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La reforma energética conlleva un cambio de paradigma en el sector eléctrico y surgen grandes oportunidades de negocio para las Industrias en México. La apertura del suministro de electricidad a la inversión privada ofrece a las grandes, medianas y pequeñas empresas de todo sector opciones para:
► Reducir entre un 10 y hasta 50% en algunas ocasiones sus facturas de consumo eléctrico► con contratos de mediano-largo plazo sin perder calidad del servicio► monitoreando, entendiendo y controlando su perfil de consumo
► Mitigar el riesgo de volatilidad de las tarifas eléctricas y/o de Gas Natural, vía contratos de cobertura y la diversificación de su portafolio de proveedores: Suministradores calificados, Generadores
► Invertir en proyectos propios de suministro: generación in-situ, generación distribuida, generación de mediana o grande escala, creación de negocio de Suministrador Calificado y tomar posiciones en el mercado spot en su caso
Resumen Ejecutivo
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Mercado Minorista – Clases de Clientes y Opciones
Usuarios Básicos UsuariosCalificados
Usuario Calificado, Participante del Mercado
► Demanda por debajo de 1 MW► Todo residencial, pequeños clientes
comerciales.
► Continua siendo suministrado por CFE hasta 2018.
► Agregan carga y se convierten en usuarios calificados.
► Tarifa regulada a basarse en un modelo de costos del servicio: O&M + Financiamiento & Depreciación + Impuesto + beneficios permitidos
► La demanda es >1 MW y < 5MW► La demanda debe ser verificada y
registrada ante CRE.
► Continua siendo verificada por CFE basado en tarifas pre-definidas.
► Contrato con proveedores calificados
► Precios contratados o tarifas CFE basadas en el tipo de demanda.
► La demanda es > 5 MW (verificada)► Pre-registro (SIM), Registro y
Subscripción ante CENACE como participante del mercado
► Registro de activos, Acreditación como participante del mercado
► Continua siendo suministrado por CFE
► Contrato con suministradores de energía o generadores privados (PPAs)
► Precios contratados y estructuras PPA
Reforma Energética Mexicana
Objetivos clave:► Tarifas y costos mas bajos► Aumento de Energías Limpias► Beneficios Sociales
Tipo
de C
lient
eO
pcio
nes
de
Sum
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tro
Prec
ios
Exclusivamente para discusión
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MEM
Contratos Bilaterales
Subastas de Largo
Plazo
Generación
Generadores Privados
Generador MEM
Suministro
Proveedores Calificados Privados (SUC)
SUC
SUB
Usuarios Calificados
Usuarios Calificados, Participantes del Mercado
Usuarios Básicos
Generador de
Intermediación
Esquema simplificadoTransmisión Distribución
Tarifas Reguladas
Fuente: SENER, EY
CL
Traders de Energía
Proveedores de Último Recurso (SUR)
Comercialización de Energía, Cobertura
Exclusivamente para discusión
Partes interesadas del mercado mexicano de energía posterior a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE)
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Alternativas para comprar electricidad para un comprador primario/participante del mercado que es usuario calificado hasta finales de 2016
Comprador primario Comprador primario Usuario Calificado, Participante del Mercado
Generadores
privados
Pagos:• Energía• Capacidad
Pagos:• Energía• Capacidad• Costos de transporte de
energía (wheeling)• Garantías corporativas
Pagos:• Energía• Capacidad• Transmisión y distribución• Honorarios de participación del
mercado • Garantías líquidas• Derechos Financieros de Transmisión• Servicios auxiliares• Certificados de Energías Limpias
Alternativa 1:BAU (Business as Usual u operaciones normales)
Alternativa 2:Contrato de Compra de Energía en un régimen de autosuministro
Alternativa 3:Contrato bilateral con un generador privado a través del CENACE
Generadores
privados
Factura de la CFE
Contrato de Compra de Energía
Contrato Bilateral
Exclusivamente para discusión
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• LSPEE (Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica)• Permiso de auto abastecimiento
Legislaciónaplicable
Obligaciones
• Costo fijo de transporte (MXN/kWh) (En caso de usar energía renovable)
Costos de Transmisión
• LIE (Ley de la Industria Eléctrica)• Permiso de Generador
• Reporta mensualmente el consumo y la demanda.• Garantías: Para participantes del mercado; Para
DFT y sobre la responsabilidad agregada estimada(el máximo limitado de exposición-consumo bajolas reglas de mercado mayorista)
• DFT volátil – dependiendo de en que nodos esproducida y recibida la energía.
