidad de realización
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.
1.2
1.2.1
Supuestos básicos
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 Sistema Eléctrico Nacional
(SEN) para 2007 — 2017 y la base para estimar los niveles y trayectorias por sector y región
1-1
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 2007 — 2017 es de 3.6% (3.8% en 2006). En los escenarios alto y bajo se proyectan
tasas de 4.1% (4.3% en 2006) y 2.4% (2.6% en 2006).
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.
Evolución del PIB, ventas más autoabastecimiento, usuarios y precio medio
Tasas medias de crecimiento anual 1986 — 2006 (21 años)
tmca
20%
15%
10%
5%
0%
-5%
-10%
-15%
1986
1988
PIB
1990
1992
1994
1996
Ventas más autoabastecimiento
1998
2000
Usuarios
2002
2004
2006
Precio medio
Figura 1.1
En la figura 1.2 se compara el comportamiento real del PIB con la evolución prevista en los
pronósticos desde 1999 hasta 2007. En general el conjunto de trayectorias económicas
muestra una tendencia que se ajusta cada año, tomando como base los valores reales del
anterior.
Se observa que los pronósticos de 1999 y 2000 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 2006 se observa un incremento del PIB
mayor al de 2005. Por lo anterior, se registran tres años (2004, 2005 y 2006) de recuperación
de la economía.
1-2
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
1991
1999
1993
1995
2000
1997
2001
1999
2001
2002
2003
2007
2005
2003
2004
2009
2011
2005
2013
2006
Figura 1.2
En el cuadro 1.1 se indican las tasas de crecimiento real del PIB 2000 a 2006.
Crecimiento real del PIB en 2000 — 2006
PIB
Año
trca
1/
(%)
2000
6.60
2001
-0.16
2002
0.83
2003
1.35
2/
2004
4.18
2/
2005
2.96
2/
2006
4.70
1/ Tasa real de crecimiento anual
2/ Cifra revisada
Cuadro 1.1
1-3
2015
2007
2017
Real
1.2.2
Población y vivienda
Respecto a la materia demográfica, en los tres escenarios económicos se utilizó la misma
proyección de población y vivienda de 2005. Ésta fue elaborada por el Consejo Nacional de
Población (CONAPO) para un solo escenario, y por su recomendación expresa, se utiliza en los
tres casos.
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%. Estos dos supuestos implican un descenso
paulatino del tamaño promedio de las familias que en 2006 registró 3.7 habitantes por vivienda
y según las previsiones de CONAPO, bajará a 3.0 habitantes para 2017.
1.2.3
Precios de electricidad
Las tarifas eléctricas se encuentran sujetas a ajustes mensuales, salvo algunas como las
residencial (excepto la Doméstica de Alto Consumo (DAC)), agrícola y de servicio público, las
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.
Los factores fijos se autorizan por lo general 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.
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)
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 pronóstico 2007 — 2017, 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.
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. Asimismo, la 6 de bombeo de
aguas potables y negras.
1
“Cláusula de los ajustes por las variaciones de los precios de combustibles y la inflación nacional” publicado originalmente en el Diario Oficial de la Federación
del 31 de diciembre de 2001
1-4
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.
Relaciones precio/costo de tarifas residencial y agrícola
1988 — 2017
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
2010
Residencial planeación
Agrícola planeación
Residencial bajo
Agrícola bajo
Residencial alto
Agrícola alto
2012
2014
2016
Figura 1.3
Como consecuencia de las diversas trayectorias de precios —tanto de las sujetas al mecanismo
de ajuste automático como a los factores fijos—, el precio medio global registra
comportamientos relativamente similares. En el de planeación decrece a una tasa media anual
real de -1.0%; en el alto -0.6%; y en el bajo -1.3 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 diferentes 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 disminuye a tasas anuales de 4.9%, -5.0% y -4.1%, respectivamente. En el caso del precio del gas natural desciende en los
escenarios de planeación y bajo, -0.7% y -3.0% respectivamente. En cambio en el alto su
precio se eleva a una tasa media de 1.6% real al año durante todo el periodo.
En la figura 1.4 se muestra la evolución esperada de los precios de los combustibles,
2007 — 2017, para el escenario de planeación.
1-5
Escenario de precios de combustibles 2007
(moneda constante de 2007)
USD/MMBTU
10.0
9.0
8.0
7.0
Gas importado
6.0
Gas Henry
Hub
Gas nacional
Combustóleo importado
5.0
Combustóleo nacional
4.0
3.0
Carbón Pacífico (0.5 % S)
Carbón Golfo (0.8 % S)
2.0
Carbón nacional (1.01 % S)
1.0
0.0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Figura 1.4
1.2.5
Autoabastecimiento y cogeneración
En 2006, el consumo autoabastecido en las modalidades establecidas por la Ley del Servicio
Público de Energía Eléctrica (LSPEE) fue de 22.1 TWh y representó 11.2% del consumo de
electricidad.
Basado en la más reciente documentación sobre permisos y proyectos de instalación, el
pronóstico de planeación indica que en 2017 el autoabastecimiento será de 28.7 TWh, similar
al nivel esperado en la prospectiva del año pasado, calculado en 25.5 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.
1-6
1.3
Pronósticos
global
y
sectorial
autoabastecimiento, 2007 — 2017
de
las
ventas
más
La predicción para un periodo dado está correlacionada con el pronóstico del PIB para el mismo
lapso.
En los últimos cuatro años el referente a las ventas más autoabastecimiento muestra una
tendencia a la baja, como se observa en la figura 1.5. Similar al comportamiento del PIB para
el pronóstico realizado en 1999, el de ventas más autoabastecimiento se ajusta bien al real
para los primeros años. En cambio se observan desviaciones en el largo plazo, debido al bajo
crecimiento económico de 2001 a 2005, aunque un poco menores por el crecimiento de 2006
(4.7%).
Comparación de los pronósticos de ventas más autoabastecimiento
TWh
350
325
300
275
250
225
200
175
150
125
100
75
50
25
0
1991
1993
1999
1995
2000
1997
1999
2001
2001
2002
2003
2005
2003
2007
2004
2009
2005
2011
2006
2013
2015
2007
2017
Real
Figura 1.5
El cuadro 1.2 muestra las tasas de crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento en
2000 — 2006.
1-7
Crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento
2000 — 2006
(V + A)
Año
trca
2/
1/
(%)
2000
6.75
2001
1.74
2002
1.95
2003
2.56
2004
3.94
2005
4.00
2006
3.19
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 219,121 GWh.
En el capítulo 3 se analizan los efectos sobre los planes de expansión de la generación debido a
estos cambios en las estimaciones.
En el pasado decenio las ventas más autoabastecimiento crecieron 4.3% como consecuencia de
una evolución anual de 3.7% del atendido por las ventas del sector público, y de 10.3% del
autoabastecido. Esto último se explica básicamente por los altos niveles logrados en 2003,
2004, 2005 y 2006: 16.6 TWh, 20.5 TWh, 21.6 TWh y 22.1 TWh, que representan un
incremento de 34.3%, 65.5%, 74.6% y 78.5% respecto a 2002.
Considerando todos los supuestos descritos, en el escenario de planeación se estima que
2007 — 2017 las ventas más autoabastecimiento crecerán en promedio 4.9% anual, y en
alto y bajo en 5.3% y 3.9%, respectivamente. Como resultado de este comportamiento,
cantidades globales de energía proyectadas para 2017 serán de: 1) 332.8 TWh en el
planeación; 2) 349.0 TWh en el alto, y 3) 299.7 TWh en el bajo.
en
los
las
de
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 304.1 TWh en 2017. Ver figuras 1.6 y 1.7. En el alto, el incremento de las ventas
del sector público será de 5.6% anual, para alcanzar 320.3 TWh en ese año, y en el bajo de
4.0% con 271.0 TWh.
1-8
Ventas más autoabastecimiento
1996 — 2017
TWh
TWh
350
332.8
Ventas más autoabastecimiento
325
140
tmca 4.9%
300
150
130
304.1
275
120
110
250
100
225
90
200
tmca 4.3%
tmca 5.1%
175
80
Ventas del servicio público
70
150
60
tmca 3.7%
125
50
100
40
tmca 2.4%
75
50
tmca 10.3%
28.7
30
20
Autoabastecimiento
25
10
0
0
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016 2017
Figura 1.6
Ventas más autoabastecimiento 1970 — 2006 y
Escenarios 2007 — 2017
TWh
400
tmca
5.3%
349.0
Planeación:
tmc
4.9%
332.8
Bajo:
tmca 3.9%
Alto:
350
300
299.7
250
200
150
100
50
0
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
Figura 1.7
1-9
Bajo
En lo fundamental, la dinámica de las ventas del 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 en
4.6% y 6.6% respectivamente, para quedar conjuntamente en 5.4% y superar el 5.1% de
crecimiento de las ventas totales, por lo cual en 2017 representarán 60% de estas últimas.
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 2012, tras el cual no se ha programado el ingreso de nuevos proyectos de
autoabastecimiento.
Los sectores residencial, comercial y servicios, que integran el denominado desarrollo normal,
crecerán 5.1% al año en conjunto, tasa ligeramente superior a la de 2006 (4.6%), como
respuesta a una expectativa un poco más dinámica prevista para el escenario macroeconómico
de planeación.
Finalmente, aunque se estima que las ventas al sector agrícola registren un nivel de volumen
similar al de 2006, su tmca será mayor a la prospectiva del año pasado (1.7%) como
consecuencia del comportamiento de bajo nivel de ventas en 2006, ver cuadro 1.3.
Crecimiento promedio anual de las ventas más autoabastecimiento
Escenario de planeación, 1997 — 2017
1997 - 2006
2007 - 2017
2008 - 2017
tmca (%)
tmca (%)
tmca (%)
4.3
4.9
4.8
10.3
2.4
2.2
3.7
5.1
5.1
4.1
5.1
5.1
Residencial
4.6
5.1
5.0
Comercial
3.5
6.1
6.1
Servicios
2.7
3.0
3.0
Agrícola
0.5
1.7
1.4
Industrial
Ventas más autoabastecimiento
Autoabastecimiento
Ventas del servicio público
Desarrollo normal
3.8
5.4
5.3
Empresa mediana
5.2
4.6
4.7
Gran industria
1.7
6.6
6.3
Cuadro 1.3
1-10
1.4
Estudio regional del mercado eléctrico 2007 — 2017. Escenario
de planeación
Para elaborar el POISE es necesario estimar el desarrollo del mercado eléctrico a nivel regional a
fin de localizar y definir el tamaño de las centrales de generación, así como las subestaciones y
líneas de transmisión requeridas.
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
por realizar. Por esta razón, el estudio del mercado se efectúa considerando zonas y regiones
para llegar al pronóstico original a nivel nacional.
La estadística de las diferentes áreas y sistemas eléctricos en el 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—.
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.
Para los pronósticos de la demanda de energía eléctrica se toman en cuenta:
ƒ
La evolución de las ventas en los diversos sectores tarifarios y zonas del país
ƒ
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—
ƒ
La evolución de la energía por pérdidas eléctricas en zona, región y área
ƒ
El desarrollo de las demandas en cada banco de transformación
ƒ
El comportamiento histórico de los factores de carga y de diversidad
ƒ
Los valores reales de los usos propios de generación, condensadores síncronos y
servicios propios recibidos por transmisión y distribución
ƒ
Las estimaciones sobre usos propios de las centrales generadoras
ƒ
La caracterización y proyección de las cargas de autoabastecimiento
ƒ
Los escenarios de consumo sectorial de electricidad
ƒ
La opinión y criterios de las Divisiones de Distribución
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.
1-11
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.
1.4.1
Distribución de la demanda máxima en 2006
En el cuadro 1.4 y la figura 1.8 se muestra su conformación.
Demanda 2006
Sistema
(MW)
Sistema Interconectado Nacional
Baja California
92.9
2,095
6.2
284
0.8
25
0.1
33,951
100.0
Baja California Sur
Sistemas aislados
Total
(%)
31,547
Cuadro 1.4
Demanda máxima1/ por área y zona (MW), año 2006
Sistema Eléctrico Nacional 2/
TIJUANA
730
MEXICALI
S. L. RÍO
1,096
COLORADO
232
JUÁREZ
TECATE
45
864
NOGALES
481
ENSENADA
199
CASAS
GRANDES
188
CABORCA
189
7
4
2,095
HERMOSILLO
798
5
2,916
3,113
GUAYMAS
148
GRO. NEGRO
12
STA.
ROSALÍA
15
8
301
VILLA
CONSTITUCIÓN
39
CUAUHTÉMOC
237
CD. OBREGÓN
321
CHIHUAHUA
481
PIEDRAS NEGRAS
223
PARRAL
132
NAVOJOA
151
LOS MOCHIS
279
LORETO
10
LA PAZ
116
GUASAVE
162
247
CULIACÁN
592
MAZATLÁN
285
CABO
SAN LUCAS
131
TORREÓN
986
DURANGO
SOMBRERETE
30
ÁREA
SABINAS
81
CAMARGO
243
NUEVO LAREDO
MONCLOVA
276
373
CERRALVO
67
REYNOSA
540
MONTERREY
MATAMOROS
3,269
SALTILLO
340
720
MONTEMORELOS
132
C. DEL ORO
18
CD. VICTORIA
6
MATEHUALA
112
6,319
RÍO VERDE
ZACATECAS S. L. POTOSÍ
441
735
47
193
MANTE
73
TAMPICO
704
VALLES
234
1
CENTRAL
2
ORIENTAL
3
OCCIDENTAL
4
NOROESTE
5
NORTE
6
NORESTE
7
BAJA CALIFORNIA
8
BAJA CALIFORNIA SUR
9
PENINSULAR
AGUASCALIENTES
618
LEÓN
LOS ALTOS
502
3
114
CANCÚN
TIZIMÍN
TEPIC
MOTUL
IRAPUATO
315
50
109
529
MÉRIDA
7,106
35
CHAPALA
GUADALAJARA
251
1,333
438
LA PIEDAD CELAYA
CD. GUZMÁN
PLAYA DEL
676
132
102
QUERÉTARO
CARMEN
PUERTO
ZAMORA
POZA RICA
774
SALAMANCA
TICUL
125
COZUMEL
VALLARTA
164
257
251
63
34
176
S. J. DEL RÍO
COLIMA
504
1
102
CAMPECHE
8,419
MANZANILLO
9
MORELIA
138
PACHUCA
239
225
URUAPAN
ATLACO- TOLUCA 588
TEZIUTLÁN
CD.
1,268
85
MULCO
801
166
D.F.
APATZINGÁN
CARMEN
240
6,430
99
65
CUERNAVACA
VALLE DE
JALAPA
CHETUMAL
115
BRAVO
TLAXCALA 150 VERACRUZ
LÁZARO
80
354
396
552
S. MARTÍN
CARDENAS
PAPALOAPAN
326
VILLAHERMOSA
MORELOS
226
897
CÓRDOBA
400
PUEBLA
361
124
706
CHONTALPA
ZIHUATANEJO
TECAMA- ORIZABA
IGUALA
CHALCO
COATZA- 227
251
80
61
191
COALCOS
LOS RÍOS
2
CHILPANCINGO
588
156
93
HUAJUAPAN
OAXACA
5,882
53
ACAPULCO
162
365
S. CRISTÓBAL
TEHUANTEPEC TUXTLA
125
140
GUTIÉRREZ
HUATULCO
231
69
TAPACHULA
148
1/ Los valores mayores, independientemente de la hora en que ocurren
2/ Excluye exportación
Figura 1.8
1-12
1.4.2
Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en 2007 — 2017
Como se observa en la figura 1.9, el pronóstico de la demanda máxima bruta del SIN presenta
una tendencia al alza, similar al PIB y a las ventas más autoabastecimiento. Una causa
principal de esta recuperación es el crecimiento económico de 2004 a 2006 respecto a la
tendencia histórica. En 2006 la demanda apenas se incrementó 1%, sin embargo se espera un
mayor aumento.
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 2017
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Real
Figura 1.9
Al analizar las figuras 1.5 y 1.9 se observan también diferencias significativas entre los valores
pronosticados y reales, particularmente en los últimos años.
El cuadro 1.5 muestra las demandas máximas brutas del SIN de 2002 a 2017.
Demanda máxima bruta del SIN
Escenario de planeación
Concepto
Demanda máxima (MW)
incremento %
2002
2003
2004
28,187
2.23
29,408
4.33
29,301
-0.36
1/
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
31,268
6.71
31,547
0.89
33,438
5.99
35,328
5.65
37,143
5.14
39,204
5.55
41,226
5.16
43,239
4.88
45,250
4.65
47,399
4.75
49,699
4.85
52,164
4.96
54,561
4.60
2005
1/ Se interconectó al sistema el área Noroeste
Cuadro 1.5
1-13
tmca
(2007-2017)
%
5.1
La demanda pronosticada en 2003 para 2010 era de 43,477 MW, mientras que en el pronóstico
realizado en 2007 para ese mismo año fue de 39,204 MW. Ahora se espera que aquellos
niveles de demanda se alcancen entre 2012 y 2013, más de dos años después.
La figura 1.10 indica las tmca de 1997 a 2017 para la demanda máxima de cada área.
Estimación del crecimiento de la demanda máxima bruta1/ por área (%)
3.7
4.7
7
3.6
5.0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
4
5.1
5.6
5.1
7.5
4.7
5
8
6.0
Central
Oriental
Occidental
Noroeste
Norte
Noreste
Baja California
Baja California Sur
Peninsular
6
3.9
Total Nacional
Evolución histórica
(1997 – 2006)
3.7
5.0
Crecimiento
(2007 – 2017)
5.3
6.1
3
1
2.9
3.3
9
2.8
5.6
2
1/ Excluye exportación
Figura 1.10
1-14
6.0
Los cuadros 1.6 y 1.7 presentan las cifras históricas para 1997 — 2006, así como los
pronósticos para la demanda máxima bruta de cada área del SEN en 2007 — 2017.
Demanda máxima bruta 1/ (MW) del SEN
1997 — 2006
Área
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
tmca
(1997-2006)
%
Central
6,447
6,884
7,181
7,439
7,700
7,737
7,874
8,047
8,287
8,419
2.9
Oriental
4,528
4,797
4,954
5,058
5,291
5,373
5,434
5,425
5,684
5,882
2.8
Occidental
5,209
5,472
5,702
6,062
6,157
6,345
6,632
6,523
7,047
7,106
3.9
Noroeste
2,182
2,195
2,217
2,365
2,496
2,457
2,491
2,606
2,872
2,916
3.6
Norte
1,937
2,163
2,231
2,421
2,516
2,660
2,720
2,853
2,997
3,113
5.1
Noreste
4,307
4,662
4,759
5,245
5,558
5,676
5,688
6,148
6,068
6,319
4.7
Baja California
1,329
1,393
1,491
1,695
1,698
1,699
1,823
1,856
1,909
2,095
3.7
Baja California Sur
170
181
186
204
224
215
214
234
264
284
5.6
Peninsular
737
805
839
908
971
985
1,043
1,087
1,174
1,268
6.1
19
19
20
21
22
22
22
24
24
25
3.9
tmca
(2007-2017)
%
Pequeños Sistemas
1/
Excluye exportación
Cuadro 1.6
Demanda máxima bruta 1/ (MW) del SEN
Escenario de planeación 2007 — 2017
Área
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Central
8,654
8,892
9,123
9,492
9,830
10,139
10,454
10,798
11,207
11,627
12,055
3.3
Oriental
6,206
6,507
6,844
7,255
7,655
8,080
8,524
8,984
9,526
10,124
10,686
5.6
Occidental
7,548
8,050
8,495
9,002
9,479
9,955
10,448
10,972
11,464
11,983
12,501
5.3
Noroeste
3,127
3,296
3,486
3,638
3,848
3,982
4,111
4,315
4,548
4,810
5,004
5.0
Norte
3,308
3,525
3,705
3,892
4,059
4,257
4,488
4,686
4,922
5,154
5,380
5.1
Noreste
6,741
7,183
7,672
8,224
8,745
9,308
9,809
10,322
10,828
11,368
11,953
6.0
Baja California
2,228
2,345
2,467
2,594
2,727
2,849
2,972
3,093
3,220
3,344
3,464
4.7
315
342
369
401
431
460
489
521
554
592
629
7.5
1,345
1,426
1,515
1,613
1,711
1,814
1,923
2,029
2,151
2,281
2,407
6.0
28
29
31
33
34
35
37
39
40
42
44
5.3
Baja California Sur
Peninsular
Pequeños Sistemas
1/
Excluye exportación
Cuadro 1.7
1-15
1.4.3
Crecimiento esperado del consumo bruto en 2007 — 2017
En el cuadro 1.8 se presenta el consumo bruto del SIN de 2002 a 2017.
Consumo bruto1/ del SIN
Escenario de planeación
Concepto
2002
Consumo bruto (GWh)
incremento %
2003
2004
2005
2/
2006
192,307 197,242 203,398 212,921 220,073
2.48
2.57
3.12
4.68
3.36
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
231,700 243,595 255,735 269,912 283,759 297,402 311,459 326,228 342,117 358,918 375,529
5.28
5.13
4.98
5.54
5.13
4.81
4.73
4.74
4.87
4.91
4.63
tmca
(2007-2017)
%
5.0
1/ Incluye ventas, autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios
2/ Se interconectó al sistema el área Noroeste
Cuadro 1.8
Los cuadros 1.9 y 1.10 muestran la información correspondiente para cada área del SEN desde
1997 a 2017.
Consumo bruto1/ (GWh) del SEN
1997 — 2006
Área
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
tmca
(1997-2006)
%
Central
36,811
38,599
40,439
42,792
44,218
45,032
46,004
47,255
49,129
50,523
3.9
Oriental2/
27,376
29,168
30,170
31,825
32,037
33,295
34,082
34,634
36,208
37,452
3.9
Occidental
34,361
36,619
38,853
41,454
41,178
42,283
43,789
45,177
47,734
49,239
4.5
Noroeste
12,192
12,397
12,826
13,366
13,794
13,442
13,984
14,609
15,506
15,966
3.2
Norte
12,328
13,318
13,990
15,093
15,818
16,282
16,613
17,192
18,245
18,743
4.8
27,398
29,868
31,669
33,938
34,455
35,586
35,968
37,279
38,630
40,205
4.6
7,105
7,332
8,091
9,111
9,413
9,307
9,842
10,252
10,466
11,088
5.4
2/
Noreste
Baja California2/
Baja California Sur
1,003
1,027
1,091
1,159
1,189
1,189
1,238
1,333
1,453
1,605
5.3
Peninsular2/
4,435
4,827
5,099
5,599
6,003
6,207
6,614
7,016
7,215
7,718
6.6
163,009 173,155 182,228 194,337 198,105 202,623 208,134 214,747 224,586 232,539
4.3
Subtotal
Pequeños Sistemas
Total
incremento %
119
4.6
163,092 173,238 182,317 194,434 198,206 202,723 208,237 214,855 224,697 232,658
7.08
6.22
5.24
6.65
1.94
2.28
2.72
3.18
4.58
3.54
4.3
83
83
89
97
101
1/ Incluye ventas, autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios
2/ Excluye exportación
Cuadro 1.9
1-16
100
103
108
111
Consumo bruto1/ (GWh) del SEN
Escenario de planeación 2007 — 2017
Área
tmca
(2007-2017)
%
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Central
51,606
52,906
54,226
56,215
58,080
59,624
61,521
63,482
65,858
68,281
70,783
3.1
Oriental2/
39,553
41,468
43,627
46,227
48,793
51,493
54,308
57,264
60,705
64,512
68,122
5.6
Occidental
52,232
55,358
58,207
61,665
64,958
68,197
71,583
75,179
78,559
82,077
85,644
5.2
Noroeste
17,024
17,924
18,954
19,783
20,923
21,655
22,348
23,457
24,728
26,142
27,206
5.0
Norte
19,938
21,307
22,395
23,521
24,534
25,738
27,131
28,317
29,752
31,158
32,518
5.1
Noreste2/
42,933
45,713
48,817
52,339
55,660
59,235
62,416
65,690
68,917
72,349
76,073
6.0
Baja California2/
11,885
12,635
13,336
14,091
14,861
15,571
16,297
16,990
17,715
18,424
19,114
5.1
Baja California Sur
1,778
1,928
2,078
2,257
2,431
2,593
2,752
2,934
3,121
3,333
3,541
7.5
Peninsular2/
8,190
8,697
9,290
9,948
10,600
11,251
11,946
12,638
13,399
14,205
14,992
6.2
245,139 257,936 270,930 286,046 300,840 315,357 330,302 345,951 362,754 380,481 397,993
5.0
Subtotal
Pequeños Sistemas
Total
incremento %
206
5.1
245,271 258,075 271,078 286,201 301,001 315,525 330,478 346,134 362,944 380,679 398,199
5.42
5.22
5.04
5.58
5.17
4.83
4.74
4.74
4.86
4.89
4.60
5.0
132
139
148
155
161
168
176
183
190
198
1/ Incluye ventas, autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios
2/ Excluye exportación
Cuadro 1.10
1.4.4
Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del servicio público
2007 — 2017
La
figura 1.11 señala el incremento de las ventas por área para la serie histórica
1997 — 2006 y la estimación para los tres escenarios en 2007 — 2017.
Crecimiento medio anual de las ventas (%)
5.6
5.5
5.0
3.9
7
3.6
4.1
3.8
3.1
4
5.3
7.9
7.4
6.3
4.0
6.0
5.5
4.4
4.0
5
8
1
2
3
4
5
6
7
8
9
7.1
6.6
5.5
Central
Oriental
Occidental
Noroeste
Norte
Noreste
Baja California
Baja California Sur
Peninsular
6
Total
Nacional
Crecimiento
(2007 – 2017)
Evolución histórica
(1997 – 2006)
3.7
5.6
6
5.1
4.0
4.1
5.7
5.2
3.9
3
1
Alto
Planeación
Bajo
6.9
2.2
3.6
3.0
1.9
Figura 1.11
1-17
5.7
3.5
6.1
5.7
4.7
2
9
6.8
6.3
5.1
La tasa estimada para las ventas de energía del servicio público durante 2006 fue de 4.0%, sin
embargo, su valor real llegó a 3.3% respecto a 2005, debido a que no se cumplieron las
expectativas de crecimiento de los sectores comercial, bombeo agrícola y gran industria. La
tasa media en 2007 — 2017 se estima en 5.1% similar al incremento en 2006 — 2016. La
proyección actual se basa principalmente en el crecimiento estimado de los sectores comercial
e industrial, por la recuperación de la economía nacional.
Con relación al desarrollo regional, se destaca lo siguiente:
ƒ
En el área Central se estimó para 2006 un crecimiento de 1.4%, sin embargo se registró
una tasa de 0.5%, primordialmente a causa de la reducción en el consumo de los rubros
residencial, comercial y gran industria. La estimación para 2007 — 2017 es de 3.0%,
respecto a 3.5% que se consideraba en 2006 — 2016
La proyección actual se basa en el probable crecimiento de los sectores mencionados
por las expectativas en la recuperación de la economía
ƒ
En la Oriental se estimó para 2006 un incremento de 5.0%, sin embargo se registró una
tasa de 3.2%, principalmente por el menor consumo en los rubros, comercial, bombeo
agrícola y gran industria
Por lo anterior y considerando la recuperación de los sectores comercial e industrial con
base en las expectativas sobre el crecimiento de la economía, la tasa estimada para
2007 — 2017 es de 5.7%, con relación a 5.0% que se calculaba en 2006 — 2016
ƒ
En la Occidental se previó una tasa de 3.8%, pero se presentó un valor real de 3.5%
respecto a 2005, por lo que prácticamente se cumplieron las expectativas; la diferencia
estriba en un menor consumo en los sectores de la gran industria y bombeo agrícola
La tasa media en 2007 — 2017 se estima en 5.2%, respecto a 5.3% previsto para
2006 — 2016. La proyección actual se basa en el aumento del consumo de los
mencionados sectores tarifarios por la recuperación de la economía nacional
ƒ
En la Noroeste, prácticamente también se cumplió con lo estimado: se consideró un
incremento de 3.2% y el valor real fue de 2.9%; la diferencia es de tan solo 31 GWh.
Una de las causas principales fue que no se cumplió la estimación en el crecimiento del
consumo del sector industrial
La tasa para 2007 — 2017 es de 3.8%, en comparación con 4.4% en 2006 — 2016,
cifras basadas en el incremento de los rubros del desarrollo normal y la empresa
mediana
ƒ
En la Norte se pronosticó un aumento de 6.3% y el registrado fue uno de 2.2% respecto
a 2005, por un menor crecimiento en consumo en el sector de la gran industria. Se
espera una tasa de 5.5% en 2007 — 2017, debido principalmente al incremento en el
consumo de los sectores del desarrollo normal e industrial, igual al que se estimaba para
2006 — 2016
ƒ
En la Noreste se estimó una tasa de 4.8% para 2006 y la registrada fue de 4.7%, por lo
que se cumplieron las expectativas de crecimiento. Se pronosticó un incremento de
6.6% en 2007 — 2017, fundamentalmente por la recuperación en su consumo del
sector de la gran industria, al ritmo de crecimiento sostenido de la empresa mediana y
al incremento en el consumo de los sectores del desarrollo normal, en contraste con
6.2% que se preveía para 2006 — 2016
1-18
ƒ
En la Baja California se previó un aumento de 5.4%, sin embargo se presentó un valor
real de 7.1% respecto a 2005, ocasionado por el alto consumo en los rubros del
desarrollo normal, e incluso en el bombeo agrícola. La tasa media en 2007 — 2017
se estima en 5.1% menor a la prevista para 2006 — 2016 (de 5.5%), por la
desaceleración de la empresa mediana principalmente
ƒ
En la Baja California Sur se pronosticó para 2006 un crecimiento de 7.8%, sin embargo
el registrado real fue de 10.2% respecto a 2005, debido a que los sectores residencial y
comercial superaron las expectativas de crecimiento en consumo
La tasa media para 2007 — 2017 se estima en 7.4%, basada principalmente en el
aumento de los sectores de la empresa mediana —desarrollos turísticos— y del
desarrollo normal, en relación con 7.8% previsto en 2006 — 2016
ƒ
En la Peninsular se pronosticó un incremento de 4.8% pero el real fue de 7.6% respecto
a 2005, ya que se superaron las estimaciones en los sectores residencial e industrial
La tasa media en 2007 — 2017 es de 6.3%, fundamentalmente apoyada por el
crecimiento en consumo del sector de la empresa mediana, en comparación con 6.4%
para 2006 — 2016. Es importante mencionar que gran parte de la infraestructura
turística se incluye en ese sector
El incremento estimado para 2007 — 2017 en cada una de las áreas no es uniforme. Las
regiones Baja California Sur, Peninsular y Noreste tendrán un mayor dinamismo, debido
principalmente al crecimiento esperado en los sectores de la mediana y gran industria.
Complementario al análisis previo es recomendable revisar simultáneamente los crecimientos
promedio anuales establecidos para el autoabastecimiento remoto. Ver cuadro 1.14. La
incorporación de proyectos de autoabastecimiento provoca una reducción en las ventas de
energía del servicio público y viceversa.
En el cuadro 1.11 se muestra la evolución histórica 2002 — 2006 y la estimación
2007 — 2017 de las ventas de energía del sector público por área.
1-19
Historia y estimación de ventas del servicio público, SEN
Escenario de planeación (GWh)
Área
tmca
(2007-2017)
%
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Central
incremento %
Oriental
incremento %
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
32,652
0.50
28,163
3.15
33,175
1.60
29,714
5.51
34,017
2.54
31,050
4.50
34,562
1.60
32,552
4.84
35,618
3.06
34,393
5.66
36,711
3.07
36,514
6.17
37,790
2.94
38,743
6.10
39,069
3.38
41,043
5.94
40,383
3.36
43,458
5.88
41,955
3.89
46,011
5.87
43,626
3.98
48,715
5.88
45,375
4.01
51,567
5.85
5.7
Occidental
incremento %
34,858
3.26
35,454
1.71
36,205
2.12
37,585
3.81
38,884
3.46
41,380
6.42
43,999
6.33
46,385
5.42
48,748
5.09
50,982
4.58
53,187
4.33
55,919
5.14
58,778
5.11
61,694
4.96
64,738
4.93
67,799
4.73
5.2
Noroeste
incremento %
11,229
-0.27
11,699
4.19
12,312
5.24
12,974
5.38
13,356
2.94
14,299
7.06
15,077
5.44
15,740
4.40
16,416
4.29
16,619
1.24
16,483
-0.82
17,150
4.05
17,848
4.07
18,552
3.94
19,284
3.95
20,033
3.88
3.8
Norte
incremento %
13,576
2.87
13,882
2.25
13,413
-3.38
14,112
5.21
14,427
2.23
15,438
7.01
16,626
7.70
17,509
5.31
18,349
4.80
19,271
5.02
20,268
5.17
21,393
5.55
22,518
5.26
23,655
5.05
24,841
5.01
26,024
4.76
5.5
Noreste
incremento %
28,633
3.10
27,006
-5.68
27,975
3.59
29,085
3.97
30,464
4.74
32,521
6.75
34,995
7.61
37,674
7.66
40,442
7.35
43,423
7.37
46,482
7.04
49,336
6.14
52,078
5.56
54,867
5.36
57,920
5.56
61,233
5.72
6.6
Baja California
incremento %
8,115
-0.98
8,519
4.98
8,868
4.10
8,981
1.27
9,622
7.14
10,340
7.46
11,016
6.54
11,585
5.17
12,231
5.58
12,864
5.18
13,488
4.85
14,092
4.48
14,701
4.32
15,307
4.12
15,920
4.00
16,540
3.89
5.0
Baja California Sur
incremento %
1,007
-1.85
1,052
4.47
1,131
7.51
1,239
9.55
1,365
10.17
1,504
10.18
1,639
8.98
1,774
8.24
1,922
8.34
2,063
7.34
2,204
6.83
2,347
6.49
2,487
5.97
2,647
6.43
2,814
6.31
2,993
6.36
7.4
Peninsular
incremento %
5,125
5.26
5,431
5.97
5,741
5.71
5,893
2.65
6,341
7.60
6,739
6.28
7,184
6.60
7,656
6.57
8,199
7.09
8,752
6.74
9,305
6.32
9,866
6.03
10,444
5.86
11,061
5.91
11,707
5.84
12,365
5.62
6.3
185,110 195,603 205,437 216,318 227,199 237,950 250,215 262,695 275,749 289,565 303,929
5.61
5.67
5.03
5.30
5.03
4.73
5.15
4.99
4.97
5.01
4.96
5.1
Subtotal
incremento %
160,114 160,298 163,416 169,664 175,274
1.91
0.11
1.95
3.82
3.31
1/
Pequeños Sistemas
incremento %
Total nacional
incremento %
89
-1.11
86
-3.37
93
8.14
93
0.00
97
4.30
160,203 160,384 163,509 169,757 175,371
1.91
0.11
1.95
3.82
3.31
109
12.37
115
5.50
120
4.35
125
4.17
131
4.80
137
4.58
143
4.38
149
4.20
156
4.70
163
4.49
3.0
170
4.29
5.2
185,219 195,718 205,557 216,443 227,330 238,087 250,358 262,844 275,905 289,728 304,099
5.62
5.67
5.03
5.30
5.03
4.73
5.15
4.99
4.97
5.01
4.96
5.1
1/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 1.11
1.4.5
Consumo de cargas autoabastecidas
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 elaboración del documento de
Prospectiva del Sector Eléctrico 2007 — 2017.
Evolución de la demanda máxima autoabastecida (MW)
Autoabastecimiento
Remoto
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
1/
2012
2013
2014
2015
2016
2017
tmca
(2007-2017)
%
476
1,092
1,299
1,401
1,548
1,621
1,844
2,092
2,244
2,676
2,676
2,676
2,676
2,676
2,676
2,676
5.10
Local
3,541
3,643
2,843
2,922
3,452
3,508
3,508
3,551
3,551
3,551
3,551
3,551
3,551
3,551
3,551
3,551
0.26
Total
4,017
4,735
4,141
4,323
5,000
5,129
5,352
5,643
5,795
6,227
6,227
6,227
6,227
6,227
6,227
6,227
2.02
1/ Los permisionarios de temporada abierta aún no han definido las cargas que abastecerán de manera remota, por lo que se excluye su demanda
Cuadro 1.12
La figura 1.12 indica las tmca por área del SEN para la demanda máxima del servicio público,
así como su comportamiento al incluir el autoabastecimiento remoto.
1-20
Crecimiento medio anual de la demanda máxima (%)
2007 — 2017
Figura 1.12
El cuadro 1.13 muestra la evolución de las cargas de autoabastecimiento y cogeneración.
Evolución del consumo autoabastecido (GWh)
Autoabastecimiento
Remoto
2002
2003
2004
2005
2006
1,827
5,174
7,545
8,192
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
1/
2014
2015
2016
2017
tmca
(2007-2017)
%
8,937
9,791 10,140 11,117 12,511 13,835 15,159 15,159 15,159 15,159 15,159 15,159
4.92
Local
10,536 11,434 12,918 13,390 13,127
13,249 13,263 13,555 13,555 13,555 13,555 13,555 13,555 13,555 13,555 13,555
0.29
Total
12,363 16,608 20,463 21,582 22,064
23,040 23,403 24,672 26,066 27,390 28,714 28,714 28,714 28,714 28,714 28,714
2.42
1/ Los permisionarios de temporada abierta aún no han definido las cargas que abastecerán de manera remota, por lo que se excluye su consumo
Cuadro 1.13
La tasas medias de crecimiento anual de la demanda y consumo autoabastecidos son mayores
respecto a las consideradas el año anterior, debido a la incorporación de nuevos proyectos de
autoabastecimiento.
El consumo remoto presenta los mayores crecimientos, debido a que los proyectos nuevos
atenderán en mayor grado a socios distantes al centro de generación.
1-21
En 2007 — 2017 se considera el autoabastecimiento asociado a 17 proyectos. En 2007 se
espera la entrada de la central hidroeléctrica de la empresa Mexicana de Hidroelectricidad,
Mexhidro, ubicado en Guerrero y Procter & Gamble Manufactura en Tlaxcala.
Entre 2008 y 2010 se espera la entrada en operación de 13 proyectos eólicos (450 MW) que se
instalarán en el Istmo de Tehuantepec en Oaxaca. Adicionalmente en este último año (2010)
se prevé la entrada de un proyecto de cogeneración en Nuevo PEMEX. En 2011 se considera
uno carboeléctrico denominado GDC Generadora el cual se instalará en el estado de Sonora.
El cuadro 1.14 muestra la comparación de tasas de crecimiento promedio anual del
autoabastecimiento remoto entre 2006-2016 y 2007-2017 por área y SEN.
Crecimiento promedio anual del autoabastecimiento remoto
Área
2006 - 2016
2007 - 2017
tmca (%)
tmca (%)
Central
2.0
6.1
Oriental
12.0
5.3
1.1
6.0
17.7
62.6
Norte
0.9
1.5
Noreste
3.4
1.9
Baja California
0.0
0.0
Baja California Sur
0.0
0.0
Peninsular
3.9
15.9
SEN
3.8
4.9
Occidental
Noroeste
Cuadro 1.14
En el capítulo 3 se presenta la oferta de proyectos de autoabastecimiento.
1.4.6
Exportación e importación de CFE
En 2006 la exportación fue de 1,299 GWh, de los cuales 1,088 GWh se enviaron a los sistemas
eléctricos de EUA (Estados Unidos de América), 209 GWh a Belice y 2 GWh a Guatemala.
En el mismo año la importación fue de 523 GWh, de los cuales 514 GWh correspondieron al
área Baja California, 6 GWh a la Noroeste, 2 GWh a la Norte y 1 GWh al Noreste.
Con la diferencia entre las cifras totales de exportación e importación en 2006, se obtiene un
balance neto de exportación de 776 GWh.
Para 2007 se prevén importar 335 GWh, de los cuales 325 GWh corresponderán al área Baja
California, 6 GWh a la Noroeste, 3 GWh a la Norte y 1 GWh a la Noreste.
La exportación total se estima en 1,299 GWh, igual a la del año anterior, de la cual 1,072 GWh
corresponden al área Baja California, 209 GWh a la Peninsular, 16 GWh a la Noreste y 2 GWh a
la Oriental.
1-22
En el cuadro 1.15 se muestran las transacciones de energía de exportación e importación por
área de control a partir de 1997.
Exportación e importación de energía eléctrica 1997 — 2006
(GWh)
Área
1997
1998
1999
2000
2001
Exportación
2002
2003
2004
2005
2006
Oriental
Noreste
B. California
Peninsular
0
6
17
28
0
0
45
31
0
0
31
100
0
2
66
127
0
1
112
158
0
0
164
180
0
0
765
188
0
0
770
236
1
0
1,037
253
2
16
1,072
209
Total
51
76
131
195
271
344
953
1,006
1,291
1,299
5
189
26
311
5
21
0
45
6
2
0
39
6
6
0
75
6
2
1
514
1,069
327
531
Balance neto
Exportación - Importación
-874
-56
-187
71
47
87
523
882
959
1,204
776
Importación
Noroeste
Norte
Noreste
B. California
3
1,101
0
406
3
1,022
2
480
4
7
2
646
Total
1,510
1,507
659
-1,459
-1,431
-528
4
129
9
927
4
235
6
82
Cuadro 1.15
1-23
2.
INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN
2.1
Evolución del Sistema Eléctrico Nacional
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 de manera incipiente la eólica, y en el campo de
administración de la demanda, se establecieron los cambios del horario de verano y el uso de
tarifas con diferenciación horaria.
Al 31 de diciembre de 2006, el SEN contaba con una capacidad efectiva de 48,769 MW para el
servicio público y un total de 773,059 km de líneas de transmisión y distribución.
Para estudios de planificación, el SEN se divide en regiones, como se muestra en la figura 2.1.
Regiones del Sistema Eléctrico Nacional
7
7
4
4
88
5
6
3
1.2.3.4.5.6.7.8.9.-
Central
Oriental
Occidental
Noroeste
Norte
Noreste
Baja California
Baja California Sur
Peninsular
9
1
2
Figura 2.1
2-1
La operación de estas nueve regiones está bajo la responsabilidad de ocho centros de control
ubicados 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 CENACE en el Distrito Federal.
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. 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
económicas de capacidad y energía, y recibir apoyo en situaciones de emergencia.
2.2
Estructura del sistema de generación
2.2.1
Capacidad efectiva instalada
A diciembre de 2006 la requerida para atender el servicio público de energía eléctrica era de
48,769 MW, lo que representó un incremento de 4.8% respecto a 2005 (46,534 MW). Esta
nueva capacidad fue resultado de adicionar 2,265.5 MW, modificar la instalada en 18.2 MW y
retirar 48.6 MW:
ƒ
Adiciones:
ƒ
Ciclos combinados (CC).- CFE: Chihuahua II —El Encino— (65.3 MW); PIE1⁄:
Valladolid III (525 MW), Tuxpan V (495 MW), Altamira V (1,121 MW)
ƒ
Turbogás (TG).- CFE: Los Cabos2/ (27.2 MW). LyFC : Atenco (32 MW)
ƒ
Modificaciones:
ƒ
Bajío —El Sauz— PIE, CC (-5 MW)
ƒ
Hermosillo, CC (1.9 MW)
ƒ
Huinalá, TG (10.3 MW)
ƒ
Topolobampo, TC (-40 MW)
ƒ
Tuxpango, HID (36 MW)
ƒ
Tepexic LyFC, HID (15 MW)
ƒ
Retiros:
ƒ Juntas, HID (15 MW)
ƒ Puente Grande, HID (5.6 MW)
ƒ Parque2/, TG (28 MW)
TC se refiere a la tecnología termoeléctrica convencional, e HID a la hidroeléctrica.
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.
1⁄
2⁄
Productor Independiente de Energía
Movimientos oficiales. Realmente fue un traslado
2-2
Capacidad efectiva por tipo de tecnología1/ (MW)
Servicio público
Hidroeléctrica
Área
Central
1,561
Oriental
6,136
Occidental
Eoloeléctrica
Hidrocarburos
Termoeléctrica
convencional
Ciclo combinado
Turbogás
3/
CFE
PIE
2,174
1,038
2,217
452
1,973
1,782
3,466
601
560
24
941
2,052
227
508
100
28
936
1,341
757
161
118
1,175
828
4,839
441
Baja California
320
496
489
299
Baja California Sur
113
Peninsular
442
220
12,895
5,203
Noroeste
Norte
Noreste
Aislados
Total
1/
2/
3/
4/
4/
2
2
Geotermoeléctrica
Total2/
5,180
472
40
2,100
1,365
190
12,657
8,722
3,828
3,223
2,600
10,000
720
2,324
236
147
495
1,261
342
3
2,269
28
31
10,387
2,509
182
10
4,700
960
Al 31 de diciembre de 2006
No incluye autoabastecimiento ni cogeneración
Productores Independientes de Energía
Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente a la suma
Cuadro 2.1
Capacidad efectiva al 31 de diciembre de 2006: 48,769 MW
Servicio público1/
Turbogás 5.1%
Nucleoeléctrica
406
1
10,566
Carboeléctrica
Combustión
interna
Combustión interna 0.4%
Carboeléctrica 9.6%
Ciclo combinado
PIE 21.3%
Geotermoeléctrica
y eoloeléctrica 2.0%
Nucleoeléctrica 2.8%
Ciclo combinado
CFE 10.7%
Hidroeléctrica 21.7%
Termoeléctrica convencional 26.4%
1/ No incluye autoabastecimiento ni cogeneración
Figura 2.2
2-3
70
1,365
48,769
2.2.2
Principales centrales generadoras
En la figura 2.3 se localizan las centrales que destacan por su tamaño, tecnología o importancia
regional. Sus nombres y la información sobre capacidad y generación en 2006 se presentan en
el cuadro 2.2.
Principales centrales generadoras en 2006
Servicio público
74
78
77
51
54
55
49
45
50
80
39
57
62
59
46
52
42
75
64 61
70
66
67
68
69
41
48
79 76
65
58
43
53
40
56
63
44
47
71
73
60
24
Carboeléctrica
Geotermoeléctrica
20
34
Ciclo combinado
Combustión interna
72
29 25
31 32
37
30
26
33
36
28
27 6
Nucleoeléctrica
Termoeléctrica convencional
19
2
8
7
16
4
81
17
84
18
13
12
38 14
Hidroeléctrica
Figura 2.3
2-4
5
87
86
22
23
3 15
1
35
21
11
10
9
82
85
83
Capacidad efectiva y generación bruta en 2006
Servicio público
Núm. Nombre de la central
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
86
87
88-195
Infiernillo
Villita (José María Morelos)
Necaxa [LyFC]
Lerma (Tepuxtepec) [LyFC]
Patla [LyFC]
Tula (Francisco Pérez Ríos)
Valle de México
Jorge Luque [LyFC]
Angostura (Belisario Domínguez)
Chicoasén (Manuel Moreno Torres)
Malpaso
Peñitas
Temascal
Caracol (Carlos Ramírez Ulloa)
Mazatepec
Humeros
Laguna Verde
Dos Bocas
Poza Rica
Tuxpan (Adolfo López Mateos)
( PIE )1/
Tuxpan II
( PIE )1/
Tuxpan III y IV
Tuxpan V ( PIE )1/
Aguamilpa Solidaridad
Agua Prieta (Valentín Gómez Farías)
Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama)
Cupatitzio
Cóbano
Santa Rosa (Manuel M. Diéguez)
Colimilla
Manzanillo (Manuel Álvarez Moreno)
Manzanillo II
Salamanca
Villa de Reyes
Petacalco (Plutarco Elías Calles)
El Sauz
( PIE )1/
El Sauz (Bajío)
Azufres
El Novillo (Plutarco Elías Calles)
Comedero (Raúl J. Marsal)
Bacurato
Huites (Luis Donaldo Colosio)
El Fuerte (27 de Septiembre)
Humaya
Puerto Libertad
Guaymas II (Carlos Rodríguez Rivero)
Mazatlán II (José Aceves Pozos)
Topolobampo II (Juan de Dios Bátiz)
Hermosillo
( PIE )1/
Hermosillo
( PIE )1/
Naco Nogales
Francisco Villa
Lerdo (Guadalupe Victoria)
Samalayuca
Samalayuca II
Gómez Palacio
El Encino (Chihuahua II)
( PIE )1/
La Laguna II
( PIE )1/
Chihuahua III
Altamira
Río Escondido (José López Portillo)
Carbón II
Huinalá I y II
La Amistad
( PIE )1/
Saltillo
Río Bravo (Emilio Portes Gil)
( PIE )1/
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/
Altamira V
Presidente Juárez
San Carlos (Agustín Olachea A.)
Punta Prieta
( PIE )1/
Mexicali
Cerro Prieto
Baja California Sur I
Tres Vírgenes
Lerma (Campeche)
Valladolid (Felipe Carrillo Puerto)
( PIE )1/
Valladolid III
( PIE )1/
Campeche
Nachi-Cocom
Mérida II
( PIE )1/
Mérida III
Otras3/
Total
Municipio
Estado
Tecnología
La Unión
Lázaro Cárdenas
J. Galindo
Contepec
Zihuateutla
Tula
Acolman
Tultitlán
V. Carranza
Chicoasén
Tecpatán
Ostuacán
San Miguel
Apaxtla
Tlatlauquitepec
Chignautla
Alto Lucero
Medellín
Tihuatlán
Tuxpan
Tuxpan
Tuxpan
Tuxpan
Tepic
Zapopan
Zimapán
Uruapan
G. Zamora
Amatitán
Tonalá
Manzanillo
Manzanillo
Salamanca
Villa de Reyes
La Unión
P. Escobedo
S. Luis de la Paz
Cd. Hidalgo
Soyopa
Cosalá
Sinaloa de Leyva
Choix
El Fuerte
Badiraguato
Pitiquito
Guaymas
Mazatlán
Ahome
Hermosillo
Hermosillo
Agua Prieta
Delicias
Lerdo
Cd. Juárez
Cd. Juárez
Gómez Palacio
Chihuahua
Gómez Palacio
Juárez
Altamira
Río Escondido
Nava
Pesquería
Acuña
Ramos Arizpe
Río Bravo
Valle Hermoso
Valle Hermoso
Valle Hermoso
S. N. Garza
Altamira
Altamira
Altamira
Rosarito
San Carlos
La Paz
Mexicali
Mexicali
La Paz
Comondú
Campeche
Valladolid
Valladolid
Palizada
Mérida
Mérida
Mérida
Guerrero
Michoacán
Puebla
Michoacán
Puebla
Hidalgo
México
México
Chiapas
Chiapas
Chiapas
Chiapas
Oaxaca
Guerrero
Puebla
Puebla
Veracruz
Veracruz
Veracruz
Veracruz
Veracruz
Veracruz
Veracruz
Nayarit
Jalisco
Hidalgo
Michoacán
Michoacán
Jalisco
Jalisco
Colima
Colima
Guanajuato
San Luis Potosí
Guerrero
Querétaro
Guanajuato
Michoacán
Sonora
Sinaloa
Sinaloa
Sinaloa
Sinaloa
Sinaloa
Sonora
Sonora
Sinaloa
Sinaloa
Sonora
Sonora
Sonora
Chihuahua
Durango
Chihuahua
Chihuahua
Durango
Chihuahua
Durango
Chihuahua
Tamaulipas
Coahuila
Coahuila
Nuevo León
Coahuila
Coahuila
Tamaulipas
Tamaulipas
Tamaulipas
Tamaulipas
Nuevo León
Tamaulipas
Tamaulipas
Tamaulipas
Baja California
Baja California Sur
Baja California Sur
Baja California
Baja California
Baja California Sur
Baja California Sur
Campeche
Yucatán
Yucatán
Campeche
Yucatán
Yucatán
Yucatán
HID
HID
HID
HID
HID
TC/CC
TC y CC
TC/TG
HID
HID
HID
HID
HID
HID
HID
GEO
NUC
CC
TC
TC/TG
CC
CC
CC
HID
HID
HID
HID
HID
HID
HID
TC
TC
TC
TC
CAR
CC
CC
GEO
HID
HID
HID
HID
HID
HID
TC
TC
TC
TC
CC
CC
CC
TC
TC
TC
CC
CC
CC
CC
CC
TC
CAR
CAR
CC/TG
HID
CC
TC/TG
CC
CC
CC
CC
CC
CC
CC
TC/CC/TG
CI
TC
CC
GEO
CI
GEO
TC
TC/CC
CC
CC
TC/TG
TC
CC
4/
Combustible
COM y GAS
GAS
GAS
UO2
GAS
COM
COM y GAS
GAS
GAS
GAS
COM
COM
COM y GAS
COM
K
GAS
GAS
COM
COM
COM
COM
GAS
GAS
GAS
COM y GAS
COM
COM y GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
COM y GAS
K
K
GAS
GAS
COM y GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
COM y GAS
COM y DIE
COM
GAS
COM y DIE
COM
COM y GAS
GAS
GAS
COM y DIE
COM y GAS
GAS
5/
Área
Número de
unidades
Capacidad
efectiva
MW
Generación
bruta
GWh
Factor de
planta
%
6
4
10
3
3
11
10
8
5
8
6
4
6
3
4
7
2
6
3
7
1
1
1
3
2
2
2
2
2
4
4
2
4
2
6
7
1
15
3
2
2
2
3
2
4
4
3
3
2
1
1
5
2
2
6
3
5
1
1
4
4
4
8
2
1
4
1
1
1
1
1
1
1
11
3
3
1
13
1
2
4
5
1
1
3
2
1
284
1,000
280
107
67
39
1,989
1,087
362
900
2,400
1,080
420
354
600
220
35
1,365
452
117
2,263
495
983
495
960
240
292
72
52
61
51
1,200
700
866
700
2,100
601
560
195
135
100
92
422
59
90
632
484
616
320
227
250
258
300
320
316
522
200
619
498
259
800
1,200
1,400
978
66
248
520
495
495
500
449
495
1,036
1,121
1,026
104
113
489
720
43
10
150
295
525
252
79
168
484
2,028
2,519
1,067
405
236
156
10,105
5,147
550
3,297
6,682
4,220
1,967
1,538
804
406
295
10,866
2,766
309
11,120
3,692
7,253
1,674
684
231
1,227
384
222
225
39
4,819
3,181
3,082
2,129
13,875
2,939
4,555
1,522
327
220
251
866
323
277
2,792
1,439
2,988
2,034
1382
1,686
1,947
1,268
1,887
1,067
3,940
603
3,226
3,823
1,226
1,859
9,676
8,255
4,547
91
1,656
341
2,751
2,548
3,086
3,669
3,322
6,644
2,044
3,833
546
571
2,545
4,843
225
25
526
1,316
1,869
1,861
233
909
3,092
2,436
28.8
43.5
43.2
40.2
45.7
58.0
54.0
17.4
41.8
31.8
44.6
53.5
49.6
15.3
21.1
96.3
90.88
69.8
30.2
56.1
85.1
84.2
38.6
8.1
11.0
48.0
60.4
48.7
41.9
8.7
45.8
51.9
40.6
34.7
75.4
55.8
92.9
89.3
27.6
25.1
31.1
23.4
62.1
35.2
50.4
33.9
55.4
72.6
69.5
77.0
86.1
48.3
67.3
38.5
86.2
34.4
59.5
87.6
54.0
26.5
92.1
67.3
53.1
15.8
76.4
7.5
63.4
58.8
70.5
93.3
76.6
73.2
20.8
42.6
59.9
57.9
59.4
76.8
59.8
28.4
40.0
50.9
40.6
84.2
33.6
61.7
72.9
13.7
603
48,769
225,079
Central
Central
Central
Central
Central
Central
Central
Central
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Baja California
Baja California
Baja California
Baja California
Baja California
Baja California
Aislados
Peninsular
Peninsular
Peninsular
Peninsular
Peninsular
Peninsular
Peninsular
1/ Productor Independiente de Energía
2/ Fuente: SENER
3/ En 108 centrales generadoras
4/ HID: Hidroeléctrica, TC: Termoeléctrica convencional, CC: Ciclo combinado, TG: Turbogás, CAR: Carboeléctrica,
NUC: Nucleoeléctrica, GEO: Geotermoeléctrica, CI: Combustión interna,
5/ COM: Combustóleo, GAS:Gas, K: Carbón, UO2: Óxido de Uranio, DIE: Diesel
6/ Calculado con la capacidad media anual equivalente
Cuadro 2.2
2-5
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
2/
52.7
6/
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 45.4% de la
capacidad hidroeléctrica total en operación a diciembre de 2006.
