anexo 1 U5

PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO

2007 – 2016

Subdirección de ProgramaciónGerencia de Programación de Sistemas Eléctricos

Comisión Federal de Electricidad

Alfredo Elías AyubDirector General

Florencio Aboytes GarcíaSubdirector de Programación

Gonzalo Arroyo AguileraGerente de Programación de

Sistemas Eléctricos

Isaac Jiménez LermaGerente de Evaluación y

Programación de Inversiones

Jorge B. García PeñaGerente 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 DistribuciónCFE

Subdirección de GeneraciónCFE

Subdirección de Transmisión y Transformación CFE

ÍNDICE

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INTRODUCCIÓN i

RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2007-2016 iii

PREMISAS v

1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 1- 11.1 Introducción 1- 11.2 Supuestos básicos 1- 1

1.2.1 Macroeconómicos 1- 11.2.2 Población y vivienda 1- 21.2.3 Precios de electricidad 1- 31.2.4 Precios de combustibles 1- 41.2.5 Autoabastecimiento y cogeneración 1- 41.2.6 Otros supuestos 1- 4

1.3 Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento 2006-2016

1- 4

1.4 Estudio regional del mercado eléctrico 2006-2016. Escenario de planeación

1- 7

1.4.1 Distribución de la demanda máxima bruta en 2005 1- 71.4.2 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en

2006-20161- 8

1.4.3 Crecimiento esperado del consumo bruto en 2006-2016 1-101.4.4 Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del servicio

público 2006-20161-12

1.4.5 Consumo de cargas autoabastecidas 1-141.4.6 Exportación e importación de CFE 1-15

2. INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 2- 12.1 Evolución del sistema 2- 12.2 Estructura del sistema de generación 2- 1

2.2.1 Capacidad efectiva instalada 2- 12.2.2 Principales centrales generadoras 2- 3

2.2.2.1 Centrales hidroeléctricas 2- 52.2.2.2 Centrales a base de hidrocarburos 2- 52.2.2.3 Centrales carboeléctricas 2- 52.2.2.4 Central dual 2- 52.2.2.5 Centrales geotermoeléctricas 2- 52.2.2.6 Central nucleoeléctrica 2- 52.2.2.7 Centrales eoloeléctricas 2- 5

2.2.3 Productores independientes de energía (PIE) 2- 52.2.4 Autoabastecimiento y cogeneración 2- 62.2.5 Autoabastecimiento remoto 2- 6

ÍNDICE

página

2.3 Generación bruta en 2005 2- 72.4 Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional 2- 7

3. PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN 3- 13.1 Aspectos principales de la planifi cación a largo plazo 3- 13.2 Conceptos de margen de reserva (MR) 3- 23.3 Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 3- 3

3.3.1 Temporada abierta de proyectos eoloeléctricos para autoabastecimientos

3- 3

3.3.2 Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración

3- 4

3.3.3 Autoabastecimiento remoto 3- 43.4 Retiros de capacidad 3- 63.5 Proyectos de Rehabilitación y Modernización (RM) 3- 73.6 Disponibilidad del parque de generación 3-103.7 Catálogo de proyectos candidatos 3-113.8 Participación en el cambio climático 3-143.9 Adiciones de capacidad para el servicio público 3-15

3.9.1 Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión

3-15

3.9.2 Capacidad en construcción o licitación 3-173.9.3 Capacidad adicional 3-19

3.10 Evolución de la capacidad del servicio público 3-203.10.1 Repotenciaciones 3-253.10.2 Centrales eoloeléctricas 3-253.10.3 Centrales carboeléctricas 3-253.10.4 Participación de tecnología en la expansión 3-25

3.11 Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico (SE) 3-263.12 Margen de reserva de capacidad 3-273.13 Margen de reserva de energía 3-293.14 Posibilidades de diversifi car las fuentes de generación 3-303.15 Oportunidades de participación de los particulares en la generación de

electricidad3-31

3.16 Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de combustibles

3-32

3.16.1 Restricciones ecológicas 3-333.16.2 Efi ciencia termoeléctrica 3-343.16.3 Composición de la generación bruta para servicio público 3-363.16.4 Requerimiento de combustibles 3-37

4. PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN 4- 14.1 Introducción 4- 14.2 Metodología para expandir la red de transmisión 4- 1

4.2.1 Plan de transmisión de mínimo costo 4- 14.2.2 Escenarios de demanda 4- 14.2.3 Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte 4- 1

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4.2.4 Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión 4- 24.2.5 Mínimo costo 4- 24.2.6 Análisis de rentabilidad de los proyectos 4- 24.2.7 Cálculo de los benefi cios y costos 4- 2

4.3 Expansión de la red de transmisión 4- 24.4 Descripción de las obras principales 4- 5

4.4.1 Líneas de transmisión 4- 54.4.2 Subestaciones 4- 74.4.3 Equipo de compensación 4-11

4.5 Obras e inversiones con fi nanciamiento externo 4-144.5.1 Obras de subtransmisión con fi nanciamiento externo 4-18

4.6 Capacidad de transmisión entre regiones 4-204.7 Descripción de las redes de transmisión asociada a centrales 4-25

4.7.1 Red de transmisión asociada a la central de TG Baja California II

4-25

4.7.2 Red de transmisión asociada a la repotenciación de Valle de México U2

4-26


4-27

4.7.4 Red de transmisión asociada a la central de CC Agua Prieta II 4-284.7.5 Red de transmisión asociada a la central eoloeléctrica

La Venta III 4-29

4.7.6 Red asociada a la central Carboeléctrica del Pacífi co 4-304.7.7 Red asociada a la central de CC Norte II (Chihuahua) 4-314.7.8 Red de transmisión asociada al proyecto de temporada abierta

y a los proyectos eólicos Oaxaca II, III y IV4-32

4.8 Pérdidas de energía 4-334.8.1 Pérdidas de energía en el nivel de transmisión 4-334.8.2 Pérdidas de energía en el nivel de distribución 4-33

5. REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2007-2016 5- 1

6. EFECTOS DE ESCENARIOS ALTERNOS DEL MERCADO ELÉCTRICO 6- 16.1 Mercado eléctrico 6- 1

6.1.1 Pronóstico del consumo de electricidad 6- 16.1.2 Pronóstico del consumo autoabastecido 6- 16.1.3 Pronóstico de ventas del servicio público 6- 16.1.4 Escenario bajo 6- 26.1.5 Escenario alto 6- 4

6.2 Requerimientos de capacidad 6- 56.2.1 Escenario alto 6- 56.2.2 Escenario bajo 6- 7

6.3 Margen de reserva y margen de reserva operativo 6- 86.4 Evolución de la generación bruta y requerimientos de combustibles

fósiles 6-10

6.4.1 Generación bruta 6-106.4.2 Requerimiento de combustibles fósiles 6-11

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ANEXO A POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

A- 1

A.1 Antecedentes A- 1A.2 Curva recomendada de niveles (CRN) en las GCH A- 2A.3 Aportaciones hidráulicas A- 3A.4 Degradación en potencia por unidad de energía extraída A- 5A.5 Concepto de energía almacenada A- 6A.6 Evolución histórica de la energía almacenada A- 7A.7 Generación hidroeléctrica 2006-2016 A- 7A.8 Política de operación 2006-2016 A- 8

ANEXO B VISIÓN A LARGO PLAZO EN LA PLANIFICACIÓN B- 1B.1 Introducción B- 1B.2 Metodología de planifi cación del SEN B- 1

B.2.1 Etapas del estudio de la expansión del sistema eléctrico B- 1B.2.2 Etapas en los estudios de expansión del sistema de generación B- 3B.2.3 Incorporación de los nuevos proyectos de autoabastecimiento

y cogeneración en el SENB- 3

B.2.4 Defi nición de la cartera de proyectos termoeléctricos B- 3B.3 Política energética B- 4

B.3.1 Necesidad de cotas de expansión B- 4B.4 Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión

de largo plazoB- 5

B.4.1 Posibilidades de diversifi car las fuentes de generación B- 5B.4.1.1 Centrales nucleoeléctricas B- 5B.4.1.2 Perspectiva de centrales carboeléctricas B- 6B.4.1.3 Continuidad de la tecnología de ciclo combinado B- 6B.4.1.4 Grandes centrales hidroeléctricas B- 6B.4.1.5 Fuentes renovables B- 6

B.5 Planifi cación bajo incertidumbre y análisis de riesgo B- 7

ANEXO C PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE GENERACIÓN BAJO INCERTIDUMBRE

C- 1

C.1 Introducción C- 1C.2 Certidumbre y aleatoriedad C- 1C.3 Variables sujetas a incertidumbre C- 2C.4 Modelado de la incertidumbre C- 3C.5 Criterios para el análisis de decisiones C- 3C.6 Incertidumbre y riesgo en la planifi cación C- 5

ANEXO D INTERCONEXIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

D- 1

D.1 Introducción D- 1D.2 Interconexiones existentes D- 1D.3 Proyectos de interconexión de corto plazo D- 3

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página

D.4 Enlaces CFE - ERCOT D- 4D.4.1 Nuevo Laredo - Laredo, Texas D- 4D.4.2 Reynosa – Mission, Texas D- 4

D.5 Interconexión SIN – Baja California D- 5D.6 Interconexión SIN – Baja California Sur D- 6D.7 Interconexión CFE – Guatemala D- 7D.8 Proyectos de interconexión en el mediano plazo D- 8

ANEXO E CONSIDERACIONES PARA LA INTEGRACIÓN DE PROYECTOS EÓLICOS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO

E- 1

E.1 Introducción E- 1E.2 Economía de la generación eólica E- 1E.3 Incidencia eólica en el medio ambiente. Externalidades E- 2E.4 Integración eólica en la red eléctrica E- 3E.5 Infraestructura de transmisión para la generación eólica E- 4E.6 La intermitencia eólica en la operación del sistema E- 4

E.6.1 Impacto en el predespacho E- 5E.6.2 Impacto en el seguimiento de la carga E- 5E.6.3 Impacto en la regulación de la frecuencia E- 6

E.7 Comportamiento eólico en condiciones de emergencia E- 6E.7.1 Control de potencia activa E- 7E.7.2 Rango de frecuencias operativas E- 7E.7.3 Control de la tensión E- 7E.7.4 Permanencia operativa bajo falla E- 7

ANEXO F GLOSARIO DE TÉRMINOS F- 1

ANEXO G ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS G- 1

ANEXO H SIGLAS Y ACRÓNIMOS H- 1

i

INTRODUCCIÓN

El Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) es el resultado de estudios coordinados dentro del marco de la planifi cación integral del sistema eléctrico del país.

La selección de los componentes del sistema, su programación en el tiempo y la defi nición de los sitios para su instalación, son actividades importantes en el proceso de decisión con implicaciones técnicas, económicas, ambientales y sociales a nivel nacional.

La planifi cación 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 confi abilidad y calidad. Para ello se consideran los costos de inversión, operación y energía no suministrada, así como las disposiciones nacionales en materia energética, fi nanciera, ambiental y social.

La elaboración del POISE es una actividad dinámica, pues de manera continua se van incorporando las modifi caciones en montos y alcances de los proyectos que imponen nuevas circunstancias. El ciclo de revisión integral del POISE es anual, y en él se toman como base los escenarios macroeconómicos del país y de precios de combustibles elaborados cada año por la Secretaría de Energía (SENER), coordinadora del sector.

A diferencia de años anteriores, se presenta la evolución a diez años considerando el actual como parte de la historia, de esta manera el programa de obras e inversiones que se reporta corresponde al periodo 2007–2016.

En el documento se describe la evolución del mercado eléctrico y la expansión de la capacidad de generación y transmisión para atender la demanda de electricidad futura. Asimismo, se detallan las inversiones necesarias en nuevas centrales generadoras, redes de transmisión y distribución de energía eléctrica, así como para el mantenimiento de la infraestructura, a fi n de brindar un servicio público de electricidad seguro y efi ciente.

Por su relevancia en el contexto actual de planifi cación, en los anexos se exponen los siguientes temas: política de generación hidroeléctrica; visión de largo plazo en la planifi cación; planifi cación de la expansión del sistema de generación bajo incertidumbre; consideraciones para la integración de proyectos eólicos, así como las interconexiones del sistema eléctrico nacional con otros sistemas.

Este documento se ha elaborado de conformidad con lo dispuesto en el artículo 36-Bis de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y en el artículo 66 de su Reglamento.

iii

Escenarios macroeconómicos

La tasa media anual esperada de incremento en el consumo de energía en el sector eléctrico ha disminuido de 6.3% en 2001 a 5.2% en 2005, debido a la reducción permanente de las proyecciones anuales de SENER y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) del crecimiento de la economía del país.

Las estimaciones actuales consideran que las ventas de electricidad más autoabastecimiento crecerán 4.8% cada año, derivado de un crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) de 3.8 por ciento.

Ciclo de planifi cación anual

El punto de partida en cada ciclo es la nueva estimación del consumo de energía eléctrica. En este ciclo, ha sido necesario diferir la entrada en operación de 22 centrales generadoras. En el proceso de decisión se consideró el tiempo requerido desde la programación de una nueva planta hasta su puesta en servicio (4 a 5 años). Por tanto, en el corto plazo no ha sido posible realizar todos los ajustes necesarios por no convenir el diferimiento de obras en construcción.

En el mediano plazo (más de 5 años) la reprogramación de fechas en el programa de centrales fue posible, ya que los proyectos aún no se han licitado.

Escenario de precios de combustibles

Este es un insumo importante que se recibe de SENER. Los pronósticos de precios de combustibles junto con los costos de inversión para las diferentes tecnologías, se utilizaron en modelos de optimización a fi n de determinar el plan para expandir la capacidad de generación y la red eléctrica. Las estimaciones actuales consideran precios nivelados del gas natural por arriba de 6 dólares/MMBtu y para el combustóleo superiores a 30 dólares/Barril. Con esta base de precios, es competitiva la participación de centrales carboeléctricas y nucleoeléctricas en la expansión del sistema.

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 diversifi car sus fuentes de suministro mediante la construcción de terminales de regasifi cación de gas natural licuado (GNL).

Las terminales de Altamira, Costa Azul y Manzanillo permitirán disponer en el futuro de 1,250 millones de pies cúbicos diarios de gas natural. La capacidad de

las terminales de regasifi cación se podría incrementar dependiendo de la oferta de gas natural de PEMEX a través de la red nacional de gasoductos.

Disponibilidad de unidades generadoras

En este ejercicio de planifi cación se ha supuesto que en el periodo habrá sufi ciencia presupuestal para el mantenimiento del parque de generación de CFE. Esto permitirá lograr factores de disponibilidad del orden de 82% a 83%, con lo cual se dispondrá de los márgenes de reserva operativos necesarios para enfrentar contingencias y desviaciones en pronósticos sin comprometer la confi abilidad del suministro.

El incumplimiento de este supuesto afectaría signifi cativamente el funcionamiento del sistema en sus indicadores económicos y de confi abilidad, particularmente en los años donde la reserva se ha ajustado a los valores establecidos en criterios de diseño del sistema.

Composición del parque generador

Tomando como base los escenarios ofi ciales de precios de combustibles, los costos de inversión para las tecnologías y las disposiciones para generar energía limpia en zonas críticas, se determinó el plan de expansión 2007-2016.

La mezcla óptima es la que permite satisfacer la demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel de confi abilidad establecido por CFE, cumpliendo con los lineamientos sobre política energética y normativa ambiental.

En este plan se incluyen 4,456 MW de capacidad en plantas hidroeléctricas, geotermoeléctricas y eólicas, 3,478 MW en carboeléctricas, 898 MW en unidades turbogás y de combustión interna, 12,184 MW en centrales de ciclo combinado a gas natural, así como 6,021 MW cuya tecnología aún no se ha defi nido.

Exceptuando las unidades programadas para Baja California Sur, que utilizarían diesel y otras en el norte y centro del país para las que no se prevé otra opción que utilizar gas natural, quedarían sin defi nir solamente 4,328 MW. Para este bloque, se considerarán nuevas tecnologías de generación, como centrales con energía renovable y ciclos combinados con gasifi cación 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 para este tipo de proyectos, se ha considerado que a

RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2007-2016

iv

partir de 2014 será posible reactivar la instalación de centrales carboeléctricas y posteriormente las nucleoeléctricas.

El programa de expansión incluye la repotenciación de dos unidades en Manzanillo I y dos en Manzanillo II, tres unidades en la central Valle de México, dos unidades de Tula y plantea la posibilidad de repotenciar las centrales Mérida II y Lerma. Esta opción ofrece menores costos, al aprovechar parte de la infraestructura existente con efi ciencias muy cercanas a las de ciclos combinados nuevos. Una ventaja adicional es que al cambiar la operación de combustóleo a gas, se reduce el impacto sobre el ambiente en las áreas de infl uencia de estas centrales.

Retiro de unidades generadoras

En este periodo se retirarán 4,546 MW (10% de la capacidad de generación en 2005). En todos los casos, el área operativa de CFE revisa la problemática local del sistema antes del retiro. Para los siguientes cuatro años, un porcentaje alto quedará en reserva fría por ser unidades con baja efi ciencia.

La meta para los próximos años es desarrollar estrategias a fi n de mejorar la competitividad del parque de generación combinando el programa de retiros con la incorporación de tecnologías de generación más efi cientes, 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.

Margen de reserva

Los márgenes de reserva de 2006 a 2009 serán altos, debido principalmente a que en los últimos años el crecimiento de la demanda de electricidad ha sido menor al esperado, consecuencia de un desarrollo económico por debajo de las proyecciones del gobierno, así como a la difi cultad para hacer ajustes en el programa de generación en el corto plazo.

Como resultado de este ejercicio de planifi cación, se ha reprogramado la entrada en operación de 22 centrales para ajustar el margen de reserva y cumplir así con los criterios de planifi cación establecidos. De 2010 a 2016 el margen de reserva cumple con los estándares establecidos.

Programa de autoabastecimiento

En este periodo se estima que el consumo autoabastecido crecerá 18.3% y llegaría a 25.5 TWh en 2016. Este monto representaría 8% del consumo nacional en ese año. El autoabastecimiento remoto que utiliza la red eléctrica llegaría en el mismo año a 12.4 TWh.

Debido al interés de los particulares por participar

en proyectos de generación eólica en el Istmo de Tehuantepec en la modalidad de autoabastecimiento, la SENER solicitó a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) conducir un proceso de temporada abierta (TA). Como resultado de este proceso para reservar capacidad de transmisión, se formalizó ante la CRE un requerimiento de 1,899 MW. Actualmente CFE ha iniciado las gestiones ante SENER y SHCP para la autorización de un proyecto con el fi n de desarrollar la capacidad de transmisión requerida en esa región. Se estima que la energía generada en estos parques eólicos sería del orden de 6,600 GWh.

Proyecto de generación distribuida de LyFC

En el análisis de la evolución de la capacidad se incluyen 448 MW de generación distribuida de Luz y Fuerza del Centro (LyFC), autorizados por SHCP y SENER.

Desarrollo de la transmisión

Las redes principales para transferir grandes bloques de energía entre áreas del sistema y los sistemas de transmisión regionales tendrán un crecimiento importante en este periodo, con lo cual se mejorará la confi abilidad del suministro y la operación económica del sistema.

Se construirán 29,558 km-c de líneas (69 a 400 kV) y se instalarán 63,881 MVA de capacidad de transformación en subestaciones, lo cual representa respectivamente un crecimiento de 32% y 47% de los valores correspondientes al cierre de 2005.

Requerimientos de inversión

El monto total de inversión necesario para atender el servicio público de CFE en 2007 – 2016 es de 543,354 millones de pesos de 2006, con la siguiente composición: generación 44.4%, transmisión 19.1%, distribución 20.7%, mantenimiento 14.9% y otras inversiones 0.9 por ciento.

Se estima que el 40.0% del monto total de la inversión utilizaría el esquema de obra pública fi nanciada, 8.8% la modalidad de producción independiente de energía, mientras que CFE participaría con 38.5% mediante recursos presupuestales. Para el 12.7% restante aún no se ha defi nido el esquema de fi nanciamiento que se utilizaría.

v

En los estudios de expansión del sistema eléctrico nacional se consideran aspectos técnicos, económicos, legales, ambientales, políticos y regulatorios, entre otros. Para el ejercicio de planeación 2007 - 2016 se han adoptado las premisas siguientes:

Legales y regulatorias

De acuerdo con los artículos 4o. y 9o. de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), CFE tiene la función, entre otras, de realizar la planeación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

En el artículo 66 del Reglamento de la LSPEE se establece que CFE deberá elaborar y remitir a la SENER para su aprobación ―cuando dicha dependencia lo determine, pero al menos una vez al año― un documento de prospectiva sobre las tendencias del sector eléctrico del país y los programas de obras para la prestación del servicio público.

A su vez, el artículo 36-Bis de la LSPEE establece que la planifi cación del SEN debe hacerse aprovechando, tanto en el corto como en el largo plazos, la producción de energía eléctrica que resulte de menor costo para CFE y que además ofrezca óptima estabilidad, calidad y seguridad del servicio público.

Evolución de la demanda

Para la determinación del pronóstico de la demanda se considera lo siguiente:

Escenarios económicos.- En febrero de 2006 SENER defi nió para este periodo tres escenarios: planeación, alto y bajo. El de planeación considera las proyecciones económicas con mayor probabilidad de realización en los próximos años.

Población y vivienda.- Se toma como base la estimación elaborada por el Consejo Nacional de Población (CONAPO) de 2005 y se utiliza en los tres escenarios económicos.

Precios de electricidad.- En el análisis todas las tarifas se encuentran sujetas a ajustes mensuales. En términos reales los precios de electricidad para los tres escenarios son muy similares: las relaciones precio/costo se modifi can en función de los diferentes movimientos de los indicadores económicos, así como de los precios de combustibles proporcionados por SENER.

Utilización efi ciente de la energía.- Las proyecciones de demanda consideran las tendencias de la implantación de nuevas tecnologías para un uso más efi ciente de la electricidad en los sectores residencial, comercial e industrial. También se han tomado en cuenta los ahorros debidos al cambio de horario durante el verano.

Precios de combustibles

Se consideran tres escenarios (referencia, alto y bajo), entregados por SENER en febrero de 2006. La trayectoria futura del precio de los combustibles fósiles (que constituye la parte más signifi cativa del costo de producción) es diferente en cada uno.

Así, en el escenario de referencia, el precio nivelado medio del gas natural doméstico durante los próximos 30 años será de 7.16 dólares/MMBtu. Para el combustóleo será de 32.44 dólares/barril y para carbón importado de 43 y 51 dólares/tonelada corta, en el Golfo de México y en las costas del Océano Pacífi co, respectivamente.

La evolución de precios de combustibles estimada por SENER es un insumo fundamental para determinar la mezcla óptima de tecnologías de generación en el mediano y largo plazos.

Disponibilidad de gas natural

Se considera que existirá disponibilidad de gas a precios competitivos en la zona occidental del país, mediante una terminal de regasifi cación de gas natural licuado en Manzanillo. Se supuso un precio en Manzanillo igual al esperado en Henry Hub menos 0.58 dólares/MMBtu.

Autoabastecimiento y cogeneración

Los planes de instalación de centrales de autoabastecimiento y cogeneración se consideran de manera explícita en la expansión del sistema de generación. Los programas específi cos fueron formulados por SENER en marzo de 2006 con la participación de diferentes entidades del sector.

En el proceso se separa el autoabastecimiento remoto ―que utiliza servicios de transmisión y respaldo― del local que se reconoce independiente del sistema.

Disponibilidad del parque de generación

Se supone la sufi ciencia de recursos presupuestales para llevar a cabo los programas de mantenimiento necesarios para sostener y en su caso, incrementar los índices de disponibilidad de las centrales. Para los próximos diez años se supuso una disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE de 83%, y de 90% para proyectos de autoabastecimiento y producción independiente.

Proyectos de rehabilitación y modernización

Se considera la recuperación de capacidad, incremento en disponibilidad o mejora en efi ciencia del parque de

PREMISAS DE LA PLANIFICACIÓN

vi

generación de CFE, como resultado de los proyectos para la rehabilitación y modernización de algunas centrales eléctricas autorizadas en los Presupuestos de Egresos de la Federación (PEF) de 2002 a 2006, así como los propuestos en el PEF 2007.

Generación distribuida en el área Central

Este proyecto de LyFC fue considerado como predefi nido en el ejercicio de planifi cación del sistema de generación, con base en información reciente sólo se incluyen 448 MW en 2006.

Generación eoloeléctrica

Se han programado 589 MW de capacidad de generación con esta tecnología como proyectos del servicio público, todos ellos en el Istmo de Tehuantepec y que entrarán en operación entre 2006 y 2010. Para aprovechar la sinergia con los proyectos de TA, CFE ha reprogramado la entrada en operación de 404 MW en 2009 y 2010.

1 - 1

1.1 Introducción

El estudio del desarrollo del mercado eléctrico para los próximos años tiene como objetivo estimar las trayectorias futuras del consumo y la demanda máxima de electricidad a nivel nacional, regional y sectorial, en correspondencia con las proyecciones macroeconómicas defi nidas por la SENER, las cuales son bases de los ejercicios de planeación sectorial para todos los organismos del sector público. Dichas estimaciones permiten identifi car los requerimientos de capacidad y energía necesarios para satisfacer el consumo, tanto el atendido por las ventas de electricidad del sector público de CFE y LyFC, como el de los propios usuarios a través del autoabastecimiento.

Llevar a cabo el estudio del mercado eléctrico requiere de la actualización y análisis de la información más reciente sobre el consumo de los diversos sectores de usuarios con la fi nalidad de identifi car, mediante modelos econométricos, cómo el comportamiento histórico de las condiciones económicas, tecnológicas y demográfi cas afecta el nivel y la estructura del consumo eléctrico. Así, se podrán estimar las expectativas de desarrollo del mercado, en función de los diferentes escenarios de evolución de las determinantes económicas y sociales.

Adicionalmente las proyecciones regionales requieren, aparte de los modelos econométricos sectoriales, de la aplicación de aquellos de estimación regional que consideran cuatro aspectos principales:

• Análisis de tendencias y comportamiento de los sectores a escala regional

• Estudio de cargas específi cas de importancia regional y nacional

• Actualización anual de las solicitudes formales de servicio e investigaciones del mercado regional

• 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 cuantifi car las necesidades de capacidad de generación y transmisión del sistema.

1.2 Supuestos básicos

1.2.1 Macroeconómicos

La SENER defi ne tres escenarios económicos —planeación, alto y bajo— para utilizarse como base de las estimaciones del consumo de electricidad. El de planeación considera las proyecciones económicas con mayor probabilidad de realización en los próximos años. Constituye la trayectoria de referencia del ejercicio de planeación del SEN para 2006 – 2016 y la base para estimar los niveles y trayectorias por sector y región del consumo de energía, necesarios para identifi car los requerimientos de expansión del sistema en el periodo.

En este escenario de planeación, la tasa media de crecimiento anual (tmca) del PIB total durante 2006 – 2016 es de 3.8% (4.3% en 2005). En los escenarios alto y bajo se proyectan tasas de 4.3% (5.2% en 2005) y 2.6% (2.8% en 2005).

En la fi gura 1.1 se muestra la evolución del PIB total y de las ventas más autoabastecimiento, donde se observan comparativamente sus tmca, así como las de los usuarios y precio medio de venta.

En la fi gura 1.2 se compara el comportamiento real del PIB con la evolución prevista en los pronósticos desde 1998 hasta 2006. En general el conjunto de trayectorias económicas muestra una tendencia que se ajusta cada año, tomando como base los valores reales del año anterior.