• Tarifas reguladas para T&D
Auto-Abasto (pasado) Contratos Bilaterales (nuevo)
• Los usuarios finales son accionistas de la entidad generadora permisionaria; hay un costo por acción. Acciones
• Los Offtakers pueden ser parte de la entidad generadora permisionaria si la modificación del permiso se obtiene de la CRE(aplica también sin se requiere mas capacidad)
• El PPA estará limitado por el periodo del permiso ( dependiendo del año en el que el permiso se ha concedido será indefinido o estará sujeto al periodo de l acuerdo de interconexión).
La figura de Offtakers
• No es necesario
• UCPM (Usuario Calificado Participante del Mercado), con un umbral de 20 GWhs de consumo anual y 5 MW de demanda.
Fuente: http://www.cre.gob.mx/documento/1913.pdf; Ley de la Industria Eléctrica (LIE); Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica(LSPEE); Reglas del Mercado Eléctrico; LAERFTE
• Capacidad de Auto abastecimiento• Banco de Energía (en caso de usar energía renovable)• Medición Neta
Instrumentos/ productos
• Mercado de equilibrio de capacidad- obligación• Mercado de CELs - beneficio• Servicios conexos - obligación
• Solo aplica para permisos obtenidos antes de Agosto, 2014
• Garantía Contractual(ejemplo.- Garantía corporativa)
¿Qué está cambiando con la Reforma Energética?Auto abastecimiento vs. Contratos Bilaterales
Exclusivamente para discusión
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Obligaciones para los Usuarios Calificados, Participante del Mercado bajo la LIE
Requisitos posteriores a la reforma
Fuentes: CRE y Ley de la Industria Eléctrica
• Notificar a la CRE sobre los niveles de consumo y demanda de manera mensual
• Cumplir con las obligaciones: garantías líquidas y procedimientos para comprar energía, electricidad, servicios relacionados y DFT (congestión de cobertura de precios sobre diferentes nodos del sistema, obligar o garantizar pagar o cobrar la diferencia de precio como resultado del nodo fuente y el nodo destino).
• Presentar las garantías requeridas para la Responsabilidad Estimada Agregada (Bases del Mercado y Manual de Garantías de Cumplimiento)
• Suscribir acuerdos de cobertura para asegurar una base de suministro, requisitos de energías y mostrarlas ante el CENACE
• Adquirir CELs bajo las reglas de la CRE
• De acuerdo con las instrucciones proporcionadas por el CENACE
Ley
de la
Indu
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Cal
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Exclusivamente para discusión
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Participantes del Mercado / Usuarios CalificadosEn el 2015, las grandes industrias representaban el 21% del consumo del energía con alrededor de 1,000 clientes y .003% del total de clientes de CFE
1De acuerdo con la aprobación de la LIE2 La demanda puede acreditarse por centro de carga o por grupo económicoPara Centros de Carga que reciban servicio público de energía eléctrica cuando la LIE entre en vigor, podrán o no registrarse como UCPM sin importar su consumo. *Desde el 11 de Agosto del, 2016.