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 María 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. El Cajón entrará en operación durante el primer trimestre
de 2007.
Huites (Luis Donaldo Colosio), en el noroeste, con dos unidades de 211 MW cada una, así como
Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama), en el centro del país, también con dos unidades de
146 MW cada una, representan 6.8% de la capacidad hidroeléctrica total.
El 20.9% restante se encuentra distribuido principalmente en las cuencas de los ríos
Papaloapan, Santiago, 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 (Adolfo López Mateos) con 2,100 MW y Manzanillo (Gral. Manuel Álvarez) con
1,900 MW.
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.
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.
A fin de hacer competitivo el equipo existente respecto a las nuevas tecnologías y para
aumentar la capacidad y eficiencia del parque generador, en 2004 entró en operación la
primera repotenciación de unidades termoeléctricas convencionales para formar ciclos
combinados, —Valle de México, unidad 4 (TC) de 300 MW—, a la cual se acoplaron las nuevas
unidades turbogás 5, 6 y 7 de 83.1 MW cada una.
De igual manera, en 2005 se puso en operación por primera vez la conversión de centrales
turbogás a ciclos combinados, con la unidad 1 (TG) de Hermosillo, de 131.9 MW y la nueva
unidad 2 (TV) de 93.2 MW. La capacidad de este ciclo combinado es de 225.1 MW.
2-6
En 2006 entró en operación comercial en la central Chihuahua —El Encino— la conversión de la
unidad 4 (TG) de 130.8 MW, a la que se integró la nueva unidad 5 (TV) de 65.3 MW, con la que
se formó el paquete 2 de ciclo combinado, con una capacidad total de 196.1 MW.
2.2.2.3 Centrales carboeléctricas
Carbón II con 1,400 MW, utiliza combustible nacional e importado; Río Escondido (José López
Portillo) con 1,200 MW, consume sólo nacional; ambas se localizan en el estado de Coahuila.
Petacalco (Presidente Plutarco Elías Calles) con capacidad de 2,100 MW, tiene la posibilidad de
quemar carbón y/o combustóleo. Actualmente emplea carbón importado casi en su totalidad y
se ubica en el estado de Guerrero, en la vecindad de Lázaro Cárdenas, Michoacán.
2.2.2.4 Centrales geotermoeléctricas
El mayor aprovechamiento de esta energía se encuentra cerca de Mexicali, Baja California, en
la central Cerro Prieto con 720 MW y representa 75% de la capacidad geotermoeléctrica en
operación. El 25% restante se localiza en Los Azufres, Michoacán (194.5 MW), Los Humeros,
Puebla (35 MW) y Tres Vírgenes, Baja California Sur (10 MW).
2.2.2.5 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 las termoeléctricas en
el SEN. Su participación representó 4.8% de la energía total producida en 2006, al operar con
factor de planta de 90.9 por ciento.
2.2.2.6 Centrales eoloeléctricas
La Venta y Guerrero Negro con 1.57 MW y 0.60 MW aprovechan la energía del viento en
Oaxaca y Baja California Sur, respectivamente.
2.2.3
Productores independientes de energía
Al 31 de diciembre de 2006 en la modalidad de Productores Independientes de Energía (PIE)
—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 33.3% del total a base de hidrocarburos (31,176 MW), y a 21.3%
respecto a la capacidad para servicio público (48,769 MW).
2-7
Características generales de los Productores Independientes de Energía
1. Mérida III
Jun-2000
3
2 TG y 1 TV
Capacidad
neta
(MW)
484.0
11. Mexicali
Jul-2003
4
3 TG y 1 TV
Capacidad
neta
(MW)
489.0
2. Hermosillo
Oct-2001
2
1 TG y 1 TV
250.0
12. Chihuahua III
Sep-2003
3
2 TG y 1 TV
259.0
3. Saltillo
Nov-2001
2
1 TG y 1 TV
247.5
13. Naco Nogales
Oct-2003
2
1TG y 1 TV
258.0
4. Tuxpan II
Dic-2001
3
2 TG y 1 TV
495.0
14. Altamira III y IV
Dic-2003
6
4 TG y 2 TV
1,036.0
FEO1/
Central
Unidades
Composición2/
FEO1/
Central
Unidades
Composición2/
5. Río Bravo II
Ene-2002
3
2 TG y 1 TV
495.0
15. Río Bravo III
Abr-2004
3
2 TG y 1 TV
495.0
6. Bajío (El Sauz)
Mar-2002
4
3 TG y 1 TV
560.0
16. La Laguna II
Mar-2005
2
1 TG y 1 TV
498.0
7. Monterrey III
Mar-2002
2
1 TG y 1 TV
449.0
17. Río Bravo IV
Abr-2005
3
2 TG y 1 TV
500.0
8. Altamira II
May-2002
3
2 TG y 1 TV
495.0
18. Valladolid III
Jun-2006
3
2 TG y 1 TV
525.0
9. Tuxpan III y IV
May-2003
6
4 TG y 2 TV
983.0
19. Tuxpan V
Sep-2006
3
2 TG y 1 TV
495.0
May-2003
2
1TG y 1 TV
252.4
20. Altamira V
Oct-2006
6
4 TG y 2 TV
1,121.0
10. Campeche
Total
10,386.9
1/ Fecha de entrada en operación comercial
2/ TG: Turbina de gas, TV: Turbina de vapor
Cuadro 2.3
2.2.4
Autoabastecimiento y cogeneración
En el cuadro 2.4 se presenta la evolución de la capacidad en proyectos de autoabastecimiento
y cogeneración, 1999 — 2006.
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
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
2006
1,992
2,514
29
120
0
11
32
619
131
284
7
250
260
24
10
8
19
4
3,316
3,802
3,891
4,201
5,118
5,475
5,835
6,315
1/ Considera autoabastecimiento local y remoto, usos propios y excedentes
Cuadro 2.4
2-8
2.2.5
Autoabastecimiento remoto
En el cuadro 2.5 se indica la evolución de la capacidad para atender cargas remotas
autoabastecidas durante 1999 — 2006.
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
1999
9
67
40
2000
9
75
40
4
2001
9
69
40
4
2002
9
87
47
4
277
52
2003
9
79
0
4
474
15
270
7
222
12
2004
9
72
0
5
450
21
255
3
79
12
166
198
8
2
8
116
128
122
476
1,092
1,288
Cuadro 2.5
2.3
Generación bruta en 2006
La figura 2.4 muestra la distribución por tipo de tecnología.
Energía producida en 2006: 225,079 GWh
Servicio público1/
Combustión interna 0.4%
Turbogás 0.7%
Ciclo combinado PIE
27.1 %
Carboeléctrica 14.2%
Geotermoeléctrica y
Eoloeléctrica 3.0%
Nucleoeléctrica 4.8%
Ciclo combinado CFE
13.4 %
Hidroeléctrica 13.4%
Termoeléctrica convencional 23.0%
1/ No incluye excedentes de autoabastecimiento y cogeneración
Figura 2.4
2-9
2005
9
75
0
7
439
15
208
5
132
11
230
230
12
6
8
13
1
1,401
2006
9
75
0
7
527
20
229
7
158
12
230
230
10
6
9
18
1
1,548
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.
El SEN está constituido por redes eléctricas en diferentes niveles de tensión:
a) 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 CFE cuenta con 47,010 km de estas líneas
b) 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 en CFE existen 47,348 km de estas
líneas
c) 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 en CFE es de 369,683 km, los cuales incluyen 16,626 km de líneas subterráneas
d) Las redes de distribución en baja tensión (240 V ó 220 V) alimentan las cargas de
los usuarios de bajo consumo. CFE cuenta con 236,635 km de líneas en estos voltajes
e) La red de LyFC suma un total de 72,383 km, de los cuales 39,225 km transmiten en
tensiones de 400 kV a 6.6 kV. En este total se incluyen las líneas subterráneas.
Además en baja tensión (240 volts ó 220 volts), una longitud de 33,158 km
En total, el SEN cuenta con 773,059 km de líneas de transmisión y distribución. Del monto
anterior, 6.3% correspondían a líneas de 400 kV y 230 kV, 6.4% desde 161 kV hasta 69 kV, y
un 87.3 restante a media y baja tensión desde 60 kV hasta 220 V.
En subestaciones, a diciembre de 2006 se tenía una capacidad instalada de 240,202 MVA, de
los cuales 136,994 MVA correspondían a subestaciones de transmisión, 41,036 MVA a
subestaciones de distribución de CFE, y 29,714 MVA a subestaciones de LyFC, así como
32,458 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) 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
2-10
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 sistema de generación en el SEN, la distribución regional
actualmente considera 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 de potencia entre las regiones en
2006. 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.
Sistema Eléctrico Nacional
Capacidad de transmisión entre regiones (MW)
2006
43
800
44 46
520
200
180
47
45
1
150
7
180
2
600
8
500
400
12
350
3
330
9
400
2100
48
70
250
750
Regiones
3) Obregón
18) Valles
19) Huasteca
20) Tamazunchale 1/
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
28) Lázaro Cárdenas
12) Río Escondido
29) Querétaro
13) Nuevo Laredo
30) Central
14) Reynosa
31) Poza Rica
15) Matamoros
1300
300
6
10
80
14
15
1350
750
1200
200
23
19
900 24
750
21
16 1350
17
250
5
49
90
1) Hermosillo
2) Nacozari
11
650
50
13
250
4
1100
1100 18
200
950
20
1000
1600
29
31
3200
22 550 1300
25
600
1200
700
1700
310
750
32
30
26
27
480
2560
480
1500 250
450
33
36
37
28 1700
3110 1050
1960
250 270
35) Temascal
550
2150
35
34
36) Coatzacoalcos
38
1950
37) Tabasco
38) Grijalva
42) Chetumal
43) WECC(EUA)
44) Tijuana
48) Villa Constitución
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
45) Ensenada
1/ En 2006 esta región no se encuentra interconectada
Figura 2.5
2-11
40
450
39
560 41
150
42
Capacidad de enlaces entre regiones en 2006
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
PV Mazatlán II
PV Mazatlán II
PV Mazatlán II
Jerónimo Ortíz
Durango II
Camargo II
Moctezuma
Moctezuma
Samalayuca
Jerónimo Ortiz
Hércules Potencia
Torreón Sur
Andalucía
R. 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
Cerro Blanco
Potrerillos
León II
León II
Acatlán
Atequiza
Mazamitla
Cd. Guzmán
Mazamitla
Ocotlán
Mazamitla
Lázaro Cárdenas
PV San Luis Potosí
Moctezuma
Nacozari
Casas Grandes
Nacozari
Cananea
Guaymas II
Guaymas II
Louisiana
Mochis II
La Higuera
La Higuera
Culiacán III
PV 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
V. de García
Huinalá
Huinalá
Champayán
Altamira
El Potosí
Poza Rica II
Ags. Potencia
Ags. Potencia
Salamanca II
El Potosí
El Potosí
S. Luis Potosí
PV. SLP
Tesistán
Salamanca II
Silao
Irapuato II
PV Manzanillo
PV 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
1,200
1/
1
330
1
1
2
80
2
1,350
1
2
2
750
2
1,350
1
1
2
1,100
1
2
1,100
2
1,000
1
950
1
1
550
1
900
1
1
1
3
1,950
2
1,600
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
2-12
Capacidad de enlaces entre regiones en 2006
▪▪▪
Enlace
Región
Subestación
Región
Subestación
Salamanca
PV Salamanca
PV 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
PV Tula
PV Tula
Valle de México
Poza Rica II
Tuxpan PV
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 PV
Valladolid PV
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
Tijuana-Mexicali
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 (EUA)
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
2-13
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)
2
1,300
2
1
750
1
1
310
1
2
1,200
1
1
1
3,200
3
2
1
2,560
1
3
2
1,700
1
1
250
1
600
2
270
1
1,500
1
1
3,110
1
1
2
2
250
1
1
1
1,050
1
3
2,150
1
1,960
2
1/
1
550
2
1/
1
480
1
1
1/
2
450
1
1
1
1
1/
2
560
1
1
1
1
150
1
1
800
1
1
200
1
1
1
1
520
1
1
180
2/
1
1
1
70
1
3/
1
90
3/
1
1
Principales localidades por regiones del Sistema Eléctrico Nacional
Área
Central
Región
Central
Poza Rica
Veracruz
Puebla
Acapulco
Oriental
Temascal
Coatzacoalcos
Grijalva
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
Región
Hermosillo
Nacozari
Noroeste
Obregón
Los Mochis
Culiacán
Mazatlán
Juárez
Moctezuma
Norte
Chihuahua
Laguna
Durango
Río Escondido
Nuevo Laredo
Monterrey
Tabasco
Guadalajara
Tepic
Manzanillo
Aguascalientes
San Luis Potosí
Salamanca
Occidental
Querétaro
Carapan
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
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
Mérida
Cancún
Lázaro Cárdenas Lázaro Cárdenas
Infiernillo
Chetumal
Cuadro 2.7
2-14
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 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 con varios años de
anticipación, ya que los periodos desde que se decide su construcción hasta su operación son
largos.
Transcurren aproximadamente de cuatro a seis años entre el análisis de oferta para decidir la
construcción de una nueva central generadora hasta 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 técnicoeconómico de diversas alternativas, mediante modelos que optimizan el comportamiento del
sistema ante diferentes condiciones de operación.
Estos análisis se realizan para el mediano y largo plazos con base en las premisas de la
evolución de la demanda, precios de combustibles, costos y eficiencia de las opciones
tecnológicas para generación de energía eléctrica.
Con el propósito de atender lo establecido en la LSPEE y su reglamento, en lo referente a la
elaboración del documento de prospectiva, CFE solicitó a la SENER la definición de lineamientos
de política energética que orientaran el ejercicio de planificación del sector eléctrico y la
definición de proyectos por incluir en el plan de expansión.
Para este propósito, CFE envió a esa secretaría una propuesta en la que se destaca el
establecimiento de cotas máximas en la capacidad de generación basada en gas natural,
3-1
combustóleo o crudos pesados, así como de metas para el desarrollo de las fuentes renovables
para generación de electricidad.
Con base en las estrategias establecidas en el Plan Nacional de Desarrollo 2007 — 2012, la
SENER estableció los siguientes lineamientos para la elaboración del plan de expansión del
sistema de generación:
i.
ii.
iii.
iv.
v.
Desarrollar fuentes de energía renovable a fin de alcanzar una participación en la
capacidad de generación de 25 por ciento
Mantener una participación de 40% para las tecnologías de generación a base de gas
natural
Desarrollar la generación a base de carbón, manteniendo su participación en 15% como
máximo. Así mismo se recomienda atender los compromisos de sustentabilidad
ambiental implementando las tecnologías necesarias para el abatimiento de emisiones
Mantener una cota máxima de 8% para proyectos que se dejarían con libertad para
definir posteriormente la tecnología más conveniente, y mantener invariable la
participación de la generación nucleoeléctrica
Reducir la participación de las tecnologías a base de combustóleo y diesel a
12 por ciento
En este ejercicio se han atendido los lineamientos anteriores, considerando cotas máximas para
tecnologías a base de combustibles fósiles y metas para la utilización de fuentes de energía
renovable.
Como parte del análisis, se realizaron estudios de largo plazo para 2007 — 2027, los cuales
sirvieron de base para la elaboración del Programa de Requerimientos de Capacidad (PRC)
2007 — 2017 que se presenta en este capítulo.
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 nuevas centrales con base en estos esquemas influirá de
manera importante en el desarrollo del SEN, ya que se modificarán los requerimientos de
reserva y será necesario adaptar la red eléctrica para proporcionar los servicios de transmisión
y respaldo requeridos.
La incorporación de tales 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 del sistema de generación y la red troncal de transmisión,
con objeto de ubicar adecuadamente la nuevas centrales.
En estudios recientes, se concluyó la conveniencia técnica y económica de interconectar el área
Baja California al SIN mediante un enlace asíncrono. Está interconexión aportará entre otros
beneficios, apoyar la atención de la demanda de punta del sistema Baja California a partir de
los recursos de generación del SIN, y en los periodos de menor demanda en Baja California,
exportar al SIN los excedentes de capacidad y energía tipo base (geotérmica y ciclo
combinado) de esta área, aprovechando la diversidad de la demanda entre los dos sistemas.
Con esta interconexión, se reducirán los costos de inversión en infraestructura de generación y
los de producción globales. Además, el enlace de Baja California al SIN abrirá nuevas
oportunidades para efectuar transacciones de potencia y energía con diversas compañías
3-2
eléctricas del oeste de EUA, mediante los enlaces actuales con los sistemas eléctricos de
California. Esta interconexión se ha programado para 2011.
Actualmente se analiza la posibilidad de interconectar el sistema Baja California Sur al SIN. Un
beneficio importante será el de posponer o en su caso cancelar proyectos de generación con
tecnologías que requieren altos costos de inversión y de operación en tal área, además del
beneficio ambiental al disminuir o posponer la construcción de centrales generadoras en esta
región predominantemente turística.
3.2
Conceptos de margen de reserva
La confiabilidad de un sistema eléctrico depende de su capacidad para satisfacer la demanda
máxima de potencia (MW) y de energía (GWh).
Para evaluar la confiabilidad del suministro de cualquier sistema eléctrico es necesario conocer
el margen de reserva (MR) de capacidad y el margen de reserva operativo (MRO), así como el
margen de reserva en energía (MRE). Estos indicadores son importantes por las razones
siguientes:
1.- La capacidad del sistema está sujeta a indisponibilidades como consecuencia de salidas
programadas de unidades generadoras por mantenimiento, fallas, degradaciones y causas
ajenas. Por tanto, en todo sistema la capacidad de generación debe ser mayor que la demanda
máxima anual, para alcanzar un nivel 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 a fin de enfrentar eventos críticos o
contingencias mayores, como son:
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
Desviaciones en el pronóstico de la demanda
Bajas aportaciones a centrales hidroeléctricas
Retrasos en la entrada en operación de nuevas unidades
Fallas de larga duración en unidades térmicas
3.- Dado que la energía eléctrica no puede almacenarse y se debe producir cuando se necesita,
el valor del MR depende de los tipos de centrales que lo conforman, de la capacidad y
disponibilidad de las unidades generadoras y de la estructura del sistema de transmisión.
Los requerimientos de capacidad en 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, evaluaciones determinísticas sustentadas en valores medios de disponibilidad de las
centrales generadoras y en el comportamiento estacional de la demanda.
Los conceptos de MR y MRO de capacidad se ilustran en la figura 3.1.
3-3
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
Para el cálculo del MRO, se ha tomado en cuenta que la capacidad de generación de las
tecnologías de ciclo combinado y turbogás, se afectan de manera importante por las
condiciones de temperatura ambiente. En las áreas del norte este efecto es mayor debido a las
altas temperaturas que se registran durante los periodos de verano.
Para el cálculo del MRO, se han considerado degradaciones estacionales de capacidad de 9.3%,
8.6% y 5.6% para el parque de generación a base de gas en Baja California, áreas del norte y
áreas del sur, respectivamente.
El MRE se define como la diferencia entre la energía disponible respecto al consumo anual
demandado. Está formado por la generación termoeléctrica que pudiera generarse pero que no
se despacha —cabe aclarar que ésta no se almacena— más la hidroeléctrica almacenada en los
grandes vasos, la cual puede transferirse interanualmente para convertirse en energía
eléctrica.
En particular, para el caso de la energía del parque hidroeléctrico, la Junta de Gobierno de CFE
aprobó en noviembre de 2004 el documento Diagnóstico sobre márgenes de reserva y 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 dicho acuerdo y en la experiencia operativa, 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 cada año y las eventualidades probables.
3-4
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 − 2017.
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.
Evolución de la capacidad de proyectos de autoabastecimiento y cogeneración
(MW)
Proyectos existentes (sin PEMEX)
PEMEX
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
Procter & Gamble Manufactura
Eoliatec del Istmo
BII NEE STIPA Energía Eólica
Parques Ecológicos de México
Eurus
PEMEX Minatitlán
Eléctrica del Valle de México
Fuerza Eólica del Istmo 1a etapa
Fuerza Eólica del Istmo 2a etapa
Preneal México
Desarrollos Eólicos Mexicanos
Gamesa Energía
Eoliatec del Pacífico
Eoliatec del Istmo
Unión Fenosa
PEMEX Nuevo Pemex
GDC Generadora
Total1/
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
1,992
2,514
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
45
1,992
2,514
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
45
21
23
80
250
1,992
2,514
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
45
21
23
80
250
43
50
50
1,992
2,514
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
45
21
23
80
250
43
50
50
50
396
228
288
161
142
228
313
1,992
2,514
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
45
21
23
80
250
43
50
50
50
396
228
288
161
142
228
313
1,992
2,514
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
45
21
23
80
250
43
50
50
50
396
228
288
161
142
228
313
480
1,992
2,514
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
45
21
23
80
250
43
50
50
50
396
228
288
161
142
228
313
480
1,992
2,514
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
45
21
23
80
250
43
50
50
50
396
228
288
161
142
228
313
480
1,992
2,514
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
45
21
23
80
250
43
50
50
50
396
228
288
161
142
228
313
480
1,992
2,514
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
45
21
23
80
250
43
50
50
50
396
228
288
161
142
228
313
480
1,992
2,514
29
120
11
619
131
32
250
260
8
24
7
284
10
19
4
30
45
21
23
80
250
43
50
50
50
396
228
288
161
142
228
313
480
6,390
6,764
6,907
8,713
8,713
9,193
9,193
9,193
9,193
9,193
9,193
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Cuadro 3.1
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.
El desarrollo de esta infraestructura permitirá evacuar la energía producida por las centrales
eólicas instaladas en el Istmo de Tehuantepec.
En el anexo C se detalla la evolución de los proyectos eólicos que se han formalizado bajo esta
modalidad.
3-5
3.3.2
Autoabastecimiento remoto
En el cuadro 3.2 se presenta el programa de adiciones y modificaciones de capacidad de
autoabastecimiento y cogeneración, para atender carga remota.
Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración
Adiciones
MW
1/
Modificaciones
MW
2007
Mexicana de Hidroelectricidad (Mexhidro)
Procter & Gamble Manufactura
29
44
2008
Eurus
Eoliatec del Istmo
BII NEE STIPA Energía Eólica
Parques Ecológicos de México
248
20
22
79
2009
Eléctrica del Valle de México
Fuerza Eólica del Istmo
49
27
2010
Nuevo Pemex
Temporada Abierta:
Fuerza Eólica del Istmo
Preneal México
Desarrollos Eólicos Mexicanos
Gamesa Energía
Eoliatec del Pacífico
Eoliatec del Istmo
Unión Fenosa
304
49
393
226
285
159
141
226
PEMEX
PEMEX
PEMEX
PEMEX
PEMEX
PEMEX
PEMEX
PEMEX
2010
Independencia 2/
Cactus 2/
Petroquímica Morelos 2/
La Venta 2/
Pajaritos 2/
Escolín 2/
Cosoleacaque 2/
Lázaro Cárdenas 2/
-46
-21
-20
-17
-16
-14
-12
-6
2012
GDC Generadora
432
Subtotal 2,733
Total
Subtotal
-152
2,581
1/ Capacidad de autoabastecimiento remoto
2/ Porteo sustituido por el proyecto de cogeneración de Nuevo PEMEX
Cuadro 3.2
La figura 3.2 indica la ubicación de los proyectos considerados para 2007 — 2017; la capacidad
señalada corresponde a la comprometida para autoabastecimiento remoto.
3-6
Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración
2,581 MW 2/
1/
GDC Generadora
(2012: 432 MW)
Procter & Gamble
(2007: 44 MW) Pemex Nuevo Pemex
(2010: 304 MW)
Mexicana de Hidroelectricidad
(2007: 29 MW)
Temporada Abierta (2010: 1,479 MW)
Eurus (2008: 248 MW)
Eoliatec del Istmo (2008: 20 MW)
BII NEE STIPA Energí
Energía Eó
Eólica (2008: 22 MW)
Parques Ecoló
Ecológicos de Mé
México (2008: 79 MW)
Fuerza eó
eólica del Istmo (2009: 27 MW)
Elé
Eléctrica del Valle de Mé
México (2009: 49 MW)
1/ Autoabastecimiento remoto
2/ Considera 152 MW de porteo remoto que será sustituido por Nuevo PEMEX
Figura 3.2
3.3.3
Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración
La figura 3.3 muestra gráficamente la evolución de la capacidad de autoabastecimiento y
cogeneración.
3-7
Evolución del autoabastecimiento y cogeneración
MW
10,000
9,000
9,193
9,193
9,193
9,193
9,193
9,193
2,676
2,676
2,676
2,676
2,676
2,676
6,469
6,517
6,517
6,517
6,517
6,517
6,517
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
8,713
8,713
2,244
2,244
6,469
2010
8,000
7,000
6,764
6,907
6,390
6,000
1,621
1,844
2,092
5,000
4,000
3,000
4,769
4,920
4,815
2007
2008
2009
2,000
1,000
0
Local
Remoto
Figura 3.3
3.4
Retiros de capacidad
Al cierre de 2006, 14,752 MW de capacidad instalada tenían una antigüedad de 25 o más años
en operación y 8,515 MW con 30 años o más, lo que representa 30.3% y 17.5%,
respectivamente de la capacidad total. Esa capacidad es susceptible de retirarse.
Para definir el desarrollo del sistema de generación, se tomó en cuenta un programa de retiros
basado en el análisis de costos de operación y en la vida útil de las unidades generadoras.
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.
3-8
Programa de retiros de unidades generadoras
Total 5,967 MW
1,134
1,016
873
740
710
480
399
316
150
100
49
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Figura 3.4
Con base en la revisión del ritmo de crecimiento del consumo de electricidad, las condiciones
actuales del parque de generación, los programas de mantenimiento, rehabilitación y
modernización y los proyectos de repotenciación de algunas termoeléctricas convencionales,
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 5,967 MW, valor superior en 1,421 MW al considerado
en el programa anterior. Ver figura 3.4.
Estas acciones permitirán a CFE incrementar la eficiencia de su parque de generación y por lo
tanto mejorar su competitividad.
En el cuadro 3.3 se presenta en detalle el programa de retiros de unidades del servicio público
para 2007 — 2017.
3-9
Programa de retiros de unidades generadoras1/
Escenario de planeación
Año Nombre
2007 Nachi - Cocom II
2008 Lerma (Campeche)
Felipe Carrillo Puerto
Lerma (Campeche)
2/
2009 Salamanca
2010 Nonoalco
Cerro Prieto I
Altamira
Lerma (Campeche)
Dos Bocas
Dos Bocas
2011 Dos Bocas
Dos Bocas
C. Rodríguez Rivero (Guaymas
C. Rodríguez Rivero (Guaymas
Francisco Villa
Lechería
Lechería
Nonoalco
Jorge Luque
Jorge Luque
2012 E. Portes Gil (Río Bravo)
Valle de México
Valle de México
Santa Rosalía
Santa Rosalía
Santa Rosalía
Santa Rosalía
Santa Rosalía
Santa Rosalía
2013 Valle de México
Altamira
Samalayuca
2014 C. Rodríguez Rivero (Guaymas
C. Rodríguez Rivero (Guaymas
Huinalá
Huinalá
Los Cabos
Los Cabos
Cd. Constitución
2015 Altamira
Gómez Palacio
Gómez Palacio
Fundidora
Industrial
2016 Las Cruces
Universidad
Esperanzas
Cd. Obregón
Las Cruces
Tecnológico
Xul - Ha
Cd. del Carmen
Salamanca
Salamanca
Punta Prieta II
Tijuana
Los Cabos
2017 Punta Prieta II
Mexicali
Mexicali
II)
II)
II)
II)
Unidad
Tipo
1 y 2 TC
1
TC
1 y 2 TC
2
TC
1 y 2 TC
1 y 2 TG
1 y 2 GEO
1 y 2 TC
3 y 4 TC
3 y 4 CC
6
CC
1 y 2 CC
5
CC
TC
2
4
TC
4 y 5 TC
1, 2 y 3 TG
TG
4
3 y 4 TG
1 y 2 TC
TC
3
TC
3
2 y 4 TG
TG
3
3
CI
7
CI
5 y 6 CI
4
CI
8 y 9 CI
2
CI
1, 2 y 3 TC
TC
3
1 y 2 TC
TC
1
3
TC
1, 2, 3 y 4 CC
5
CC
TG
2
1
TG
1
TG
4
TC
1 y 2 CC
3
CC
TG
1
TG
1
1 y 2 TG
1 y 2 TG
TG
1
1 y 2 TG
3
TG
TG
1
TG
1
1
TG
3
TC
TC
4
1 y 2 TC
1 y 2 TG
3
TG
3
TC
1
TG
2 y 3 TG
Total de retiros
MW
49.0
37.5
75.0
37.5
316.0
64.0
75.0
300.0
75.0
126.0
100.0
126.0
100.0
84.0
158.0
300.0
96.0
42.0
84.0
64.0
80.0
300.0
56.0
32.0
0.8
2.8
2.4
0.6
2.0
2.0
450.0
250.0
316.0
84.0
158.0
249.4
128.3
27.4
30.0
33.2
250.0
118.0
82.0
12.0
18.0
28.0
24.0
12.0
28.0
15.0
26.0
14.0
14.0
300.0
250.0
75.0
60.0
27.2
37.5
26.0
36.0
Mes
octubre
febrero
junio
noviembre
junio
febrero
febrero
marzo
junio
septiembre
septiembre
marzo
marzo
abril
abril
abril
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
marzo
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
marzo
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
abril
abril
abril
abril
abril
abril
abril
abril
junio
junio
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
noviembre
Área
Peninsular
Peninsular
Peninsular
Peninsular
Occidental
Central
Baja California
Noreste
Peninsular
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Noroeste
Noroeste
Norte
Central
Central
Central
Central
Central
Noreste
Central
Central
Sist. Aislados
Sist. Aislados
Sist. Aislados
Sist. Aislados
Sist. Aislados
Sist. Aislados
Central
Noreste
Norte
Noroeste
Noroeste
Noreste
Noreste
Baja California
Baja California
Baja California
Noreste
Norte
Norte
Noreste
Norte
Oriental
Noreste
Noreste
Noroeste
Oriental
Noreste
Peninsular
Peninsular
Occidental
Occidental
Baja California
Baja California
Baja California
Baja California
Baja California
Baja California
Sur
Sur
Sur
Sur
Sur
Sur
5,966.6
CI: Combustión interna TC: Termoeléctrica convencional TG: Turbogás
CC: Ciclo combinado GEO: Geotermoeléctrica
1/ Servicio público
2/ Las áreas operativas analizan la oportunidad de estos retiros, en función de los requerimientos de soporte de voltaje en la
región Bajío
Cuadro 3.3
3-10
3.5
Proyectos de Rehabilitación y Modernización
En el cuadro 3.4 se presentan los proyectos de rehabilitación y modernización (RM) de
unidades generadoras, los cuales han sido incluidos en los Presupuestos de Egresos de la
Federación (PEF) de 2002 a 2008, en la modalidad de Obra Pública Financiada (OPF), y que aún
se encuentran en proceso de licitación o de ejecución. Estos han sido analizados y justificados
por la Subdirección de Generación de CFE.
En el mediano plazo tales acciones permitirán recuperar eficiencia y los índices de
disponibilidad del parque de generación termoeléctrico.
La rehabilitación de centrales generadoras tiene como fin mejorar o modernizar principalmente
los sistemas de aislamiento, enfriamiento, control y protección; y se orienta hacia aquellos
equipos con un alto índice de fallas.
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,
aumento de disponibilidad y eficiencia. En algunos casos se obtendrán incrementos de
eficiencia del orden de 10 puntos porcentuales.
El programa actual de proyectos RM considera: la rehabilitación de las unidades 3 y 4 de la
central geotermoeléctrica Cerro Prieto, las cuales aumentarán su disponibilidad en 7 puntos
porcentuales; central nucleoeléctrica Laguna Verde, unidades 1 y 2 que incrementarán su
capacidad en 134.6 MW cada una; central hidroeléctrica Infiernillo, unidades 1 a 4 que tendrán
una mejora en su disponibilidad de 1.2 puntos porcentuales, y un incremento en eficiencia de
3 puntos porcentuales.
En la central termoeléctrica Poza Rica, unidades 1 a 3, se efectuará la repotenciación a ciclo
combinado, a fin de obtener un incremento de 12 puntos porcentuales en su eficiencia.
Adicionalmente se modernizará la CCC El Sauz paquete 1, con un incremento de 11.4 puntos
porcentuales en eficiencia.
3-11
Proyectos de rehabilitación y modernización
Mejora en
Central
PEF 2002
Altamira
Francisco Pérez Ríos
PEF 2003
Tula
Cerro Prieto I
Carbón II (Fase 1)
Emilio Portes Gil 1/
Pte. Adolfo López Mateos
Pte. Plutarco Elías Calles
PEF 2005
Micos
Electroquímica
Portezuelo I
Portezuelo II
Infiernillo
Francisco Pérez Ríos
Valle de México
El Sauz
Huinalá II
PEF 2006
Laguna Verde
Puerto Libertad
Punta Prieta
Huinalá 1/
Sanalona
PEF 2007
CCC Poza Rica 1/
CCC El Sauz Paquete 1
PEF 2008
CGT Cerro Prieto Unidades 3 y 4
Capacidad
(MW)
Unidad(es)
Eficiencia % Disponibilidad %
3
4
4
10.9
8.2
3.6
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
0.5
54.0
3.0
2.6
Adjudicado
Adjudicado
En revisión de bases
En revisión de bases
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
CC 2
5
2
4
4
3
6
1
1.4
0.2
10.5
0.7
1.0
1.0
1
1
1
1
1
2
3.0
3.0
3.0
3.0
2.7
2.6
0.3
0.4
0.4
3
4
1
2
5, 6 y 7
5
6
7
8
1.4
2.3
2.9
19.0
6.0
18.1
44.3
1.2
1.2
1.2
1.2
6.5
6.2
0.4
1.1
0.9
0.8
0.8
0.58
1.09
1.94
0.75
134.6
134.6
1
2
2
3
2
6
1
2
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
12.0
11.4
85.6
37.4
Situación
En licitación
En licitación
En licitación
En licitación
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
En revisión de bases
En licitación
En licitación
En revisión de bases
En revisión de bases
3
7.0
En proceso de autorización
4
7.0
En proceso de autorización
1/ Conversión a ciclo combinado
Fuente: Subdirección de Generación
Cuadro 3.4
3.6
Disponibilidad del parque de generación
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 y en la figura 3.7 la disponibilidad equivalente del parque de generación. En esta
estimación se supone 100% de suficiencia presupuestal para el mantenimiento requerido en el
parque de generación.
3-12
Evolución de la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE
Sistema interconectado
% Disp.
100
84.6
85.1
84.7
83.9
84.5
82.8
81.6
82.5
82.9
79.8
78.7
78.09
75
50
25
0
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Fuente: Subdirección de Generación
Figura 3.5
Estimación de la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE
Sistema interconectado 1/
% Disp.
100
84.6
82.1
82.7
83.2
82.5
83.0
82.9
83.3
83.8
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
83.5
83.0
75
50
25
0
2007
1/ Supone 100% de suficiencia presupuestal para mantenimiento
Fuente: Subdirección de Generación
Figura 3.6
3-13
2016
2017
Se observa que para 2007 — 2017, los índices se mantienen por arriba de 82 por ciento. En
2007 la disponibilidad será superior a 84% por la reincorporación de centrales que estuvieron
en mantenimiento o en RM durante 2006. Para 2008, la disponibilidad esperada es menor a
causa de que algunas unidades dejarán de operar a fin de ser rehabilitadas y modernizadas.
Estimación de la disponibilidad equivalente del parque de generación
Sistema interconectado
% Disp.
100.0
86.3
86.5
86.4
86.7
87.1
86.7
87.1
87.1
87.3
87.3
87.2
75.0
50.0
25.0
0.0
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Fuente: Subdirección de Generación
Figura 3.7
De 2007 a 2012, la disponibilidad equivalente será superior a 86% y posterior a 2012, mayor a
87 por ciento. En los cálculos se consideró una disponibilidad de 92.5% para centrales de
productores independientes de energía, 95% en proyectos de autoabastecimiento y 87.5%
para centrales hidroeléctricas.
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.
3-14
Catálogo de proyectos hidroeléctricos con
estudios de prefactibilidad, factibilidad o diseño
Área
Proyecto
Ubicación
Baja California
Baja California
Oriental
PAEB El Descanso
PAEB Tecate
Baja California
Baja California
Guerrero
Occidental
Sistema Río Moctezuma
Noreste
Noroeste
Norte
Norte
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
PAEB Monterrey
Guatenipa
Madera
Urique
San Cristóbal
Arroyo Hondo
Pozolillo
Mascota Corrinchis
PAEB Agua Prieta
Amuchiltite
San Juan Tetelcingo
Xúchiles
Tenosique (Kaplan)
Omitlán
Ixtayutla
Paso de la Reina
La Parota
2/
Copainalá ( Kaplan)
Acala (Bulbo)
Sistema Cosautlán
Sistema Pescados
5/
3/
Rehabilitación Bombaná
4/
Hidalgo y
Querétaro
Nuevo León
Sinaloa
Chihuahua
Chihuahua
Jalisco
Jalisco
Nayarit
Jalisco
Jalisco
Jalisco
Guerrero
Veracruz
Tabasco/Chiapas
Guerrero
Oaxaca
Oaxaca
Chiapas
Chiapas
Veracruz
Veracruz
Chiapas
Número de
Capacidad
unidades x
total 1/
potencia por
(MW)
unidad 1/
Generación
Nivel de
media anual
estudio 6/
(GWh)
2 x 300
2 x 300
3 x 300; 2 x 3
600
600
906
1,252
1,252
1,372
P
P
D
2 x 40
1 x 20
1 x 14
114
871
F
2 x 100
2 x 87
2 x 138
2 x 95
2 x 37
2 x 38
2 x 250
2 x 17
2 x 120
2 x 39
3 x 203
2 x 39
3 x 140
2 x 115
3 x 300
3 x 275
3 x 75
3 x 45
3 x 12
3 x 66
-----
200
174
276
190
74
76
500
34
240
78
609
78
420
230
900
825
225
135
36
198
-----
292
380
726
419
146
220
826
51
310
173
1,313
499
2,328
789
1,841
2,022
502
310
151
940
66
F
P
F
P
P
F
F
P
P
P
F
P
F
F
F
F
F
P
GV
GV
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 las condiciones actuales de la CH Ing. Manuel Moreno Torres (Chicoasén) con 2,430 MW instalados
4/ Aporta únicamente el caudal al vaso de la presa Chicoasén
5/ Incluye los proyectos Jiliapan, Piedra Blanca y Tecalco
6/ D: diseño F: factibilidad P: prefactibilidad GV: gran visión
Cuadro 3.5
Catálogo de proyectos hidroeléctricos propuestos para ampliar la capacidad
Área
Proyecto
Central
Occidental
Noroeste
Noroeste
Occidental
Ampliación
Ampliación
Ampliación
Ampliación
Ampliación
1/
2/
3/
4/
5/
Ubicación
Villita 2/ 4/
Zimapán 3/
Mocúzari
Oviáchic
Santa Rosa
Michoacán
Hidalgo
Sonora
Sonora
Jalisco
Número de
unidades x
potencia por
1/
unidad
2 x 75
2 x 283
1x7
1x6
1 x 49
Capacidad
total 1/
(MW)
150
566
7
6
49
Generación
media anual
(GWh)
110
706
42
26
41
La potencia y generación corresponden a la ampliación
La generación media anual no considera la repotenciación de la central
La generación corresponde a horas punta; la CH Ing. Fernando Hiriart Valderrama (presa Zimapán) reduce su factor de planta de 0.53 a 0.14
La generación corresponde a la ampliación de la capacidad
D: diseño F: factibilidad
Cuadro 3.6
3-15
Nivel de
estudio 5/
D
D
F
F
F
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 Azufres III
Eoloeléctricos
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
1/ L: por licitar
2
1
2
1
7
1
53.5
26.6
26.6
26.6
3.5
53.5
La Venta III
Oaxaca I
Oaxaca II
Oaxaca III
Oaxaca IV
F: factibilidad
Generación
Nivel de
media anual
1/
estudio
(GWh)
Baja California
Jalisco
Jalisco
Puebla
Puebla
Michoacán
745
186
372
186
156
372
L
F
P
L
L
P
Oaxaca
Oaxaca
Oaxaca
Oaxaca
Oaxaca
361
373
373
373
373
L
F
F
F
F
P: prefactibilidad
Cuadro 3.7
Proyectos termoeléctricos con estudios de sitio terminados o en proceso
Número de
unidades x
potencia por
unidad 1/
Capacidad
total
factible
(MW)
Observaciones
Área
Proyecto
Baja California
Presidente Juárez conversión TG/CC
CC Baja California III (Ensenada)
1 X 93
1X280
93
280
Baja California Sur
CI Baja California Sur III (Coromuel)
CI Baja California Sur IV (Coromuel)
CI Guerrero Negro III
1 X 43
1 X 43
3X3.6
43
43
10.8
Noreste
Noreste (Monterrey)
CC Tamazunchale II
1 X 736
1 X 750
736
750
Áreas Escobedo y Huinalá
Sitio El Tepetate
Noroeste
CC Agua Prieta II (híbrido)
1 X 641
641
Sitio Las Américas
Norte
CC Norte II (Chihuahua)
CC Norte III (Juárez)
1 X 652
1 X 672
652
672
Sitio El Encino
Occidental
Manzanillo I repotenciación U1
Manzanillo I repotenciación U2
Manzanillo II repotenciación U1
Manzanillo II repotenciación U2
Guadalajara I
Guadalajara II
1 X 645
1 X 645
760
760
810
810
645
645
CT Manuel Álvarez
CT Manuel Álvarez
CT Manzanillo II
CT Manzanillo II
Área Parques Industriales
Área Parques Industriales
Central
Valle de México II
Valle de México III
Central I (Tula)
Central II (Tula)
1 X 601
1 X 601
1 X 889
1 X889
601
601
889
889
CT
CT
CT
CT
Oriental
San Lorenzo conversión TG/CC
1 X 123
123
TG San Lorenzo, Puebla
2/
11,454
TOTAL
CC: Ciclo combinado TG: Turbogás CT: Central termoeléctrica
1/ Para el caso de CC, se refiere al número de ciclos
2/ Incluye 25 MW de campo solar
CI: Combustión interna
Cuadro 3.8
3-16
Sitio CT Presidente Juárez
Sitio La Jovita
Sitio San Francisco
Sitio San Francisco
Sitio Vizcaíno
Valle de México
Valle de México
Tula
Tula
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 43% 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
Industrial gas
Industrial gas F
Industrial gas G
Aeroderivada diesel
Ciclo combinado gas
1x1 F
2x1 F
1x1 G
2x1 G
Diesel
Eficiencia
bruta
(%)
Vida
económica
(años)
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 267
1 x 41.3
37.97
30.00
33.49
35.55
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
291
583
400
802
51.83
51.99
52.28
52.47
30
30
30
30
0.800
0.800
0.800
0.800
2.9
2.8
2.8
2.7
2 x 18.4
4 x 9.7
3 x 3.4
45.17
43.64
40.40
25
25
25
0.650
0.650
0.650
6.6
7.4
9.1
2 x 350
1 x 700
1 x 700
37.84
43.08
43.08
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
Usos
propios
(%)
1/
2/
Carboeléctrica
C. supercrítica s/desulfurador
C. supercrítica c/desulfurador
Nuclear (ABWR)
Factor
de planta
tipico
Potencia
(MW)
1
1
1
1
x
x
x
x
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/I-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. El
mismo 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.
Los proyectos de generación con centrales hidroeléctricas, geotermoeléctricas, eoloeléctricas,
solares, la repotenciación y la rehabilitación y modernización de plantas, así como la
repotenciación de líneas de transmisión y reducción de pérdidas técnicas, entre otros, tienen un
impacto favorable en el cambio climático.
Además, centrales que utilicen fuentes de energía renovable 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.
3-17
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 siguiente1:
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 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.
Específicamente para aquellos proyectos incluidos en el presente programa, que por su
naturaleza contribuyan a la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) 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.
De tal manera se abre para CFE la posibilidad de que este tipo de proyectos participen en el
MDL a fin de comercializar la reducción de emisiones, lo que mejorará su viabilidad económica
y financiera.
3.9
Adiciones de capacidad para el servicio público
Los resultados de los estudios de planificación indican que para satisfacer la demanda del
servicio público en 2007 — 2017 se requerirán 26,487 MW de capacidad adicional; 5,498 MW
se encuentran terminados, en proceso de construcción o licitación y 20,990 MW corresponden a
proyectos futuros.
En estos se incluyen los incrementos de capacidad resultantes de los trabajos
de
mantenimiento y rehabilitación que realiza la Subdirección de Generación a las CH La Villita e
Infiernillo (200 MW) y a la central nucleoeléctrica Laguna Verde (269 MW). Adicionalmente
considera la capacidad de generación de unidades turbogás de LyFC (416 MW) que entrarán
en operación en el periodo. Ver figura 3.8.
1
Fuente: Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico, SENER
3-18
Adiciones de capacidad 2007 — 2017
Servicio público 1/2/
(MW)
469
20,521
26,487
5,498
Terminadas, en
construcción o
licitación
Capacidad
adicional
Incremento3/
en RM
Total de
adiciones
1/ Incluye generación distribuida de LyFC (416 MW)
2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
3/ Incrementos en RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo (469) MW
Figura 3.8
3.9.1
Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión
La capacidad adicional requerida para los próximos diez años se puede obtener combinando de
diversas maneras las tecnologías disponibles. 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 de 2007, 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.
Con base en los lineamientos de política energética formulados por la SENER para las fuentes
de generación, se ha limitado la dependencia del gas natural en el sector eléctrico. La
capacidad adicional de generación para licitación futura que se incluye en este programa como
tecnología libre, podría satisfacerse con: carboeléctricas, ciclos combinados (utilizando gas
natural, gas natural licuado, gasificación de residuos de vacío, gasificación de carbón o
gasificación de otros combustibles), nucleoeléctricas o la importación de energía.
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.
3-19
Capacidad adicional por tecnología en 2007 — 2017
Servicio público (MW)
Tecnología
Ciclo combinado
Hidroeléctrica
Carboeléctrica
Geotermoeléctrica
Turbogás
Combustión interna
Eoloeléctrica
Libre 3/
LyFC
RM 4/
Total
1/
Total
En construcción o
2/
licitación
2,677
1,500
678
0
0
42
185
0
416
0
Licitación
futura
8,385
1,816
2,800
158
72
112
406
6,772
0
0
11,062
3,316
3,478
158
72
154
591
6,772
416
469
5,498
20,521
26,487
5/
1/ Resultados de estudios de planificación, no incluye autoabastecimiento
2/ Incluye la capacidad que entró en operación durante 2007
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/ Incrementos en capacidad por RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo
5/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Cuadro 3.10
Aun cuando se toman en cuenta los lineamientos de política energética, la tecnología de ciclo
combinado mantiene una participación importante. El atractivo de esta opción es la alta
eficiencia y la limpieza en el proceso de conversión de la energía, lo cual permite reducir
niveles de contaminación y ofrecer flexibilidad para utilizar otros energéticos con la integración
de estaciones gasificadoras.
3.9.2
Capacidad en construcción o licitación
El programa de unidades generadoras terminadas, en proceso de construcción o de licitación se
presenta en el cuadro 3.11. Se incluye información sobre: región donde se ubicará, tipo de
tecnología, año del concurso, modalidad de financiamiento, capacidad y año previsto para la
operación comercial.
La licitación del proyecto Agua Prieta II se declaró desierta en agosto de 2007, debido a los
incrementos recientes que han experimentado los costos de infraestructura para las tecnologías
de generación. El proyecto se licitó nuevamente en septiembre de 2007, lo que postergará la
entrada en operación a mayo de 2011.
La figura 3.9 muestra la ubicación de las centrales terminadas o en proceso de construcción.
3-20
Proyectos de generación terminados, en construcción o en licitación1/
Servicio público
Proyecto
Ubicación
Tipo
Fecha
de
concurso
Modalidad
de
financiamiento
2007
Año de operación
Capacidad bruta MW
2008 2009 2010 2011
2012
Proyectos terminados
Baja California Sur II (Coromuel)
La Venta II
Tamazunchale
El Cajón U1 y U2
Baja California Sur
Oaxaca
San Luis Potosí
Nayarit
CI
EO
CC
HID
2003
2005
2003
2002
OPF
OPF
PIE
OPF
42
83
1,170
750
2,045
0
0
0
0
0
0
0
Proyectos en proceso de construcción
San Lorenzo conversión TG/CC
Baja California (Pdte. Juárez)
Norte (La Trinidad )
Carboeléctrica del Pacífico
Generación distribuida LyFC
Puebla
Baja California
Durango
Guerrero
DF, Edo. de México
CC
CC
CC
CAR
TG
2005
2006
2005
2003
OPF
OPF
PIE
OPF
123
277
466
678
416
Subtotal
416
0
400
1,144
Proyectos en proceso de licitación
La Venta III
La Yesca U1 y U2
Agua Prieta II 2/
Oaxaca
Nayarit
Sonora
EO
HID
CC
2007
2007
2007
PIE
OPF
OPF
101.4
750
641
Subtotal
0
0
101
0
641
750
Total anual
3/
2,461
0
501
1,144
641
750
Acumulado
3/
2,461 2,461 2,963
4,107 4,748 5,498
HID: Hidroeléctrica CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diesel EO: Eoloeléctrica CAR: Carboeléctrica
OPF: Obra pública financiada
PIE: Productor independiente de energía
1/ Incluye generación distribuida de LyFC
2/ Segunda convocatoria, incluye 25 MW de campo solar
3/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Cuadro 3.11
Centrales terminadas o en proceso de construcción
Servicio público
4,005 MW
Baja California (Pdte. Juárez)
(277 MW)
Baja California Sur II
(Coromuel)
(42 MW)
MW
1/
Norte
(La Trinidad)
(466 MW)
Hidroeléctrica 750
Ciclo
combinado
2,036
Combustión
interna
42
Eoloeléctrica
83
Carboeléctrica
678
Turbogás
416
Total
El Cajón U1 y U2
(750 MW)
Tamazunchale
(1,170 MW)
TG’s LyFC
416 MW
Carboeléctrica
del Pacífico
(678 MW)
San Lorenzo
conversión TG/CC
(123 MW )
4,005
Figura 3.9
3-21
La Venta II
(83 MW)
TG: Turbogás
Los proyectos en proceso de licitación se muestran en la figura 3.10.
Requerimientos de capacidad adicional en proceso de licitación
Servicio público
1,492 MW
Agua Prieta II
(641 MW)
MW
1/
Ciclo combinado
641
Eoloeléctrica
101
Hidroeléctrica
750
TOTAL
La Yesca
(750 MW)
1,492
La Venta III
(101 MW)
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Figura 3.10
3.9.3
Capacidad adicional
Se refiere a capacidad futura que se licitará en función de su fecha programada de entrada en
operación.
En el cuadro 3.12 se presentan los requerimientos de generación en esta categoría. La figura
3.11 muestra la ubicación de tales proyectos.
3-22
Requerimientos de capacidad adicional
Servicio público 1/
Año de operación
Capacidad bruta (MW)
Proyecto
Ubicación
Tipo
Guerrero Negro III
Presidente Juárez conversión TG/CC
Baja California Sur III y IV (Coromuel)
Cerro Prieto V
Humeros
Oaxaca I, II, III y IV
Norte II (Chihuahua)
Baja California III y II (Ensenada)
Manzanillo I repotenciación U1 y U2
Valle de México II, III y IV
Noreste (Monterrey)
Santa Rosalía
Norte III (Juárez)
Río Moctezuma
Manzanillo II repotenciación U1 y U2
Baja California Sur V y VI (Coromuel)
Noreste II y III (Sabinas)
Villita ampliación
Guadalajara I y II
Topolobampo I y II
Baja California Sur TG I y II (Los Cabos)
Norte IV (Torreón)
Tamazunchale II
La Parota U1, U2 y U3
Baja California Sur VII, VIII, IX y XI (Todos Santos)
Carboeléctrica del Pacífico II y III
Occidental (Salamanca)
Central I y II (Tula)
Veracruz I y II
Copainalá
Tenosique
Baja California Sur X (Pto. San Carlos)
Baja California IV (SLRC)
Baja California Sur
Baja California
Baja California Sur
Baja California
Puebla
Oaxaca
Chihuahua
Baja California
Colima
Edo. Méx.
Nuevo León
Baja California Sur
Chihuahua
Hidalgo, Queréraro
Colima
Baja California Sur
Coahuila
Michoacán
Jalisco
Sinaloa
Baja California Sur
Coahuila
San Luis Potosí
Guerrero
Baja California Sur
Guerrero
Guanajuato
Hidalgo
Veracruz
Chiapas
Tabasco
Baja California Sur
Sonora
CI
CC
CI
GEO
GEO
EO
CC
CC
CC
CC
CC
CI
LIBRE
HID
CC
LIBRE
LIBRE
HID
CC
CAR/GICC
TG
CC
CC
HID
LIBRE
CAR/GICC
LIBRE
LIBRE
LIBRE
HID
HID
LIBRE
LIBRE
Total anual
Acumulado
Adiciones de capacidad terminadas, en proceso de construcción o licitación
RM 3/
Total de adiciones para el Sistema Eléctrico Nacional
2009
93
43
107
51
406
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
43
652
280
460
601
280
460
601
736
15
601
672
114
460
43
460
43
700
150
645
700
700
645
700
36
661
750
900
86
700
36
43
650
889
11
11
2/
2010
11
700
711
2,036
2,747
1,812
4,559
1,569
6,128
43
700
889
1,400
232
420
43
571
3,299
3,778
2,982
4,334
9,427 13,205 16,187 20,521
5,498
469
26,487
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
2/ Incluye generación distribuida LyFC
3/ Incremento de capacidad por RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo
HID: Hidroeléctrica
CAR: Carboeléctrica
CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diesel GEO: Geotermoeléctrica
TG: Turbogás
GICC: Gasificación integrada a ciclo combinado
LIBRE: Tecnología aún no definida
EO: Eoloeléctrica
Cuadro 3.12
En el cuadro anterior se señala la ubicación de las adiciones de capacidad más convenientes.
Sin embargo, la LSPEE y su Reglamento ofrecen a los inversionistas la libertad de proponer una
diferente, aun cuando esto involucre transmisión adicional — para llegar al punto de
interconexión preferente y a los de interconexión alternativos, especificados por CFE en las
bases de licitación —.
Con lo anterior, se da apertura a otras opciones para aprovechar la energía eléctrica cuyo costo
total de largo plazo sea el menor, con la calidad y confiabilidad que requiere el servicio público.