Se observa que los pronósticos de 1998 y 1999 corresponden en los primeros años al comportamiento real de la economía; en cambio de 2001 a 2003, el bajo crecimiento económico dio lugar a desviaciones signifi cativas. En 2005 se aprecia un incremento del PIB ligeramente inferior al de 2004. No obstante ya se registran dos años (2004 y 2005) de recuperación de la economía.

En el cuadro 1.1 se indican las tasas de crecimiento real del PIB 2000 a 2005.

Crecimiento real del PIB en 2000 – 2005

Cuadro 1.1

PIB

trca 1/ (%)

2000 6.60

2001 -0.16

2002 0.83

2003 1.41

2004 4.36

2005 3.00

Año

1/ Tasa real de crecimiento anual

1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

1 - 2

1.2.2 Población y vivienda

Respecto a la materia demográfi ca, en los tres

escenarios económicos se utilizó la misma proyección de población y vivienda de 2005. Ésta fue elaborada por el CONAPO para un solo escenario, y por su

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005

tmca

Ventas más autoabastecimientoPIB Usuarios Precio medio

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005

tmca

Ventas más autoabastecimientoPIB Usuarios Precio medio

Figura 1.1

Evolución del PIB, ventas más autoabastecimiento, usuarios y precio medioTasas medias de crecimiento anual 1985 - 2005 (21 años)

0

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1,000

1,250

1,500

1,750

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3,000

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

PIB

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Real

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1,250

1,500

1,750

2,000

2,250

2,500

2,750

3,000

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

PIB

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Real

Comparación de los pronósticos del producto interno bruto(Miles de millones de pesos de 1993)

Figura 1.2

1 - 3

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% anual en promedio. Estos dos supuestos implican un descenso paulatino del tamaño promedio de las familias que en 2005 registró 3.8 habitantes por vivienda y el cual, según las previsiones de CONAPO, bajará a 3.1 habitantes para 2016.

1.2.3 Precios de electricidad

Las tarifas eléctricas se encuentran sujetas a ajustes mensuales, salvo algunas como la residencial (excepto la Doméstica de Alto Consumo (DAC)), agrícola y de servicio público, los cuales se efectúan mediante factores fi jos, 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 fi jos se autorizan generalmente en forma anual, mediante acuerdos específi cos y se relacionan con las estimaciones de la evolución infl acionaria 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 periodo de pronóstico 2006 – 2016, se vincula directamente con la perspectiva de evolución del ajuste automático que resulta de los escenarios económicos y de los precios de combustibles proporcionados por la SENER.

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 fi gura 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.

1/ “Cláusula de los ajustes por las variaciones de los precios de combustibles y la infl ación nacional” publicada originalmente en el Diario Ofi cial de la Federación del 31 de diciembre de 2001

0.00

0.10

0.20

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1.00

1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

Residencial planeación Agrícola planeación

Residencial bajo Agrícola bajo

Residencial alto Agrícola alto

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1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

Residencial planeación Agrícola planeación

Residencial bajo Agrícola bajo

Residencial alto Agrícola alto

Relaciones precio/costo de tarifas residencial y agrícola1988 - 2016

Figura 1.3

1 - 4

Asimismo, la 6 de bombeo de aguas potables y negras. A pesar de que en términos reales los precios son muy similares, en los tres escenarios proporcionados por la SENER las relaciones precio/costo se modifi can como resultado de los diferentes movimientos de los indicadores económicos y precios de combustibles.

Como consecuencia de las diversas trayectorias de precios —tanto de las sujetas al mecanismo de ajuste automático como al normalmente anual—, el precio medio global registra comportamientos relativamente similares. En el de planeación crece a una tasa media anual real de 0.5%; en el alto 0.4%; y en el bajo 0.3 por ciento.

1.2.4 Precios de combustibles

Según los escenarios determinados por la SENER, la trayectoria futura del precio de los combustibles fósiles (la parte más signifi cativa del costo de producción) es diferente en cada uno, tanto en dólares como en pesos, debido a los distintos índices de infl ación y de tipo de cambio. En términos de cada combustible, el comportamiento resultante es el siguiente: en los tres escenarios, planeación, alto y bajo, el precio del combustóleo crece a tasas anuales de 1.3%, 2.5% y 0.7%, respectivamente. En el caso del precio del gas natural desciende en los escenarios de planeación y bajo, -0.6% y -2.1% respectivamente. En cambio en el alto su precio se eleva a una tasa media de 1.2% real al año durante todo el periodo.

1.2.5 Autoabastecimiento y cogeneración

En 2005, el autoabastecimiento de electricidad en las modalidades establecidas por la LSPEE fue de 21.6 TWh y representó 11.3% del consumo total.

Basado en la más reciente documentación sobre permisos y proyectos de instalación, el pronóstico de planeación indica que en 2016 el autoabastecimiento será de 25.5 TWh, similar al nivel esperado en la prospectiva del año pasado, calculado en 25.0 TWh para el fi nal 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 efi ciente 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.

1.3 Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento, 2006 – 2016

La predicción para un periodo dado está correlacionada con el pronóstico del PIB para el mismo lapso.

En los últimos cinco años el referente a las ventas más autoabastecimiento muestra una tendencia a la baja, como se observa en la fi gura 1.4. Similar al comportamiento del PIB para los pronósticos realizados en 1998 y 1999, el de ventas más autoabastecimiento se ajusta correctamente al real para los primeros años. En cambio se observan desviaciones en el largo plazo, debido al bajo crecimiento económico de 2001 a 2005.

Las ventas más autoabastecimiento previstas en 2000 para 2008 fueron de 275,743 GWh, mientras que en el actual pronóstico las calculadas para ese mismo año son de 218,216 GWh. En el capítulo 3 se analizan los efectos de estos cambios en las estimaciones.

En el pasado decenio las ventas más autoabastecmiento crecieron 4.7% como consecuencia de una evolución anual de 4.1% del atendido por las ventas del sector público, y de 10.5% del autoabastecimiento. Esto último se explica básicamente por los altos niveles logrados en 2003, 2004 y 2005: 16.6 TWh, 20.5 TWh y 21.6 TWh, que representan un incremento de 34.3%, 65.5% y 74.6% respecto a 2002.

Considerando todos los supuestos descritos, en el escenario de planeación se estima que en 2006 - 2016 las ventas más autoabastecimiento crecerán en promedio 4.8% anual, y en los alto y bajo en 5.4% y 3.6%, respectivamente. Como resultado de este comportamiento, las cantidades globales de energía proyectadas para 2016 serán de: 1) 319.1 TWh en el de planeación,

El cuadro 1.2 muestra las tasas de crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento en 2000 - 2005.

Crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento 2000 - 2005

1/ Ventas más autoabastecimiento 2/ Tasa real de crecimiento anual

Cuadro 1.2

(V + A) 1/

trca 2/ (%)

2000 6.74

2001 1.74

2002 1.95

2003 2.56

2004 3.94

2005 4.00

Año

1 - 5

2) 341.4 TWh en el alto, y 3) 282.0 TWh en el bajo. De concretarse las estimaciones sobre la trayectoria más probable del autoabastecimiento, las ventas del sector público aumentarán 5.1% en promedio al añoen el escenario de planeación, para llegar a

293.5 TWh en 2016. Ver fi guras 1.5 y 1.6. En el alto, el incremento de las ventas del sector público será de 5.8% anual, para alcanzar 315.9 TWh en ese año, y en el bajo de 3.8% con 256.4 TWh.

En lo fundamental, la dinámica de las ventas del

0

25

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1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

TWh

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140

150TWh

tmca 4.8%

tmca 5.1%

tmca 4.7%

tmca 4.1%

Ventas más autoabastecimiento

Ventas de servicio público

tmca 10.5%

tmca 1.5%

Autoabastecimiento

319.1

293.5

25.5

2016

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1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

TWh

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7080

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150TWh

tmca 4.8%

tmca 5.1%

tmca 4.7%

tmca 4.1%



tmca 10.5%

tmca 1.5%

Autoabastecimiento

319.1

293.5

25.5

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1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015

TWh

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150TWh

tmca 4.8%

tmca 5.1%

tmca 4.7%

tmca 4.1%



tmca 10.5%

tmca 1.5%

Autoabastecimiento

319.1

293.5

25.5

2016

Ventas más autoabastecimiento 2006 – 2016

Figura 1.5

0

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1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

TWh

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Real

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1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

TWh

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Real

Comparación de los pronósticos de ventas más autoabastecimiento

Figura 1.4

1 - 6

servicio público de electricidad descansa en las efectuadas a la industria y los grandes comercios, que actualmente representan 59% de las totales: 37% a la empresa mediana y 22% a la gran industria. En el periodo de pronóstico, estos dos sectores incrementarán sus tasas medias anuales para superar en 5.6% a las ventas totales, por lo cual en 2016 representarán 62% de estas últimas.

En el periodo de pronóstico, el sector de mayor crecimiento en las ventas será el de la gran industria, no sólo por el alto dinamismo económico de las ramas intensivas en uso de electricidad, sino por el relativo estancamiento que registrará el consumo autoabastecido a partir de 2013, tras el cual no seha programado el ingreso de nuevos proyectos de

20

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1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

TWh

Historia Planeación Alto Bajo

Alto: tmca 5.4%

Planeación: tmca 4.8%

Bajo: tmca 3.6%

341.4

319.1

282.0

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140

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1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

TWh

Historia Planeación Alto Bajo

Alto: tmca 5.4%

Planeación: tmca 4.8%

Bajo: tmca 3.6%

341.4

319.1

282.0

Ventas más autoabastecimiento 1970 – 2005 yEscenarios 2006 - 2016

Figura 1.6

autoabastecimiento.

Los sectores residencial, comercial y servicios, que integran el denominado desarrollo normal, crecerán 4.6% al año en conjunto, tasa ligeramente inferior a la del año pasado (5.0%), como respuesta a una expectativa un poco menos dinámica prevista para el escenario macroeconómico de planeación.

Finalmente, aunque se estima que las ventas al sector agrícola registren un nivel de volumen similar al de 2005, su tmca será menor a la prospectiva del año pasado (1.3%) como consecuencia del comportamiento del alto nivel de ventas en 2005. Ver cuadro 1.3.

1996 - 2005 2006 - 2016

tmca (%) tmca (%)

Ventas más autoabastecimiento 4.7 4.8

Autoabastecimiento 10.5 1.5

Ventas del servicio público 4.1 5.1

Desarrollo normal 3.6 4.6

Residencial 4.1 4.6

Comercial 3.0 5.6

Servicios 2.0 3.0

Agrícola 1.9 1.3

Industrial 4.7 5.6

Empresa mediana 5.7 5.3

Gran industria 3.1 6.1

Crecimiento promedio anual de las ventas más autoabastecimiento Escenario de planeación, 1996 – 2016

Cuadro 1.3

1 - 7

1.4 Estudio regional del mercado eléctrico 2006 – 2016. Escenario de planeación

Para elaborar el POISE es necesario estimar el desarrollo del mercado eléctrico a nivel regional a fi n de localizar y defi nir 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 a realizar. Por esta razón, el estudio del mercado se efectúa considerando zonas y regiones para llegar al pronóstico a nivel nacional.

La estadística en las diferentes áreas y sistemas eléctricos del país, se obtiene de los reportes de operación de las Divisiones de Distribución de la Subdirección de Distribución, Áreas de Control de la Subdirección del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y Regiones de Producción de la Subdirección de Generación.

Actualmente se encuentran interconectadas siete áreas operativas del territorio nacional. Los sistemas Baja California y Baja California Sur están separados del resto.

Para el estudio regional del mercado eléctrico, el país se divide en 118 zonas y 12 comunidades o pequeños sistemas aislados —seis de los cuales reciben energía de importación—.

Las zonas a su vez se agrupan en áreas o en sistemas. Adicionalmente, debido a su cobertura geográfi ca, en las áreas Occidental y Oriental se conforman regiones con el objeto de representar mejor el sistema y sus resultados.

Para los pronósticos de la demanda de energía eléctrica se toman en cuenta:

• La evolución de las ventas en los diversos sectores tarifarios y zonas del país

• Los registros históricos, solicitudes de servicio y encuestas a usuarios de cargas importantes —las de aquellos con demanda de potencia generalmente superior a 1 MW y que en su mayoría corresponden al sector industrial—

• La evolución de la energía por pérdidas eléctricas de zona, región y área

• El desarrollo de las demandas en cada banco de transformación

• El comportamiento histórico de los factores de carga y de diversidad

• Los valores reales de los usos propios de generación, condensadores síncronos y servicios propios recibidos por transmisión y distribución

• Las estimaciones sobre usos propios de las centrales generadoras

• La caracterización y proyección de las cargas de autoabastecimiento

• Los escenarios de consumo sectorial de electricidad

• 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.

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 bruta en 2005 En el cuadro 1.4 y la fi gura 1.7 se muestra su conformación.

Cuadro 1.4

(MW) (%)

Sistema Interconectado Nacional 31,268 93.4

Baja California 1,909 5.7

Baja California Sur 264 0.8

Sistemas aislados 24 0.1

Total 33,465 100

Demanda 2005Sistema

1 - 8

1.4.2 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en 2006 - 2016

Como se observa en la fi gura 1.8, el pronóstico de la demanda máxima bruta del Sistema Interconectado Nacional (SIN) presenta una tendencia a la baja, similar al PIB y a las ventas más autoabastecimiento. Una causa principal de esta reducción es el bajo crecimiento económico de 2001 a 2005 respecto a la tendencia histórica. En 2005 se muestra cierta recuperación en la demanda de energía.

Analizando las fi guras 1.4 y 1.8 se observan

también diferencias signifi cativas entre los valores pronosticados y los reales, particularmente en los últimos años.

El cuadro 1.5 muestra las demandas máximas brutas del SIN de 2001 a 2016.

La demanda pronosticada en 2002 para 2009 era de 41,440 MW, mientras que en el pronóstico realizado en 2006 para ese mismo año fue de 37,383 MW.

La fi gura 1.9 indica las tmca de 1996 a 2016 para la demanda máxima de cada área.

Demanda máxima bruta del SIN Escenario de planeación

Cuadro 1.5

Concepto 2001 2002 2003 2004 2005 1/ 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca

(2006-2016) %

Demanda máxima (MW) 27,571 28,187 29,408 29,301 31,268 32,423 34,088 35,639 37,383 39,549 41,541 43,696 45,872 48,218 50,497 52,844incremento % 0.71 2.23 4.33 -0.36 6.71 3.69 5.14 4.55 4.89 5.79 5.04 5.19 4.98 5.11 4.73 4.65 4.9

CUERNAVACA119

S. J. DEL RÍO464

PACHUCA580

D.F.6,483

TOLUCA766

367

VALLE DE BRAVO

18,287

ATLACO-MULCO

240

MATEHUALA100

S. L. POTOSÍ664

AGUASCALIENTES 538

ZACATECAS428

MATAMOROS329

CD. VICTORIA166

TAMPICO683

VALLES196

MONTEMORELOS248

RÍO VERDE

79

NUEVO LAREDO261

REYNOSA487

PIEDRAS NEGRAS219

SABINAS107

MONTERREY2,844SALTILLO

619

C. DEL ORO16

CERRALVO

MONCLOVA380

76

6

MANTE6,06869

LÁZARO CARDENAS

753

161

MANZANILLO226

COLIMA95

MORELIA233

APATZINGÁN93

URUAPAN83

PUERTOVALLARTA

GUADALAJARA1,295

LOS ALTOS103

CHAPALA233

CD. GUZMÁN128

LEÓN460 IRAPUATO

457

SALAMANCA237

QUERÉTARO690

TEPIC107

CELAYA530

3

7,047

LA PIEDAD98

ZAMORA162

37 LA PAZ

CABO SAN LUCAS

115

114

GRO. NEGRO9

VILLACONSTITUCIÓN

282

MEXICALI1,039 S. L. RÍO

COLORADO214 TIJUANA

696

TECATE42

ENSENADA181

7

1,909

STA.

ZIHUATANEJO

79

239

CHILPANCINGO90

MORELOS362 PUEBLA

676

S. MARTÍN320

363

IGUALA60

ACAPULCO366

HUATULCO

HUAJUAPAN OAXACA157

246CHALCO187

52

TEHUANTEPEC

63

TAPACHULA148

COALCOS

216

139

COATZA-

563

GUTIÉRREZ

LOS RÍOS154

S. CRISTÓBAL121

CHONTALPA

TUXTLA

225

2

5,684

POZA RICA

TEZIUTLÁN151

JALAPATLAXCALA VERACRUZ

528144

ORIZABATECAMA-

PAPALOAPANCÓRDOBA

130

VILLAHERMOSA372

203

CHETUMAL

COZUMEL37

PLAYA DEL

CANCÚN280

CARMEN

TIZIMÍN

75

429

MÉRIDA

123

35

101TICUL48

40MOTUL

1,174

9

CD. CARMEN

CAMPECHE

56

BAJA CALIFORNIA SUR

CENTRAL

OCCIDENTAL

NOROESTE

NORESTE

PENINSULAR

ORIENTAL

BAJA CALIFORNIA

NORTE

ÁREA

67

54

32

1

89

LORETO8

CHIHUAHUA462

CAMARGO229

TORREÓN1006

DURANGO

236

SOMBRERETE29

2,997

JUÁREZ

807

180

5

CASAS GRANDES

CUAUHTÉMOC 231

PARRAL130

8

ROSALÍA12

CULIACÁN

MAZATLÁN271

497

CD. OBREGÓN

146

LOS MOCHIS281 GUASAVE

148

297

NAVOJOA

NOGALES484

CABORCA 183

762

GUAYMAS146

42,872HERMOSILLO

2/ Excluye exportación1/ Valores mayores, independientemente de la hora en que ocurren

CUERNAVACA119

S. J. DEL RÍO464

PACHUCA580

D.F.6,483

TOLUCA766

367

VALLE DE BRAVO

18,287

ATLACO-MULCO

240

MATEHUALA100

S. L. POTOSÍ664

AGUASCALIENTES 538

ZACATECAS428

MATAMOROS329

CD. VICTORIA166

TAMPICO683

VALLES196

MONTEMORELOS248

RÍO VERDE

79

NUEVO LAREDO261

REYNOSA487

PIEDRAS NEGRAS219

SABINAS107

MONTERREY2,844SALTILLO

619

C. DEL ORO16

CERRALVO

MONCLOVA380

76

6

MANTE6,06869

LÁZARO CARDENAS

753

161

MANZANILLO226

COLIMA95

MORELIA233

APATZINGÁN93

URUAPAN83

PUERTOVALLARTA

GUADALAJARA1,295

LOS ALTOS103

CHAPALA233

CD. GUZMÁN128

LEÓN460 IRAPUATO

457

SALAMANCA237

QUERÉTARO690

TEPIC107

CELAYA530

3

7,047

LA PIEDAD98

ZAMORA162

37 LA PAZ

CABO SAN LUCAS

115

114

GRO. NEGRO9

VILLACONSTITUCIÓN

282

MEXICALI1,039 S. L. RÍO

COLORADO214 TIJUANA

696

TECATE42

ENSENADA181

7

1,909

STA.

ZIHUATANEJO

79

239

CHILPANCINGO90

MORELOS362 PUEBLA

676

S. MARTÍN320

363

IGUALA60

ACAPULCO366

HUATULCO

HUAJUAPAN OAXACA157

246CHALCO187

52

TEHUANTEPEC

63

TAPACHULA148

COALCOS

216

139

COATZA-

563

GUTIÉRREZ

LOS RÍOS154

S. CRISTÓBAL121

CHONTALPA

TUXTLA

225

2

5,684

POZA RICA

TEZIUTLÁN151

JALAPATLAXCALA VERACRUZ

528144

ORIZABATECAMA-

PAPALOAPANCÓRDOBA

130

VILLAHERMOSA372

203

CHETUMAL

COZUMEL37

PLAYA DEL

CANCÚN280

CARMEN

TIZIMÍN

75

429

MÉRIDA

123

35

101TICUL48

40MOTUL

1,174

9

CD. CARMEN

CAMPECHE

56

BAJA CALIFORNIA SUR

CENTRAL

OCCIDENTAL

NOROESTE

NORESTE

PENINSULAR

ORIENTAL

BAJA CALIFORNIA

NORTE

ÁREA

67

54

32

1

89

LORETO8

CHIHUAHUA462

CAMARGO229

TORREÓN1006

DURANGO

236

SOMBRERETE29

2,997

JUÁREZ

807

180

5

CASAS GRANDES

CUAUHTÉMOC 231

PARRAL130

8

ROSALÍA12

CULIACÁN

MAZATLÁN271

497

CD. OBREGÓN

146

LOS MOCHIS281 GUASAVE

148

297

NAVOJOA

NOGALES484

CABORCA 183

762

GUAYMAS146

42,872HERMOSILLO

2/ Excluye exportación1/ Valores mayores, independientemente de la hora en que ocurren

Demanda máxima1/ por área y zona (MW), año 2005Sistema Eléctrico Nacional/2

Figura 1.7

1/ Se interconectó al sistema el área Noroeste

1 - 9

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

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

2002 2003 2004 2005 2006 Real

MW

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

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

2002 2003 2004 2005 2006 Real

MW

Comparación entre los pronósticos de la demanda máxima brutaSistema Interconectado Nacional

Figura 1.8

Estimación del crecimiento de la demanda máxima bruta1/ por área (%)

Figura 1.9

1/ Excluye exportación

8 Baja California Sur 7 Baja California6 Noreste5 Norte4 Noroeste3 Occidental2 Oriental1 Central

4

5

6

7

8 9 Peninsular

2

91

Total Nacional

3.2 5.5

4.2 4.2

5.3 5.0

2.7 5.33.6 3.7

4.2 5.2

5.1 5.9

5.8 5.9

4.0 5.0

3

Crecimiento(2006 – 2016)

Evolución histórica(1996 – 2005)

5.6 7.4


4

5

6

7

8 9 Peninsular

2

91

Total Nacional

3.2 5.5

4.2 4.2

5.3 5.0

2.7 5.33.6 3.7

4.2 5.2

5.1 5.9

5.8 5.9

4.0 5.0

3



5.6 7.4

1 - 10

Los cuadros 1.6 y 1.7 presentan las cifras históricas para 1996 – 2005, así como los pronósticos para la

1.4.3 Crecimiento esperado del consumo bruto en 2006 – 2016

En el cuadro 1.8 se presenta el consumo bruto del SIN de 2001 a 2016.

Cuadro 1.7

Demanda máxima bruta 1/ (MW) del SENEscenario de planeación 2006 – 2016

Área 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca

(2006-2016) %

Central 8,473 8,747 8,946 9,248 9,640 10,028 10,433 10,872 11,339 11,826 12,330 3.7

Oriental 5,951 6,303 6,658 7,033 7,491 7,885 8,312 8,724 9,176 9,613 10,053 5.3

Occidental 7,311 7,759 8,147 8,557 9,140 9,630 10,148 10,681 11,221 11,728 12,252 5.2

Noroeste 2,954 3,061 3,183 3,349 3,544 3,701 3,863 4,025 4,193 4,327 4,492 4.2

Norte 3,151 3,316 3,450 3,628 3,833 4,018 4,220 4,422 4,671 4,891 5,112 5.0

Noreste 6,348 6,781 7,226 7,644 8,103 8,583 9,138 9,675 10,229 10,801 11,374 5.9

Baja California 2,007 2,097 2,223 2,334 2,479 2,624 2,769 2,921 3,086 3,251 3,425 5.5

Baja California Sur 283 308 330 353 379 407 436 467 503 540 578 7.4

Peninsular 1,215 1,277 1,333 1,405 1,480 1,573 1,675 1,783 1,928 2,067 2,209 5.9

Pequeños Sistemas 26 28 29 31 33 34 36 37 39 40 42 5.2

demanda máxima bruta de cada área del SEN en 2006 – 2016.

Cuadro 1.6

Demanda máxima bruta 1/ (MW) del SEN1996 – 2005

Área 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005tmca

(1996-2005) %

Central 6,347 6,447 6,884 7,181 7,439 7,700 7,737 7,874 8,047 8,287 3.6

Oriental 4,463 4,528 4,797 4,954 5,058 5,291 5,373 5,434 5,425 5,684 2.7

Occidental 4,837 5,209 5,472 5,702 6,062 6,157 6,345 6,632 6,523 7,047 4.2

Noroeste 2,041 2,182 2,195 2,217 2,365 2,496 2,457 2,491 2,606 2,872 4.2

Norte 1,887 1,937 2,163 2,231 2,421 2,516 2,660 2,720 2,853 2,997 5.3

Noreste 4,005 4,307 4,662 4,759 5,245 5,558 5,676 5,688 6,148 6,068 5.1

Baja California 1,458 1,329 1,393 1,491 1,695 1,698 1,699 1,823 1,856 1,909 3.2

Baja California Sur 164 170 181 186 204 224 215 214 234 264 5.6

Peninsular 702 737 805 839 908 971 985 1,043 1,087 1,174 5.8

Pequeños Sistemas 17 19 19 20 21 22 22 22 24 24 4.1

1/ No incluye exportación


Los cuadros 1.9 y 1.10 muestran la información correspondiente para cada área del SEN de 1996 a 2016.

1 - 11

Consumo bruto del SINEscenario de planeación

Cuadro 1.8

Concepto 2001 2002 2003 2004 2005 1/ 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca

(2006-2016) %

Consumo bruto (GWh) 187,661 192,307 197,242 203,398 212,921 220,674 231,713 242,138 253,690 268,329 281,836 296,288 310,906 326,790 342,292 358,273incremento % 1.88 2.48 2.57 3.12 4.68 3.64 5.00 4.50 4.77 5.77 5.03 5.13 4.93 5.11 4.74 4.67 4.8

Consumo bruto1/ (GWh) del SEN1996 - 2005

Cuadro 1.9

1/ Incluye ventas (excepto de exportación), autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios

Área 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005tmca

(1996-2005) %

Central 34,590 36,811 38,599 40,439 42,792 44,218 45,032 46,004 47,255 49,129 4.0

Oriental 25,500 27,376 29,168 30,170 31,825 32,037 33,295 34,082 34,634 36,208 4.3

Occidental 31,631 34,361 36,619 38,853 41,454 41,178 42,283 43,789 45,177 47,734 4.9

Noroeste 11,598 12,192 12,397 12,826 13,366 13,794 13,442 13,984 14,609 15,506 3.8

Norte 11,765 12,328 13,318 13,990 15,093 15,818 16,282 16,613 17,192 18,245 5.2

Noreste 25,575 27,398 29,868 31,669 33,938 34,455 35,586 35,968 37,279 38,630 5.2

Baja California 6,546 7,105 7,332 8,091 9,111 9,413 9,307 9,842 10,252 10,466 6.1

Baja California Sur 956 1,003 1,027 1,091 1,159 1,189 1,189 1,238 1,333 1,453 5.5

Peninsular 4,069 4,435 4,827 5,099 5,599 6,003 6,207 6,614 7,016 7,215 6.1

Subtotal 152,230 163,009 173,155 182,228 194,337 198,105 202,623 208,134 214,747 224,586 4.7

Pequeños Sistemas 76 83 83 89 97 101 100 103 108 111 5.2

Total 152,306 163,092 173,238 182,317 194,434 198,206 202,723 208,237 214,855 224,697 4.7incremento % 7.32 7.08 6.22 5.24 6.65 1.94 2.28 2.72 3.18 4.58

Consumo bruto1/ (GWh) del SENEscenario de planeación 2006 - 2016

Cuadro 1.10


Área 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca

(2006-2016) %

Central 50,133 51,732 52,826 54,524 56,674 58,798 60,919 63,218 65,851 68,573 71,399 3.5

Oriental 37,822 39,724 41,728 43,956 46,805 49,279 51,932 54,490 57,314 60,065 62,833 5.1

Occidental 49,509 52,505 55,100 57,643 61,469 64,791 68,239 71,843 75,442 78,891 82,473 5.1

Noroeste 15,951 16,533 17,185 18,085 19,131 19,986 20,858 21,733 22,639 23,369 24,254 4.2

Norte 19,317 20,334 21,339 22,405 23,738 24,859 26,096 27,358 28,877 30,285 31,652 5.1

Noreste 40,207 42,707 45,386 48,006 50,904 53,934 57,410 60,752 64,247 67,809 71,469 5.8

Baja California 11,004 11,499 12,188 12,795 13,591 14,390 15,184 16,015 16,920 17,827 18,777 5.5

Baja California Sur 1,560 1,714 1,838 1,971 2,122 2,287 2,463 2,638 2,838 3,046 3,264 7.6

Peninsular 7,484 7,929 8,328 8,827 9,369 9,954 10,602 11,286 12,198 13,082 13,981 6.2

Subtotal 232,987 244,677 255,918 268,212 283,803 298,278 313,703 329,333 346,326 362,947 380,102 4.9


Total 233,104 244,806 256,052 268,354 283,952 298,434 313,866 329,502 346,502 363,130 380,292 4.9incremento % 3.74 5.02 4.59 4.80 5.81 5.10 5.17 4.98 5.16 4.80 4.73

1/ El área Noroeste se interconectó al SIN

1 - 12

1.4.4 Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del servicio público 2006 - 2016 La fi gura 1.10 señala el incremento de las ventas por área para la serie histórica 1996 – 2005 y la estimación para los tres escenarios en 2006 – 2016.

