En los informes anuales e informes de labores de CFE, la capacidad

Capacidad de generación
El sector eléctrico contribuye de manera nociva al cambio climático debido a que la combustión de fósiles emite
bióxido de carbono, CO2, a la atmósfera. Hay que enfatizar que la generación no fósil: a) hidroeléctrica, b)
núcleoeléctrica, c) geotermoeléctrica, y d) eoloeléctrica no contribuye a la emisión de CO2. La capacidad de
tecnologías de generación fósil en México está formada por: a) vapor - que emplea combustóleo o gas natural; b)
ciclo combinado - que emplea gas natural; c) carboeléctrica - que emplea carbón; d) dual - que puede emplear
combustóleo o carbón, e) turbogas – que puede quemar diesel o gas natural, y f) combustión interna – que puede
quemar combustóleo o diesel. Tenemos que desde el punto de vista de cambio climático una posible clasificación de
la capacidad de generación consiste en generación fósil y su contraparte no fósil. Sin embargo, nos apegaremos a la
clasificación empleada en los informes anuales [1] - [7] e informes de labores de CFE [8], en donde la capacidad se
clasifica en centrales que emplean fuentes alternas a los hidrocarburos y en centrales que emplean hidrocarburos, a
continuación se hace una breve reseña de la capacidad de generación y su evolución.

Hidroeléctricas. La capacidad en el 2006 es de 10,285 MW y fue en el 2004 entraron en operación las tres
últimas unidades de Chicoasén lo que aumentó la capacidad de hidroeléctricas en 930 MW. El costo actualizado
al inicio de operación incluye el costo inicial más el costo de ingeniería y desarrollo más los interese durante la
construcción y para estas centrales va de 1,138 USD/kW hasta 5,340 USD/kW [9]. Nueve centrales forman
alrededor del 80% de la capacidad en hidroeléctricas:
8
2400
Chicoasén, Chiapas
Malpaso
6
29-Jan-1969
1,080
Tecpatán, Chiapas
Infiernillo
6
28-Jan-1965
1,000
La Unión, Guerrero
Aguamilpa
3
15-Sep-1994
960
Tepic, Nayarit
Belisario Domínguez (Angostura)
5
14-Jul-1976
900
Venustiano Carranza, Chiapas
Carlos Ramírez Ulloa (El Caracol)
3
16-Dec-1986
600
Apaxtla, Guerrero
Luis Donaldo Colosio (Huites)
2
15-Sep-1996
422
Choix, Sinaloa
Ángel Albino Corzo (Peñitas)
4
15-Sep-1987
420
Ostuacán, Chiapas
Temascal
6
18-Jun-1959
354
San Miguel Soyaltepec, Oaxaca
Nombre de la central
Manuel Moreno Torres
(Chicoasén)

Número de
unidades
Ubicación
Carboeléctricas. El sistema eléctrico mexicano cuenta solamente con dos centrales carboeléctricas, desde 1996
la capacidad es de 2,600 MW. El costo unitario actualizado al inicio de operación, es del orden de 1,700
USD/kW [9], en México se han instalado dos centrales en el estado de Coahuila:
Nombre de la central
José López Portillo (Río
Escondido)
Carbón II

Capacidad
efectiva
instalada
(MW)
Fecha de
entrada en
operación
29-May1981
Número de
unidades
4
4
Fecha de
entrada en
operación
21-Sep-1982
02-Nov1993
Capacidad
efectiva
instalada
(MW)
Ubicación
1200
Nava, Coahuila
1,400
Nava, Coahuila
Dual. Se ha instalado sólo una central que empela esta tecnología y el costo unitario actualizado al inicio de la
operación es del orden de 1,700 USD/kW [9]. Esta central puede utilizar combustóleo o carbón, a partir del
2002 el 70% o más ha sido carbón por lo que a partir de ese año se considera dentro de las centrales que
emplean fuentes alternas a los hidrocarburos:
Nombre de la central
Número de
unidades
Fecha de
entrada en
operación
Capacidad
efectiva
instalada
(MW)
Ubicación
Pdte. Plutarco Elías Calles
(Petacalco)