En cuanto al tipo de proyectos de generación, también existe libertad para la selección. No
obstante, según lo indica el artículo 125 del Reglamento de la LSPEE, fracción IV, inciso d) …la
Secretaría, fundando y motivando sus razones, podrá instruir por escrito a la Comisión para
que en la convocatoria y en las bases de licitación se señalen especificaciones precisas sobre el
combustible.
Dichas especificaciones deberán plantearse de tal modo que permitan a todos y cada uno de los
interesados presentar con flexibilidad sus propuestas, en cuanto a tecnología, combustible,
diseño, ingeniería, construcción y ubicación de las instalaciones.
3-23
Requerimientos de capacidad adicional
Servicio público
20,521 MW
Pdte. Juárez
conv. TG/CC
(93 MW) Cerro Prieto V
(107 MW)
Baja California III
Baja California IV (SLRC)
y II (Ensenada)
(571 MW)
(2x280 MW)
Norte III
(Juárez)
(672 MW)
Guerrero Negro III
(11 MW)
Norte II (Chihuahua)
(652 MW)
Santa Rosalía
(15 MW)
Baja California Sur X
(Pto. San Carlos)
(43 MW)
Baja California Sur V y VI (Coromuel)
(2x43 MW )
Baja California Sur
III y IV (Coromuel)
(2x43 MW)
1/
Carboeléctrica
Eoloeléctrica
MW
2,800
406
Hidroeléctrica
1,816
Ciclo
combinado
8,385
Combustión
interna
Libre
6,772
Turbogás
112
Noreste II y III
(Sabinas)
(2x700 MW)
Topolobampo I y II
(2x700 MW)
Baja California Sur
VII, VIII, IX y XI
(Todos los Santos)
(4x43 MW)
Noreste (Monterrey)
(736 MW)
Norte IV (Torreón)
(661 MW)
Baja California Sur TG I
y II (Los Cabos)
(2x36 MW)
Tamazunchale II
Guadalajara I, II
Occidental
(2x645 MW)
(Salamanca) (750 MW)
(650 MW)
Veracruz I y II
(2x700MW )
Manzanillo I rep. U1 y U2
Central
I
y
II (Tula)
(2x460 MW)
Humeros
(2x889 MW)
(51 MW)
Manzanillo II rep. U1 y U2
Valle de México
(2x460 MW)
II, III y IV
Tenosique
Villita ampliación
Río Moctezuma
(3x601 MW)
(150 MW)
(420 MW)
(114 MW)
Carboeléctrica del Pacífico
Oaxaca I, II, III y IV
II y III (2x700 MW)
(406 MW)
La Parota U1, U2 y U3
(3x300 MW)
72
Copainalá
(232 MW)
Geotermoeléctrica 158
Total
20,521
1/ Las cifras están redondeadas, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Figura 3.11
3.10
Evolución de la capacidad para el 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.
En el cuadro 3.13 se muestran los proyectos que se han diferido o han registrado algún cambio
al comparar los programas de requerimientos de capacidad 2005 y 2006. A su vez, en el
cuadro 3.14 se indican los reprogramados en 2007.
3-24
Proyectos de generación con cambios
POISE 2006 vs POISE 2005
Comparación de programas de requerimientos de capacidad
PRC del 04 de agosto de 2006
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
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
1/
Cancelado
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 3.13
3-25
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
Proyectos de generación diferidos
POISE 2007 vs POISE 2006
Comparación de programas de requerimientos de capacidad
PRC del 04 de agosto de 2006
Proyecto
La Venta II
La Venta III
Norte (La Trinidad)
Baja California II (SLRC)
Valle de México repotenciación U2
Agua Prieta II
Oaxaca I
Norte II (Chihuahua)
Valle de México repotenciación U3
Valle de México repotenciación U1
Tula repotenciación U1
Río Moctezuma
Baja California IV (Tijuana)
Guadalajara I
Peninsular I
Tula repotenciación U2
Tamazunchale II
Guadalajara II
Infiernillo repotenciación
Baja California V (SLRC)
Topolobampo II
Peninsular II
Topolobampo III
Sonora I
Oriental I
Peninsular III
Ampliación Zimapán
Baja California VI (Mexicali)
PRC del 20 de septiembre de 2007
MW
83
101
402
223
380
642
101
652
380
380
554
139
288
645
180
554
750
645
200
279
700
180
700
656
700
180
566
156
Mes
Nov
Sep
Jun
Abr
May
Mar
Nov
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Nov
Abr
Año
2006
2008
2009
2009
2009
2009
2009
2010
2011
2012
2012
2012
2013
2013
2013
2013
2014
2014
2014
2015
2015
2015
2016
2016
2016
2016
2016
2016
Proyecto
La Venta II
La Venta III
Norte (La Trinidad)
Baja California II (Ensenada)
Valle de México II
Agua Prieta II
Oaxaca I
Norte II (Chihuahua)
Valle de México III
Valle de México IV
Central I (Tula)
Río Moctezuma
Baja California IV (SLRC)
Guadalajara I
Posterior a 2017
Central II (Tula)
Tamazunchale II
Guadalajara II
Posterior a 2017
Posterior a 2017
Topolobampo II
Posterior a 2017
Posterior a 2017
Posterior a 2017
Posterior a 2017
Posterior a 2017
Posterior a 2017
Cancelado
MW
83
101
466
280
601
641
102
652
601
601
889
114
571
645
Mes
Ene
May
Ene
Abr
Sep
May
Ago
Abr
Ago
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Año
2007
2009
2010
2013
2011
2011
2010
2011
2012
2014
2016
2013
2017
2014
889 Ago
750 Abr
645 Abr
2017
2015
2015
700 Abr
2016
Cuadro 3.14
El cuadro 3.15 y la figura 3.12 muestran las cifras estimadas de la capacidad de generación
para el servicio público 2007 — 2017.
Evolución esperada de la capacidad
Servicio público 1/ 2/
(MW)
Capacidad a diciembre de 2006
Adiciones acumuladas
Incrementos en RM acumulados
Adiciones acumuladas LyFC 3/
Retiros acumulados
Capacidad a diciembre de cada año
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
48,769
48,769
48,769
48,769
48,769
48,769
48,769
48,769
48,769
48,769
48,769
48,769
2,045
2,045
2,558
4,401
7,078
9,640
11,209
14,508
18,286
21,268
25,602
10
60
110
295
469
469
469
469
469
469
469
416
416
416
416
416
416
416
416
416
416
416
49
199
515
1,255
2,389
2,788
3,804
4,514
4,994
5,867
5,967
48,769 51,191 51,091 51,337 52,626 54,343 56,506 57,059 59,648 62,946 65,055 69,289
1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto
2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
3/ Autorizadas por la SENER para su inclusión en el PEF 2005
Cuadro 3.15
3-26
Evolución de la capacidad
Servicio público
(MW)
1/ 2/
69,289
26,487
48,769
-5,967
Total a
diciembre de 2006
Retiros
Adiciones
3/
Total a
diciembre de 2017
1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto
2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
3/ Incluye generación de LyFC (416 MW) e incrementos en RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo (469 MW)
Figura 3.12
Como resultado de los estudios de expansión del sistema de generación y de los ajustes
mencionados, en el cuadro 3.16 se presenta el PRC para atender las necesidades de demanda
de electricidad para el servicio público en 2007 — 2017.
3-27
Programa de requerimientos de capacidad para servicio público
Escenario de planeación
Año
Mes
Proyecto
Tipo
Ene
Mar
Jun
Jun
Jun
La Venta II 7/
El Cajón U2 7/
Tamazunchale 7/ 9/
El Cajón U1 7/
Baja California Sur II (Coromuel) 7/
2009
Mar
May
May
Sep
Baja California (Presidente Juárez) 7/ 9/
La Venta III
Guerrero Negro III
San Lorenzo Conversión TG/CC 2/ 9/
2010
Ene
Feb
Abr
Abr
Abr
Abr
Ago
Norte (La Trinidad) 7/ 9/
Carboeléctrica del Pacífico 7/
Presidente Juárez Conversión TG/CC 2/ 8/
Baja California Sur III (Coromuel)
Cerro Prieto V
Humeros
Oaxaca I, II, III y IV
2011
Abr
Abr
Abr
May
Jul
Sep
Baja California Sur IV (Coromuel)
Norte II (Chihuahua) 8/
Baja California III (Ensenada)
Agua Prieta II 4/ 8/
Manzanillo I rep U1 3/ 8/
Valle de México II 8/
2012
Ene
Abr
Abr
Abr
Abr
Ago
La Yesca U1
Noreste (Monterrey) 8/
Santa Rosalía
Manzanillo I rep U2 3/ 8/
La Yesca U2
Valle de México III 8/
2013
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Norte III (Juárez) 5/ 8/
Río Moctezuma
Manzanillo II rep U1 3/ 8/
Baja California Sur V (Coromuel) 6/
Baja California II (Ensenada) 8/
2014
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Capacidad
Bruta
MW
1/
Neta
MW
83
375
1,170
375
42
2,045
0
0
CC
EO
CI
CC
277
101
11
123
512
272
99
10
116
497
BC
ORI
AIS
ORI
CC
CAR
CC
CI
GEO
GEO
EO
466
678
93
43
107
51
406
1,844
450
651
90
41
100
46
400
1,778
NTE
OCC
BC
BCS
BC
ORI
ORI
CI
CC
CC
CC
CC
CC
43
652
280
641
460
601
2,677
41
635
272
625
447
585
2,605
BCS
NTE
BC
NOR
OCC
CEL
HID
CC
CI
CC
HID
CC
375
736
15
460
375
601
2,562
373
716
13
447
373
585
2,507
OCC
NES
AIS
OCC
OCC
CEL
LIBRE
HID
CC
LIBRE
CC
672
114
460
43
280
1,569
654
113
447
41
272
1,527
NTE
OCC
OCC
BCS
BC
Valle de México IV
8/
Noreste II (Sabinas) 10/
Baja California Sur VI (Coromuel) 6/
Villita Ampliación
Manzanillo II rep U2 3/ 8/
Guadalajara I 8/
Topolobampo I 10/
CC
LIBRE
LIBRE
HID
CC
CC
CAR/GICC
601
700
43
150
460
645
700
3,299
585
655
41
149
447
627
655
3,159
CEL
NES
BCS
OCC
OCC
OCC
NOR
2015
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Jul
Oct
Baja California Sur TG I (Los Cabos) 6/ 8/
Norte IV (Torreón) 8/
Tamazunchale II 8/
La Parota U1
Guadalajara II 8/
Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos) 6/
Carboeléctrica del Pacífico II 10/
La Parota U2
La Parota U3
TG
CC
CC
HID
CC
LIBRE
CAR/GICC
HID
HID
36
661
750
300
645
86
700
300
300
3,778
35
643
729
299
627
82
655
299
299
3,667
BCS
NTE
NES
ORI
OCC
BCS
OCC
ORI
ORI
2016
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Noreste III (Sabinas) 10/
Occidental (Salamanca) 8/
Central I (Tula) 8/
Topolobampo II 10/
Baja California Sur IX (Todos Santos) 6/
LIBRE
LIBRE
LIBRE
CAR/GICC
LIBRE
700
650
889
700
43
2,982
655
631
865
655
41
2,847
NES
OCC
CEL
NOR
BCS
2017
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Ago
Veracruz I Y II 8/
Baja California Sur TG II (Los Cabos) 6/ 8/
Baja California Sur XI (Todos Santos) 6/
Copainalá
Tenosique
Carboeléctrica del Pacífico III 10/
Baja California Sur X (Pto San Carlos) 6/
Baja California IV (SLRC) 5/ 8/
Central II (Tula) 8/
LIBRE
TG
LIBRE
HID
HID
CAR/GICC
LIBRE
LIBRE
LIBRE
1,400
36
43
232
420
700
43
571
889
4,334
1,342
35
41
231
418
655
41
555
865
4,183
ORI
BCS
BCS
ORI
ORI
OCC
BCS
BC
CEL
Total
25,602
24,775
2007
2008
83
373
1,135
373
40
2,004
Área
EO
HID
CC
HID
CI
ORI
OCC
NES
OCC
BCS
CC: Ciclo combinado CAR: Carboeléctrica GICC: Gasificación integrada a ciclo combinado CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás
EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica
1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación distribuida de LyFC
6/ Se está analizando la interconexión al SIN del sistema BCS
2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC
7/ Capacidad de contrato
3/ Se analiza la alternativa de una central nueva
8/ Capacidad media anual
4/ Incluye 25 MW del campo solar
9/ Capacidad de verano
5/ Instalación de central o inyección de potencia
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 3.16
3-28
3.10.1
Repotenciaciones
En el programa de expansión se incluyen repotenciaciones para las unidades 1 y 2 de
Manzanillo I de 300 MW cada una, las cuales incrementarán su capacidad a 760 MW mediante
2 turbinas de 267 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 1,840 MW.
Sin embargo, con base en los avances tecnológicos y en la evolución de costos, se está
analizando la conveniencia de que la capacidad adicional requerida se proporcione mediante
ciclos combinados nuevos, con lo que se reducirían riesgos inherentes en repotenciaciones tales
como: extensión de vida útil, eficiencia y capacidad.
La decisión dependerá de que los beneficios económicos por repotenciar sean significativos, en
comparación con los obtenidos de ciclos combinados nuevos.
Para el caso de las repotenciaciones de las unidades 1, 2 y 3 de Valle de México, consideradas
en el programa anterior, la actualización de las evaluaciones técnicas y económicas no
mostraron ventajas respecto a la consideración de CC nuevos, por lo que se decidió
cancelarlas, y se sustituyeron por los proyectos Valle de México II, III y IV, de 601 MW de
capacidad cada uno.
A partir de los estudios de actualización que se realicen para el caso de Manzanillo, se analizará
la opción de aplicar dicha tecnología a otras termoeléctricas existentes. Esta opción permitiría el
reemplazo de capacidad en zonas estratégicas del SIN y, en su caso, la solución al problema
ambiental en la región correspondiente a cada una de las plantas involucradas.
3.10.2
Centrales eoloeléctricas
Como parte del Programa de Energías Renovables a Gran Escala (PERGE), la Subsecretaría de
Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico de la SENER solicitó a CFE incluir en el plan de
expansión de la generación, cinco proyectos eoloeléctricos de 101.4 MW cada uno.
Así el PRC 2007 considera cinco centrales de este tipo: La Venta III, y Oaxaca I, II, III y IV, con
una capacidad total de 507 MW durante 2007–2010, por ubicarse en el Istmo de Tehuantepec
en la región de La Ventosa.
Para este tipo de proyectos, en los estudios de expansión de largo plazo se consideraron
incentivos económicos del fondo verde que administrará la SENER, hasta por un monto máximo
de 1.25 centavos de dólar/kWh, durante los primeros 5 años de operación de la central. Así
mismo, en su evaluación económica, además de dichos incentivos se consideraron beneficios
por venta de bonos de carbón.
3.10.3
Centrales carboeléctricas
Sobre la base de los escenarios de precios de los combustibles definidos por la SENER en
febrero de 2007 y los costos de inversión para las diversas tecnologías de generación, el
desarrollo de centrales basadas en el uso de carbón resulta competitivo en el mediano y largo
plazos. En este programa se confirma la participación de la tecnología de carbón en la
expansión del sistema de generación.
3-29
De esta manera, se han incluido, además del proyecto Carboeléctrica del Pacífico de 678 MW
que se construye actualmente en la central Petacalco, cuatro centrales carboeléctricas
supercríticas de 700 MW cada una, a partir de 2014.
La opción de gasificación de carbón integrada a ciclo combinado se considera como alternativa
para la capacidad con tecnología libre.
3.10.4
Participación de tecnologías en la expansión
En la figura 3.13 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad
efectiva en 2006 y 2017 para el servicio público.
Participación de tecnologías en la capacidad de generación
Servicio público
2006
2017
48,769 MW
69,289 MW1/
Turbogás
5.1% Combustión interna
0.4%
Libre 2/
9.8%
Turbogás
3.2% Combustión interna
Hidroeléctrica
21.7%
0.5%
Hidroeléctrica
20.4%
Ciclo combinado
32.0%
Carboeléctrica
11.8%
Carboeléctrica
9.6%
Nucleoeléctrica
2.8%
Térmoeléctrica
convencional
26.4%
Geotermoeléctrica
2.0%
Eoloeléctrica
0.004%
Ciclo combinado
38.8%
Nucleoeléctrica
2.3%
Geotermoeléctrica
Eoloeléctrica 1.5%
0.8%
Termoeléctrica
convencional
10.9%
1/ Incluye generación distribuida de LyFC (416 MW) e incrementos de capacidad en RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo (469 MW)
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 3.13
Se incluyen las adiciones de capacidad para las cuales aún no se ha definido su tecnología;
éstas representarán 9.8% de la capacidad instalada en 2017.
3.11
Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico
La figura 3.14 muestra la evolución de la expansión del sector eléctrico (SE), incluyendo
servicio público y autoabastecimiento.
3-30
Evolución de la capacidad del sector eléctrico
(MW)
1/
78,482
29,365
9,193
2,878
69,289
26,487
55,084
6,315
-5,967
48,769
Total a
diciembre de 2006
Retiros
Adiciones 2/
Total a
diciembre de 2017
Autoabastecimiento
Servicio público
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
2/ Incluye generación de LyFC (416 MW) e incrementos de capacidad de proyectos RM (469 MW)
Figura 3.14
En la figura 3.15 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad
efectiva en 2006 y 2017 para el sector eléctrico, donde se incluye el autoabastecimiento.
Participación de tecnologías en la capacidad de generación
Sector eléctrico 3/
Ciclo combinado
28.3%
2006
2017
55,084 MW
78,482 MW1/
Libre 2/
8.6%
Turbogás
4.6%
Combustión interna
0.3%
Combustión interna
0.4%
Hidroeléctrica
19.2%
Ciclo combinado
34.2%
Termoeléctrica
convencional
23.4%
Hidroeléctrica
17.9%
Carboeléctrica
10.4%
Carboeléctrica
8.5%
Autoabastecimiento
11.5%
Turbogás
2.8%
Nucleoeléctrica
2.5%
Geotermoeléctrica
Eoloeléctrica 1.7%
0.004%
Autoabastecimiento
11.8%
Nucleoeléctrica
2.1%
Geotermoeléctrica
Eoloeléctrica 1.3%
0.8%
Termoeléctrica
convencional
9.7%
1/ Incluye generación distribuida de LyFC (416 MW) e incrementos de capacidad en RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo (469 MW)
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/ Incluye autoabastecimiento local y remoto
Figura 3.15
3-31
3.12
Margen de reserva de capacidad
La figura 3.16 indica el MR y el MRO del SIN.
Es importante señalar que en los estudios del mercado eléctrico de los últimos años, las tasas
de crecimiento anual estimadas para la demanda se han mantenido en el rango de 5.2% a
5.6%, sobre la base de 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
inferiores a lo previsto. Ver capítulo 1.
Por lo anterior, los valores de MR y MRO en el SIN de 2007 a 2009 serán altos, y en 2010 se
estará cerca de los valores establecidos en los criterios de planificación.
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. El abatimiento rápido del MR en
2008-2010 se debe a los diferimientos de centrales generadoras en los ciclos de planificación
de años anteriores. Para 2008 no se adicionará capacidad en el SIN y para 2009 serán solo
123 MW de capacidad efectiva.
Margen de reserva y margen de reserva operativo
Sistema interconectado nacional
1/
4
5
.8
50
4
0
.9
45
3
3
.4
40
2
2
.4
2
1
1
8
.5
20
6
.0
6
.0
6
.0
6
.0
6
.0
6
.0
7
.5
10
6%
5
6
.0
1
2
.1
15
2
1
.4
2
3
.6
2
3
.4
2
5
.6
2
4
.5
25
2
7
.4
30
2
4
.9
35
0
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
MRO2/
MR
1/ Valores mínimos de verano
2/ MRO: Considera decremento por temperatura en verano
Figura 3.16
3-32
2014
2015
2016
2017
Sin embargo, disponer de MR y MRO altos, permite despachar las tecnologías de generación
más eficientes y dejar en reserva fría las más costosas, lo que representa beneficios
económicos en la operación del sistema.
Así mismo en caso de variaciones significativas en los precios de los combustibles se pueden
aprovechar situaciones coyunturales. Adicionalmente, esta situación se ha utilizado para reducir
rezagos en los programas de mantenimiento y/o adelantar el retiro de centrales antiguas e
ineficientes.
Otro de los beneficios de un margen de reserva relativamente alto es el de la flexibilidad para
hacer frente a situaciones no previstas, tales como restricciones en el suministro de algún tipo
de combustible, como ha ocurrido en 2007 con el de gas natural.
Para ajustar las adiciones de capacidad a los criterios de reserva, a partir de 2010 se ha
reprogramado la fecha de operación de los proyectos que aún no están en proceso de
construcción o licitación. Este ajuste se aplica en mayor medida a partir de 2011, como se
observa en la figura 3.16.
A pesar de tener valores globales altos de MR y MRO en el Sistema Interconectado, en los
próximos cuatro años las áreas Noroeste, Norte y Central, podrían presentar regionalmente
márgenes de reserva menores a los de referencia en la planificación. Lo anterior debido a las
restricciones de transmisión entre áreas, que impiden aprovechar totalmente los recursos de
generación disponibles en otras regiones del sistema. Por lo cual será importante cumplir con
las fechas programadas para las adiciones de capacidad de generación en estas áreas.
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 la planificación del mismo.
Para el sistema de Baja California, las altas tasas de crecimiento en la demanda registradas en
2006 y 2007, han ocasionado la necesidad de importar capacidad de generación en los meses
de verano. En 2007 se importaron 350 MW de capacidad. Para 2008 se estima será del mismo
orden y de 170 MW en 2009 y 2010.
En 2008 no se incrementará la capacidad de generación en el área Baja California, por tanto,
durante 2009 y 2010 será necesario cumplir estrictamente el programa de requerimientos de
capacidad establecido, incluyendo las importaciones previstas, para atender satisfactoriamente
el criterio de reserva en ese sistema.
Adicionalmente, debido a que la red eléctrica de Baja California está interconectada a los
sistemas del WECC, el incumplimiento de los estándares de confiabilidad por parte de CFE sería
motivo de sanciones económicas.
3-33
Margen de reserva del sistema Baja California
2007
2/
Capacidad total (MW)
Demanda (MW) 3/
Reserva de capacidad (MW)
Margen de reserva (%) 4/
1/
2/
3/
4/
2,434
2,117
318
15.0
2008
2009
2010 2011
2,561
2,228
334
15.0
2,695
2,344
352
15.0
2,834
2,464
370
15.0
1/
3,247
2,591
657
25.4
2012
2013
2014
2015
2016
3,247
2,707
541
20.0
3,527
2,823
704
24.9
3,527
2,938
589
20.0
3,527
3,059
468
15.3
3,653
3,177
477
15.0
2014
2015
2016
2017
4,038
3,291
748
22.7
A partir de 2011 se interconectará al SIN mediante un enlace de transmisión de 300 MW de capacidad
Considera importación de energía en periodos de verano para algunos años, así como degradaciones estacionales
No incluye exportación
Criterio de reserva: 15% de la demanda máxima
Cuadro 3.17
Margen de reserva del sistema Baja California Sur
2007
1/
(MW)
Capacidad total
Demanda (MW)
Reserva de capacidad (MW)
Margen de reserva mínimo (MW)
2/
2008
448
315
133
75.0
448
342
106
78.0
2009
448
369
79
78.0
2010
491
401
90
78.0
2011
534
431
103
78.0
2012
534
460
74
78.0
2013
577
489
88
78.0
620
521
99
78.0
651
554
97
78.0
694
592
102
78.0
2017
714
629
85
78.0
1/ Considera degradación de capacidad y no incluye TG móvil
2/ Criterio de reserva: capacidad total de las dos unidades mayores
Cuadro 3.18
3.13
Margen de reserva de energía
Se utilizan las hipótesis fundamentales descritas en este documento, aunque se han revisado
las aportaciones hidrológicas de acuerdo con las bases siguientes:
ƒ
2007
ƒ
ƒ
2008
2009 – 2017
Reales de enero a octubre y de tipo año medio de noviembre a
diciembre
De tipo año seco
De tipo año medio
En el cuadro 3.19 se observa que el MRE se calcula anualmente en función de los valores
brutos de energía necesaria y generación disponible. El MRE indica en porcentaje la energía
excedente respecto a la necesaria para satisfacer los requerimientos de los usuarios. En los
valores reportados se observa lo siguiente:
ƒ
El MRE es mayor o igual a doce por ciento
ƒ
De 2007 a 2010 se reduce de 32% a 15%, consistente con la disminución del margen
de reserva de capacidad
ƒ
El margen se eleva ligeramente al interconectarse BC al SIN en 2011 (hasta entonces,
los criterios de reserva son diferentes para cada sistema). Posteriormente se estabiliza
en alrededor de 13 por ciento
ƒ
Se aseguran niveles de energía almacenada superiores al mínimo necesario de
15,000 GWh
3-34
Margen de reserva en energía
Sistema interconectado nacional
Concepto
Unidad
2007
2008
10/
2009
2010
2011
1/
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2/
GWh
235,218
248,557
260,604
274,648
299,155
312,784
327,624
343,760
359,281
376,794
394,904
Capacidad termoeléctrica media efectiva instalada
MW
36,047
36,457
36,438
37,338
40,942
42,142
43,077
44,774
46,851
49,574
52,797
MW
31,330
31,080
31,216
32,136
35,047
36,258
37,091
38,733
40,783
43,166
45,947
MW
30,428
30,205
30,335
31,253
34,327
35,579
36,412
38,051
40,115
42,571
45,489
Disponible
GWh
266,548
265,319
265,734
273,774
300,706
312,524
318,968
333,329
351,411
373,940
398,486
Despachada
GWh
197,219
212,006
220,185
234,205
256,173
267,844
282,511
298,625
313,134
330,311
346,711
MW
9,036
9,036
9,036
9,036
9,036
9,036
9,036
9,186
9,186
9,186
9,186
MW
2,280
2,280
2,280
2,280
2,280
3,030
3,144
3,144
4,044
4,044
4,696
23,500
Energía necesaria bruta
Capacidad media termoeléctrica
Generación termoeléctrica
Disponible
3/
Para energía
3/
4/
5/
Capacidad media hidroeléctrica
efectiva instalada
Con regulación
GWh
22,126
20,718
23,220
21,850
23,065
23,067
23,069
23,069
23,070
23,068
Generación hidroeléctrica
Sin regulación
GWh
6,082
5,694
6,082
6,082
6,082
6,714
6,885
6,908
7,919
8,256
9,534
Total
GWh
28,208
26,412
29,303
27,932
29,147
29,781
29,954
29,976
30,989
31,324
33,034
18,316
5/ y 6/
Sin regulación
Con regulación (GCH)
Energía almacenada inicial (GCH) [enero 1]
Aportaciones a las hidroeléctricas
8/
Autoabastecimiento remoto
Termoeléctrica
Reserva en energía
Hidroeléctrica
Total
Margen de reserva
1/
2/
3/
4/
5/
6/
7/
8/
9/
10/
9/
7/
GWh
17,583
17,583
17,454
15,510
18,316
18,316
18,316
18,316
18,316
18,316
GWh
28,208
26,282
27,359
30,738
29,147
29,781
29,954
29,976
30,989
31,324
33,034
GWh
9,791
10,140
11,117
12,511
13,835
15,159
15,159
15,159
15,159
15,159
15,159
51,776
GWh
69,330
53,313
45,549
39,569
44,534
44,680
36,457
34,704
38,278
43,629
GWh
2,583
2,583
2,454
510
3,316
3,316
3,316
3,316
3,316
3,316
3,316
GWh
71,913
55,896
48,003
40,078
47,849
47,996
39,773
38,020
41,594
46,945
55,091
32
23
19
15
17
16
13
12
12
13
15
%
BC se interconectará al SIN a partir de 2011
Energía neta necesaria, más usos propios de generación
Después de descontar falla, degradación, causas ajenas y mantenimiento
Considera que la capacidad turbogás de punta está disponible cuatro horas de cada día hábil
En marzo y junio de 2007, entran las unidades 1 y 2 de El Cajón. En enero y abril de 2012 lo hacen las unidades 1 y 2 de La Yesca. Para efectos de
planeación, se consideran sin regulación
En abril de 2013 entra Río Moctezuma. En abril de 2014 la ampliación de Villita. En abril, julio y octubre de 2015, las unidades 1, 2 y 3 de
La Parota. Para efectos de planeación, se consideran sin regulación
Angostura, Chicoasén, Malpaso, Peñitas, Caracol, Infiernillo, Villita, El Cajón, Aguamilpa, Temascal y Zimapán
Aportaciones = (Energía Almacenada (Final – Inicial)) + Generación
Se calcula como la energía almacenada al inicio del año, menos la mínima aceptable al primero de enero de cada año
Aportaciones hidrológicas de tipo año seco, el resto de tipo medio
Cuadro 3.19
3.14
Diversificación de las fuentes de generación
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, menor dependencia de un
proveedor único de combustibles prioritarios, y reducción de la contaminación atmosférica
mediante el uso de fuentes de energía renovable.
En estudios de años anteriores, donde los precios de gas se ubicaban por debajo de
6 dólares/MMBTU, la expansión de mínimo costo se lograba mediante una participación
mayoritaria de proyectos basados en tecnologías de ciclos combinados.
Sin embargo, la tendencia observada en los últimos años en los precios de los combustibles
fósiles, hacen prever que los de gas natural se ubicarán por arriba de 6 dólares/MMBTU, lo que
3-35
ha sido considerado en las premisas actuales de precios de combustibles establecidos por la
SENER.
Con base en estas previsiones y en la información de costos para las diferentes tecnologías, la
expansión de menor costo a largo plazo incluye la participación de proyectos basados en
tecnologías que utilizan carbón y energía nuclear.
Enseguida se describen brevemente algunas ventajas de tecnologías que se han considerado en
los análisis de largo plazo.
Centrales carboeléctricas. El uso del carbón resulta atractivo tomando en cuenta que:
a) estas plantas constituyen una tecnología madura, b) resulta el energético primario con más
reservas a nivel mundial y c) el precio del energético es estable.
Sin embargo, de intensificarse el uso de este combustible, se necesitarán establecer
lineamientos de política energética y de utilización de combustibles, para realizar acciones con
el fin de ratificar y garantizar los recursos de carbón mineral en las regiones de Sabinas y Río
Escondido en Coahuila, Cabullona y Barranca en Sonora, y de Tlaxiaco y San Juan Diquiya en
Oaxaca, o bien incrementar su importación. Así mismo se deberán desarrollar estrategias de
compra a largo plazo que garanticen precios competitivos del carbón.
Además de las inversiones necesarias en estas centrales — más altas que para las de ciclo
combinado — también se requieren algunas adicionales para la recepción y manejo del carbón,
así como la construcción o adecuación de puertos y de infraestructura para el transporte de
este energético en el territorio nacional.
Para las centrales incluidas en el plan de expansión se deberá desarrollar infraestructura en los
puertos de Topolobampo, Sinaloa y Lázaro Cárdenas, Michoacán, así como en las regiones con
recursos potenciales de carbón en Coahuila y Sonora, a fin de reactivar el desarrollo de esta
tecnología.
Además, a 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 avance de esta tecnología ha permitido
una reducción de sus costos nivelados de generación y un incremento importante en la
seguridad de su operación. Tiene el atractivo de 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 son elevados los costos de inversión y en algunos casos
existen problemas sociales y ambientales derivados de su construcción, operan
competitivamente en las horas de demanda máxima y ofrecen los beneficios siguientes:
I) utilizan energía renovable, II) no contaminan el ambiente, III) su construcción tiene el
mayor componente de integración nacional, y 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. El atractivo de esta tecnología es la
posibilidad del aprovechamiento de diversos combustibles mediante su gasificación, con el fin
de obtener gas de síntesis para ser utilizado en las turbinas a gas de un ciclo combinado. La
gasificación de carbón, biomasa y residuos de refinación son opciones por considerar. Con este
3-36
proceso se avanza en la solución del problema ambiental asociado con la combustión de
energéticos primarios de baja calidad.
En las figuras 3.17 y 3.18 se presenta la composición de la capacidad instalada en 2006 y 2017
en función de los energéticos utilizados.
Para el caso del servicio público, el uso de combustibles fósiles en la capacidad instalada de
generación reducirá su participación de 73.5% en 2006 a 65.2% en 2017.
Capacidad bruta por tipo de combustible
Servicio público
2006
48,769 MW
2017
69,289 MW
Combustibles
fósiles
65.2%
Combustibles
fósiles
73.5%
Hidroeléctrica
21.7%
Nuclear
2.8%
Hidroeléctrica
20.4%
Geotermia
2.0%
Eólica
0.004%
Geotermia
1.5%
1/
Nuclear
2.3%
Libre
9.8%
Eólica
0.8%
1/ Tecnología aún no definida
Figura 3.17
Capacidad bruta por tipo de combustible
Sector eléctrico
2006
55,084 MW
2017
78,482 MW
Combustibles
fósiles
66.6%
Combustibles
fósiles
76.5%
Hidroeléctrica
18.1%
Hidroeléctrica
19.3%
Nuclear
2.5%
Geotermia
1.3%
Geotermia
1.7%
Eólica
0.004%
1/
Nuclear Libre
2.1% 8.6%
1/ Tecnología aún no definida
Figura 3.18
3-37
Eólica
3.3%
3.15
Fuentes de suministro de gas natural
Con objeto de diversificar las fuentes de suministro de gas natural para centrales eléctricas,
CFE ha considerado como alternativa la importación de GNL y la instalación de terminales para
su regasificación en las costas del Golfo de México, del occidente del país y de la península de
Baja California.
Tomando en cuenta la problemática de importar gas del Sur de Texas, y con el objeto de
diversificar su suministro a las centrales eléctricas en esta región, CFE consideró como
alternativa la importación de GNL a través de una terminal de almacenamiento y regasificación
en la costa del Golfo de México.
Por lo anterior, CFE adjudicó un contrato de compra de este combustible a partir de una
estación de regasificación de GNL en el puerto de Altamira, Tamps. Esta terminal está en
operación comercial desde septiembre de 2006 con una capacidad de 300 millones de pies
cúbicos diarios (MMpcd), la cual se incrementará a 500 MMpcd en enero de 2008. Con este
contrato se suministrará gas a las centrales Altamira V, Tamazunchale y Tuxpan V.
Para incrementar la capacidad de transporte de gas de Tamazunchale hacia el centro del país,
el Grupo de Política Energética coordinado por la SENER, estudia opciones para reforzar el
suministro de gas a dicha región.
Considerando que el desarrollo de las terminales de GNL es un elemento clave para garantizar
la disponibilidad en el suministro futuro de gas natural en la región Occidental, la SENER y la
Junta de Gobierno de CFE autorizaron el desarrollo de los siguientes proyectos:
i) Compra de gas natural licuado Exship (en el barco), para lo cual será necesario desarrollar
infraestructura adicional: (a) ampliación del canal de Tepalcates para la entrada de los
buquetanques a la laguna de Cuyutlán y (b) recinto portuario, que involucra la construcción del
muelle para atraque de los buquetanques para una capacidad de hasta 230,000 toneladas, y el
dragado correspondiente.
ii) Instalar una terminal de regasificación de GNL en Manzanillo, Colima, lo que dará seguridad
al suministro de tal combustible en el occidente del país y permitirá desarrollar los proyectos de
repotenciación a ciclos combinados de las CT Manzanillo I y II, y ciclos combinados en la
región.
En una primera etapa se estima una producción de 90 MMpcd para julio de 2011, la cual se
incrementaría a 180, 360, 400 y 500 MMpcd de 2012 a 2015, respectivamente. El licitante
ganador tiene abierta la opción de vender sólo hasta 400 MMpcd a partir de 2011.
En los estudios de expansión se supuso un precio en Manzanillo igual al esperado en Henry Hub
menos 0.58 dólares/MMBtu.
iii) Construir un gasoducto de 36 pulgadas de diámetro entre Manzanillo y Guadalajara, el cual
entrará en operación en julio de 2011 para atender parte del suministro de gas a esa región. La
segunda etapa se prevé para 2017 con una capacidad adicional de 500 MMpcd.
Por otra parte, a fin de garantizar su suministro a centrales actuales y futuras del área Baja
California, CFE ha contratado la compra de gas natural en esta área teniendo como precio de
referencia el del sur de California (SOCAL). En su licitación se consideraron las opciones de
suministro mediante la instalación de una estación de regasificación de GNL o con gas
continental, con una capacidad de 235 MMpcd, que entrará en operación en julio de
2008.
3-38
El contrato incluye la construcción de la terminal de almacenamiento y regasificación de GNL
con una capacidad de hasta 1,000 MMpcd, un gasoducto con una longitud aproximada de
75 km y diámetro de 30 pulgadas. La capacidad excedente a la contratada por CFE se destinará
a otros mercados en el sur y oeste de EUA.
3.16
Oportunidades de participación
generación de electricidad
de
los
particulares
en
la
De acuerdo con el estudio sobre el Desarrollo de Mercado Eléctrico, durante 2006 la generación
de tal energía para autoabastecimiento fue de 22.1 TWh, lo que representa un crecimiento de
2.3% respecto a 2005. La mayor parte de esta generación correspondió a proyectos privados
(78.4%).
Se estima que durante 2007-2017, tal modo de producción crecerá a una tasa media anual de
2.4% para alcanzar 28.7 TWh en 2017. Lo anterior representa un incremento por abajo del
promedio para el mercado eléctrico en su conjunto.
El programa de expansión definido en este documento constituye la referencia para las
adiciones de capacidad al sistema de generación, que podrán satisfacerse mediante proyectos
desarrollados y operados por CFE o por particulares, conforme a las modalidades previstas en
la LSPEE.
3.17
Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de
combustibles
3.17.1 Restricciones ecológicas
Para la estimación del consumo de combustibles, es necesario considerar las restricciones
ambientales que impone la legislación en la materia en cada región del SEN, principalmente
para las operadas a base de energéticos 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 la 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, tres centros de población y un
corredor industrial. Ver figura 3.19. En estas zonas se ubican centrales generadoras que
utilizan una mezcla de combustóleo y gas natural, lo cual permite cumplir con la regulación
ambiental.
3-39
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.
3
7
Municipios:
8
1
4. Tijuana, B.C.
5. Cd. Juárez, Chih.
6
Centros de población:
6. Coatzacoalcos – Minatitlán, Ver.
7. Irapuato – Celaya – Salamanca, Gto.
8. Tula – Vito – Apasco, en los estados de Hidalgo y México
Corredores industriales :
9. Tampico – Madero – Altamira, en el estado de Tamaulipas
Figura 3.19
3.17.2 Eficiencia del proceso termoeléctrico
El consumo específico (CE) es la variable importante para determinar la eficiencia en el proceso
de conversión de energía. Los requerimientos de combustibles para producir un kWh varían
inversamente con la eficiencia. Su magnitud es significativamente diferente para cada
tecnología.
El parque de generación existente cuenta con eficiencias que van desde 20 hasta 54 por ciento.
Su mejora se debe fundamentalmente a avances tecnológicos en los nuevos desarrollos de
plantas generadoras. La figura 3.20 presenta comparativamente su clasificación para 2006 y
2017.
3-40
Clasificación de la capacidad efectiva instalada por rango de eficiencia
CFE y LyFC
Servicio público
2006
35,873 MW
1/
2017
52,026 MW
A
13,354
37.2%
MB
9,855
18.9%
B
5,454
10.5%
R
7,448
20.8%
B
748
2.1%
MB
12,056
33.6%
E
449
1.2%
A
10,969
21.1%
P
1,818
5.1%
E
20,234
38.9%
P
742
1.4%
R
4,772
9.2%
1/ No incluye Laguna Verde, geotermoeléctricas, eoloeléctricas ni 3.1MW de combustión interna móvil
Rango de
eficiencia
Clasificación
≥ 50
E (Excelente)
≥45 < 50
MB (Muy buena)
≥40 < 45
B (Buena)
≥35 < 40
A (Aceptable)
≥25 < 35
R (Regular)
P (Pobre)
< 25
Figura 3.20
En la figura 3.21 se muestra la evolución histórica de la eficiencia de las unidades
generadoras y la evolución esperada de 2007 a 2017, de acuerdo con los programas de
requerimientos de capacidad y de retiros.
3-41
Eficiencia termoeléctrica1/
Servicio público
Eficiencia
%
48
46
44
42
40
38
36
34
Servic io públic o
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
36.09 36.89 38.79 38.63 39.17 40.23 41.12 41.11 41.63 42.11 43.13 43.99 44.48 45.13 45.82 46.15
1/ Excluye tecnologías nuclear y geotermoeléctrica
Figura 3.21
3.17.3 Composición de la generación bruta
En las figuras 3.22 y 3.23 se presenta la participación de las distintas tecnologías en la
generación para 2006 y 2017.
Es importante destacar la reducción en la generación termoeléctrica convencional, el
incremento con ciclos combinados (CFE + PIE), carboeléctricas y eoloeléctricas, y la
participación de la tecnología libre.
Si bien los permisionarios de Temporada Abierta (TA) aún no precisan las cargas que
autoabastecerán de manera remota y por tanto la demanda y consumo correspondientes no se
incluyen en los pronósticos de mercado eléctrico (Capítulo 1), en la estimación de producción
de energía se consideran 5.3 TWh, correspondientes a éstos.
3-42
Generación bruta por tipo de tecnología
Servicio público
Escenario de planeación
2006real
2017planeación
225,079 GWh
383,465 GWh
Ciclo combinado
49.7%
Termoeléctrica
convencional
23.0%
C iclo combinado
40.5%
Termoeléctrica
convencional
9.7%
Hidroeléctrica
8.6%
Hidroeléctrica
13.4%
Nucleoeléctrica
3.3%
Turbogás
0.7%
Nucleoeléctrica
4.8%
Eoloeléctrica
C arboeléctrica
0.02%
14.2%
Geotermoeléctrica
2.98%
Libre
10.4%
Turbogás
0.15%
Eoloeléctrica
0.6%
C ombustión interna
0.4%
Geotermoeléctrica
Carboeléctrica
2.1%
15.1%
Combustión interna
0.35%
Figura 3.22
Generación bruta por tipo de tecnología
Sector eléctrico
Escenario de planeación
2006real
2017planeación
247,143 GWh
417,485 GWh
Termoeléctrica
convencional
21.0%
Ciclo combinado
45.6%
C iclo combinado
36.88%
Termoeléctrica
convencional
8.9%
Hidroeléctrica
7.9%
Hidroeléctrica
12.3%
Turbogás
0.62%
Libre
9.52%
Nucleoeléctrica
3.1%
Nucleoeléctrica
4.4%
Eoloeléctrica
0.02%
Geotermoeléctrica
2.68%
C ombustión interna
0.3%
Eoloeléctrica
0.53%
Geotermoeléctrica
1.94%
Autoabastecimiento
8.14%
C arboeléctrica
12.9%
Autoabastecimiento
8.9%
Figura 3.23
3-43
Turbogás
0.15%
Carboeléctrica
13.9%
Combustión interna
0.32%
3.17.4 Requerimientos de combustibles
Se muestran en la figura 3.24 y el cuadro 3.20. Las tasas medias de crecimiento anual se
prevén de 5.4% para gas natural y 3.9% para carbón. Por el contrario, el combustóleo y el
diesel decrecerán 2.4% y 13.2%, respectivamente.
Para garantizar el abasto de 2007 en adelante, se considera la operación comercial de
terminales regasificadoras de gas natural licuado en Altamira, Ensenada y Manzanillo.
Evolución de los requerimientos de combustibles fósiles
Servicio público
Calor
(Terajoule / día)
7,000
Diesel
6,000
Carbón
5,000
Gas natural licuado de importación
4,000
Gas de importación
3,000
Gas de origen nacional
2,000
1,000
Combustóleo
0
2006
Real
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Figura 3.24
La reducción en el consumo de combustóleo después de 2007 se debe al aumento en el uso de
gas natural en centrales existentes para cumplir con la normativa ambiental; al incremento de
la capacidad instalada en ciclos combinados a gas natural; a las centrales carboeléctricas
actualmente en operación; a las programadas en 2010, y de 2014 a 2017, y al retiro de
unidades termoeléctricas convencionales con baja eficiencia y bajo factor de planta.
3-44
Requerimientos de combustibles para generación de energía eléctrica
Servicio público
Combustible
Unidades
2006 real
m3 / día
Combustóleo
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017 tmca (%)
32,950.9 35,619.2 41,301.1 42,499.0 41,268.4 35,652.9 32,841.4 31,139.1 29,106.1 26,155.6 25,537.4 25,215.0
-2.4
MMm3 / día
60.6
62.7
61.6
66.6
74.3
80.9
86.3
93.3
98.7
104.5
107.5
107.5
5.3
Gas de origen nacional
MMm3 / día
36.3
32.9
28.1
30.6
36.5
38.3
42.3
43.8
47.0
51.6
54.3
54.7
3.8
Gas de importación
MMm3 / día
22.1
20.4
17.3
17.6
19.1
21.4
20.2
21.2
20.1
18.9
17.6
17.5
-2.1
Gas natural licuado
MMm3 / día
2.2
9.3
16.2
18.4
18.7
21.3
23.8
28.3
31.6
33.9
35.6
35.3
1,024.3
462.1
212.6
271.3
238.4
236.0
253.6
228.5
212.7
372.1
181.3
215.6
-13.2
14.7
15.1
15.8
15.4
16.6
16.6
17.0
16.9
17.8
19.0
21.1
22.5
3.9
Gas
Diesel
m3 / día
Carbón
MMt / año
Cuadro 3.20
La figura 3.25 indica el volumen de gas natural utilizado en diferentes regiones del país. En
2006 los mayores consumos ocurrieron en las regiones Noreste, Oriental, Central, Norte y
Occidental y en menor medida en las restantes.
Consumo de gas natural para generación de energía eléctrica
Servicio público
3.9
7.0
Baja California
2.9
Millones de metros cúbicos diarios
(MMm3/día)
5.0
Noroeste
7.7
11.6
2006
29.9
Norte
60.6
Registrado
18.8
2017
107.5 Pronosticado
Noreste
23.7
4.4
5.3
5.5
Peninsular
14.8
7.6
Occidental
Central
9.9
10.2
Oriental
Figura 3.25
En 2017 se utilizará gas prácticamente en todo el país para producir electricidad. Predominará
el consumo en las regiones Noreste, Occidental, Central, Norte y Oriental.
3-45
Los cuadros 3.21a y 3.21b muestran la estimación de los requerimientos de tal combustible por
área. En 2017, 50.9% del gas empleado en la generación de electricidad para servicio público
tendrá origen nacional, 32.8% será gas natural licuado de importación y el 16.3% restante, de
gas continental importado.
En estas estimaciones, además de las tecnologías definidas a base de gas, se considera el
consumo asociado a Occidental (Salamanca) y Central I y II (Tula), con 2,428 MW del total de
capacidad identificado como libre, 301 MW en Baja California Sur utilizarían combustóleo y
diesel, y los restantes 4,043 MW podrían usar otros combustibles como se indica en la siguiente
sección.
Consumo de gas natural en las regiones del norte del Sistema Eléctrico Nacional (MMm3)
Servicio público
Área
2006 real
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Baja California
Gas importado
Gas natural licuado
3.9
4.3
4.0
4.2
4.5
5.9
5.9
6.5
6.7
7.0
7.2
7.0
3.9
0.0
4.3
0.0
2.0
2.0
0.0
4.2
0.0
4.5
0.0
5.9
0.0
5.9
0.0
6.5
0.0
6.7
0.0
7.0
0.0
7.2
0.0
7.0
Noroeste
2.9
3.1
3.2
3.2
3.2
4.7
5.4
5.4
5.2
5.2
5.0
5.0
2.9
3.1
3.2
3.2
3.2
4.7
5.4
5.4
5.2
5.2
5.0
5.0
7.7
7.8
5.9
6.6
8.3
11.2
10.8
10.9
10.7
12.4
12.0
11.6
2.8
2.7
2.4
2.7
3.8
6.2
6.7
6.8
6.8
8.7
8.6
8.4
5.0
5.1
3.5
3.9
4.5
5.0
4.1
4.1
3.9
3.7
3.4
3.2
18.8
21.9
23.3
26.5
29.1
29.2
29.6
31.9
30.5
30.9
30.2
29.7
10.3
Gas importado
Norte
Gas de origen nacional
Gas importado
Noreste
Gas de origen nacional
Gas importado
Gas natural licuado
7.2
7.3
7.6
8.2
9.4
9.0
10.8
11.5
11.2
11.1
10.4
10.2
7.9
8.6
10.4
11.4
11.7
10.8
11.8
10.9
10.0
9.2
9.3
1.3
6.6
7.1
7.9
8.3
8.4
8.0
8.6
8.3
9.8
10.5
10.2
Cuadro 3.21a
Consumo de gas natural en las regiones del sur del Sistema Eléctrico Nacional (MMm3)
Servicio público
Área
2006 real
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Occidental
Gas de origen nacional
5.3
4.7
4.4
4.7
5.2
6.4
9.9
13.0
17.9
21.1
23.9
5.3
4.7
4.4
4.7
5.2
5.1
6.1
5.4
7.1
8.4
9.8
9.6
Gas natural licuado
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
1.3
3.8
7.6
10.8
12.7
14.2
14.2
Central
Gas de origen nacional
7.6
5.8
5.9
5.9
6.5
7.1
8.7
9.4
11.4
11.7
12.9
14.8
7.6
5.8
2.8
3.6
4.6
5.3
6.4
7.8
9.5
11.3
12.9
14.6
Gas natural licuado
0.0
0.0
3.1
2.3
1.9
1.8
2.2
1.7
1.9
0.4
0.0
0.1
Oriental
Gas de origen nacional
9.9
10.4
9.6
9.8
11.6
10.6
10.5
10.5
10.4
10.5
10.4
10.2
8.9
7.6
5.6
5.9
7.6
6.7
6.5
6.5
6.5
6.6
6.8
6.3
Gas natural licuado
1.0
2.7
4.0
4.0
4.0
4.0
4.0
4.0
3.9
3.9
3.6
3.9
Peninsular
Gas de origen nacional
4.4
4.7
5.3
5.5
6.0
5.9
5.7
5.8
5.8
5.7
5.7
5.5
4.4
4.7
5.3
5.5
6.0
5.9
5.7
5.8
5.8
5.7
5.7
5.5
60.6
62.7
61.6
66.6
74.3
80.9
86.3
93.3
98.7
104.5
107.5
107.5
36.3
32.9
28.1
30.6
36.5
38.3
42.3
43.8
47.0
51.6
54.3
54.7
22.1
20.4
17.3
17.6
19.1
21.4
20.2
21.2
20.1
18.9
17.6
17.5
2.2
9.3
16.2
18.4
18.7
21.3
23.8
28.3
31.6
33.9
35.6
35.3
Total
Gas de origen nacional
Gas importado
Gas natural licuado
23.7
Cuadro 3.21b
3.17.5 Requerimientos de combustibles alternos para centrales tipo libre
El plan de expansión incluye proyectos a partir de fuentes de energía renovable, como
hidroeléctricas, eoloeléctricas y geotermoeléctricas, además de las centrales identificadas como
3-46
libres (6,772 MW), para las cuales aún no se define su tecnología ni su energético primario. Ver
cuadro 3.22.
Proyectos a partir de fuentes de energías renovables y libres
Proyecto
Ubicación
Tipo
2007
La Venta II
El Cajón
La Venta III
Cerro Prieto V
Humeros
Oaxaca I a IV
La Yesca
Norte III (Juárez)
Río Moctezuma
Baja California Sur V (Coromuel)
Noreste II (Sabinas)
Baja California Sur VI (Coromuel)
Villita Ampliación
La Parota
Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos)
Noreste III (Sabinas)
Occidental (Salamanca)
Central I (Tula)
Baja California Sur IX (Todos Santos)
Veracruz I y II
Baja California Sur XI (Todos Santos)
Copainalá
Tenosique
Baja California Sur X (Pto San Carlos)
Baja California IV (SLRC)
Central II (Tula)
Oaxaca
Nayarit
Oaxaca
Baja California
Puebla
Oaxaca
Nayarit
Chihuahua
Hidalgo, Querétaro
Baja California Sur
Coahuila
Baja California Sur
Michoacán
Guerrero
Baja California Sur
Coahuila
Guanajuato
Hidalgo
Baja California Sur
Veracruz
Baja California Sur
Chiapas
Chiapas
Baja California Sur
Sonora
Hidalgo
EO
HID
EO
GEO
GEO
EO
HID
Libre
HID
Libre
Libre
Libre
HID
HID
Libre
Libre
Libre
Libre
Libre
Libre
Libre
HID
HID
Libre
Libre
Libre
83
750
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
107
51
406
750
672
114
43
700
43
150
900
86
700
650
889
43
1,400
43
232
420
43
571
889
833
0
101
564
0
750
829
893
986
Acumulado
833
833
934
1,498
1,498
2,248
3,077
3,970
4,956
HID: Hidroeléctrica
GEO: Geotermoeléctrica
2017
101
Total anual
EO: Eoloeléctrica
2016
2,282
3,598
7,238 10,836
Libre: Tecnología aún no definida
Cuadro 3.22
En el cuadro 3.23 se presentan los requerimientos alternos de combustible para las centrales
con tecnología libre.
Requerimientos de combustibles alternos de las centrales generadoras tipo libre
Generación
Capacidad
efectiva
FP (%) GWh
(MW)
Entidad
Año
federativa
Central
2013/3
Norte III (Juárez)2/
Chihuahua
672.0
2/
Carbón
Eficiencia (%) MMPCD
2014
85.8
5,048.4
2015
85.7
5,044.3
2016
84.6
4,993.4
86.3
2017
85.8
5,049.6
87.3
67.0
3,096.6
56.3
86.0
5,271.7
95.9
2,296.8
81.2
8,746.5
158.7
3,810.7
88.9
10,905.5
198.4
700.0
2015
Coahuila
2017
52.47
87.4
Veracruz
2017/3
1,400.0
66.5
6,148.5
9,113.0
51.96
108.0
Baja California IV (SLRC)2/
Sonora
2017/3
571.0
52.9
1,992.2
9,189.5
51.99
34.6
Gas
1/
2/
3/
4,582.0
43.08
1,349.1
51.96
Veracruz I y II
(MW)
Eficiencia (%) t/año
87.5
9,148.0
8,801.0
700.0
PC1/ (kcal x106 / kg)
47.77
2,755.5
2016/3
Totales
Uranio
PC1/ (kcal / kg) Eficiencia (%) Mt/año
62.1
2014/3
Noreste II y III
Gas
PC1/ (kcal / m3)
(GWh)
43.08
1,948.3
Carbón
(MMPCD)
2,755.5
4,751.3
6,300.0
959.6
34.54
17.4
Uranio
Mt/año
2013
672.0
2014
1,372.0
8,145.0
143.9
1,349.1
2015
1,372.0
10,316.0
183.4
2,296.8
2016
2,072.0
13,739.9
245.0
3,810.7
2017
4,043.0
24,095.8
428.4
6,699.6
t/año
47.8
Poder calorífico estimado para el combustible
Posible inyección de potencia
A partir de abril del año correspondiente
Cuadro 3.23
3-47
17.4
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, se ha conformado un sistema interconectado que
cubre la mayor parte del territorio nacional, al cual recientemente se incorporó el área
Noroeste. Actualmente sólo 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 la de
subtransmisión distribuye regionalmente la energía con enlaces en 115 kV.