Fuente: Bases del Mercado Eléctrico
Residencial89%
Comercial10%
Medianasempresas
1%
Servicios0%
Agricultura0% Grandes
Industrias0%
Medianasempresas
37%
Residencial25%
GrandesIndustrias
21%
Comercial7%
Agricultura5%
Servicios5%
Consumo de energía por usuarioTipos de usuarios (de 39 Millones de usuarios totales)
Región Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Promedio 2015
Norte 7.66% 7.61% 7.80% 8.20% 8.80% 9.26% 8.90% 9.00% 8.64% 7.50% 7.30% 7.60% 8.19%
Noreste 16.95% 16.61% 16.50% 16.90% 17.40% 17.83% 18.60% 18.70% 18.30% 17.70% 16.50% 15.80% 17.32%
Noroeste 5.78% 5.98% 6.40% 6.60% 6.90% 9.08% 9.00% 9.10% 8.99% 8.30% 6.50% 6.10% 7.39%
Baja California 4.05% 4.13% 4.20% 4.10% 4.00% 4.90% 5.20% 5.50% 5.30% 4.70% 4.00% 4.10% 4.51%
Baja California Sur 0.73% 0.76% 0.80% 0.80% 0.80% 0.90% 1.00% 1.00% 1.02% 1.00% 0.90% 0.80% 0.88%
Centro 20.62% 20.61% 20.20% 18.80% 18.10% 17.29% 17.00% 16.40% 16.99% 18.60% 20.10% 20.40% 18.76%
Este 16.05% 16.14% 16.40% 17.00% 16.70% 15.32% 15.60% 15.40% 15.51% 16.20% 16.90% 17.10% 16.19%
Oeste 24.58% 24.66% 23.60% 23.40% 23.10% 21.53% 20.50% 20.90% 21.23% 22.10% 23.40% 23.90% 22.74%
Peninsular 3.58% 3.50% 4.10% 4.40% 4.30% 3.89% 4.20% 4.00% 4.01% 4.00% 4.20% 4.20% 4.03%
100.0%
Consumo promedio mensual por región, 2015
Exclusivamente para discusión
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Comparar los costos de transporte de energía bajo la LSPEE con las tarifas reguladas de T&D que aplicarán a las Entidades del Servicios de Carga bajo la LIE
CASO 1: LSE UTILIZANDO ÚNICAMENTE UNA RED DE TRANSMISIÓN(Voltaje >= 220 kV)
A) Cuotas fijas (MXN)
- Op. y mantenimiento (para cada punto de medición en el sistema)
12,000
- Registro de nuevos participantes
30,000
LAS TARIFAS DEL CENACE SON TRANSVERSALES
B) Tarifa de Operación (MXN/MWh)
Entidad de Servicio de Carga
5.843
TARIFA CENACE
TARIFA DE TRANSMISIÓN1
0.0625 (MXN/kWh)
CASO 2: LSE UTILIZANDO ÚNICAMENTE UNA RED DE TRANSMISIÓN (Voltaje < 220 kV)
TARIFA CENACE
TARIFA DE TRANSMISIÓN1
0.1424 (MXN/kWh)
CASO 3: LSE UTILIZANDO UNA RED DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN, que depende en la división el consumo y el nivel de voltaje.
1La tarifa incluye a los Usuarios Cualificados Participantes del Mercado, Proveedores de Servicios, Comerciantes y exportadores. 2Ver diapositiva 4
Fuentes: ACUERDO Num. A/045/2015; ACUERDO Num. A/074/2015; ACUERDO Num. A/075/2015. CRE
TARIFA DE TRANSMISIÓN
(aplicable)
TARIFA CENACE
Costo de transporte de energía bajo la
LSPEE – Auto-Abasto:2010 20161 Unidad
Alto voltaje 1.80 2.22 USD/MWh
Medio voltaje 1.80 2.22 USD/MWh
3.61 4.44 USD/MWh
Tarifas de T&D bajo la LIE – Contrato
bilateral:2016 Unidad
Tarifa de transmisión regulada por la CRE, hasta 2018
Voltaje >= 220 kV 3.37 USD/MWh
Voltaje >= 220 kV 7.68 USD/MWh
Tarifas de operación del mercado del CENACE, hasta 2018
Entidad Proveedora de Carga 0.32 USD/MWh
TARIFA DE DISTRIBUCIÓN
(aplicable)
+
+
+ +
Exclusivamente para discusión
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Obligaciones reglamentarias: CELsDéficit de CELs en 2018 y corto excedente hasta 2022 pudiera afectar el MEM
Fuentes: Ley de la Industria eléctrica: Ley de transición energética.