La tasa estimada para las ventas de energía del

Con relación al desarrollo regional, destaca lo siguiente:

• En el área Central se estimó para 2005 un incremento de 3.0%, sin embargo se registró una tasa de 2.2%, primordialmente a causa de la reducción en el consumo de los rubros residencial, comercial y gran industria. La estimación para 2006 – 2016 es de 3.5%, respecto a 4.0% que se consideraba en 2005 – 2014. La proyección actual se basa en el probable crecimiento de los sectores mencionados debido a las expectativas en la recuperación de la economía

• En la Oriental se estimó para 2005 un crecimiento de 6.0%, sin embargo se registró una tasa de 5.1%, principalmente por el menor consumo en los rubros comercial y empresa mediana. Por lo anterior y considerando la recuperación de los sectores comercial e industrial por las expectativas de crecimiento económico, la tasa estimada para

2006 – 2016 es de 5.0%, con relación a 5.5% que se calculaba en 2005 – 2014

servicio público durante 2005 se consideró de 4.9%, sin embargo, su valor real fue de 3.8% respecto a 2004, debido a que no se cumplieron las expectativas de crecimiento de los sectores residencial, comercial y gran industria. La tasa media en 2006 – 2016 se estima en 5.1% a diferencia de 5.5% para 2005 – 2014. La proyección actual se basa principalmente en el crecimiento del sector industrial, por la recuperación de la economía nacional.

• En la Occidental se previó un aumento de 4.4%, pero se presentó un valor real de 3.8% respecto a 2004, ocasionado por el bajo consumo en los sectores residencial, comercial y la gran industria. Por lo tanto, la tasa media en 2006 – 2016 se estima en 5.3%, respecto a 5.6% prevista para

2005 – 2014. La proyección actual se basa en el aumento del consumo de los mencionados sectores tarifarios por la recuperación de la economía nacional

• En la Noroeste se calculó un incremento de 5.9% y el valor real fue de 5.4%, a causa de que principalmente no se cumplió la estimación en el crecimiento del consumo del sector bombeo agrícola. La tasa para 2006 – 2016 es de 4.4%, en comparación con 5.0% en 2005 – 2014, cifras basadas en el incremento sostenido de los sectores industrial y desarrollo normal —residencial, comercial y servicios—

• En la Norte se pronosticó un aumento de 6.3% y el registrado fue de 5.2% respecto


5.7

4

5

6

7

8 9 Peninsular

2

91

1/ N i l t ió

Total Nacional

6.33 5.556.3

4.1

4.2 4.45.1

3.1

4.5 5.56.2

4.3

4.0 5.05.7

2.5 3.54.2

2.3

4.4 5.36.0

4.5 6.26.9

4.9

6.2 6.47.2

4.9

4.1 5.15.83

3.8

3Alto

Planeación

Bajo



6.0 7.88.6

4.1

6.3

3.6


5.7

4

5

6

7

8 9 Peninsular

2

91

1/ N i l t ió

Total Nacional

6.33 5.556.3

4.1

4.2 4.45.1

3.1

4.5 5.56.2

4.3

4.0 5.05.7

2.5 3.54.2

2.3

4.4 5.36.0

4.5 6.26.9

4.9

6.2 6.47.2

4.9

4.1 5.15.83

3.8

3Alto

Planeación

Bajo

Crecimiento(2006 – 2016)Crecimiento

(2006 – 2016)


6.0 7.88.6

4.1

6.3

3.6

Crecimiento medio anual de las ventas 1/ (%)

Figura 1.10 1/ No incluye exportación

1 - 13

a 2004, por un menor crecimiento del consumo en el sector bombeo agrícola. Se espera una tasa de 5.5% en 2006 – 2016, debida principalmente al incremento en el consumo de los sectores del desarrollo normal e industrial, en contraste con 6.0% que se calculaba para 2005 – 2014

• En la Noreste se estimó una tasa de 4.4% para 2005 y la registrada fue de 4.0%, debida principalmente al decremento en el consumo de los sectores comercial y la gran industria. Se pronosticó un incremento de 6.2% en 2006 – 2016, fundamentalmente por la recuperación en su consumo de los sectores mencionados y por el ritmo de crecimiento sostenido en los rubros residencial, servicios y empresa mediana, en contraste con 6.5% que se preveía para 2005 – 2014

• En la Baja California se calculó un incremento de 7.2%, aunque se presentó un valor real de 1.3% respecto a 2004, ocasionado por el bajo consumo en los rubros del desarrollo normal, industrial e incluso en el bombeo agrícola. Por lo tanto, la tasa media en 2006 – 2016 se estima en 5.5%, respecto a 6.2% prevista para 2005 – 2014. La proyección actual se basa en un mayor consumo de los sectores del desarrollo normal e industrial

• En la Baja California Sur se pronosticó para 2005 un crecimiento de 6.4%, sin embargo el registrado real fue de 9.6% respecto a 2004, debido a que los sectores residencial y de la empresa mediana —desarrollos turísticos—

superaron las expectativas de crecimiento en consumo. Por lo anterior, la tasa media para 2006 – 2016 se estima en 7.8%, en relación con 7.2% previsto en 2005 – 2014

• En la Peninsular se pronosticó un incremento de 7.1% pero el real fue de 2.7% respecto a 2004, ya que no se cumplieron las estimaciones en los sectores del desarrollo normal e industrial. La tasa media en

2006 – 2016 es de 6.4%, fundamentalmente por la recuperación en su consumo de los sectores mencionados, en contraste con 7.0% para 2005 – 2014. Es importante mencionar que gran parte de la infraestructura turística se incluye en el sector de la empresa mediana

El incremento estimado para 2006 – 2016 en cada una de las áreas no es uniforme; Baja California Sur, Peninsular y Noreste tendrán un mayor dinamismo, debido principalmente al crecimiento esperado en los sectores de la mediana y gran industria.

Es importante destacar que la incorporación de proyectos de autoabastecimiento ha provocado una reducción signifi cativa en las ventas de energía del sector público.

En el cuadro 1.11 se muestra la evolución 2001 – 2005 y la estimación 2006 – 2016 de las ventas de energía del sector público por área.

Cuadro 1.11

Historia y estimación de ventas del servicio público1/, SEN

1/ Excluye exportación 2/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional

tmcaÁrea 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 (2006-2016)

%Central 32,295 31,995 31,627 31,795 32,491 32,956 34,018 34,649 35,644 37,055 38,318 39,882 41,448 43,295 45,227 47,231 incremento % 0.64 -0.93 -1.15 0.53 2.19 1.43 3.22 1.85 2.87 3.96 3.41 4.08 3.93 4.46 4.46 4.43 3.5Oriental 24,742 25,576 25,628 25,976 27,304 28,659 30,198 31,819 33,568 35,308 37,309 37,831 39,840 42,001 44,210 46,472 incremento % 1.24 3.37 0.20 1.36 5.11 4.96 5.37 5.37 5.50 5.18 5.67 1.40 5.31 5.42 5.26 5.12 5.0

Occidental 33,758 34,858 35,454 36,205 37,585 39,020 41,433 43,625 45,833 48,574 51,231 54,186 57,224 60,253 63,229 66,340 incremento % -0.85 3.26 1.71 2.12 3.81 3.82 6.18 5.29 5.06 5.98 5.47 5.77 5.61 5.29 4.94 4.92 5.3

Noroeste 11,259 11,229 11,699 12,312 12,974 13,387 13,934 14,511 15,197 16,081 16,890 17,704 18,468 19,277 20,061 20,838 incremento % 2.22 -0.27 4.19 5.24 5.38 3.18 4.09 4.14 4.73 5.82 5.03 4.82 4.32 4.38 4.07 3.87 4.4

Norte 13,197 13,576 13,882 13,413 14,112 14,999 15,736 16,612 17,476 18,546 19,601 20,719 21,831 23,022 24,217 25,408 incremento % 4.32 2.87 2.25 -3.38 5.21 6.29 4.91 5.57 5.20 6.12 5.69 5.70 5.37 5.46 5.19 4.92 5.5

Noreste 27,773 28,633 27,006 27,975 29,085 30,479 32,333 34,572 36,822 38,970 41,668 44,349 46,920 50,009 53,158 56,396 incremento % 0.75 3.10 -5.68 3.59 3.97 4.79 6.08 6.92 6.51 5.83 6.92 6.43 5.80 6.58 6.30 6.09 6.2

Baja California 8,195 8,115 8,519 8,868 8,981 9,462 9,906 10,479 10,995 11,648 12,333 13,030 13,754 14,543 15,347 16,198 incremento % 3.22 -0.98 4.98 4.10 1.27 5.36 4.69 5.78 4.92 5.94 5.88 5.65 5.56 5.74 5.53 5.55 5.5

Baja California Sur 1,026 1,007 1,052 1,131 1,239 1,336 1,460 1,571 1,692 1,829 1,969 2,115 2,268 2,441 2,625 2,823 incremento % 3.12 -1.85 4.47 7.51 9.55 7.83 9.28 7.60 7.70 8.10 7.65 7.41 7.23 7.63 7.54 7.54 7.8

Peninsular 4,869 5,125 5,431 5,741 5,893 6,174 6,553 6,928 7,372 7,888 8,410 8,948 9,528 10,194 10,910 11,674 incremento % 7.60 5.26 5.97 5.71 2.65 4.77 6.14 5.72 6.41 7.00 6.62 6.40 6.48 6.99 7.02 7.00 6.4

Subtotal 157,114 160,114 160,298 163,416 169,664 176,472 185,571 194,766 204,599 215,899 227,729 238,764 251,281 265,035 278,984 293,380 incremento % 1.19 1.91 0.11 1.95 3.82 4.01 5.16 4.95 5.05 5.52 5.48 4.85 5.24 5.47 5.26 5.16 5.1

Pequeños Sistemas 2/ 90 89 86 93 93 98 109 114 119 124 130 135 141 147 154 161 incremento % 12.50 -1.11 -3.37 8.14 0.00 5.38 11.22 4.59 4.39 4.20 4.84 3.85 4.44 4.26 4.76 4.55 5.1

Total nacional 157,204 160,203 160,384 163,509 169,757 176,570 185,680 194,880 204,718 216,023 227,859 238,899 251,422 265,182 279,138 293,541 incremento % 1.19 1.91 0.11 1.95 3.82 4.01 5.16 4.95 5.05 5.52 5.48 4.85 5.24 5.47 5.26 5.16 5.1

Exportación 271 344 953 1,006 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291

Total con exportación 157,475 160,547 161,337 164,515 171,048 177,861 186,971 196,171 206,009 217,314 229,150 240,190 252,713 266,473 280,429 294,832 incremento % 1.24 1.95 0.49 1.97 3.97 3.98 5.12 4.92 5.02 5.49 5.45 4.82 5.21 5.44 5.24 5.14 5.1

1 - 14

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

El cuadro 1.13 muestra la evolución correspondiente de las cargas de autoabastecimiento y cogeneración en términos de GWh.

Las tasas medias de crecimiento anual de la demanda y consumo autoabastecidos son menores en aproximadamente medio punto porcentual respecto a las consideradas el año anterior, debido a una disminución de proyectos de autoabastecimiento.

Evolución de la demanda máxima autoabastecida (MW)

Cuadro 1.12

Crecimiento medio anual de la demanda máxima1/ (%) 2006 – 2016

Figura 1.11

Autoabastecimiento 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca

(2006-2016) %

Remoto 122 476 1,092 1,299 1,401 1,404 1,433 1,433 1,433 1,628 1,640 1,846 1,869 1,869 1,869 1,869 2.65

Local 3,705 3,541 3,643 2,843 2,922 2,932 2,932 2,932 2,991 2,862 2,855 2,787 2,754 2,754 2,754 2,754 -0.54

Total 3,827 4,017 4,735 4,141 4,323 4,336 4,365 4,365 4,424 4,490 4,495 4,633 4,623 4,623 4,623 4,623 0.61

elaboración del documento de Prospectiva del Sector Eléctrico 2006 – 2016.

La fi gura 1.11 indica las tmca por área del SEN para la demanda máxima del servicio público, así como su comportamiento al incluir el autoabastecimiento remoto.

1/ Incluye exportación

El autoabastecimiento remoto presenta los mayores crecimientos. Esto se debe a que los planes nuevos atenderán en mayor grado a socios distantes del centro de generación.

En este horizonte se considera el autoabastecimiento asociado a tres proyectos. En 2007 se espera la entrada del hidroeléctrico de la empresa Mexicanade Hidroelectricidad, Mexhidro, ubicado en Guerrero.


5.7

4

5

6

7

8 9 Peninsular

3

2

9

4.1 4.2

5.2 5.0

6.3 5.9

5.3 5.2

3.7 3.7

5.3

6.0 6.0

5.3 5.3

7.4 7.4

5.0 4.9Serviciopúblico

Servicio públicomás autoabastecimientoremoto

1

SistemaInterconectado Nacional

5.1


5.7

4

5

6

7

8 9 Peninsular

3

2

9

4.1 4.2

5.2 5.0

6.3 5.9

5.3 5.2

3.7 3.7

5.3

6.0 6.0

5.3 5.3

7.4 7.4

5.0 4.9Serviciopúblico

Servicio públicomás autoabastecimientoremoto

1

SistemaInterconectado Nacional

5.1

1 - 15

Adicionalmente se prevé el inicio de dos de Pemex: i) Nuevo Pemex en Villahermosa, Tabasco para 2009 y ii) Miguel Hidalgo en Tula, Hidalgo en 2012.

En estas estimaciones no se incluyen la demanda y consumo autoabastecidos por los proyectos de

1.4.6 Exportación e importación de CFE

En 2005 la exportación fue de 1,291 GWh, de los cuales 1,037 GWh se enviaron a los sistemas eléctricos de California, 253 GWh a Belice y 1 GWh a Guatemala.

En el mismo año la importación fue de 87 GWh, de los cuales 75 GWh correspondieron al área Baja California, 6 GWh a la Noroeste y 6 GWh a la Norte.

Con la diferencia entre las cifras totales de exportación e importación en 2005, se obtiene un balance neto de exportación de 1,204 GWh.

Exportación e importación de energía eléctrica 1996 – 2005 (GWh)

Cuadro 1.14

Evolución del consumo autoabastecido (GWh)

Cuadro 1.13

Autoabastecimiento 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca

(2006-2016) %

Remoto 859 1,827 5,174 7,545 8,192 8,242 8,963 9,182 9,284 10,685 10,679 12,241 12,372 12,372 12,372 12,372 3.82

Local 11,207 10,536 11,434 12,918 13,390 13,614 13,656 14,154 14,842 13,962 14,074 13,392 13,159 13,159 13,159 13,159 -0.16

Total 12,066 12,363 16,608 20,463 21,582 21,856 22,619 23,336 24,126 24,647 24,753 25,633 25,531 25,531 25,531 25,531 1.54

Área 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Oriental 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1Noreste 6 6 0 0 2 1 0 0 0 0B. California 1,258 17 45 31 66 112 164 765 770 1,037Peninsular 25 28 31 100 127 158 180 188 236 253

Total 1,289 51 76 131 195 271 344 953 1,006 1,291

B. California 355 406 480 646 927 82 311 45 39 75Noroeste 3 3 3 4 4 4 5 5 6 6Norte 1,029 1,101 1,022 7 129 235 189 21 2 6Noreste 0 0 2 2 9 6 26 0 0 0

Total 1,387 1,510 1,507 659 1,069 327 531 71 47 87

-98 -1,459 -1,431 -528 -874 -56 -187 882 959 1,204

Exportación

Importación

Balance netoExportación - Importación

generación eoloeléctrica que se ubicarán en el Istmo de Tehuantepec, Oaxaca, los cuales se han denominadode temporada abierta.

En el capítulo tres se presenta la oferta de proyectos de autoabastecimiento.

Para 2006 se prevén importar 414 GWh, de los cuales 403 GWh corresponderán al área Baja California, 6 GWh a la Noroeste y 5 GWh a la Norte.

La exportación total se estima en 1,291 GWh, igual a la del año anterior, de la cual 1,037 GWh corresponden al área Baja California, 253 GWh a la Peninsular y 1 GWh a la Oriental.

En el cuadro 1.14 se muestran las transacciones de energía de exportación e importación por área de control a partir de 1996.

2 - 1

7

77

88

44

55

6

3

1

22

99

7

77

88

44

55

6

3

1

22

99

2.2.-- OrientalOriental3.3.-- OccidentalOccidental4.4.-- NoroesteNoroeste

5.5.-- NorteNorte

6.6.-- NoresteNoreste

7.7.-- Baja CaliforniaBaja California8.8.-- Baja California Sur Baja California Sur

9.9.-- PeninsularPeninsular

1.1.-- CentralCentral

2.2.-- OrientalOriental3.3.-- OccidentalOccidental4.4.-- NoroesteNoroeste

5.5.-- NorteNorte

6.6.-- NoresteNoreste

7.7.-- Baja CaliforniaBaja California8.8.-- Baja California Sur Baja California Sur

9.9.-- PeninsularPeninsular

1.1.-- CentralCentral

Figura 2.1

2.1 Evolución del sistema

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 unifi có la frecuencia a 60 Hz, se desarrollaron grandes proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos, se diversifi có la generación mediante el uso de energía geotérmica, nuclear, a base de carbón y en menor medida la eólica, y se introdujeron tarifas con diferenciación horaria para la administración de la demanda. A diciembre de 2005, el SEN contaba con una capacidad de generación de 46,534 MW para el servicio público y un total de 759,552 km de líneas de transmisión y distribución.

Para estudios de planifi cación, el SEN se divide en nueve áreas, como se muestra en la fi gura 2.1.

La operación de estas regiones está bajo la responsabilidad de siete áreas cuyos centros de control se ubican en las ciudades de México, Puebla, Guadalajara, Hermosillo, Gómez Palacio, Monterrey y Mérida; las dos de Baja California son administradas desde Mexicali. Todas ellas se encuentran coordinadas por el CNACE en el DF.

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 confi able 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 de capacidad y energía, y recibir apoyo en situaciones de emergencia.

2.2 Estructura del sistema de generacion

2.2.1 Capacidad efectiva instalada

A diciembre de 2005 la requerida para atender el servicio público de energía eléctrica registró 46,534 MW, lo que representó un decremento de 0.04% respecto a 2004 (46,552 MW). Esta nueva capacidad fue resultado de adicionar 1,146.3 MW, modifi car la instalada en 8 MW y retirar 1,156.3 MW:

2. INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN

Regiones del Sistema Eléctrico Nacional

2 - 2

• Adiciones:• Ciclos combinados.- CFE: Hermosillo

(93.3 MW); PIE: La Laguna II (498.0MW), Río Bravo IV (500.0 MW)

• Combustión interna: Baja California Sur I (42.9 MW), Holbox (0.8 MW), Yécora (0.7 MW)• Hidroeléctricas: Botello U-2 (9.0 MW),

Ixtaczoquitlán U-1 (1.6 MW)

• Modifi caciones:• Bajío (El Sauz) PIE, CC (-12.0 MW)• El Sauz, CC (4.0 MW)

• Retiros:

• Botello, HID (4.05 MW)• Ixtaczoquitlán, HID (0.79 MW)

• Villa Constitución, CI (9.5 MW)• Guerrero Negro, CI (5.8 MW)• Holbox, CI (0.2 MW)• Monterrey, TC (465.0 MW)• San Jerónimo, TC (75.0 MW)• Presidente Juárez, TC (300.0 MW)• Guaymas I, TC (70.0 MW)• Francisco Villa, TC (99.0 MW)• La Laguna, TC (39.0 MW)• Chihuahua, TG (64.0 MW)• Arroyo del Coyote, TG (24.0 MW)

En el cuadro 2.1 se clasifi ca la capacidad por tecnología en las diferentes áreas y regiones, mientras que en la fi gura 2.2 se señala su participación en porcentaje.

Hidrocarburos

Área Ciclo combinado Dual2/ Total3/

CFE PIE

Noroeste 941 2,092 225 508 117 3,883

Norte 28 936 1,145 757 371 3,237

Noreste 118 1,175 828 3,718 431 2,600 8,869

Occidental 1,803 3,466 565 601 24 2,100 190 8,748

Central 1,546 2,174 1,038 374 5,133

Oriental 6,100 2 2,217 452 1,478 472 40 1,365 12,126

Peninsular 442 220 736 342 3 1,744

Baja California 320 496 489 299 720 2,324

Baja California Sur 113 153 147 412

Aislados 1 15 31 10 57

Total 4/ 10,536 2 12,935 4,969 8,287 2,599 182 2,100 2,600 960 1,365 46,534

Turbogás

Hidro-eléctrica

Eolo-eléctrica Térmoeléctrica

convencionalCombustión

interna

Carbo-eléctrica

Geotermo-eléctrica

Nucleo-eléctrica

Capacidad efectiva por tipo de tecnología1/ (MW)

Servicio público

Cuadro 2.1

1/ Al 31 de diciembre de 20052/ A partir de enero 2001 utiliza carbón y/o combustóleo3/ No incluye autoabastecimiento ni cogeneración4/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente a la suma

Capacidad efectiva al 31 de diciembre de 2005: 46,534 MWServicio público1/

1/ No incluye autoabastecimiento ni cogeneración

Figura 2.2

TermoelTermoelééctrica ctrica convencionalconvencional 27.8% 27.8%

NucleoelNucleoelééctrica 2.9% ctrica 2.9%

Dual 4.5%Dual 4.5%

GeotGeotéérmica y rmica y EoloelEoloelééctricactrica 2.1% 2.1%

CarboelCarboelééctrica 5.6%ctrica 5.6%

HidroelHidroelééctrica 22.6% ctrica 22.6%

Ciclo Ciclo combinadocombinado PIEPIE17.7 % 17.7 %

TurbogTurbogááss 5.6%5.6% CombustiCombustióón n internainterna 0.4% 0.4%

Ciclo Ciclo combinadocombinado CFECFE10.8 % 10.8 %



Dual 4.5%Dual 4.5%





TurbogTurbogááss 5.6%5.6% CombustiCombustióón n internainterna 0.4% 0.4%


2 - 3

2.2.2 Principales centrales generadoras

En la fi gura 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 2005 se presentan en el cuadro 2.2.

Principales centrales generadoras en 2005Servicio público

Figura 2.3

2

1

Térmica convencional

Carbón

Nuclear

Dual

Geotérmica

Ciclo combinado44

3Geotérmica

Combustión interna

39

30 10

27

2612

11

28

38

31

42

Hidroeléctrica

36

14

4033

45

46

52

56

65

67

68

69

72

60

75

78

82

84

83

7629 50

43

66

73

77

18

37

25

22

17

20

19

8

7

56

4

349

13 35

15

41

48

49

51

53

55

5758

62

61

16 64

74

81

63

54

4759

70

21

32

2371

80

79

24

Figura 2.3Figura 2.32

1

Térmica convencional

Carbón

Nuclear

Dual

Geotérmica

Ciclo combinado44

3Geotérmica

Combustión interna

39

30 1010

27

2612

11

28

38

3131

42

Hidroeléctrica

36

14

4033

45

46

5252

5656

65

67

68

69

72

6060

75

78

82

84

83

7629 50

43

66

73

77

18

37

25

22

17

20

19

8

7

56

4

349

13 35

15

4141

48

49

51

53

55

575758

62

61

16 64

74

81

63

54

4759

70

21

32

2371

80

79

24

Figura 2.3Figura 2.3

2 - 4

1/ Productor independiente de energía2/ Fuente: SENER3/ En 108 centrales generadoras4/ HID:Hidroeléctrica, TC:Térmica convencional, CC:Ciclo combinado, TG:Turbogás, CAR:Carboeléctrica, DUAL:Dual, NUC:Nucleoeléctrica, GEO:Geotermoeléctrica, CI:Combustión interna, 5/ COM:Combustoleo, GAS:Gas, K:Carbón, UO2:Óxido de Uranio, DIE:Diesel 6/ Calculado con la capacidad anual equivalente