18-Nov-93
2,100
La Unión, Guerrero
Nucleoeléctrica. La central de Laguna Verde cuenta con dos unidades y la segunda unidad entró en operación
en 1995 el costo unitario actualizado al inicio de la operación es del orden de 2,900 USD/kW [9].
Nombre de la central
Laguna Verde

6
Número de
unidades
Fecha de
entrada en
operación
Capacidad
efectiva
instalada
(MW)
2
29-Jun-1990
1,365
Ubicación
Alto Lucero, Veracruz
Geotermoeléctrica. Desde el 2003 la capacidad del sistema mexicano en esta tecnología es de 965 MW. El costo
unitario actualizado al inicio de la operación es del orden de 1,250 USD/kW [9]. Hay centrales de este tipo en
Baja California, BCS, Michoacán y Puebla:

Número de
unidades
Fecha de
entrada en
operación
Capacidad
efectiva
instalada
(MW)
Cerro Prieto I
5
12-Oct-1973
180
Mexicali, Baja California
Cerro Prieto II
2
01-Feb-1984
220
Mexicali, Baja California
Cerro Prieto III
2
24-Jul-1985
220
Mexicali, Baja California
Cerro Prieto IV
4
26-Jul-2000
100
Mexicali, Baja California
Tres Vírgenes
2
02-Jul-2001
10
Mulege, Baja California Sur
Los Azufres
15
04-Ago-1982
195
Cd. Hidalgo, Michoacán
Humeros
7
30-May-1991
35
Humeros, Puebla
Nombre de la central

Ubicación
Eoloeléctrica. Con una inversión de 100 millones de dólares se está construyendo la Venta II que tendrá una
capacidad de 85 MW (Lo que resulta en una inversión inicial del orden de 1,200 USD/kW). Los sitios actuales
con esta tecnología son La Venta, Oaxaca con capacidad de 1.575 MW y Guerrero Negro en BCS con 0.6 MW
(para un total de 2.175 MW):
Nombre de la central
Unidad
Fecha de
entrada en
operación
comercial
1
10-Nov-94
0.225
2
10-Nov-94
0.225
3
10-Nov-94
0.225
4
10-Nov-94
0.225
5
10-Nov-94
0.225
6
10-Nov-94
0.225
7
10-Nov-94
0.225
C.E. LA VENTA
C.E GUERRERO NEGRO
Cap.
efectiva
instalada
MW
Estado
Municipio
OAXACA
JUCHITAN
BAJA
CALIFORNIA
SUR
MULEGE
1.575
1
1-Ene-1999
0.6
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
Capacidad, GW
50.00
45.00
40.00
35.00
30.00
25.00
20.00
15.00
10.00
5.00
0.00
94
95
96
97
98
99
00
01
02
03
04
05
06
Ciclo combinado (PIE)
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.48
1.46
3.50
6.76
7.27
8.25
8.78
Combustión interna
0.15
0.13
0.12
0.12
0.12
0.12
0.12
0.14
0.14
0.14
0.15
0.18
0.18
Turbo gas
1.40
1.31
1.30
1.30
1.56
1.99
1.99
2.01
2.52
2.52
2.45
2.23
1.96
Dual (combustóleo)
2.10
2.10
2.10
2.10
2.10
2.10
2.10
2.10
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Ciclo combinado
1.90
1.89
1.91
1.94
2.46
2.46
2.91
3.73
3.85
3.85
4.78
5.01
5.42
Combustóleo o gas
13.05
13.37
14.07
14.06
14.06
14.06
14.06
14.06
14.06
14.06
13.76
12.71
12.60
Eoloeléctrica
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Geotermoeléctrica
0.75
0.75
0.74
0.75
0.75
0.75
0.86
0.84
0.84
0.96
0.96
0.96
0.96
Nucleoeléctrica
0.68
1.31
1.31
1.31
1.31
1.37
1.37
1.37
1.37
1.37
1.37
1.37
1.37
Dual (carbón)
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
2.10
2.10
2.10
2.10
2.10
Carboeléctrica
1.90
2.25
2.60
2.60
2.60
2.60
2.60
2.60
2.60
2.60
2.60
2.60
2.60
Hidroeléctrica
8.85
9.06
9.76
9.76
9.43
9.39
9.39
9.39
9.38
9.38
10.26
10.27
10.28
Figura 1. Evolución de la capacidad de generación por tecnología
En la Figura 1 se muestra al fondo la capacidad de fuentes alternas (hidroeléctrica, carboeléctrica, dual-carbón,
nucleoelétrica, geotermoeléctrica y eoloeléctrica) seguida de la capacidad que opera con hidrocarburos (vapor combustóleo o gas, ciclo combinado, dual – combustóleo, turbo gas, combustión interna y ciclo combinado PIE).
De acuerdo al sexto informe de labores de CFE [8], y como se muestra en la Figura 2, la capacidad en fuentes
alternas a fines del 2006 es de 17,312 MW, mientras que la capacidad en base a hidrocarburos asciende a 20,158
MW, sin incluir a los Productores Independientes de Energía (PIE), ya que como se muestra en la Figura 1 los PIEs
aportan una capacidad de 8,776 MW. Los PIEs utilizan gas natural como combustible primario y en algunos casos
diesel como combustible secundario, por lo que se presentan dentro de la clasificación de hidrocarburos.