-10
-
10
20
30
40
50
60
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Balance anual para el mercado de CELs
Escenario A)
Escenario B)
Escenario C)
Escenario D)
Escenario E)
Escenario F)
Exclusivamente para discusión
Características principales de los CELs
% de obligación La SENER establece requisitos anuales para utilizar un porcentaje de energía limpia en los centros de carga (que no consideran la energía limpia generada de los Contratos de Interconexión Legados): • En 2018 es 5% • En 2019 es 5.8%
Precio potencial Un estimado: $ 10 - 22 USD, con base en consideraciones del costo nivelado de energía y los precios recientes en las primeras subastas de energía limpia
Sanciones/multas Sanción de 6 hasta 50 salarios mínimos; se le aplicará una sanción doble a los reincidentes Las sanciones no eximen al Usuario Final de su obligación de pagar la energía eléctrica consumida de manera inadecuada
Ley de Transición Energética Establece los objetivos del porcentaje de energía limpia del total del consumo de electricidad; el índice en 2018 es de 25%, y aumenta a 30% en 2021 y 35% en 2024.
Millo
nes
de C
ELs
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Análisis de recibo de CFE – Oficina EY Miguel Hidalgo
Estado actual – Recibo de eléctricidad de las oficinas de EY a través de CFE:
Clasificación de tarifas: HM, Facturación mensual de electricidad, demanda pico (capacidad) y cargosT&D► Demanda promedio: 200,000 Kwh► Capacidad máxima promedio: 380 kW ► Límite de capacidad contratada: 600 kW
► Precio facturado de energía: $ 0.86 MXP / KwH► Demanda facturada/ precio por capacidad: $ 196 MXP / KW► Cargos T&D (115,500 kVARh): $ 2,500 MXP
► Factura mensual promedio para EY: $ 310,000
► Cargos por energía: $190,000► Cargos por capacidad: $ 75,000 ► Cargos T&D : $2,000► Cargos IVA: $43,000
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Comercial pequeño Comercial mediano Fabricante pequeño Industrial grande Fabricante mediano No financiero
Vent
ajas
clav
eR
etos
clav
e
► Ciclo de venta mas corto, Márgenes altos
► Necesidades energéticas simples
► Demanda estable–9AM – 9 PM
► Participación multi céntrica.
► Demanda de energía simple y estable (fácil de suministrar)
► Proceso de ventas en oficinas corporativas – multi céntricas
► Adecuado para suministro de renovables / adecuado para CEL
► Oportunidades de eficiencia de lado de la demanda (confiabilidad, calidad en la energía)
► Ventas basadas en relaciones
► Enfocado en ciertas regiones (cinturones industriales)
► Equipos más pequeños/más entrenados
► Demanda e ingreso mas grandes por cliente
► Buenos márgenes de ciertos tipos de industrias
► Adecuado para ciertos renovables/ DG
► Buen potencial de ahorro
► Ventas manejadas a nivel matriz
► Ventas y comercialización manejadas por compañeros
► Enfocado a ciertas regiones y ciudades
► Adecuación a largo plazo para soluciones de eficiencia energética
► Demanda de energía estable y grande
► Fuertemente conveniente para energía solar
► Proceso de venta estructurado
► Basado en relaciones/ menos enfocado en costos de energía
► Adecuado para arrendamientos estructurados
► Las reglas de agregado de carga previenen a algunos clientes
► Las reglas de datos de medición no están definidas completamente por la CRE / CFE / CENACE
► Asociaciones /agentes involucrados
► Necesidad de medición inteligente
Usuarios de servicio básico
► Competencia de otros suministradores
► Ciclos de venta mas largos y equipos de venta entrenados
► Necesidad de suministrar en múltiples regiones
► Facturación y servicio a clientes
► Enfoque regional de generadores
► Requerimientos de agregado de carga
► Necesidades de gestión de energía
► Arrendamientos de largo plazo/ acuerdos existentes
► Ventas basadas en relaciones
► Tarifas actualmente mas bajas en energía
► Ciclos de venta mas largos
► Enfoque significativo en costos y márgenes
► Uso energético complicado debido al equipo en sitio