Número de Capacidad Generación Factor de 6/

unidades efectiva bruta plantaMW GWh %

1 Angostura (Belisario Domínguez) V. Carranza Chiapas HID Oriental 5 900 2,415 30.62 Chicoasén (Manuel Moreno Torres) Chicoasén Chiapas HID Oriental 8 2,400 5,543 26.43 Malpaso Tecpatán Chiapas HID Oriental 6 1,080 2,862 30.34 Peñitas Ostuacán Chiapas HID Oriental 4 420 1,374 37.35 Temascal San Miguel Oaxaca HID Oriental 6 354 1,501 48.46 Caracol (Carlos Ramírez Ulloa) Apaxtla Guerrero HID Oriental 3 600 850 16.27 Infiernillo La Unión Guerrero HID Central 6 1,000 2,749 31.48 Villita (José María Morelos) Lázaro Cárdenas Michoacán HID Central 4 280 1,145 46.79 Necaxa [LyFC] J. Galindo Puebla HID Central 10 107 323 34.410 El Novillo (Plutarco Elías Calles) Soyopa Sonora HID Noroeste 3 135 405 34.311 Comedero (Raúl J. Marsal) Cosalá Sinaloa HID Noroeste 2 100 200 22.912 Bacurato Sinaloa de Leyva Sinaloa HID Noroeste 2 92 403 50.013 Aguamilpa Solidaridad Tepic Nayarit HID Occidental 3 960 1,353 16.114 Huites (Luis Donaldo Colosio) Choix Sinaloa HID Noroeste 2 422 1,164 31.515 Agua Prieta (Valentín Gómez Farías) Zapopan Jalisco HID Occidental 2 240 183 8.716 Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) Zimapán Hidalgo HID Occidental 2 292 1,273 49.817 Tula (Francisco Pérez Ríos) Tula Hidalgo TC/CC COM y GAS Central 11 1,989 11,703 67.218 Valle de México Acolman México TC y CC GAS Central 7 1,087 4,760 50.019 Jorge Luque [LyFC] Tultitlán México TC/TG GAS Central 8 362 647 20.420 Manzanillo (Manuel Álvarez Moreno) Manzanillo Colima TC COM Occidental 4 1,200 5,846 55.621 Manzanillo II Manzanillo Colima TC COM Occidental 2 700 4,331 70.622 Salamanca Salamanca Guanajuato TC COM y GAS Occidental 4 866 2,546 33.623 Villa de Reyes Villa de Reyes San Luis Potosí TC COM Occidental 2 700 3,243 52.924 Altamira Altamira Tamaulipas TC COM y GAS Noreste 4 800 3,776 53.925 Tuxpan (Adolfo López Mateos) Tuxpan Veracruz TC/TG COM y GAS Oriental 7 2,263 12,589 63.526 Río Bravo (Emilio Portes Gil) Río Bravo Tamaulipas TC/TG COM y GAS Noreste 4 520 1,513 33.227 Francisco Villa Delicias Chihuahua TC COM y GAS Norte 5 300 1,479 56.328 Samalayuca Cd. Juárez Chihuahua TC COM y GAS Norte 2 316 1,560 56.429 Lerdo (Guadalupe Victoria) Lerdo Durango TC COM Norte 2 320 2,305 82.230 Puerto Libertad Pitiquito Sonora TC COM Noroeste 4 632 3,518 63.531 Guaymas II (Carlos Rodríguez Rivero) Guaymas Sonora TC COM Noroeste 4 484 1,358 32.032 Mazatlán II (José Aceves Pozos) Mazatlán Sinaloa TC COM Noroeste 3 616 3,694 68.533 Presidente Juárez Rosarito Baja California TC/CC/TG COM y GAS Baja California 11 1,026 3,772 42.034 Lerma (Campeche) Campeche Campeche TC COM Peninsular 4 150 729 55.535 Mérida II Mérida Yucatán TC COM y GAS Peninsular 3 198 1,017 58.636 Topolobampo II (Juan de Dios Bátiz) Ahome Sinaloa TC COM Noroeste 3 360 2,094 66.437 Valladolid (Felipe Carrillo Puerto) Valladolid Yucatán TC/CC COM y GAS Peninsular 5 295 1,514 58.638 Río Escondido (José López Portillo) Río Escondido Coahuila CAR K Noreste 4 1,200 9,357 89.039 Carbón II Nava Coahuila CAR K Noreste 4 1,400 9,023 73.640 Cerro Prieto Mexicali Baja California GEO Baja California 13 720 5,521 87.541 Laguna Verde Alto Lucero Veracruz NUC UO2 Oriental 2 1,365 10,805 90.442 San Carlos (Agustín Olachea A.) San Carlos Baja California Sur CI COM y DIE Baja California 3 104 586 64.243 Baja California Sur I La Paz Baja California Sur CI COM y DIE Baja California 1 43 121 74.944 Petacalco (Plutarco Elías Calles) La Unión Guerrero DUAL COM y K Occidental 6 2,100 14,275 77.645 Samalayuca II Cd. Juárez Chihuahua CC GAS Norte 6 522 3,097 67.846 Huinalá I y II Pesquería Nuevo León CC/TG GAS Noreste 8 968 3,761 44.447 Campeche ( PIE )1/ Palizada Campeche CC GAS Peninsular 1 252 1,782 2/ 80.648 Dos Bocas Medellín Veracruz CC GAS Oriental 6 452 2,665 67.349 El Sauz P. Escobedo Querétaro CC GAS Occidental 7 601 3,193 60.750 Gómez Palacio Gómez Palacio Durango CC GAS Norte 6 252 198 9.051 Poza Rica Tihuatlán Veracruz TC COM Oriental 3 117 591 57.752 Punta Prieta La Paz Baja California Sur TC COM Baja California 3 113 634 64.353 Azufres Cd. Hidalgo Michoacán GEO Occidental 14 190 1,449 87.354 Mazatepec Tlatlauquitepec Puebla HID Oriental 4 220 415 21.555 Cupatitzio Uruapan Michoacán HID Occidental 2 72 404 63.656 El Fuerte (27 de Septiembre) El Fuerte Sinaloa HID Noroeste 3 59 351 67.557 Nachi-Cocom Mérida Yucatán TC/TG COM y DIE Peninsular 3 79 264 38.258 Cóbano G. Zamora Michoacán HID Occidental 2 52 215 47.259 Humeros Chignautla Puebla GEO Oriental 8 40 292 83.260 Humaya Badiraguato Sinaloa HID Noroeste 2 90 394 49.961 Lerma (Tepuxtepec) [LyFC] Contepec Michoacán HID Central 3 67 181 30.862 Santa Rosa (Manuel M. Diéguez) Amatitán Jalisco HID Occidental 2 61 206 38.463 Patla [LyFC] Zihuateutla Puebla HID Central 3 39 106 30.964 Mérida III ( PIE )1/ Mérida Yucatán CC GAS Peninsular 1 484 3,371 2/ 79.565 Hermosillo Hermosillo Sonora CC GAS Noroeste 2 225 165 8.466 Hermosillo ( PIE )1/ Hermosillo Sonora CC GAS Noroeste 1 250 1,316 2/ 60.167 Tres Vírgenes Comondú Baja California Sur GEO Aislados 2 10 37 42.068 La Amistad Acuña Coahuila HID Noreste 2 66 109 18.869 El Encino (Chihuahua II) Chihuahua Chihuahua CC GAS Norte 4 554 3,053 62.970 Tuxpan II ( PIE )1/ Tuxpan Veracruz CC GAS Oriental 1 495 3,397 2/ 78.471 Tuxpan III y IV ( PIE )1/ Tuxpan Veracruz CC GAS Oriental 1 983 5,464 2/ 63.572 Saltillo ( PIE )1/ Ramos Arizpe Coahuila CC GAS Noreste 1 248 1,432 2/ 66.073 La Laguna II ( PIE )1/ Gómez Palacio Durango CC GAS Norte 1 498.0 2,754.0 2/ 78.974 Colimilla Tonalá Jalisco HID Occidental 4 51 42 9.375 Río Bravo II ( PIE )1/ Valle Hermoso Tamaulipas CC GAS Noreste 1 495 2,279 2/ 52.676 Río Bravo III ( PIE )1/ Valle Hermoso Tamaulipas CC GAS Noreste 1 495 1,717 2/ 39.677 Río Bravo IV ( PIE )1/ Valle Hermoso Tamaulipas CC GAS Noreste 1 500 1,885 2/ 57.178 Monterrey III ( PIE )1/ S. N. Garza Nuevo León CC GAS Noreste 1 449 3,147 2/ 80.079 Altamira II ( PIE )1/ Altamira Tamaulipas CC GAS Noreste 1 495 3,083 2/ 71.180 Altamira III y IV ( PIE )1/ Altamira Tamaulipas CC GAS Noreste 1 1,036 5,932 2/ 65.481 El Sauz (Bajío) ( PIE )1/ S. Luis de la Paz Guanajuato CC GAS Occidental 1 565 4,698 2/ 94.982 Mexicali ( PIE )1/ Mexicali Baja California CC GAS Baja California 1 489 2,191 2/ 51.183 Chihuahua III ( PIE )1/ Juárez Chihuahua CC GAS Norte 1 259 1,100 2/ 48.584 Naco Nogales ( PIE )1/ Agua Prieta Sonora CC GAS Noroeste 1 258 1,819 2/ 80.5

85-192 Otras3/ 287 1,885 2,357 14.3

Total 603 46,534 218,971 54.1

Núm. Nombre de la central Municipio Estado Tecnología 4/ Combustible 5/ Área

Capacidad efectiva y generación bruta en 2005Servicio público

Cuadro 2.2

2 - 5

2.2.2.1 Centrales hidroeléctricas

En la cuenca del río Grijalva se localiza el mayor desarrollo hidroeléctrico del país, con 4,800 MW. Está integrado por las centrales Angostura (Belisario Domínguez), Chicoasén (Manuel Moreno Torres), Malpaso y Peñitas (Ángel Albino Corzo). Representa 45.6% de la capacidad hidroeléctrica total en operación al 31 de diciembre de 2005.

Otro desarrollo importante es el de la cuenca del río Balsas, localizado al occidente del país. Está formado por: Caracol (Carlos Ramírez Ulloa), Infi ernillo y La Villita (José Ma. Morelos) con un total de 1,880 MW, que corresponden a 17.8% de la capacidad hidroeléctrica.

Aguamilpa Solidaridad, en la cuenca del río Santiago en Nayarit, con 960 MW, representa 9.1% de la capacidad hidroeléctrica total. Se espera que El Cajón entre en operación durante el primer semestre de 2007.

Huites (Luis Donaldo Colosio), en el noroeste, con dos unidades de 211 MW cada una, así como Zimapán (Fernando Hiriart), en el centro del país, también con dos unidades de 146 MW cada una, representan 6.8% de la capacidad hidroeléctrica total.

El 20.7% restante se encuentra distribuido principalmente en las cuencas de los ríos Papaloapan, Santiago, Pánuco, Yaqui, El Fuerte, Culiacán y Sinaloa.

2.2.2.2 Centrales a base de hidrocarburos

La energía termoeléctrica generada con estos combustibles proviene de centrales de diferentes tecnologías y capacidades.

El combustóleo (combustible residual del petróleo) se emplea principalmente en unidades generadoras de carga base; éstas se localizan cerca de los puertos o en la proximidad de las refi nerías de PEMEX.

Entre las principales plantas que utilizan combustóleo se encuentran Tuxpan con 2,100 MW y Manzanillo 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.

A fi n de hacer competitivo el equipo existente respecto a nuevas tecnologías, se han convertido centrales turbogás a ciclos combinados.

Al realizar las conversiones en El Sauz (1X122 TG + 1X129 TG + 1X128 TV 1/) y Hermosillo (1X131.89 TG + 1X93.252 TV), sus efi ciencias pasaron de 35.36 % a 47.03 % y de 34.37 % a 44.48 por ciento.

De manera semejante, la unidad 4 de Valle de México (termoeléctrica convencional), se repotenció agregándole tres unidades turbogás de 83.1 MW cada una, para formar un ciclo combinado con una capacidad total de 549.3 MW. Su efi ciencia mejoró de 29.33 % a 38.19 por ciento.

El diesel se utiliza en unidades que operan durante las horas de demanda máxima, para abastecer zonas aisladas y por restricciones en la disponibilidad de gas en algunas centrales de ciclo combinado.

2.2.2.3 Centrales carboeléctricas

Carbón II con 1,400 MW utiliza combustible nacional e importado, y Río Escondido (José López Portillo) con 1,200 MW consume sólo nacional; ambas se localizan en el estado de Coahuila.

2.2.2.4 Central dual

Petacalco (Plutarco Elías Calles), con capacidad de 2,100 MW, tiene la posibilidad de quemar combustóleo y/o carbón. Actualmente emplea carbón importado y se ubica en el estado de Guerrero, en la vecindad de Lázaro Cárdenas, Mich.

2.2.2.5 Centrales geotermoeléctricas

El mayor aprovechamiento de esta energía se encuentra cerca de Mexicali, en Cerro Prieto, con 720 MW y representa 75.0% de la capacidad geotermoeléctrica en operación. El 25.0% restante se localiza en Los Azufres, Mich. (189.5 MW); Los Humeros, Pue. (40 MW), y Tres Vírgenes, BCS (10 MW).

2.2.2.6 Central nucleoeléctrica

Laguna Verde consta de dos unidades de 682.4 MW cada una y está ubicada en el municipio de Alto Lucero, Ver. Su costo variable de operación es el más bajo de todas la termoeléctricas en el sistema eléctrico mexicano. Su participación representó 4.93% de la energía total producida en 2005, al operar con factor de planta de 90.37 por ciento.

2.2.2.7 Centrales eoloeléctricas

La Venta y Guerrero Negro con 1.575 MW y 0.60 MW aprovechan la energía del viento en Oaxaca y Baja California Sur, respectivamente.

2.2.3 Productores independientes de energía (PIE)

Al 31 de diciembre de 2005, en esta modalidad —titular de un permiso para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para su venta a CFE— se contaba con centrales de ciclo combinado que operan con gas natural. Ver cuadro 2.3, ordenado de acuerdo a su fecha de entrada en operación. La capacidad total equivale a 28.5% del total a base de hidrocarburos (28,971 MW), sin incluir la central dual de Petacalco.

1/ Turbina de vapor

2 - 6

2.2.4 Autoabastecimiento y cogeneración

En el cuadro 2.4 se presenta la evolución de la capacidad en proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, 1998 - 2005.

2.2.5 Autoabastecimiento remoto

En el cuadro 2.5 se indica la evolución de la capacidad para atender cargas remotas autoabastecidas durante 1998 - 2005.

Capacidad en proyectos de autoabastecimiento y cogeneración1/ (MW)

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005Proyectos existentes (sin PEMEX) 877 1,263 1,390 1,462 1,396 1,436 1,283 1,938PEMEX 1,546 1,727 2,075 2,060 2,095 2,271 2,406 2,088Arancia 29 29 29 29 29 29 29 29ENERTEK 120 120 120 120 120 120 120 120PEGI 177 177 177 177 177 177 0 0MICASE 11 11 11 11 11 11Energía y Agua Pura de Cozumel 32 32 32 32 32Iberdrola Energía Monterrey 285 619 619 619Energía Azteca VIII 56 131 131 131Tractebel (Enron ) 284 284 284Bioenergía de Nuevo León 7 7 7Termoeléctrica del Golfo 250 250Termoeléctrica Peñoles 260 260Impulsora Mexicana de Energía 24 24AGROGEN 10 10Hidroelectricidad del Pacífico 8 8Proveedora de Electricidad de Occidente 19Italaise 4

Total 2,749 3,316 3,802 3,891 4,201 5,118 5,475 5,835

1/ Considera autoabastecimiento local y remoto, usos propios y excedentes

Cuadro 2.4

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Arancia 9 9 9 9 9 9 9 9ENERTEK 67 67 75 69 87 79 72 75PEGI 40 40 40 40 47 0 0 0MICASE 4 4 4 4 5 7Iberdrola Energía Monterrey 277 474 450 439Energía Azteca VIII 52 15 21 15Tractebel (Enron ) 270 255 208Bioenergía de Nuevo León 7 3 5PEMEX 222 79 132Energía y Agua Pura de Cozumel 12 12 11Termoeléctrica del Golfo 166 230Termoeléctrica Peñoles 198 230Impulsora Mexicana de Energía 8 12AGROGEN 2 6Hidroelectricidad del Pacífico 8 8Proveedora de Electricidad de Occidente 13Italaise 1

Total 116 116 128 122 476 1,092 1,288 1,401

Autoabastecimiento remoto (MW)

Cuadro 2.5

Capacidad Capacidad

Central FEO1/ Unidades Turbina2/ neta Central FEO1/ Unidades Turbina2/ neta

(MW) (MW)

1. Mérida III Jun-2000 3 2 TG y 1 TV 484.0 10. Campeche May-2003 2 1TG y 1 TV 252.4

2. Hermosillo Oct-2001 2 1 TG y 1 TV 250.0 11. Mexicali Jul-2003 4 3 TG y 1 TV 489.0

3. Saltillo Nov-2001 2 1 TG y 1 TV 247.5 12. Chihuahua III Sep-2003 3 2 TG y 1 TV 259.0

4. Tuxpan II Dic-2001 3 2 TG y 1 TV 495.0 13. Naco Nogales Oct-2003 2 1TG y 1 TV 258.0

5. Río Bravo II Ene-2002 3 2 TG y 1 TV 495.0 14. Altamira III y IV Dic-2003 6 4 TG y 2 TV 1,036.0

6. Bajío (El Sauz) Mar-2002 4 3 TG y 1 TV 565.0 15. Río Bravo III Abr-2004 3 2 TG y 1 TV 495.0

7. Monterrey III Mar-2002 2 1 TG y 1 TV 449.0 16. La Laguna II Mar-2005 2 1 TG y 1 TV 498.0

8. Altamira II May-2002 3 2 TG y 1 TV 495.0 17. Río Bravo IV Abr-2005 3 2 TG y 1 TV 500.0

9. Tuxpan III y IV May-2003 6 4 TG y 2 TV 983.0

Total 8,250.9

Características generales de los Productos Independientes de Energía

Cuadro 2.3

1/ Fecha de entrada en operación 2/ TG: Turbina de gas TV: Turbina de vapor

2 - 7

2.3 Generación bruta en 2005

La fi gura 2.4 muestra la distribución por tipo detecnología.

2.4 Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional

La red de transmisión se ha desarrollado tomando en cuenta la magnitud y dispersión geográfi ca 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 justifi cando 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 se cuenta con 45,291 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 existen 46,073 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 geográfi cas relativamente pequeñas y la entregan a aquellas en baja tensión y a instalaciones conectadas en este rango de voltaje, cuya longitud total es de

Energía producida en 2005: 218,971 GWhServicio público1/

1/ No incluye excedentes de autoabastecimiento y cogeneración

Figura 2.4



Dual 6.5%Dual 6.5%





TurbogTurbogááss 0.6%0.6%

CombustiCombustióón n internainterna 0.4% 0.4%




Dual 6.5%Dual 6.5%





TurbogTurbogááss 0.6%0.6%

CombustiCombustióón n internainterna 0.4% 0.4%


364,106 km, los cuales incluyen 14,447 km de líneas subterráneas

d) Las redes de distribución en baja tensión (220 V ó 240 V) alimentan las cargas de los usuarios de bajo consumo. CFE cuenta con 232,950 km de líneas en estos voltajes

e) La red de LyFC suma un total de 71,132 km, de los cuales 38,311 km transmiten en tensiones de 6.6 kV a 400 kV. En este total se incluyen las líneas subterráneas. Además en baja tensión (220 volts ó 240 volts), una longitud de

32,821 km

En total, el SEN cuenta con 759,552 km de líneas de transmisión y distribución. Del monto anterior, 6.0% corresponde a líneas de 400 kV y 230 kV, 6.1% desde 161 kV hasta 69 kV, y el 87.9% restante a media y baja tensión desde 60 kV hasta 220 V.

En subestaciones, a diciembre de 2005 se tenía una capacidad instalada de 234,530 MVA, de los cuales 134,707 MVA corresponden a subestaciones de transmisión, 39,706 MVA a subestaciones de distribución de CFE, y 28,757 MVA a subestaciones de LyFC, así como 31,360 MVA en transformadores de distribución de CFE.

La capacidad de transmisión entre regiones del sistema depende de las condiciones instantáneas de la demanda y de la capacidad de generación disponible.

En términos generales, la potencia máxima que se puede transmitir por una línea depende del más restrictivo de los siguientes límites:

a) Calentamiento de conductores

2 - 8

b) Caída del voltaje en la línea

c) Estabilidad del sistema ante la desconexión por falla de generadores y/o líneas de transmisión

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 planifi cación del SEN, la distribución regional actualmente considera

50 regiones lo cual permite desarrollar estudios electrotécnicos detallados de la red troncal de transmisión.

En la fi gura 2.5 se indica el límite máximo de transmisión entre las regiones en 2005. La conexión puede incluir una o más líneas según se muestra en los cuadros 2.6a y 2.6b, mientras que las principales localidades incluidas en cada región se señalan en el cuadro 2.7.

Sistema Eléctrico NacionalCapacidad de transmisión entre regiones (MW)

2005

1/ En 2005 esta región no se encuentra interconectada

Figura 2.5

1) Hermosillo2) Nacozari

3) Obregón

4) Los Mochis

5) Culiacán

6) Mazatlán

7) Juárez

8) Moctezuma

9) Chihuahua

10) Durango

11) Laguna

12) Río Escondido

13) Nuevo Laredo

14) Reynosa

15) Matamoros

16) Monterrey

17) Saltillo

18) Valles

19) Huasteca

20) Tamazunchale 1/

21) Tepic

22) Guadalajara

23) Aguascalientes

24) San Luis Potosí

25) Salamanca

26) Manzanillo

27) Carapan

28) Lázaro Cárdenas

29) Querétaro

30) Central

31) Poza Rica

32) Veracruz

33) Puebla

34) Acapulco

Regiones

35) Temascal

36) Coatzacoalcos

37) Tabasco

38) Grijalva

39) Lerma

40) Mérida

41) Cancún

43) WECC(EUA)

44) Tijuana

45) Ensenada

46) Mexicali

47) San Luis Río C.

42) Chetumal

48) Villa Constitución

49) La Paz

50) Los Cabos

55

1 2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14 15

16

17

18

19

24

21

22

23

20

25

26 27

28

29 31

32

33

3435

36 37

38

39

4041

42

43

44

45

4647

48

49

5088

800

200520

125

150

400

400

650

600

500

250

300

250

250

200

350

750

2050

330

60

2100

1300

1000

1700

480

200

750

550

1200

650750

3110

561

450

450

560

135

30

180

450

1000750

11501300

1350900

1000

32001300

700

200

1700

270

2560

310600

1500 450

1064

21501960

1250


3) Obregón

4) Los Mochis

5) Culiacán

6) Mazatlán

7) Juárez

8) Moctezuma

9) Chihuahua

10) Durango

11) Laguna

12) Río Escondido

13) Nuevo Laredo

14) Reynosa

15) Matamoros

16) Monterrey

17) Saltillo

18) Valles

19) Huasteca

20) Tamazunchale 1/

21) Tepic

22) Guadalajara

23) Aguascalientes


25) Salamanca

26) Manzanillo

27) Carapan


29) Querétaro

30) Central

31) Poza Rica

32) Veracruz

33) Puebla

34) Acapulco

Regiones

35) Temascal

36) Coatzacoalcos

37) Tabasco

38) Grijalva

39) Lerma

40) Mérida

41) Cancún

43) WECC(EUA)

44) Tijuana

45) Ensenada

46) Mexicali


42) Chetumal


49) La Paz

50) Los Cabos

55

1 2

3

4

5

6

7

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9

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19

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21

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26 27

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3435

36 37

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4041

42

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48

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5088

800

200520

125

150

400

400

650

600

500

250

300

250

250

200

350

750

2050

330

60

2100

1300

1000

1700

480

200

750

550

1200

650750

3110

561

450

450

560

135

30

180

450

1000750

11501300

1350900

1000

32001300

700

200

1700

270

2560

310600

1500 450

1064

21501960

1250

55

1 2

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3435

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4041

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5088

800

200520

125

150

400

400

650

600

500

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300

250

250

200

350

750

2050

330

60

2100

1300

1000

1700

480

200

750

550

1200

650750

3110

561

450

450

560

135

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1 2

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11

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20

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26 27

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29 31

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3435

36 37

38

39

4041

42

43

44

45

4647

48

49

5088

800

200520

125

150

400

400

650

600

500

250

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250

250

200

350

750

2050

330

60

2100

1300

1000

1700

480

200

750

550

1200

650750

3110

561

450

450

560

135

30

180

450

1000750

11501300

1350900

1000

32001300

700

200

1700

270

2560

310600

1500 450

1064

21501960

1250

2 - 9

Capacidad de enlaces entre regiones en 2005

1/ Operación inicial en 230 kV

Cuadro 2.6a

Región Subestación Región SubestaciónTensión

(kV)No. de

circuitosCapacidad

máxima (MW)Nacozari Nacozari Moctezuma Casas Grandes 400 1/ 2 180Hermosillo Hermosillo III Nacozari Nacozari 230 1 150

Santa Ana Cananea 230 2Hermosillo Hermosillo IV Obregón Guaymas II 230 1 400

Hermosillo V Guaymas II 230 2Obregón Pueblo Nuevo Los Mochis Louisiana 400 1/ 1 400

Pueblo Nuevo Mochis II 230 2Los Mochis Louisiana Culiacán La Higuera 400 1/ 1 650

Guamúchil II La Higuera 400 1/ 1Guamúchil II Culiacán III 230 2

Culiacán La Higuera Mazatlán Mazatlán II 400 1/ 2 750Culiacán Potencia El Habal 230 2

Mazatlán Mazatlán II Durango Jerónimo Ortiz 400 1/ 1 250Mazatlán II Durango II 230 1

Mazatlán Mazatlán II Tepic Tepic II 400 2 750Durango Jerónimo Ortiz Laguna Torreón Sur 400 1/ 1 250

Durango II Lerdo 230 1Chihuahua Camargo II Laguna Gómez Palacio 230 2 250Moctezuma Moctezuma Chihuahua El Encino 400 1/ 1 500

Moctezuma Chihuahua Norte 230 2Juárez Samalayuca Moctezuma Moctezuma 230 3 600Durango Jerónimo Ortiz Aguascalientes Fresnillo Potencia 230 1 200Chihuahua Hércules Potencia Río Escondido Río Escondido 400 1 350Laguna Torreón Sur Saltillo Ramos Arizpe Pot. 400 1 300

Andalucía Saltillo 230 1R. Escondido Río Escondido Monterrey Frontera 400 1 2,100

Carbón II Lampazos 400 2Carbón II Frontera 400 1Nueva Rosita Monclova 230 1

Monterrey Villa de García Saltillo Ramos Arizpe Pot. 400 2 1,300Villa de García Cementos Apasco 230 1Villa de García Saltillo 230 1

Saltillo Ramos Arizpe Aguascalientes Primero de Mayo 400 2 1,000R. Escondido Río Escondido Nuevo Laredo Arroyo del Coyote 400 1/ 1 330

Río Escondido Arroyo del Coyote 230 1Río Escondido Cd. Industrial 230 1

Nuevo Laredo Falcón Reynosa Reynosa 138 2 60Reynosa Aeropuerto Matamoros Anáhuac 400 2 1,300

Río Bravo Anáhuac 230 1Río Bravo Matamoros 138 2

Monterrey Huinalá Huasteca Laja 400 2 1,150Reynosa Aeropuerto Monterrey Villa de García 400 2 1,250

Aeropuerto Huinalá 400 1Aeropuerto Huinalá 230 1

Valles Anáhuac Potencia Huasteca Champayán 400 2 1,000Anáhuac Potencia Altamira 400 1

Valles Anáhuac Potencia San Luis Potosí El Potosí 400 2 1,350Huasteca Tamos Poza Rica Poza Rica II 400 2 1,000Guadalajara Tesistán Aguascalientes Ags. Potencia 400 1 650

Atequiza Ags. Potencia 400 1Guadalajara Atequiza Salamanca Salamanca II 400 1 550Aguascalientes Cañada San Luis Potosí El Potosí 400 1 900

Ags. Potencia El Potosí 400 1Ags. Oriente San Luis Potosí 230 1Ags. Potencia PV. SLP 230 1

Tepic Tepic II Guadalajara Tesistán 400 2 2,050Aguascalientes Potrerillos Salamanca Salamanca II 400 2 750

León II Silao 230 1León II Irapuato II 230 2

Guadalajara Acatlán Manzanillo Manzanillo 400 1 1,700Atequiza Manzanillo 400 1Mazamitla Tapeixtles 400 1Cd- Guzmán Colima II 230 1

Guadalajara Mazamitla Carapan Carapan II 400 1 700Ocotlán Zamora Potencia 230 1

Guadalajara Mazamitla Lázaro Cárdenas Pitirera 400 1 480Lázaro Cárdenas Lázaro Cárdenas Carapan Carapan II 400 1 450San Luis Potosí San Luis Potosí Querétaro San Luis de la Paz 230 2 200

. . .