En la planificación, se efectúa un balance entre el desarrollo de la generación y la transmisión
para lograr la confiabilidad del suministro de electricidad. El objetivo es diseñar un sistema
justificado técnica y económicamente para operar en condiciones normales y ante
contingencias sencillas — criterio n-1 —, con las características siguientes:
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
Sin sobrecargas en elementos
Operación dentro de rangos de tensión establecidos
Sin problemas de estabilidad angular
Con capacidad de transferencia entre regiones para compartir reservas de generación
Alta confiabilidad en el suministro de energía a usuarios
Con controles apropiados para dar flexibilidad a la operación
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 etapa de
robustecimiento, especialmente en las áreas Norte y Noroeste, con una red de transmisión
aislada en 400 kV que opera inicialmente en 230 kV.
4.2
Metodología para expandir la red de transmisión
4.2.1
Plan de transmisión de mínimo costo
Su objetivo principal es determinar un programa de expansión de mínimo costo que satisfaga
no sólo criterios técnicos, sino también de rentabilidad.
Análisis de mínimo costo: se comparan opciones con nivel de confiabilidad equivalente en el
horizonte de estudio. Cada una de ellas 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. Una vez definida la opción de mínimo costo, se efectúa la evaluación
económica.
Análisis de rentabilidad: cuantifica los beneficios de los planes con el objeto de garantizar que
la inversión asociada tenga una rentabilidad aceptable. Los indicadores utilizados son la
relación Beneficio/Costo (B/C) y la Tasa Interna de Retorno (TIR). La metodología para el
cálculo de los beneficios y costos asociados se describe en el documento Evaluación Económica
y Financiera de Proyectos de Transmisión1.
1
Evaluación Económica y Financiera de Proyectos de Transmisión. Comisión Federal de Electricidad. 2003
4-1
El plan de transmisión 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 planeación.
Para establecer el proyecto de expansión se siguen tres etapas:
ƒ
ƒ
ƒ
4.2.2
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
Escenario de demanda
Para planificar la expansión de la red eléctrica principal, se consideran las variables definidas en
el escenario de planeación.
4.2.3
Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte2
Para su determinación se toman como marco de referencia:
ƒ
ƒ
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.
Los planes de transmisión propuestos para el año horizonte deberán ser equivalentes y cumplir
con los siguientes criterios de planificación de CFE:
ƒ
ƒ
ƒ
4.2.4
Confiabilidad
Seguridad en la operación
Calidad del servicio
Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión
A partir de los planes del año horizonte, se procede a ubicar los proyectos requeridos en el
tiempo de modo que los propuestos para cada año cumplan con los criterios ya mencionados.
2
Least-Cost Transmisión Planning Considering Power Industry Restructuring. R.R. Austria et al.
International Conference IASTED, Orlando, Florida, USA,.October 1997
4-2
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 para 2008-2017. La tasa media anual esperada para el
crecimiento de la demanda máxima bruta es de 5 por ciento.
El cuadro 4.1. muestra las metas del programa multianual de CFE para líneas, subestaciones y
equipo de compensación. Incluye la construcción de 27,152 kilómetros – circuito (km-c) de
líneas en el periodo, de los cuales 6,576 km-c se realizarían con recursos propios y
20,576 km-c como Proyectos de Infraestructura Productiva (PIP).
Para subestaciones se han programado instalar 58,245 Megavolt-ampere
transformación, 13,751 MVA con recursos propios y 44,494 MVA como PIP.
(MVA)
de
En el rubro de equipo de compensación se tienen proyectado incorporar 18,517 MVAr
compuestos por reactores, capacitores y compensadores estáticos de VAr.
Resumen del programa de obras de transmisión y transformación
2008 – 2017
2008
Líneas
2009
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Total
400 kV
219
805
761
898
1,335
1,771
1,287
1,332
1,380
1,429
230 kV
211
626
386
881
789
263
399
414
428
444
4,841
430
1,431
1,147
1,779
2,124
2,034
1,686
1,746
1,808
1,873
16,058
Subtotal 400 y 230 kV
161-69 kV
Total
11,217
1,596
1,727
2,145
911
1,315
517
683
707
733
759
11,094
2,026
3,158
3,292
2,690
3,439
2,551
2,369
2,453
2,541
2,631
27,152
2008
Subestaciones
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Total
MVA
400 kV
1,000
4,600
4,625
1,000
4,375
3,100
2,071
2,145
2,221
2,301
27,438
230 kV
0
1,183
1,907
1,473
4,243
860
891
922
955
989
13,424
Subtotal 400 y 230 kV
161-69 kV
Total
1,000
5,783
6,532
2,473
8,618
3,960
2,962
3,067
3,177
3,290
40,862
1,353
2,382
2,545
1,628
1,282
1,460
1,596
1,653
1,712
1,773
17,384
2,353
8,165
9,077
4,101
9,900
5,420
4,558
4,720
4,889
5,063
58,245
2008
Compensación
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Total
MVAr
400 kV
550
1,386
1,226
1,275
520
2,488
1,320
1,367
1,416
1,467
230 kV
21
221
28
0
21
18
22
23
23
24
401
571
1,607
1,254
1,275
541
2,506
1,342
1,390
1,439
1,491
13,416
Subtotal 400 y 230 kV
161-69 kV
Total
2010
km-c
13,015
1,341
527
548
523
567
250
319
330
342
354
5,101
1,912
2,133
1,802
1,798
1,108
2,756
1,661
1,720
1,782
1,845
18,517
Cuadro 4.1
4-3
4.4
Escenario actual por área de control
Derivado de la problemática que se prevé en cada una de las áreas de control y haciendo uso
de la metodología de planeación y los modelos electrotécnicos, se define un programa de obras
de transmisión de corto y mediano plazos. Para fines de presentación se muestran en este
apartado sólo las de corto plazo, clasificadas por área.
4.4.1
Área Central
El Área de Control Central (ACC) tiene como responsabilidad el suministro de energía eléctrica
a la Zona Metropolitana de la Ciudad de México (ZMCM), estado de México así como a parte de
los estados de Hidalgo, Puebla, Morelos, Guerrero y Michoacán. La demanda eléctrica de la
ZMCM es atendida en su totalidad por LyFC con un consumo aproximado de 90% del total del
área Central. El 10% restante en demanda está compuesto por las zonas eléctricas Valle de
Bravo, Atlacomulco, Altamirano, Zitácuaro e Ixmiquilpan.
Desde el punto de vista de infraestructura de red eléctrica, el área es alimentada por
16 líneas de 400 kV, 5 de 230 kV y 2 de 85 kV. Adicionalmente para la regulación dinámica de
voltaje se cuenta con Compensadores Estáticos de VARs (CEV) ubicados en las subestaciones
de Texcoco, Nopala, Topilejo (-90, + 300 MVAr cada uno) y Cerro Gordo (-75, + 300 MVAr).
Debido al crecimiento natural de la demanda en el área, se espera que en el corto y mediano
plazos se presenten diversas problemáticas. A continuación se mencionan algunas de estas,
resueltas con obras ya programadas por CFE y LyFC.
La zona Atlacomulco en los últimos cuatro años ha registrado un alto aumento en su demanda
(8.8% anual), y se ha caracterizado por ser un punto estratégico para el crecimiento
económico del estado de México. Esto provocará que en el corto plazo se presenten problemas
de control de voltaje en la zona y sobrecarga en la SE Nochistongo de CFE.
Una carga importante es el sistema Cutzamala, que suministra el agua potable a la ZMCM y la
ciudad de Toluca, el cual depende eléctricamente de la SE Donato Guerra con transformación
400/115 kV. Esta subestación también abastece la energía de las zonas Valle de Bravo y
Altamirano. Debido al crecimiento esperado de la demanda, se estima la saturación de su red
actual.
Otro punto de crecimiento industrial y residencial corresponde a la zona Toluca, en donde el
suministro de energía eléctrica depende de circuitos en 230 kV provenientes de la ZMCM.
Actualmente se tienen problemas de regulación de voltaje ante la demanda máxima y con la
salida de uno de los circuitos.
Por otra parte, la red eléctrica de LyFC que suministra energía a la zona Hidalgo está
compuesta por cuatro líneas en 230 kV. Ante la condición de falla de algún circuito se
manifestarían problemas de suministro de energía. La demanda consiste predominantemente
en cargas industriales.
4.4.1.1 Obras principales
Para resolver la problemática de corto plazo se han programado aquellas que resultan de los
estudios electrotécnicos y evaluaciones económicas. A continuación se describen dichos
proyectos.
4-4
La obra Jilotepec Potencia Bco. 1, programada para julio de 2007, consiste en instalar nueva
transformación en el nivel de tensión 230/115 kV para la zona Atlacomulco con una capacidad
de 225 MVA. Este proyecto permitirá eliminar la sobrecarga en el banco de la SE Nochistongo al
tener un punto adicional de suministro hacia dicha zona. Con esto se reducen los problemas de
bajo voltaje ante diversas contingencias.
Con el fin de resolver la problemática de saturación de la red en las zonas Valle de Bravo y
Altamirano ante condiciones de contingencia, se tiene programada para septiembre de 2007 la
entrada del proyecto Volcán Gordo Bco. 1, el cual incluye nueva transformación de 225 MVA
en el nivel de 400/115 kV.
El proyecto de la SE Deportiva consiste en la construcción de entronques en 230 kV y 400 kV
en la zona Toluca, para utilizar la transformación de 400/230 kV actualmente instalada en
dicha subestación.
La repotenciación de los circuitos en 230 kV provenientes de la SE Tula es un proyecto integral
para llevarse a cabo en dos etapas. Inicialmente se realizará el tendido del segundo circuito de
la línea Jorobas-Tula y la repotenciación de los circuitos Tula-Nochistongo; posteriormente se
repotenciará el Tula-Texcoco en el tramo Tula-Teotihuacan. En el cuadro 4.2 se muestran los
refuerzos principales programados para 2007-2011.
Principales obras programadas
2007 – 2011
Tensión Núm. de Longitud
kV circuitos
km-c
230
2
37.3
400
2
1.0
400
2
26.0
400
2
1.0
230
2
8.0
230
2
44.0
230
2
66.0
400
2
50.0
233.3
Linea de Transmisión
Jilotepec Potencia - Dañu
Agustín Millán II Entronque - Donato Guerra -San Bernabé
Tula CT - Jorobas
Deportiva Entronque - Donato Guerra - San Bernabé
Deportiva Entronque Estadio - San Bernabé
Tula CT - Nochistongo
Tula CT - Teotihuacan
Victoria - Valle de México
Total
Subestación
Cantidad
Jilotepec Potencia Banco 1
Volcán Gordo Banco 1
Total
4
3
Equipo
AT
T
Capacidad
MVA
300
225
525
Fecha de
entrada
Jul-07
Sep-07
Jun-08
Sep-08
Sep-08
Dic-08
Sep-09
Mar-11
Relación de Fecha de
transformación
entrada
230 /115
Jul-07
400 /115
Sep-07
AT: Autotransformador T: Transformador
Compensación
Equipo
Jilotepec MVAr
Altamirano II MVAr
Lázaro Cárdenas Potencia Donato Guerra
Pitirera-Donato Guerra L1
Pitirera-Donato Guerra L2
Donato Guerra CEV
Total
Capacitor
Capacitor
Capacitor Serie
Capacitor Serie
Capacitor Serie
Compensador Estático de VAr
Ind: Inductivo Cap: Capacitivo
Cuadro 4.2
4-5
Tensión
kV
115
115
400
400
400
400
Capacidad
MVAr
30.00
7.50
273.50
131.10
131.10
450.0/450.0 Ind/Cap
1,473.20
Fecha de
entrada
Jul-07
Dic-08
Sep-09
Sep-09
Sep-09
Nov-11
4.4.1.2 Red de transmisión asociada a Valle de México II y III
El proyecto de generación consiste en la instalación de dos ciclos combinados con capacidad de
601 MW cada uno. Las fechas de entrada en operación son septiembre de 2011 y agosto de
2012 . La central se ubicará en el municipio de Acolman al noreste del estado de México.
Con el fin de aprovechar de manera óptima los espacios disponibles del sitio y considerando su
posición estratégica en el sistema eléctrico nacional, el primer proyecto se conectará a una
nueva subestación encapsulada en SF6 de 230 kV propiedad de CFE. Adicionalmente LyFC
construirá en su predio una subestación de 230 kV. Para el segundo proyecto, CFE instalará
una nueva en SF6 de 400 kV, la cual interconectará a las subestaciones Victoria, Teotihuacan y
Lago.
Con estas obras se sustituirá la actual subestación de tipo convencional por una de tipo
compacto, lo cual proporcionará mayor flexibilidad operativa a las dos empresas. Ver figura
4.1. Las principales obras de transmisión asociadas a esta red son:
Obras con cargo a CFE
Obras con cargo a LyFC
LT Valle de México entq. Teotihuacan-Lago
en 400 kV, 2 circuitos, 1 km, 1113 ACSR, 2
conductores/fase.
18 alimentadores en 230 kV
2 alimentadores en 400 kV
LT Victoria-Valle de México en 400 kV, 2 circuitos,
25 km, 1113 ACSR, 2 conductores/fase.
10 alimentadores en 230 kV
10 alimentadores en 400 kV
Red de transmisión asociada a Valle de México ciclo combinado II y III
Teotihuacan
A la
Manga
Tecamac
Victoria
Cartagena
Texcoco
Norte
Chiconautla
Valle de
México
Valle de México II
601 MW
Valle de México III
601 MW
Sosa
Ecatepec
Tren Suburbano
CEV + 300 MVAR
Cerro Gordo
Texcoco
CPM
Cuauhtémoc
Kilómetro
cero
Azteca
Jabón La
Corona
Lago
Madero
Xalostoc
Esmeralda
Figura 4.1
4-6
Chapingo
CEV + 300 MVAR
4.4.2
Área Oriental
La infraestructura eléctrica abarca desde el centro hasta el sureste del país, y atiende a los
estados de Guerrero, Morelos, Puebla, Tlaxcala, Veracruz, Oaxaca, Tabasco y Chiapas.
La red principal está constituida por líneas de 400 kV y 230 kV que suman 6,608 y 4,669 km,
respectivamente.
La operación de la red eléctrica de esta área se halla ligada al despacho de la generación
hidroeléctrica, la cual es utilizada principalmente para cubrir los periodos de demanda máxima.
Fuera de esta condición, la red de 400 kV del sureste requiere para su control de esquemas de
compensación de potencia reactiva.
De acuerdo con el crecimiento esperado de la demanda, se tienen identificados problemas
potenciales de transmisión y transformación en diferentes puntos de la red tales como
saturación de la transmisión y transformación en las zonas de Chilpancingo, Tlaxcala, Poza
Rica. Para ello, se han definido proyectos de transmisión y transformación que eviten dichas
problemáticas.
Asimismo, en 2008 se requiere de esquemas de compensación para el control de voltaje en la
red de 400 kV, en condiciones de baja generación hidráulica, y esquemas de compensación
capacitiva para la demanda máxima de las zonas Veracruz, Tlaxcala y Papaloapan.
Finalmente, en 2007 y 2009 entrarán en operación en el Istmo de Tehuantepec los parques de
generación eólica La Venta II y III con 83 MW y 101 MW de capacidad respectivamente. En
esta misma región, se tiene prevista de 2008 a 2010 la adición de parques eólicos con
capacidad de 1,987 MW, en la figura de autoabastecimiento. Así mismo, en este último año CFE
instalará 406 MW mediante los proyectos de Oaxaca I, II, III y IV, para un total de 2,577 MW.
4.4.2.1 Obras principales
Actualmente las fuentes de suministro que satisfacen la demanda de la zona Papaloapan son:
la PH Temascal I con una capacidad instalada de 4x38.5 MW y cinco líneas de subtransmisión
de 115 kV con una longitud promedio de 75 km.
Derivada de una menor disponibilidad de la generación local, para 2009 se anticipan problemas
a fin de controlar el voltaje de la zona. Con la entrada en operación del proyecto Cerro de Oro,
500 MVA de capacidad y relación de transformación 400/115 kV, se garantizará el suministro
de energía eléctrica a la zona Papaloapan. Entrará en operación en agosto de 2009.
El suministro de energía eléctrica a las regiones de Poza Rica, en el estado de Veracruz y
Teziutlán, en el estado de Puebla, se proporciona a través de la SE Poza Rica I con capacidad
de 200 MVA y de la SE Jalacingo con capacidad de 100 MVA, ambas con relación de
transformación 230/115 kV.
Se estima que para 2009 la transformación operaría con sobrecarga. El proyecto Papantla
banco 1, de 500 MVA de capacidad y relación de tensión 400/115 kV, evitará la saturación de
la transformación de relación 230/115 kV y la transmisión de 115 kV de las zonas Poza Rica y
Teziutlán. Iniciará su operación en agosto de 2009.
La red asociada al proyecto eoloeléctrico de temporada abierta, que se instalará en el estado
de Oaxaca en la región de la Ventosa, dispondrá de una capacidad de transformación de
4-7
2,125 MVA repartidos en los niveles de 400/230 kV y 400/115 kV, con 1,250 MVA y 875 MVA
respectivamente. Se programa su entrada en operación para diciembre de 2009.
El suministro de energía eléctrica a las regiones de La Chontalpa, Villahermosa y Los Ríos en el
estado de Tabasco, se proporciona a través de tres líneas de transmisión de 230 kV, una de
ellas aislada a 400 kV, provenientes de las centrales hidroeléctricas Malpaso y Peñitas.
Se estima para 2009 una saturación de la capacidad de transmisión. Esta problemática sería
más crítica ante la salida de unidades de Peñitas. Con la entrada en operación del
proyecto Malpaso−Kilómetro Veinte, que considera el tendido del segundo circuito de la
LT Malpaso–Macuspana II de 106 km-c y la instalación de 875 MVA de capacidad de
transformación con relación 400/230 kV, se atenderá el crecimiento de la demanda de mediano
plazo.
Para atender la demanda de las ciudades de Veracruz, Boca del Río y Córdoba, se cuenta con
dos enlaces en 230 kV provenientes de la central nucleoeléctrica Laguna Verde, a través del
autotransformador 400/230 kV y 330 MVA de capacidad (LAV-AT3), así como dos enlaces
también en 230 kV de la SE Temascal II.
Se estima que el LAV-AT3 presentaría una sobrecarga a partir de 2009, tanto en demanda
mínima como en condiciones de demanda máxima. Adicionalmente, el suministro de energía
eléctrica de la zona de distribución Veracruz depende directamente de la generación local de la
central ciclo combinado Dos Bocas, particularmente del paquete conectado en 115 kV.
Ante su salida o mantenimiento, a partir de 2009 la transformación 230/115 kV de 450 MVA en
la SE Veracruz II se saturaría en condiciones de demanda máxima. El proyecto Laguna
Verde – Jamapa que considera, entre otras obras, 180 km-c en 400 kV, dos bancos de
375 MVA cada uno con relación 400/230 kV en la SE Jamapa, y uno de 300 MVA con relación
230/115 kV en la SE Jardín, permitirá atender esta problemática. Su entrada en operación está
programada para junio de 2010.
El suministro de energía a la zona Tlaxcala se proporciona a través de la SE Zocac que cuenta
con 200 MVA de capacidad y relación de transformación 230/115 kV, y por cuatro líneas de
subtransmisión de 115 kV. Se estima para 2010 la saturación de la capacidad de trasformación,
así como la transmisión en el nivel de 115 kV.
El proyecto la Malinche Banco 1 de 300 MVA de capacidad de transformación y relación
230/115 kV con 85 km-c en 115 kV, permitirá atender el incremento de la demanda, evitando
la saturación de los bancos de la SE Zocac. Su entrada en operación está programada para
julio de 2010.
A fin de atender la demanda de la zona Villahermosa, el sistema cuenta principalmente con
225 MVA de capacidad de transformación en las subestaciones Kilómetro Veinte y Villahermosa
Norte. Para 2010 se estima la saturación de la transformación en condiciones de demanda
máxima así como de la transmisión asociada en 115 kV.
Para evitar esta problemática se incrementará la capacidad de transformación 230/115 kV de la
zona, con el inicio de operación de El Edén de 300 MVA y relación 230/115 kV. Su entrada en
operación está programada para mayo de 2010.
Actualmente la ciudad de Oaxaca y poblaciones aledañas, así como parte de la costa son
atendidas eléctricamente por dos líneas de transmisión de 230 kV procedentes de la
SE Temascal II. Para 2011 se estima una demanda de 210 MW, lo que implicaría operar al
límite de capacidad existente.
4-8
El proyecto de transmisión Temascal — Oaxaca potencia — La Ciénega permitirá garantizar el
suministro de la demanda. Su entrada en operación está prevista para mayo de 2011. En el
cuadro 4.3 se muestran los principales refuerzos.
Principales obras programadas
2007-2011
Linea de Transmisión
Tensión
kV
Núm. de
circuitos
Longitud
km-c
400
400
400
400
230
400
400
230
400
230
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
27.0
154.1
290.0
106.0
47.9
180.0
193.5
132.9
118.0
76.0
1,325.40
Tapachula Potencia - Suchiate
Juile - Cerro de Oro
La Ventosa - Juile
Malpaso - Macuspana II
Cárdenas II - Comalcalco Oriente
Laguna Verde - Jamapa
Angostura - Tapachula Aeropuerto
Temascal II - Oaxaca Potencia
Tecali - Yautepec Potencia
Juchitán II - Salina Cruz
Total
Subestación
Chilpancingo Potencia Banco 1
Cerro de Oro Banco 1
Papantla Banco 1
La Ventosa Bancos 1, 2 y 3
La Ventosa Bancos 4 y 5
Km20 Bancos 2 y 3
El Edén Banco 1
Jamapa Bancos 1 y 2
Jardín Banco 1 (SF6)
La Malinche Banco 1
Tagolaba Potencia Banco 1
Total
AT: Autotransformador
Cantidad
Equipo
4
4
4
10
7
7
4
7
4
4
4
AT
T
T
AT
T
AT
AT
AT
AT
AT
AT
Dic-08
Dic-09
Dic-09
Mar-10
May-10
Jun-10
May-11
May-11
Dic-11
Dic-11
Relación de Fecha de
transformación
entrada
230 /115
Jul-07
400 /115
Ago-09
400 /115
Ago-09
400 /230
Dic-09
400 /115
Dic-09
400 /230
Mar-10
230 /115
May-10
400 /230
Jun-10
230 /115
Jun-10
230 /115
Jul-10
230 /115
Dic-11
T: Transformador
Compensación
Equipo
Sureste MVAr
Oriental MVAr
Ojo de Agua Potencia MVAr
Veracruz MVAr
Papaloapan MVAr
Tlaxcala MVAr
Córdoba MVAr
Xalapa MVAr
La Ventosa CEV
Juile MVAr
KM20 MVAr
Matamoros MVAr
Chontalpa MVAr
San Cristóbal MVAr
Teziutlán MVAr
Conejos MVAr
Tapachula Potencia MVAr
Tlaxiaco MVAr
Total
Reactor
Reactor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Compensador Estático de VAr
Reactor
Reactor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Reactor
Capacitor
Ind.: Inductivo
Capacidad
MVA
133
500
500
1250
875
875
300
875
300
300
300
6,208
Fecha de entrada
Cap.: Capacitivo
Cuadro 4.3
4-9
Tensión
kV
400
400
115
115
115
115
115
115
400
400
400
115
115
115
115
115
400
115
Capacidad
MVAr
450.00
200.00
30.00
75.00
37.50
45.00
30.00
30.00
300.0/300.0 Ind/Cap
75.00
117.25
22.50
15.00
22.50
30.00
7.50
100.00
7.50
1,894.75
Fecha de
entrada
Abr-08
Jul-08
Sep-08
Sep-08
Sep-08
Jul-09
Sep-09
Oct-09
Dic-09
Dic-09
Mar-10
Abr-10
May-10
Jun-10
Jun-10
Jun-10
May-11
Dic-11
4.4.2.2 Red de transmisión asociada al proyecto de temporada abierta y a proyectos
eólicos Oaxaca I, II, III y IV
Se tiene programada la entrada en operación del proyecto de TA que incorporará 1,898 MW de
capacidad de generación en 2010, de los cuales 1,492 MW provendrían de centrales de
autoabastecimiento y 406 MW de las plantas eólicas Oaxaca I, II, III y IV de productores
independientes.
Este desarrollo de infraestructura consiste en la construcción de una línea de transmisión de
doble circuito de 145 km-c en 400 kV de tres conductores por fase de 1113 ACSR, que
partirían de una nueva subestación colectora llamada La Ventosa, en la zona del Istmo de
Tehuantepec, hacia la SE Juile.
La SE La Ventosa se integraría por transformadores de 400/115 kV y de 400/230 kV con una
capacidad total de 2,125 MVA, así como un dispositivo dinámico de control de voltaje (CEV) de
±300 MVAR en 400 kV. Adicionalmente el proyecto considera el tendido del segundo circuito en
400 kV de aproximadamente 154.1 km entre las subestaciones Juile y Cerro de Oro y un
reactor de 75 MVAr en la SE Juile.
Asimismo se requerirán seis bahías de alimentadores en 400 kV. En total se construirían
444.1 km-circuito de líneas de transmisión en 400 kV. En la figura 4.2 se muestra la red de
transmisión asociada al proyecto de TA.
Red de transmisión asociada al proyecto de temporada abierta
A Puebla II
Ojo de Agua
A Tabasco
A Peñitas
Temascal II
A Tecali
Coatzacoalcos
Minatitlán II
47 %
55 %
Chinameca
Pot.
Juile
P.H. Temascal
Malpaso
Cerro
de Oro
Manuel Moreno Torres
25 %
3C/F
El Sabino
Oaxaca Pot.
La Ciénega
La Ventosa
Juchitán II
OP. INIC. 115 kV
Angostura
La Venta II
1x83 MW
OP. INIC. 115 kV
Ejutla
OP. INIC. 115 kV
Conejos
Cintalapa
875 MVA
400/115 kV
1 CEV +/- 300 MVAr
SE Colectora
2125 MVA de transf.
1250 MVA
400/230 kV
Figura 4.2
4-10
La Venta III
1x101 MW
4.4.3
Área Occidental
Se encuentra ubicada en la parte centro y occidente del país y abarca nueve estados:
Aguascalientes, Colima, Guanajuato, Jalisco, Michoacán, Nayarit, Querétaro, San Luis Potosí y
Zacatecas. Así mismo está compuesta por tres regiones: Occidente, Centro Occidente y Bajío
las cuales presentan una de demanda de 25%, 20% y 55% del total del área respectivamente.
En 2007 se presentó una demanda máxima coincidente de 7,436 MW. Este valor representa
aproximadamente 20% del total de tal demanda del SIN. Su tasa de crecimiento en los últimos
tres años ha sido de 2.3%, y se estima un incremento anual de 5.4% en los próximos 10 años,
llegando a 12,501 MW en 2017.
La capacidad de generación de esta área es de 9,477 MW y 27% del total proviene de centrales
hidráulicas. A su vez, la carboeléctrica Plutarco Elías Calles (2,100 MW) representa 22% de la
capacidad instalada, sin embargo, prácticamente el total de la generación de esta central está
destinada el suministro de la demanda del área Central.
En esta se ubica la ciudad de Guadalajara, con una demanda máxima de 1,414 MW en 2007.
En la región centro occidente está interconectada la empresa acerera SERSIINSA, con una
demanda de 800 MW en el nivel de 230 kV. Finalmente en la región Bajío se encuentran varias
zonas con densidades altas de carga de tipo industrial, residencial y riego agrícola.
El comportamiento de la demanda a nivel área es muy similar durante las horas del día, lo que
implica amplias necesidades de suministro la mayor parte del tiempo. Sin embargo, los grandes
centros de generación base que abastecen de energía eléctrica se encuentran alejados de los
centros de carga. Por ejemplo, Guadalajara se abastece principalmente de la CT Manzanillo
localizada a 200 km de distancia aproximadamente.
Por otra parte, aunque se cuenta con grandes centrales hidroeléctricas en el área, su despacho
no necesariamente obedece a la demanda máxima del área sino en su mayor parte a la del
SIN, por lo que para satisfacerla se requiere la mayor parte del tiempo importar energía de
otras áreas.
Por lo anterior, para cubrir el déficit de generación local y contar con la confiabilidad y
seguridad necesarias, el área cuenta con enlaces de transmisión en 400 y 230 kV con las áreas
de control vecinas. Con la Noroeste se tienen dos líneas en 400 kV, con la Noreste seis en
400 kV, con la Norte una en 230 kV, con la Central cinco en 400 kV y tres en 230 kV y
finalmente con la Oriental una línea en 230 kV.
Para atender el crecimiento natural de la demanda del área, en el mediano plazo será necesario
contar con los siguientes proyectos de transmisión, transformación, compensación y
generación.
4.4.3.1 Obras principales
El proyecto de transformación El Potosí banco 3 consiste en un banco de 500 MVA de capacidad
y relación de tensión de 400/115 kV, que incrementará la capacidad de transformación de la
zona San Luis Potosí para evitar la sobrecarga en la transformación 230/115 kV en la SE San
Luis II. Su operación se prevé para febrero de 2008.
El proyecto Primero de Mayo MVAr con siete reactores monofásicos de 25 MVAR cada uno
permitirá mantener un perfil de voltaje adecuado, ante condiciones de transmisión máxima y
mínima de las líneas 1 y 2 de Primero de Mayo - Cañada en 400 kV. Con estos dispositivos será
4-11
factible operar permanentemente con todas las líneas y reactores conectados. Iniciará su
operación en abril de 2008.
La transformación Guadalajara Industrial bancos 1 y 2 permitirá atender el crecimiento de
demanda al sureste de la zona metropolitana de Guadalajara. Evitará la saturación de la
transformación 230/69 kV de la SE Guadalajara II, con la entrada en operación de dos bancos
de transformación, uno con capacidad de 300 MVA y relación de tensión 230/69 kV y otro con
capacidad de 60 MVA con relación de tensión 230/23 kV.
El proyecto Tesistán banco 5 permitirá atender el crecimiento de demanda al norte de la zona
metropolitana de Guadalajara, con la entrada en operación para agosto de 2009 de un banco
de transformación con capacidad de 500 MVA y relación de tensión 400/69 kV.
El transformador Tapeixtles potencia banco 3, con capacidad de 500 MVA y relación de tensión
de 400/115 kV, permitirá reducir la sobrecarga de los bancos de transformación 230/115 kV de
la SE Colomo, y atender la demanda de la zona Manzanillo. Su entrada en operación se prevé
para agosto de 2009.
El banco de transformación con capacidad de 300 MVA y relación de tensión de 230/115 kV,
Tepic II banco 2, permitirá atender el crecimiento del mercado eléctrico en la zona Tepic para
febrero de 2010.
El banco de transformación Cañada banco 3, con capacidad de 500 MVA y relación de tensión
400/115 kV, satisfará el crecimiento del mercado eléctrico en la parte norte de la zona
Aguascalientes, y compartirá reserva de transformación con la SE Aguascalientes Oriente.
Entrará en operación en abril de 2010.
El proyecto Niños Héroes banco 3 SF6 permitirá atender el crecimiento de demanda en el
centro de la zona metropolitana de Guadalajara, con la entrada en operación en abril de 2010
de un banco de transformación con capacidad de 100 MVA y relación de tensión 230/69 kV.
También compartirá reserva de transformación con la SE Zapopan.
En la zona Vallarta se registra para mayo de 2010 la instalación de un compensador estático de
vars en la SE Vallarta potencia en el nivel de 230 kV, con una capacidad de 50 MVAr inductivos
y 150 MVAr capacitivos. Ello permitirá mejorar la confiabilidad al incrementar la capacidad de
transmisión de los enlaces de 230 kV que unen las zonas de Tepic con Vallarta.
El proyecto de transmisión Carapan II–Uruapan potencia incluye la segunda línea de
transmisión entre estas dos subestaciones en 230 kV, para garantizar el suministro de la
demanda de la zona Uruapan. Se programa su entrada en operación para agosto de 2010.
Se construirá el segundo enlace de transmisión Carapan II–Zamora Potencia en 230 kV, para
garantizar el suministro de la demanda de la zona Zamora con calidad y confiabilidad. Iniciará
su operación en agosto de 2010.
La transformación Nuevo Vallarta banco 1 atenderá los crecimientos de demanda de la zona
Vallarta. La entrada en operación será en junio de 2011 con capacidad de transformación de
225 MVA y relación de tensión 230/115 kV. Permitirá también compartir reserva de
transformación con la actual SE Vallarta Potencia.
En el cuadro 4.4 se muestran los principales refuerzos de transmisión, transformación y
compensación programados en el área Occidental para el periodo 2007-2011.
4-12
Principales obras programadas
2007 – 2011
Línea de Transmisión
El Salero - Peñasquito
El Potosí - Moctezuma
Guadalajara Industrial Entronque - Guadalajara I - Guadalajara II
Tapeixtles Potencia - Tecomán
Lázaro Cárdenas Potencia - Ixtapa Potencia
Carapan II - Uruapan Potencia
Carapan II - Zamora Potencia
Nuevo Vallarta Entronque - Tepic II - Vallarta Potencia
La Yesca - Ixtlahuacán
Manzanillo III - Chapala
Total
Subestación
Cantidad
El Potosí Banco 3
Guadalajara Industrial Banco 1
Tapeixtles Potencia Banco 3
Lázaro Cárdenas Potencia Banco 4
Tepic II Banco 2 Sustitución
Cañada Banco 3
Niños Héroes Banco 3 (SF6)
Nuevo Vallarta Banco 1
Total
AT: Autotransformador
4
4
4
3
4
4
4
4
Equipo
T
T
T
AT
AT
T
T
AT
circuitos
400
230
230
230
400
230
230
230
400
400
1
1
4
2
2
2
1
2
2
2
Longitud Fecha de
km-c entrada
45.0
49.4
9.4
93.2
75.3
69.1
32.7
20.0
130.0
170.0
694.1
May-07
Feb-08
Ago-09
Ago-09
Nov-09
Ago-10
Ago-10
Jun-11
Jul-11
Oct-11
Capacidad
MVA
500
300
500
375
300
500
133
300
3,408
Relación de
transformación
400 /115
230 /69
400 /115
400 /230
230 /115
400 /115
230 /69
230 /115
Fecha de
entrada
Feb-08
Ago-09
Ago-09
Nov-09
Feb-10
Abr-10
Abr-10
Jun-11
Tensión
kV
115
115
115
400
115
115
115
115
115
115
115
230
115
115
115
115
115
400
400
Capacidad
MVAr
15.00
7.50
7.50
175.00
7.50
15.00
22.50
15.00
15.00
15.00
7.50
150/50 Cap/Ind
30.00
15.00
30.00
15.00
7.50
116.60
100.00
616.60
Fecha de
entrada
Ago-07
Sep-07
Ene-08
Abr-08
Abr-08
May-09
Jul-09
Jul-09
Jul-09
Sep-09
Abr-10
May-10
Jun-10
Jun-10
Feb-11
Jun-11
Jul-11
Jul-11
Oct-11
T:Transformador
Compensación
Equipo
San Francisco del Rincón MVAr
La Yesca Distribución MVAr
Tecolapa (Maniobras) MVAr
Primero de Mayo MVAr
Jurica MVAr
Margaritas MVAr
Acámbaro MVAr
La Virgen MVAr
Lagos MVAr
Loreto MVAr
Buena Vista MVAr
Vallarta Potencia CEV
San Juan del Río Oriente MVAr
Boquilla MVAr
Abasolo I MVAr
Nuevo Vallarta MVAr
Cocula MVAr
La Yesca MVAr
Manzanillo III MVAr
Total
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Reactor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Compensador Estático VAr
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Reactor
Reactor
Ind: Inductivo
Núm. de
Tensión
kV
Cap: Capacitivo
Cuadro 4.4
4-13
4.4.3.2 Red asociada a carboeléctrica del Pacífico
Esta central entrará en operación en febrero de 2010 con una capacidad de 678 MW. Su
objetivo es atender principalmente las necesidades de demanda de la zona Acapulco del área
Oriental, además de requerimientos de la Central y Occidental.
Las obras asociadas a este proyecto tienen fecha de entrada en operación para noviembre de
2009 y consisten en una línea de transmisión en 400 kV de doble circuito de 75.3 km de
longitud tendido del primer circuito, operada inicialmente en 230 kV entre las subestaciones
Lázaro Cárdenas potencia e Ixtapa potencia.
También incluye el tendido del segundo circuito de la línea Ixtapa potencia-Pie de la Cuesta
potencia en 400 kV con 206.5 km de longitud. La operación inicial de esta línea será en 230 kV.
Así mismo considera la repotenciación de la compensación serie de 400 kV instalada en la
SE Donato Guerra para las líneas de transmisión a Pitirera y Lázaro Cárdenas potencia, así
como la construcción de cuatro alimentadores de 230 kV y la sustitución de 15 interruptores en
230 kV. La figura 4.3 muestra la red asociada.
Red asociada a carboeléctrica del Pacífico
A Salamanca
Salamanca II
Abasolo II
Zamora Potencia
Mazamitla
Carapan II
50 MVAr
Operación inicial 161 KV
Morelia
Potencia
Uruapan
Potencia
963.53 MVAR
40 %, 40% Y 50%
75 MVAr 75 MVAr
A Donato Guerra
Apatzingán I
Pitirera
CH Infiernillo
75 MVAr
75.3-1113
Ixtapa
Potencia
CT Petacalco
CH Villita
II
SERSIINSA
I
NKS
206.5-1113
Operación inicial 230
KV
6 x 350 MW
Carboeléctrica del Pacífico
Chilpancingo
Potencia
1 X 678 MW
Lázaro Cárdenas Potencia
Fertimex
Mezcala
CH Caracol
Pie de la
Cuesta
3 X 375 MVA 400/230 KV
1X100 MVA 230/115 KV
21 MVAr
+ 150 MVAr
-50 MVAr
Los Amates
El Quemado
Figura 4.3
4-14
4.4.3.3 Red asociada a la central hidroeléctrica La Yesca
La primera unidad de esta planta entrará en operación en enero de 2012 y la segunda en abril
de ese año, con una capacidad de 375 MW cada una. Tiene como objetivo atender las
necesidades del área Occidental y de la demanda máxima del SIN.
Las obras asociadas a este proyecto tienen fecha de entrada en operación para julio de 2011, y
consisten de una línea de transmisión en 400 kV de doble circuito de 130 km de longitud, entre
las subestaciones La Yesca e Ixtlahuacán y una línea de 3 km de longitud en doble circuito para
entroncar la línea Tesistán – Aguascalientes potencia de 400 kV. Incluye la construcción de la
SE Ixtlahuacán con cuatro alimentadores en 400 kV y 116.6 MVAr de compensación inductiva
instalados en la SE La Yesca. La figura 4.4 muestra la red asociada.
Red asociada a la planta hidroeléctrica La Yesca
P.H. Aguamilpa
3X320 MW
A P.V. Mazatlán
50 MVAr
La Yesca
El Cajón
Tepic II
2X375 MW
2X375 MW
50 MVAr
50 MVAr
P.H. AguaPrieta
2X120 MW
100 MVAr
50 MVAr
Cerro Blanco
50 MVAr
130-1113
Guadalajara
Norte
50 MVAr
Vallarta Potencia
150 MVAr
25 MVAr
3-1113
A Aguascalientes Potencia
13
11
3-
Ixtlahuacán
Tesistán
Zapotlanejo
-50 MVAr
Atequiza
Acatlán
A Salamanca II
50 MVAr
-200 MVAr
A
AM
aza
mit
la
illo
an
nz
a
M
Figura 4.4
4-15
4.4.3.4 Red asociada a la repotenciación de Manzanillo I, unidades 1 y 2
La repotenciación de la primera unidad entrará en operación en julio de 2011 y la segunda en
abril de 2012. A cada turbina de vapor se le acoplarán dos de turbogás para adicionar 458 MW
de capacidad. La capacidad y generación de esta central se utilizará para atender las
necesidades de demanda del área Occidental.
Para octubre de 2010 se considera la construcción de la SE Manzanillo III en Hexafloruro de
Azufre (SF6) con seis alimentadores de 400 kV. Incluye el amarre de barras con la
SE Manzanillo I, así como la previsión para 12 alimentadores futuros.
Por otra parte, para octubre de 2011 se requiere la construcción de 182 km-c de líneas de
transmisión en 400 kV, de los cuales 170 km-c son para la LT Manzanillo III – Chapala con dos
circuitos — tendido del primero —, y tres conductores por fase; 6 km-c para la LT Chapala
entronque Acatlán–Mazamitla y seis km-c para la LT Chapala entronque Manzanillo — Atequiza,
ambas de dos circuitos con tres conductores por fase.
Adicionalmente se instalarán 133.3 MVAr de compensación reactiva inductiva en la
SE Manzanillo III en el nivel de 400 kV para la LT Manzanillo III – Chapala. Finalmente se
considera la construcción de una subestación convencional nueva denominada Chapala, en la
que se instalarán cinco alimentadores de 400 kV. La figura 4.5 muestra la red asociada.
Red asociada a la repotenciación de Manzanillo I, unidades 1 y 2
P.H. Agua Prieta
2x120MW
ua
s ca
l ie
te n
c ia
Po
te
g
A A
Po
ia
A Cerro
Blanco
s
n te
nc
A La Yesca
sc
A
Ag
ua
Z apotlanejo
al
ie
nt
es
Ixtlahuacán
Tesistán
A S alam anca II
A tequiza
A catlán
-20 0 M VAr
3 -1
Chapala
113
3- 11 13
1
3-
3 -1
11
11
50 MVAr
3
3
Mazam itla
11
13
(Switcheo)
A Carapan
17
0-
3x
Cd. G uzm án
75 MVAr
7 5 MVAr
A
Colim a II
Tapeixtles
Colom o
P.V. M anzanillo
2x300MW
2x75 8 M W
P.V . M anzanillo II
2x35 0M W
Figura 4.5
4-16
P it
i re
ra
4.4.4
Área Noroeste
El Área de Control Noroeste (ACNO) se conforma básicamente por los estados de Sonora y
Sinaloa. En el primero se integran eléctricamente las zonas Nogales, Santa Ana–Caborca,
Cananea–Nacozari, Hermosillo, Agrícola Hermosillo, Guaymas, Obregón y Navojoa; mientras
que al estado de Sinaloa corresponden las zonas Los Mochis, Guasave, Culiacán y Mazatlán.
El área se caracteriza por una estructura de transmisión longitudinal, con una distancia total de
aproximadamente 1,200 km. Actualmente, la red troncal del área opera en 230 kV, con un
corredor aislado en 400 kV desde Mazatlán hasta Guaymas, preparado para cambiar su voltaje
de operación en función de los nuevos proyectos de generación, crecimiento local de la
demanda, condiciones de operación y los proyectos de interconexión con las áreas vecinas. La
red de subtransmisión está integrada por líneas en 115 kV.
La capacidad de generación instalada actualmente es de 3,828 MW, compuesta por unidades
termoeléctricas convencionales (53%); centrales hidroeléctricas (25%), y ciclos combinados
(20%). Del total anterior, alrededor de 55% se localiza en el estado de Sonora, donde se ubica
la mayor parte de la generación base, principalmente ciclos combinados en Hermosillo y
Nogales, además de unidades térmicas en Puerto Libertad y Guaymas. El 45% se sitúa en
Sinaloa, donde predominan las centrales hidroeléctricas, además de las termoeléctricas en los
puertos de Topolobampo y Mazatlán.
La ubicación y el tipo de generación instalada en el área, en combinación con la distribución
espacial de la carga, provocan altos flujos de potencia en los enlaces entre zonas,
principalmente durante el verano, cuando la temperatura ambiente en algunas regiones llega a
superar los 40° C, lo que ocasiona un aumento importante en el consumo de energía eléctrica
por la utilización de sistemas de aire acondicionado.
En el verano el área es importadora de energía. En el invierno, por el contrario, debido a que la
demanda disminuye cerca de 60% con relación a la máxima de verano, se presentan
excedentes de generación, por lo cual el área se vuelve exportadora.
En condiciones de demanda máxima, aproximadamente 80% de la importación proviene del
área Occidental a través del enlace Mazatlán II—Tepic II y del área Norte, por los de Mazatlán
II con Jerónimo Ortiz y Durango II. En el corto plazo, ante contingencias sencillas de líneas de
transmisión y/o unidades generadoras, se esperan flujos altos entre las zonas Mazatlán y
Culiacán, con la consecuente afectación del perfil de voltaje de las zonas Culiacán, Guasave y
Los Mochis.
Con el crecimiento esperado de la demanda del área, y considerando la infraestructura eléctrica
actual, se estima en el corto plazo la posible sobrecarga en bancos de transformación de
230/115 kV. En particular, en las zonas Mazatlán, Obregón y Guaymas.
Un caso muy especial en el área es la evolución del mercado en la zona de Puerto Peñasco,
ubicado en la porción noroeste del estado de Sonora. Durante los últimos años, el desarrollo
turístico ha consolidado una infraestructura importante, con expectativas sólidas y de alto
impacto en la estructura socioeconómica del municipio.
Para 2007, la demanda aumentará más de 24% con respecto a 2006 y se espera un
crecimiento medio anual de alrededor de 14% hasta 2017, una de las tasas más altas a nivel
nacional.
Finalmente, se destaca la importancia de los nuevos proyectos de generación, como la central
ciclo combinado Agua Prieta II, la cual disminuirá la transmisión de potencia desde el área
4-17
Occidental y permitirá el intercambio de energía entre las áreas Noroeste y Norte para diversos
puntos de operación, aprovechando la diversidad de la demanda entre ambas.
Con la
entrada
de
Nacozari – Hermosillo.
esta
central
generadora
es
necesario
reforzar
el
enlace
4.4.4.1 Obras principales
Se han programado una serie de proyectos de transmisión y transformación en el mediano
plazo, buscando mantener un nivel adecuado de confiabilidad en el área.
Para febrero de 2009 se instalará un banco de transformación de 500 MVA de capacidad,
incluyendo fase de reserva, con relación de tensión 400/115 kV, por ubicarse en la SE Mazatlán
II. Este proyecto permitirá eliminar la sobrecarga de los bancos de la zona Mazatlán y atender
el incremento de demanda en el sur del estado de Sinaloa. Incluye obras en el nivel de
subtransmisión para lograr una mejor distribución del flujo de potencia en la zona.
Uno de los proyectos de mayor relevancia en el corto plazo es el cambio de tensión de 230 kV a
400 kV de la línea de transmisión Mazatlán II — La Higuera, programado para abril de 2009.
Requiere la instalación de 875 MVA de transformación en la SE La Higuera, incluyendo fase de
reserva, con relación de tensión 400/230 kV.
Estas obras permitirán soportar la contingencia más severa sin recurrir a esquemas de corte de
carga, aumentando el límite de transmisión entre las zonas Mazatlán y Culiacán, y al mismo
tiempo entre las áreas Noroeste y Occidental. Con el cambio de tensión se evitarán
congestiones de red.
Para atender el crecimiento de la demanda del desarrollo turístico de Puerto Peñasco, se ha
programado para mayo de 2009 el tendido del segundo circuito de 109 km de longitud con
calibre 1113 ACSR entre las subestaciones Seis de Abril–Puerto Peñasco, aislado en 230 kV y
operado inicialmente en 115 kV. El proyecto evitaría problemas de voltaje en la zona ante la
contingencia más severa, en la condición de demanda máxima.
En agosto de 2009 entrará en operación la SE Bacum, en la zona Obregón, con un banco de
300 MVA de capacidad, incluyendo fase de reserva, con relación de transformación 230/115 kV.
Con el proyecto se evitará la sobrecarga de los bancos de la SE Ciudad Obregón III en
condiciones de demanda máxima. Esta subestación tendrá las características y dimensiones
suficientes para formar parte en el futuro de la red troncal de 400 kV.
Como parte del crecimiento de la red troncal del área, se prevé para febrero de 2010 la
construcción del primer circuito entre las subestaciones Nacozari—Hermosillo V, con una
longitud de 201 km, aislado en 400 kV y operado inicialmente en 230 kV, calibre 1113 ACSR.
El proyecto permitirá aprovechar los intercambios internos y externos de generación de los
estados de Sonora y Sinaloa con el resto del SIN. Además, proporcionará una trayectoria para
la potencia de la central generadora Agua Prieta II, e incrementará la capacidad de transmisión
entre las regiones Nacozari — Hermosillo.
Tomando en cuenta el programa de retiros de unidades generadoras, se planea para 2011 la
salida de las unidades 2 y 4 de Guaymas II, la primera de ellas conectada en el nivel de
115 kV. Ante esta situación, la zona Guaymas presentaría problemas de sobrecarga en el banco
de transformación de 100 MVA, 230/115 kV, ubicado dentro del predio de la SE Planta
Guaymas II.
4-18
Para eliminar este problema, en el programa de expansión del área se tiene registrada para
abril de 2010 la SE Guaymas Cereso. La SE prevé un banco de transformación de 133 MVA,
incluyendo fase de reserva, con relación de tensión 230/115 kV.
En el cuadro 4.5 se muestran las principales obras de transmisión, transformación y
compensación programadas en el área Noroeste para 2007 – 2011.
Principales obras programadas
2007-2011
Tensión
kV
230
230
230
400
400
230
230
Línea de Transmisión
Nogales Aeropuerto-Nogales Norte
Hermosillo IV-Esperanza I
Seis de Abril - Puerto Peñasco
Nacozari-Hermosillo V
Las Américas - El Fresnal
El Fresnal-Cananea
Las Américas-El Fresnal
Total
Cantidad
Subestación
Mazatlán II Banco 8
La Higuera Bancos 2 y 3
Bacum Banco 1
Guaymas Cereso Banco 1
Total
AT: Autotransformador
4
7
4
4
Equipo
T
AT
AT
AT
Núm. de Longitud
circuitos
km-c
2
24.1
2
63.1
2
109.7
2
201.0
2
16.8
2
150.8
2
17.4
582.9
Fecha de
entrada
Jun-07
Sep-07
May-09
Feb-10
Oct-10
Oct-10
Oct-10
Relación de
transformación
400/115
400/230
230/115
230/115
Fecha de
entrada
Feb-09
Abr-09
Ago-09
Abr-10
Capacidad
MVA
500
875
300
133
1,808
T: Transformador
Compensación
Equipo
La Higuera MVAr
Hermosillo V MVAr
Agua Prieta MVAr
Total
Reactor
Reactor
Capacitor
1
1
Tensión Capacidad Fecha de
kV
MVAr
entrada
400
175.00
Abr-09
230
28.00
Feb-10
115
15.00
May-11
218.00
No considera la red asociada a la interconexión SIN-Baja California
Cuadro 4.5
4-19
4.4.4.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II
Esta planta, con 641 MW de capacidad de generación, entrará en operación en mayo de 2011.
Se ubicará en el predio denominado Las Américas, en la zona Cananea — Nacozari, Sonora y se
interconectará a la red eléctrica del ACNO. Su ubicación permitirá el intercambio de flujo de
potencia en ambos sentidos entre las áreas Noroeste y Norte para diferentes puntos de
operación e incrementará la confiabilidad en el suministro y la flexibilidad en la operación del
SIN. 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, un doble circuito en 400 kV, operado inicialmente en 230 kV de
Las Américas a El Fresnal y 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 ciclo combinado Agua Prieta II
Agua Prieta II
1 x 642 MW
Las Américas
Nogales
Norte
La Cholla
8.7 km - 1113 ACSR
8.4 km - 2x1113 ACSR
p.
O
5
11
i.
In
Nogales
Aeropuerto
Subestación
Cananea
Industrial
Caborca
-50 MVAr
Puerto
Libertad
4 x 158 MW
Nacozari
Op. Ini. 230 kV
Santa Ana
Hermosillo
Loma
23
0
ni
.
Hermosillo III
Op
.I
ni
.
11
5
kV
kV
FENOSA Hermosillo
1 x 258 MW
Hermosillo Aeropuerto
Op
.I
36 MVAr
21 MVAr
Hermosillo IV
Hermosillo V
1 x 220 MW
Guaymas Cereso
Esperanza I
kV
i. 230
Op. In
Guaymas II
1 x 84 MW
1 x 158 MW
FENOSA Naco-Nogales
1 x 267 MW
El Fresnal
Op
. In
i. 2
30
kV
V
5k
11
Seis de Abril
75.4 km - 1113 ACSR
kV
ni.
.I
Op
Puerto
Peñasco
A Bacum
A Obregón III
Figura 4.6
4-20
El Novillo
3 x 45 MW
21 MVAr C/U
A Nuevo Casas
Grandes
4.4.5
Área Norte
Comprende los estados de Chihuahua, Durango y una parte de Coahuila. Está conformada por
cinco subáreas interconectadas por una red troncal en 230 kV y 400 kV; se enlaza con las
áreas Noroeste, Noreste y Occidental.
Actualmente la capacidad efectiva de generación del área es de 3,223 MW. La demanda
máxima de 2007 fue de 3,176 MW. El área es importadora a través de los enlaces con el
Noreste.
La tasa de crecimiento de la demanda en los últimos tres años ha sido de 5.2%, y se estima
5% de crecimiento para los próximos 10 años, lo que representa para 2017 una demanda de
5,380 MW.
Con el fin de satisfacer la demanda en el corto y mediano plazos, se instalarán cuatro centrales
eléctricas de ciclo combinado con una capacidad total de 2,408 MW de generación. Además
está programado para diciembre de 2007 el cambio de tensión de 230 kV a 400 kV en el
corredor Mazatlán II – Jerónimo Ortiz – Torreón Sur, con el fin de incrementar la capacidad de
transmisión con el área Noroeste.
Para evitar sobrecargas en los enlaces de interconexión se considera importante mantener la
programación de las centrales generadoras. Las obras de transmisión y transformación
programadas en el corto y mediano plazos se describen a continuación.
4.4.5.1 Obras principales
Actualmente la capacidad de transmisión entre la central Samalayuca y la red de 230 kV de la
zona Juárez, en el estado de Chihuahua, se opera a su límite en la demanda máxima ante la
salida de líneas. Con el objetivo de atender esta problemática, se programó la SE Samalayuca
Sur y su red asociada para entrar en operación en diciembre de 2007.
El proyecto Jerónimo Ortiz banco 3 consiste en una SE de 400/230 kV con 300 MVA de
capacidad de transformación. El objetivo es mejorar los márgenes de estabilidad al incrementar
la capacidad de transmisión entre las áreas Norte — Noroeste. Esto se logra con el cambio de
tensión de operación de 230 kV a 400 kV del enlace
entre las
subestaciones
Mazatlán II — Jerónimo Ortiz — Torreón Sur. La entrada en operación se prevé para
diciembre de 2007.
La línea de transmisión Moctezuma — Nuevo Casas Grandes II tiene el objetivo de incrementar
la capacidad de transmisión y el margen de estabilidad ante perturbaciones, mediante el
tendido del segundo circuito en 230 kV aislado a 400 kV entre las áreas Norte-Noroeste.
Entrará en operación en abril de 2008.
La obra Mesteñas banco 1 de 230/115 kV y 100 MVA de capacidad, incrementará la capacidad
de transformación y transmisión de la zona Camargo — Delicias, especialmente del subsistema
Ojinaga. Mejorará el servicio en esa zona que ha presentado incrementos extraordinarios de
demanda por riego agrícola principalmente, pues con la infraestructura actual no es posible
atenderlos. El banco procede de la SE Torreón Sur. Su entrada en operación se programa para
julio de 2008.
El proyecto Vicente Guerrero II banco 1, de 230/115 kV y 100 MVA de capacidad de
transformación, garantizará el suministro de energía e incrementará la capacidad de
4-21
transformación de la zona Durango, evitando que los bancos de la SE Durango II se saturen. La
entrada en operación está programada para noviembre de 2009.
En el cuadro 4.6 se muestran los principales refuerzos de transmisión, transformación y
compensación programados en el área Norte para el periodo 2007-2011.