► Enfocado en servicio al cliente / facturación
► Ciclos de venta mas largos/ competencia
► Entendimiento más profundo de la demanda de energía y los ahorros requeridos / Equipo de venta entrenado
► Se requieren operaciones de servicio complejas
► Fuerte enfoque en ahorros vs tarifas CFE/ PMLs
► Márgenes más bajos debido a incentivos/costos de eficiencia
► Complicado para suministrar debido a la incertidumbre en las operaciones
► Falta de conocimiento del mercado y sofisticación
Tipo
de
nego
cio
► Supermercados► Tiendas minoristas► Restaurantes► Oficinas de un solo
piso► Bancos
► Grandes cadenas de supermercados
► Grandes minoristas
► Concesionarias de autos, Estaciones de servicio
► Hospitales
► Fabricante de electrónicos
► Distribuidores de comida
► Bienes durables
► Industria cementera► Industria
petroquímica► Industria automotriz► Gran fabricante► Minas, refinerías
► Fabricación de autopartes
► Procesamiento de comida
► Fabricación de químicos
► Grandes hoteles ► Instituciones educativas► Grandes oficinas► Edificios ► Centros comerciales
Usuarios calificados
Segmentos de clientes objetivo y características
Exclusivamente para discusión
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PPA (Acuerdo de compra de energía) / Ejemplos de estructura de capital
Exclusivamente para discusión
Estructuras de contratación Descripción Ventajas Desventajas Ejemplos en el
Mercado
1) PPA Bilateral
► Contratos corporativos para comprar energía del generador.
► Ya sea a través de PPAs consecutivos (back-to-back PPAs) o a través de contratos por diferencia (CfD).
► Potencial para asegurar el precio y reducciones de costos a largo plazo.
► No se requiere de Capex up-front.► El suministrador es responsable de balancear
el suministro.► Dirigir una asociación “verde” con activo(s)
específicos.
► Adecuado solo para demanda de energía requerida para operaciones continuas.
► Sin participación en retornos de capital en inversión.
► Tarmac► M&S► Sainsburys► Weipa solar PV
2) PPA de Contratacióncompetitiva
► El corporativo opera un proceso competitivo para contratar proyectosmúltiples, fijando un precio máximo para el PPA.
► Los desarrolladores compiten por el precio y se les otorga el PPA basadoen dicho precio y en su capacidad técnica y financiera.
► Los suministradores proveen de la ubicación y se mantienen como responsables del diseño, construcción, financiación y operación de las instalaciones.
► Facilita contratación de capacidad a gran escala, pero una multitud de ambientesregulatorios requerirían contrataciones múltiples.
► Adecuado solo cuando la demanda de energía se requiere para operaciones continuas.
► Sin participación en retornos de capital en inversión.
► Corp. De Ing. De la Armada de EEUU
► Sudáfrica► Gobierno ACT
3) Inversión de capitalsin PPA
► El corporativo invierte en un activo renovable. La contratación PPA es entre el proyecto y un tercero.
► Seguridad de precio adquirido a través de “cobertura natural” entre precios de energía y dividendos de capital Flexible para determinar el alcance de implicación en el proceso de desarrollo.
► Los retornos de capital determinados por la habilidad para asegurar precios competitivos en PPAs (o al tomar los riesgos del comerciante).
► VW/Audi► Colruyt► Google
4) Inversión de capital con PPA
► El corporativo invierte en un activo eléctrico renovable externo además de tomar algo o todo el consumo de energía.
► La inversión de capital podría ser en minoría, mayoría o del 100% lo cual influiría en el grado de control sobre los términos del PPA.
► Utilizado cada vez más por grandes corporativos.
► Adecuado solo cuando la demanda de energía se requiere para operaciones continuas.
► IKEA► Google
5)
DBFO (diseño, construcción, financiación, Operación)(considerandocapital)
► Entrar a un acuerdo con un desarrollador para construir capacidad de generación en ubicación cercana.