Enlace Características

2 - 10

Región Subestación Región SubestaciónTensión

(kV)No. de

circuitosCapacidad

máxima (MW)

Salamanca Salamanca Querétaro Querétaro Potencia 400 2 1,300Salamanca Celaya III 230 2

Salamanca Salamanca II Carapan Carapan II 400 1 750Abasolo II Carapan II 230 1

Poza Rica Mazatepec Puebla Zocac 230 1 310Jalacingo Zocac 230 1

Querétaro Querétaro Potencia Central Tula 400 2 1,200H. Carranza Tula 230 1La Manga Valle de México 230 1

Central Tula Poza Rica Poza Rica II 400 1 3,200Texcoco Tuxpan 400 3Teotihuacán Tres Estrellas 400 2

Central Texcoco Puebla San Lorenzo Potencia 400 1 2,560Texcoco San Martín Potencia 400 1Topilejo Yautepec 400 3

Lázaro Cárdenas Pitirera Central Donato Guerra 400 2 1,700Lázaro Cárdenas Donato Guerra 400 1

Lázaro Cárdenas Lázaro Cárdenas Acapulco Ixtapa Potencia 230 1 200Poza Rica Poza Rica II Veracruz Laguna Verde 400 1 600Puebla Zapata Acapulco Mezcala 230 2 270Veracruz Laguna Verde Puebla Puebla II 400 1 1,500

Laguna Verde Tecali 400 1Puebla Puebla II Temascal Ojo de Agua 400 1 3,110

Puebla II Temascal II 400 1Tecali Temascal II 400 1Tecali Cerro de Oro 400 2

Veracruz Veracruz II Temascal Amatlán II 230 2 450Veracruz II Temascal II 230 1Jardín Temascal II 230 1

Temascal Temascal II Coatzacoalcos Minatitlán II 400 1 1,064Temascal II Chinameca Potencia 400 1

Temascal Juile Grijalva Manuel Moreno Torres 400 3 2,150Coatzacoalcos Coatzacoalcos Grijalva Malpaso 400 1 1,960

Minatitlán II Malpaso 400 2Tabasco Macuspana Grijalva Malpaso 400 1/ 1 561

Peñitas Malpaso 230 2Tabasco Macuspana Lerma Escárcega Potencia 400 1/ 1 450

Los Ríos Santa Lucía 230 1Km 20 Santa Lucía 230 1

Lerma Escárcega Potencia Mérida Ticul II 400 1/ 2 450Escárcega Potencia Ticul II 230 1Lerma Mérida II 115 1Lerma Maxcanu 115 1Lerma Ticul II 115 1

Mérida Ticul II Cancún Valladolid 400 1/ 2 560Kanasin Valladolid 230 1Norte Mérida Potencia Kopte 115 1Nachicocom Izamal 115 1

Mérida Ticul II Chetumal Xul-Ha 230 1 135Ticul II Kambul 115 1

CFE-ACBC Tijuana I WECC (USA) Miguel (EUA) 230 1 800La Rosita Imperial Valley 230 1

Tijuana Presidente Juárez Ensenada Lomas 230 1 200Presidente Juárez Ciprés 230 1Popotla El Sauzal 115 1Misión Jatay 115 1

Tijuana La Herradura Mexicali Rumorosa 230 1 520La Herradura La Rosita 230 1

Mexicali Cerro Prieto II S.Luis R. Colorado Chapultepec 230 1 125Cerro Prieto I Hidalgo 230 2/ 1Mexicali II Ruiz Cortines 161 1

Villa-Constitución Villa-Constitución La Paz Bledales 115 1 55Villa-Constitución Olas Altas 115 1

La Paz Olas Altas Los Cabos Santiago 230 3/ 1 88Olas Altas Cabo San Lucas II 230 3/ 1El Triunfo Santiago 115 1

Enlace Características

Capacidad de enlaces entre regiones en 2005

1/ Operación inicial en 230 kV 2/ Operación inicial en 161 kV3/ Operación inicial en 115 kV

Cuadro 2.6b

...

2 - 11

Área RegiónPrincipales localidades

Área RegiónPrincipales localidades

Cd. de México Puerto PeñascoToluca Hermosillo Nogales

Central Cuernavaca HermosilloTula CananeaPachuca NacozariPoza Rica Guaymas

Poza Rica Jalapa Obregón Cd. ObregónTuxpan NavojoaVeracruz El FuerteBoca del Río Los Mochis Los MochisPuebla GuasaveTehuacán Culiacán Culiacán

Puebla San Martín Texmelucan Mazatlán MazatlánTlaxcala Juárez Cd.JuárezCuautla MoctezumaAcapulco Nvo. Casas Grandes

Acapulco Chilpancingo ChihuahuaZihuatanejo CuauhtémocOrizaba Chihuahua DeliciasOaxaca CamargoJuchitán ParralHuatulco TorreónPuerto Escondido Gómez PalacioSalina Cruz Durango DurangoMinatitlán Piedras NegrasCoatzacoalcos Río Escondido Nva. Rosita

Río EscondidoSan Cristóbal Nuevo Laredo Nuevo LaredoTuxtla Gutiérrez MonterreyTapachula Monterrey MonclovaCárdenas Cerralvo

Tabasco Macuspana Saltillo SaltilloVillahermosa ReynosaGuadalajara Río BravoCd. Guzmán Matamoros MatamorosTepic Tamazunchale TamazunchalePuerto Vallarta AltamiraManzanillo Huasteca TampicoColima Cd. VictoriaZacatecas Cd. Valles

Aguascalientes Aguascalientes Valles ManteLeón Río VerdeSan Luis Potosí Mexicali MexicaliMatehuala San Luis R.C. San Luis Río ColoradoIrapuato BCN-WECC Tijuana

Salamanca Guanajuato TecateSalamanca Ensenada EnsenadaCelaya V. Constitución Cd. ConstituciónQuerétaro La Paz La PazSan Luis de la Paz Cabo San LucasSan Juan del Río San José del Cabo

EscárcegaUruapan ChampotónMorelia CampecheZamora Cd. del CarmenApatzingan MéridaPátzcuaro Mérida Motul

TiculCancún

Lázaro Cárdenas ValladolidLázaro Cárdenas Cozumel

TizimínChetumal Chetumal

Occidental

Lázaro Cárdenas

Central

Reynosa

Tijuana

BCS

Peninsular

Cancún

Lerma

Los Cabos

San Luis Potosí

Querétaro

Carapan

Noroeste

Norte

Noreste

Grijalva

Guadalajara

Tepic

Manzanillo

Veracruz

Temascal

Coatzacoalcos

Nacozari

Laguna

Moctezuma

Oriental

Principales localidades por regiones del Sistema Eléctrico Nacional

Cuadro 2.7

3 - 1

En este capítulo se informa sobre la capacidad de generación que necesita el SEN para atender los incrementos previstos en la demanda de electricidad. Parte de estos requerimientos se cubrirán mediante proyectos ya comprometidos, esto es, obras en proceso de construcción, licitación o cierre fi nanciero.

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 planifi cación a largo plazo

Las decisiones sobre nuevos proyectos para expandir el SEN se toman varios años antes, ya que los periodos desde que se decide su construcción hasta su operación son largos. Transcurren aproximadamente cuatro años entre el análisis de la oferta para construir una nueva central generadora y su entrada en operación comercial.

En el caso de los proyectos de transmisión, el lapso previo es de tres a cinco años. Adicionalmente formular, evaluar y autorizarlos requiere una anticipación mínima de un año.

Las decisiones tienen una repercusión económica a largo plazo, ya que la vida útil de los proyectos es de 30 años o más.

La planifi cación 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 identifi car y evaluar proyectos y tecnologías, así como de otras fuentes especializadas.

Con estos datos se integra el catálogo de opciones factibles y se prepara el documento de Costos y Parámetros de Referencia (COPAR) para las diversas tecnologías de generación y transmisión.

El programa para expandir el SEN se determina seleccionando aquellos proyectos que minimizan los costos actualizados de inversión, operación y energía no suministrada en el horizonte de estudio. Es decir, se elabora un plan óptimo basado en el análisis técnico-económico de diversas alternativas, mediante modelos que optimizan el comportamiento del sistema ante diversas condiciones de operación.

Estos análisis se realizan para el mediano y largo plazos con base en las premisas de demanda, precios de combustibles, costos y efi ciencia de las opciones

tecnológicas para generación de energía eléctrica. El objetivo en la expansión del sistema es determinar el plan que minimice los costos de inversión, operación y falla.

En este ejercicio de planifi cación se realizaron estudios para 2006 - 2026, base para la elaboración del Programa de Requerimientos de Capacidad (PRC) 2006 - 2016 que se presenta en este capítulo. En el anexo B se describe con mayor detalle la visión de largo plazo en la planifi cación del sistema de generación.

En los últimos años ha cobrado especial importancia la participación de la iniciativa privada en la generación de energía eléctrica bajo las modalidades de autoabastecimiento y cogeneración, principalmente. La instalación de sus nuevas centrales infl uirán de manera importante en el desarrollo del SEN, ya que se necesitará incrementar la capacidad de reserva y adaptar la red eléctrica para proporcionar los servicios de transmisión y respaldo requeridos.

La incorporación de estos proyectos agrega un elemento adicional de incertidumbre en la planifi cación del SEN, pues si éstos no se concretan, se reduciría la confi abilidad del suministro al no disponerse de los plazos necesarios para instalar otras centrales.

Los estudios se realizan para tres sistemas: SIN, Baja California y Baja California Sur. En cada caso se efectúa un análisis conjunto de las plantas y la red troncal de transmisión, con objeto de ubicar adecuadamente la nuevas centrales generadoras.

El área Noroeste se conectó al SIN en marzo de 2005 con la puesta en operación del enlace Nacozari - Nuevo Casas Grandes, aislado en 400 kV y operando inicialmente en 230 kV. Con esta interconexión se obtienen benefi cios al incrementarse la confi abilidad del suministro y la seguridad del sistema. Además se logra una disminución importante en el costo de operación. De este modo se integra prácticamente toda la infraestructura eléctrica del país, con excepción de la península de Baja California.

El desarrollo del sistema eléctrico de Baja California se realiza por separado, debido a que hasta ahora permanece aislado del área Noroeste y por lo tanto del SIN. En ese, una opción factible de evaluarse para planifi car su capacidad, son los contratos de importación y exportación de energía eléctrica con diversas compañías eléctricas del occidente de EUA.

En los estudios, el sistema Baja California Sur se considera como un área independiente, ya que tampoco está conectada con el resto de la red nacional.

3. PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN

3 - 2

Actualmente se realizan análisis para determinar la factibilidad técnica y económica de integrar estos dos sistemas al SIN.

3.2 Conceptos de margen de reserva(MR) La confi abilidad de un sistema eléctrico depende de su capacidad para satisfacer la demanda máxima de potencia (MW) y de energía (GWh).

Para evaluar esa confi abilidad del suministro de cualquier sistema eléctrico es necesario conocer el Margen de reserva (MR) de capacidad y operativo (MRO), así como el de reserva de energía (MRE). Estos indicadores son importantes por las razones siguientes:

1.- La capacidad del sistema está sujeta a reducciones como consecuencia de salidas programadas de unidades generadoras por mantenimiento, fallas, degradaciones y causas ajenas. Por tanto, en todo el sistema la capacidad de generación debe ser mayor que la demanda máxima anual, para satisfacerla en condiciones adecuadas de confi abilidad.

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 fl exibilidad para hacer frente a contingencias mayores como son:

• Desviaciones en el pronóstico de la demanda

• Bajas aportaciones a centrales hidroeléctricas

• Retrasos en la entrada de nuevas unidades• Fallas de larga duración de unidades

térmicas

3.- Dado que la energía eléctrica no puede almacenarse y debe producirse cuando se necesita, el MR requerido depende de los tipos de centrales que lo conforman, de sus factores de disponibilidad, de la capacidad de las unidades generadoras y de la estructura del sistema de transmisión.

Los requerimientos de capacidad de los sistemas aislados o débilmente interconectados se determinan de manera individual, en función de sus curvas de carga y demandas máximas.

Cuando diversos sistemas regionales se encuentran sólidamente interconectados, es posible reducir el MR, ya que los recursos de capacidad de generación pueden compartirse efi cientemente entre las regiones.

En la planifi cación de sistemas eléctricos no existe un criterio único sobre el MR. Hay métodos basados en la probabilidad de pérdida de carga, criterios económicos en función del costo de falla, y evaluaciones determinísticas sustentadas en valores medios de

disponibilidad de las centrales generadoras y en el comportamiento estacional típico de la demanda.

En 1998 la Junta de Gobierno de CFE ordenó la creación de un grupo de trabajo para analizar la situación de la oferta, demanda y el MR. Fue integrado por personal de la SENER, las SHCP y de la Función Pública, así como de la Comisión Nacional del Agua (CNA) y CFE.

Durante las reuniones CFE presentó los criterios utilizados para planifi car la expansión de la generación de un sistema eléctrico. De las diversas opiniones expuestas, por su interpretación clara y sencilla, el grupo decidió adoptar el siguiente criterio determinístico para establecer el MR:

Otro de los criterios utilizados para dimensionar la capacidad del sistema eléctrico es el MRO. Éste permite satisfacer la demanda máxima una vez que se ha cubierto la salida de unidades generadoras por mantenimiento, eventos aleatorios como salidas forzadas, desviaciones de mercado y años hidrológicos secos entre otros. Su cálculo es el siguiente:

Los conceptos de MR y MRO de capacidad se ilustran en la fi gura 3.1.

En noviembre de 2004, CFE preparó para la Junta de Gobierno el documento Diagnóstico sobre márgenes de reserva en el cual se determina, con base en la variación de la disponibilidad del parque generador, que el criterio restrictivo ante el cual debe observarse su cumplimiento en la planifi cación de la generación es el MRO.

El valor mínimo adoptado para la planifi cación del SIN es un MRO de 6%; con este valor se optiene el MR correspondiente.

Para el área Baja California se adopta como valor mínimo de la reserva de capacidad —después de descontar la no disponible por mantenimiento— el mayor entre: i) la capacidad de la unidad más grande ó ii) 15% de la demanda máxima.

Para el área Baja California Sur, se adopta como valor mínimo de reserva la suma de capacidad de las dos unidades mayores.

El MRE se defi ne como la diferencia entre la energía disponible respecto al consumo anual demandado. Está formado por la generación térmica que pudiera generarse pero que no se despacha —cabe aclarar que ésta no se almacena— más la hidráulica almacenada en los grandes vasos, la cual puede transferirse interanualmente para convertirse en energía eléctrica.

Margen de reserva = Capacidad efectiva–Demanda máxima bruta coincidente Demanda máxima bruta coincidente

Margen de reservaoperativo = Capacidad efectiva disponible-Demanda máxima bruta coincidente Demanda máxima bruta coincidente

X 100%

X 100%

3 - 3

En particular para el caso de la energía del parque hidroeléctrico, en el mismo documento Diagnóstico sobre márgenes de reserva mencionado anteriormente, la Junta de Gobierno de CFE aprobó, entre otros, el siguiente acuerdo:

Como criterio adicional de planifi cación y de operación, se deberá alcanzar al fi nal de cada año un nivel predeterminado de energía almacenada en las grandes centrales hidroeléctricas (GCH).

3.3 Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración

El cuadro 3.1 muestra la evolución esperada de lacapacidad de estos proyectos. Se basa en información proporcionada por la SENER en las reuniones del grupo interinstitucional para la elaboración del documento Prospectiva del Sector Eléctrico 2007 - 2016.

Las plantas de autoabastecimiento y cogeneración que satisfacen cargas ubicadas en el mismo sitio de la central se agrupan en el concepto de autoabastecimiento local. A su vez, las que inyectan la energía a la red de transmisión del servicio público para proveer a centros de consumo, se consideran en el rubro de autoabastecimiento remoto.

3.3.1 Temporada abierta de proyectos eoloeléctricos para autoabastecimiento

Debido al interés de los particulares por participar en la modalidad de autoabastecimiento con esta tecnología, la SENER solicitó a la CRE ejercer las acciones necesarias para conducir un procedimiento de TA, con el propósito de

Con base en la experiencia operativa, en particular de Angostura, se establece iniciar cada año con un almacenamiento mínimo entre 15,000 GWh y 18,000 GWh en las GCH, el cual dependería de las condiciones evaluadas en el año en curso correspondiente y las eventualidades probables.

De esta manera, ante el margen de reserva que se prevé alto para 2006 y 2007, se puede aceptar el valor de 15,000 GWh para esos años.

identifi car las necesidades de infraestructura detransmisión y establecer los compromisos necesarios por parte de CFE y los particulares para incorporar a la red eléctrica del servicio publico, la energía producida por las centrales eólicas instaladas en el Istmo de Tehuantepec.

Como resultado de las reuniones entre CFE, la CRE y los interesados en reservar capacidad de transmisión para el proyecto de TA, la CRE registró 1,899 MW de capacidad de generación de proyectos eólicos de autoabastecimiento.

Después de analizar diversas opciones de fi nanciamiento para el proyecto de red de TA, la CRE propuso que la opción más viable sería la instalación de nueva infraestructura de transmisión como un proyecto de Obra Pública Financiada (OPF) bajo el esquema de Proyecto de Impacto Diferido en el Registro del Gasto (PIDIREGAS).

Actualmente, CFE ha iniciado las gestiones ante la SENER y la SHCP para la autorización de la inversión correspondiente.

Margen de reserva y margen de reserva operativo de capacidad

Figura 3.1

Capacidad efectiva

Margende reserva

Demandamáxima brutacoincidente

Capacidad efectiva Mantenimientoprogramado

Falla, degradación ycausas ajenas

Margen dereserva operativo

Demandamáxima brutacoincidente

3 - 4

3.3.2 Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración

La fi gura 3.2 muestra gráfi camente la evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración.

3.3.3 Autoabastecimiento remoto

En el cuadro 3.2 se presentan los proyectos específi cos y los retiros programados, considerando su capacidad de autoabastecimiento para atender carga remota.

Evolución del autoabastecimiento y cogeneración 1/

Figura 3.2

4,431 4,432 4,432 4,432 4,525 4,513 4,531 4,508 4,508 4,508 4,508

1,404 1,433 1,584 1,5841,779 1,791

1,997 2,020 2,020 2,020 2,020

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

5,835 5,865 6,015 6,0156,303 6,303

6,527

MW

Local Remoto

6,527 6,527 6,527 6,527

1/ No considera capacidad de proyectos de temporada abierta

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016Proyectos existentes (sin PEMEX) 1,938 1,938 1,938 1,938 1,938 1,938 1,938 1,938 1,938 1,938 1,938PEMEX 1/ 2,088 2,088 2,088 2,088 2,062 2,062 1,956 1,956 1,956 1,956 1,956Arancia 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29Enertek 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120Micase 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11Iberdrola Energía Monterrey 619 619 619 619 619 619 619 619 619 619 619Energía Azteca VIII 131 131 131 131 131 131 131 131 131 131 131Energía y Agua Pura de Cozumel 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32Termoeléctrica del Golfo 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250Termoeléctrica Peñoles 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260Hidroelectricidad del Pacífico 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8Impulsora Mexicana de Energía 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24Bioenergía de Nuevo León 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7Tractebel (Enron ) 284 284 284 284 284 284 284 284 284 284 284Agrogen 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10Proveedora de Electricidad de Occidente 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19Italaise 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30PEMEX Nuevo Pemex 314 314 314 314 314 314 314PEMEX Tula 330 330 330 330 330Eoliatec del Istmo 21.1 21.1 21.1 21.1 21.1 21.1 21.1 21.1 21.1Fuerza eólica del Istmo 50 50 50 50 50 50 50 50 50Eléctrica del Valle de México 67.5 67.5 67.5 67.5 67.5 67.5 67.5 67.5 67.5Electricidad del Itsmo 12 12 12 12 12 12 12 12 12

Total 2/ 5,835 5,865 6,015 6,015 6,303 6,303 6,527 6,527 6,527 6,527 6,527

1/ Se consideran retiros de PEMEX: Cosoleacaque, Independencia, Morelos, Escolín, La Venta y Pajaritos2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente

Evolución de la capacidad de proyectos de autoabastecimiento y cogeneración (MW)

Cuadro 3.1

3 - 5

En el caso del permisionario Proveedora de Electricidad de Occidente, la capacidad que se indica corresponde a la incorporación de nuevos socios prevista para 2006 a los que se suministrará de manera remota.

La fi gura 3.3 indica la ubicación de los proyectos considerados para 2006 - 2016; la capacidad señalada corresponde a la comprometida para autoabastecimiento remoto.

Adiciones MW Retiros MW

2006Provedora de Electricidad de Occidente 3

2007Mexhidro SA de CV 29

2008Eoliatec del Istmo 21.1Fuerza Eólica del Istmo 50Eléctrica del Valle de México 67.5Electricidad del Itsmo 12

2010 2010Pemex Nuevo Pemex 284 Pemex Morelos -18

Pemex Pajaritos -122012 Pemex Escolín -14

Pemex Tula 213 Pemex La Venta -17

Subtotal 679.6 Subtotal -61

Total 618.6

1/ Capacidad de autoabastecimiento remoto2/ No se incluyen proyectos de autoabastecimiento eoloeléctricos de temporada abierta (1,899 MW)

Proyectos y retiros de autoabastecimiento y cogeneración 1/ 2/

Cuadro 3.2

Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración Capacidad del autoabastecimiento remoto 618.6 MW1/ 2/

Figura 3.3

PemexPemex TulaTula(2012: 213 MW)(2012: 213 MW)

PemexPemex PajaritosPajaritos(2010: (2010: --12 MW)12 MW)

Proveedora de Electricidad de OccidenteProveedora de Electricidad de Occidente(2006: 3 MW)(2006: 3 MW)

1/ Considera adiciones y retiros2/ No se incluyen proyectos de autoabastecimiento eoloeléctrico de temporada abierta (1,899 MW)

Mexicana de HidroelectricidadMexicana de Hidroelectricidad(2007: 29 MW)(2007: 29 MW)

PemexPemex Nuevo Nuevo PemexPemex(2010: 284 MW)(2010: 284 MW)

PemexPemexLa VentaLa Venta

(2010: (2010: --17 MW)17 MW)

PemexPemex MorelosMorelos(2010: (2010: --18 MW)18 MW)

PemexPemex EscolEscolíínn(2010: (2010: --14 MW)14 MW)

EoliatecEoliatec del Istmo (2008: 21.1 MW)del Istmo (2008: 21.1 MW)Fuerza eFuerza eóólica del Istmo (2008: 50 MW)lica del Istmo (2008: 50 MW)ElElééctrica del Valle de Mctrica del Valle de Mééxico (2008: 67.5 MW)xico (2008: 67.5 MW)Electricidad del Electricidad del ItsmoItsmo (2008: 12 MW)(2008: 12 MW)

PemexPemex TulaTula(2012: 213 MW)(2012: 213 MW)

PemexPemex PajaritosPajaritos(2010: (2010: --12 MW)12 MW)

Proveedora de Electricidad de OccidenteProveedora de Electricidad de Occidente(2006: 3 MW)(2006: 3 MW)

1/ Considera adiciones y retiros2/ No se incluyen proyectos de autoabastecimiento eoloeléctrico de temporada abierta (1,899 MW)

Mexicana de HidroelectricidadMexicana de Hidroelectricidad(2007: 29 MW)(2007: 29 MW)

PemexPemex Nuevo Nuevo PemexPemex(2010: 284 MW)(2010: 284 MW)

PemexPemexLa VentaLa Venta

(2010: (2010: --17 MW)17 MW)

PemexPemex MorelosMorelos(2010: (2010: --18 MW)18 MW)

PemexPemex EscolEscolíínn(2010: (2010: --14 MW)14 MW)

EoliatecEoliatec del Istmo (2008: 21.1 MW)del Istmo (2008: 21.1 MW)Fuerza eFuerza eóólica del Istmo (2008: 50 MW)lica del Istmo (2008: 50 MW)ElElééctrica del Valle de Mctrica del Valle de Mééxico (2008: 67.5 MW)xico (2008: 67.5 MW)Electricidad del Electricidad del ItsmoItsmo (2008: 12 MW)(2008: 12 MW)

3 - 6

3.4 Retiros de capacidad

Al cierre de 2005, se tenían 12,761.4 MW de capacidad instalada con 25 o más años en operación y 6,806 MW con 30 años o más, lo que representa 27.4% y 14.6%, respectivamente de la capacidad total, que por vencimiento de su vida útil es susceptible de retiro.

Para defi nir el desarrollo del sistema de generación,

Con base en lo anterior y en una disminución importante en el ritmo de crecimiento del consumo de electricidad, CFE ha decidido — como una medida para incrementar la efi ciencia de producción— continuar con un programa intenso de retiros. Así, en el periodo saldrán de operación 4,546.3 MW, capacidad menor en 561.8 MW que la considerada en el programa anterior.

Estas acciones permitirán a CFE incrementar la efi ciencia de su parque de generación y por lo tanto mejorar la competitividad de la empresa.

El cuadro 3.3 presenta en detalle el programa de retiros de unidades del servicio público para 2006 - 2014. Para 2015 y 2016 no se tienen previstos retiros de capacidad.

se tomó en cuenta un programa de retiros basadoen los costos de operación y en la vida útil de las unidades generadoras. En los próximos 11 años se retirará 10% de la capacidad termoeléctrica instalada en 2005. Ver fi gura 3.4.

Las consideraciones para defi nirlos se apoyan principalmente en razones operativas, económicas o por el término de vida útil, 30 años para las unidades termoeléctricas convencionales y turbogás.

Programa de retiros de unidades generadorasTotal 4,546.3 MW

Figura 3.4

126.5

323.5

224

317

991

752

168.6

943.7

700

0 0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

3 - 7

3.5 Proyectos de Rehabilitación y Modernización (RM)

En los cuadros 3.4 a y 3.4 b se presentan los proyectos RM de unidades generadoras, que han sido incluidos en los PEF de 2002 a 2007, en la modalidad de OPF.

En el mediano plazo estas acciones permitirán recuperar efi ciencia y los índices de disponibilidad del parque de generación termoeléctrico, el cual se ha degradado a partir de 2000 debido a una insufi ciente asignación presupuestal para los programas de mantenimiento.