Centrales de vapor, estas centrales son termoeléctricas que emplean combustóleo o gas como combustible
primario. El costo unitario actualizado al inicio de la operación es del orden de 1000 a 1650 USD/kW [9].
Algunas centrales de vapor se han dado de baja debido a que no se debe quemar combustóleo en la zona del
Valle de México, de Guadalajara y de Monterrey, entre otras. Algunas otras centrales de vapor han sido
convertidas a centrales de ciclo combinado y es por ello que la capacidad de este tipo de centrales ha
disminuido en los años recientes, tal como se ilustra en la Figura 1. A fines del 2006 la capacidad de esta
tecnología es de 12596 MW, las principales son las siguientes:
Nombre de la central
Pdte. Adolfo López Mateos
(Tuxpan)

Número de
unidades
Fecha de
entrada en
operación
Capacidad
efectiva
instalada
(MW)
Ubicación
6
30-Jun-1991
2,100
Tuxpan, Veracruz
Francisco Pérez Ríos (Tula)
Gral. Manuel Álvarez Moreno
(Manzanillo I)
5
30-Jun-1991
1,500
Tula, Hidalgo
4
01-Sep-1982
1,200
Manzanillo, Colima
Salamanca
4
19-Jun-1971
866
Salamanca, Guanajuato
Altamira
4
19-May-1976
800
Altamira, Tamaulipas
Manzanillo II
2
24-Jul-1989
700
Manzanillo, Colima
Villa de Reyes
2
01-Nov-1986
700
Villa de Reyes, San Luis Potosí
Puerto Libertad
4
01-Ago-1985
632
Pitiquito, Sonora
José Aceves Pozos (Mazatlán II)
Carlos Rodríguez Rivero (Guaymas
II)
3
13-Nov-1976
616
Mazatlán, Sinaloa
4
06-Dic-1973
484
Guaymas, Sonora
Valle de México
3
01-Abr-1963
450
Acolman, México
Pdte. Emilio Portes Gil (Río Bravo)
3
11-Jul-1964
375
Río Bravo, Tamaulipas
Ciclo combinado. El costo unitario actualizado al inicio de la operación es del orden de 450 a 540 USD/kW [9].
De acuerdo a la Figura 1, la capacidad de centrales de ciclo combinado de CFE ha crecido bastante en los
últimos años, actualmente es del orden de 5,422 MW. La central Valle de México fue reconvertida a partir de
unidades de vapor y la de Hermosillo a partir de unidades turbogas, las centrales ciclo combinado CFE son:
Número de
unidades
Fecha de
entrada en
operación
Capacidad
efectiva
instalada
(MW)
Dos Bocas
6
Aug/14/74
452
Medellín, Veracruz
Gómez Palacio
3
Jan/05/76
200
Gómez Palacio, Durango
Tula
6
May/08/81
489
Tula, Hidalgo
El Sauz
7
Jul/29/81
601
Pedro Escobedo, Querétaro
Felipe Carrillo Puerto (Valladolid)
3
Jun/30/94
220
Valladolid, Yucatán
Samalayuca II
6
May/12/98
522
Cd. Juárez, Chihuahua
Huinalá
5
Jul/10/98
378
Pesquería, Nuevo León
Nombre de la central
Ubicación