► El desarrollador puede mantener la responsabilidad del diseño, construcción, financiamiento y operación de las instalaciones o, el Corporativo puede controlar este proceso (a través de una empresa en participación o JV).
► Esta opción subcontrata riesgos clave a terceros con competencia central.
► Flexible para determinar el alcance de implicación en el proceso de desarrollo.
► El corporativo realiza el trabajo de facilitación del proyecto, y transfiere el riesgo a contratistas donde no quiera retener el riesgo a través de un proceso competitivo.
► El corporativo se hace más cargo del desarrollo de los riesgos de operación y construcción del proyecto, pero puede ajustarse a cumplir con el perfil de riesgos deseado.
► Ineos Chlor► Tulus Russel► RWE Cogen
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Ejemplo 1 – Externo PPA bilateral (cubierto, solo electricidad)
Descripción de la opción► Contratos corporativos para comprar energía de generador externo► Ya sea a través de PPAs consecutivos (Back-to-Back) o a través de
un contrato por diferencia (CfD)► El servicio público ‘cubre’ la energía intermitente con balance y
transmisión. ► El corporativo ha descontado el acuerdo de suministro con el servicio
público. ► Beneficios para el corporativo:
► Potencial para asegurar el precio y reducciones de costos a largo plazo
► No se requiere de Capex up-front► El suministrador es responsable del balance y el suministro. ► Directa asociación activo(s) específico(s)► Créditos de carbono/renovables se pueden obtener a través de
los certificados REC / REGO
Tarmac► El primer PPA directo divulgado públicamente en el Reino Unido (2009)► Parque eólico de 5MW Pendine en Gales, suministrando aproximadamente 14,300MWh p.a. cubiertos a través del servicio
público (nPower)► Precio fijo reducido de £49/MWh por 5 añosMarks & Spencer► PPAs múltiples establecidos en 2009/2010► Servicio Público (nPower) le suministra a M&S 60,000MWh p.a. de electricidad renovable por año – de 25 suministradores de
pequeña escala. E.g., 9MW de parque eólico terrestre en Escocia ► M&S ha suministrado el 30% de su electricidad de fuentes renovables específicas y, 65% a través de una tarifa verde
Estructura PPA directo consecutivo ‘Back-to-back’Comprar energía verde de generador y vender al
suministrador
de intermedia
ciónCorporativo
Suministrador público
Precios fijos o de Mercadocon piso
(Certificados)
Contrato PPA
Energía física (continua)
Suministro de Energía
Contrato PPA Back-to-back
(Certificados)
Precios fijos o de Mercadomenos precios de balance
Suministrode Energía
Energía física (intermitente))
Exclusivamente para discusión
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Ejemplo 2 – Acuerdo de compra de Energía (PPA) competitivo externo (Solo electricidad)
Descripción de la Opción► Entrar a acuerdos con numerosos desarrolladores para construir
capacidad de generación externa. ► El corporativo realiza un proceso competitivo para contratar múltiples
proyectos simultáneamente, fijando un precio máximo para el PPA.► Los desarrolladores compiten por el precio de energía y se les otorga el
PPA basado en el precio y la capacidad financiera/técnica.► Los desarrolladores suministran la ubicación y se mantienen
responsables del diseño, construcción, financiamiento y operación de las instalaciones.
► Facilita la contratación de capacidad a gran escala, pero la multitud de ambientes regulatorios pueden requerir contrataciones múltiples.
► Una alternativa: El precio del PPA se fija para todos los desarrolladores y el PPA es otorgado en cuanto los proyectos se vuelvan operativos.
► Se basa en un estudio sólido de factibilidad del proyecto, documentación de calidad y una contraparte merecedora de crédito.