Programa de retiros de unidades generadoras Servicio público

Escenario de planeación

Cuadro 3.3

Año Nombre Unidad Tipo MW Mes Área2006 Juan de Dios B. ( Topolobampo II) 3 TC 40.0 noviembre Noroeste

Nachi - Cocom II 1 y 2 TC 49.0 noviembre PeninsularLerma ( Campeche ) 1 TC 37.5 noviembre Peninsular

2007 Nonoalco 1 y 2 TG 64.0 febrero CentralLechería 1, 2 y 3 TG 96.0 febrero CentralNonoalco 3 y 4 TG 84.0 febrero CentralLechería 4 TG 42.0 febrero CentralLerma ( Campeche ) 2 TC 37.5 noviembre Peninsular

2008 Jorge Luque 1 y 2 TC 64.0 febrero CentralJorge Luque 3 y 4 TC 160.0 febrero Central

2009 C. Rodríguez Rivero ( Guaymas II ) 2 TC 84.0 noviembre NoroesteC. Rodríguez Rivero ( Guaymas II ) 4 TC 158.0 noviembre NoroesteFelipe Carrillo Puerto 1 y 2 TC 75.0 noviembre Peninsular

2010 Cerro Prieto I 1 y 2 GEO 75.0 febrero Baja CaliforniaSalamanca 1 y 2 TC 316.0 marzo OccidentalAltamira 1 y 2 TC 300.0 marzo NoresteFrancisco Villa 4 y 5 TC 300.0 noviembre Norte

2011 E. Portes Gil ( Río Bravo ) 3 TC 300.0 marzo NoresteDos Bocas 1 a 4 CC 252.0 marzo OrientalDos Bocas 5 y 6 CC 200.0 marzo Oriental

2012 Santa Rosalía 2 CI 2.0 marzo AisladosSanta Rosalía 3 CI 0.8 marzo AisladosSanta Rosalía 4 CI 0.6 marzo AisladosSanta Rosalía 5 CI 1.2 marzo AisladosSanta Rosalía 6 CI 1.2 marzo AisladosSanta Rosalía 7 CI 2.8 marzo AisladosSanta Rosalía 8 y 9 CI 2.0 marzo AisladosJ. Aceves Pozos ( Mazatlán II ) 2 TC 158.0 octubre Noroeste

2013 Altamira 3 TC 250.0 marzo NoresteSamalayuca 1 y 2 TC 316.0 noviembre NorteHuinalá 1 a 4 CC 249.4 noviembre NoresteHuinalá 5 CC 128.3 noviembre Noreste

2014 Villa de Reyes ( SLP) 1 y 2 TC 700.0 octubre OccidentalTotal de retiros 4,546.3

CI: Combustión interna TC: Termoeléctrica convencional TG: Turbogás CC: Ciclo combinado GEO: Geotermoeléctrica

3 - 8


Cuadro 3.4 a

Central Unidad(es) eficiencia % disponibilidad %capacidad

(MW)Situación

PEF 2002Botello 1 y 2 4.95 En operaciónCarbón II 1 4.0 En operación

3 3.1 En operaciónDos Bocas CC 1 19.5 En operaciónEmilio Portes Gil 4 2.1 En operaciónPuerto Libertad 1 6.4 En operaciónValle de México 1 6.5 En operaciónAdolfo López Mateos 1 5.7 En operación

2 2.5 En operaciónAltamira 3 10.9 Adjudicado

4 8.2 AdjudicadoCarlos Rodríguez Rivero 1 0.4 5.0 En operación

3 0.1 2.6 En operaciónFrancisco Pérez Ríos 3 1.1 5.3 Adjudicado

4 1.4 3.6 AdjudicadoGómez Palacio CC 1 0.8 5.0 AdjudicadoHuinalá 6 0.3 2.7 En operaciónIxtaczoquitlán 1 a 4 0.0 0.85 En operaciónJosé Aceves Pozos (Mazatlán II) 3 0.6 1.1 Adjudicado

1 0.2 0.8 AdjudicadoGral. Manuel Álvarez Moreno (Manzanillo) 4 0.2 7.0 En operación

3 0.2 8.8 En operaciónPunta Prieta 1 2.6 1.4 En operación

3 1.6 0.6 En operaciónSalamanca 3 1.1 5.4 En operación

4 1.2 5.5 En operaciónTuxpango 1 a 4 36 En operación

PEF 2003Tula CC 1 0.2 1.3 Adjudicado

CC 2 0.2 0.5 AdjudicadoCerro Prieto I 5 54.0 AdjudicadoCarbón II (Fase 1) 2 3.0 En revisión de bases

4 2.6 En revisión de basesCarbón II (Fase 2) 2 3.0 En operación

4 2.6 En operaciónEmilio Portes Gil 1/ 4 10.5 AdjudicadoFrancisco Pérez Ríos 5 1.1 4.4 En operaciónPdte. Adolfo López Mateos 3 0.7 1.4 Adjudicado

4 0.4 0.9 Adjudicado5 1.1 2.3 Adjudicado6 1.0 2.3 Adjudicado

Pdte. Plutarco Elías Calles 1 1.0 2.9 Adjudicado2 1.0 4.8 Adjudicado

Gral. Manuel Álvarez Moreno (Manzanillo) 1 4.2 3.0 En revisión de bases2 4.2 7.8 En revisión de bases…

1/ Repotenciación

Fuente: Subdirección de Generación

Mejora en

3 - 9

La rehabilitación de centrales generadoras tiene como fi n mejorar o modernizar principalmente los sistemas de aislamiento, de enfriamiento, de control y de protección; y se orienta hacia aquellos equipos con un alto índice de fallas o cercanos al fi nal de su vida útil.

Los benefi cios que se obtienen de una rehabilitación son los de un incremento de la confi abilidad del equipo, extensión de vida útil, recuperación de sus parámetros de diseño y, por tanto, el aumento de la disponibilidad y una mejor efi ciencia con valores que oscilan entre 10 y 15 puntos porcentuales.

Dentro del ámbito de la rehabilitación existe una tendencia hacia la aplicación de nuevas tecnologías, lo cual constituye una modernización del equipo; con esto es posible mejorar inclusive sus características originales de funcionamiento.

El programa actual de proyectos RM considera la repotenciación de tres centrales termoeléctricas: Emilio Portes Gil U4, Huinalá U6 y Poza Rica U1, U2 y U3, las cuales incrementarán su efi ciencia en 10.5, 16.3 y 12.0 puntos porcentuales respectivamente al acoplarse a éstas, turbinas a base de gas para formar ciclos combinados. Adicionalmente se modernizará la CCC El Sauz paquete 1, con lo que se incrementará su efi ciencia en 11.4 puntos porcentuales.

Este tipo de proyectos si bien no incrementan la capacidad de generación sí aumentan considerablemente la efi ciencia de la central, lo que los convierte en una alternativa altamente rentable para reducir costos de operación del parque de generación actual. Por ello CFE continúa la tarea de identifi car, analizar y evaluar técnica y económicamente tales proyectos que constituyen una de las estrategias más importantes para mejorar la competitividad del parque de generación.


Cuadro 3.4 b

…Central Unidad(es)

eficiencia %

disponibilidad %

capacidad (MW)

Situación

PEF 2005Puerto Libertad 4 0.6 4.7 AdjudicadoMicos 1 0.58 En licitaciónElectroquímica 1 1.09 En licitaciónPortezuelo I 1 1.94 En revisión de basesPortezuelo II 1 0.75 En revisión de basesInfiernillo 1,2,3 y 4 3.0 1.2 En licitación

2 3.0 1.23 3.0 1.24 3.0 1.2

Francisco Pérez Ríos 1 2.7 6.5 En revisión de bases2 2.6 6.2 En revisión de bases

Valle de México 5, 6 y 7 0.8 0.4 AdjudicadoSamalayuca II Paq. 1 0.9 En licitación

Paq. 2 0.9 En licitaciónPaq. 3 0.9 En licitación

El Sauz 5 0.4 1.1 En licitación6 0.4 0.9 En licitación

Huinalá II 7 0.8 En licitación8 0.8 En licitación

PEF 2006Laguna Verde 1 1.2 5.2 98.1 En licitación

2 0.9 4.1 98.1 En licitaciónPuerto Libertad 2 1.1 5.4 Adjudicado

3 0.9 5.4 AdjudicadoPunta Prieta 2 2.7 0.5 En revisión de basesHuinalá 1/ 6 16.3 7.7 En licitaciónSanalona 1 10.0 2.9 En licitación

2 8.0 6.4 En licitación

PEF 2007CCC El Sauz Paq. 1 11.4 37.4 Autorización en trámiteCCC Poza Rica 1/ Paq. 1 12.0 85.6 Autorización en trámite

1/ Repotenciación


Mejora en

3 - 10

3.6 Disponibilidad del parque de generación

La evolución histórica de la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE se presenta en la fi gura 3.5. A su vez, en la fi gura 3.6 se indican las expectativas en ese rubro para los próximos años. En esta estimación se supone 100% de sufi ciencia presupuestal para el mantenimiento requerido en el parque de generación, asi como la autorización de nuevos proyectos de rehabilitación y modernización.

Se observa que para 2007 - 2016, los índices

se mantienen por arriba de 82%. En 2006, la disponibilidad esperada es menor a causa de que algunas unidades dejarán de operar como consecuencia de su salida a fi n de ser rehabilitadas y modernizadas. Para productores independientes de energía y autoabastecedores se considera una disponibilidad de 90%; y para centrales hidroeléctricas, de 87.5 por ciento. Con estos valores, la disponibilidad equivalente del parque de generación del SEN será del orden de 86 por ciento.

Evolución de la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFESistema interconectado nacional

Figura 3.5


84.582.9

79.8

86.0 84.6 85.1 84.7 83.9 82.8 82.578.7 81.6

0

25

50

75

100

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Disp.


84.582.9

79.8

86.0 84.6 85.1 84.7 83.9 82.8 82.578.7 81.6

0

25

50

75

100

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Disp.

3 - 11

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.

Estimación de la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFESistema interconectado nacional 1/

Figura 3.6

83.5 83.583.182.883.082.683.082.682.882.481.8

0

25

50

75

100

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Disp.

1/ Supone 100% de suficiencia presupuestal para mantenimiento Fuente: Subdirección de Generación

83.5 83.583.182.883.082.683.082.682.882.481.8

0

25

50

75

100

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Disp.

1/ Supone 100% de suficiencia presupuestal para mantenimiento Fuente: Subdirección de Generación

3 - 12

Catálogo de proyectos hidroeléctricos conestudio de prefactibilidad, factibilidad o diseño

Cuadro 3.5

Área Proyecto UbicaciónNúmero de unidades x potencia por unidad 1/

Capacidad total 1/

(MW)

Generación media anual

(GWh)

Nivel de estudio 7/

Baja California PAEB El Descanso Baja California 2 x 300 600 1,252 PBaja California PAEB Tecate Baja California 2 x 300 600 1,252 PCentral La Parota 2/ Guerrero 3 x 300; 2 x 3 906 1,528 DNoreste PAEB Monterrey Nuevo León 2 x 100 200 292 FNorte Madera Chihuahua 2 x 138 276 726 FOccidental Sistema Río Moctezuma 3/ Querétaro, Hidalgo

y San Luis Potosí1 x 41.6; 1 x 39.1; 1 x 34.8; 1 x 33.1; 1 x 27.4; 1 x 26.5

139 1,067 F

Occidental San Cristóbal Jalisco 2 x 37 74 146 POccidental Arroyo Hondo Jalisco 2 x 38 76 220 FOccidental Pozolillo Nayarit 2 x 250 500 826 FOccidental Mascota Corrinchis Jalisco 2 x 17 34 51 POccidental PAEB Agua Prieta Jalisco 2 x 120 240 310 POccidental La Yesca 4/ Jalisco/Nayarit 2 x 375 750 1,209 DOriental San Juan Tetelcingo Guerrero 3 x 203 609 1,313 FOriental Xúchiles Veracruz 2 x 38 76 499 POriental Tenosique (Kaplan) Tabasco/Chiapas 3 x 140 420 2,328 FOriental Omitlán Guerrero 2 x 115 230 789 FOriental Ixtayutla Oaxaca 2 x 245 490 1,670 FOriental Paso de la Reina Oaxaca 3 x 300 900 1,870 POriental Copainalá ( Kaplan) 5/ Chiapas 3 x 75 225 502 FOriental Acala 6/ Chiapas 3 x 45 135 310 P

PAEB: Proyecto de acumulación de energía por bombeo1/ Potencia expresada a la salida del generador

7/ D: diseño F: factibilidad P: prefactibilidad

6/ Considera equipamiento con turbinas tipo bulbo

2/ La potencia y generación incluyen la minicentral de la presa reguladora Los Ilamos

5/ Considera las condiciones actuales de la C.H. Ing. Manuel Moreno Torres (Chicoasén) con 2,400 MW instalados

3/ Considera los proyectos Jiliapan, Tilaco, Piedra Blanca, Gobernador, Tecalco y Tamán

4/ Iniciará construción en noviembre de 2006

Área Proyecto UbicaciónCapacidad

total 1/

(MW)

Generación media anual

(GWh)

Nivel de estudio 6/

Central Ampliación Villita 2/ 4/ Michoacán 2 x 200 400 260 DCentral Ampliación Zimapán 3/ Hidalgo 2 x 283 566 706 DCentral Ampliación Infiernillo Guerrero 2 x 250 500 252 PCentral Repotenciación Infiernillo 5/ Guerrero 200 326 DNoroeste Ampliación Mocúzari Sonora 1 x 7 7 42 FNoroeste Ampliación Oviáchic Sonora 1 x 6 6 26 FOccidental Ampliación Santa Rosa Jalisco 1 x 49 49 41 F

6/ D: diseño F: factibilidad P: prefactibilidad

4/ La generación corresponde a la ampliación de la capacidad

5/ La repotenciación corresponde a las 6 unidades en operación

Número de unidades x

potencia por unidad 1/

1/ La potencia y generación corresponden a la ampliación

2/ La generación media anual no considera la repotenciación de la central

3/ La generación corresponde a horas pico; la C.H. Ing. Fernando Hiriart Balderrama (presa Zimapán) reduce su factor de planta de 0.53 a 0.14

Catálogo de proyectos hidroeléctricos propuestos para ampliar la capacidad

Cuadro 3.6

3 - 13

Área Proyecto

Número de unidades x

potencia por unidad 1/

Capacidadtotal

factible(MW)

Observaciones

Baja California CC Baja California (Presidente Juárez) 1 X 259 259 Sitio CT Presidente JuárezTG Baja California II (SLRC) 6 X 37.3 223 Sitio Ejido San Luis, SonoraPresidente Juárez conversión TG/CC 1 X 93 93 Sitio CT Presidente Juárez

CC Baja California III (Ensenada) 2/ 1X288 288 Estudio en proceso

Baja California Sur CI Baja California Sur II (Coromuel) 1 X 46 46 Sitio San FranciscoCI Baja California Sur III (Coromuel) 1 X 43 43 Sitio San FranciscoCI Guerrero Negro III 3X3.6 10.8 Sitio Vizcaíno

Noreste CC Tamazunchale II 1 X 750 750 El Tepetate

Noroeste CC Agua Prieta II (híbrido) 2/ 1 X 642 642 Sitio Las Américas

Norte CC Norte (La Trinidad) 1 X 402 402 Sitio La Trinidad, DurangoCC Norte II (Chihuahua) 3/ 1 X 652 652 Sitio por definir

Occidental Carboeléctrica del Pacífico 1 X 678 678 CT Plutarco Elías Calles Manzanillo I repotenciación U1 758 CT Manuel ÁlvarezManzanillo I repotenciación U2 758 CT Manuel ÁlvarezManzanillo II repotenciación U1 758 CT Manzanillo IIManzanillo II repotenciación U2 758 CT Manzanillo II

Central Valle de México repotenciación U2 1 X 530 530 CT Valle de MéxicoValle de México repotenciación U3 1 X 530 530 CT Valle de México

Oriental San Lorenzo conversión TG/CC 1 X 139 139 TG San Lorenzo, Puebla

TOTAL 8,318

CC: Ciclo combinado TG: Turbogás CT: Central termoeléctrica CI: Combustión interna

1/ Para el caso de CC, se refiere al número de ciclos

2/ Incluye 25 MW de campo solar

3/ Estudios de sitio en proceso

Catálogo de proyectos geotermoeléctricos y eoloeléctricos

Cuadro 3.7

Proyectos termoeléctricos con estudios de sitio terminados o en proceso

Cuadro 3.8

Número de Capacidad Generaciónunidades por unidad media anual

(MW) (GWh)GeotermoeléctricosBaja California Cerro Prieto V 2 53.50 Baja California 745 DOccidental Cerritos Colorados 1a etapa 1 26.62 Jalisco 186 FOccidental Cerritos Colorados 2a etapa 2 26.62 Jalisco 372 POriental Los Humeros II condensación 1 26.62 Puebla 186 DOriental Los Humeros II baja presión 7 3.47 Puebla 156 DOriental Los Humeros III 1 26.62 Puebla 186 P

Eoloeléctricos

Oriental La Venta III 78 1.3 Oaxaca 361 LOriental Oaxaca I 78 1.3 Oaxaca 373 FOriental Oaxaca II 78 1.3 Oaxaca 373 FOriental Oaxaca III 78 1.3 Oaxaca 373 FOriental Oaxaca IV 78 1.3 Oaxaca 373 F

1/ L: por licitar F: factibilidad P: prefactibilidad

Área Proyecto EstadoNivel de

estudio 1/

3 - 14

En el cuadro 3.9 se presentan características y datos técnicos obtenidos del documento COPAR de Generación.

Avances tecnológicos recientes han permitido

3.8 Participación en el cambio climático

A principios de 2005, la SENER creó el Comité de Cambio Climático del Sector Energía. Éste coordinará las acciones, dará seguimiento y defi nirá políticas relacionadas con el cambio climático y el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) del Sector Energía en México.

Proyectos de generación tales como hidroeléctricas, geotermoeléctricas, eoloeléctricas, solares, repotenciación y RM, así como repotenciación de líneas de transmisión y reducción de pérdidas técnicas, entre otros, tienen un impacto favorable en

alcanzar efi ciencias por arriba de 50% en ciclos combinados, superando las de centrales carboeléctricas con valores de 38% y de térmicas convencionales con valores entre 30% y 37 por ciento.

el cambio climático. Además, centrales que utilicen fuentes renovables de energía poseen el benefi cio adicional de contribuir a la diversifi cación del sistema de generación. Sin embargo, muchas veces este tipo de proyectos no se materializan debido a que no se dispone de recursos presupuestales sufi cientes para su realización. En este contexto y para dar cumplimiento a la cláusula de adicionalidad que limita la participación de proyectos en el MDL, la SENER ha planteado lo siguiente 1/: Para el cumplimiento de los objetivos y metas del presente programa, tanto el gobierno de México como las otras partes interesadas se valdrán de los

Características y datos técnicos de proyectos típicos

Cuadro 3.9

CentralPotencia

(MW)

Eficienciabruta

(%)

Vidaeconómica

(años)

Factorde planta

típico

Usospropios

(%)

Térmica convencional 2 X 350 37.56 30 0.750 5.82 X 160 36.31 30 0.650 6.22 X 84 32.42 30 0.650 6.4

2 X 37.5 30.63 30 0.650 8.3

Turbogás Aeroderivada gas 1_/ 1 X 43.4 37.97 30 0.125 1.1 Industrial gas 1_/ 1 X 85 30.00 30 0.125 1.0 Industrial gas F 1_/ 1 X 190 33.71 30 0.125 0.8 Industrial gas G 1_/ 1 X 266 35.68 30 0.125 1.2 Aeroderivada diesel 1_/ 1 X 41.3 38.40 30 0.125 0.8

Ciclo combinado gas 1_/

1x1 F 1X291 51.86 30 0.800 2.92x1 F 1X585 51.96 30 0.800 2.81x1 G 1X398 52.40 30 0.800 2.82x1 G 1X798 52.44 30 0.800 2.7

Diesel 2_/ 2 X 18.7 47.61 25 0.650 5.13 X 13.5 47.35 25 0.650 5.73 X 3.4 43.53 25 0.650 7.1

Carboeléctrica 2 X 350 37.84 30 0.800 7.2C. supercrítica s/desulfurador 1 X 700 41.67 30 0.800 6.4C. supercrítica c/desulfurador 1 X 700 41.67 30 0.800 10.6

Nuclear (ABWR) 1 X 1,356 34.54 40 0.850 4.1

1_/ La potencia y eficiencia están determinadas bajo las siguientes condiciones ISO: temperatura ambiente

de 15 grados centígrados, humedad relativa de 60% y presión a nivel del mar

2_/ La potencia y eficiencia están determinadas bajo condiciones ISO 3046/1-1986: temperatura ambiente de 25 grados centígrados, humedad relativa de 30% y presión barométrica de 1.0 bar

1/ Fuente: Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico, SENER

3 - 15

recursos fi nancieros previstos por las convenciones y tratados de los que México sea parte, así como de los programas internacionales de fi nanciamiento, 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.

Específi camente para aquellos proyectos incluidos en el presente programa, que por su naturaleza contribuyan a la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero a la atmósfera, se requerirá de los recursos provenientes de la comercialización de dichas reducciones en el mercado internacional de carbono, a fi n de que sean económicamente viables, y puedan avanzar de su programación a su ejecución y puesta en marcha.

3.9.1 Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión

La capacidad adicional requerida por el SEN para los próximos diez años se puede obtener combinando de diversas maneras las tecnologías disponibles.

La mezcla óptima es la que permite satisfacer la demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel de confi abilidad 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 defi nidos por la SENER en febrero

De esta manera se abre para CFE la posibilidad de que este tipo de proyectos participen en el MDL a fi n de vender reducciones de emisiones, lo que mejorará su viabilidad económica y fi nanciera.

3.9 Adiciones de capacidad para el servicio público

Los resultados de los estudios de planifi cación indican que para satisfacer la demanda del servicio público en 2006-2016 se requerirán 27,037 MW de capacidad adicional; 6,997 MW se encuentran terminados, en proceso de construcción o licitación y 20,040 MW corresponden a proyectos futuros. Ver fi gura 3.7.

de 2006, los costos de inversión para las diversas tecnologías de generación disponibles y la normativa para generar energía eléctrica con gas natural en zonas ambientalmente críticas, se determinó un plan de expansión del sistema de generación. Ver cuadro 3.10.

Adiciones de capacidad Servicio público 1/

(MW)

Figura 3.71/ Incluye generación distribuida de LyFC (448 MW)

6,997

20,040 27,037

Capacidad adicional

Total de adicionesTerminados, enconstrucción o

licitación

1/ Incluye generación distribuida de LyFC (448 MW)

6,997

20,040 27,037

Capacidad adicional


licitación

6,997

20,040 27,037

Capacidad adicional


licitación

3 - 16

En el plan se incluye una participación importante de ciclos combinados. Esta tecnología tiene alta efi ciencia en el proceso de conversión de la energía, permite una generación con bajos niveles de contaminación y da fl exibilidad para utilizar otro energético con estaciones gasifi cadoras.

Sin embargo, la tendencia observada en los últimos años en los precios de los combustibles fósiles, hace prever que los de gas natural para el caso del doméstico nacional tendrán un precio nivelado por arriba de 6 dól/MMBtu. Superada esa frontera, la expansión de menor costo se logra con la participación en el largo plazo de proyectos basados en tecnologías de carbón y nuclear.

Debido a los periodos de licitación y construcción de este tipo de proyectos, se ha considerado que a partir de 2014 será posible reactivar la instalación de centrales carboeléctricas y para el largo plazo, se prevé la posibilidad de programar centrales nucleares.

Lo anterior permite cumplir con el Programa Sectorial de Energía 2001 - 2006 (PROSENER), el cual señala que dentro de una política nacional con visión de largo alcance en materia energética, no puede dejar de analizarse la conveniencia de contar en un futuro con una nueva central nuclear que permita diversifi car las fuentes de energía y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

Para este mismo fi n el 10 de mayo de 2006, se creó el Comité de Apoyo para la Toma de Decisiones en Materia de Energía Nuclear (Comité Nuclear, publicado en el DOF del 18 de julio de 2006), de tal manera que se analice la factibilidad de desarrollar un programa para expandir la capacidad nucleoeléctrica.

Con base en los análisis de la expansión para la diversifi cación de las fuentes de generación y considerando las recomendaciones del Comité Nuclear mencionado, se plantea que para reducir la dependencia del sector eléctrico en el gas natural, la capacidad adicional de generación de energía eléctrica no comprometida, que se incluye en este programa como tecnología libre, podría satisfacerse con las tecnologías: nucleoeléctrica, ciclo combinado utilizando nuevas tecnologías como gasifi cación de residuos de vacío, gasifi cación de carbón y gasifi cación de otros combustibles, carboeléctrica o importación de energía.

Una de las acciones estratégicas que CFE ha considerado para diversifi car el suministro de gas para centrales eléctricas, es la importación de gas natural licuado y la instalación de terminales de regasifi cación en las costas del Golfo de México, del occidente del país y de la península de Baja California.

Por lo anterior, CFE ha adjudicado un contrato de compra de gas natural a partir de una estación de regasifi cación de GNL en el puerto de Altamira, Tamps. Esta terminal entró en operación en octubre de 2006 con una capacidad de 300 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) y se incrementará a 500 MMpcd en enero de 2007. Con este contrato se suministrará gas a las centrales Altamira V, Tamazunchale y Tuxpan V.

Similar al caso de Altamira, para garantizar el aprovisionamiento de gas a plantas del área Baja California, CFE ha contratado el suministro de gas en centrales de generación con un promedio de 235 MMpcd a partir de julio de 2008. Este combustible provendrá de una terminal de GNL ubicada en Ensenada, BC.

Capacidad adicional por tecnología en 2006-2016 1/

Servicio público (MW)

Cuadro 3.10

Tecnología

En construcción o licitación 2/

Licitación futura Total

Ciclo combinado 4,238 7,946 12,184Hidroeléctrica 1,504 2,205 3,709Carboeléctrica 678 2,800 3,478Geotermoeléctrica 0 158 158Turbogás 0 379 379Combustión interna 46 25 71Eoloeléctrica 83 506 589Generación distribuida de LyFC 448 0 448Libre 3/ 0 6,021 6,021

Total 4/ 6,997 20,040 27,037

1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye autoabastecimiento remoto

2/ Se incluye la capacidad que entró en operación durante 2006

3/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: Ciclo combinado (utilizando gas

natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía

4/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente

3 - 17

En la costa del Pacífi co se ha considerado la instalación de una terminal de regasifi cación de GNL en Manzanillo, lo que daría seguridad al suministro de gas en el occidente del país y permitiría desarrollar proyectos de generación en esta región. En una primera etapa se estima una producción de 500 MMpcd. Este proyecto se encuentra en proceso de licitación.

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, donde se informa sobre los proyectos: región donde se ubicará, tipo de tecnología, año del concurso, modalidad de licitación, capacidad y año previsto para la operación comercial.

La fi gura 3.8 muestra la ubicación de las centrales terminadas o en proceso de construcción.

Los proyectos en proceso de licitación se muestran en la fi gura 3.9.

Proyectos de generación terminados, en construcción o en licitación1/2/ Servicio público

Cuadro 3.11

Fecha ModalidadProyecto Ubicación Tipo del de Capacidad bruta MW

concurso licitación 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Proyectos terminados o en proceso de construcción

Altamira V Tamaulipas CC 2002 PIE 1,153Tuxpan V Veracruz CC 2002 PIE 509Valladolid III Yucatán CC 2002 PIE 540Conversión El Encino TG/CC Chihuahua CC 2003 OPF 67La Venta II Oaxaca EO 2005 OPF 83Baja California Sur II Baja California Sur CI 2003 OPF 46Tamazunchale San Luis Potosí CC 2003 PIE 1,168El Cajón Nayarit HID 2002 OPF 754Carboeléctrica del Pacífico Michoacán CAR 2003 OPF 678Generación distribuida LyFC DF, Edo. de México TG 448

Subtotal 2,801 1,968 0 0 678 0

Proyectos en proceso de licitación

San Lorenzo conversión TG/CC Puebla CC 2005 OPF 139

Baja California (Pdte. Juárez) 3/ Baja California CC 2006 OPF 259Norte (La Trinidad ) Durango CC 2005 PIE 402La Yesca Nayarit HID 2006 OPF 750

Subtotal 0 0 0 800 0 750

Total anual 2,801 1,968 0 800 678 750Acumulado 2,801 4,769 4,769 5,569 6,247 6,997

HID: Hidroeléctrica CC : Ciclo combinado CI : Combustión interna tipo diesel EO: Eoloeléctrica CAR: Carboeléctrica PIE : Productor independiente de energía OPF : Obra pública financiada1/ Incluye generación distribuida de LyFC2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente3/ Segunda convocatoria

3 - 18

Centrales terminadas o en proceso de construcciónServicio público 5,447 MW

Figura 3.8

Capacidad adicional en proceso de licitaciónServicio público 1,550 MW

Figura 3.9


Baja California Sur II(46 MW)

Valladolid III(540 MW)

Altamira V(1,153 MW )

Tuxpan V(509 MW )

Conversión El Encino TG/CC

(67MW)

Tamazunchale(1,168 MW)El Cajón

(754 MW)

Carboeléctrica

Hidroeléctrica

Ciclocombinado

Turbogás

Combustióninterna

Eoloeléctrica

Total

MW 1/

678

754

3,437

448

46

83

5,447

Carboeléctrica del Pacífico(678 MW) La Venta II

(83 MW)

LyFC(448 MW)


Baja California Sur II(46 MW)

Valladolid III(540 MW)

Altamira V(1,153 MW )

Tuxpan V(509 MW )

Conversión El Encino TG/CC

(67MW)

Tamazunchale(1,168 MW)El Cajón

(754 MW)

Carboeléctrica

Hidroeléctrica

Ciclocombinado

Turbogás

Combustióninterna

Eoloeléctrica

Total

MW 1/

678

754

3,437

448

46

83

5,447

Carboeléctrica del Pacífico(678 MW) La Venta II

(83 MW)

LyFC(448 MW)


Ciclo combinado

Hidroeléctrica

TOTAL

MW 1/

800

750

1,550

San Lorenzo conversión TG/CC

(139 MW )

Baja California (Pdte. Juárez) (259 MW)

Norte (La Trinidad)

(402 MW)

La Yesca(750 MW)


Ciclo combinado

Hidroeléctrica

TOTAL

MW 1/

800

750

1,550

San Lorenzo conversión TG/CC

(139 MW )

Baja California (Pdte. Juárez) (259 MW)

Norte (La Trinidad)

(402 MW)

La Yesca(750 MW)

3 - 19

3.9.3 Capacidad adicional

Se refi ere a capacidad futura que por su fecha programada de operación, aún no es necesaria su licitación.