Huinalá II (Monterrey II)
2
Sep/07/00
450
Pesquería, Nuevo León
Chihuahua II (El Encino)
3
May/09/01
423
Chihuahua, Chihuahua
Presidente Juárez (Rosarito)
2
Jul/06/01
496
Rosarito, Baja California
Valle de México
4
Jul/01/04
549
Acolman, México
Hermosillo
2
Dec/31/05
227
Hermosillo, Sonora
Turbogas. El costo unitario actualizado al inicio de la operación es del orden de 380 a 625 USD/kW [9]. A
finales del 2006 la capacidad instalada en turbogas es de 1959 MW. Esta tecnología se emplea principalmente
para abastecer durante el horario punta y pueden emplear gas natural o diesel. Las centrales más importantes
son las siguientes:
Número de
unidades
Fecha de
entrada en
operación
Capacidad
efectiva
instalada
(MW)
San Lorenzo Potencia
2
01-Ene-2004
266
Cuautlancingo, Puebla
Tijuana
3
01-Jul-1982
210
Rosarito, Baja California
Pdte. Adolfo López M. (Tuxpan)
1
02-Ene-2004
163
Tuxpan, Veracruz
Huinalá
1
2-Mar-99
150
Pesquería, Nuevo León
Emilio Portes Gil (Río Bravo)
1
1-Jul-99
145
Río Bravo, Tamaulipas
Chihuahua II (El Encino)
1
7-Jun-02
131
Chihuahua, Chihuahua
Cancún
4
01-Ene-1974
102
Cancún, Quintana Roo
Nizuc
2
01-Abr-1980
88
Cancún, Quintana Roo
Parque (TG. Juárez)
5
01-Oct-1974
87
Cd. Juárez, Chihuahua
Mexicali
3
01-Oct-1974
62
Mexicali, Baja California
Los Cabos
2
30-Nov-1983
57
La Paz, Baja California Sur
La Laguna (TG. Laguna – Chávez)
4
05-May-1970
56
Chankanaab
3
01-Mar-1968
52
Cozumel, Quintana Roo
Monclava
3
01-Dic-1975
48
Monclova, Coahuila
La Paz
2
01-Jun-1977
43
La Paz, Baja California Sur
Nombre de la central

Combustión interna. El costo unitario actualizado al inicio de la operación es del orden de 1500 a 1750
USD/kW [9]. Son centrales cuya componente principal son máquinas tipo diesel que pueden utilizar
combustóleo y/o diesel. A finales del 2006, la capacidad instalada de este tipo de tecnología es de 182 MW. La
mayor parte se encuentra en Baja California Sur:
Nombre de la central
Gral. Agustín Olachea A. (Pto. San
Carlos)