Contratación de energía renovable de Sudáfrica► El objetivo es contratar 3.7GW de energía renovable de una variedad
de tecnologías► 1.4GW de capacidad aseguraron el financiamiento y 1.0GW más
otorgado► El contrato se otorgó por un precio fijo de electricidad por 20 años
basado en un proceso competitivoCorporativos de Ingenieros de la Armada de EEUU► Programa para contratar $7bn de energía renovable generada
localmente
Desarrollador
Corporativo / Suministrador
público
de intermediación(Proyecto SPV)
Contrato PPA
Deuda de terceros
Capital(Desarrollador)
Acuerdo de implementación
PPA competitivo
Exclusivamente para discusión
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Panorama da la Matriz de Generación
En el 2015, CFE generó 309,553 GWh, 2.7% más que en el 2014 79.7% tecnologías convencionales20.3% tecnologías limpias
La generación del electricidad a partir de tecnologías convencionales incrementó en un 4.4% en el 2015 en comparación con el 2014, debido al incremento en un 3.8% de la producción de energía a partir de plantas de ciclo combinado, y un incremento de 5.4% en la producción a partir de plantas convencionales.
La generación de electricidad a partir de fuentes limpias registró una reducción del 3.7%. Esto se debió principalmente a un decremento del 20.6% en la producción hidroeléctrica en el 2015 (comparada con el 2014).
Generación de Energía por modalidad
55.2% Centrales eléctricas de CFE
28.8% Producción independiente
16.0% Otros
Dato
Considerando la generación y el total de ventas deenergía por entidad federativa en el 2015, parece que lademanda de energía en la región central del país esmayor que la energía producida en esta misma área.
Source: PRODESEN
50%
13%
11%
4%2%
10%
4%
3%2%
1%
Generación de Energía eléctrica por tipo de Tecnología para el 2015
Combined Cycle
Conventional Thermal
Coal & Oil
TurboGas
Internal Combustion
Hydroelectric
Nuclear
Wind Power
Geothermal
Bioenergy & Cogeneration
Exclusivamente para discusión
Page 20
Generación bruta
78.3%
79.7%
21.7%
20.3%
0.0% 50.0% 100.0%
2014
2015
Limpia Convencional
Generación bruta por fuente 2015(Gigawatt-hour)
Modalidad Generación total1/(GWh)
Participación(%)
Fuentes de acuerdo a la LSPEE2/
CFE 316 0.1Producción
independiente 89,157 28.8
Autoabastecimiento 23,983 7.8Pequeña producción 153 0.0
Cogeneración 15,920 5.1Exportación 7,157 2.3
Usos propios continuos 1,036 0.3Fuentes de acuerdo a la LIE3/
CFE - Generador 170,662 55.1Generador4/ 1,006 0.3
OtrosFIRCO y GD5/ 161 0.1
Total 6/ 309,553 1001/ Capacidad de contrato de interconexión con CENACE. 2 / Ley del Servicio Público de EnergíaEléctrica. 3 / Ley de la Industria Eléctrica 4 / Incluye plantas en operación con permisos otorgados opendientes en el 2016. 5 / Fideicomiso de Riesgos Compartidos (FIRCO) y generación distribuida(DG). 6 / Los totales pueden no coincidir debido al redondeo. Información preliminar al cierre del2015.Fuente: Desarrollado por el SENER con datos del CFE, CRE y la Subsecretaría de planeación y transición energética.
Desglose de generación de Energía
Exclusivamente para discusión
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Consumo de Electricidad por Estado en 2015
8.69%
7.14%
6.93%
6.36%
8.23%
5.67%
5.47%
4.31%
3.84%
4.55%
3.45%
3.83%3.62%
2.47%
2.39%
2.49%
1.94%1.72%
1.73%
1.49%
1.19%
1.47%1.30%
.88%
0.92%
1.49%
1.44%
1.27%
1.36%
0.9%
0.74%
0.60%
Estados con mayor consumo encima de 60% Estados con mediano consumo encima de 20%
Estados con consumo menor a 20%
25,056.26
23,728.75
20,593.58
19,978.20
18,330.65
16,334.97
15,762.37
13,127.12
12,428.19
11,074.69
11,053.43
10,421.85
10,206.73
7,169.64
7,130.71
6,884.39
5,579.40
4,979.99
4,944.44
4,298.20
4,287.00
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Estado de…
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