En el cuadro anterior se indica la ubicación más conveniente para las adiciones de capacidad. Sin embargo, la LSPEE y su reglamento dan la libertad de proponer una diferente, aun cuando esto involucre transmisión adicional para llegar al punto de interconexión preferente y, en su caso, a los puntos alternativos especifi cados por CFE en las bases de licitación.

Por tanto, se abren otras opciones para aprovechar la energía eléctrica cuyo costo total de largo plazo sea el menor con el fi n de proporcionar la calidad y confi abilidad que requiere el servicio público.

En el cuadro 3.12 se presentan los requerimientos de generación en esta categoría. En la fi gura 3.10 se muestra la ubicación de tales proyectos.

Requerimientos de capacidad adicional Servicio público 1/

Cuadro 3.12

Capacidad bruta (MW)

Proyecto Ubicación Tipo 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016La Venta III Oaxaca EO 101Oaxaca I, II, III y IV Oaxaca EO 101 304

Agua Prieta II 2/ Sonora CC 642Baja California II (SLRC) Sonora TG 223Valle de México repotenciación U2 Edo. Méx. CC 380Guerrero Negro III Baja California Sur CI 11Cerro Prieto V Baja California GEO 107Humeros Puebla GEO 51Presidente Juárez conversión TG/CC Baja California CC 93Norte II (Chihuahua) Chihuahua CC 652Manzanillo I repotenciación U1 y U2 Colima CC 458 458Baja California III (Ensenada) Baja California LIBRE 288Baja California Sur III, IV, V, VI, VII y VIII Baja California Sur LIBRE 43 43 86 86Valle de México repotenciación U3 Edo. Méx. CC 380Sta. Rosalía Baja California Sur CI 14Tula repotenciación U1 y U2 Hidalgo CC 554 554Valle de México repotenciación U1 Edo. Méx. CC 380Manzanillo II repotenciación U1 y U2 Colima CC 408 408Baja California IV (Tijuana) Baja California LIBRE 288Río Moctezuma Hidalgo, Queréraro HID 139Guadalajara I Jalisco CC 645 645Noreste (Monterrey) Nuevo León LIBRE 734Peninsular I Yucatán CC 180Topolobampo I Sinaloa CAR 700Norte III (Juárez) Chihuahua LIBRE 683Tamazunchale II San Luis Potosí CC 750Reynosa Tamaulipas LIBRE 764Topolobampo II Sinaloa CAR 700Villita ampliación Michoacán HID 400Infiernillo repotenciación Guerrero HID 200Peninsular II Yucatán CC 180La Parota U1, U2 y U3 Guerrero HID 900Baja California V (SLRC) Sonora LIBRE 279Topolobampo III Sinaloa CAR 700Veracruz I y II Veracruz LIBRE 1,400Norte IV (Torreón) Coahuila LIBRE 671Ampliación Zimapán Hidalgo HID 566Oriental I Por definir CAR 700Peninsular III Yucatán CC 180Baja California VI (Mexicali) Baja California TG 156Sonora I Sonora LIBRE 656

Total anual 101 1,357 1,250 1,169 2,279 2,758 3,952 4,130 3,044Acumulado 101 1,458 2,708 3,877 6,156 8,913 12,865 16,995 20,040

Adiciones de capacidad terminadas, en proceso de construcción o comprometidas 3/ 6,997Total de adiciones para el Sistema Eléctrico Nacional 27,037

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente2/ Incluye 25 MW de campor solar3/ Incluye generación distribuida LyFCHID: Hidroeléctrica CAR : Carboeléctrica CC : Ciclo combinado CI : Combustión interna tipo diesel GEO: Geotermoeléctrica EO : Eoloeléctrica TG: Turbogás

LIBRE: Tecnología aún no definida

3 - 20

En cuanto al tipo de los proyectos de generación, también existe la libertad para proponer otras tecnologías.

Dichas especifi caciones deberán plantearse de modo que permita a todos los interesados expresar con fl exibilidad el contenido de sus propuestas en cuanto a tecnología, combustible, diseño, ingeniería, construcción y ubicación de las instalaciones.

3.10 Evolución de la capacidad del servicio público

Cada año, como parte del proceso de planifi cación se revisan de manera sistemática las fechas de operación programadas para los proyectos de generación. Lo anterior, basado en los cambios de las expectativas económicas del país, las cuales inciden directamente en la estimación de la demanda de electricidad, como se ha expuesto en el capítulo 1.

A partir de 2001 se ha registrado una reducción en el ritmo de crecimiento de la demanda, por lo que se han efectuado ajustes a las adiciones de capacidad para cumplir en lo posible con los criterios de reserva.

En el cuadro 3.13 se muestran los proyectos que se han diferido entre los programas de requerimientos de capacidad 2004 y 2005. A su vez, en el cuadro 3.14 se indican los pospuestos en 2006.

Requerimientos de capacidad adicional Servicio público 20,040 MW

1/ Las cifras están redondeadas, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente

Figura 3.10

Carboeléctrica

Eoloeléctrica

Hidroeléctrica

Ciclocombinado

Combustióninterna

Libre

Turbogás

Geotermoeléctrica

Total

MW 1/

2,800

506

2,205

7,946

25

6,021

379

158

20,040

Santa Rosalía(14 MW)

Baja California II(223 MW)

Baja CaliforniaSurIII, IV,V,VI,VII, VIII

(6x43 MW)

V. de México rep. U1, U2, U3(3x380 MW)

Norte II(652 MW)

Veracruz I y II(1,400 MW )

Manzanillo I rep. U1, U2 (2x458 MW)

Manzanillo II rep. U1, U2(2x408 MW)

La Venta III(101 MW)

Oaxaca I, II, III y IV(4x101 MW)

Pdte. Juárez conv . TG/CC(93 MW)

La Parota(900 MW)

Oriental I(700 MW)

Noreste(734 MW)

Norte III(683 MW)

Baja California III(288 MW)

Tula rep. U1, U2

Infiernillorepotenciación

(200 MW)

Villitaampliación(400 MW)

Baja California IV(288 MW)

Baja California TG(156 MW)

Norte IV(671 MW)

Baja California V(279 MW)

Tamazunchale II

(750 MW)

Agua Prieta II(642 MW)

Guerrero Negro III(11 MW)

Guadalajara I, II(2x645 MW)

Cerro Prieto V(107 MW)

Humeros(51 MW)

Peninsular I, II , III(3x180 MW)

Topolobampo I, II, III(3x700 MW)

Reynosa(764 MW)

Sonora I (656 MW )

Río Moctezuma(139 MW)

Ampliación Zimapán(566 MW)

(2x554MW)

Carboeléctrica

Eoloeléctrica

Hidroeléctrica

Ciclocombinado

Combustióninterna

Libre

Turbogás

Geotermoeléctrica

Total

MW 1/

2,800

506

2,205

7,946

25

6,021

379

158

20,040

Santa Rosalía(14 MW)

Baja California II(223 MW)

Baja CaliforniaSurIII, IV,V,VI,VII, VIII

(6x43 MW)

V. de México rep. U1, U2, U3(3x380 MW)

Norte II(652 MW)

Veracruz I y II(1,400 MW )

Manzanillo I rep. U1, U2 (2x458 MW)

Manzanillo II rep. U1, U2(2x408 MW)

La Venta III(101 MW)

Oaxaca I, II, III y IV(4x101 MW)

Pdte. Juárez conv . TG/CC(93 MW)

La Parota(900 MW)

Oriental I(700 MW)

Noreste(734 MW)

Norte III(683 MW)

Baja California III(288 MW)

Tula rep. U1, U2

Infiernillorepotenciación

(200 MW)

Villitaampliación(400 MW)

Baja California IV(288 MW)

Baja California TG(156 MW)

Norte IV(671 MW)

Baja California V(279 MW)

Tamazunchale II

(750 MW)

Agua Prieta II(642 MW)

Guerrero Negro III(11 MW)

Guadalajara I, II(2x645 MW)

Cerro Prieto V(107 MW)

Humeros(51 MW)

Peninsular I, II , III(3x180 MW)

Topolobampo I, II, III(3x700 MW)

Reynosa(764 MW)

Sonora I (656 MW )

Río Moctezuma(139 MW)

Ampliación Zimapán(566 MW)

(2x554MW)

3 - 21

Proyecto MW Mes Año Proyecto MW Mes AñoBaja California Sur I (Coromuel) 43 Jul 2004 Baja California Sur I (Coromuel) 43 Jul 2005La Laguna II 513 Abr 2005 La Laguna II 512 Mar 2005Río Bravo IV 518 Abr 2005 Río Bravo IV 514 Abr 2005Hermosillo conversión TG/CC 90 May 2005 Hermosillo conversión TG/CC 91 Jul 2005Presa reguladora Amata 0 Jun 2005 Presa reguladora Amata 0 Ago 2005Conversión El Encino TG/CC 67 Mar 2006 Conversión El Encino TG/CC 67 Ago 2006La Venta II 101 Jul 2006 La Venta II 85 Nov 2006Tuxpan V 512 Sep 2006 Tuxpan V 509 Sep 2006Altamira V 1155 Nov 2006 Altamira V 1153 Nov 2006Baja California Sur II (Coromuel) 39 Ene 2007 Baja California Sur II (Coromuel) 46 Ene 2007El Cajón U1 375 May 2007 El Cajón U1 377 May 2007El Cajón U2 375 Ago 2007 El Cajón U2 377 Ago 2007Tamazunchale 1046 Jun 2007 Tamazunchale 1168 Jun 2007Baja California (Mexicali II) 228 Mar 2008 Baja California (Presidente Juárez) 259 Mar 2008San Lorenzo conversión TG/CC 142 Abr 2008 San Lorenzo conversión TG/CC 134 Ago 2008Tuxpan conversión TG/CC 92 Abr 2008 Tuxpan conversión TG/CC 92 Mar 2009Norte (Samalayuca IV) 456 Jul 2008 Norte (La Trinidad) 403 Abr 2009Carboeléctrica del Pacífico 700 Feb 2009 Carboeléctrica del Pacífico 700 Abr 2010Central (Valle de México) 428 Mar 2009 Valle de México repotenciación U2 380 Mar 2009Agua Prieta II 469 Mar 2009 Agua Prieta II 642 Mar 2009Norte II (Torreón) 440 Abr 2009 Norte II (Chihuahua) 666 Abr 2010Central II (Valle de México) 428 Mar 2010 Valle de México repotenciación U3 380 Abr 2011Tamazunchale II 1046 Mar 2010 Tamazunchale II 682 Abr 2011Occidental 550 Abr 2010 Manzanillo I repotenciación U1 458 Abr 2010La Venta III 101 Abr 2010 La Venta III 101 Sep 2008Baja California Sur III (Coromuel) 38 Abr 2010 Baja California Sur III (Coromuel) 38 Abr 2011Baja California II (Ensenada) 255 Abr 2010 Baja California II (SLRC) 224 Abr 2010La Parota U1 300 Ene 2011 La Parota U1 300 Ene 2012La Parota U2 300 Abr 2011 La Parota U2 300 Abr 2012La Parota U3 300 Jul 2011 La Parota U3 300 Jul 2012Central III 550 Mar 2011 Central III (Valle de México) 550 Abr 2013Noreste (Monterrey) 428 Mar 2011 Noreste (Monterrey) 656 Abr 2012Tamazunchale III 523 Mar 2011 Tamazunchale III 682 Abr 2012Norte III (Fco. Villa) 450 Mar 2011 Norte III (Juárez) 666 Abr 2013La Venta IV 101 Abr 2011 La Venta IV 101 Sep 2009Santa Rosalía 10 Abr 2011 Santa Rosalía 14 Abr 2011Baja California III (SLRC) 253 Abr 2011 Baja California III (Ensenada) 253 Abr 2010Río Bravo V 550 Abr 2011Occidental II 550 Abr 2011 Manzanillo I repotenciación U2 458 Abr 2011Oriental I (Dos Bocas) 520 Mar 2012 Dos Bocas (Veracruz) 776 Abr 2013Occidental III 550 Mar 2012 Manzanillo II repotenciación U1 458 Abr 2012Noroeste (Guaymas) 469 Mar 2012 Guaymas 592 Abr 2012Villita ampliación 400 Abr 2012 Villita ampliación 400 Abr 2014Infiernillo repotenciación 200 Abr 2012 Infiernillo repotenciación 200 Abr 2014Baja California IV (Tijuana) 255 Abr 2012 Baja California IV (Mexicali) 255 Abr 2012Pacífico I 700 Abr 2012Norte IV (El Encino) 450 Mar 2013 Norte IV (Torreón) 605 Abr 2014Peninsular (Santa Lucía) 550 Mar 2013 Mérida IV 690 Abr 2014Norte V (Juárez) 450 Mar 2013Central IV 550 Mar 2013Occidental IV 550 Mar 2013 Manzanillo II repotenciación U2 458 Abr 2013Pacífico II 700 Abr 2013La Venta V 101 Abr 2013 La Venta V 101 Abr 2010Río Bravo VI 512 Abr 2013Baja California Sur V 38 Abr 2013 Baja California Sur V 38 Abr 2014Oriental II (Dos Bocas) 550 Nov 2013 Dos Bocas II (Veracruz) 776 Abr 2014

Posterior a 2014

PRC del 03 de agosto de 2005

Comparación de programas de requerimientos de capacidad

Posterior a 2014

Posterior a 2014

Posterior a 2014

PRC del 09 de septiembre de 2004

Posterior a 2014

Posterior a 2014

Proyectos de generación diferidos POISE 2005 vs POISE 2004

Cuadro 3.13

3 - 22

Proyecto MW Mes Año Proyecto MW Mes AñoLa Venta II 85 Nov 2006 La Venta II 83 Nov 2006Baja California (Presidente Juárez) 259 Mar 2008 Baja California (Presidente Juárez) 259 Mar 2009San Lorenzo conversión TG/CC 134 Ago 2008 San Lorenzo conversión TG/CC 139 Abr 2009Tuxpan conversión TG/CC 92 Mar 2009Norte (La Trinidad) 403 Abr 2009 Norte (La Trinidad) 402 Jun 2009Valle de México repotenciación U2 380 Mar 2009 Valle de México repotenciación U2 380 May 2009La Venta IV 101 Sep 2009 Oaxaca I 101 Nov 2009Carboeléctrica del Pacífico 700 Abr 2010 Carboeléctrica del Pacífico 678 Feb 2010Norte II (Chihuahua) 666 Abr 2010 Norte II (Chihuahua) 652 Abr 2010Manzanillo I repotenciación U1 458 Abr 2010 Manzanillo I repotenciación U1 458 Abr 2011Presidente Juárez conversión TG/CC 84 Abr 2010 Presidente Juárez conversión TG/CC 93 Abr 2010Baja California II (SLRC) 224 Abr 2010 Baja California II (SLRC) 223 Abr 2009Baja California III (Ensenada) 253 Abr 2010 Baja California III (Ensenada) 288 Abr 2011La Venta V 101 Abr 2010 Oaxaca II 101 Sep 2010Cerro Prieto V 100 Abr 2010 Cerro Prieto V 107 Abr 2010Humeros 25 Abr 2010 Humeros 51 Abr 2010Tamazunchale II 682 Abr 2011 Tamazunchale II 750 Abr 2014Baja California Sur III (Coromuel) 38 Abr 2011 Baja California Sur III (Coromuel) 43 Abr 2010Santa Rosalía 14 Abr 2011 Santa Rosalía 14 Abr 2012Manzanillo I repotenciación U2 458 Abr 2011 Manzanillo I repotenciación U2 458 Abr 2012La Venta VI 101 Abr 2011 Oaxaca III 101 Sep 2010La Parota U1 300 Ene 2012 La Parota U1 300 Abr 2015La Parota U2 300 Abr 2012 La Parota U2 300 Jul 2015La Parota U3 300 Jul 2012 La Parota U3 300 Oct 2015Noreste (Monterrey) 656 Abr 2012 Noreste (Monterrey) 734 Abr 2012Tamazunchale III 682 Abr 2012Manzanillo II repotenciación U1 458 Abr 2012 Manzanillo II repotenciación U1 408 Abr 2013Guaymas 592 Abr 2012 Sonora I 656 Abr 2016Baja California IV (Mexicali) 255 Abr 2012 Baja California IV (Tijuana) 288 Abr 2013Baja California Sur IV 38 Abr 2012 Baja California Sur IV (Coromuel) 43 Abr 2011Guadalajara 446 Abr 2012 Guadalajara I 645 Abr 2013La Venta VII 101 Abr 2012 Oaxaca IV 101 Sep 2010Central III (Valle de México) 550 Abr 2013 Valle de México repotenciación U1 380 Abr 2012Norte III (Juárez) 666 Abr 2013 Norte III (Juárez) 683 Abr 2013Dos Bocas (Veracruz) 776 Abr 2013 Veracruz I y II 1400 Abr 2015Manzanillo II repotenciación U2 458 Abr 2013 Manzanillo II repotenciación U2 408 Abr 2014Baja California V (Mexicali) 250 Abr 2013 Baja California V (SLRC) 279 Abr 2015Guadalajara II 446 Abr 2013 Guadalajara II 645 Abr 2014Norte IV (Torreón) 605 Abr 2014 Norte IV (Torreón) 671 Abr 2015Mérida IV 690 Abr 2014 Peninsular I 180 Abr 2013Baja California Sur V 38 Abr 2014 Baja California Sur V y VI 86 Abr 2014Dos Bocas II (Veracruz) 776 Abr 2014 Oriental I 700 Abr 2016Baja California VI 250 Abr 2014 Baja California VI (Mexicali) 156 Abr 2016

1/ La TG Tuxpan se utilizará para repotenciar las unidades 1, 2 y 3 de la CT Poza Rica (RM)


Comparación de programas de requerimientos de capacidad

Posterior a 2016

Cancelado 1/


Proyectos de generación diferidos POISE 2006 vs POISE 2005

Cuadro 3.14

3 - 23

El cuadro 3.15 y la fi gura 3.11 muestran las cifras estimadas de la capacidad de generación para el servicio público 2006-2016.

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 energía del servicio público en 2006 - 2016.

Evolución esperada de la capacidadServicio público 1/

(MW)

Cuadro 3.15

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Capacidad a diciembre de 2005 46,534 46,534 46,534 46,534 46,534 46,534 46,534 46,534 46,534 46,534 46,534

Adiciones acumuladas 2,354 4,322 4,423 6,580 8,508 10,427 12,706 15,464 19,416 23,545 26,589

Adiciones acumuladas LyFC 2/ 448 448 448 448 448 448 448 448 448 448 448

Retiros acumulados 127 450 674 991 1,982 2,734 2,903 3,846 4,546 4,546 4,546

Capacidad a diciembre de cada año 3/ 49,209 50,854 50,731 52,571 53,508 54,675 56,785 58,599 61,851 65,981 69,024

1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto


2/ La SENER autorizó para su inclusión en el PEF 2005, el proyecto de generación distribuida de LyFC

Evolución de la capacidad 1/ 2/

Servicio público (MW)

Figura 3.11

RetirosRetiros Adiciones Adiciones 3/3/

--4,5464,546

27,03727,037

46,53446,534

69,02469,024

Total aTotal adiciembre de 2005diciembre de 2005


1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto2/ Las cifras est2/ Las cifras estáán redondeadas a nn redondeadas a núúmeros enteros, por lo que los totales podrmeros enteros, por lo que los totales podríían no corresponder exactamentean no corresponder exactamente3/ Incluye generaci3/ Incluye generacióón distribuida de LyFC (448 MW)n distribuida de LyFC (448 MW)

RetirosRetiros Adiciones Adiciones 3/3/

--4,5464,546

27,03727,037

46,53446,534

69,02469,024



1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto2/ Las cifras est2/ Las cifras estáán redondeadas a nn redondeadas a núúmeros enteros, por lo que los totales podrmeros enteros, por lo que los totales podríían no corresponder exactamentean no corresponder exactamente3/ Incluye generaci3/ Incluye generacióón distribuida de LyFC (448 MW)n distribuida de LyFC (448 MW)

3 - 24

Programa de requerimientos de capacidad Servicio público 1/

Escenario de planeación

Cuadro 3.16

Bruta NetaAño Proyecto Tipo MW MW Mes Área

2006 Valladolid III 7/ 9/ CC 540 525 Jun PENConversión el Encino TG/CC 2/ 7/ 9/ CC 67 65 Ago NTETuxpan V 7/ 9/ CC 509 495 Sep ORILa Venta II 7/ EO 83 83 Nov ORIAltamira V 7/ 9/ CC 1,153 1,121 Nov NES

2,353 2,289

2007 Baja California Sur II (Coromuel) 7/ 9/ CI 46 43 Ene BCSEl Cajón U1 7/ HID 377 375 May OCCTamazunchale 7/ 9/ CC 1,168 1,135 Jun NESEl Cajón U2 7/ HID 377 375 Ago OCC

1,968 1,928

2008 La Venta III EO 101 99 Sep ORI101 99

2009 Agua Prieta II 4/ 8/ CC 642 625 Mar NORBaja California (Presidente Juárez) 8/ CC 259 252 Mar BCSan Lorenzo conversión TG/CC 2/ 9/ CC 139 130 Abr ORIBaja California II (SLRC) 8/ TG 223 220 Abr BCGuerrero Negro III 8/ CI 11 10 Abr AISValle de México repotenciación U2 3/ 8/ CC 380 369 May CELNorte (La Trinidad) 9/ CC 402 392 Jun NTEOaxaca I EO 101 99 Nov ORI

2,157 2,098

2010 Carboeléctrica del Pacífico 10/ CAR 678 651 Feb OCCPresidente Juárez conversión TG/CC 2/ 6/ 8/ CC 93 90 Abr BCBaja California Sur III (Coromuel) 6/ 8/ LIBRE 43 42 Abr BCSNorte II (Chihuahua) 8/ CC 652 634 Abr NTECerro Prieto V 6/ GEO 107 100 Abr BCHumeros GEO 51 46 Abr ORIOaxaca II, III y IV EO 304 298 Sep ORI

1,928 1,861

2011 La Yesca U1 HID 375 373 Feb OCCManzanillo I repotenciación U1 3/ 8/ CC 458 454 Abr OCCValle de México repotenciación U3 3/ 8/ CC 380 369 Abr CELBaja California III (Ensenada) 6/ 8/ LIBRE 288 279 Abr BCBaja California Sur IV (Coromuel) 6/ 8/ LIBRE 43 42 Abr BCSLa Yesca U2 HID 375 373 May OCC

1,919 1,890

2012 Valle de México repotenciación U1 8/ CC 380 370 Abr CELRío Moctezuma HID 139 138 Abr OCCNoreste (Monterrey) 5/ 8/ LIBRE 734 714 Abr NESSanta Rosalía 8/ CI 14 13 Abr AISManzanillo I repotenciación U2 3/ 8/ CC 458 454 Abr OCCTula repotenciación U1 8/ CC 554 538 Abr CEL

2,279 2,227

2013 Norte III (Juárez) 5/ 8/ LIBRE 683 665 Abr NTEBaja California IV (Tijuana) 5/ 6/ 8/ LIBRE 288 280 Abr BCManzanillo II repotenciación U1 3/ 8/ CC 408 404 Abr OCCGuadalajara I 8/ CC 645 627 Abr OCCPeninsular I 8/ CC 180 175 Abr PENTula repotenciación U2 8/ CC 554 538 Abr CEL

2,758 2,688

2014 Reynosa 8/ LIBRE 764 743 Abr NESVillita ampliación HID 400 398 Abr OCCInfiernillo repotenciación HID 200 199 Abr OCCBaja California Sur V y VI 6/ 8/ LIBRE 86 83 Abr BCSTamazunchale II 8/ CC 750 729 Abr NESManzanillo II repotenciación U2 3/ 8/ CC 408 404 Abr OCCGuadalajara II 8/ CC 645 627 Abr OCCTopolobampo I 10/ CAR 700 649 Abr NOR

3,952 3,833

2015 Veracruz I y II 10/ LIBRE 1,400 1,252 Abr ORINorte IV (Torreón) 8/ LIBRE 671 653 Abr NTELa Parota U1 HID 300 299 Abr ORIBaja California V (SLRC) 5/ 6/ 8/ LIBRE 279 271 Abr BCPeninsular II 8/ CC 180 175 Abr PENTopolobampo II 10/ CAR 700 649 Abr NORLa Parota U2 HID 300 299 Jul ORILa Parota U3 HID 300 299 Oct ORI

4,130 3,895

2016 Topolobampo III 10/ CAR 700 649 Abr NOROriental I 10/ CAR 700 682 Abr ORIBaja California VI (Mexicali) 6/ 8/ TG 156 151 Abr BCSonora I 10/ LIBRE 656 638 Abr NORPeninsular III 8/ CC 180 175 Abr PENBaja California Sur VII y VIII 6/ 8/ LIBRE 86 83 Abr BCSAmpliación Zimapán HID 566 563 Nov OCC

3,044 2,941Total 26,589 25,750

CC: Ciclo combinado CAR: Carboeléctrica CI:Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación distribuida de LyFC 8/ Capacidad media anual2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC 9/ Capacidad de verano3/ Adición de turbinas a gas para repotenciación a CC 10/ Capacidad ISO 4/ Incluye 25 MW de campo solar LIBRE: La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones 5/ Instalación de central o inyección de potencia posibles son: Ciclo combinado (que utilicen gas natural, gas natural licuado, residuos 6/ Se está analizando la interconexión al SIN de los sistemas BC y BCS de vacio, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía7/ Capacidad de contrato

Capacidad

3 - 25

3.10.1 Repotenciaciones

El uso de nuevas tecnologías para la generación de energía eléctrica es importante ya que permite diversifi car y aumentar la efi ciencia del parque de generación. Tal es el caso de las repotenciaciones de unidades de vapor a ciclos combinados. Esto se posibilita mediante el uso de turbinas de gas acopladas a unidades de vapor. Tal arreglo permite incrementar la capacidad entre 150% y 200% aproximadamente, con efi ciencias ligeramente menores a las de ciclos combinados nuevos. Además, la inversión para estos proyectos es menor entre 25% y 40% respecto a CC nuevos y resuelven el problema ambiental al cambiar de combustóleo a gas.

En el programa de expansión actual, se incluyen repotenciaciones para las unidades 1 y 2 de Manzanillo I de 300 MW cada una, las cuales incrementarán su capacidad a 758 MW mediante 2 turbinas de 261 MW de capacidad ISO acopladas a cada unidad de vapor, con una efi ciencia cercana a 50 por ciento. El mismo arreglo aplica para las unidades 1 y 2 de Manzanillo II. Esto permitiría ampliar la capacidad de esas dos centrales en 1,732 MW.

Para el área Central se ha programado la repotenciación de las unidades 2, 3 y 1 de la planta Valle de México, a fi n de obtener una capacidad de 530 MW por unidad, lo que signifi ca un incremento de 380 MW por cada una, mediante dos turbinas de gas de 261 MW de capacidad ISO. Así mismo, la central Tula en sus unidades 1 y 2 de 300 MW cada una, agregando tres turbinas de gas a cada una con el fi n de obtener una capacidad de 854 MW por unidad de vapor, esto es, un incremento de 554 MW de turbinas de gas en cada unidad.