Ubicación
Número de
unidades
Fecha de
entrada en
operación
Capacidad
efectiva
instalada
(MW)
Ubicación
3
16-Ago-1991
104
Comondú, Baja California Sur
Baja California Sur I
1
28-Jul-05
43
La Paz, Baja California Sur
Santa Rosalía
8
10-Jun-1975
11
Santa Rosalía, B.C.S.
Guerrero Negro II (Vizcaíno)
3
17-Jun-2004
11
Mulegé, Baja California Sur
Guerrero Negro
4
02-Abr-1982
4
Mulegé, Baja California Sur
Hol-Box
6
01-Ene-1985
3
Lázaro Cárdenas, Quintana Roo
Yécora
4
03-Jun-1977
2
Yécora, Sonora
Huicot
16
01-Ene-1973
1
Nayarit y Jalisco
Productores independientes de energía, PIE. Los PIE emplean la tecnología del ciclo combinado y el
combustible es principalmente gas natural. Es un esquema de producción externa a CFE y LFC que requiere un
permiso de la Comisión Reguladora de Energía. Otros esquemas de producción externa son el
autoabastecimiento, la cogeneración y la pequeña producción. El primer PIE en entrar en operación fue Mérida
III en el 2000, a la fecha van 18 permisionarios en este esquema y la capacidad instalada a fines del 2006 es de
8,776 MW. Este esquema ha permitido que la capacidad del sistema eléctrico mexicano aumente sin que CFE
tenga que hacer la inversión, ya que las centrales pertenecen a la iniciativa privada. Cada mes la CFE debe
hacer un pago por la capacidad (en kW) y por la energía (en kWh).
Número de
unidades
Fecha de
entrada en
operación
Capacidad
efectiva
instalada
(MW)
Altamira III y IV
6
24-Dec-03
1,036
Tuxpan III y IV
6
23-May-03
983
Tuxpan, Veracruz
Bajío
4
9-Mar-02
560
San Luís de la Paz, Gto.
Valladolid III
3
27-Jun-06
525
Valladolid, Yucatán
Río Bravo IV
3
1-Apr-05
500
Valle Hermoso, Tamaulipas
La Laguna II
3
15-Mar-05
498
Gómez Palacio, Durango
Tuxpan II
3
15-Dec-01
495
Tuxpan, Veracruz
Río Bravo II (Anáhuac)
3
18-Jan-02
495
Valle Hermoso, Tamaulipas
Altamira II
3
1-May-02
495
Altamira, Tamaulipas
Río Bravo III
3
1-Apr-04
495
Valle Hermoso, Tamaulipas
Mexicali
3
20-Jul-03
489
Mexicali, Baja California
Mérida III
3
9-Jun-00
484
Mérida, Yucatán
Monterrey III
2
27-Mar-02
449
Pesquería, Nuevo León
Chihuahua III
3
9-Sep-03
259
Cd. Juárez, Chihuahua
Naco Nogales
2
4-Oct-03
258
Agua Prieta, Sonora
Campeche
2
28-May-03
252
Palizada, Campeche
Hermosillo
2
1-Oct-01
250
Hermosillo, Sonora
Saltillo
2
19-Nov-01
248
Ramos Arizpe, Coahuila
Nombre de la central
Ubicación
Altamira, Tamaulipas
Al momento de escribir estas líneas no sabemos cuál es el costo unitario actualizado al inicio de la operación de
los PIE (No es información que esté disponible en informes y cambia de proyecto a proyecto. Por ejemplo, no es
necesariamente el mismo valor para Naco Nogales que para Altamira III y IV); pero se puede considerar del orden
de 550 USD/kW y ya que la capacidad es de 8,776 MW, el valor de la inversión privada en el sector eléctrico
mediante la modalidad PIE es del orden de 4,826.8 millones de dólares. Si consideramos una vida del
financiamiento a 25 años, con 12% de interés anual encontramos que el pago mensual por cargo fijo de capacidad de
50.6 millones de dólares, Ec. 1.
Ec. 1
Donde:
o
o
o
o
o
N
USD  i 1  i 
1 
USD 