Principales obras programadas
2007-2011
Línea de Transmisión
Samalayuca Sur - Valle de Juárez
Moctezuma - Nuevo Casas Grandes II
Mesteñas Entronque - Francisco Villa - Minera Hércules
La Trinidad - Jerónimo Ortiz
La Trinidad Entronque - Durango II - Lerdo
Vicente Guerrero II Entronque - Jerónimo Ortiz - Fresnillo
El Encino II Entronque - Francisco Villa - Chihuahua Norte
El Encino II Entronque - Francisco Villa - Ávalos (L1)
Total
Subestación
Vicente Guerrero II Banco 1
Jerónimo Ortiz Banco 3 Ampliación
Mesteñas Banco 1
Total
Cantidad
Tensión
kV
230
400
230
230
230
230
230
230
Equipo
4
3
3
AT
AT
AT
Núm. de Longitud Fecha de
circuitos
km-c
entrada
2
116.2
Dic-07
2
164.8
Abr-08
2
51.6
Jul-08
2
77.0
Jul-09
2
8.4
Jul-09
2
2.0
Nov-09
2
16.0
Oct-10
2
16.0
Oct-10
452.0
Capacidad
Relación de Fecha de
MVA transformación
entrada
133
230 /115
Nov-09
300
400 /230
Dic-07
100
230 /115
Jul-08
533
AT: Autotransformador
Compensación
Equipo
Jerónimo Ortiz MVAr
Parras MVAr
Nuevo Casas Grandes II MVAr
Manitoba MVAr
Creel MVAr
Galeana MVAr
Janos MVAr
Laguna del Rey MVAr
Palomas MVAr
Aeropuerto MVAr
San Buenaventura MVAr
Total
Reactor
Capacitor
Reactor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Cuadro 4.6
4-22
Tensión
kV
400
115
230
115
115
115
115
115
115
115
115
Capacidad Fecha de
MVAr
entrada
175.00
Dic-07
7.50
Dic-07
21.00
Abr-08
15.00
Jun-09
7.50
Abr-10
7.50
Abr-11
7.50
Abr-11
7.50
Abr-11
7.50
Abr-11
15.00
Jun-11
7.50
Jun-11
278.50
4.4.5.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte (La Trinidad)
Esta planta entrará en operación en enero de 2010 en el sitio La Trinidad en Durango, con
466 MW de capacidad de generación. Atenderá principalmente necesidades de energía de la
zona Durango y apoyará a las de Torreón — Gómez Palacio y Mazatlán (Noroeste).
La red eléctrica asociada consiste principalmente en la reconfiguración de la red troncal de la
zona Durango, con el entronque de la línea Lerdo – Durango II y un doble circuito a la
SE Jerónimo Ortiz en el nivel de 230 kV.
La figura 4.7 muestra la red eléctrica asociada a esta central, la cual se ubica a 22 km al
noreste de la SE Durango II.
Red asociada a la central de ciclo combinado Norte (La Trinidad)
Canatlán II
A Lerdo
La Trinidad
Norte
402MW
Durango II
A Torreón Sur
75MVAR
30MVAR
75MVAR
NA
Jerónimo
A CT Mazatlán II
Ortiz
(Área Noreste)
Martínez
25MVAR
NA
Vicente
Guerrero II
+150MVAR
-50MVAR
Figura 4.7
4-23
A Fresnillo Pot
(Área Occidental)
4.4.5.3 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua)
Esta planta entrará en operación en abril de 2011 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.
La red eléctrica consiste principalmente en la construcción de la nueva SE El Encino II y de su
red asociada con el entronque de las líneas Chihuahua Norte - Francisco Villa y
Ávalos— Francisco Villa en el nivel de 230 kV.
La figura 4.8 muestra la red, asociada a este proyecto de generación que se ubica en las
inmediaciones del actual sitio El Encino.
Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II
(Chihuahua)
A Moctezuma
Chihuahua
Norte
Ávalos
Quevedo
Chuvíscar
División del
Norte
100MVAR
Cuauhtémoc II
El Encino
El Encino II
Norte II
652MW
A Hércules
Potencia
López
Mateos
Francisco Villa
A Camargo II
Figura 4.8
4-24
4.4.6
Área Noreste
El Área de Control Noreste (ACNE) comprende los estados de Nuevo León, Tamaulipas, gran
parte del de Coahuila y una pequeña porción de San Luis Potosí. Se mantiene enlazado al SIN,
desde el poniente con el área Norte, al suroeste con el Occidental y al sur con el Oriental, en
niveles de tensión de 400 kV y 230 kV. Además, tiene enlaces de interconexión con el sistema
eléctrico del Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) mediante circuitos de 138 y
69 kV.
Puede considerarse integrada por dos regiones, Noreste y Huasteca, la primera con una
densidad de demanda mucho mayor (87%) que la segunda (13%). Las dos regiones se enlazan
actualmente a través de un doble circuito en 400 kV de 400 km de longitud.
La zona Monterrey tiene un anillo de 400 kV con siete enlaces internos y externos en 400 kV,
que permiten recibir energía tanto de las plantas generadoras carboeléctricas ubicadas en la
zona Piedras Negras, como de las termoeléctricas convencionales y de ciclo combinado situadas
en las zonas Reynosa, Matamoros, Región Huasteca y finalmente los excedentes de las áreas
Norte y Occidental.
Con el retiro en 2005 de la CT Monterrey se incrementaron los flujos en los transformadores de
la SE Monterrey potencia de 400/115 kV y 375 MVA de capacidad, así como una reducción en
la reserva de potencia reactiva. Esta situación, aunada a la tasa de crecimiento esperada en la
demanda, origina la necesidad de reforzar en el corto plazo la transformación y compensación.
La zona Reynosa es la tercera en demanda del área, con una tasa de crecimiento anual
promedio de 7.5% en los últimos cinco años, la mayor respecto a todas las zonas. Esta red
troncal cuenta con subestaciones y líneas de transmisión en 230 y 400 kV, que la mantienen
enlazada con las zonas Monterrey y Matamoros. En el corto plazo se prevé la saturación de
algunos bancos de transformación de 230/138 kV.
Asimismo, la zona Saltillo ha tenido un incremento medio anual de aproximadamente 4% en
los últimos cinco años. Sin embargo, en el estudio de mercado reciente se pronostica un
crecimiento extraordinario en la parte poniente. Ante este escenario se anticipa la saturación
de la transformación 400/115 kV existente y un abatimiento del voltaje en los nodos más
alejados de los puntos con control de voltaje.
Para la zona Nuevo Laredo se estima un crecimiento medio anual de 5.4% en los próximos
10 años. En esta condición, se tendrían restricciones de transmisión debido a falta de soporte
de voltaje en la red de 138 kV, lo cual comprometería la operación segura y confiable de la red
en la zona.
En 2007 entrarán en operación tres proyectos importantes de transformación para el área. El
primero es Llano Grande Banco 1, consistente en una nueva subestación 230/138 kV de
225 MVA de capacidad por ubicarse en la zona Matamoros, que permitirá aliviar la saturación
de la transformación de la SE Lauro Villar.
El segundo es Arroyo del Coyote Banco 3, que incluye la instalación de un nuevo banco de
transformación de 375 MVA con relación 400/138 kV en la SE de Arroyo del Coyote, así como el
cambio de tensión de 230 a 400 kV de un circuito de enlace entre las zonas Piedras Negras y
Nuevo Laredo. De esta manera se incrementará la capacidad de transformación en la zona para
evitar la saturación de los bancos de 400/230 kV en la SE Río Escondido.
4-25
Finalmente, el tercero es Puerto Altamira Banco 1, que considera la instalación de un banco de
transformación 400/115 kV y 375 MVA de capacidad, con el propósito de mitigar la saturación
de la transformación de 230/115 kV en la SE Altamira.
Asimismo, en 2007 entraron en operación dos proyectos de interconexión asíncrona con
ERCOT, el primero en 230 kV en la zona Nuevo Laredo con capacidad de 100 MW, a través del
dispositivo denominado Variable Frequency Transformer (VFT), y el segundo la interconexión
asíncrona en Reynosa en 138 kV y 150 MW de capacidad, por medio de una estación de
corriente directa Back to Back (BtB).
El alto crecimiento de la demanda en las zonas fronterizas de Piedras Negras, Nuevo Laredo,
Reynosa y Matamoros, y la probabilidad de la ocurrencia de interrupciones debida a fenómenos
naturales como tornados, condiciones climáticas extremas o cualquier otra condición de
emergencia que ponga en riesgo la seguridad y confiabilidad en el suministro de energía
eléctrica, justifican el desarrollo de estos proyectos de interconexión.
4.4.6.1 Obras principales
Respecto a las necesidades de compensación en el área, se ha programado el proyecto de
compensación en Zona Monterrey. Consta de la instalación de varios bancos de compensación
capacitiva en el nivel de tensión de 115 kV en diferentes subestaciones de la zona, 22.5 MVAR
en 2009 y 180 MVAR en 2011. Esto se debe al crecimiento esperado de la demanda industrial,
residencial y comercial, y al retiro de la CT Monterrey, con la consecuente afectación al nivel de
tensión.
El proyecto Guerreño Banco 1 se ha programado para atender la demanda de la zona Reynosa
y la saturación de algunos elementos de la red eléctrica, en especial la transformación
existente en las subestaciones Río Bravo y Aeropuerto. La entrada en operación se prevé para
2010 con un banco de transformación de 400/138 kV y 375 MVA de capacidad.
Debido al gran desarrollo económico de la zona metropolitana de Monterrey en combinación
con el retiro de generación, los bancos de transformación han incrementado su carga, por lo
cual se han programado refuerzos en esta zona. El proyecto Las Glorias Banco 1, incluye la
construcción en 2010 de una SE al noreste de la ciudad, mediante un banco de transformación
de 400/115 kV y 375 MVA de capacidad.
Asimismo, se programa para 2010 el proyecto Regiomontano Banco 1, que consiste en la
construcción de una SE de 375 MVA de capacidad y relación 400/115 kV en la parte sureste del
área metropolitana, con lo cual se evitará la saturación en la SE Huinalá.
En la zona Saltillo se espera un fuerte crecimiento de carga industrial en el parque llamado
Derramadero. Para cubrir esta necesidad se requiere la construcción y la entrada en operación
en 2011 del proyecto de transformación Derramadero Banco 1 con relación 400/115 kV y
375 MVA de capacidad, el cual permitirá contar con otra inyección robusta de potencia que
incrementará de manera relevante la regulación de tensión en la parte poniente de la red
eléctrica de la zona Saltillo.
En el cuadro 4.7 se muestran las principales obras de transmisión, transformación y
compensación programadas para el área Noreste para 2007 – 2011.
4-26
Principales obras programadas
2007 – 2011
Línea de Transmisión
Guerreño Entronque Anáhuac CC - Aeropuerto
Las Glorias - Huinalá
Las Glorias Entronque Villa de García - Aeropuerto
Regiomontano Entronque Huinalá - Lajas
Derramadero Entronque Ramos A. Potencia - 1° de Mayo L1
Derramadero Entronque Ramos A. Potencia - 1° de Mayo L2
Total
Subestación
Guerreño Banco 1
Las Glorias Banco 1 SF6
Regiomontano Banco 1
Derramadero Banco 1
Total
Cantidad Equipo
4
4
4
4
T
T
T
T
Tensión Núm. de
kV circuitos
400
2
400
1
400
2
400
2
400
2
400
2
Capacidad
MVA
500
500
500
500
2,000
Longitud Fecha de
km-c entrada
2.4
May-10
3.0
May-10
34.0
May-10
26.8
May-10
2.0
May-11
2.0
May-11
70.2
Relación de Fecha de
transformación
entrada
400 /138
May-10
400 /115
May-10
400 /115
May-10
400 /115
May-11
T: Transformador
Compensación
Equipo
Allende MVAr
Cerralvo MVAr
Villa de Santiago MVAr
Derramadero MVAr
Escobedo MVAr
Fundidora MVAr
Saltillo MVAr
Santo Domingo MVAr
Universidad MVAr
Güémez MVAr
Álamo MVAr
Alpes MVAr
Jiménez MVAr
Total
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Reactor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Cuadro 4.7
4-27
Tensión Capacidad Fecha de
kV
MVAr
entrada
115
7.50
May-09
115
7.50
May-09
115
7.50
May-09
400
175.00
May-11
115
45.00
May-11
115
45.00
May-11
115
45.00
May-11
115
45.00
May-11
115
45.00
May-11
115
30.00
May-11
115
15.00
May-11
115
15.00
May-11
115
7.50
May-11
490.00
4.4.7
Área Baja California
El Área de Control Baja California (ACBC) administra el despacho de energía en los estados de
Baja California, Baja California Sur y una parte pequeña de Sonora que incluye diversas
poblaciones entre las cuales destaca San Luis Río Colorado.
El sistema del ACBC opera permanentemente interconectado con el de San Diego Gas & Electric
(SDG&E) e Imperial Irrigation District (IID), por medio de dos enlaces en 230 kV, uno entre las
subestaciones La Rosita (CFE) — Imperial Valley en el valle de Mexicali y otro entre las
Tijuana I (CFE) – Miguel en la zona costa. Estos enlaces le permiten al ACBC llevar a cabo
transacciones de compra-venta de energía eléctrica en el mercado del oeste de EUA.
El área se divide en dos regiones: Costa y Valle. La primera está compuesta por las zonas
Tijuana, Tecate y Ensenada, y la región Valle por Mexicali y San Luis Río Colorado. Ambas se
encuentran interconectadas en el nivel de 230 kV a través de dos enlaces entre las
subestaciones La Rosita y La Herradura, que forman el enlace Costa — Valle. Estas regiones
son diferentes entre sí, por las variaciones estacionales en la carga, derivadas de las
temperaturas extremas durante el verano en la región Valle.
La generación instalada es de 2,342 MW. Los centros de generación son la central Presidente
Juárez con 1,026 MW, y la turbogás Ciprés en la zona Ensenada de 28 MW que opera en
situaciones de emergencia, para cumplir con los criterios de reserva del Western Electricity
Coordinating Council (WECC). En la región Valle se encuentran la central geotermoeléctrica de
Cerro Prieto con 720 MW de generación instalada y el ciclo combinado Mexicali con 506 MW y
64 MW de generación turbogás en la zona Mexicali.
Por su ubicación estratégica, el área es un polo de desarrollo de empresas maquiladoras en alta
y media tensión, lo que genera grandes expectativas de crecimiento. En los últimos años se ha
presentado un incremento dinámico, propiciado principalmente por la creciente demanda para
diversos desarrollos habitacionales, comerciales y de servicios, principalmente hacia el sur de la
ciudad de Mexicali y el sureste de la ciudad de Tijuana.
Para la zona Tijuana predomina el suministro de la carga residencial e industrial y aunque la
punta de la demanda ocurre en la noche, el porcentaje de la demanda que se reduce en el
periodo fuera de punta con respecto al periodo de punta es mínimo.
La dificultad para adicionar nuevos elementos de transmisión dentro de la ciudad de Tijuana,
por lo accidentado del terreno, la densidad de carga y la creciente demanda, plantea la
necesidad de planificar un sistema robusto en 115 kV, que permita satisfacer la creciente
demanda de servicios en el mediano plazo.
La zona Ensenada es predominantemente residencial y de servicios turísticos. El periodo de
punta se produce a las 21:00 horas, con una demanda muy constante la mayor parte del año.
Esta zona incluye diversas poblaciones rurales alimentadas radialmente desde la SE Ciprés en
Ensenada, la cual ante contingencias sencillas presenta problemas de bajos voltajes en las
subestaciones de San Felipe, San Simón y San Quintín, lo que hace necesaria la adición de
compensación capacitiva.
En la zona Mexicali y San Luis Río Colorado el clima afecta considerablemente el
comportamiento de la demanda, debido a las temperaturas extremosas. Muy altas en el verano
y bajas en el invierno, inciden en el consumo de electricidad. Durante el verano predomina la
carga industrial y de equipos de refrigeración residencial, comercial y de servicios; sin
embargo, durante el invierno, la demanda disminuye drásticamente a 40% de la máxima.
4-28
Para la región Valle, los principales problemas que se observan son bajos voltajes en la red de
transmisión en las subestaciones Aeropuerto II, Tecnológico y Cetys. La zona San Luis Río
Colorado se alimenta radialmente desde Mexicali, y ante diversas contingencias existe
posibilidad de operar con bajos voltajes, por lo que en el mediano plazo se requiere formar un
anillo interno en la ciudad de San Luis Río Colorado y reforzar la red de transmisión de la zona
en el nivel de 230 kV.
4.4.7.1 Obras principales
Se adiciona compensación capacitiva en la zona Mexicali, en particular en las subestaciones
Centro, Cetys, Mexicali II, González Ortega, Mexicali Oriente y Ruiz Cortines, en el nivel de
161 kV. Esta obra es necesaria para cumplir con el margen de reserva reactiva de 150 MVAr
acordado con el WECC. Con esta compensación se eliminan los problemas de bajo voltaje en
las diversas subestaciones ubicadas al centro y oriente de la ciudad de Mexicali.
El enlace de transmisión Mexicali II – Tecnológico inicia la formación de un anillo interno en
230 kV que refuerza el suministro de las subestaciones Centro, Cetys, Tecnológico y
Aeropuerto.
Con el cambio de tensión de operación de 69 kV a 115 kV del sur y poniente de la ciudad de
Tijuana, se incrementa la capacidad de transmisión y permite atender en el mediano plazo los
nuevos desarrollos ubicados al sur y oriente, formando un anillo externo en 115 kV entre las
subestaciones Presidente Juárez, Metrópoli potencia y La Herradura.
La obra Ruiz Cortines entronque Cerro Prieto I – Parque Industrial San Luis formará un anillo
en 161 kV entre las subestaciones Parque industrial San Luis, Ruiz Cortines e Hidalgo,
permitiendo una operación confiable y segura para atender los requerimientos de energía en la
ciudad de San Luis Río Colorado. Ver cuadro 4.8.
Adicionalmente se considera la interconexión Baja California al SIN. De esta manera se
incrementará la flexibilidad, confiabilidad y seguridad de tal área, se compartirá reserva
operativa con el SIN además de integrar y aprovechar eficientemente los recursos de
generación al intercambiar grandes bloques de energía entre ambos sistemas eléctricos. Ver
anexo D.
4-29
Principales obras programadas1
2007-2011
Tensión
kV
230
230
230
230
230
230
230
230
230
Línea de Transmisión
Xochimilco Entronque - Mexicali II-Wisteria
Parque Industrial San Luis Entronque Cerro Prieto I - Hidalgo
Metrópoli Potencia - Tijuana I
Centenario Entronque La Rosita - Sánchez Taboada
Valle de Puebla Entronque Sánchez Taboada - Tecnológico
Mexicali II - Tecnológico
CC Ensenada Entronque Presidente Juárez - Ciprés
CC Ensenada Entronque Presidente Juárez - Lomas
Cerro Prieto III Entronque La Rosita - Cerro Prieto II
Total
Subestación
Cantidad
Sánchez Taboada Banco 3
Xochimilco Banco 1
Chapultepec Banco 2
Centenario Banco 1
Valle de Puebla Banco 1
Metrópoli Potencia Banco 2
Xochimilco Banco 2
Panamericana Potencia Bancos 1 y 2
Total
AT: Autotransformador
1
1
1
1
1
4
1
7
T
T
T
T
T
AT
T
T
Capacidad
MVA
40
40
50
40
40
300
40
233
783.31
Longitud
km-c
1.7
51.0
8.2
5.0
4.0
16.0
22.0
22.0
2.0
131.88
Fecha de
entrada
Abr-07
Jun-07
Sep-08
Jun-09
Abr-10
Jun-10
Oct-10
Oct-10
Abr-11
Relación de Fecha de
transformación
entrada
230 /13.8
230 /13.8
230 /34.5
230 /13.8
230 /13.8
230 /115
230 /13.8
230 /69
Abr-07
Abr-07
May-09
Jun-09
Abr-10
Mar-11
Abr-11
Dic-11
T: Transformador
Compensación
Equipo
Cetys MVAr
Ruiz Cortines MVAr
Centro MVAr
Mexicali II MVAr
González Ortega MVAr
Mexicali Oriente MVAr
Ciprés MVAr
San Felipe MVAr
Panamericana Fraccionamiento MVAr
Tecate II MVAr
Total
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
1
Equipo
Núm. de
circuitos
2
2
4
2
2
2
2
2
2
Tensión
kV
161
161
161
161
161
161
115
115
115
115
No considera la red asociada a la interconexión SIN-Baja California
Cuadro 4.8
4-30
Capacidad Fecha de
entrada
MVAr
56.30
May-08
53.10
May-08
44.70
May-08
33.90
May-08
12.60
May-08
12.60
May-08
15.00
May-08
7.50
Abr-10
15.00
Mar-11
7.50
Mar-11
258.20
4.4.7.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Baja California
Este proyecto de generación con 277 MW de capacidad entrará en servicio en marzo de 2009 y
estará ubicado dentro del predio de la central Presidente Juárez, al sur de la ciudad de Tijuana
en Rosarito, Baja California. Tiene como objetivo atender las necesidades de energía de las
zonas Tijuana y Ensenada.
Las principales obras de transmisión asociadas al mismo consisten en el tendido del segundo
circuito de 8.2 km. en 230 kV entre las subestaciones Metrópoli potencia y Tijuana I, con dos
conductores por fase 1113 ACSS. Adicionalmente se requiere la sustitución de nueve
interruptores en 230 kV y la adición de dos alimentadores en 230 kV en las subestaciones
Tijuana I y Metrópoli potencia. La figura 4.9 muestra el detalle de esta red.
Red asociada a la central ciclo combinado Baja California
Miguel
(EUA)
Imperial Valley
(EUA)
Sustitución de 3
interruptores en 230 kV
y adición de 1
alimentador en 230 kV
para LT Metrópoli.
La Rosita
Tijuana I
Rumorosa
Herradura
Toyota
El Rubí
Panamericana
Potencia
Metrópoli
Potencia
1 alimentador en 230 kV
LT Tijuana I.
CT. Presidente Juárez
2 x 160 MW
1 x 150 MW
CC. Rosarito
2 x 270 MW
CC. Baja California
277 MW
Sustitución de 6 alimentadores
en 230 kV, (Incluye sustitución
de 5 interruptores de amarre)
Lomas
Ciprés
Figura 4.9
4-31
4.4.7.3 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III
Esta central con 280 MW se ubicará en el predio denominado La Jovita, al norte de la ciudad de
Ensenada en Baja California; se interconectará a la red eléctrica del Área de Control Baja
California en abril de 2011.
El propósito de la central es atender localmente las necesidades de energía eléctrica de la zona
Ensenada.
El proyecto se conectará al sistema de Baja California con líneas de transmisión en el nivel de
230 kV a través de dos dobles circuitos de 11 km denominados La Jovita entronque Presidente
Juárez – Ciprés y La Jovita entronque Presidente Juárez - Lomas, incorporando al sistema
eléctrico 44 km-c. La figura 4.10 muestra el detalle de esta red.
Red asociada a la CC Baja California III
Miguel
(EUA)
Imperial Valley
(EUA)
La Rosita
Tijuana I
Rumorosa
Herradura
Toyota
El Rubí
Panamericana
Potencia
Metrópoli
Potencia
CT. Presidente Juárez
2 x 160 MW
1 x 150 MW
CC. Rosarito
2 x 270 MW
CC. Baja California
277 MW
Baja California III
Sitio La Jovita
280 MW
Lomas
Ciprés
Figura 4.10
4-32
4.4.8
Área Baja California Sur
La Subárea de Control Baja California Sur (SCBCS) administra el despacho de
estado de Baja California Sur e incluye diversas poblaciones entre las que destacan
José del Cabo y Cabo San Lucas. La SCBCS suministra energía a través de
interconectado que se divide en tres zonas eléctricas: Constitución, La Paz y
Adicionalmente, existen dos regiones eléctricas (Guerrero Negro y Santa Rosalía)
aisladas entre sí y del resto del sistema; se ubican al norte del estado.
energía del
La Paz, San
un sistema
Los Cabos.
que operan
Este sistema ha presentado un aumento extraordinario de la demanda en los últimos años,
muy por encima de la media nacional. El crecimiento esperado es muy optimista por el
desarrollo del gran turismo en esta área, principalmente en la zona Los Cabos. La capacidad de
generación instalada en el área es de 464 MW, de los cuales 296 MW son del tipo combustión
interna, 148 MW del tipo turbogás y 20 MW del tipo turbojet.
La zona Constitución tiene una capacidad instalada de 134 MW de los cuales 104 MW son de
generación base. En 2006, presentó una demanda máxima coincidente de 48 MW, por lo que la
generación restante se exporta a la zona La Paz, a través de dos líneas de transmisión de
195 km de longitud en 115 kV y calibre 477 ACSR. El límite de transmisión entre Constitución y
La Paz es de 75 MW, determinado ante la contingencia sencilla de la LT Olas Altas — Villa
Constitución.
Se observa la necesidad de incrementar el límite de transmisión entre estas zonas para poder
transmitir los excedentes de generación base disponibles en diversas condiciones de operación
para las diferentes estaciones del año. Actualmente se está construyendo una subestación de
transferencia en las cercanías del poblado Las Pocitas, con el fin de incrementar el límite de
transferencia entre ambas zonas y permitir el aprovechamiento de toda la generación instalada
en el norte de la zona Constitución.
La zona La Paz tiene una capacidad instalada de 235 MW, de los cuales 192 MW son de
generación base. En 2006 presentó una demanda máxima coincidente de 113 MW. Se
interconecta con Los Cabos a través de los enlaces Olas Altas – El Palmar en 230 kV y
El Triunfo – Santiago en 115 kV.
La zona Los Cabos tiene una capacidad instalada de 95 MW de tipo turbogás y turbojet y
presentó en 2006 una demanda máxima coincidente de 123 MW. Ha mostrado en los últimos
años un desarrollo turístico extraordinario y se pronostican altas tasas de crecimiento.
El límite máximo de transferencia entre la zona La Paz y Los Cabos es de 130 MW. La
contingencia más severa es la pérdida del enlace Olas Altas – El Palmar en 230 kV. En estado
estable puede transmitir hasta 170 MW, con voltajes en la zona Los Cabos en su mínimo
operativo, lo cual indica la necesidad de una compensación dinámica para el soporte de
reactivos de modo local, mejorando la calidad del voltaje de la zona turística de Cabo San
Lucas y San José del Cabo.
El elevado crecimiento de la zona y la restricción para instalar localmente generación base, ha
ocasionado la transferencia de generación a la zona La Paz. Por lo anterior, se han programado
obras que permitan el suministro de Los Cabos desde La Paz, y así lograr una operación
confiable y segura. Adicionalmente, al dejar de despachar generación turbogás costosa en la
zona Los Cabos se reducen los costos de operación.
4-33
4.4.8.1 Obras principales
Con la entrada en operación de la SE Las Pilas (Las Pocitas) se logra incrementar el límite de
transmisión entre las zonas Constitución y La Paz, permitiendo la transmisión de generación
base instalada en la Central Puerto San Carlos, con lo que se incrementa la seguridad,
flexibilidad y confiabilidad en el área.
La compensación dinámica de la SE El Palmar es necesaria para llevar a cabo el suministro de
la zona Los Cabos desde La Paz, reduciendo considerablemente los costos de operación al
permitir desplazar generación turbogás y así eliminar el impacto ambiental en las cercanías de
los complejos turísticos de Los Cabos. Ver cuadro 4.9.
Equipos de compensación reactiva programados
2007-2011
Subestación
CEV El Palmar MVAr
Total
Ind: Inductivo
Equipo
Compensador Estático de VAr
Cap: Capacitivo
Cuadro 4.9
4-34
Tensión
kV
230
Capacidad
MVAr
50.0/150.0 Ind/Cap
200.00
Fecha de
entrada
Jun-09
4.4.9
Área Peninsular
La conforman los estados de Campeche, Quintana Roo y Yucatán. La red de transmisión troncal
eléctrica opera en el nivel de tensión de 230 kV y 115 kV, con algunas líneas aisladas en
400 kV.
Se estima que la demanda máxima del área en 2007 llegará a 1,362 MW. La tasa de
incremento en los últimos tres años fue 7.2 % y se estima un crecimiento medio anual de 5.9%
para los próximos diez años, lo que representaría en 2017 una carga de 2,422 MW.
La capacidad de generación instalada en 2007 fue de 2,252 MW, donde 55% corresponde a
centrales de ciclo combinado bajo el esquema de producción independiente de energía.
La línea de transmisión aislada en 400 kV Santa Lucía – Macuspana II, operada inicialmente en
230 kV, entró en operación en febrero de 2007. Este desarrollo permitirá extraer los
excedentes de generación del área en los periodos de invierno, particularmente a la región
sureste.
Sin embargo, con el retiro de algunas centrales termoeléctricas se reducirá la capacidad de
generación instalada así como el margen de potencia reactiva, y por tanto su capacidad de
transmisión al área Oriental.
Ante condiciones de indisponibilidad de una unidad de ciclo combinado a gas, ya sea por falla
en su suministro, mala calidad del mismo o por falla de la unidad, el área presentará problemas
de voltaje. Lo anterior, debido a la imposibilidad de importar grandes bloques de potencia
activa.
Para evitar esta problemática, se incrementará la capacidad de transmisión con la conversión
de la red de transmisión troncal de 230 kV a 400 kV.
4.4.9.1 Obras principales
El proyecto Sabancuy II – Puerto Real consiste en un corredor en doble circuito aislado en
230 kV con operación inicial en 115 kV, el cual servirá como fuente de suministro a la isla de
Ciudad del Carmen, Campeche. Dicho corredor reemplaza la infraestructura actual que
presenta fuertes condiciones de deterioro por corrosión debido al medio ambiente. La entrada
en operación del proyecto se estima para septiembre de 2009.
La operación en 400 kV de la línea de transmisión Km 20 — Escárcega – Ticul II aumentará la
confiabilidad para el suministro de energía, con la conversión de tensión del enlace actual de
230 kV a 400 kV que incluye 185 km—c, así como la instalación de dos bancos con 750 MVA de
capacidad total y relación de transformación 400/230 kV en la SE Ticul II. Además se instalará
un compensador estático de VAr en 400 kV con una capacidad de +/-350 MVAr en la
SE Escárcega. Se estima la entrada en operación para marzo de 2010.
El banco de transformación 230/115 kV y la red asociada Edzna Banco 1, servirá como principal
fuente de suministro eléctrico en la zona Campeche. Este equipo evitará bajos voltajes ante el
retiro total o parcial de las unidades de la central térmica Lerma. Se estima su fecha de entrada
en operación para marzo de 2010.
En el cuadro 4.10 se muestran los principales refuerzos de transmisión, transformación y
compensación programados en el área Peninsular para el periodo 2007-2011.
4-35
Principales obras programadas
2007-2011
Tensión
kV
400
230
230
230
400
Línea de Transmisión
Santa Lucía - Macuspana II
Escárcega - Xpujil
Sabancuy II - Puerto Real
Edzna Entronque - Escárcega - Ticul
Km20 - Escárcega
Total
Subestación
Cantidad Equipo
Xul-Ha Banco 3
Ticul II Bancos 2 y 3
Edzna Banco 1
Total
3
7
4
AT
AT
AT
Núm.de
circuitos
2
2
2
2
2
Longitud
km-c
131.5
155.0
86.2
30.0
185.0
587.7
Fecha de
entrada
May-07
Sep-07
Sep-09
Mar-10
Mar-10
Capacidad
Relación de Fecha de
MVA transformación
entrada
100
230 /115
May-07
875
400 /230
Mar-10
300
230 /115
Mar-10
1,275
AT: Autotransformador
Compensación
Equipo
Santa Lucía MVAr
Campeche MVAr
Cancún-Riviera Maya MVAr
Mérida MVAr
Motul-Tizimín MVAr
Escárcega MVAr
Escárcega MVAr
Ticul II MVAr
Total
Reactor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Compensador Estático VAr
Reactor
Reactor
Ind: Inductivo
Cap: Capacitivo
Cuadro 4.10
4-36
Tensión
kV
230
115
115
115
115
400
400
400
Capacidad
MVAr
24.00
30.00
97.50
60.00
22.50
350/350 Ind/Cap
233.31
175.00
1,342.31
Fecha de
entrada
May-07
Jul-08
Jul-09
Jul-09
Jul-09
Mar-10
Mar-10
Mar-10
4.5
Obras e inversiones con financiamiento externo
En 1996 se aprobó el primer plan de financiamiento externo para el programa de transmisión.
CFE convocó 11 paquetes bajo el esquema financiero construir, arrendar y transferir (CAT),
denominados serie 200.
En agosto de 1997 se presentaron a la SHCP ocho paquetes de la serie 300 en la modalidad de
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 serie 400, licitados en 2000 y 2001. En junio de 1999 se remitieron a la
SHCP para su autorización cinco paquetes de la serie 500 correspondientes a la cuarta etapa.
Los proyectos de las series 200, 300, 400 y 500 ya se encuentran en operación, exceptuando el
SE 503 Oriental (Segunda Fase). En los cuadros 4.11 a 4.19 se muestran las metas de los
proyectos.
En mayo de 2000 se remitieron a la SHCP para su aprobación, ocho paquetes serie 600
correspondientes a la quinta etapa con el objetivo de incorporar al SEN 2,359 km-c de líneas
de transmisión con 3,213 MVA de capacidad de transformación y 387 MVAr de capacidad de
compensación. En el cuadro 4.11 se muestran los proyectos pendientes por entrar en
operación.
Metas para la serie 600
Proyecto
FEO ¹
LT 610 Transmisión Noroeste-Norte (Segunda Fase)
SE 611 Subtransmisión Baja California-Noroeste (Primera Fase)
LT 612 Subtransmisión Norte-Noreste (Primera Fase)
Total
Abr-08
Abr-07
Dic-07
km-c
165
2
166
MVA
230
30
260
MVAr
21
16
2
39
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.11
En 2001 se integraron los paquetes 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. Lo anterior con el fin de garantizar que el desarrollo de la red y la central se
realizarían de manera coordinada. Resalta por su importancia la red asociada a la
carboeléctrica del Pacífico. El cuadro 4.12 presenta las metas correspondientes.
Metas para la serie 700
Proyecto
FEO ¹
SLT 701 Occidente-Centro (Segunda Fase)
SLT 701 Occidente-Centro (Tercera Fase)
SLT 702 Sureste-Peninsular (Segunda Fase)
SLT 702 Sureste-Peninsular (Tercera Fase)
SLT 702 Sureste-Peninsular (Cuarta Fase)
SLT 703 Noreste-Norte
SLT 706 Sistemas Norte (Segunda Fase)
SLT 706 Sistemas Norte (Tercera Fase)
718 Red de Transmisión Asociada El Pacífico (1A Fase)
718 Red de Transmisión Asociada El Pacífico (2A Fase)
SE Norte
Total
Ene-07
Nov-08
Nov-07
Sep-08
Jul-09
Abr-07
Dic-07
Oct-10
Nov-09
Nov-09
Ene-07
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.12
4-37
km-c
MVA
28
123
74
0
8
1
210
10
282
280
375
735
30
855
50
30
30
30
30
MVAr
3
2
2
2
2
21
536
2
569
En junio de 2002 se estructuraron los paquetes de obras 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 incorporarían 812 km-c de líneas de transmisión con
3,412 MVA de capacidad de transformación y 347 MVAr de capacidad de compensación. El
cuadro 4.13 resume los proyectos.
Metas para la serie 800
Proyecto
FEO ¹
SLT 801 Altiplano (Segunda Fase)
SLT 802 Tamaulipas
SLT 803 Noine (Segunda Fase)
SLT 803 Noine (Tercera Fase)
SE 804 Baja-Sonora
SLT 805 El Occidente (Primera Fase)
SLT 805 El Occidente (Segunda Fase)
SLT 805 El Occidente (Tercera Fase)
SLT 806 Bajío (Tercera Fase)
LT Red de Transmisión Asociada a la Central Tamazunchale II
SE 813 División Bajío (Segunda Fase)
SE 814 División Jalisco
Total
Sep-07
May-07
Nov-09
Ago-14
Abr-12
Abr-09
Abr-10
Jun-12
Abr-10
Oct-13
Sep-07
Dic-10
km-c
38
86
18
35
30
10
73
469
36
16
812
MVA
225
1,300
133
90
360
133
560
500
90
20
3,412
MVAr
83
50
4
4
200
5
1
347
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.13
En el cuadro 4.14 se informa sobre los proyectos de la serie 900 que se autorizaron en el PEF
para el ejercicio fiscal de 2004. Con la entrada en operación de los paquetes de esta serie se
incorporarían 1,191 km-c de líneas de transmisión, 1,603 MVA de capacidad de transformación
y 485 MVAr de compensación.
Metas para la serie 900
Proyecto
FEO ¹
SLT 901 Pacífico
SLT 901 Pacífico (Segunda Fase)
SLT 902 Istmo
905 Red de Transmisión Asociada a la CH La Parota
911 Noreste
912 División Oriente (Primera Fase)
912 División Oriente (Segunda Fase)
914 División Centro Sur
915 Occidental
Total
Feb-08
Ago-10
Jul-07
Oct-14
Dic-07
Sep-08
Sep-09
Dic-08
Abr-08
km-c
MVA
110
210
211
550
20
4
500
400
533
85
1
1,191
50
50
1,603
50
20
MVAr
54
233
11
144
30
11
3
485
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.14
En junio de 2004 se enviaron a la SHCP, a través de la SENER, los paquetes de la serie 1000
que se muestran en el cuadro 4.15. En ella se incluyen las redes asociadas a las centrales
eléctricas CC Norte, ubicadas en la zona Chihuahua, TG San Lorenzo en la zona Puebla,
CC Baja California (Mexicali II), Tijuana y la Yesca en el estado de Nayarit. Se consideran
también los proyectos de compensación para el sureste del país.
Asimismo, la compensación dinámica en la SE Nopala para el área Central. Con la incorporación
de estas obras de los paquetes de la serie 1000 se reforzaría con 682 km-c de kilómetros de
4-38
líneas de transmisión, 1,373 MVA de capacidad de transformación y 1,277 MVAr de
compensación.
Metas para la serie 1000
Proyecto
FEO ¹
SLT 1001 Red de Transmisión Baja-Nogales
SLT 1002 Compensación y Transmisión Noreste-Sureste (Primera Fase)
SLT 1002 Compensación y Transmisión Noreste-Sureste (Segunda Fase)
SE 1003 Subestaciones Eléctricas de Occidente (Primera Fase)
SE 1003 Subestaciones Eléctricas de Occidente (Segunda Fase)
SE 1003 Subestaciones Eléctricas de Occidente (Tercera Fase)
SE 1005 Noroeste
SE 1006 Central-Sur
1010 Red de Transmisión Asociada a la CC Norte
1011 Red Asociada a la Conversión a CC de la TG San Lorenzo
1012 Red de Transmisión Asociada a la CC Baja California (Mexicali II)
Opf 1013 Red de Transmisión Asociada a la CH La Yesca
Total
Jun-07
Abr-08
Ene-09
Ago-08
Ago-09
Ago-12
Sep-08
Mar-09
Jul-09
Mar-08
Sep-08
Jul-11
km-c
101
MVA
MVAr
60
1,150
88
9
28
24
52
21
85
8
266
682
500
500
133
140
40
8
2
1,373
117
1,277
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.15
En junio de 2005 se enviaron para su autorización los paquetes de la serie 1100 que se
muestran en el cuadro 4.16. Resaltan las redes de transmisión asociadas a los proyectos de
generación Baja California II, La Venta III y CC Agua Prieta II. Adicionalmente se han
programado proyectos de transmisión y transformación para el 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.
4-39
Metas para la serie 1100
Proyecto
FEO ¹
LT 1101 Red de Transmisión Asociada a Baja California II
LT 1105 Red de Transmisión Asociada a la CE La Venta III
LT 1106 Red de Transmisión Asociada a la CC Agua Prieta II
SE 1110 Compensación Capacitiva del Norte (Primera Fase)
SE 1110 Compensación Capacitiva del Norte (Segunda Fase)
SLT 1111 Transmisión y Transformación del Central-Occidental (Primera Fase)
SLT 1111 Transmisión y Transformación del Central-Occidental (Segunda Fase)
SLT 1112 Transmisión y Transformación del Noroeste (Primera Fase)
SLT 1112 Transmisión y Transformación del Noroeste (Segunda Fase)
SE 1113 Compensación Dinámica Donato - Laguna Verde
SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Primera Fase)
SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Segunda Fase)
SE 1116 Transformación del Noreste (Primera Fase)
SE 1116 Transformación del Noreste (Segunda Fase)
SLT 1117 Transformación de Guaymas
SLT 1118A Transmisión y Transformación del Norte (Primera Fase)
SLT 1118B Transmisión y Transformación del Norte (Segunda Fase)
SLT 1119 Transmisión y Transformación del Sureste
SE 1120 Noroeste (Primera Fase)
SE 1120 Noroeste (Segunda Fase)
SE 1121 Baja California
SE 1122 Golfo Norte
SE 1123 Norte
SE 1124 Bajío Centro
SE 1125 Distribución (Primera Fase)
SE 1125 Distribución (Segunda Fase)
SE 1126 Centro Oriente
SE 1127 Sureste
SE 1128 Centro Sur
SE 1129 Compensación Redes (Primera Fase)
SE 1129 Compensación Redes (Segunda Fase)
SE 1129 Compensación Redes (Tercera Fase)
SE 1129 Compensación Redes (Cuarta Fase)
SE 1129 Compensación Redes (Quinta Fase)
SE 1129 Compensación Redes (Sexta Fase)
SE 1129 Compensación Redes (Séptima Fase)
Total
Oct-12
Oct-08
Ago-09
May-08
May-11
Jun-10
Jun-11
Jun-09
Feb-10
Nov-11
May-09
May-11
May-08
May-10
Abr-10
Jun-08
Jun-09
Mar-10
Abr-09
Abr-09
Dic-09
Nov-09
Ene-09
Oct-09
Oct-08
Jul-09
Dic-08
Dic-09
Dic-09
Ago-08
Ago-08
Ago-08
Ago-08
Ago-08
Ago-08
Ago-08
km-c
MVA
MVAr
61
185
316
270
149
49
28
201
262
159
48
351
7
113
109
175
26
75
106
9
106
68
328
146
7
49
300
300
15
28
900
1,300
1,500
133
133
875
159
140
60
210
60
60
59
40
150
50
140
117
9
8
4
13
4
4
3
2
198
3
8
43
13
28
19
8
2,816
6
5,684
59
39
2,101
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.16
En junio de 2006 se integraron los paquetes de la serie 1200, los cuales se muestran en el
cuadro 4.17. Destacan las redes de transmisión asociadas a las centrales generadoras de
CI Guerrero Negro III y Humeros III. Asimismo se ha incorporado la red de transmisión de
temporada abierta de proyectos eólicos en la región del Istmo de Tehuantepec.
4-40
Metas para la serie 1200
Proyecto
FEO ¹
SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California(Primera Fase)
SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California(Segunda Fase)
SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California(Tercera Fase)
SE 1202 Suministro de Energía a la Zona Manzanillo
SLT 1203 Transmisión y Transformación Oriental - Sureste
SLT 1204 Conversión a 400 Kv del área Peninsular (Primera Fase)
SLT 1204 Conversión a 400 Kv del área Peninsular (Segunda Fase)
SE 1205 Compensación Oriental - Peninsular
SE 1206 Conversión a 400 Kv de la LT Mazatlán II - La Higuera
SE 1210 Noroeste - Norte (Primera Fase)
SE 1210 Noroeste - Norte (Segunda Fase)
SE 1211 Noreste - Central (Primera Fase)
SE 1211 Noreste - Central (Segunda Fase)
SE 1211 Noreste - Central (Tercera Fase)
SE 1212 Sur - Peninsular (Primera Fase)
SE 1212 Sur - Peninsular (Segunda Fase)
SE 1212 Sur - Peninsular (Tercera Fase)
SE 1212 Sur - Peninsular (Cuarta Fase)
1213A Compensación de Redes (Primera Fase)
1213B Compensación de Redes (Segunda Fase)
LT 1220 Red de Transmisión Asociada a Temporada Abierta de Eólicos
LT 1222 Red de Transmisión Asociada a La CI Guerrero Negro III
LT 1223 Red de Transmisión Asociada a Los Humeros II
LT 1225 Red Red de Transmisión Asociada a La CC Norte II
1226 LT Red de Transmisión Asociada a Manzanillo I U1 y U2
Total
Jun-09
Jun-09
Jun-10
May-09
Jun-10
Mar-10
Jun-12
Jun-09
Ene-09
Ene-10
Abr-10
Jul-09
Dic-09
Dic-09
Mar-10
Jun-10
Dic-10
Nov-09
Dic-08
Dic-08
Dic-09
Oct-08
Oct-09
Oct-10
Oct-11
km-c
MVA
11
28
104
282
242
4
100
30
500
1,495
1,175
300
6
157
198
136
55
34
17
7
70
55
583
875
233
400
50
90
90
80
110
50
138
444
29
9
36
182
2,687
1,625
7,341
MVAr
200
5
2
24
1,108
278
175
13
31
4
5
4
5
7
63
8
320
675
2
100
3,028
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.17
Finalmente en junio de 2007 se envió a la SHCP la relación de paquetes de la serie 1300 para
su autorización en el PEF para el ejercicio fiscal 2008. Destaca el proyecto 1301 Interconexión
de Baja California que consiste en unir el área Baja California Norte al SIN a través de un
enlace asíncrono. En el anexo D se detalla el proyecto. Asimismo se solicita autorización para
los proyectos de redes asociadas a las centrales Valle de México II y III, Tula U1,
Baja California III, Río Moctezuma y Noreste. Ver cuadro 4.18.
Metas para la serie 1300
Proyecto
FEO ¹
SLT 1301 Interconexión de Baja California
SLT 1302 Transmisión y Transformación Norte y Occidente (Primera Fase)
SLT 1302 Transmisión y Transformación Norte y Occidente (Segunda Fase)
SLT 1303 Transmisión y Transformación Baja - Noroeste
SLT 1304 Transmisión y Transformación del Oriental
1311 Red de Transmisión Asociada a Valle de México II y III
1312 Red Asociada a Repotenciación Tula U1
1313 Red Asociada a Baja California III
1314 Red Asociada a la CH Río Moctezuma
1315 Red Asociada a la CCC Noreste (Monterrey)
SE 1320 Distribución Noroeste
SE 1321 Distribución Noreste
SE 1322 Distribución Centro
SE 1323 Distribución Sur
Total
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.18
4-41
Abr-11
May-10
May-11
May-09
May-10
Oct-11
Oct-11
Oct-10
Oct-11
Oct-11
Dic-11
Abr-11
Sep-11
Jun-11
km-c
568
117
46
110
63
MVA
MVAr
800
500
50
300
175
6
15
216
210
240
160
2,476
72
43
46
10
366
66
44
142
130
133
378
15
1,812
4.5.1
Obras de subtransmisión con financiamiento externo
Con la finalidad de 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 de CFE ha
estructurado paquetes con los proyectos que presentaron los mejores indicadores de
rentabilidad en su evaluación financiera.
SE 814 División Jalisco. Incluye una SE 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. Su entrada en
operación se programa 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 SE de
20 MVA de capacidad por instalarse en la de Teziutlán. Se estima su entrada en operación para
septiembre de 2008 la primera fase y septiembre de 2009 la segunda.
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 km
de líneas de transmisión en la zona San Cristóbal. Su entrada en operación está programada
para diciembre de 2008.
915 Occidental. Incluye dos subestaciones que incrementarán la capacidad en 50 MVA de
transformación. Se instalarán en las zonas Aguascalientes y Querétaro. Se concluirán en abril
de 2008.
SE 1005 Noroeste. Considera cinco subestaciones con una capacidad total de 140 MVA de
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 septiembre de 2008.
SE 1006 Central-Sur. Incluye dos subestaciones para un total de 40 MVA de transformación y
relación de tensión 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. Se incluyen 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 a fin de incorporar un total de 299 MVA de capacidad de transformación.
Se estima su entrada en operación para abril de 2009.
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 concluirán para diciembre de 2009.
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. Su entrada en operación se prevé para noviembre de 2009.
4-42
SE 1123 Norte. Considera dos proyectos de subestaciones de 115/13.8 kV de 30 MVA cada
uno, que se instalarán en la zonas Juárez y Torreón. Se concluirán en enero de 2009.
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 octubre de 2009.
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 transmisión de las zonas Río Verde, Huejutla, Valles, Matehuala, Zacatecas,
Ixmiquilpan y Querétaro. Se concluirá en octubre de 2008 la primera fase y en julio de 2009 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, disminuir pérdidas eléctricas y mejorar la regulación de voltaje en media
tensión. Asimismo incorpora cinco proyectos de transformación 150 MVA y un proyecto de
líneas de transmisión en 115 kV en la zona Puebla. Su entrada en operación está programada
para diciembre de 2008 la primera fase y diciembre de 2009 la segunda.
SE 1127 Sureste. Considera dos subestaciones de 115/13.8 kV con 50 MVA, de los cuales
30 MVA serán en hexafloruro de azufre (SF6). Se instalarán en las zonas Oaxaca y
Villahermosa. 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
140 MVA de capacidad de transformación en las zonas Iguala, Acapulco, Atlacomulco y Valle de
Bravo. Se concluirá en diciembre de 2009.
SE 1129 Compensación Media Tensión Redes. Aportará 201 MVAr de compensación
capacitiva al sistema de media tensión, con el propósito de corregir el factor de potencia,
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 agosto de 2008.
SE 1210 Noroeste-Norte. Incorporará 633 MVA de capacidad de transformación con relación
de 115/34.5 kV y 115/13.8 kV y 355 kilómetros de líneas de transmisión. Los proyectos
permitirán atender los crecimientos de la demanda en las zonas Hermosillo, Navojoa, Los
Mochis y Mazatlán del área Noroeste, y las zonas Torreón, Moctezuma, Casas Grandes,
Chihuahua, Parral, Camargo, Ciudad Juárez y Cuauhtémoc. Se tiene en programa para enero y
abril de 2010.
SE 1211 Noreste-Central. Incorporará 230 MVA de capacidad de transformación con bancos
de relación de tensión de 115/13.8 kV y 225 kilómetros de líneas de transmisión. Se estima la
entrada en operación de la primera fase para abril de 2008 y para junio de 2009 la segunda y
la tercera.
SE 1212 Sur-Peninsular. Incluye 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.
4-43
SE 1320 Distribución Noroeste. El proyecto incorporará 216 MVA de Transformación en los
niveles de 115/13.8 kV y 115/34.5 kV en la zonas de Tijuana, Mazatlán, Hermosillo, Navojoa,
Obregón y Cananea. Asimismo incluirá 130 kilómetros de líneas de transmisión.
SE 1321 Distribución Noreste. Incluye 210 MVA de transformación en los niveles de
115/13.8 kV y 115/34.5 kV en las zonas Monclova, Monterrey, Reynosa, Camargo y Torreón.
Asimismo 133 kilómetros de líneas de transmisión.
SE 1322 Distribución Centro. Considera proyectos de transformación de los niveles de
115/13.8 kV, 115/23 kV y 115/34.5 kV que incorporarán 240 MVA de transformación en las
zonas Irapuato, Los Altos, Costa, Minas, Chapala, Huejutla, Zihuatanejo y Morelos.
SE 1323 Distribución Sur. Incorporarán 160 MVA de transformación en las zonas de Cancún,
Mérida, Papaloapan, Chontalpa y Poza Rica.
4.6
Capacidad de transmisión entre regiones
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 nivel de la demanda y de la capacidad de generación disponible. Así,
la potencia máxima a que se puede transmitir por un enlace depende de los siguientes
factores:
ƒ
ƒ
ƒ
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, el segundo y tercer factor son los que restringen con
mayor frecuencia la potencia máxima de transmisión en los enlaces. El sistema se ha
desagregado en 50 regiones para estudios de red troncal: 42 para el SIN y ocho para el
sistema Baja California. La figura 4.11 muestra la capacidad de transmisión entre regiones para
2011, considerando los proyectos que entrarán en operación en el periodo 2007 — 2011.
4-44
Capacidad de transmisión entre regiones (MW)
2011
43
800
46
44
350
520
370
47
300
45
1
500
7
2
600
360
8
550
400
12
400
3
525
9
650
2100
48
90
11
650
300
50
1200
1300
300
6
1) Hermosillo
2) Nacozari
3) Obregón
18) Valles
10
19) Huasteca
80
14
1200
200
900
21
1350
15
1350
750
23
Regiones
16
17
300
5
49
240
13
250
4
19
900 24
1100
1100 18
400
1550
1600
1500
20
1500
1000
10) Durango
27) Carapan
11) Laguna
28) Lázaro Cárdenas
12) Río Escondido
29
31
3500
22 1200 1300
25
600
1800
700
2650
310
750
32
30
26
27
1100
480
2560
1500 370
450
33
2100
36
37
28
3250
1290
1750
270
650
35) Temascal
1340
35
34
1500
36) Coatzacoalcos
38
29) Querétaro
37) Tabasco
20) Tamazunchale
4) Los Mochis
21) Tepic
5) Culiacán
22) Guadalajara
6) Mazatlán
23) Aguascalientes
7) Juárez
24) San Luis Potosí
8) Moctezuma
25) Salamanca
9) Chihuahua
13) Nuevo Laredo
14) Reynosa
26) Manzanillo
30) Central
31) Poza Rica
1950
38) Grijalva
40
1100
39
560 41
260
42
42) Chetumal
43) WECC(EUA)
44) Tijuana
48) Villa Constitución
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
45) Ensenada
Figura 4.11
4.7
Interconexiones nacionales e internacionales
4.7.1
Interconexión del área Baja California al Sistema Interconectado Nacional
El SEN está conformado por nueve áreas eléctricas, de las cuales siete operan interconectadas
de modo permanente y conforman el SIN, el cual cubre la mayor parte del territorio del país.
Actualmente, sólo los estados de Baja California y Baja California Sur operan de manera aislada
del resto del sistema y entre ellos.
Debido a la diversidad de la carga que se presenta en el SIN con respecto al ACBC, en ciertas
horas, puntos de operación y periodos estacionales existe la factibilidad de intercambiar
potencia eléctrica entre ambos sistemas. Desde el punto de vista operativo, la potencia puede
ser generada en unidades menos costosas, de modo que se obtenga un beneficio económico
global.
Así, la interconexión del ACBC con el resto del SIN nace de la necesidad de utilizar de mejor
manera la infraestructura de generación del SEN, aprovechando las condiciones climatológicas
que se presentan en el área Baja California, las cuales producen un comportamiento muy
variable a lo largo del año: una gran demanda por las altas temperaturas en el periodo de
4-45
verano y una disminución considerable en el invierno, motivada por las bajas temperaturas que
se alcanzan específicamente en Mexicali y San Luis Río Colorado.
Debido a las características físicas del SIN y el sistema eléctrico de Baja California, conectado
en forma permanente con el WECC, y en razón de las reglas y estrategias de operación que se
han establecido para cada uno de ellos, el enlace de interconexión debe ser necesariamente
asíncrono. En el anexo D se detallan los aspectos relativos a este proyecto.
4.7.2
Interconexión CFE - Guatemala
El alcance de este proyecto comprende las siguientes obras: la construcción de una línea de
transmisión Tapachula potencia – Suchiate de doble circuito en 400 kV, tendido del primer
circuito con una longitud de 27 km – circuito, dos conductores por fase calibre 1113 ACSR en
torres de acero, y un alimentador en 400 kV ubicado en la SE Tapachula potencia para la
interconexión con la red eléctrica Centroamericana (Guatemala) en la SE Los Brillantes.