 CU ,
CF ,

,
C , kW
N

mes  1  i   1 mes 
kW 
CF es el cargo fijo en dólares / mes
i es el interés mensual en 1/mes
N es el número de meses del financiamiento
CU es el costo unitario actualizado al inicio de la operación en USD/kW
C es la capacidad en kW
Este pago mensual de 50.6 millones de dólares al mes – 557 millones de pesos al mes o 6,679 millones de pesos
/ año - que la CFE paga a los distintos PIE es sólo por la capacidad, además tiene que pagar por la energía – gas
natural y operación y mantenimiento.
Dado que a agosto del 2006 la vida ponderada de los proyectos es de 257 meses, podemos estimar que la CFE
tiene un pasivo diferido de largo plazo del orden de 13,004 millones de dólares. En los estados financieros al 31 de
agosto del 2006 [10] se reporta esta cantidad en 13,869 millones de dólares americanos, por lo que podemos
concluir que el valor supuesto de 550 USD/kW es cercano al verdadero.
Como se muestra en la Figura 2, la capacidad en hidrocarburos se ha mantenido casi constante desde 1998, las
fuentes alternas han aumentado a partir del 2002 y el crecimiento de la capacidad se ha dado principalmente en base
al esquema de los PIEs, de manera tala que la capacidad de CFE y los pies a fines del 2006 es de 46,245 MW.
98
99
00
01
02
03
40,000
30,000
25,000
20,000
15,000
05
06
18,600
18,798
19,505
19,522
20,296
20,729
21,175
22,042
20,567
20,566
21,133
20,123
20,158
35,000
12,178
13,370
14,416
14,422
14,088
14,110
14,212
14,195
16,289
16,406
17,291
17,297
17,312
Capacidad de generación, MW
50,000
45,000
04
CFE + PIE
97
30,778
32,168
33,921
33,944
34,384
34,839
35,871
37,693
40,351
43,728
45,689
45,671
46,245
96
Capacidad
CFE
95
30,778
32,168
33,921
33,944
34,384
34,839
35,387
36,237
36,856
36,972
38,424
37,420
37,469
94
10,000
5,000
Hidrocarburos
Fuentes
Alternas
0
Figura 2. Evolución de la capacidad de generación
Generación
Las centrales requieren de un porcentaje de la energía eléctrica que sale de los generadores para abastecer los
servicios propios en las centrales mismas Estos servicios consisten en carga eléctrica de bombas, ventiladores,
centrifugadoras y turbocompresores entre otros. A la generación bruta se le resta el consumo en los servicios propios
y a esa energía se le llama generación neta. La Figura 3 muestra la generación bruta. Primero están las de fuentes
alternas y después las de hidrocarburos. Dentro de las fuentes alternas, la contribución mayor es la de la
hidroeléctrica y le siguen la carboeléctrica y la dual. La dual se clasifica como fuentes alternas a partir del 2002 ya
que a partir de ese año la central dual Petacalco quema mayoritariamente carbón. La generación nuclear es superior
a los 10,000 GWh y le sigue la geotérmica del orden de 7000 GWh. La eólica es muy poca (7 GWh) por lo que no
alcanza a salir en la gráfica.
Como se aprecia en la Figura 3, la mayor parte de la generación es en base a hidrocarburos. La generación con
la tecnología de vapor quemando combustóleo o gas natural ha sido la principal; pero ya está muy cercana la
generación de los PIE1. Destaca el incremento en ciclo combinado CFE y en ciclo combinado PIE. En el sexto
informe de labores de CFE, la generación bruta total en 2006 se estima en 224 TWh [8].
Al dividir la energía generada durante un año entre la cantidad de horas del mismo se obtiene la potencia promedio y
al dividir la potencia promedio entre la capacidad nominal se obtiene el factor de planta. Este factor nos indica el
porcentaje de tiempo equivalente que las centrales operaron a capacidad plena. Por lo tanto, el factor de planta
indica qué tan bien se utiliza la capacidad instalada.
1
Debido a la información dsiponible, la generación CFE considerada aquí es bruta; pero la de los PIE es neta.
250
Generación bruta, TWh
200
150
100
50
0
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Dec-94
Dec-95
Dec-96
Dec-97
Dec-98
Dec-99
Dec-00
Dec-01
Dec-02
Dec-03
Dec-04
Dec-05
Dec-06
0
0
0
0
0
0
1.295
4.589
21.849
31.263
45.855
45.558
60.5784
Combustión Interna
0.2
0.4
0.4
0.5
0.3
0.4
0.4
0.5
0.6
0.8
0.6
0.8
1.0
Turbogas
0.4
0.3
0.4
0.5
1.0
1.9
4.9
5.1
6.0
6.7
2.6
1.2
0.8
Dual (Combustóleo)
7.8
6.1
2.8
7.0
12.7
11.2
13.6
14.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Ciclo combinado (CFE)
9.1
10.4
10.7
11.2
13.2
15.5
16.4
20.8
22.2
22.4
24.8
26.0
25.9
Combustóleo y/o gas
76.3
68.4
74.1
81.6
85.2
84.1
89.3
89.8
78.8
73.1
65.8
64.5
65.3
Eoloeléctrica
0.00
0.01
0.01
0.00
0.01
0.01
0.01
0.01
0.01
0.01
0.01
0.01
0.01
Geotermoeléctrica
5.60
5.67
5.73
5.47
5.66
5.62
5.90
5.57
5.40
6.28
6.58
7.30
6.63
Nucleoeléctrica
4.24
8.44
7.88
10.46
9.27
10.00
8.22
8.73
9.75
10.50
9.19
10.81
10.79
Ciclo combinado (PIE)
Dual (Carbón)
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
13.88
13.86
7.92
14.28
13.86
Carboeléctrica
13.04
14.48
17.74
17.58
17.96
18.25
18.70
18.57
16.15
16.68
17.88
18.38
17.41
Hidroeléctrica
19.13
26.64
30.29
25.53
23.72
32.01
32.61
27.81
24.28
18.99
24.16
26.85
21.54
Figura 3. Evolución de la generación bruta
La Figura 4 muestra la historia reciente de los factores de planta de fuentes alternas. La hidráulica y la
eoloeléctrica tienen porcentajes relativamente bajos. En ambos casos se debe a la escasez o disponibilidad del
recurso. Hay que enfatizar que 40% o más para una central eoloeléctrica es sumamente bueno, mientras que valores
inferiores al 40% para hidroeléctricas son relativamente bajos ya que el promedio en países en desarrollo es del 49%
[11]. El resto de las fuentes alternas - carbón, dual, nuclear y geotérmica – tienen buenos factores de planta.
100%
Carboeléctrica
Geotermoeléctrica
Dual (Carbón)
Hidroeléctrica
Nucleoeléctrica
Eoloeléctrica
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Figura 4. Factor de planta fuentes alternas
La Figura 5 muestra el factor de planta de las centrales con tecnologías que operan con hidrocarburos. Las
centrales de vapor (combustóleo y/o gas) y los ciclos combinados (tanto de CFE como de PIE) tienen factores de
planta altos. Sin embargo, se aprecia que los PIE han mantenido un factor de planta muy alto en los últimos años
desplazando un poco a las centrales de vapor – en el 2006 el factor de planta de los PIE fue cercano al 80%. Los PIE
iniciaron a mediados del 2000 y es por eso que en ese año el factor de planta es muy bajo ya que la capacidad sólo
estuvo disponible la mitad del año.
90%
80%
Combustóleo y/o gas
Dual (Combustóleo)
Combustión Interna
Ciclo combinado (CFE)
Turbogas
Ciclo combinado (PIE)
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Figura 5. Evolución del factor de planta de las centrales en base a hidrocarburos