Este proyecto hará factible la participación de México en diversos mercados eléctricos mediante
transacciones de potencia y energía, entre México – Guatemala y México – Centroamérica.
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. Respecto de su construcción, a septiembre de 2007 el
proyecto tiene un avance de 96% en el lado mexicano. Se estima su entrada en operación para
el segundo semestre de 2008 con base en los avances de construcción del lado Guatemala.
En el mediano plazo, en Centroamérica se tiene considerado el desarrollo del proyecto Sistema
de Interconexión Eléctrica para los países de América Central (SIEPAC), el cual incrementará
los niveles de transferencia de energía entre las naciones involucradas, por lo que el enlace de
interconexión CFE – Guatemala podría ser complementado con un dispositivo asíncrono, que
permitiría incrementar la confiabilidad y la seguridad en la operación. En la figura 4.12 se
muestra el trazo de las líneas.
4-46
El proyecto México — Guatemala
SUBESTACIÓN
TAPACHULA POT.
L.T. TAPACHULA POTENCIA – LOS BRILLANTES
PUNTO DE INTERCONEXIÓN
LONGITUD OESTE 92°10´21”
LATITUD NORTE 14°45´13”
30 km
iat
e
Tramo:
Tapachula Potencia – Suchiate
400kV – 2C- 27.4 km – 1113 ACSR – TA
Tendido primer circuito
SUBESTACIÓN
LOS BRILLANTES
km
70 km
Tramo:
Suchiate – Los Brillantes
400kV – 2C- 69.9 km – 1113 ACSR – TA
Tendido primer circuito
Rí
o
Su
ch
Rí
ia
o
te
Su
ch
MÉXICO
69
.9
GUATEMALA
Figura 4.12
4.8
Pérdidas de energía
En el proceso de conducción y comercialización de la energía eléctrica, se presentan pérdidas
tanto técnicas, por efecto joule, como no técnicas por acciones ilícitas. A fin de reducir las
pérdidas técnicas se requerirán inversiones para la construcción de obras adicionales. Para la
disminución de las no técnicas, se requieren montos de inversión menores a fin de apoyar
brigadas que eviten los usos ilícitos.
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 disminuirlos en función de los recursos
presupuestales disponibles.
Con dichas acciones, 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.
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
4-47
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 4.13 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 de este último 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 una reducción tanto en las pérdidas técnicas como en las no técnicas,
hasta lograr valores de porcentaje económicamente atractivos.
En el nivel de distribución se elaboran estudios en cada zona con objeto de efectuar un
diagnóstico que identifique las magnitudes de pérdidas, su origen y solución tanto de las
técnicas como de las no técnicas.
Las principales acciones para su disminución entre otras son:
ƒ
ƒ
ƒ
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
Sin embargo, por restricciones presupuestales, su aplicación se ha hecho de manera parcial, de
tal modo que los resultados no muestran la reducción esperada.
En la figura 4.14 se muestra la evolución de su comportamiento durante los últimos cinco años
para CFE, LyFC y su integración a nivel del SEN. Se observa en CFE una tendencia estable en
los últimos dos años debido a las acciones implementadas, en especial las de usos ilícitos.
4-48
Pérdidas de energía en transmisión
(%)
1/
SEN
2.85
2.82
2.80
Energía
Energía
5.15
5.15
4.05
TWh
TWh
Energía
5.23
TWh
Energía
5.150
TWh
2003
2004
2.58
2002
2.37
Energía
5.30
TWh
2005
Energía
5.07
TWh
2006
CFE
2.24
2.19
Energía
4.04
TWh
2.14
Energía
4.05
TWh
Energía
4.19
TWh
2.00
1.96
Energía
4.01
TWh
2002
2003
2004
2005
Energía
4.26
TWh
2006
LyFC
2.69
Energía
1.11
TWh
Energía
1.11
TWh
2002
2.80
Energía
1.19
TWh
Energía
1.19
TWh
2003
2.96
Energía
1.30
TWh
Energía
1.30
TWh
2004
Figura 4.13
1/
% = (energía recibida – energía entregada) x 100
energía recibida
Fuente: Comité de Análisis de Pérdidas (CANPER)
4-49
2.86
Energía
1.29
TWh
Energía
1.29
TWh
2005
1.75
Energía
0.81
TWh
2006
Pérdidas de energía en el proceso de distribución
(%)
1/
SEN
15.69
15.21
14.60
14.33
13.66
Energía
25.78
TWh
2002
Energía
27.85
TWh
2003
Energía
29.41
TWh
2004
Energía
32.12
TWh
2005
Energía
34.52
TWh
2006
CFE
11.62
11.22
10.60
Energía
15.84
TWh
2002
11.01
Energía
16.95
TWh
Energía
16.95
TWh
2003
Energía
17.94
TWh
Energía
19.55
TWh
Energía
19.55
TWh
Energía
17.94
TWh
2004
2005
11.55
Energía
20.22
TWh
Energía
20.22
TWh
2006
LyFC
31.64
30.56
26.57
28.25
28.25
Energía
12.09
TWh
Energía
12.77
TWh
2003
2004
Energía
13.85
TWh
Energía
14.30
TWh
Energía
11.04
TWh
2002
Figura 4.14
1/
% = (energía recibida – energía entregada) x 100
energía recibida
Fuente: Comité de Análisis de Pérdidas (CANPER)
4-50
2005
2006
5.
REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2008 - 2017
En el cuadro 5.1 se presentan los montos de inversión necesarios para atender el servicio
público de energía eléctrica proporcionado por CFE. Éstos se han agrupado en los conceptos de
generación, transmisión, distribución, mantenimiento de centrales y otras inversiones. Las
cifras indicadas provienen de aplicar costos típicos a las obras definidas en capítulos previos.
Requerimientos de inversión 2008-20171,2/
(millones de pesos de 2007)
CONCEPTO
GENERACIÓN
PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA
2017
TOTAL
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
19,871
29,959
31,563
28,516
32,361
35,607
35,447
33,256
29,825
2,862
7,587
9,481
4,077
1,618
2,095
2,458
615
30,793
4,077
1,618
2,095
2,458
615
21,797
26,918
2008-2017
303,323
1
Nuevos Ciclos Combinados
1,819
3,809
5,306
2
Nuevas Centrales Eólicas
1,043
3,778
4,175
13,060
18,716
17,356
16,340
17,700
17,991
16,962
12,296
6,867
2,308
139,596
2,211
3,194
4,482
4,626
5,179
3,190
3,156
2,891
1,851
841
31,621
684
2,348
851
6,868
7,838
6,235
3,269
1,659
2,364
2,585
803
126
34,068
50,060
OBRA PÚBLICA FINANCIADA
8,996
3
Nuevas Hidroeléctricas
4
Nuevas Geotermoeléctricas y Eólicas
5
Nuevos Ciclos Combinados
2,321
6
Nuevas Carboeléctricas
1,960
784
1,698
4,734
8,572
12,115
10,221
5,665
3,227
1,084
7
Nuevas Unidades de Combustión Interna
346
781
684
497
680
1,027
1,221
1,155
986
257
8
Rehabilitaciones y Modernizaciones
5,538
4,741
1,803
248
3,949
3,656
3,148
3,099
2,880
258
360
204
202
103
411
644
619
521
416
258
360
204
202
103
3,538
3,012
2,529
2,578
2,464
1,578
5,000
10,163
15,263
15,667
20,141
22,756
24,507
115,075
10,225
12,668
11,676
13,395
12,816
10,547
10,019
10,453
11,071
11,733
114,604
OBRA PÚBLICA FINANCIADA
7,080
8,907
6,433
2,620
7,158
5,303
4,751
4,916
5,087
5,263
57,518
Programa de Transmisión
7,080
8,907
6,433
2,620
7,158
5,303
4,751
4,916
5,087
5,263
57,518
3,145
3,761
5,243
10,775
5,658
5,244
5,268
5,537
5,984
6,470
57,086
OBRA PRESUPUESTAL
9
Hidroeléctricas
10
11
Rehabilitaciones y Modernizaciones
OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR
TRANSMISIÓN
12
OBRA PRESUPUESTAL
13
Programa de Transmisión
14
Modernización de Transmisión (STyT)
15
Modernización de sistemas de control (CENACE)
3,883
7,634
12,330
17,859
3,738
14,121
711
1,085
2,928
7,701
2,386
1,768
1,584
1,639
1,696
1,754
23,252
2,067
2,272
1,871
2,586
2,735
2,885
3,034
3,183
3,501
3,851
27,985
367
404
444
488
537
591
650
715
787
865
5,849
19,708
19,510
16,752
14,742
14,768
8,927
9,681
9,932
10,190
10,516
134,726
OBRA PÚBLICA FINANCIADA
3,609
4,631
1,456
449
1,998
2,017
2,478
2,566
2,657
2,752
24,613
Programa de Subtransmisión
3,609
4,631
1,456
449
1,998
2,017
2,478
2,566
2,657
2,752
24,613
16,099
14,879
15,296
14,293
12,770
6,910
7,203
7,366
7,533
7,764
110,113
14,041
DISTRIBUCIÓN
16
OBRA PRESUPUESTAL
17
Programa de Subtransmisión
1,943
1,980
2,782
2,240
704
710
873
904
936
969
18
Programa de Distribución
9,115
7,674
7,370
6,795
6,888
6,200
6,330
6,462
6,597
6,795
19
Modernización de Distribución
5,041
5,225
5,144
5,258
5,178
7,903
7,804
8,089
8,081
7,801
7,851
8,298
8,257
8,338
8,390
80,812
1,504
1,561
1,561
1,630
1,671
1,725
1,784
1,810
1,810
1,810
16,866
6,399
6,243
6,528
6,451
6,130
6,126
6,493
6,372
6,399
6,371
63,512
21
75
129
209
434
63,445
61,898
59,424
57,557
633,465
MANTENIMIENTO
20
PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA
70,226
25,846
OBRA PRESUPUESTAL
21
Centrales generadoras de CFE
OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR
57,707
Subtotal
22
OTRAS INVERSIONES PRESUPUESTALES
3/
TOTAL
69,941
68,080
64,734
67,746
62,932
414
426
439
452
466
480
494
509
524
540
4,744
58,121
70,367
68,519
65,186
68,212
63,412
63,939
62,407
59,948
58,097
638,209
23,749
32,254
25,245
19,409
26,856
25,311
24,191
19,778
14,611
10,323
221,727
4,366
9,148
11,042
5,707
3,289
3,820
4,242
2,425
1,810
1,810
47,659
30,006
28,965
30,654
35,070
27,904
19,018
19,818
19,988
20,642
21,248
253,314
1,578
5,000
10,163
15,263
15,688
20,216
22,885
24,716
115,509
RESUMEN DE INVERSIONES:
OBRA PÚBLICA FINANCIADA
PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA
OBRA PRESUPUESTAL
OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR
1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes. Los montos incluyen una cantidad para contingencias de 6% para
los proyectos de transmisión y subtransmisión
2/ Excluye inversiones de autoabastecimiento y de Luz y Fuerza del Centro
3/ Incluye equipo de cómputo, de comunicaciones, mobiliario y equipo de oficina, equipo de transporte y edificios
Cuadro 5.1
5-1
En el horizonte de planificación considerado, se estima que 39.7% del monto total de
inversiones se cubrirá mediante recursos presupuestales; como inversión complementaria,
34.7% del total utilizaría el esquema de obra pública financiada y 7.5% la modalidad de
producción independiente de energía. Aún no se ha definido el esquema de financiamiento que
se utilizaría para el 18.1% restante.
Las figuras 5.1 y 5.2 resumen las inversiones por rubros y por modalidad del financiamiento.
Inversiones por proceso1/
303,323
638,209 millones de pesos de 2007
134,726
114,604
80,812
4,744
Generación
Transmisión
Distribución
Mantenimiento
Otras
1/ Excluye inversiones de autoabastecimiento y de Luz y Fuerza del Centro
Figura 5.1
Inversiones por modalidad de financiamiento1/
303,323
17,859
638,209 millones de pesos de 2007
115,075
30,793
134,726
114,604
57,086
139,596
57,518
Generación
OPF
Transmisión
PIE
80,812
110,113
63,512
434
24,613
16,866
Distribución
Mantenimiento
Esquema por definir
1/ Excluye inversiones de autoabastecimiento y de Luz y Fuerza del Centro
Figura 5.2
5-2
Presupuestal
4,744
Otras
Las inversiones en generación se clasifican en cuatro rubros: producción independiente de
energía, obra pública financiada, obra presupuestal (OP) y obras con esquema por definir.
En la modalidad OPF se incluyen las inversiones aprobadas con este esquema, así como las
correspondientes a nuevas centrales hidroeléctricas, carboeléctricas y de combustión interna en
Baja California Sur. También se clasifican bajo este rubro las inversiones para la repotenciación
de centrales.
En la categoría con esquema pendiente se incluyen las plantas de ciclo combinado y con
tecnología libre, cuya modalidad de financiamiento se definirá posteriormente por las
autoridades correspondientes.
En la modalidad de producción independiente de energía se consideran únicamente las
centrales aprobadas con este esquema de financiamiento.
En el concepto de transmisión se identifican las inversiones en proyectos desarrollados como
OPF y OP. 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 de transmisión.
En el cuadro 5.2 se detalla la información sobre las inversiones de la Subdirección de
Construcción y la Subdirección de Distribución en obras de transmisión y subtransmisión
respectivamente. El total en proyectos OPF y OP del programa de transmisión corresponde a
los montos indicados en los conceptos 12 y 13 del cuadro 5.1.
Para el programa de subtransmisión las inversiones en las dos modalidades de financiamiento
corresponden a los rubros 16 y 17 del mismo cuadro.
Programa de inversiones en transmisión por modalidad de financiamiento
(millones de pesos de 2007) 1/
2008
Subdirección de Construcción
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017 4/
Total
2/
Obra Presupuestal
Obra Pública Financiada
Total
711
1,085
2,928
7,701
2,386
1,768
1,584
1,639
1,696
1,754
23,252
7,080
8,907
6,433
2,620
7,158
5,303
4,751
4,916
5,087
5,263
57,518
7,791
9,992
9,361
10,321
9,544
7,071
6,335
6,555
6,783
7,017
80,770
2017 4/
Total
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Subdirección de Distribución 3/
Obra Presupuestal
1,943
1,980
2,782
2,240
704
710
873
904
936
969
14,041
Obra Pública Financiada
3,609
4,631
1,456
449
1,998
2,017
2,478
2,566
2,657
2,752
24,613
5,552
6,611
4,238
2,689
2,702
2,727
3,351
3,470
3,593
3,721
38,654
Total
1/
2/
3/
4/
COPAR 2007
Programa de transmisión
Programa de subtransmisión
Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2017
Cuadro 5.2
A su vez el cuadro 5.3 presenta las inversiones en líneas de transmisión, subestaciones y
equipos de compensación reactiva por modalidad de financiamiento. El total en cada variante
corresponde a la suma de inversiones en los conceptos 12 y 16 para OPF y los rubros 13 y 17
para OP del cuadro 5.1.
5-3
Inversiones en líneas, subestaciones y compensación por
modalidad de financiamiento
(millones de pesos de 2007) 1/
2008
Líneas
Obra Presupuestal
Obra Pública Financiada
Total
Obra Pública Financiada
Total
Obra Pública Financiada
Total
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2/
Total
993
2,607
4,722
1,479
1,061
956
990
1,028
1,081
16,026
3,459
4,568
4,327
5,320
2,417
5,024
563
5,285
4,323
5,802
3,070
4,131
2,729
3,685
2,824
3,814
2,933
3,961
3,088
4,169
29,733
45,759
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2/
Total
1,401
1,873
2,740
4,530
1,339
1,137
1,285
1,331
1,376
1,408
18,420
6,277
7,678
7,782
9,655
4,532
7,272
2,324
6,854
4,017
5,356
3,413
4,550
3,856
5,141
3,995
5,326
4,127
5,503
4,225
5,633
44,548
62,968
2008
Compensación
Obra Presupuestal
2010
1,109
2008
Subestaciones
Obra Presupuestal
2009
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2/
Total
145
198
363
689
272
279
215
221
228
234
2,844
952
1,097
1,430
1,628
940
1,303
182
871
816
1,088
838
1,117
645
860
664
885
684
912
702
936
7,853
10,697
1/ COPAR 2007
2/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2017
Cuadro 5.3
Adicionalmente en el cuadro 5.4 se muestra el desglose de la inversión en líneas, subestaciones
y equipos de compensación reactiva, independiente del esquema de financiamiento. El total de
la Subdirección de Construcción corresponde a la suma de los montos indicados en el cuadro
5.1 para los conceptos 12 y 13.
Asimismo el total de la inversión en la Subdirección de Distribución corresponde a la suma de
los montos para los conceptos 16 y 17 en el mismo cuadro.
Programa de inversiones en líneas, subestaciones y compensación
(millones de pesos de 2007) 1/
2008
Subdirección de Construcción
Líneas
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2/
Total
2,518
3,344
3,934
4,640
5,246
3,662
3,216
3,331
3,450
3,573
36,914
Subestaciones
4,440
5,400
4,379
4,986
3,378
2,423
2,461
2,548
2,639
2,733
35,387
Compensación
833
7,791
1,248
9,992
1,048
9,361
695
10,321
920
9,544
986
7,071
658
6,335
676
6,555
694
6,783
711
7,017
8,469
80,770
Total
2008
Subdirección de Distribución
Líneas
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2/
Total
2,049
1,977
1,090
645
557
468
469
483
511
598
8,847
Subestaciones
3,239
4,253
2,893
1,868
1,977
2,127
2,679
2,777
2,863
2,900
27,576
Compensación
264
5,552
381
6,611
255
4,238
176
2,689
168
2,702
132
2,727
203
3,351
210
3,470
219
3,593
223
3,721
2,231
38,654
Total
1/ COPAR 2007
2/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2017
Cuadro 5.4
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 los niveles de tensión corresponde a
la suma de los rubros 12, 13, 16 y 17 del cuadro 5.1.
5-4
Inversiones en transmisión por nivel de tensión
(millones de pesos de 2007) 1/
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017 2/
Total
Líneas
400 kV
1,185
1,724
2,447
3,176
4,204
3,135
2,534
2,625
2,718
2,814
230 kV
703
556
955
796
419
255
400
414
429
444
5,371
2,680
4,568
3,040
5,320
1,622
5,024
1,313
5,285
1,179
5,802
741
4,131
751
3,685
775
3,814
814
3,961
911
4,169
13,826
45,759
2017 2/
Total
161-69 kV
Total
2008
Subestaciones
400 kV
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
26,562
1,473
2,792
2,118
2,199
1,912
1,688
1,448
1,499
1,553
1,608
18,290
230 kV
1,190
1,708
1,480
2,002
1,001
475
743
769
797
825
10,990
161-69 kV
5,015
7,678
5,155
9,655
3,674
7,272
2,653
6,854
2,443
5,356
2,387
4,550
2,950
5,141
3,058
5,326
3,153
5,503
3,200
5,633
33,688
62,968
2017 2/
Total
Total
2008
Compensación
400 kV
Total
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
7,123
599
1,060
922
543
798
892
556
570
584
599
121
80
28
22
32
26
33
34
36
37
449
377
1,097
488
1,628
353
1,303
306
871
258
1,088
199
1,117
271
860
281
885
292
912
300
936
3,125
10,697
230 kV
161-69 kV
2009
1/ COPAR 2007
2/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2017
Cuadro 5.5
En los cuadros 5.6 y 5.7 se detallan los programas de inversión en redes de distribución y en
infraestructura de transmisión. En el 5.6 se incluye lo destinado a la modernización de
distribución que se reporta en el cuadro 5.1 en el concepto 19.
Programa de inversión presupuestal en redes de distribución
(millones de pesos de 2007)
Redes de distribución
Construcción y ampliación de líneas
Construcción y ampliación de subestaciones
Ampliación de redes de distribución
Acometida y medidores
Centros de atención a clientes
Adquisición de: equipo de oficina y muebles,
herramienta y equipo de laboratorio; equipo de
cómputo y comunicaciones ; y transporte
Adquisición de materiales para la reducción de
pérdidas no técnicas de distribución
Subtotal
2008
1,018
2009
779
2010
2011
702
588
2012
331
2013
277
2014
282
2015
289
2016
294
2017
303
Total
4,863
1,323
930
721
651
537
186
190
194
198
204
5,134
2,271
1,974
2,087
1,828
1,828
1,860
1,898
1,938
1,980
2,039
19,703
1,808
1,850
1,920
1,960
1,920
70
72
73
75
77
9,825
907
648
536
394
394
561
574
585
597
615
5,811
1,738
1,443
1,354
1,324
1,828
3,198
3,265
3,333
3,402
3,504
24,389
50
9,115
50
7,674
50
7,370
50
6,795
50
6,888
48
6,200
49
6,330
50
6,462
51
6,597
53
6,795
501
70,226
Modernización de distribución
878
878
876
877
872
4,381
Rezago en líneas
1,465
1,633
1,562
1,684
1,597
7,941
Rezago en redes
1,693
1,708
1,699
1,690
1,705
8,495
Rezago en equipo de transporte
315
315
315
315
314
1,574
Rezago en herramientas y equipo de laboratorio
188
187
188
188
186
937
11
11
11
11
11
55
132
133
133
133
134
665
Rezago en subestaciones
Rezago en equipo de oficina y muebles
Reazago en equipo de cómputo y comunicaciones
Rezago en edificios
Subtotal
Total
359
360
360
360
359
1,798
5,041
14,156
5,225
12,899
5,144
12,514
5,258
12,053
5,178
12,066
25,846
96,072
Cuadro 5.6
5-5
6,200
6,330
6,462
6,597
6,795
En el cuadro 5.7 se detalla la información presentada en el rubro 14 del cuadro 5.1.
Programa de inversiones de la Subdirección de Transmisión y Transformación
(millones de pesos de 2007)
Obra presupuestal
2008
Modernización de subestaciones y líneas
Equipamiento operativo
Equipo y herramientas de trabajo
Total
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Total
1,362
1,505
1,082
1,791
1,934
2,077
2,220
2,363
2,599
2,858
19,791
144
147
147
149
151
153
156
158
174
192
1,571
561
2,067
620
2,272
642
1,871
646
2,586
650
2,735
655
2,885
658
3,034
662
3,183
728
3,501
801
3,851
6,623
27,985
Cuadro 5.7
Las inversiones por modalidad de financiamiento para la rehabilitación y modernización de
centrales generadoras y su mantenimiento 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 OP se encuentra la rehabilitación y
modernización (10) y en el esquema OPF, también se presenta la rehabilitación y
modernización de centrales mediante proyectos de infraestructura productiva.
Programa de inversiones de rehabilitación y modernización de centrales generadoras
(millones de pesos de 2007)
Obra presupuestal
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Total
Rehabilitaciones y modernizaciones
3,538
3,012
2,529
2,578
2,464
14,121
Total
3,538
3,012
2,529
2,578
2,464
14,121
2008
2009
2010
2011
2012
Obra pública financiada
1/
2013
2014
2015
2016
2017
Total
Rehabilitaciones y modernizaciones
CGT Cerro Prieto, U5
17
CT Carbón II, U2 y U4
50
17
50
386
362
CH Micos - CH Electroquímica
39
10
CH Portezuelo I y II
69
23
CH Infiernillo
85
22
CT Tula, U1 y U2
682
567
CCC Huinalá, U6
489
204
2,210
2,210
CT Manzanillo I, U1 y U2
CN Laguna Verde
CT Puerto Libertad, U2 y U3
CT Punta Prieta, U2
779
31
49
92
115
8
1,249
693
6,039
1,619
25
25
7
7
CH Sanalona
20
2
22
CT Poza Rica
689
501
1,190
CCC El Sauz, paquete 1
770
840
CGT Cerro Prieto, U3 y U4
Total
5,538
4,741
1,610
145
248
393
1,803
248
12,330
1/ La información de los proyectos de infraestructura productiva está definida hasta 2011
Cuadro 5.8
5-6
6.
EFECTOS DE ESCENARIOS ALTERNOS DEL MERCADO ELÉCTRICO
6.1
Mercado eléctrico
En el capítulo 1 se señalaron los supuestos básicos para la estimación del desarrollo del
mercado eléctrico en los próximos años, en lo que se refiere a los pronósticos global, regional y
sectorial del escenario de planeación.
En esta sección se indican los pronósticos realizados para los escenarios bajo y alto a partir de
los modelos sectoriales y regionales.
6.1.1
Pronóstico del consumo de electricidad
Las tasas medias de crecimiento para cada uno de los escenarios se resumen en el cuadro 6.1.
En los tres escenarios se presentaron tasas similares respecto a 2006; en el bajo tres décimas
arriba, en el de planeación una arriba y en el alto una abajo.
Crecimiento medio anual de ventas más autoabastecimiento de
energía eléctrica
Escenario
bajo
planeación
alto
2006-2016
2007-2017
%
%
3.6
4.8
5.4
3.9
4.9
5.3
Cuadro 6.1
En el escenario de planeación se estima que las ventas más autoabastecimiento serán de
332.8 TWh en 2017. En cambio, para el bajo alcanzarán 299.7 TWh y 349.0 TWh para el alto.
6.1.2
Pronóstico del consumo autoabastecido
La estimación de este rubro se ha considerado igual para
cuadro 1.13 en el capítulo 1.
6.1.3
todos los escenarios. Ver
Pronóstico de ventas del servicio público
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
Crecimiento medio de las ventas1/
Servicio público
Escenario
2006-2016
%
2007-2017
%
bajo
planeación
alto
3.8
5.1
5.8
4.0
5.1
5.6
1/ No incluye exportación
Cuadro 6.2
En la figura 6.1 se muestra la evolución de las ventas para los tres escenarios a 2017.
Escenarios de ventas
Servicio público 1/
TWh
350
320.3
300
304.1
271.0
250
200
150
100
2000 2001
2002 2003 2004 2005
tmca:
5.6% alto
2006 2007 2008
2009 2010 2011
5.1% planeación
2012 2013 2014 2015
2016 2017
4.0% bajo
1/ Excluye exportación
Figura 6.1
Para 2011 las ventas previstas en el escenario de planeación llegan a 227.3 TWh, en el bajo
son de 217.0 TWh y en el alto de 232.3 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.
6-2
Estimación de ventas del servicio público
Escenario bajo (GWh)
Área
tmca
(2007-2017)
%
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Central
incremento %
32,876
0.69
33,412
1.63
33,615
0.61
34,269
1.95
34,934
1.94
35,527
1.70
36,272
2.10
37,004
2.02
37,935
2.52
38,937
2.64
39,990
2.70
1.9
Oriental
incremento %
29,512
4.79
30,595
3.67
31,813
3.98
33,317
4.73
35,056
5.22
36,836
5.08
38,640
4.90
40,499
4.81
42,445
4.81
44,495
4.83
46,646
4.83
4.7
Occidental
incremento %
41,035
5.53
43,015
4.83
44,814
4.18
46,582
3.95
48,184
3.44
49,662
3.07
51,563
3.83
53,481
3.72
55,382
3.55
57,341
3.54
59,261
3.35
3.9
Noroeste
incremento %
14,218
6.45
14,908
4.85
15,480
3.84
16,059
3.74
16,173
0.71
15,949
-1.39
16,464
3.23
16,989
3.19
17,509
3.06
18,049
3.08
18,600
3.05
3.1
Norte
incremento %
15,317
6.17
16,365
6.84
17,086
4.41
17,738
3.82
18,452
4.03
19,199
4.05
20,041
4.39
20,850
4.04
21,643
3.80
22,468
3.81
23,273
3.58
4.4
Noreste
incremento %
32,253
5.87
34,401
6.66
36,686
6.64
38,992
6.29
41,450
6.30
43,886
5.88
46,063
4.96
48,059
4.33
50,051
4.14
52,248
4.39
54,644
4.59
5.5
Baja California
incremento %
10,257
6.60
10,841
5.69
11,300
4.23
11,813
4.54
12,299
4.11
12,752
3.68
13,170
3.28
13,571
3.04
13,955
2.83
14,340
2.76
14,723
2.67
3.9
Baja California Sur
incremento %
1,492
9.30
1,619
8.51
1,739
7.41
1,865
7.25
1,982
6.27
2,095
5.70
2,204
5.20
2,310
4.81
2,427
5.06
2,549
5.03
2,679
5.10
6.3
Peninsular
incremento %
6,680
5.35
7,075
5.91
7,475
5.65
7,921
5.97
8,363
5.58
8,790
5.11
9,207
4.74
9,623
4.52
10,062
4.56
10,515
4.50
10,977
4.39
5.1
Subtotal 1/
incremento %
183,640
4.77
192,231
4.68
200,008
4.05
208,556
4.27
216,893
4.00
224,696
3.60
233,624
3.97
242,386
3.75
251,409
3.72
260,942
3.79
270,793
3.78
4.0
109
12.37
115
5.50
120
4.35
125
4.17
131
4.80
137
4.58
143
4.38
149
4.20
156
4.70
163
4.49
170
4.29
5.2
183,749
4.78
192,346
4.68
200,128
4.05
208,681
4.27
217,024
4.00
224,833
3.60
233,767
3.97
242,535
3.75
251,565
3.72
261,105
3.79
270,963
3.78
4.0
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
185,048
4.74
193,645
4.65
201,427
4.02
209,980
4.25
218,323
3.97
226,132
3.58
235,066
3.95
243,834
3.73
252,864
3.70
262,404
3.77
272,262
3.76
Pequeños Sistemas 2/
incremento %
Total Nacional
incremento %
Exportación
Total con Exportación
incremento %
4.0
1/ Excluye exportación
2/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 6.3
El consumo bruto total estimado para 2011 y 2017, es de 287,878 GWh y 354,870 GWh
respectivamente; es decir 13,123 GWh y 43,329 GWh menos que en el de planeación.
Consumo bruto 1/ (GWh)
Escenario bajo
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Central
51,164
52,020
52,840
54,239
55,476
56,308
57,425
58,536
59,975
61,423
62,910
tmca
(2007-2017)
%
2.0
Oriental
39,305
40,911
42,723
44,912
47,008
49,159
51,367
53,642
56,024
58,533
61,166
4.6
Occidental
51,833
54,220
56,391
59,027
61,354
63,608
65,960
68,362
70,618
73,040
75,314
3.9
Noroeste
16,931
17,731
18,657
19,373
20,414
21,046
21,565
22,164
22,757
23,374
24,002
3.8
Norte
19,799
21,007
21,908
22,692
23,428
24,467
25,446
26,356
27,310
28,386
29,354
4.2
Noreste
42,632
45,046
47,706
50,709
53,442
56,181
58,668
60,845
63,272
65,788
68,481
5.0
Baja California
11,793
12,441
13,020
13,577
14,131
14,672
15,201
15,664
16,090
16,572
17,015
4.0
Baja California Sur
1,765
1,906
2,039
2,179
2,323
2,453
2,588
2,711
2,867
3,012
3,156
6.3
Peninsular
8,120
8,569
9,077
9,620
10,141
10,644
11,136
11,660
12,188
12,722
13,266
5.0
243,342
253,851
264,361
276,328
287,717
298,538
309,356
319,940
331,101
342,850
354,664
3.9
132
139
148
155
161
168
176
183
190
198
206
5.1
243,474
4.65
253,990
4.32
264,509
4.14
276,483
4.53
287,878
4.12
298,706
3.76
309,532
3.62
320,123
3.42
331,291
3.49
343,048
3.55
354,870
3.45
3.9
Área
Subtotal
Pequeños Sistemas
Total
incremento %
1/ Incluye ventas (excepto de exportación), autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios
Cuadro 6.4
6-3
Demanda máxima bruta1/ (MW)
Escenario bajo
tmca
(2007-2017)
%
Área
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Central
8,580
8,743
8,890
9,158
9,389
9,576
9,760
9,958
10,208
10,461
10,718
2.2
Oriental
6,167
6,420
6,702
7,048
7,375
7,714
8,063
8,416
8,791
9,186
9,595
4.5
Occidental
7,490
7,885
8,230
8,617
8,953
9,286
9,627
9,977
10,305
10,664
10,993
4.0
Noroeste
3,110
3,261
3,432
3,563
3,754
3,870
3,967
4,078
4,185
4,301
4,415
3.8
Norte
3,285
3,475
3,624
3,755
3,876
4,047
4,209
4,361
4,518
4,695
4,856
4.1
Noreste
6,694
7,078
7,497
7,968
8,396
8,828
9,220
9,561
9,940
10,337
10,760
5.0
Baja California
2,211
2,309
2,409
2,500
2,594
2,684
2,772
2,852
2,925
3,008
3,083
3.6
Baja California Sur
Peninsular
Pequeños Sistemas
313
338
362
387
412
435
460
481
509
535
560
6.4
1,334
1,405
1,480
1,560
1,638
1,716
1,793
1,872
1,956
2,043
2,130
4.8
28
29
31
33
34
35
37
39
40
42
44
5.3
1/ Excluye 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. El consumo bruto estimado para 2011 y 2017 es de 307,514 GWh y
419,288 GWh respectivamente, cifras superiores en 6,513 GWh y 21,089 GWh a las del
escenario de planeación.
Estimación de ventas del servicio público
Escenario alto (GWh)
Área
tmca
(2007-2017)
%
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Central
incremento %
33,256
1.85
34,264
3.03
34,985
2.10
36,241
3.59
37,541
3.59
38,849
3.48
40,387
3.96
41,992
3.97
43,889
4.52
45,908
4.60
48,023
4.61
3.6
Oriental
incremento %
29,775
5.72
31,240
4.92
32,876
5.24
34,870
6.07
37,161
6.57
39,589
6.53
42,116
6.38
44,788
6.34
47,631
6.35
50,649
6.34
53,857
6.33
6.1
Occidental
incremento %
41,503
6.74
44,467
7.14
47,140
6.01
49,780
5.60
52,301
5.06
54,835
4.85
57,955
5.69
61,255
5.69
64,660
5.56
68,239
5.54
71,881
5.34
5.7
Noroeste
incremento %
14,329
7.29
15,180
5.94
15,924
4.90
16,692
4.82
16,963
1.62
16,878
-0.50
17,622
4.41
18,403
4.43
19,195
4.30
20,020
4.30
20,856
4.18
4.1
Norte
incremento %
15,471
7.24
16,735
8.17
17,705
5.80
18,640
5.28
19,663
5.49
20,777
5.67
22,043
6.09
23,329
5.83
24,639
5.62
26,015
5.58
27,394
5.30
6.0
Noreste
incremento %
32,596
7.00
35,244
8.12
38,123
8.17
41,116
7.85
44,345
7.85
47,700
7.57
50,880
6.67
53,990
6.11
57,179
5.91
60,670
6.11
64,460
6.25
7.1
Baja California
incremento %
10,362
7.69
11,086
6.99
11,709
5.62
12,419
6.06
13,121
5.65
13,824
5.36
14,518
5.02
15,230
4.90
15,948
4.71
16,682
4.60
17,430
4.48
5.5
Baja California Sur
incremento %
1,507
10.40
1,646
9.22
1,790
8.75
1,946
8.72
2,099
7.86
2,253
7.34
2,411
7.01
2,571
6.64
2,751
7.00
2,943
6.98
3,148
6.97
7.9
Peninsular
incremento %
6,754
6.51
7,223
6.94
7,733
7.06
8,325
7.66
8,929
7.26
9,541
6.85
10,174
6.63
10,836
6.51
11,547
6.56
12,290
6.43
13,056
6.23
6.8
Subtotal 1/
incremento %
185,553
5.86
197,085
6.21
207,985
5.53
220,029
5.79
232,123
5.50
244,246
5.22
258,106
5.67
272,394
5.54
287,439
5.52
303,416
5.56
320,105
5.50
5.6
109
12.37
115
5.50
120
4.35
125
4.17
131
4.80
137
4.58
143
4.38
149
4.20
156
4.70
163
4.49
170
4.29
5.2
185,662
5.87
197,200
6.21
208,105
5.53
220,154
5.79
232,254
5.50
244,383
5.22
258,249
5.67
272,543
5.53
287,595
5.52
303,579
5.56
320,275
5.50
5.6
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
186,961
5.82
198,499
6.17
209,404
5.49
221,453
5.75
233,553
5.46
245,682
5.19
259,548
5.64
273,842
5.51
288,894
5.50
304,878
5.53
321,574
5.48
Pequeños Sistemas 2/
incremento %
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 6.6
6-4
5.6
Consumo bruto 1/ (GWh)
Escenario alto
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Central
51,725
53,267
54,845
57,127
59,572
61,615
63,845
66,138
68,863
71,762
74,796
tmca
(2007-2017)
%
3.6
Oriental
39,627
41,700
44,024
46,811
49,585
52,528
55,621
59,301
63,216
67,355
71,399
6.0
Occidental
52,375
55,898
59,079
62,988
66,639
70,381
74,305
78,302
82,331
86,468
90,678
5.7
Noroeste
17,058
18,041
19,164
20,098
21,315
22,105
23,199
24,559
26,040
27,300
28,308
5.3
Norte
19,976
21,432
22,621
23,853
24,985
26,452
27,921
29,377
30,925
32,508
34,094
5.6
Noreste
43,017
45,993
49,321
53,097
56,832
60,792
64,594
68,072
71,702
75,626
79,886
6.4
Baja California
11,909
12,712
13,474
14,299
15,146
15,944
16,769
17,629
18,464
19,296
20,196
5.6
Baja California Sur
1,782
1,936
2,096
2,283
2,471
2,647
2,850
3,036
3,260
3,499
3,731
8.0
Peninsular
8,208
8,743
9,381
10,096
10,808
11,529
12,343
13,179
14,029
15,044
15,994
6.8
245,677
259,722
274,005
290,652
307,353
323,993
341,447
359,593
378,830
398,858
419,082
5.5
Área
Subtotal
Pequeños Sistemas
Total
incremento %
132
139
148
155
161
168
176
183
190
198
206
5.1
245,809
5.65
259,861
5.72
274,153
5.50
290,807
6.07
307,514
5.75
324,161
5.41
341,623
5.39
359,776
5.31
379,020
5.35
399,056
5.29
419,288
5.07
5.5
2016
2017
1/ Incluye ventas (excepto exportación), autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios
Cuadro 6.7
Demanda máxima bruta1/ (MW)
Escenario alto
Área
2007
Central
8,673
8,952
Oriental
6,217
6,543
Occidental
7,568
8,129
Noroeste
3,133
Norte
2011
2012
2013
2014
2015
9,227
9,646
10,088
10,485
10,856
11,254
11,720
12,219
12,739
3.8
6,906
7,346
7,779
8,242
8,730
9,304
9,919
10,570
11,201
6.0
8,622
9,195
9,724
10,274
10,846
11,427
12,014
12,624
13,235
5.8
3,318
3,525
3,696
3,920
4,065
4,267
4,518
4,789
5,023
5,207
5.4
3,314
3,546
3,742
3,947
4,134
4,375
4,619
4,862
5,116
5,377
5,641
5.6
Noreste
6,755
7,227
7,751
8,343
8,929
9,552
10,151
10,696
11,265
11,883
12,552
6.4
Baja California
2,232
2,360
2,493
2,633
2,780
2,917
3,058
3,210
3,354
3,496
3,636
5.1
316
344
372
405
439
470
506
539
579
621
662
8.0
1,348
1,434
1,530
1,637
1,745
1,859
1,987
2,116
2,252
2,415
2,568
6.6
28
29
31
33
34
35
37
39
40
42
44
5.3
Peninsular
Pequeños Sistemas
2009
tmca
(2007-2017)
%
2010
Baja California Sur
2008
1/ Excluye exportación
Cuadro 6.8
6.2
Requerimientos de capacidad y retiros
Los programas para los escenarios alto y bajo se presentan a continuación. Los de retiros para
estos escenarios son parecidos al de planeación indicado en el cuadro 3.3, excepto por algunas
variaciones. Estas se muestran en el cuadro 6.9 y se relacionan en su mayoría con el adelanto
o demora, respecto al escenario de planeación, de los nuevos proyectos de generación. Los de
autoabastecimiento se presentan en el cuadro 3.2 y se mantienen invariables para los
escenarios alto y bajo.
6-5
Diferencias en los programas de retiros para los tres escenarios
Nombre
Unidad
Dos Bocas
Francisco Villa
Francisco Villa
E. Portes Gil ( Río Bravo )
Valle de México
Valle de México
Valle de México
Altamira
Samalayuca
Samalayuca
Huinalá
Huinalá
Huinalá
Huinalá
Huinalá
Cd. Constitución
Gómez Palacio
Gómez Palacio
Gómez Palacio
Salamanca
Salamanca
1
4
5
3
1
2
3
3
1
2
1
2
3
4
5
1
1
2
3
3
4
Tipo
CC
TC
TC
TC
TC
TC
TC
TC
TC
TC
CC
CC
CC
CC
CC
TG
CC
CC
CC
TC
TC
MW
63
150
150
300
150
150
150
250
158
158
62.3
62.3
62.3
62.3
128.3
33.2
59
59
82
300
250
Bajo
Área
Mes
Mar
Abr
Abr
Mar
Mar
Mar
Mar
Abr
Abr
Abr
Nov
Nov
Nov
Nov
Nov
ORI
NTE
NTE
NES
CEL
CEL
CEL
NES
NTE
NTE
NES
NES
NES
NES
NES
BCS
NTE
NTE
NTE
OCC
OCC
Nov
Nov
Planeación
Mes
Año
Mar
2011
Abr
2011
Abr
2011
Mar
2012
Mar
2013
Mar
2013
Mar
2013
Nov
2013
Nov
2013
Nov
2013
Nov
2014
Nov
2014
Nov
2014
Nov
2014
Nov
2014
Nov
2014
Nov
2015
Nov
2015
Nov
2015
2016 Jun
2016
2016 Jun
2016
Año
2014
2013
2013
2014
2012
2012
2012
2013
2013
2013
2015
2015
2015
2015
2015
Alto
Mes
Año
Nov
Mar
Mar
Mar
2011
2012
2012
2012
Nov
Nov
Nov
Nov
Nov
Nov
Nov
Nov
Nov
Nov
Nov
2013
2013
2013
2013
2013
2016
2014
2014
2014
2016
2016
Cuadro 6.9
6.2.1
Escenario alto
Para atender tal escenario de demanda se considera el PRC expuesto en el cuadro 6.10. Con
respecto al PRC de planeación se hacen ajustes en fechas de operación a partir de 2011, ya
que los proyectos anteriores a este año están en proceso de construcción o licitación.
Programa de requerimientos de capacidad del servicio publico
Escenario alto
Año
Mes
Proyecto
Tipo
2007
Ene
Mar
Jun
Jun
Jun
La Venta II 7/
El Cajón U2 7/
Tamazunchale 7/ 9/
El Cajón U1 7/
Baja California Sur II (Coromuel) 7/
EO
HID
CC
HID
CI
2009
Mar
May
May
Sep
Baja California (Presidente Juárez) 7/ 9/
La Venta III
Guerrero Negro III
San Lorenzo Conversión TG/CC 2/ 9/
CC
EO
CI
CC
2010
Ene
Feb
Abr
Abr
Abr
Abr
Ago
Norte (La Trinidad) 7/ 9/
Carboeléctrica del Pacífico 7/
Presidente Juárez Conversión TG/CC 2/ 8/
Baja California Sur III (Coromuel)
Cerro Prieto V
Humeros
Oaxaca I, II, III y IV
CC
CAR
CC
CI
GEO
GEO
EO
1/
Capacidad
Bruta
Neta
MW
MW
Área
83
375
1,170
375
42
2,045
83
373
1,135
373
40
2,004
ORI
OCC
NES
OCC
BCS
277
101
11
123
512
272
99
10
116
497
BC
ORI
AIS
ORI
466
678
93
43
107
51
406
1,844
450
651
90
41
100
46
400
1,778
NTE
OCC
BC
BCS
BC
ORI
ORI
...
Cuadro 6.10
6-6
Programa de requerimientos de capacidad del servicio publico
Escenario alto
...
Año
Mes
Proyecto
Tipo
2011
Abr
Abr
Abr
Abr
May
Jul
Sep
Noreste (Monterrey) 8/
Baja California III (Ensenada)
Baja California Sur IV (Coromuel)
Norte II (Chihuahua) 8/
Agua Prieta II 4/ 8/
Manzanillo I rep U 1 3/ 8/
Valle de México II 8/
CC
CC
CI
CC
CC
CC
CC
2012
Ene
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Ago
La Yesca U1
Norte III (Juárez) 5/ 8/
Santa Rosalía
Baja California Sur V (Coromuel) 6/
Manzanillo I rep U2 3/ 8/
La Yesca U2
Valle de México III 8/
2013
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
1/
Capacidad
Bruta
Neta
MW
MW
Área
736
280
43
652
641
460
601
3,413
716
272
41
635
625
447
585
3,321
NES
BC
BCS
NTE
NOR
OCC
CEN
HID
LIBRE
CI
LIBRE
CC
HID
CC
375
672
15
43
460
375
601
2,541
373
654
13
41
447
373
585
2,486
OCC
NTE
AIS
BCS
OCC
OCC
CEN
Valle de México IV 8/
Noreste II (Sabinas) 10/
Río Moctezuma
Manzanillo II rep U1 3/ 8/
Baja California II (Ensenada) 8/
CC
LIBRE
HID
CC
CC
601
700
114
460
280
2,155
585
655
113
447
272
2,072
CEN
NES
OCC
OCC
BC
2014
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Baja California Sur VI (Coromuel) 6/
Villita Ampliación
Norte IV (Torreón) 8/
Tamazunchale II 8/
Manzanillo II rep U2 3/ 8/
Guadalajara I 8/
Occidental (Salamanca) 8/
Topolobampo I 10/
LIBRE
HID
CC
CC
CC
CC
LIBRE
CAR/GICC
43
150
661
750
460
645
650
700
4,059
41
149
643
729
447
627
631
655
3,922
BCS
OCC
NTE
NES
OCC
OCC
OCC
NOR
2015
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Jul
Oct
Baja California Sur TG I (Los Cabos) 6/ 8/
Noreste III (Sabinas) 10/
La Parota U1
Guadalajara II 8/
Central I (Tula) 8/
Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos) 6/
Copainalá
Tenosique
Baja California Sur IX (Todos Santos) 6/
Carboeléctrica del Pacífico II 10/
La Parota U2
La Parota U3
TG
LIBRE
HID
CC
LIBRE
LIBRE
HID
HID
LIBRE
CAR/GICC
HID
HID
36
700
300
645
889
86
232
420
43
700
300
300
4,651
35
655
299
627
865
82
231
418
41
655
299
299
4,504
BCS
NES
ORI
OCC
CEN
BCS
ORI
ORI
BCS
OCC
ORI
ORI
2016
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Ago
Veracruz I Y II 8/
Baja California Sur TG II (Los Cabos) 6/ 8/
Baja California IV (SLRC) 5/ 8/
Topolobampo II 10/
Carboeléctrica del Pacífico III 10/
Central II (Tula) 8/
LIBRE
TG
LIBRE
CAR/GICC
CAR/GICC
LIBRE
1,400
36
571
700
700
889
4,296
1,342
35
555
655
655
865
4,107
ORI
BCS
BC
NOR
OCC
CEN
2017
Mar
Mar
Abr
Abr
Abr
Ago
Norte V (Encino)
Central III (Palmillas)
Topolobampo III 10/
Baja California Sur XI y XII (Todos Santos) 6/
Baja California Sur X (Pto. San Carlos) 6/
Oriental I 10/
CC
LIBRE
CAR
LIBRE
LIBRE
LIBRE
661
889
700
86
43
700
3,079
28,595
643
865
655
82
41
655
2,941
27,634
NTE
CEN
NOR
BCS
BCS
ORI
Total
CC: Ciclo combinado CAR: Carboeléctrica GICC: Gasificación integrada a ciclo combinado CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás
EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica
1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación distribuida de LyFC
6/ Se está analizando la interconexión al SIN del sistema BCS
2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC
7/ Capacidad de contrato
3/ Se analiza la alternativa de una central nueva
8/ Capacidad media anual
4/ Incluye 25 MW del campo solar
9/ Capacidad de verano
5/ Instalación de central o inyección de potencia
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 6.10 (continuación)
6-7
Para el Sistema Interconectado Nacional se adelantan un año los proyectos de Noreste I, II y
III; Central I y II, Norte III y IV, Veracruz I y II, Tamazunchale II, Valle de México IV,
Carboeléctrica del Pacifico III y Baja California IV.
Estos adelantos se asocian a una mayor demanda en las áreas Central, Norte, Noreste y Baja
California, respecto al de planeación. Así mismo, los proyectos Occidental (Salamanca) y las
hidroeléctricas de Copainalá y Tenosique se adelantan dos años.
En cuanto al sistema Baja California Sur, se adelantan un año los proyectos Baja California Sur
V y IX y Baja California Sur TG II.
La capacidad adicional necesaria en este escenario es de 2,993 MW por arriba de los
requerimientos planteados en el programa de planeación.
Algunos proyectos que no se han adelantado son las repotenciaciones de las unidades de
Manzanillo I y II y los ciclos combinados de Guadalajara I y II, ya que están asociados a la
entrada en operación de la terminal regasificadora de gas natural en la región.
Respecto a centrales hidroeléctricas no es posible el adelanto de La Yesca por el tiempo
requerido para su construcción; por la misma razón el proyecto del Río Moctezuma, y el de
La Parota por problemas sociales en la región.
Otros para los que no se ha considerado su adelanto son Carboeléctrica del Pacífico II y
Topolobampo I y II, que requieren del desarrollo de la infraestructura portuaria y de las
terminales de manejo y recepción de carbón.
6.2.2
Escenario bajo
El programa de requerimientos de capacidad correspondiente se muestra en el cuadro 6.11.
Programa de requerimientos de capacidad del servicio público
Escenario bajo
Año
Mes
Proyecto
Tipo
2007
Ene
Mar
Jun
Jun
Jun
La Venta II 7/
El Cajón U2 7/
Tamazunchale 7/ 9/
El Cajón U1 7/
Baja California Sur II (Coromuel) 7/
EO
HID
CC
HID
CI
2009
Mar
May
May
Sep
Baja California (Presidente Juárez) 7/ 9/
La Venta III
Guerrero Negro III
San Lorenzo Conversión TG/CC 2/ 9/
CC
EO
CI
CC
2010
Ene
Feb
Abr
Abr
Abr
Abr
Ago
Norte (La Trinidad) 7/ 9/
Carboeléctrica del Pacífico 7/
Presidente Juárez Conversión TG/CC 2/ 8/
Baja California Sur III (Coromuel)
Cerro Prieto V
Humeros
Oaxaca I, II, III y IV
CC
CAR
CC
CI
GEO
GEO
EO
2011
May
Agua Prieta II
CC
4/ 8/
1/
Capacidad
Bruta
Neta
MW
MW
Área
83
375
1,170
375
42
2,045
83
373
1,135
373
40
2,004
ORI
OCC
NES
OCC
BCS
277
101
11
123
512
272
99
10
116
497
BC
ORI
AIS
ORI
466
678
93
43
107
51
406
1,844
450
651
90
41
100
46
400
1,778
NTE
OCC
BC
BCS
BC
ORI
ORI
641
641
625
625
NOR
...
Cuadro 6.11
6-8
Programa de requerimientos de capacidad del servicio público
Escenario bajo
...
Año
1/
Capacidad
Bruta
Neta
MW
MW
Mes
Proyecto
Tipo
2012
Abr
Abr
Abr
Jul
Sep
Santa Rosalía
Baja California Sur IV (Coromuel)
Norte II (Chihuahua) 8/
Manzanillo I rep U 1 3/ 8/
Valle de México II 8/
CI
CI
CC
CC
CC
15
43
652
460
601
1,771
13
41
635
447
585
1,721
AIS
BCS
NTE
OCC
CEN
2013
Ene
Abr
Abr
Abr
Abr
La Yesca U1
Río Moctezuma
Baja California Sur V (Coromuel) 6/
Manzanillo I rep U2 3/ 8/
La Yesca U2
HID
HID
LIBRE
CC
HID
375
114
43
460
375
1,367
373
113
41
447
373
1,347
OCC
OCC
BCS
OCC
OCC
Abr
Abr
Abr
Ago
Villita Ampliación
Manzanillo II rep U1 3/ 8/
Baja California III (Ensenada)
Valle de México III 8/
HID
CC
CC
CC
150
460
280
601
1,491
149
447
272
585
1,453
OCC
OCC
BC
CEN
2015
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Norte III (Juárez) 5/ 8/
Baja California Sur VI (Coromuel) 6/
Noreste (Monterrey) 8/
Baja California Sur TG I (Los Cabos) 6/ 8/
Manzanillo II rep U2 3/ 8/
Guadalajara I 8/
Baja California Sur VII (Todos Santos) 6/
Topolobampo I 10/
LIBRE
LIBRE
CC
TG
CC
CC
LIBRE
CAR/GICC
672
43
736
36
460
645
43
700
3,335
654
41
716
35
447
627
41
655
3,216
NTE
BCS
NES
BCS
OCC
OCC
BCS
NOR
2016
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Jul
Oct
Valle de México IV 8/
Noreste II (Sabinas) 10/
Tamazunchale II 8/
La Parota U1
Baja California Sur VIII (Todos Santos) 6/
La Parota U2
La Parota U3
CC
LIBRE
CC
HID
LIBRE
HID
HID
601
700
750
300
43
300
300
2,994
585
655
729
299
41
299
299
2,906
CEN
NES
NES
ORI
BCS
ORI
ORI
2017
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Baja California Sur TG II (Los Cabos) 6/ 8/
Baja California II (Ensenada) 8/
Guadalajara II 8/
Central I (Tula) 8/
Baja California Sur X (Pto. San Carlos) 6/
Baja California Sur IX (Todos Santos) 6/
TG
CC
CC
LIBRE
LIBRE
LIBRE
36
280
645
889
43
43
1,936
17,936
35
272
627
865
41
41
1,881
17,429
BCS
BC
OCC
CEN
BCS
BCS
2014
Total
Área
CC: Ciclo combinado CAR: Carboeléctrica GICC: Gasificación integrada a ciclo combinado CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás
EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica
1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación distribuida de LyFC
6/ Se está analizando la interconexión al SIN del sistema BCS
2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC
7/ Capacidad de contrato
3/ Se analiza la alternativa de una central nueva
8/ Capacidad media anual
4/ Incluye 25 MW del campo solar
9/ Capacidad de verano
5/ Instalación de central o inyección de potencia
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 6.11 (continuación)
Comparando el bajo con el de planeación, se tendría un diferimiento de uno o dos años en la
mayoría de los proyectos a partir de 2011. La capacidad requerida en 2017 será de 7,666 MW
menor que la del escenario de referencia.
Algunos de los proyectos que no se han diferido son: Agua Prieta II, que aun en el escenario
bajo de demanda, su entrada en operación se presenta como urgente en el área Noroeste; Baja
California Sur V y Baja California Sur TG I que permitirán atender los incrementos de demanda
en este sistema y evitar el despacho de unidades turbogás obsoletas con costos de producción
excesivamente altos.
6-9
En el sistema de Santa Rosalía es necesario mantener en 2012 la entrada en operación de la
central Santa Rosalía, ya que abastecerá a un sistema aislado cuya demanda se ha
incrementado y que cuenta con un parque de generación con altos índices de falla y costos de
producción.
En este escenario algunos proyectos han quedado fuera del periodo 2007-2017, respecto al de
planeación: Norte IV (Torreón), Carboeléctrica del Pacífico II y III, Noreste III, Occidental
(Salamanca), Topolobampo II, Veracruz I y II, Copainalá, Tenosique, Central II (Tula), Baja
California IV (SLRC) y Baja California Sur XI.