La Figura 6 corresponde al factor de planta de CFE y de los PIE, en ella se aprecia que el factor de planta global
está entre 50% y 60%.
100%
Ciclo combinado (PIE)
Total CFE
Total CFE + PIE
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Figura 6. Factor de planta de CFE y de PIE
Consumo de combustibles
La Tabla 1 muestra el poder calorífico de los combustibles fósiles. Estos valores se emplearon para obtener el
equivalente en billones (1012) Btu de cada uno de los combustibles reportados en los informes anuales de CFE. El
combustible que más se utiliza es el combustóleo, seguido del gas natural y el carbón. El menos utilizado es el
diesel.
La Figura 7 , muestra el consumo en billones de Btu. En los informes anuales no se reporta el consumo de los
PIE y por eso el consumo total en billones de Btu mostrado en la Figura 7 alcanzó un máximo en 2001 y ha venido
disminuyendo desde entonces. Es el consumo de combustóleo el que más ha disminuido, en 2000 llegó a 910
billones de Btu y en 2005 bajó a 596 billones de Btu. También ha disminuido el consumo de gas natural, el máximo
ocurrió en 2001 con 394 billones de Btu y en 2005 disminuyó a 302 billones de Btu. Para estimar el consumo en Btu
de los PIE se consideró una eficiencia térmica del 50% - Consumo térmico de 6.824 billones de Btu por cada TWh.
Como se muestra en la Figura 7, el consumo térmico de CFE es principalmente en base a combustóleo con 596
billones de Btu y le sigue el gas natural con 311 billones de Btu. Sin embargo, al considerar el consumo de los PIE
tenemos que actualmente es mayor el consumo de gas natural que el de combustóleo – el consumo térmico de gas
natural CFE y PIE es de 613 billones de Btu.
Tabla 1. Poder calorífico
Contenido energético
39,760 MMBtu / mil m3
36,680
106Btu/ 106 m3
35,310
MMBtu / (k m3)
20,200
MMBtu / mil T
Combustible
Combustóleo
Gas natural
Diesel
Carbón
1,800
1,600
1,400
10
12
Btu
1,200
1,000
800
600
400
200
-
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
9
31 149
Gas natural PIE 135 153 181 179 189 191 193 230 246
Carbón
12 10
9
12 18 16 23 16 13
Diesel
175 183 187 206 239 266 335 394 350
Gas natural
757 664 685 785 862 846 910 873 751
Combustóleo
213
280
32
344
649
313
232
13
313
606
311
301
12
302
596
Figura 7. Consumo de combustibles
Referencias
[1] CFE, Informe Anual de 1999.
[2] CFE, Informe Anual del 2000.
[3] CFE, Informe Anual del 2001.
[4] CFE, Informe Anual del 2002.
[5] CFE, Informe Anual del 2003.
[6] CFE, Informe Anual del 2004.
[7] CFE, Informe Anual del 2005.
[8] CFE, Sexto Informe de Labores,
http://www.cfe.gob.mx/es/LaEmpresa/informacionpublica/art7/informes/6informelabores/sextoinformelabores.htm
[9] CFE, Costos y parámetros de referencia para la formulación de proyectos de inversión en el sector eléctrico,
2003.
[10] CFE, Estados financieros por el período de ocho meses que terminó el 31 de agosto de 2006 y por el año que
terminó el 31de diciembre de 2005, y Dictamen de los auditores independientes del 15 de septiembre de 2006.
http://www.cfe.gob.mx/NR/rdonlyres/C753B24B-5D48-4F53-A2FC-3D11745E98F9/15272/RevisionAgosto06.pdf.
[11] Besant–Jones, The Future Role of Hydropower in Developing Countries, 1989
Armando Llamas, PhD, CEM
Centro de Estudios de Energía
Enero 2007