6.3
Margen de reserva y margen de reserva operativo
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.
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.
Para 2012-2017 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.
1/
45
.5
Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN
Escenario de demanda alto y PRC de planeación
31
.9
39
.9
45.0
2008
2009
2010
2011
2012
MR
2014
MRO
2015
2016
.8
-1
.8
.4
0.
5
1.
3
2013
-1
2007
-0
-5.0
2.
6
5.
7.5
6%
4.
2
8
10
.8
15
15
.2
.4
.2
17
17
20.0
18
.7
19
.6
21
.6
22
.9
.7
24
.3
25
.4
32.5
2017
2/
1/ Valores mínimos de verano
2/ MRO: Considera decrementos por temperatura de verano
Figura 6.2
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.
6-10
39
.9
50.0
1/
45
.5
Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN
Escenario de demanda alto y PRC alto
20
.6
22
.2
22
.2
22
.0
22
.2
22
.1
24
.6
6.
0
6.
0
6.
0
6.
0
2011
6.
0
2010
6.
0
6.
0
12.5
6.
0
10
.8
17
.7
25.0
24
.3
25
.4
31
.9
37.5
6%
0.0
2007
2008
2009
2012
2013
2014
MR
2015
MRO
2016
2017
2/
1/ Valores mínimos de verano
2/ MRO: Considera decrementos por temperatura de verano
Figura 6.3
Frente al escenario de demanda bajo el MR y MRO del SIN serían altos durante todo el periodo,
al mantener el PRC de planeación. Ver figura 6.4. Sin embargo, el programa de este escenario
considera los ajustes necesarios en el mediano plazo a fin de ceñirse a los criterios de reserva.
36
.2
34
.3
34
.1
31
.9
31
.3
31
.9
15
.9
14
.2
13
.9
12
.9
11
.8
11
.3
12.5
11
.3
11
.2
14
.8
20
.4
25
.4
31
.8
33
.4
36
.7
37.5
25.0
1/
43
.1
50.0
46
.9
Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN
Escenario de demanda bajo y PRC de planeación
6%
0.0
2007
2008
2009
2010
2011
2012
MR
2013
2014
MRO
1/ Valores mínimos de verano
2/ MRO: Considera decrementos por temperatura de verano
Figura 6.4
6-11
2015
2/
2016
2017
En la figura 6.5 se muestra el comportamiento del MR y MRO en el SIN con un PRC adaptado al
escenario bajo de demanda.
23
.1
23
.6
25
.2
24
.7
24
.8
6.
0
6.
0
6.
0
6.
0
6.
0
6.
0
12.5
10
.0
11
.2
14
.8
20
.4
21
.7
31
.8
25
.4
29
.9
36
.7
37.5
25.0
1/
43
.1
50.0
46
.9
Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN
Escenario de demanda bajo y PRC bajo
6%
0.0
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
MR
2014
MRO
2015
2016
2017
2/
1/ Valores mínimos de verano
2/ MRO: Considera decrementos por temperatura de verano
Figura 6.5
6.4
Evolución de la generación
combustibles fósiles
6.4.1
Generación bruta
bruta
y
requerimientos
de
En la figura 6.6 se presenta la distribución de la generación en 2006 y para cada uno de los
escenarios de demanda, la participación de las diferentes tecnologías en la generación bruta de
energía en 2017. La diferencia entre el bajo y el alto respecto al de planeación, se debe a los
ajustes en los programas de requerimientos de capacidad.
En el escenario bajo se requiere menor capacidad para instalar, por lo que la generación bruta
tipo libre disminuye su participación en 5.6 puntos porcentuales, mientras que en la térmica
convencional se incrementa 1.5 puntos, respecto al de planeación. Sin embargo, para el
escenario de menor demanda, los PIE representan un porcentaje mayor en relación a los otros
escenarios.
Del monto total por instalar en el alto, destaca el incremento de 4.6 puntos porcentuales de
generación bruta tipo libre y el decremento de 0.9 % de la térmica convencional, respecto al de
planeación.
6-12
Generación bruta del servicio público
Escenarios de planeación, alto y bajo
2006real
2017planeación
225,079 GWh
383,465 GWh
C iclo combinado
49.7%
Termoeléctrica
convencional
23.0%
C iclo combinado
40.5%
Termoeléctrica
convencional
9.7%
Hidroeléctrica
8.6%
Hidroeléctrica
13.4%
Nucleoeléctrica
3.3%
Turbogás
0.7%
Nucleoeléctrica
4.8%
Eoloeléctrica
C arboeléctrica
0.02%
14.2%
Geotermoeléctrica
2.98%
Libre
10.4%
Turbogás
0.15%
Eoloeléctrica
0.6%
C ombustión interna
0.4%
Geotermoeléctrica
C arboeléctrica
2.1%
15.1%
C ombustión interna
0.35%
2017bajo
2017alto
339,274 GWh
405,017 GWh
C iclo combinado
45.9%
C iclo combinado
54.16%
Termoeléctrica
convencional
11.2%
Termoeléctrica
convencional
8.8%
Hidroeléctrica
8.4%
Hidroeléctrica
9.2%
Nucleoeléctrica
3.2%
Nucleoeléctrica
3.8%
Eoloeléctrica
0.65%
Geotermoeléctrica
2.4%
C arboeléctrica
13.3%
Libre
15.0%
Eoloeléctrica
0.5%
Libre
4.8%
Geotermoeléctrica
2.0%
Turbogás
0.09%
C ombustión interna
0.4%
Figura 6.6
6-13
Turbogás
C arboeléctrica
0.155%
15.7%
C ombustión interna
0.345%
6.4.2
Requerimiento de combustibles fósiles
Semejante a la figura 6.6, se presentan las necesidades de combustibles para 2006 y las
previsiones para 2017 en función de cada uno de los escenarios de demanda: planeación, bajo
y alto. Ver figura 6.7 y los cuadros 6.12 y 6.13.
Requerimientos de combustibles del servicio público
Escenarios de planeación, alto y bajo
2006real
2017planeación
4,407 Terajoule / día
6,993 Terajoule / día
Combustóleo
31.2%
Combustóleo
15.0%
Gas
58.5%
Gas
48.2%
Carbón
19.7%
Carbón
19.4%
Diesel
0.1%
Diesel
0.9%
Libre
7.0%
2017bajo
2017alto
6,186 Terajoule / día
7,410 Terajoule / día
Combustóleo
17.3%
Gas
57.5%
Combustóleo
13.8%
Gas
61.6%
Carbón
17.6%
Carbón
19.9%
Diesel
0.1%
Diesel
0.1%
Libre
3.4%
Figura 6.7
6-14
Libre
8.7%
Requerimientos de combustibles del servicio público
Escenarios de planeación, alto y bajo
Combustible
Combustóleo
Unidades
2006 real Escenario
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Planeación
35.6
41.3
42.5
41.3
35.7
32.8
31.1
29.1
26.2
25.5
25.2
Bajo
35.4
40.1
41.0
39.7
36.0
35.2
31.8
30.5
26.6
26.0
25.7
Alto
35.7
41.9
43.3
41.8
36.5
33.8
31.8
28.8
25.9
25.4
24.5
Planeación
62.7
61.6
66.6
74.3
80.9
86.3
93.3
98.7
104.5
107.5
107.5
Bajo
62.6
60.3
63.5
69.4
71.6
76.3
83.6
90.6
95.1
95.8
100.2
Alto
63.1
62.2
68.0
76.5
84.3
87.9
96.0
104.3
109.4
109.5
112.1
Planeación
462.1
212.6
271.3
238.4
236.0
253.6
228.5
212.7
372.1
181.3
215.6
Bajo
464.6
205.9
252.2
218.5
292.5
224.5
209.3
228.0
390.5
173.5
168.0
Alto
467.1
218.8
280.4
248.9
248.4
204.9
253.2
235.3
184.2
235.9
194.8
Planeación
15.1
15.8
15.4
16.6
16.6
17.0
16.9
17.8
19.0
21.1
22.5
Bajo
15.1
15.8
15.4
16.6
16.6
17.0
16.9
17.0
17.5
18.6
18.4
Alto
15.1
15.8
15.4
16.6
16.6
17.0
16.9
17.8
19.1
22.0
24.2
Mm3
33.0
día
Gas
MMm3
60.6
día
Diesel
m3
1,024.3
día
Carbón
MMt
14.7
año
Cuadro 6.12
Requerimientos de combustibles del servicio público
Comparación respecto al escenario de planeación
(valores por unidad)
Combustible
Combustóleo
Gas
Diesel
Carbón
Escenario
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Planeación
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
Bajo
0.99
0.97
0.96
0.96
1.01
1.07
1.02
1.05
1.02
1.02
1.02
Alto
1.00
1.01
1.02
1.01
1.02
1.03
1.02
0.99
0.99
1.00
0.97
Planeación
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
Bajo
1.00
0.98
0.95
0.93
0.88
0.88
0.90
0.92
0.91
0.89
0.93
Alto
1.01
1.01
1.02
1.03
1.04
1.02
1.03
1.06
1.05
1.02
1.04
Planeación
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
Bajo
1.01
0.97
0.93
0.92
1.24
0.89
0.92
1.07
1.05
0.96
0.78
Alto
1.01
1.03
1.03
1.04
1.05
0.81
1.11
1.11
0.50
1.30
0.90
Planeación
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
Bajo
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
0.95
0.92
0.88
0.82
Alto
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.01
1.04
1.08
Cuadro 6.13
6-15
Las figuras 6.8 y 6.9 muestran la comparación gráfica de los requerimientos de combustóleo,
gas y carbón, para los tres escenarios de demanda.
Combustóleo (MBD)
450
400
378.3
350
325.5
300
262.0
281.2
250
Alto
258.2
Bajo
200
207.3
Planeación
150
100
50
Histórico
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Gas (MMm3)
120
Alto
100
Planeación
80
Bajo
60.6
60
50.5
45.3
40
39.7
49.1
31.2
20
Histórico
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Figura 6.8
6-16
Carbón (Mt)
30,000
25,000
Alto
Planeación
20,000
Bajo
14,916.9
15,000
13,881.2
14,696.7
12,178.8
10,000
11,397.8
11,504.6
5,000
Histórico
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Figura 6.9
6-17
ANEXO A
A.1
POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Antecedentes
La capacidad de generación del Sistema Interconectado Nacional se integra por centrales
generadoras de diferentes tipos, las cuales utilizan diversos combustibles como fuentes de
energía primaria. La capacidad efectiva bruta al primero de enero de 2007 alcanzó 45,879 MW,
de los cuales 10,566 MW corresponden a centrales hidroeléctricas.
El cuadro A.1 muestra la composición de la capacidad efectiva en función del número de
centrales y unidades generadoras.
Composición de la capacidad efectiva en el Sistema Interconectado Nacional
al primero de enero de 2007
Tipo de generación
Hidroeléctrica
Número de
centrales
Número de
unidades
78
217
Capacidad
MW
%
10,566.3
23.0
8,286.0
18.0
Con regulación
10
47
Sin regulación
68
170
2,280.3
5.0
93
275
35,312.5
171
492
45,878.8
77.0
100.0
1/
Termoeléctrica
Total
1/ Incluye a la eoloeléctrica, con 2.2 MW
Cuadro A.1
El grupo de generación hidroeléctrica que cuenta con capacidad de regulación está integrado
por las diez Grandes Centrales Hidroeléctricas (GCH): Angostura (Belisario Domínguez),
Chicoasén (Manuel Moreno Torres), Malpaso y Peñitas (Ángel Albino Corzo) en el río Grijalva;
Caracol (Carlos Ramírez Ulloa), Infiernillo y Villita (José Maria Morelos) en el río Balsas;
Temascal en la bifurcación de los ríos Tonto y Santo Domingo; Aguamilpa (Solidaridad) en el
río Santiago, y Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) en el río Moctezuma.
La capacidad total del conjunto es de 8,286 MW, y representa 78.4% de la hidroeléctrica en
operación.
El vaso de Angostura permite hacer desplazamientos interanuales de su almacenamiento, lo
que contribuye a una operación más económica y confiable en el largo plazo.
Aunque Chicoasén, Peñitas y Villita son controladas por las centrales aguas arriba, el resto de
las GCH son hidroeléctricas de regulación anual. Sus características se indican en el
cuadro A.2, en donde se incluye la central El Cajón, la cual entró en servicio en marzo de 2007.
A-1
Capacidades e índices de regulación de las Grandes Centrales Hidroeléctricas
Desembocadura
Golfo de México
Océano Pacífico
Grijalva
Río
Tonto y
Santo
Domingo
Moctezuma
Balsas
Santiago
Central
Angostura
Chicoasén
Malpaso
Peñitas
Temascal
Zimapán
Caracol
Infiernillo
Villita
El Cajón
Aguamilpa
Composición
(MW)
5 x 180
8 x 300
6 x 180
4 x 105
4 x 38.5
2 x 100
2 x 146
3 x 200
4 x 160
2 x 180
4 x 75.00
2 x 375
3 x 320
Capacidad
(MW)
900
2,400
1,080
420
354
292
600
1,000
300
750
960
699
809
6,054
224
1,335
2,629
Volumen útil
máximo
3
( MMm )
13,170
216
9,317
130
8,828
Aportaciones
2/
tipo medio
3
( MMm )
10,025
2,197
5,525
3,686
15,373
801
5,196
10,313
0
1,299
2,548
131
2
53
1
57
87
16
39
1
103
68
1/
4/
3/
Índice de
5/
regulación
%
1/
2/
3/
4/
5/
Al integrar los almacenamientos de Cerro de Oro y Temascal
Cuenca propia, con las aportaciones del periodo 1952 – 2006 (55 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
Un segundo grupo de centrales hidroeléctricas está constituido por las plantas sin regulación,
las cuales, para minimizar derrames, están obligadas a generar en periodos cortos —semanales
o diarios— las aportaciones que reciben. Para fines de planificación se modelan como centrales
con generación fija expresada en GWh/mes.
El cuadro A.3 muestra la distribución histórica de la generación durante los últimos diez años.
La generación hidroeléctrica se ha clasificado en función del tipo de regulación.
Distribución histórica de la generación en el
Sistema Interconectado Nacional, 1997 — 2006
Tipo de generación
Unidad
1997
1998
1999
GWh
%
26,430
17.2
seco
24,616
15.1
medio
32,713
19.0
húmedo
33,075
18.2
medio
28,435
15.6
seco
24,862
13.0
seco
19,753
10.3
seco
25,076
12.8
seco
27,611
13.4
medio
30,305
14.3
medio
Con regulación
GWh
20,273
18,854
27,946
28,620
22,997
20,237
15,428
19,812
21,066
24,004
Sin regulación
GWh
6,157
5,762
4,768
4,455
5,438
4,625
4,325
5,265
6,546
6,301
Total
Hidroeléctrica
1/
Termoeléctrica
Total
1/
2/
3/
1 /, 2 /, 3/
Tipo de año
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
GWh 127,159 138,367 139,557 148,855 153,358 165,760 171,881 171,077 178,318 181,828
%
82.8
84.9
81.0
81.8
84.4
87.0
89.7
87.2
86.6
85.7
GWh 153,589 162,983 172,270 181,930 181,793 190,622 191,634 196,153 205,929 212,133
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
%
Incluye área Noroeste en todo el periodo (la región Noroeste se integró al SIN en marzo de 2005)
Incluye PIE a partir de 2000
Incluye generación eoloeléctrica
Cuadro A.3
A.2
Niveles recomendados de operación en las GCH
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 los niveles
recomendados. Al seguir la estrategia, la producción de la central se maximiza.
A-2
En los cuadros A.4a y A.4b se presentan los Niveles Recomendados de Operación (NRO) para
cada una de las GCH, obtenidos de simular su operación con la meta de maximizar su
generación y con base en la estadística de los 55 años disponibles en la muestra histórica
1952 — 2006. Para Angostura —la única hidroeléctrica de regulación multianual— se
determinaron los niveles máximos que no deben ser rebasados a fin de minimizar la posibilidad
de derrames, incluso si se presentaran las aportaciones correspondientes al año más húmedo
de la muestra disponible.
Niveles recomendados de operación (msnm)
1952 — 2006 (55 años)
Golfo de México
Desembocadura
Río
Grijalva
Centrales
1/, 2/
Angostura
Chicoasén
Malpaso
Capacidad efectiva instalada
Composición
Total
Tonto y
Santo Domingo
Moctezuma
Temascal
Zimapán
Peñitas
(MW)
5 x 180
8 x 300
6 x 180
4 x 105
(4 x 38.5) + (2 x 100)
2 x 146
900
2,400
1,080
420
354
292
Niveles de control (msnm)
Name
539.50
395.00
188.00
95.50
68.50
1,563.00
Namo
533.00
392.50
182.50
87.40
66.50
1,560.00
Namino
500.00
380.00
144.00
85.00
44.20
1,520.00
Volumen útil (MMm3) y energía almacenada (GWh)
Al Namo
32,360
13,170
212
9,317
130
8,792
739
18,273
13,498
165
2,580
11
1,012
1,007
Restricciones
Mes
3/
4/
7/
4/
8/
3/
4/
8/
6/
8/
3/
4/
8/
4/
9/
5/
Enero
20
531.00
58
392.50 182.00 142
180.00
62
87.40
33
62.37
20
1,560.00
Febrero
20
530.00
58
392.50
128
179.50
56
87.40
64.21
30
62.04
20
1,560.00
Marzo
20
529.42
58
392.50
142
178.48
62
87.40
33
60.97
20
1,560.00
Abril
20
529.03
58
392.50
138
166.63
60
87.40
32
57.50
20
1,560.00
Mayo
20
527.36
58
392.50
142
165.63
62
87.40
33
54.00
20
1,559.36
Junio
524.50
20
524.31
58
392.50 178.00 138
166.17
60
86.50
52.21
32
51.20
20
1,557.86
Julio
524.50
20
522.54
58
392.50 176.00 142
168.56
62
86.50
52.21
33
52.21
20
1,557.41
Agosto
524.50
20
521.03
58
392.50 174.00 142
169.00
62
86.50
56.21
33
52.27
20
1,555.19
Septiembre
526.00
20
520.51
58
392.50 171.50 138
169.50
60
86.00
58.71
32
56.28
20
1,553.10
Octubre
530.00
20
523.05
58
392.50 176.18 142
172.83
62
86.00
61.21
33
58.65
20
1,556.50
Noviembre
20
533.00
58
392.50 182.00 138
182.00
60
87.40
64.21
32
64.21
20
1,560.00
Diciembre
20
532.00
58
392.50 182.00 142
181.00
62
87.40
64.21
33
64.21
20
1,560.00
1/
2/
3/
4/
5/
6/
7/
8/
9/
GCH
Al día primero de cada mes
Niveles impuestos a principios de 2007 por la Comisión Nacional del Agua (CNA) para el primero de cada mes (msnm)
Generación mínima impuesta por el CENACE (GWh / mes)
Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo
Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo
Niveles límite para maximizar la generación esperada
Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952-2006 (55 años)
Con muestra sintética 1981-2040 (60 años), de la Coordinación de Proyectos Hidroeléctricos
Cuadro A.4a
A-3
Niveles recomendados de operación (msnm)
1952 — 2006 (55 años)
1/, 2/
Océano Pacífico
Desembocadura
Río
Balsas
Caracol
Centrales
Santiago
Infiernillo
Villita
Capacidad efectiva instalada
El Cajón
Aguamilpa
(MW)
3 x 200
(4 x 160) + (2 x 180)
4 x 75
2 x 375
3 x 320
Total
600
1,000
300
750
960
Name
523.60
176.40
56.73
394.00
232.00
Namo
521.00
169.00
51.20
391.00
220.00
Namino
495.00
140.00
41.73
346.00
190.00
Composición
Niveles de control (msnm)
3
Volumen útil (MMm ) y energía almacenada (GWh)
Al Namo
11,193
951
6,054
224
1,335
2,629
4,407
469
1,983
20
1,016
919
Restricciones
Mes
4/
7/
3/
4/
7/
4/
5/
7/
7/
4/
7/
6/
Enero
26
521.00
86
165.00
37
51.20
391.00
50
220.00
Febrero
23
520.52
77
163.50
34
51.20
391.00
45
220.00
Marzo
26
519.65
86
162.56
37
51.20
391.00
50
220.00
Abril
25
518.41
83
160.25
36
51.20
391.00
48
219.90
Mayo
26
516.00
86
156.47
37
51.20
391.00
50
219.90
Junio
25
514.96 152.25
83
147.00
36
51.00
390.00
48
218.90
Julio
26
513.00 150.00
86
146.00
37
51.00
381.40
49
212.10
Agosto
26
512.00 154.50
86
145.00
37
51.00
374.50
50
209.50
Septiembre
25
510.00 158.00
83
145.20
36
51.00
385.30
48
215.00
Octubre
26
515.00 165.00
86
160.35
37
51.00
388.90
50
219.00
Noviembre
25
521.00
83
169.00
36
51.20
390.90
48
219.50
Diciembre
26
521.00
86
166.50
37
51.20
391.00
50
220.00
1/
2/
3/
4/
5/
6/
7/
GCH
Al día primero de cada mes
Niveles impuestos a principios de 2007 por la CNA para el primero de cada mes (msnm)
Generación mínima impuesta por el CENACE (GWh / mes)
Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo
Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo
Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952-2006 (55 años)
Cuadro A.4b
Se destaca que cada año aumenta el tamaño de la muestra de aportaciones, lo cual permite
revisar los niveles límite de operación de Angostura y los NRO de las otras hidroeléctricas
—para su determinación, se considera a estas centrales aisladas del sistema eléctrico, por lo
que cualquier restricción adicional que se les imponga, puede reducir su generación y aumentar
el costo de operación—.
A-4
A.3
Aportaciones hidráulicas
A fin de conocer la variabilidad de las aportaciones mensuales a las GCH, en la figura A.1 se
muestran los valores medios registrados durante los 55 años disponibles en la muestra.
Aportaciones de cuenca propia a las Grandes Centrales Hidroeléctricas
1952 — 2006 (55 años)
MMm 3 / mes
16,000
14,000
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0
ENE
FEB
MAR
Años tipo seco
ABR
MAY
JUN
JUL
Años tipo medio
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
Años tipo húmedo
Figura A.1
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: estiaje (noviembre a mayo, 7 meses) y lluvias (junio a
octubre, 5 meses). Especialmente de enero a mayo, las aportaciones son bajas y
prácticamente iguales cada mes —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-5
En el cuadro A.5 se identifica la clasificación de acuerdo con la información estadística de
aportaciones en millones de metros cúbicos. Para definir los rangos, en la curva de distribución
normal el número de años tipo seco y tipo húmedo debe de ser el mismo. A partir de los NRO
se simula la operación y se determina la generación hidroeléctrica correspondiente.
Clasificación de años típicos
Generación hidroeléctrica 1/
No.
Energía
anual
(GWh)
Años
tipo
seco
2/
P : 20%
Años
tipo
medio
Energía
anual
(GWh)
2/
P : 60%
Años
tipo
húmedo
Energía
anual
(GWh)
2/
P : 20%
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
2002
1987
1994
2001
1997
1975
2004
1957
1977
1986
2003
1991
21,386
21,914
22,206
23,459
23,477
23,668
23,946
24,026
24,094
24,822
25,076
25,416
1953
1982
1995
1983
1988
1989
1972
1967
1993
1980
1998
2000
1978
1968
1971
1965
2006
1996
1974
1979
1961
1990
1962
2005
1963
1976
1992
1964
1985
1959
1960
25,873
26,166
26,634
27,045
27,086
27,242
27,627
27,657
27,709
27,739
27,750
28,020
28,229
28,314
28,829
28,911
28,979
29,039
29,049
29,085
29,095
29,130
29,132
29,411
29,418
29,661
29,698
29,898
29,915
30,287
30,624
1954
1966
1973
1958
1956
1984
1969
1970
1952
1999
1955
1981
31,032
31,517
31,554
31,612
32,018
32,122
32,925
32,950
33,253
33,459
33,793
35,950
Promedio
12 Años
23,624
31 Años
28,492
12 Años
32,682
1/ 1952 – 2006 (55 años históricos)
2/ Probabilidad de ocurrencia
Energía anual (GWh)
Año tipo
seco
medio
Promedio
23,624
28,492
Diferencia de energía
-4,868
0
respecto al año
tipo medio
NOTA: menor a 25,873 GWh / año, año tipo seco
entre 25,873 y 31,032 GWh / año, año tipo medio
mayor a 31,032 GWh / año, año tipo húmedo
Cuadro A.5
A-6
húmedo
32,682
4,190
La figura A.2 muestra la magnitud anual de las aportaciones históricas 1952 — 2006,
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 los NRO.
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
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
AÑO
Años tipo seco
1/
Años tipo medio
Años tipo húmedo
Con y sin regulación. Incluyen las del área Noroeste
Figura A.2
Los años tipo húmedo se acumulan principalmente durante los primeros registros 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 huracanes que azotaron el sureste en octubre de 2005 (Stan y Wilma), las
aportaciones en otras cuencas fueron tan bajas que a nivel nacional se registró como año
medio.
A-7
A.4
Degradación en potencia por unidad de energía extraída
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.
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
0.0
NAMINO
NAMO
Volumen
(MMm3)
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.
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 Comisión Nacional del Agua y las de extracción mínima. Estos niveles más
altos posibles están determinados por los NRO de cada una de las GCH.
A-8
A.5
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%
75%
Volumen (MMm3)
100%
NAMO
1/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO
Figura A.4
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
Evolución histórica de la energía almacenada
En la figura A.5 se muestran las envolventes superior e inferior de la energía almacenada
mensual en 1999 — 2006, así como su evolución en años recientes.
En noviembre de 2007, la energía disponible fue 20,845 GWh; al final del año se estima un
almacenamiento superior al los 20,000 GWh.
A-9
Envolventes de energía almacenada 1999 — 2006 en las GCH,
y su evolución mensual en 2007, 2006 y 20051/
GWh
25,000
22,446
2007
20,845 2/ GWh
19,896
20,000
Superior
22,446
19,896
17,509
17,509
15,249
15,000
2006
2005
10,000
7,493
7,493
5,000
Inferior
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
1/ Niveles proporcionados por la Subdirección de Generación
2/ Considera la generación a partir del 2 de marzo de 2007
Figura A.5
A.7
Generación hidroeléctrica 2007 — 2017
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.
Distribución de la generación en el Sistema Interconectado Nacional
Escenario de planeación 2007 — 2017
Aportaciones
Año
Tipo
2007
1/
4/
6/
Generación ( GWh )
2/
%
Hidroeléctrica
%
197,219
87.5
28,208
12.5
225,427 5/
100.0
Termoeléctrica
Total
3/
%
Seco
212,006
88.9
26,412
11.1
238,417
100.0
Medio
220,185
88.3
29,303
11.7
249,487
100.0
2010
Medio
234,205
89.3
27,932
10.7
262,137
100.0
2011
Medio
256,173
89.8
29,147
10.2
285,320
100.0
2012
Medio
267,844
90.0
29,781
10.0
297,625
100.0
2013
Medio
282,511
90.4
29,954
9.6
312,465
100.0
2014
Medio
298,625
90.9
29,976
9.1
328,601
100.0
2015
Medio
313,134
91.0
30,989
9.0
344,122
100.0
2016
Medio
330,311
91.3
31,324
8.7
361,635
100.0
2017
Medio
346,711
91.3
33,034
8.7
379,745
100.0
2008
2009
1/ Aunque en el horizonte de planificación seguramente se presentarán años secos y húmedos, se decide considerar el
valor medio a partir del tercer año, es decir, desde 2009
2/ Incluye la tecnología eoloeléctrica
3/ No incluye autoabastecimiento remoto, local, ni exportación a EUA
4/ Enero-agosto: real; septiembre-diciembre: tipo año medio (porque hasta la segunda quincena de octubre, es decir,
al término del periodo de lluvias, las aportaciones registradas son ligeramente superiores a las de tipo medio)
5/ Enero-octubre: real; noviembre-diciembre: pronóstico
6/ Para fines de planificación, el año siguiente (2008 en el caso actual) siempre se considera tipo seco
Cuadro A.6
A-10
Se debe notar que a pesar de suponer aportaciones de tipo año seco en 2008, la generación
hidroeléctrica sería del orden de 26,000 GWh y 29,000 GWh en 2009.
De acuerdo con el PRC descrito en el capítulo 3, en 2007 — 2017 entrarán en servicio las
centrales hidroeléctricas indicadas en el cuadro A.7.
Centrales hidroeléctricas definidas en el PRC, 2007 — 2017
Central
Capacidad bruta (MW)
Año
El Cajón
750
2007
La Yesca
750
2012
Río Moctezuma
114
2013
Ampliación Villita
150
2014
La Parota
900
2015
Copainalá
232
2017
Tenosique
420
2017
Total
3,316
Cuadro A.7
A.8
Política de operación 2007 — 2017
Se puede demostrar que la política más económica en el mediano plazo ―de 4 a 9 años―
consiste en generar con Angostura a un régimen tal que permita ajustar los niveles de
operación del resto de las GCH a sus valores recomendados (con énfasis en Malpaso e
Infiernillo). Ver incisos A.2 y A.4.
La figura A.6 muestra la evolución esperada de la energía almacenada en las GCH para
2007 – 2017. La estimación de la energía almacenada se compara con la que resulta de seguir
los NRO en cada hidroeléctrica. Como se señaló en el inciso A.2, los NRO históricamente
reportan la máxima producción anual esperada.
Con base en las premisas supuestas (mercado eléctrico, entrada de nuevas unidades, retiros,
autoabastecimiento, disponibilidad termoeléctrica, aportaciones y escenario de precios de
combustibles, entre otras), se espera que en enero de 2008 la energía almacenada supere los
20,000 GWh. A principios de 2009, aun bajo aportaciones de tipo año seco en 2008, será
superior a la restricción de almacenamiento (15,000 GWh) para garantizar el margen de
reserva de energía. Ante aportaciones de tipo año medio o mayores en 2008, la generación
hidroeléctrica correspondiente sería cercana a 30,000 GWh.
A-11
Energía almacenada en las GCH
1/, 2/
GWh
25,000
22,680 GWh, si todas las GCH estuvieran al
NAMO
20,629
20,000
18,316
15,510
15,000 GWh
al 1° de enero
de cada año
15,000
11,324
10,000
Niveles recomendados de operación (NRO),
excepto en Angostura, sujeta a seguir sus
niveles límite (por seguridad) indicados en el
cuadro A.4a
5,000
Coordinación hidrotérmica
Energía almacenada registrada
0
2007
1/
2008
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Hipótesis de aportaciones:
Periodo
ene – ago, 2007
sep – dic, 2007
2008
2009 – 2017
2/
2009
Aportaciones tipo
reales
año medio
año seco
año medio
De acuerdo a los NRO de cada una de las GCH y a los niveles límite de Angostura (por cuestiones de seguridad)
Figura A.6
Los niveles al NAMO en Angostura y Malpaso son de 533.0 msnm y 182.5 msnm
respectivamente. Sus mínimos al primero de mes durante 2007 fueron de 523.7 msnm y
167.6 msnm en junio y agosto respectivamente, y los esperados al uno de enero de 2008 son
cercanos al Namo.
Con la política de operación considerada, el nivel en Angostura no descenderá en 2009 de la
cota 520.5 msnm, aun con aportaciones de año tipo seco en 2008.
En el caso particular de Malpaso, se tendrían condiciones accesibles para operar siguiendo sus
NRO.
A-12
ANEXO B
B.1
MARGEN DE RESERVA EN OTROS SISTEMAS ELÉCTRICOS
Introducción
Para evaluar la confiabilidad del suministro en un sistema eléctrico de potencia es necesario
cuantificar el grado de respuesta de dicho sistema ante cualquier eventualidad que modifique la
condición normal de operación del mismo.
Existen diferentes metodologías que han sido aprobadas en el ámbito internacional; sin
embargo, todas ellas se basan en la idea de disponer de equipamiento adicional o redundante
en la capacidad de generación y transmisión, la cual comúnmente se denomina “reserva”, y se
especifica como una proporción de la capacidad de generación total instalada o de la demanda.
No existe un valor característico que defina un margen de reserva óptimo. Normalmente se
consideran adecuados niveles de 18% a 25% de la demanda máxima; no obstante, el margen
de reserva depende de: la dimensión del sistema eléctrico, el grado de desarrollo y mallado de
la red y la proporción de participación del parque hidroeléctrico dentro de la mezcla de
tecnologías.
Algunas veces las reservas son suficientes a nivel nacional o regional; sin embargo, resultan
con niveles bajos en áreas específicas dentro de una región.
En sistemas donde se presentan problemas de congestionamiento en trayectorias de
transmisión, o los despachos se realizan de manera sub-regional, se debe garantizar el criterio
de reserva adecuada en áreas específicas.
La inversión óptima en capacidad de generación depende del valor que los consumidores
asignan a la interrupción del suministro de energía. El valor de la pérdida de carga es definida
por cada consumidor y mide cuánto estaría dispuesto a pagar a cambio de evitar la reducción
en su consumo por una interrupción de servicio.
Por tanto, la inversión en capacidad adicional deberá realizarse hasta que el costo de agregar
más capacidad resulte mayor al valor asignado por el consumidor a la pérdida de carga.
En el pasado, en estructuras tradicionales de regulación, las decisiones de inversión se
realizaban, o al menos eran aprobadas, por organismos gubernamentales. El objetivo principal
del proceso de planificación consistía en lograr el nivel de inversión óptimo de acuerdo con el
criterio básico expuesto. Los análisis de reducción de costos de inversión se consideraban de
manera opcional dentro del proceso de planificación con técnicas de minimización.
En la actualidad en los sistemas verticalmente estructurados, las restricciones financieras,
económicas, ambientales y sociales, entre otras, requieren de modelos de planificación que
involucren métodos de optimización (programación lineal, dinámica, etcétera).
Su objetivo es encontrar la mezcla óptima de tecnologías al mínimo costo de largo plazo,
considerando la evolución esperada de los precios de combustibles, los costos de inversión y de
operación y mantenimiento de los equipos, la eficiencia de los mismos y las indisponibilidades
fortuitas o programadas de los elementos del sistema. Además de la participación de otros
agentes como: autoabastecedores, energías renovables, costos ambientales evitados, entre
otros.
B-1
Aun en los sistemas desregulados o de mercado, se aplican los criterios de confiabilidad para
determinar el nivel adecuado de los recursos independientemente de la naturaleza privada de
la mayoría de los participantes.
B.2
Margen de reserva en el ámbito internacional
La definición del nivel adecuado de reserva en un sistema eléctrico es un problema básico en
procesos de planificación que desarrollan las organizaciones de transmisión regionales, los
operadores del sistema, las empresas de generación y las compañías distribuidoras. Cada
entidad fundamenta con diversos criterios y prácticas establecidas, su metodología para medir
y cumplir con los criterios de suficiencia de recursos y reserva.
Aun cuando cada región en el mundo ha definido sus propios conceptos y metodologías para
medir y evaluar la suficiencia de la capacidad actual y futura de los sistemas eléctricos de
potencia, existe un consenso general entre las empresas y organismos internacionales para
conceptualizar la confiabilidad de un sistema eléctrico de potencia como su habilidad,
generalmente expresada como un índice numérico, para entregar energía eléctrica en todos los
puntos de utilización, conservando estándares de calidad aceptables y en las cantidades
requeridas.
Básicamente la confiabilidad de un sistema eléctrico se integra por dos atributos funcionales:
Suficiencia1.- Medida de la habilidad del sistema para suministrar en todo momento la
demanda agregada de potencia y energía eléctricas dentro de los rangos operativos de los
elementos del sistema y de los límites de voltaje, tomando en cuenta las salidas forzadas y
programadas de sus componentes (centrales, líneas de transmisión, subestaciones, etcétera).
Determina por lo tanto, la capacidad del sistema necesaria para atender la demanda del mismo
dentro de los límites operativos, en cualquier condición operativa en estado estable.
Seguridad.- Medida de la habilidad del sistema eléctrico para resistir disturbios repentinos
tales como corto circuito, salidas imprevistas de elementos del sistema o variaciones súbitas en
la carga.
Además, considera el aspecto de integridad del sistema que consiste en la capacidad de
mantener las condiciones de operación como un sistema interconectado, o evitar la separación
descontrolada de alguna región en presencia de disturbios específicos severos.
Es fundamental establecer la diferencia entre los criterios de reserva que se basan en
indicadores de naturaleza probabilística: probabilidad de pérdida de carga (LOLP, por sus siglas
en inglés), pérdida de carga esperada (LOLE), energía no suministrada esperada (EENS), entre
otros.
En ellos se consideran eventos estocásticos derivados de las salidas forzadas de los elementos
del sistema, o la aleatoriedad de las condiciones hidrológicas, y aquellos de origen
determinístico: margen de reserva, reserva de capacidad, margen de reserva operativo, entre
otros, para los cuales se realizan cálculos y estimaciones sobre la disponibilidad de los
componentes.
En todo caso, cuando se implementa la metodología con base en el primer tipo de criterios, se
debe observar consistencia en los requerimientos predefinidos de reserva suficiente.
1
Proveniente del anglicismo “Adequacy” utilizado internacionalmente para conceptualizar la suficiencia de equipamiento de un sistema eléctrico de potencia.
B-2
En las secciones subsecuentes se describen los criterios y requerimientos establecidos, en su
caso, para cada sistema, región o sub-región para algunos de los sistemas eléctricos más
representativos a nivel internacional. Se incluyen las relaciones para medir los niveles de
reserva, así como las definiciones particulares de los conceptos involucrados en su cálculo, para
cada sistema.
La definición de estos criterios requiere el análisis de los siguientes aspectos:
ƒ
ƒ
ƒ
En la demanda, el crecimiento, sus características, administración y sensibilidad al clima
Puesta en servicio de nuevas unidades o reactivación de las existentes
Disponibilidad del combustible y de las centrales
Debido a que estos factores son diferentes en cada región y varían de sistema a
sistema, no existe una metodología estandarizada a nivel internacional para definir el
concepto de reserva.
B.2.1
North American Electric Reliability Corporation
Asociación de empresas eléctricas de EUA, Canadá y México cuya misión consiste en mejorar la
confiabilidad y seguridad del sistema eléctrico en Norteamérica para lo cual, entre otros
elementos, exige a sus miembros cumplir con sus estándares de planeación2, con objeto de
garantizar la confiabilidad del sistema eléctrico troncal en sus respectivas áreas.
Desde su formación en 1968, el consejo administrativo ha operado exitosamente como una
organización autorregulada. A mediados de los 90’s, el North American Electric Reliability
Corporation (NERC) inició el desarrollo de estándares de planificación a través de un comité
conformado por representantes de la industria. Durante el periodo de transición las empresas
mantuvieron sus políticas de planificación.
En junio de 2002, la junta del consejo de administración aprobó la implantación de un proceso
de participación abierta de las partes interesadas para desarrollar estándares de confiabilidad,
y el consejo fue acreditado por el ANSI3 en marzo de 2003.
En esa época, el NERC había previsto revisar o desarrollar individualmente cada estándar
utilizando el procedimiento del instituto americano de estándares; sin embargo, debido al
apagón ocurrido en agosto de 2003, tuvo que acelerar sus esfuerzos para desarrollar la
versión “cero” con base en las políticas de operación, estándares de planificación y manuales
de conformidad existentes.
El 14 de agosto de 2003, un disturbio eléctrico en Ohio precipitó apagones en cascada a través
de sietes estados, hasta Ontario en Canadá, dejando sin suministro de energía eléctrica a más
de 50 millones de personas. Este evento se considera el mayor en la historia de los Estados
Unidos de América.
Un día después, el presidente en turno de dicha nación y el entonces primer ministro de
Canadá ordenaron la creación de un grupo de trabajo4 conjunto para determinar las causas de
tal contingencia y establecer recomendaciones para evitar eventos futuros de magnitudes
equiparables.
2
3
4
NERC Planning Standard, septiembre de 1997
American National Standard Institute
US-Canada Power System Outage Task Force
B-3
Como reacción a dichos eventos, se establecieron estándares de confiabilidad con carácter
obligatorio y de supervisión para su cumplimiento, así como la definición de penalizaciones ante
su incumplimiento. Además, se sugirieron cambios específicos a los estándares existentes.
En la ley de política energética 2005 (EPAct-2005 por sus siglas en inglés) de los Estados
Unidos de América, el congreso encargó a su Comisión Reguladora de Energía (FERC) aprobar y
llevar a la práctica normas para asegurar la confiabilidad del Sistema Eléctrico de Potencia
Estadounidense.
Con la sección 1211 del EPAct-2005 se creó la sección 215 de la Ley Federal de Potencia
Eléctrica (FPA) en la cual se solicita a la FERC emitir reglamentos para la certificación de una
Organización de Confiabilidad Eléctrica (ERO), quien sería responsable de desarrollar y reforzar
estándares de confiabilidad con carácter obligatorio, sujetos a la aprobación de la comisión
reguladora, con el fin de asegurar un nivel adecuado de confiabilidad en el sistema.
La ley obliga a todos los usuarios, dueños y operadores de sistemas en los EUA a sujetarse a
los estándares que se establezcan.
B.2.1.1 Estándares de confiabilidad del NERC
Actualmente existen 102 estándares y un glosario, organizado por tópicos en 14 categorías, las
cuales en conjunto cubren un rango extenso de temas de confiabilidad, desde planificación de
la transmisión y la operación, hasta comunicaciones y procedimientos para emergencias.
Dentro de toda esta gama, es evidente el interés en el área de los sistemas de potencia, en
particular lo referente al balance de recursos de generación y demanda.
A continuación se describe el propósito de las seis normas relacionadas con aspectos de
reserva operativa y de control:
ƒ
Desempeño del control para el balance de generación (BAL-001-0).- Mantener la
frecuencia del sistema interconectado en estado estable, dentro de límites definidos,
mediante el balance de la generación y la demanda de potencia activa en tiempo real
ƒ
Estándar de control ante disturbios (BAL-002-0).- Asegurar que la autoridad
responsable del balance sea capaz de utilizar la reserva contingente para balancear los
recursos de generación y la demanda, con el fin de regresar la frecuencia del sistema
interconectado a un valor dentro de límites definidos, después de un disturbio.
Debido a que las fallas de generación son mucho más comunes que las pérdidas
significativas de carga, y además, la aplicación de dicha reserva no está dirigida a la
pérdida de carga, la aplicación de este control se limita a la pérdida de generación
ƒ
Respuesta de frecuencia (BAL-003-0).- Proporcionar un método consistente para el
cálculo de la componente de polarización de frecuencia —frequency Bias— del Error de
Control de Área (Area Control Error)
ƒ
Corrección del error de tiempo (BAL-004-0).- Asegurar que tales correcciones se
lleven a cabo de tal manera que no afecten desfavorablemente la confiabilidad del
sistema interconectado
ƒ
Control automático de generación (BAL-005-0).- Establece requerimientos para
calcular el error de control de área y para distribuir la reserva de regulación. Asegura
B-4
además, que todas las instalaciones y la carga sincronizadas eléctricamente al sistema
interconectado se encuentren dentro de límites específicos, de tal modo que se logre el
balance generación-demanda
ƒ
Intercambio inadvertido (BAL-006-0).- Define el proceso para monitorear y
asegurar que, en el largo plazo, las áreas no dependan en manera excesiva de otras
para cumplir con sus compromisos de demanda o con sus obligaciones de intercambio
En junio de 2007, la FERC aprobó ocho estándares regionales en el sistema del oeste (WECC),
los cuales permitirán mantener los criterios de confiabilidad aplicados actualmente por ese
consejo. Dentro de ellos se establece la norma BAL-STD-002-0 relacionada con requerimientos
de reserva.
La base de los estándares consiste en garantizar la operación confiable del sistema eléctrico
interconectado y el nivel adecuado de capacidad de generación, para mantener la frecuencia
del sistema y eliminar la pérdida de carga firme ante contingencias de generación o
transmisión. La reserva de capacidad es necesaria para:
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
Atender variaciones de carga
Reemplazar capacidad de generación y pérdida de energía debidas a salidas forzadas de
elementos de generación o transmisión
Cumplir con las obligaciones de suministro de demanda
Reemplazar pérdidas de energía debidas a cortes de carga o importaciones
interrumpibles
Para el cumplimiento de los estándares se requiere:
Reserva operativa mínima.- Corresponde a la suma de las reservas por: regulación,
contingencias, importaciones interrumpibles y obligaciones en demanda.
La primera corresponde a la reserva rodante, de respuesta inmediata para ser utilizada en el
control automático de generación, con el fin de mantener un margen de regulación suficiente
que permita cumplir con el criterio de comportamiento de control (BAL-001-0) del NERC.
La segunda se refiere a reserva, rodante y no-rodante —al menos la mitad debe ser del primer
tipo—, la cual tiene que ser suficiente para cumplir con el estándar de control de
disturbio (BAL-002-0) del NERC. El monto debe ser igual o mayor a:
1. La pérdida de capacidad de generación debida a salidas forzadas de equipos de
generación o transmisión ocasionada por la contingencia sencilla más severa; o
2. La suma de 5% de la responsabilidad de carga del parque hidroeléctrico, y 7% del
termoeléctrico
La capacidad de generación sin carga debe ser capaz de responder al requerimiento de reserva
rodante dentro de un rango de 10 minutos.
Las reservas adicionales para importaciones interrumpibles y de obligaciones en demanda,
corresponden a montos de capacidad iguales a los compromisos de importación y demanda
correspondientes.
Tipos aceptables de reserva no-rodante.- Esta clase de obligaciones se pueden cubrir por
carga y exportación interrumpibles, derechos en demanda de otras entidades, reserva rodante
en exceso y generación fuera de servicio que califique como reserva no-rodante.
B-5
Conocimiento de la reserva operativa.- Se debe calcular de tal modo que la capacidad
disponible, con respuesta para tomar carga en 10 minutos, deba conocerse en cualquier
momento.
Restablecimiento de la reserva operativa.- Posterior a la ocurrencia de algún disturbio que
requiera el uso de dicha reserva, el nivel deberá restablecerse en un tiempo no mayor a
60 minutos.
B.2.1.2 Evaluación de la reserva en las organizaciones del NERC
Para alcanzar niveles adecuados de confiabilidad en un sistema eléctrico de potencia se
requiere, entre otros elementos, que los recursos de capacidad de generación de electricidad
excedan la demanda de los consumidores en alguna proporción.
Tal magnitud —expresada como un porcentaje de la demanda punta se denomina margen de
reserva, o de capacidad cuando se expresa como porcentaje de la capacidad instalada—, debe
ser suficiente para cubrir mantenimientos programados, salidas forzadas o imprevistas de
equipos de generación, decrementos en la capacidad de los recursos, efectos en el sistema
debidos a variaciones ambientales anticipadas, variaciones en la demanda e incertidumbre en
su pronóstico, retrasos en la construcción de las centrales y otros requerimientos operativos del
sistema.
En la figura B.1 se muestra el comportamiento histórico del margen de reserva para diferentes
organismos integrantes del NERC.
Evolución de margen de reserva en organizaciones del NERC
40
35
30
25
20
15
10
5
0
2000
ERCOT
2001
FRCC
2002
MRO
2003
2004
NPCC
Fuentes:
ERCOT; Electric Reliability Council of Texas
FRCC; Florida Reliability Coordinating Council
MRO; Midwest Reliability Organization
NPCC; Northeast Power Coordinating Council
RFC; Reliability First Corporation
SERC; Southeastern Electric Reliability Council
SPP; Southwest Power Pool
WECC; Western Electric Coordinating Council
Figura B.1
B-6
RFC
2005
SERC
2006
SPP
2007
WECC
Los indicadores se determinaron a partir de la relación:
MR =
Capacidad neta operable – Demanda neta interna
X 100
Demanda neta interna
ƒ
La capacidad neta operable corresponde a la capacidad neta total instalada menos la
capacidad neta inoperable
ƒ
La demanda neta interna se determina a partir de la suma de potencia, medida en las
terminales de los generadores instalados en el área, y los flujos de potencia que
ingresan al sistema, menos los flujos que egresan de él
No se incluyen los requerimientos propios de las centrales de generación; sin embargo,
se resta el monto de capacidad de los contratos realizados por los consumidores con el
concepto de fuente secundaria o para respaldo por salida forzada de la fuente primaria
(denominado Standby Demand), así como la demanda interrumpible
ƒ
Toma en cuenta ajustes por conceptos relacionados con programas indirectos de
administración de carga, como los de ahorro de energía, mejoramiento de eficiencias en
uso de energía eléctrica, incentivos y devoluciones fiscales
La información de 2000 a 2005 se obtuvo de las estadísticas oficiales del gobierno de EUA
reportados en la página de EIA (Energy Information Administration), con excepción de MRO,
NPC y WECC, los cuales no incluyen la información de las empresas de Canadá y México que
participan en ellas.
La información sobre estas tres regiones se obtuvo de los documentos anuales Reliability of the
Bulk Power System in North America, Summer Assessment emitidos por NERC. Los datos de
2006 y 2007 se obtuvieron de estos documentos y el valor del año actual corresponde al
análisis de pronóstico.
En la gráfica se observa la disminución dramática del MR de ERCOT, con valores superiores a
28% al inicio del periodo a niveles de 13% hacia el final. A partir de 2004 el SERC y el NPCC,
han tendido a mantener sus requerimientos de reserva al igual que el MRO y el RFC, aunque en
estos casos se trata de regiones de reciente conformación.
La primera, en enero de 2005 reemplazó al Mid-Continent Area Power Pool (MAPP) como
consejo regional del NERC; la segunda, se consolidó por la integración de las regiones5 ECAR,
MAAC y MAIN, en enero de 2006.
El método y las definiciones empleadas en el cálculo, se asemejan más al criterio de reserva
operativa utilizado por CFE, ya que toma en cuenta aspectos de indisponibilidad de unidades
generadoras y de control directo de administración de carga. Esto permite al operador del
sistema identificar los recursos reales disponibles para lograr un balance adecuado entre la
oferta y la demanda en el periodo de interés, y por lo tanto, una operación confiable del
sistema.
5
ECAR; East Central Area Reliability Coordination Agreement, MAAC; Mid-Atlantic Area Council y MAIN; Mid—America Interconnected Network Inc.
B-7
B.2.2
Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity
Este organismo coordina los intereses de los operadores del sistema de transmisión en 23
países europeos. El objetivo común es mantener la seguridad operativa del sistema
interconectado.
A través de la red eléctrica de Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (UCTE),
se suministra energía a 450 millones de personas, con una demanda anual superior a los 2,500
TWh, lo que representa 16% del consumo mundial.
Resulta imperativa una cooperación estrecha de las compañías participantes, para obtener
mayores beneficios de la operación interconectada. Por ello, el UCTE ha creado una serie de
reglamentos y recomendaciones fundamentales para una operación transparente del sistema.
Desde la liberalización de los mercados de electricidad europeos, el organismo ha buscado
intensivamente el desarrollo de esquemas para promover la competitividad en el sector
eléctrico en el ambiente de los mercados de electricidad, sin admitir restricciones en la
seguridad del suministro.
De modo similar al NERC, el UCTE fundamenta sus análisis de evaluación de reserva de
generación en los conceptos de confiabilidad, de acuerdo con las definiciones del CIGRE6, el
cual también se basa en las características de redundancia y seguridad.
Sin embargo, se establece un concepto adicional denominado margen redundante de referencia
y se determina como la suma de 5% a 10% de la capacidad de generación más el margen
asociado a la carga máxima diaria. Este último, se obtiene como la diferencia entre la demanda
en el tiempo de referencia (11:00 am del tercer miércoles de cada mes) y la demanda punta
del periodo.
Normalmente se admite, de modo preliminar, que la capacidad remanente, sin intercambio de
energía con otras regiones, después de cubrir el margen a la carga punta, debe ser al menos
de 5% (o 10% para algunos países) de la capacidad de generación total.
El valor depende fundamentalmente del nivel de penetración de las granjas eoloeléctricas —o
cualquier otro tipo de energía renovable de origen intermitente— y en menor medida, de la
participación del parque hidroeléctrico.
El análisis de balances de potencia tiene como objetivo determinar el margen global del
sistema UCTE. El esquema de la figura B.2 muestra gráficamente la comparación generacióncarga y la determinación de la reserva remanente.
6
Conseil Internacional des Grands Réseaux Electriques — Consejo Internacional de Sistemas Eléctricos de Gran Escala —
B-8
Capacidad remanente
a la demanda máxima
del mes
Capacidad
remanente
Capacidad disponible confiable
Capacidad total
Determinación del margen remanente en el sistema UCTE
Reserva adicional a la carga punta mensual
Carga al tiempo de referencia
Reserva para servicios del sistema
Salidas
Reparaciones, mantenimiento
Capacidad no utilizable
Capacidad disponible confiable
Figura B.2
ƒ
La capacidad de generación de una planta eléctrica es la potencia activa neta máxima
que puede producirse continuamente a lo largo de un periodo en condiciones normales.
La capacidad total se conforma con la suma de los valores de cada una de las centrales
del sistema: nucleoeléctricas, generadores a base de combustibles fósiles,
hidroeléctricas, generación a base de renovables (eoloeléctricas, fotovoltaicas,
geotermoeléctricas, biomasa, de desechos) y fuentes no identificables claramente
ƒ
La capacidad disponible confiable resulta de la diferencia entre la capacidad total y la
indisponible. Esta última se refiere, en términos generales, a la reducción de capacidad
y es la suma de: mantenimiento, revisión y reparación de equipos; salidas no
programadas de unidades; reserva para servicios del sistema — parte de la capacidad
requerida en tiempo real para compensar desbalances o control de voltaje, de
frecuencia, etc., correspondiente a la cantidad necesaria para mantener la seguridad del
sistema — y finalmente de la capacidad no utilizable
Dentro de esta se encuentra aquella que se ha retirado temporalmente por decisión del
operador de la planta, o por falta temporal del recurso primario, de viento en granjas
eoloeléctricas o del recurso hidráulico
ƒ
La capacidad remanente a la demanda máxima del mes se determina por la capacidad
disponible menos la demanda máxima del mes (carga al tiempo de referencia más la
reserva adicional a la carga máxima del mes), expresada como un porcentaje de la
capacidad total
B-9
En la figura B.3 se muestran, para los países más representativos del UCTE así como los del
sistema completo, los valores históricos de reserva remanente determinados con el
procedimiento previamente descrito, en los cuales se utilizó la demanda máxima del mes que
representa la condición más severa. Además, los correspondientes al margen de reserva
calculados en forma equivalente al NERC.
MR y margen remanente del UCTE
(%)
UCTE
Bélgica
Alemania
España
Francia
Italia
Holanda
Austria
60
50
40
30
20
10
RR
0
-10
MR2000
RR2000
MR2002
RR2002
MR2004
RR2004
MR2006
RR2006
MR2007
RR2007
RR.- Reserva restante
MR.- Margen de reserva
Figura B.3
Los valores de reserva remanente de la gráfica son inferiores a los reportados para cada país
en los documentos anuales System Adequacy Retrospect emitidos por el UCTE, ya que en ellos
se fundamentan los resultados determinados únicamente con la demanda de referencia.
Para el caso de toda la unión, se considera el ajuste de reserva a la carga punta mensual.
En general a partir de 2004 estos países, con excepción de Francia y Bélgica, han ajustado sus
estructuras y condiciones de operación para dar cumplimiento con el criterio de 5% de
capacidad remanente sobre la capacidad total, lo cual permite a los operadores del sistema
disponer de una reserva suficiente para garantizar la confiabilidad del suministro a sus clientes,
como por ejemplo, ante fallas prolongadas de centrales.
En Austria se presentan valores muy superiores al estándar establecido, lo cual le permite
exportar energía la mayor parte del tiempo. Caso contrario sucede en Bélgica, donde los
remanentes de capacidad muestran valores negativos que le obligan a la importación de
capacidad para garantizar un suministro confiable a sus usuarios. A nivel del UCTE, con
excepción de 2000, los valores de reserva han resultado satisfactorios.
B-10
Con respecto al NERC, los valores reportados por UCTE son inferiores a los presentados en la
figura B.1, principalmente por no incluir los contratos de importación y exportación de cada
país.
Nuevamente, el procedimiento para determinar el margen de reserva en UCTE se acerca a la
metodología de determinación del margen de reserva operativo empleado en el Sistema
Eléctrico Nacional.
Además, si bien los conceptos involucrados para definir la demanda neta y la capacidad
disponible, en ambos organismos, son similares, la manera como se definen los montos de
capacidad y demanda (inoperable, control directo de administración, interrumpible, etc.)
presenta diferencias considerables.
B-11
ANEXO C
C.1
RED DE TEMPORADA ABIERTA PARA PROYECTOS
EÓLICOS EN LA REGIÓN DEL ISTMO DE TEHUANTEPEC
Antecedentes
El Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 propone impulsar el uso eficiente de la energía, así
como la utilización de tecnologías que permitan disminuir el impacto ambiental generado por los
combustibles fósiles tradicionales. De esta manera, se pretenden conciliar las necesidades de
consumo de energía de la sociedad con el cuidado de los recursos naturales.
Como México cuenta con un importante potencial en energías renovables, se busca su
aprovechamiento integral.
Por otra parte, de acuerdo con la información proporcionada en 2006 por la Asociación
Mexicana de Energía Eólica (AMDEE), las empresas integrantes de esta organización tienen
programado instalar 3,220 MW de capacidad de generación con energía eólica en los
próximos 10 años en diferentes puntos del país.
CFE cuenta con una capacidad limitada para recibir y proporcionar el servicio de transmisión para
proyectos de autoabastecimiento en la región del Istmo de Tehuantepec. A fin de hacer factible la
conexión de centrales eléctricas que se llegaran a instalar en esta zona, se requiere la
construcción de nueva infraestructura desde el área de generación hasta la red troncal del SIN.
En agosto de 2006 la SENER solicitó a la Comisión CRE efectuar las acciones necesarias para
conducir un procedimiento de TA.
El proceso de TA se estructuró con el propósito de identificar las necesidades de infraestructura
de transmisión y establecer compromisos en firme que las empresas privadas interesadas y
CFE deban de asumir para la incorporación a la red del servicio público de energía eléctrica,
tomando como base la capacidad prevista para instalar centrales eólicas en la región del Istmo
de Tehuantepec en Oaxaca.
En la figura C.1 se muestra la zona de interés donde se ubicarían los proyectos eólicos.
Región del Istmo de Tehuantepec, en Oaxaca, donde se instalarían los proyectos eólicos
Zona de
e ó lic o s
Figura C.1
C-1
Después de analizar diversas opciones de financiamiento para el plan de TA, la CRE propuso
que la opción más viable sería la construcción de la nueva infraestructura de transmisión como
un proyecto de OPF, bajo el esquema de PIP.
Asimismo, estableció que las empresas interesadas deberán firmar un convenio con CFE, donde
se comprometan al pago en firme de los cargos que apruebe la CRE, previa reserva de capacidad
a través del proceso de TA.
La SENER, la CRE, la SHCP y CFE acordaron que la nueva infraestructura de transmisión se
realizara bajo el esquema de OPF y ratificaron que las empresas interesadas deberían
garantizar con cartas de crédito standby irrevocables la viabilidad del proyecto, así como todas
las cantidades presentes y futuras por pagar para la construcción de las obras de TA.
C.2
Requisitos de participación en TA
La CRE convocó a las empresas interesadas en el desarrollo de proyectos de generación de
energía eólica en la región del Istmo de Tehuantepec y estableció los requisitos de participación
de reserva de capacidad de transmisión en TA por construirse en Oaxaca.
Se determinó que cualquier empresa podría participar en el proceso de TA, fuera o no
permisionaria de la CRE, y al término de ésta podría suscribir con CFE el convenio de reserva de
capacidad. También se acordó que únicamente podrían celebrar el contrato de interconexión con
CFE aquellas empresas con título de permiso de generación otorgado por la CRE.
Como requisito inicial de participación, la CRE estableció la entrega de una carta de intención
en donde los participantes manifestarían su interés y la capacidad de generación por instalar.
Los titulares de un permiso de generación que tuvieran contrato de interconexión, podrían
utilizar las líneas existentes de CFE hasta por la capacidad establecida en dicho instrumento
contractual y deberían entrar en operación en la fecha establecida en el permiso de
autoabastecimiento, en la consideración de que deberían firmar un convenio donde se
comprometieran a pagar, entraran o no en operación, el monto establecido por la CRE como
costo de infraestructura de transmisión necesaria. A los proyectos eólicos con esta condición se
les denominaron Proyectos Inmediatos (PI) y se conectarían a la SE Juchitán Dos en 115 kV.
Las demás empresas interesadas deberían suscribir una carta compromiso a efecto de obligarse a
celebrar con CFE, a más tardar en la fecha de publicación del PEF para el periodo fiscal 2007, un
convenio mediante el cual abonarán un monto de hasta USD 108 miles de dólares, multiplicado
por la capacidad de generación por instalar.
Este concepto cubriría el pago proporcional de los costos de construcción de la infraestructura
necesaria para conectar la capacidad total de los proyectos eólicos de autoabastecimiento a la
red del servicio público de energía eléctrica.
A fin de garantizar la seriedad del interés de los participantes en la TA, las empresas deberían
presentar cartas de crédito de acuerdo con lo siguiente: a) 5% del costo estimado de la
infraestructura de TA por entregarse de manera conjunta con la carta compromiso, b) 25% del
costo total una vez que se publicara la autorización de las obras de TA en el PEF para el periodo
fiscal 2007 y c) 100% un mes antes del inicio del proceso de licitación de las obras objeto de la TA.
C-2
En caso de no cumplir el participante con lo establecido en el anterior inciso b), CFE
redimensionaría el proyecto de TA de acuerdo con el total de la capacidad de las empresas
interesadas que cubran el requisito. Asimismo, si un interesado no garantizara oportunamente
el 100% de la obra correspondiente, la CRE reasignará la capacidad entre aquellas que hayan
cumplido con todas las garantías.
Por su parte CFE se obligaría a construir la infraestructura necesaria para conectar la capacidad
total de los proyectos eólicos de autoabastecimiento con la red del servicio público de energía
eléctrica de acuerdo a los lineamientos establecidos por la SHCP para los proyectos PIP que
cumplan con los requisitos establecidos por la CRE para la TA.
En caso de declararse desierta la licitación convocada por CFE para construir las obras de TA,
no está obligada a promover una nueva.
C.3
Capacidad reservada en TA
De acuerdo con la capacidad total registrada por la CRE en las cartas compromiso,
originalmente se reservaron 1,911 MW de capacidad de generación de proyectos eólicos de
autoabastecimiento.
CFE tenía programada la entrada en operación de las centrales eólicas Oaxaca II, III y IV a
partir de 2010. Sin embargo debido a los avances en los proyectos de algunas empresas
registradas en TA, la SENER promovió utilizar la red existente en dos proyectos de
autoabastecimiento. La condición establecida fue que se construyeran las obras de refuerzo
necesarias y se incorporara la generación eólica a la red del servicio público de energía eléctrica
durante 2008 (Proyectos de Nueva TA). Estas centrales se conectarían a la SE Juchitán Dos
en 230 kV.
Debido al reacomodo de varios de los proyectos eólicos en la red de CFE existente de 230 kV
y 115 kV (Proyectos de Nueva TA y PI) así como al retiro de uno de ellos, la capacidad
reservada en el proceso de TA disminuyó.
Finalmente, la capacidad de los proyectos de generación correspondiente a las empresas que
celebraron con CFE convenio para garantizar la construcción del proyecto de TA ascendió
a 1,491 MW.
El cuadro C.1 indica las empresas que garantizaron —mediante la celebración del convenio con
CFE— la construcción de la nueva infraestructura de TA y capacidad correspondiente.
C-3
Empresas que reservaron capacidad en TA
Voltaje de
conexión
propuesto
(kV)
Razón social
Desarrollos Eólicos Mexicanos, S.A. de C.V.
Eoliatec del Istmo, S.A.P.I. de C.V.
Eoliatec del Pacífico, S.A.P.I. de C.V.
Fuerza Eólica del Istmo, S.A. de C.V.
Gamesa Energía, S.A.
Preneal México, S.A. de C.V. (Vientos del Istmo)
Unión Fenosa Generación México, S.A. de C.V.
Total
230
115
230
115
115
230
115
Capacidad
(MW)
227
142
160
50
288
396
228
1,491
Cuadro C.1
Adicionalmente, en el programa de generación de CFE se incluyen 406 MW de capacidad de
generación eólica en la región del Istmo de Tehuantepec, correspondiente a los proyectos
Oaxaca I, II, III y IV destinados al servicio público de energía eléctrica. Estos utilizarían la red
de TA, por lo que CFE participaría en el financiamiento del proyecto de TA con la parte
proporcional a la capacidad total de este desarrollo.
De acuerdo con lo anterior, la infraestructura de TA permitiría incorporar al SIN 1,897 MW de
capacidad de generación, de los cuales 1,491 MW provendrían de proyectos de
autoabastecimiento y 406 MW de las centrales eólicas de CFE: Oaxaca I, II, III y IV. Sobre esta
base se realizaron los estudios para determinar el dimensionamiento de la red de transmisión.
En la búsqueda de alternativas tendientes a minimizar las inversiones en la red asociada a la
capacidad de generación eólica programada por instalarse, así como hacer más atractiva la
incorporación de este tipo de centrales a la red del servicio público de energía eléctrica, se
consideró conveniente aplicar una estrategia de coordinación entre la generación eólica y la
correspondiente a las hidroeléctricas del Grijalva. Esto significa que cuando haya producción
eólica alta, se reducirá la generación con las del Grijalva.
Así se aprovecharía la infraestructura existente de 400 kV entre las subestaciones Juile y Cerro
de Oro y se requeriría únicamente el tendido del segundo circuito entre las subestaciones
mencionadas. Con ello se evita la construcción de líneas de transmisión de la SE Cerro de Oro
hacia el centro del país.
Si bien el refuerzo a la red troncal del SIN en el sureste permitirá incorporar la capacidad de los
proyectos eólicos de autoabastecimiento y las centrales eólicas programadas por CFE, no hay
un margen de disponibilidad adicional. Por ello, posteriormente a la entrada en operación de los
proyectos registrados en TA no sería posible incorporar mayor capacidad de generación en esa
región.
En el cuadro C.2 se indican los proyectos eólicos previstos por instalarse en la región del Istmo
de Tehuantepec incluyendo las centrales de este tipo actualmente en operación. La capacidad
total para 2011 es de 2,577 MW.
C-4
Proyectos eólicos en la región del Istmo de Tehuantepec
Modalidad
constructiva
Clasificación
La Venta II (CFE)
EURUS, S.A.P.I. de C.V.
Parques Ecológicos de México, S.A. de C.V.
La Venta III (CFE)
Bii Nee Stipa Energía Eólica, S.A. de C.V.
Eoliatec del Istmo, S.A. de C.V.
Eléctrica del Valle de México, S. de R.L. de C.V.
Fuerza Eólica del Istmo, S.A. de C.V.
Oaxaca I, II, III y IV (CFE)
Desarrollos Eólicos Mexicanos, S.A. de C.V.
Eoliatec del Istmo, S.A.P.I. de C.V.
Eoliatec del Pacífico, S.A.P.I. de C.V.
Fuerza Eólica del Istmo, S.A. de C.V.
Preneal México, S.A. de C.V. (Vientos del Istmo)
Unión Fenosa Generación México, S.A. de C.V.
Gamesa Energía, S.A.
Total
OPF
Autoabastecimiento
Autoabastecimiento
PIE
Autoabastecimiento
Autoabastecimiento
Autoabastecimiento
Autoabastecimiento
PIE
Autoabastecimiento
Autoabastecimiento
Autoabastecimiento
Autoabastecimiento
Autoabastecimiento
Autoabastecimiento
Autoabastecimiento
en operación
NTA
NTA
en licitación
PI
PI
PI
PI
TA
TA
TA
TA
TA
TA
TA
TA
NTA: Nueva Temporada Abierta
PI: Proyecto Inmediato
Razón social
Voltaje de
Fecha de
conexión
Capacidad
entrada en
propuesto
(MW)
operación
(kV)
230
230
230
230
115
115
115
115
230
230
115
230
115
230
115
115
2007
2008
2008
2009
2009
2009
2009
2009
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2010
2011
83
250
80
101
26
22
68
50
406
227
142
160
50
396
228
288
2,577
TA: Temporada Abierta
Cuadro C.2
C.4
Cambios
regulatorios
autoabastecimiento
para
proyectos
eólicos
de
Con el propósito de incentivar la incorporación de centrales eólicas de autoabastecimiento a la
red eléctrica del servicio público, la CRE aprobó en agosto de 2001 la metodología vigente para
la determinación de los cargos del servicio de transmisión para fuentes de energía renovable. El
ajuste a la metodología aplica el factor de planta mensual de la central eólica a los costos fijos
por el uso de la infraestructura.
Por otra parte, en cumplimiento al Acuerdo por el cual se establecen los lineamientos para la
presentación de los programas de mejora regulatoria 2005-2006 y respectivo Anexo, publicado
por la SENER en el Diario Oficial de la Federación (DOF) del 9 de septiembre de 2005 referente
al Aporte de capacidad que las fuentes de energía renovables intermitentes hacen al sistema
eléctrico, la CRE autorizó modificaciones al contrato de interconexión para este tipo de
centrales, con el propósito de reconocer la capacidad disponible de los proyectos eólicos a la
hora de la demanda máxima del sistema donde se encuentren conectados.
Asimismo, la CRE aprobó la modificación por cuyo medio los proyectos de energía renovable
intermitente tengan la posibilidad de que una vez satisfechos los requerimientos de energía de
la sociedad de autoabastecimiento, la sobrante pueda ser utilizada en periodos donde no se
tenga suficiente generación para cubrir los requerimientos de los socios.
C.5
Descripción del proyecto de TA
El proyecto de TA consiste en la construcción de una línea de transmisión de 145 km en 400 kV
en doble circuito con tres conductores por fase de 1113 ACSR, que partiría de una SE colectora
en la zona del Istmo de Tehuantepec hasta llegar a la SE Juile de la red troncal del SIN.
C-5
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 la SE colectora La Ventosa en las inmediaciones de los predios asociados a
los proyectos de autoabastecimiento.
La
de
de
de
mencionada SE estaría integrada por tres transformadores de 400/230 kV y dos
400/115 KV con una capacidad total de 1,875 MVA y adicionalmente dos de reserva
125 MVA cada uno, así como un dispositivo dinámico de control de voltaje (CEV)
±300 MVAr en 400 kV.
En esta SE no se incluyen las bahías de alimentadores para recibir la generación proveniente de
los proyectos de autoabastecimiento: cada empresa interesada será responsable de construir a
su cargo los alimentadores correspondientes.
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 planta generadora. Por ello cada interesado deberá construir a su cargo la infraestructura
específica para conectarse a esta SE.
Adicionalmente, el proyecto considera el tendido del segundo circuito en 400 kV de
aproximadamente 154 km entre las subestaciones Juile y Cerro de Oro; asociado a esta línea
se incluye un reactor de 75 MVAr en la SE Juile. Asimismo se requerirán 6 bahías de
alimentadores en 400 kV. En total se construirían 444 km-circuito de líneas de transmisión
en 400 kV.
En la figura C.2 se muestra la red de transmisión asociada al proyecto de TA. La estimación del
costo instantáneo de las obras es de USD 108 miles de dólares por MW de generación instalada
y se estima su entrada en operación en 2010.
Red de transmisión asociada al proyecto de TA
A PUEBLA
OJO DE AGUA
POTENCIA
TEMASCAL DOS
TECALI
A YAUTEPEC
REFINERÍA
MINATITLÁN
TEMASCAL
UNO
CERRO
DE ORO
15
4
MINATITLÁN
UNO
CHINAMECA
ACAYUCAN DOS
CHINAMECA
POTENCIA MINATITLÁN
DOS
145 km
1113 ACSR 3C/F
JUILE
LA CIÉNEGA
EJUTLA
±300 MVAR
.
Ope
Ini.
kV
115
PUERTO
ESCONDIDO
POCHUTLA
A ESCÁRCEGA
MACUSPANA DOS
MEZCALAPA
.
Op
V
0k
23
Ini.
KILÓMETRO
VEINTE
MANUEL
MORENO
TORRES
MALPASO
TUXTLA
GUTIÉRREZ I
MATÍAS
ROMERO
POTENCIA
CCA
MATÍAS
ROMERO
TAGOLABA
SALINA
CRUZ
TUXTLA
GUTIÉRREZ
NORTE
TUXTLA
GUTIÉRREZ II
TUXTLA
GUTIÉRREZ
SABINO
CENTRAL EÓLICA
LA VENTA II
OCOZOCOAUTLA
ANGOSTURA
JUCHITÁN DOS
JUCHITÁN I
CONEJOS
CÁRDENAS
VILLAHERMOSA
DOS
NORTE
LOS RÍOS
PEÑITAS
CEV
SUBESTACIÓN COLECTORA
LA VENTOSA
3 TRANSF. DE 375 MVA 400/230 kV
2 TRANSF. DE 375 MVA 230/115 kV
IXTEPEC
TEHUANTEPEC
A SANTA
ROSA
CÁRDENAS
AGUA
DULCE DOS
COATZACOALCOS DOS
km
OAXACA
POTENCIA
COMALCALCO
LA VENTA DOS
VILLAFLORES
ARRIAGA
REFINERÍA
LT 400 kV
LT 230 kV
LT 115 kV
HUATULCO
Figura C.2
C-6
TAPACHULA
POTENCIA
C.6
Requerimientos técnicos para la interconexión
aerogeneradores a la red de TA (Código de red)
de
los
La generación eólica a gran escala se ha convertido en un componente importante en los
sistemas eléctricos de potencia de varios países. Hace una década este tipo de generación era
vista por los ingenieros como algo novedoso y se consideraban despreciables los efectos de los
pequeños aerogeneradores sobre la confiabilidad de los sistemas.
En la actualidad, debido a la mayor penetración de la energía eólica y a los avances
tecnológicos en la capacidad de los aerogeneradores, resulta indispensable evaluar el impacto y
la interacción de nuevos parques eólicos.
En general todo sistema eléctrico está expuesto a fallas en cualquier parte de su estructura.
Esto se manifiesta —en una escala de tiempo de milisegundos a segundos— como una
disminución del voltaje en la red y una eventual variación de la frecuencia, así como en otros
fenómenos transitorios.
En estas condiciones, algunos generadores podrían desconectarse y así agravar las condiciones
producidas por la falla. Entonces para asegurar la integridad del sistema eléctrico es necesario
que todos los generadores de cualquier tipo de tecnología permanezcan en operación.
A diferencia de las convencionales, las centrales eólicas podrían no contribuir a la estabilización
del sistema eléctrico en condiciones de falla. Lo anterior se deriva de esquemas de protección
que desconectan los aerogeneradores instantáneamente de la red, y dejan al sistema con
menos recursos para superar el problema.
A fin de minimizar los efectos de la pérdida de generación, es indispensable que las centrales
eólicas cumplan con ciertos requisitos para su conexión y desconexión del sistema, así como
para su funcionamiento, los cuales se incluyen en un Código de Red.
En general los Códigos de Red hacen referencia a los aspectos siguientes1/:
ƒ
Permanecer en operación durante una falla en la red (fault ride through)
ƒ
Operación de los aerogeneradores dentro de un cierto rango de frecuencia
ƒ
Control de la potencia activa durante la variación de frecuencia
ƒ
Control de potencia reactiva por los aerogeneradores
Tomando en cuenta lo anterior y debido a las características intermitentes de la generación de
las centrales eólicas, para garantizar una operación segura y confiable del SIN con plantas
eólicas conectadas, el CENACE publicó el documento Requerimientos para Interconexión de
Aerogeneradores al SEN (Código de Red).
Dicho Código tiene como propósito definir los requerimientos mínimos y las condiciones para la
conexión de aerogeneradores a las instalaciones del servicio público de energía eléctrica en
voltajes de 115 kV o mayores. De tal manera, los proyectos eólicos de las empresas
registradas en el proceso de TA deberán cumplir obligatoriamente los lineamientos expresados
en él.
1/
Thomas Ackermann, Wind Power in Power Systems
C-7
ANEXO D
D.1
INTERCONEXIÓN DEL SISTEMA BAJA CALIFORNIA AL SIN
Introducción
Las interconexiones entre sistemas permiten un incremento en la seguridad operativa, mejoras
en la confiabilidad del suministro, así como el acceso a otros mercados competitivos para la
compra o venta de electricidad. El análisis para definirlas es una actividad prioritaria en el
proceso de planificación del SEN.
Las interconexiones se utilizan en condiciones de emergencia para prevenir la falta de
suministro prolongado ante disturbios que afectan la red o el equipo de transmisión, así como
para apoyar el restablecimiento de sistemas en caso de colapso.
Cuando ante emergencias no es posible mantener unidos a los sistemas eléctricos de manera
permanente por problemas técnicos, se opta por la segregación y alimentación de carga en
forma radial. La utilidad de una interconexión se puede incrementar si se logra la operación
continua de los enlaces.
En algunos casos, debido a los tamaños relativos de los sistemas eléctricos y las características
físicas de la interconexión, no es posible la operación síncrona de los mismos de manera
permanente. La alternativa consiste en utilizar enlaces asíncronos basados en diversas
tecnologías disponibles.
Tanto en México como en EUA, el sector eléctrico está experimentando cambios estructurales
significativos. Los esquemas tradicionales en la planificación y operación en ambos países se
ven expuestos a nuevas estructuras de mercado y a una mayor competencia, las cuales afectan
el funcionamiento de los sistemas.
Es importante señalar el potencial del comercio fronterizo en el rubro de la electricidad. El
incremento en transacciones de energía podría generar beneficios económicos a los dos países,
además de reducir las emisiones contaminantes globales.
Con una mayor integración de las redes de energía eléctrica, se podría optimizar la inversión en
infraestructura al diferir centrales y realizar un despacho más eficiente, además de mitigar la
necesidad de construir nuevas plantas generadoras.
Actualmente, el sistema eléctrico de Baja California opera interconectado de modo permanente
con la red de San Diego Gas & Electric (SDG&E) y de Imperial Valley Irrigation District (IID).
Los tres sistemas, entre muchos otros, son miembros del WECC, organismo que supervisa la
confiabilidad de la red en el oeste de EUA.
Esta interconexión ha permitido obtener beneficios económicos mediante el intercambio de
energía y apoyo a la seguridad operativa al proporcionar respaldo y capacidad en situaciones
de emergencia.
D.2
Escenario actual y en el corto plazo
El área Baja California (BC) se localiza al norte del estado del mismo nombre. De acuerdo con
el estudio de mercado eléctrico vigente, la demanda del área ha registrado un crecimiento
medio anual de 5.4% en los últimos cinco años y para los diez años siguientes se estima un
incremento anual de 4.5 por ciento.
D-1
La interconexión entre el área Baja California, SDG&E e IID está compuesta por dos enlaces de
230 kV, uno entre las subestaciones La Rosita -Imperial Valley, y otro entre Tijuana I-Miguel.
Éstos le permiten al sistema eléctrico de Baja California operar de manera confiable, segura y
flexible, además de darle la posibilidad de llevar a cabo transacciones de compra-venta de
energía en el mercado del oeste de EUA.
El sistema de Baja California tiene dos regiones eléctricamente muy diferenciadas entre sí, por
el tipo de clima que prevalece a lo largo del año en las diferentes estaciones: la región Costa,
que incluye las zonas Tijuana, Tecate y Ensenada; y la región Valle, que abarca las de Mexicali
y San Luis Río Colorado. Ambas, por su cercanía a la frontera con EUA, son un polo de
desarrollo para empresas maquiladoras, lo que genera expectativas de crecimiento superiores a
la media del país.
Las dos regiones se encuentran interconectadas en el nivel de 230 kV a través de dos enlaces
entre las subestaciones La Rosita y Metrópoli, que forman el enlace Costa-Valle. La figura D.1
muestra esquemáticamente el sistema Baja California y sus interconexiones con la red de
SDG&E.
Red eléctrica principal entre CFE y SDG&E
A San Diego
North Gila
Imperial
Valley
Miguel
Estados Unidos de América
Estados Unidos Mexicanos
Tijuana I
Rumorosa
Toyota
Intergen
Termoeléctrica
de Mexicali
Herradura
La Rosita
Metrópoli
Potencia
Región Costa
Zona Tijuana
Zona Tecate
Zona Ensenada
Región Valle
Enlaces
Costa-Valle
Zona Mexicali
Zona San Luis Río Colorado
LT 500 kV
LT 230 kV
Figura D.1
Las condiciones climatológicas que presenta Baja California provocan un comportamiento muy
variable de la demanda a lo largo del año. En el periodo de verano la carga es alta debido al
aumento de la temperatura, mientras que en el invierno disminuye considerablemente por las
bajas temperaturas, específicamente en la región Valle.
En la zona Tijuana predomina la carga residencial e industrial, y aunque la demanda máxima
ocurre en la noche, la reducción de la misma en el periodo fuera de punta con respecto al de
punta es muy ligera en el verano. La zona Ensenada es predominantemente residencial y de
servicios turísticos: la demanda máxima ocurre en la noche, con un valor constante la mayor
parte del año. Ver figura D.3.
En las zonas Mexicali y San Luis Río Colorado el clima impacta considerablemente en el
comportamiento de la demanda, debido a que las temperaturas son muy extremosas. Durante
D-2
el verano predomina la carga industrial y de equipos de refrigeración residencial, comercial y
de servicios. Presenta dos valores de punta en un día típico de verano: a las 16:00 horas y a
las 22:00 horas. En el invierno disminuye drásticamente a 40% de su demanda máxima,
debido a las bajas temperaturas, predominando la carga industrial. Ver figura D.4.
La generación instalada en el área es de 2,342 MW, de los cuales 720 MW corresponden a la
generación geotérmica de Cerro Prieto, 506 MW en el ciclo combinado Mexicali, 1,026 MW de
generación térmica y ciclo combinado de la Central Presidente Juárez. El resto se genera con
pequeñas unidades turbogás en Ensenada y Mexicali.
El Área de Control Noroeste (ACNO) se conforma por los estados de Sonora y Sinaloa. En el
primero se integran eléctricamente las zonas Nogales, Santa Ana–Caborca, Cananea–Nacozari,
Hermosillo, Agrícola Hermosillo, Guaymas, Obregón y Navojoa. En Sinaloa se encuentran las
zonas Los Mochis, Guasave, Culiacán y Mazatlán.
De acuerdo con el mercado eléctrico vigente, durante los últimos cinco años la demanda
registró una tasa media de crecimiento anual de 4.9 por ciento. Para 2007 - 2017 se pronosticó
un incremento medio de 4.8 por ciento.
Aunque desde hace años han existido enlaces del Noroeste con otras áreas, por razones de
estabilidad había operado aislado. En marzo de 2005, la red eléctrica del Noroeste se
interconectó de manera permanente al resto del sistema del país. Esta integración ha permitido
grandes ahorros en generación de energía, así como beneficios locales al evitar afectaciones de
carga en el Noroeste y Norte.
El sistema eléctrico del ACNO se caracteriza por su configuración longitudinal, con un total de
aproximadamente 1,200 km entre sus extremos y enlaces entre zonas relativamente débiles.
Actualmente, la red troncal del sistema de transmisión del área opera en 230 kV, con un
corredor aislado en 400 kV desde Mazatlán hasta Guaymas y un enlace también aislado en
400 kV entre Nacozari-Nuevo Casas Grandes, en la parte norte.
Por las características de la generación instalada en el ACNO y la distribución espacial de la
carga, durante el verano se presentan altos flujos de potencia en los enlaces entre zonas,
debido a que la temperatura en algunas regiones llega a superar los 40° C, con un aumento
importante en el consumo de energía debido a la utilización de sistemas de aire acondicionado.
En el verano el área Noroeste se comporta como importadora de energía. Cerca de 80% se
realiza a través de la zona Mazatlán y el resto por la zona Nacozari. En el invierno, debido a
que la demanda disminuye aproximadamente a 40% de la máxima de verano, se producen
excedentes de generación, por lo cual se tiene la posibilidad de exportar.
La generación instalada en el área Noroeste es de 3,828 MW, donde 53% corresponde a
unidades térmicas convencionales; aproximadamente 25% a generación hidroeléctrica; 20% a
ciclos combinados, de los cuales 70% son productores independientes; y el 2% restante
corresponde a unidades turbogás.
Del total anterior, 55% se localiza en el estado de Sonora, donde se sitúa la mayor parte de la
generación base, principalmente ciclos combinados en Hermosillo y Nacozari, además de
unidades térmicas en Puerto Libertad y Guaymas. El 45% se ubica en Sinaloa, donde
predominan las centrales hidroeléctricas, además de las termoeléctricas de Topolobampo y
Mazatlán.
Debido a la diversidad de la demanda del SIN con respecto al Área de Control Baja California
(ACBC), en ciertas horas, puntos de operación y periodos estacionales existe la factibilidad de
D-3
intercambiar potencia eléctrica entre ambos sistemas. Desde el punto de vista operativo, la
potencia puede generarse con unidades más económicas, de modo que se obtenga un beneficio
global por el aprovechamiento de los recursos de generación del país de modo integral.
Debido al tamaño relativo del SIN y la red eléctrica a la que está unido el sistema de Baja
California, representados por su inercia, la interconexión entre estas grandes redes por medio
de un enlace convencional de corriente alterna no permitiría el control adecuado de los flujos
de potencia, por lo que técnicamente se ha decidido el desarrollo de una interconexión
asíncrona.
D.3
Comportamiento de la demanda en Baja California
La figura D.2 muestra el comportamiento horario de la demanda de Baja California durante
2006. La máxima de 2,095 MW se presentó el 24 de julio, mientras que la mínima de 660 MW
ocurrió el primero de enero. En la gráfica se distinguen claramente las zonas de baja y alta
demanda, correspondientes a los meses de invierno y de verano, respectivamente.
Demanda horaria de Baja California en 2006
MW
2,100
2,000
1,900
1,800
1,700
1,600
1,500
1,400
1,300
1,200
1,100
1,000
900
800
700
600
500
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Mes
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Figura D.2
La demanda del sistema BC presenta un comportamiento característico en cada una de las dos
regiones en que se divide, ocasionado por condiciones ambientales diferentes. La región Costa
tiene una menor variación de temperatura, lo que da lugar a una curva de demanda más
compacta. En la región Valle se observa un comportamiento más dependiente de la
temperatura.
Las figuras D.3 y D.4 muestran las gráficas de demanda horaria de las regiones Costa y Valle,
respectivamente, durante 2006.
D-4
Demanda horaria de la región
Costa en 2006
Demanda horaria de la región
Valle en 2006
MW
900
MW
1,400
1,200
800
1,000
700
800
600
600
500
400
400
200
300
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
0
Dic
Ene
Feb
Mar
Figura D.3
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Figura D.4
Ordenando los valores de la demanda horaria de Baja California en 2006, mostrados en la
figura D.2, se obtiene la curva de duración de carga anual de la figura D.5. Se observa que
valores altos ocurren en muy pocas horas del año. Por ejemplo, únicamente durante 215 de las
8,760 horas de 2006, la demanda fue superior a 1,900 MW.
Curva anual de duración de carga de Baja California en 2006
MWh
2,100
1,900
1,700
1,500
1,300
1,100
900
700
500
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
Horas
Figura D.5
D-5
6,000
7,000
8,000
9,000
D.4
Diversidad de la demanda del SIN y Baja California
Tal diversidad es un parámetro importante para estimar la conveniencia de interconectar dos
sistemas eléctricos. Se puede definir como la diferencia entre la suma de las demandas
máximas no coincidentes (Dmaxnc) de las áreas, operando de manera independiente, menos la
demanda máxima coincidente (Dmaxc) de las áreas una vez interconectadas:
D=
[∑ Dmax ] − [Dmax ]
nc
c
En el caso específico de Baja California y el SIN, durante 2006 se observó que sus demandas
máximas no ocurrieron simultáneamente. La máxima del SIN se presentó el 13 de junio,
mientras que la máxima de Baja California ocurrió el 24 de julio. El cuadro D.1 muestra los
valores de demanda máxima de estos sistemas en las fechas indicadas. La comparación se
realizó homologando los horarios del SIN y Baja California.
Demanda máxima del SIN y Baja California en 2006
Sistema
13 de junio
(MW)
Baja California
1,719.0
SIN
31,547.0
24 de julio
(MW)
2,095.0
29,853.0
Cuadro D.1
Por otra parte, la demanda máxima coincidente de Baja California y el SIN ocurrió el 20 de
junio, con un valor de 33,217 MW, por lo que la diversidad de los sistemas para 2006 fue de
425 MW.
D = [31,547 + 2,095] − [33,217] = 425 MW
De acuerdo con el pronóstico de crecimiento de la demanda máxima en ambos sistemas, se
estima que la diversidad se comportará como se muestra en la figura D.6.
La demanda horaria del SIN y BC el 13 de junio de 2006 se presenta en la figura D.7. Ese día,
el sistema BC tuvo una demanda máxima por debajo de su máxima anual, por lo que de estar
interconectados, Baja California podría haber apoyado al SIN cuando menos con 376 MW
(2,095 MW – 1,719 MW).
En la figura D.8 se muestra el comportamiento horario de la demanda el 24 de julio en el SIN y
Baja California. Ese día el SIN operó por debajo de su máxima anual, por lo que el apoyo del
SIN hacia BC, al operar interconectados, podría haber sido de al menos 1,694 MW
(31,547 MW - 29,853 MW).
D-6
Diversidad de la demanda entre el SIN y Baja California
2011 - 2026
MW
900
820
800
761
701
700
646
594
600
543
507
500
459
400
300
2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027
Año
ΣDmax nc - Dmax c
Figura D.6
Comportamiento horario de la demanda
el 13 de junio de 2006
Comportamiento horario de la demanda
el 24 de julio de 2006
MW SIN
32,000
MW BC
2,100
MW SIN
32,000
MW BC
2,100
2,000
2,000
30,000
30,000
1,900
1,800
28,000
1,900
1,800
28,000
1,700
1,700
26,000
1,600
26,000
1,600
1,500
24,000
1,500
24,000
1,400
1,300
22,000
1,400
1,300
22,000
1,200
1,200
1,100
20,000
0
5
10
Horas
SIN
15
20
20,000
25
5
10
Horas
SIN
BC
Figura D.7
D.5
1,100
0
15
20
25
BC
Figura D.8
Beneficios de la interconexión
La interconexión del sistema eléctrico de Baja California al SIN permitirá obtener beneficios
mutuos, tanto en el aspecto económico como en los de seguridad y confiabilidad. Desde el
primer punto de vista se identifican ahorros en inversión y en la operación.
D-7
El efecto positivo de la interconexión en la confiabilidad y seguridad operativa, se fundamenta
en el hecho de que ambos sistemas pueden contar con una fuente de energía adicional
independiente, para apoyar en caso de falla de alguno de ellos.
Los ahorros en inversión se obtienen a causa de la diversidad de los patrones de carga, por lo
que la interconexión equivale a una planta generadora, y permite el diferimiento de proyectos
de generación. Los resultados del análisis de requerimientos de generación muestran que con
la primera fase del proyecto de interconexión, será posible diferir en Baja California, de 2011 a
2026, proyectos de generación por un monto de 520 MW.
El cuadro D.2 muestra la capacidad de generación requerida en el área BC con y sin la primera
fase de la interconexión.
Capacidad de generación requerida en BC para 2011 - 2026
Tipo de generación
Turbogas
Ciclo combinado
Total
BC aislado
(MW)
959
2,516
3,475
BC interconectado
(MW)
164
2,790
2,955
Cuadro D.2
Los beneficios en la operación se derivan del incremento en la eficiencia económica al
intercambiar energía entre sistemas con diferentes costos marginales. Al sustituir la
generación de mayor por una de menor costo para una demanda específica, se reduce el gasto
global de operación. Los costos marginales, a su vez, dependen de la generación que se utilice
para suministrar la demanda, así como de las restricciones en la transmisión entre regiones.
Las figuras D.9 y D.10 muestran gráficas de los Costos Totales de Corto Plazo (CTCP) medios
en días hábiles para las regiones que se interconectarán: Baja California, representada por
Mexicali (MXI) y la región norte de Sonora (SNN), para junio y noviembre de 2006,
respectivamente.
Considerando que el proyecto de interconexión entrará en operación en 2011 y que los
beneficios económicos son más importantes en los primeros años de operación, se puede
realizar una estimación de ellos para 2011 - 2016.
A partir de la diferencia en los costos marginales reales de 2006 entre el sistema BC y el
promedio de los mismos en las áreas del norte del SIN, se estimó la diferencia en los precios
medios de exportación e importación de la energía entre estos sistemas.
La generación base competitiva de Baja California es del tipo geotérmico y de ciclo combinado.
Dicha capacidad se estimó mensualmente para los seis años de estudio, considerando los
periodos de mantenimiento, la carga de servicios auxiliares y la degradación por altas
temperaturas en verano observadas en los años previos.
La figura D.11 muestra la capacidad efectiva de la generación competitiva durante
2011 - 2016.
D-8
CTCP incurrido promedio en días
hábiles de junio de 2006
CTCP incurrido promedio en días
hábiles de noviembre de 2006
$/MWh
$/MWh
1,000
1,100
950
1,000
900
850
900
800
750
800
700
700
650
600
600
550
500
500
0
5
10
Horas
MXI
15
20
25
0
5
10
15
20
25
Horas
SNN
MXI
Figura D.9
SNN
Figura D.10
Capacidad efectiva geotérmica y ciclos combinados en Baja California de 2011 a 2016
MW
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
Nov-15
Jul-15
Mar-15
Nov-14
Jul-14
Mar-14
Nov-13
Jul-13
Mar-13
Nov-12
Jul-12
Abr-12
Dic-11
Abr-11
Ago-11
Dic-10
0
Mes/Año
Cap. Efectiva
Geotérmica
Ciclo Comb.
Figura D.11
El análisis considera dos opciones para incrementar la generación requerida en Baja California.
En la primera se adicionan 977 MW de 2012 a 2016, equivalentes al incremento estimado
cuando el sistema BC opera aislado. La segunda considera el diferimiento de generación hasta
2014, con la entrada en operación de una planta de 562 MW.
Con respecto a la capacidad de la interconexión se examinan dos opciones: 300 MW y 600 MW.
El cuadro D.3 muestra un resumen de las alternativas analizadas.
D-9
Opciones de adición de generación en BC y capacidad del enlace
Opciones
Expansión de generación
Capacidad del enlace (MW)
1
Sistema BC aislado
300
2
Sistema BC interconectado
300 y 600
Cuadro D.3
Las curvas de duración de carga mensuales de Baja California se derivan del pronóstico de
crecimiento de la demanda máxima anual.
Al comparar gráficamente el valor de la capacidad efectiva de la generación competitiva con la
curva de duración de carga mensual correspondiente, se observa que el área comprendida
entre ellas representa el superávit o déficit de energía en BC. Si la capacidad efectiva es mayor
que la demanda, el sistema puede exportar; en caso contrario se requerirá importar energía
desde el SIN.
Las figuras D.12 y D.13 muestran la capacidad efectiva y la curva de duración de carga de Baja
California para junio y noviembre de 2013, respectivamente.
Curva de duración de carga y capacidad
efectiva de BC para junio de 2013
Curva de duración de carga y capacidad
efectiva de BC para noviembre de 2013
MWh
3,000
MWh
2,500
Importación
2,500
2,000
Importación
Exportación
Exportación
2,000
1,500
1,500
1,000
1,000
500
500
0
0
0
100
200
300
400
Horas
Dem
500
600
700
0
800
100
200
300
400
500
600
700
800
Horas
Dem
Cap
Cap
Figura D.12
Figura D.13
Integrando el área entre la línea de capacidad efectiva y la curva de duración de carga se
estima la energía de importación y de exportación para cada mes del periodo. Los beneficios
económicos se obtienen multiplicando esta energía por los precios medios estimados.
Además de las ventajas económicas globales que se derivan de la reducción en costos de
inversión y la utilización eficiente de la energía excedente del sistema BC, en éste se obtienen
los siguientes beneficios:
D-10
ƒ
Diferimiento de inversiones en generación
ƒ
Posibilidad de exportar energía al SIN
ƒ
Eliminación del desfogue de vapor en unidades de la planta Cerro Prieto
ƒ
Reducción del uso de unidades turbogás
ƒ
Utilización de la capacidad del enlace como reserva rodante al estar exportando al SIN
ƒ
Posibilidad de exportar energía al WECC
ƒ
Apoyo en emergencias
En el caso del Sistema Interconectado Nacional se identifican los siguientes beneficios:
ƒ
Reducción en costos de inversión
ƒ
Utilización de energía excedente de BC
ƒ
Disminución de costos de operación
ƒ
Posibilidad de compartir reserva
ƒ
Apoyo en emergencias
Un requisito indispensable para considerar viable el proyecto de interconexión es que tenga un
factor de utilización mayor a 80%, para compensar los altos costos de infraestructura.
Considerando una capacidad del enlace de 300 MW y la expansión de la generación del sistema
BC aislado o interconectado se obtienen factores de utilización de 87% y 83%
respectivamente. Para el caso en que la capacidad del enlace es de 600 MW, la utilización
resultante fue de 60 por ciento.
El factor de utilización se obtuvo como la razón de la energía total transmitida por la
interconexión (exportación más importación), dividida entre la máxima energía que pueden
intercambiar los sistemas, considerando la capacidad del enlace durante el periodo analizado.
FU =
D.6
∑ Energía exportada + Energía importada
Máxima energía posible por transmitir
Factores por considerar en la interconexión
Para definir los requerimientos del enlace se han realizado numerosos estudios electrotécnicos
y económicos, en función de las características y particularidades de los sistemas por
interconectar. El análisis incluyó estudios de flujos de potencia para definir los nodos del
sistema adecuados para la interconexión.
En el área Noroeste se consideraron como candidatos Puerto Peñasco, Seis de Abril y Puerto
Libertad, en la zona Caborca, así como Hermosillo. En Baja California se estudiaron
La Herradura, en Tijuana; La Rosita y una nueva subestación cerca de Cerro Prieto, en la zona
Mexicali; y Parque Industrial San Luis y Chapultepec, en San Luis Río Colorado.
D-11
En la figura D.14 se muestran los nodos candidatos para la interconexión.
Nodos candidatos para la interconexión de Baja California al SIN
Figura D.14
Para observar el comportamiento del sistema eléctrico con la interconexión se analizaron
diferentes condiciones de operación, tanto en verano como en invierno, así como distintos
montos de potencia por transmitir a través del enlace, desde 300 MW, 500 MW y 750 MW como
primera etapa, hasta 600 MW, 1000 MW y 1500 MW en una segunda, considerando
intercambios en forma bidireccional, dependiendo del punto de operación.
En cada caso se determinaron los refuerzos de transmisión, transformación y/o compensación
necesarios para garantizar la operación del sistema de manera segura.
Por otra parte, se elaboraron estimaciones de costos para las diferentes tecnologías y
topologías de red consideradas, tomando en cuenta las pérdidas eléctricas del sistema,
buscando definir el proyecto que logre los mejores indicadores económicos y cumpla con el
conjunto de requisitos técnicos.
Como resultado de los estudios se ha definido la interconexión de Baja California al SIN
mediante un enlace asíncrono de 300 MW de capacidad, como primera etapa. El proyecto está
programado para iniciar su operación en 2011.
Con la entrada de la interconexión, la energía eléctrica que puede exportarse desde el SIN
hacia el ACBC en la temporada de verano será suministrada principalmente por las centrales
generadoras del norte del estado de Sonora (Fenosa Naco-Nogales, Agua Prieta II, Fenosa
D-12
Hermosillo, Hermosillo V y Puerto Libertad). Esta condición de operación incrementará los flujos
de potencia entre las zonas Mazatlán-Culiacán-Los Mochis del estado de Sinaloa.
Durante el invierno, el ACBC tiene excedentes de generación, principalmente de tipo
geotérmico, que pueden ser transmitidos hacia el SIN. Si esta potencia se suma a la producida
por los ciclos combinados y centrales termoeléctricas de generación base del norte de Sonora,
se incrementarán los flujos por la red troncal entre las zonas Hermosillo-Guaymas-Obregón.
Para el desarrollo de la interconexión se han considerado las siguientes alternativas
tecnológicas:
ƒ
Corriente Directa Convencional (HVDC)
ƒ
Estación HVDC Back to Back (BtB)
ƒ
Transformador de Frecuencia Variable (VFT)
Con el fin de realizar la selección del tipo de tecnología por emplear, se tomarán en cuenta los
aspectos ambientales, geográficos, geológicos, así como las características eléctricas de los
sistemas por interconectar.
El trazo de la línea de transmisión que enlazará ambos sistemas cruzará parte de la reserva de
la biosfera del Pinacate, zona protegida por su gran diversidad biológica, por lo que deberá
considerarse el impacto ambiental del proyecto.
La parte sureste de la región del Valle de Mexicali, en Baja California, se ubica entre dos placas
tectónicas denominadas Norteamérica y Pacífico, en donde existen dos fallas que sísmicamente
son muy activas y ubican a la región como de actividad sísmica severa, por lo que este factor
será importante en el diseño de la estación asíncrona.
Por otra parte, deberán tomarse en cuenta las condiciones climáticas extremas a las que estará
expuesto el equipo eléctrico, pues se ubicará dentro de una zona desértica, en donde las
temperaturas en el período de verano alcanzan 42° C en promedio, con rachas de hasta 50° C,
mientras que en invierno se presentan de 4° C, con valores de hasta 5° C bajo cero en la
madrugada.
Adicionalmente, los dispositivos utilizados en el enlace de interconexión deberán cumplir con
los siguientes requerimientos técnicos:
ƒ
Controlar la magnitud y la dirección del flujo de potencia, con una respuesta rápida ante
cambios del punto de ajuste (menor a 30 segundos)
ƒ
Proporcionar la energía necesaria para realizar un arranque negro en ambos sistemas,
con un monto igual a la capacidad nominal
ƒ
Mantener la interconexión de manera permanente,
variaciones de frecuencia en ambos sistemas
ƒ
Proporcionar soporte de potencia reactiva para mantener y regular los voltajes en
niveles adecuados, en el rango de mínima y máxima transferencia de potencia
ƒ
Capacidad de sobrecarga de 10% durante 30 minutos
ƒ
Mantener la capacidad nominal ante cambios de temperatura
D-13
independientemente
de
las
ƒ
Minimizar el efecto de la inyección de corrientes armónicas en los puntos de conexión
ƒ
Alcanzar una disponibilidad de 99.5%, es decir, menos de 36 horas de indisponibilidad
anual
ƒ
Impedir la transferencia de perturbaciones de un sistema a otro
ƒ
Controlar el flujo de potencia en dos trayectorias en BC
ƒ
Factibilidad para operar en forma permanente sin intercambio entre sistemas
ƒ
Operación estable de varias estaciones en paralelo
ƒ
Amortiguamiento de oscilaciones de baja frecuencia
ƒ
Capacidad para controlar frecuencia en arranque negro
D-14
ANEXO E GLOSARIO
Aportaciones hidráulicas
Volumen de agua captado por una presa o embalse durante un periodo, para generación de
energía eléctrica o para otros fines alternos.
Área de control
Entidad que tiene a su cargo el control y la operación de un conjunto de centrales generadoras,
subestaciones y líneas de transmisión dentro de un área geográfica.
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. Incluye 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.
E-1
Capacidad disponible
Igual a la efectiva del sistema menos la capacidad indisponible por mantenimiento, falla,
degradación y/o causas ajenas.
Capacidad efectiva
La potencia de la unidad 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 durante demandas bajas e intermedias de la curva de
carga.
Capacidad termoeléctrica de punta
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.
Curva de demanda horaria
Gráfica que muestra la variación secuencial de la demanda de potencia horaria en un intervalo.
Curva de duración de carga
Se conforma con los valores de la curva de demanda horaria, ordenados de mayor a menor.
Son valores de demanda no secuenciales.
E-2
Curva de referencia
Es la curva resultante de demanda horaria o de duración de carga para un sistema eléctrico
interconectado en un intervalo, después de filtrar los valores de demanda atípicos causados por
efectos aleatorios (huracanes u otras situaciones meteorológicas extraordinarias, condiciones
de emergencia, efectos por falla en equipo eléctrico, etc.).
Nivel recomendado de operación
Define la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación de una
central hidroeléctrica. Al seguir los niveles recomendados, la producción de la central se
maximiza.
Degradación
Reducción de la capacidad de una unidad como consecuencia del deterioro, la falla de
componentes o por cualquier otra condición limitante.
Demanda
Potencia en MW requerida para suministrar la energía eléctrica en un instante dado (demanda
instantánea).
Demanda base
Potencia mínima registrada en el sistema en un cierto período.
Demanda bruta
Potencia que debe ser generada y/o importada para satisfacer los requerimientos de los
usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales generadoras.
Demanda integrada
Igual a la potencia media en un intervalo de tiempo (MWh/h).
Demanda integrada horaria
Demanda media en una hora (MWh/h).
Demanda máxima
El valor mayor de potencia requerida en un periodo.
Demanda máxima bruta
El valor mayor de la potencia que debe ser generado y/o importado para satisfacer los
requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales
generadoras.
Demanda máxima coincidente
Suma de las demandas de las áreas de un sistema eléctrico interconectado, en el momento
cuando ocurre la demanda máxima del sistema.
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 media
Igual a la energía bruta en un período (MWh), dividida entre el número de horas del mismo
(MWh/h).
Demanda mínima
Potencia mínima registrada en el sistema eléctrico en un intervalo.
E-3
Demanda neta
Potencia que los generadores entregan a la red de transmisión para satisfacer las necesidades
de los consumidores. Es igual a la demanda bruta menos la carga de usos propios asociados a
la generación.
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 a 100% el
valor de la indisponibilidad.
Energía almacenada
Energía potencial susceptible de convertirse en 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 de las demandas media y máxima registradas en un intervalo. Se define también
como el consumo en el periodo, dividido entre la demanda máxima multiplicada por la duración
del periodo.
Factor de diversidad
Número superior a la unidad, que resulta al dividir la suma de las demandas máximas de las
diferentes áreas (o subsistemas) que componen un sistema eléctrico interconectado, entre su
demanda máxima coincidente.
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.
Fuente de energía primaria
Toda fuente de energía. Las tecnologías de suministro y de uso final son las encargadas de
transformar la energía primaria en eléctrica.
Generación bruta
La energía de las unidades o centrales eléctricas medida a la salida de los generadores. Incluye
el consumo en usos propios de la central.
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.
E-4
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 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.
Nivel de aguas máximas de operación
Elevación de apertura del vertedor prevista en condiciones ordinarias.
Nivel de aguas máximas extraordinarias
Nivel máximo del agua que admite la presa en condiciones de seguridad al ocurrir la avenida de
diseño.
Nivel de aguas mínimas de operación
Elevación mínima del agua que permita operar las turbinas.
Pérdidas no técnicas
Energía que pierde un sistema eléctrico por usos ilícitos, errores de medición y de facturación.
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.
E-5
Productor independiente de energía
Titular de un permiso para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para su venta a
CFE.
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.
Red
Conjunto de elementos de transmisión, transformación y compensación interconectados para el
transporte de la energía eléctrica.
Red troncal
Red de transmisión principal 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
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
Suministro de electricidad por la generación de CFE, LyFC,
autoabastecimiento y cogeneración, e importación realizada por CFE.
PIE,
excedentes
de
Sincronismo
Manera 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.
Sistema interconectado
Sistemas eléctricos regionales que comparten a través de enlaces sus recursos de capacidad y
funcionamiento económico, confiable y eficiente en su conjunto.
Ventas
Energía eléctrica facturada a los usuarios del servicio público.
E-6
ANEXO F
ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS
Bl
CAR
CC
CI
COM
DIE
EO
GEO
GWh
GWh / año
GWh / mes
HID
Hz
K
kg
km
km-c
kV
kW
kWh
kWh / m3
m
m3
M3 / kWh
MMBtu
MMm3
MMm3 / día
MMm3 / mes
MMpcd
msnm
MVA
MMt
MVAr
MW
MW / GWh
MWh
NUC
p
s
t
TC
TG
TV
TWh
UO2
V
Barril
Carboeléctrica
Ciclo combinado
Combustión interna
Combustóleo
Diesel
Eoloeléctrica
Geotermoeléctrica
Gigawatt-hora
Gigawatt-hora por año
Gigawatt-hora por mes
Hidroeléctrica
Hertz
Carbón
kilogramo
kilómetro
kilómetro-circuito
kilovolt
kilowatt
Kilowatt-hora
Kilowatt-hora por metro cúbico
metro
metro cúbico
metro cúbico por kilowatt-hora
millones de Btu
millones de metros cúbicos
millones de metros cúbicos por día
millones de metros cúbicos por mes
millones de pies cúbicos diarios
metros sobre el nivel del mar
Megavolt-ampere
millones de toneladas
Megavolt-ampere-reactivos
Megawatt
Megawatt por gigawatt-hora
Megawatt-hora
Nucleoeléctrica
probabilidad de ocurrencia
segundo
tonelada
Termoeléctrica convencional
Turbogás
Turbina de vapor
Terawatt-hora
uranio
volt
F-1
ANEXO G SIGLAS Y ACRÓNIMOS
CAT
CENACE
CFE
CNA
CONAPO
COPAR
CRE
DOF
DAC
ERCOT
EUA
GCH
FEO
GNL
LSPEE
LyFC
MDL
MR
MRE
MRO
NAME
NAMINO
NAMO
NERC
NRO
OP
OPF
PEF
PEMEX
PERGE
PIB
PIE
PIP
POISE
PRC
RLSPEE
RM
SE
SEN
SENER
SHCP
SIN
TIR
tmca
trca
UCTE
VFT
WECC
ZMCM
Construir, Arrendar y Transferir
Centro Nacional de Control de Energía
Comisión Federal de Electricidad
Comisión Nacional del Agua
Consejo Nacional de Población
Costos y Parámetros de Referencia
Comisión Reguladora de Energía
Diario Oficial de la Federación
Doméstica de Alto Consumo
Electric Reliability Council of Texas
Estados Unidos de América
Grandes Centrales Hidroeléctricas
Fecha de Entrada en Operación
Gas Natural Licuado
Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica
Luz y Fuerza del Centro
Mecanismo para un Desarrollo Limpio
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 de Operación
North American Electric Reliability Corporation
Niveles Recomendados de Operación
Obra Presupuestal
Obra Pública Financiada
Presupuesto de Egresos de la Federación
Petróleos Mexicanos
Proyecto de Energías Renovables a Gran Escala
Producto Interno Bruto
Productor Independiente de Energía
Proyectos de Infraestructura Productiva
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
Sector Eléctrico
Sistema Eléctrico Nacional
Secretaría de Energía
Secretaría de Hacienda y Crédito Público
Sistema Interconectado Nacional
Tasa Interna de Retorno
Tasa media de crecimiento anual
Tasa real de crecimiento anual
Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity
Variable Frequency Transformer
Western Electricity Coordinating Council
Zona metropolitana de la Ciudad de México
G-1