La repotenciación de estas centrales representa un aumento total de capacidad de 3,980 MW y una capacidad como ciclos combinados de 6,342 MW. Además se estudia la repotenciación de las centrales Lerma y Mérida II, que aportarían la capacidad indicada en los proyectos Peninsular I, II y III.

A partir de la experiencia que se obtenga de estas repotenciaciones para el mediano plazo, se analizará la opción de aplicar dicha tecnología a otras termoeléctricas existentes. Además de los benefi cios mencionados permitirá un reemplazo de capacidad en zonas estratégicas del SIN y la solución al problema ambiental en la región correspondiente a cada una de las plantas involucradas.

3.10.2 Centrales eoloeléctricas

Por otro lado, a través de la Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico, la SENER ha solicitado a CFE incluir en el plan de expansión de la generación, cinco proyectos eoloeléctricos de 100 MW cada uno además de La Venta II, como parte del Programa de Energías Renovables a Gran Escala (PERGE).

Así el PRC 2006 considera seis centrales de este tipo denominadas La Venta II y III, y Oaxaca I, II, III y IV con una capacidad total de 590 MW durante 2006 – 2010. Estas se ubicarán en el Istmo de Tehuantepec en la región conocida como La Ventosa.

Para su análisis en la participación de la mezcla de tecnologías, así como en su evaluación económica, se han considerado apoyos económicos del fondo verde que administrará la SENER.

3.10.3 Centrales carboeléctricas

Tomando como base los escenarios de precios de los combustibles defi nidos por la SENER en febrero de 2006 y los costos de inversión para las diversas tecnologías de generación, la nuclear y de carbón podrían resultar competitivas. Este programa plantea la reactivación de la tecnología de carbón en la expansión del sistema de generación.

De esta manera, se ha incluido en la expansión del sistema de generación 2006 - 2016, el proyecto Carboeléctrica del Pacífi co de 678 MW que se construye actualmente en la central Petacalco, y cuatro plantas carboeléctricas supercríticas de 700 MW cada una a partir de 2014.

3.10.4 Participación de tecnologías en la expansión

En la fi gura 3.12 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad efectiva en 2005 y 2016.

3 - 26

Para 2016, la participación en la capacidad total de las centrales termoeléctricas convencionales se reducirá 17 puntos porcentuales respecto a 2005. Por el contrario, los ciclos combinados se incrementarán en 11 puntos porcentuales.

En 2016 se incluyen adiciones para las cuales aún no se ha defi nido su tecnología; estas representarán 8.7% de la capacidad instalada. En el inciso 3.14 se describen algunas opciones posibles.

Los proyectos que operarán con base en energías renovables, así como la repotenciación de centrales existentes contribuirán de manera importante a la reducción de emisiones contaminantes a la atmósfera, por lo que podrían participar en el MDL y atraer recursos fi nancieros adicionales que mejorarán la viabilidad de estos proyectos.

3.11 Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico (SE)

La fi gura 3.13 muestra la evolución de la expansión del SE incluyendo servicio público y autoabastecimiento.

Participación de tecnologías en la capacidad totalServicio público

Figura 3.12

Turbogás5.6%

Combustión interna0.4%

Ciclo combinado(CFE)10.8%

Dual 4.5%

Térmoeléctrica convencional

27.8%

Carboeléctrica5.6%

Nucleoeléctrica2.9%

Geotermoeléctrica2.1%

Hidroeléctrica22.6%

Eoloeléctrica0.005%

Ciclo combinado(PIE)17.7%

Eoloeléctrica0.9%


Libre8.7%

Turbogás3.8%


Dual3.0%

Termoeléctrica convencional

10.5%


Carboeléctrica8.9%




69,024 MW1/

1/ Incluye 448 MW de generación distribuida de LyFC2/ 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 energía3/ En 2005 operó 100% con carbón

Nota: No incluye autoabastecimiento

46,534 MW

2/

20162005

3/

Turbogás5.6%



Dual 4.5%

Térmoeléctrica convencional

27.8%

Carboeléctrica5.6%






Eoloeléctrica0.9%


Libre8.7%

Turbogás3.8%


Dual3.0%


10.5%


Carboeléctrica8.9%




69,024 MW1/

1/ Incluye 448 MW de generación distribuida de LyFC2/ 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 energía3/ En 2005 operó 100% con carbón

Nota: No incluye autoabastecimiento

46,534 MW

2/

20162005

3/

3 - 27

3.12 Margen de reserva de capacidad

La fi gura 3.14 indica el MR y el MRO del SIN.

Los valores altos de MR y MRO de 2006 a 2010 se deben principalmente a la disminución en el crecimiento de la demanda de electricidad registrada a partir de 2001. Ver capítulo 1.

Es importante señalar que en los estudios del mercado eléctrico de los últimos años, las tasas de crecimiento medio anual estimadas para la demanda se han mantenido en el rango de 5.2% a 5.6%, tomando como base las estimaciones de crecimiento económico proporcionadas por la SENER y la SHCP. En cambio, el crecimiento real de la economía y la demanda han sido muy inferiores a lo previsto. Ver capítulo 1.

El ajuste del MR se difi culta 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.

Evolución de la capacidad del sector eléctrico 1/

(MW)

Figura 3.13

Retiros Adiciones

-4,546

27,037

46,534

69,024

Total adiciembre de 2005

Total a diciembre de 2016

5,835

2,724

Servicio público Autoabastecimiento 2/

77,451

8,427

52,369

-132

29,761


2/ Considera capacidad de proyectos de autoabastecimiento de temporada abierta 1,899 MW

Retiros Adiciones

-4,546

27,037

46,534

69,024

Total adiciembre de 2005

Total a diciembre de 2016

5,835

2,724

Servicio público Autoabastecimiento 2/

77,451

8,427

52,369

-132

29,761


2/ Considera capacidad de proyectos de autoabastecimiento de temporada abierta 1,899 MW

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Sin embargo, disponer de reservas altas permite realizar un despacho más efi ciente y dejar en reserva fría las unidades más costosas, lo que representa benefi cios económicos en la operación del sistema. Además se aprovecha esta situación para reducir rezagos en los programas de mantenimiento y adelantar el retiro de centrales antiguas e inefi cientes.

Para ajustar los márgenes de reserva, a partir de 2010 se ha reprogramado la fecha de operación de los proyectos que aún no están comprometidos. Este ajuste se aplica en mayor medida a partir de 2011

donde, a excepción de la Yesca y Manzanillo Irepotenciación U1, no existen proyectos comprometidos. Debido a necesidades regionales de capacidad de generación, la reserva operativa se ajusta a 6% a partir de 2012 como se observa en la fi gura 3.14.

En los cuadros 3.17 y 3.18 se presenta el MR para los sistemas Baja California y Baja California Sur respectivamente, de acuerdo con los criterios establecidos para su planifi cación.

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Capacidad total (MW) 1/ 2,315 2,415 2,565 2,747 2,872 3,160 3,185 3,448 3,549 3,742 3,943Demanda (MW) 2/ 2,007 2,097 2,223 2,334 2,479 2,624 2,769 2,921 3,086 3,251 3,425Reserva de capacidad (MW) 308 318 342 413 393 536 416 527 463 491 518Margen de reserva (%) 3/ 15.4 15.2 15.4 17.7 15.9 20.4 15.0 18.0 15.0 15.1 15.1

1/ Considera degradaciones de capacidad estacionales y para algunos años importación de energía en periodos de verano


3/ Criterio de planificación: 15% de la demanda máxima

Margen de reserva y margen de reserva operativo 1/

Sistema interconectado nacional

Figura 3.14

Margen de reserva del sistema Baja California

Cuadro 3.17

39.441.3

35.2

33.1

27.5

22.0

18.120.5

15.9

14.1

9.7

6.76.0 6.0 6.0 6.0 6.0

23.722.6

22.521.923.2

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

%

Margen de reserva Margen de reserva operativo

27%

6%

1/ Valores mínimos de verano

39.441.3

35.2

33.1

27.5

22.0

18.120.5

15.9

14.1

9.7

6.76.0 6.0 6.0 6.0 6.0

23.722.6

22.521.923.2

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

%


27%

6%

1/ Valores mínimos de verano

3 - 29

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:

• 2006 Reales de enero a julio y de tipo año medio de agosto a diciembre

• 2007 De tipo año seco• 2008 – 2016 De tipo año medio

En el cuadro 3.19 se observa que hasta 2010 el MRE para el SIN está por arriba de 10% debido a la alta reserva termoeléctrica. Al fi nal del periodo será de 8 por ciento. En todos los años la energía almacenada a principios de enero supera el valor mínimo especifi cado de 15,000 GWh.

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Capacidad total 1/ (MW) 401 447 447 447 490 533 533 533 619 619 694Demanda (MW) 283 308 330 353 379 407 436 467 503 540 578Reserva de capacidad (MW) 118 139 117 94 111 126 97 66 116 79 116Margen de reserva mínimo 2/ (MW) 75.0 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0

1/ Incluye degradación de capacidad en Puerto San Carlos unidades 1 y 2 (11 MW)2/ Criterio de reserva: capacidad de las dos unidades mayores

Concepto Unidad 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Demanda máxima bruta MW 32,423 34,088 35,639 37,383 39,549 41,541 43,696 45,872 48,218 50,497 52,844

Energía necesaria bruta GWh 220,674 231,713 242,138 253,690 268,329 281,836 296,288 310,906 326,790 342,292 358,273

Capacidad termoeléctrica media efectiva instalada MW 33,800 36,061 36,294 37,219 38,401 39,001 40,209 41,926 43,953 46,670 49,089

Disponible MW 28,491 30,695 31,092 31,856 33,098 33,872 34,851 36,548 38,334 40,915 43,101

Para energía 2/ MW 27,564 29,780 30,361 31,128 32,363 33,129 34,110 35,802 37,590 40,168 42,352

Disponible GWh 241,461 260,875 266,691 272,681 283,503 290,209 299,620 313,625 329,291 351,869 372,017

Despachada GWh 200,327 218,767 226,817 239,850 253,707 267,671 283,026 298,698 315,684 331,332 348,413

Con regulación MW 8,286 8,286 8,286 8,286 8,286 8,286 8,286 8,286 8,736 8,886 9,311

Sin regulación 3/ y 4/ MW 2,250 2,658 3,004 3,004 3,004 3,598 3,858 3,893 3,893 4,343 4,793

Con regulación GWh 27,085 20,705 22,310 21,570 23,299 23,046 23,111 23,061 23,061 22,677 22,743

Sin regulación GWh 5,936 5,572 7,152 7,152 7,152 7,911 7,911 7,911 7,911 9,260 9,260

Total GWh 33,021 26,277 29,463 28,722 30,451 30,957 31,022 30,972 30,972 31,937 32,002

Energía almacenada inicial (GCH) [enero 1] GWh 19,267 16,833 16,102 17,541 19,609 19,609 19,609 19,609 19,609 19,609 19,609

Aportaciones a las hidroeléctricas 5/ GWh 30,587 25,546 30,902 30,790 30,451 30,957 31,022 30,972 30,972 31,937 32,002

Autoabastecimiento remoto GWh 8,242 8,963 9,182 9,284 10,685 10,679 12,241 12,372 12,372 12,372 12,372

Termoeléctrica GWh 41,134 42,109 39,874 32,831 29,796 22,539 16,594 14,927 13,607 20,537 23,604

Hidroeléctrica 6/ GWh 4,267 1,833 1,102 2,541 4,609 4,609 4,609 4,609 4,609 4,609 4,609

Total GWh 45,401 43,942 40,976 35,372 34,405 27,148 21,203 19,536 18,216 25,146 28,213

Margen de reserva % 21 20 18 14 13 10 7 7 6 8 8

1/ Después de descontar falla, degradación, causas ajenas y mantenimiento2/ Se considera que la capacidad turbogás "de pico" está disponible cuatro horas de cada día hábil3/ En mayo y agosto de 2007, entra la hidroeléctrica El Cajón. En febrero y mayo de 2011 entra La Yesca. Para efectos de planeación, se consideran sin regulación4/ En abril, julio y octubre de 2015 entra la hidroeléctrica La Parota; para efectos de planeación, se considera sin regulación5/ Aportaciones = (Energía Almacenada (Final - Inicial)) + Generación6/ Se calcula como la energía almacenada al inicio del año, menos la mínima energía almacenada aceptable (15, 000 GWh)Nota: 2006 a 2016 aportaciones hidrológicas medias, excepto 2007 que se considera seco

Capacidad media termoeléctrica 1/

Reserva en energía

Capacidad media hidroeléctrica efectiva instalada

Generación hidroeléctrica

Generación termoeléctrica 1/

Margen de reserva del sistema Baja California Sur

Cuadro 3.18

Margen de reserva de energíaSistema interconectado nacional

Cuadro 3.19

3 - 30

3.14 Posibilidades de diversifi car las fuentes de generación

La mayor parte de las centrales de generación que operan en el SEN utilizan hidrocarburos y entre ellas sobresalen las termoeléctricas convencionales, alimentadas con combustóleo y ciclos combinados a base de gas natural.

En la última década, empresas y productores independientes de energía eléctrica en otros países han mostrado una creciente preferencia por los ciclos combinados, en razón de sus características especiales: bajos niveles de contaminación por utilizar gas natural, alta efi ciencia térmica y construcción modular, así como menores requerimientos de inversión comparados con los de otras tecnologías.

El programa de generación de CFE incluye una importante participación de proyectos de ciclo combinado a gas natural. Sin embargo, se analizan escenarios alternos con la posibilidad de incorporar centrales nucleoeléctricas, carboeléctricas, hidroeléctricas, geotermoeléctricas y eoloeléctricas.

En estudios de años anteriores, para los que las premisas de los precios de gas se ubicaban por debajo de 6 dól/MMBtu, la expansión de mínimo costo se lograba mediante una participación mayoritaria de proyectos basados en tecnologías de ciclos combinados.

Frente a la volatilidad en los precios de combustibles y la incertidumbre en la evolución y costos de las tecnologías para generación de electricidad, la diversifi cación adquiere importancia relevante para reducir riesgos. Así, un plan de expansión con mayor grado de diversifi cación, aun con un mayor costo, permite reducir la exposición al riesgo.

Las ventajas más importantes de una estrategia de diversifi cación son: mayor protección contra la volatilidad de los precios de los energéticos primarios, eliminación de la dependencia de un proveedor único de combustible importado como el gas natural, y reducción de la contaminación atmosférica mediante el uso de fuentes renovables.

En el anexo C, se desarrolla con más detalle el tema de planifi cación bajo incertidumbre.

Enseguida se describen brevemente algunas ventajas de tecnologías que se han considerado en los análisis de largo plazo y para las cuales es necesario defi nir sus montos de participación en la expansión de la capacidad en función del análisis costo-riesgo.

Centrales carboeléctricas. El uso del carbón resulta atractivo tomando en cuenta que dichas plantas constituyen una tecnología madura, existen grandes reservas de este energético a nivel mundial, y con estabilidad en sus precios. Sin embargo, dado que México no posee yacimientos carboníferos con

costos de extracción competitivos, de intensifi carse su uso se incrementaría su importación, lo que obliga a plantear estrategias de compra de este combustible con la mezcla de contratos de corto, mediano y largo plazos para lograr precios que aseguren la competitividad de esta tecnología.

Asimismo, en los estudios se ha considerado que las inversiones requeridas en las centrales carboeléctricas son más altas que en las de ciclo combinado, pues se necesitan recursos adicionales para instalaciones de recepción y manejo de carbón y en su caso, en la construcción o adecuación de los puertos.

Además con el fi n 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 diversifi cación del parque generador.

Centrales nucleoeléctricas. En los últimos años, el desarrollo de esta tecnología ha permitido una reducción de sus costos nivelados y un incremento importante en la seguridad de su operación. Además, esta puede ser una solución para reducir la emisión de gases de efecto invernadero, lo que las hace competitivas en escenarios con restricciones en el suministro y altos precios de gas natural.

Centrales hidroeléctricas. Si bien tienen altos costos de inversión y requieren resolver problemas sociales y ambientales provocados por la inundación de importantes áreas, operan competitivamente durante el pico de la demanda y ofrecen los benefi cios siguientes: i) utilizan energía renovable, ii) no contaminan el ambiente, iii) su construcción tiene el mayor componente de integración nacional, iv) las obras civiles y las presas generalmente pueden destinarse a otros usos como riego, control de avenidas en ríos, agua potable, turismo y navegación, entre otros.

Ciclos combinados con gasifi cación integrada. Para esta tecnología se ha desarrollado la posibilidad del aprovechamiento de los residuos de refi nación, mediante la gasifi cación con el fi n de obtener gas de síntesis para este tipo de centrales. La gasifi cación de carbón y biomasa es otra opción que además resuelve el problema ambiental asociado a los combustibles de baja calidad.

En la fi gura 3.15 se presenta la composición de lacapacidad instalada para la atención del servicio público en 2005 y 2016 de acuerdo a los energéticos utilizados. Se identifi ca la participación de combustibles fósiles y de energías renovables; estas últimas tendrán en 2016 una participación de 23% de la capacidad total. Las centrales con tecnología libre para las cuales aún no se ha defi nido su tipo, ofrecen una oportunidad de diversifi cación. Algunas opciones posibles son carbón, gasifi cación de residuos de refi nación, centrales nucleares y fuentes de energía renovable tales como geotermia, eólica e hidroeléctrica.

3 - 31

3.15 Oportunidades de participación de los particulares en la generación de electricidad

La LSPEE publicada el 22 de diciembre de 1975 dio a la iniciativa privada la facultad de generar electricidad únicamente para satisfacer sus propias necesidades. A partir de las modifi caciones a ésa en 1992 y la publicación de su reglamento en 1993, tal posibilidad se ha extendido a las modalidades de autoabastecimiento, cogeneración, exportación de energía, importación, pequeña producción y producción independiente.

Las reformas al reglamento de la LSPEE del 25 de julio de 1997 especifi can, con mayor detalle, los conceptos de cogeneración y autoabastecimiento y defi nen las alternativas para que CFE adquiera energía en caso de emergencia. Además establecen la oportunidad para los particulares de construir y mantener líneas de transmisión destinadas al uso propio.

De acuerdo con el estudio sobre el Desarrollo de Mercado Eléctrico, durante 2005 la generación de energía eléctrica para autoabastecimiento fue de 21.6 TWh lo que representa un crecimiento de 5.5% respecto a 2004. La mayor parte de esta generación correspondió a proyectos privados (62.6 %).

Se estima que durante 2006 - 2016, tal modo de producción crecerá a una tasa media anual de 1.54% para alcanzar 25.5 TWh en 2016. Lo anterior representa un incremento por abajo del promedio para el mercado eléctrico en su conjunto.

El programa de expansión presentado en este documento constituye la referencia para las adiciones de capacidad al sistema de generación, que podrán satisfacerse mediante proyectos desarrollados y

operados por CFE o por particulares, conforme a las modalidades previstas en la LSPEE.

El dinamismo del mercado de electricidad hace indispensable un ejercicio depurado de planifi cación que CFE actualiza anualmente, en consonancia con los lineamientos establecidos por el programa sectorial de mediano plazo elaborado por la propia SENER.

Capacidad bruta por tipo de combustibleServicio público

Figura 3.15

Eólica0.005%Nuclear

2.9%

Geotermia2.1%


Combustibles fósiles72.4%

1/ Tecnología aún no definida

200546,534 MW

Eólica0.9%Libre

8.7%Nuclear2.0%


Geotermia1.5%


201669,024 MW

1/

Eólica0.005%Nuclear

2.9%

Geotermia2.1%



1/ Tecnología aún no definida

200546,534 MW

Eólica0.9%Libre

8.7%Nuclear2.0%


Geotermia1.5%


201669,024 MW

1/

3 - 32

3.16 Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de combustibles

A partir del programa de expansión defi nido, se simula la operación del sistema eléctrico para determinar la participación de cada una de las centrales actuales y futuras en la generación de electricidad, así como sus requerimientos de combustibles.

Para cuantifi car los requerimientos de combustibles, se consideró la tecnología especifi cada en el programa de expansión. En el caso de las centrales identifi cadas como libres, excepto las de Baja California Sur (6 x 43 MW), podrian utilizar gas natural como una opción, con una efi ciencia de generación de 52.5% correspondiente a la tecnología de los nuevos ciclos combinados.

En el caso de las centrales: Baja California III (Ensenada), Noreste (Monterrey) y Norte IV (Torreón), con una capacidad total de 1,693 MW, por su ubicación geográfi ca tendrían solo la opción de utilizar gas natural. De esta manera, la estimación de requerimientos de gas natural, que se detalla en la sección 3.16.4, incluye el consumo asociado a estos proyectos.

En forma alterna al gas natural, se considera que la capacidad de los proyectos: Norte III (Juárez), Baja California IV (Tijuana), Reynosa y Baja California V (SLRC), podría provenir de la importación de potencia de sistemas vecinos.

Sin embargo, el plan de expansión también incluye proyectos a partir de fuentes de energía renovables, como hidroeléctricas, eoloeléctricas y geotermoeléctricas, además de las centrales identifi cadas como libres (6,021 MW) aún no defi nidas en su tecnología, ni en su energético primario. Ver cuadro 3.20.

En el caso de Veracruz I y II y Sonora I, las opciones tecnológicas incluyen, además del gas natural, el carbón y el uranio. Ver cuadro 3.21.

Proyectos a partir de fuentes de energía renovables y libres

Cuadro 3.20

Capacidad bruta MW

Proyecto Ubicación Tipo 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

La Venta II Oaxaca EO 83El Cajón Nayarit HID 754La Venta III Oaxaca EO 101Oaxaca I Oaxaca EO 101Baja California Sur III Baja California Sur Libre 43Cerro Prieto V Baja California GEO 107Humeros Puebla GEO 51Oaxaca II a III Oaxaca EO 304La Yesca Nayarit HID 750Baja California III (Ensenada) Baja California Libre 288Baja California Sur IV Baja California Sur Libre 43Río Moctezuma Hidalgo, Qro. HID 139Noreste (Monterrey) Nuevo León Libre 734Norte III (Juárez) Chihuahua Libre 683Baja California IV (Tijuana) Baja California Libre 288Reynosa Tamaulipas Libre 764Villita ampliación Michoacán HID 400Infiernillo repotenciación Guerrero HID 200Baja California Sur V y VI Baja California Sur Libre 86Veracruz I y II Veracruz Libre 1,400Norte IV (Torreón) Coahuila Libre 671La Parota Guerrero HID 900Baja California V (SLRC) Sonora Libre 279Sonora I Sonora Libre 656Baja California Sur VII y VIII Baja California Sur Libre 86Ampliación Zimapán Hidalgo HID 566

Total anual 83 754 101 101 505 1,081 873 971 1,450 3,250 1,308

Acumulado 83 837 938 1,039 1,544 2,625 3,498 4,469 5,919 9,169 10,477

3 - 33

3.16.1 Restricciones ecológicas

Para la estimación del consumo de combustibles, es necesario considerar las restricciones ambientales que impone la legislación en la materia para cada central generadora, principalmente para las operadas a base de combustibles fósiles.

La norma ambiental mexicana referida al control de niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera —humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno— está regulada por zonas y por capacidad del equipo de combustión en fuentes fi jas que utilizan combustibles sólidos, líquidos o gaseosos.

Se consideran dos zonas de aplicación: las críticas y el resto del país. La primera está integrada por tres áreas metropolitanas, dos ciudades fronterizas con EUA y cuatro corredores industriales. Ver fi gura 3.16. En estas zonas se ubican centrales generadoras que utilizan una mezcla de combustóleo y gas natural, lo que permite cumplir con la regulación ambiental.

Requerimientos de combustibles alternos para las centrales generadoras tipo libre

Cuadro 3.21

Carbón 4/ Uranio 5/

FP (%) GWhPC

2/

(kcal / m3)

Eficiencia (%) MMm3D Mtonc/año Ton/año

2012 0.04

2013 6/ 62.6 2819.8 1.79

2014 85.8 5135.8 2.51 Si

2015 84.7 5069.3 2.48

2016 82.2 4933.9 2.41

2012 0.01

2013 6/ 41.2 808.2 0.57

2014 57.6 1502.4 0.74 Si

2015 64.3 1657.4 0.81

2016 69.5 1785.6 0.87

2013 0.04

2014 6/ 65.3 3292.1 2.16 1,162.28

2015 89.6 5996.2 3.09 2,116.96

2016 89.3 5995.2 3.08 2,116.61

2014 0.06

2015 6/ 66.7 6,165.9 3.84 2,176.88 17.4 No

2016 92.0 11,314.2 5.51 3,994.49 32.0

2014 0.01

2015 6/ 22.6 454.4 0.4 Si

2016 32.8 922.0 0.5

2015 0.04

2016 6/ 53.3 2,307.5 1.7

2012 0.05

2013 971 3,628.0 2.4

2014 1735 9,930.3 5.5 1,162.3

2015 3414 19,343.2 10.7 4,293.8 17.4

2016 4070 27,258.4 14.0 6,925.8 38.5

1/ Gas natural2/ Poder calorífico estimado para el combustible3/ Incluye gas de pruebas4/ Poder calorífico 6,445 kcal/kg; eficiencia 41.67 %5/ Poder calorífico 959.8 kcal x 106 /kg; eficiencia 34.5 %6/ Fecha de operación comercial

Opción de importación

Si

Norte III (Juárez)

Baja California IV (Tijuana)

Reynosa 51.96

9140

9189.51

8801

683

Baja California V (SLRC)

Baja California

Norte

Chihuahua

Entidad federativa

Baja California

Norte

Tamaulipas

Veracruz I y II Veracruz

288

764

1400

No

9,189.5 49.6279

9,113.0

CentralCapacidad efectiva (MW)

Generación 1/ Gas3/

Año

52.67

52.39

52.9

Totales anuales

6.553.0 814.67Sonora I Sonora 656 9,140.0

3 - 34

3.16.2 Efi ciencia termoeléctrica

El consumo específi co (CE) es la variable con mayor efecto en la determinación del costo de operación, e indica la cantidad de combustible requerida para proporcionar el calor que produzca un kWh. La efi ciencia (%) se determina como la razón de consumos específi cos de un generador ideal (1 kWh = 860 kcal) y el generador a considerar. Su magnitud es signifi cativamente diferente en función de la tecnología.

El parque de generación existente para el servicio público, cuenta con efi ciencias que van desde 18% a 51%. La mejora de la efi ciencia se debe fundamentalmente a avances tecnológicos en los nuevos desarrollos de los ciclos combinados. La fi gura 3.17 presenta una clasifi cación al 31 de diciembre de 2005 y 2016, para el parque generador de CFE y LyFC, así como para los del servicio público en general.

En la fi gura 3.18 se muestra la evolución de la efi ciencia de las unidades generadoras en 2001 - 2005, y como se espera que mejore de 2006 a 2016 al considerar la entrada y salida de centrales, de acuerdo con los programas de requerimientos de capacidad y de retiros.

Zonas críticas defi nidas en la Norma Ofi cial Mexicana

Figura 3.16

6. Coatzacoalcos – Minatitlán, Ver.7. Irapuato – Celaya – Salamanca, Gto.8. Tula – Vito – Apasco, en los estados de Hidalgo y México9. Tampico – Madero – Altamira, Tamps.

187

9

4

5

2

6

Zonas metropolitanas:

Corredores Industriales :

Ciudades fronterizas:

1. México, D.F.2. Monterrey, N.L.3. Guadalajara, Jal.

4. Tijuana, B.C.5. Cd. Juárez, Chih.

3

6. Coatzacoalcos – Minatitlán, Ver.7. Irapuato – Celaya – Salamanca, Gto.8. Tula – Vito – Apasco, en los estados de Hidalgo y México9. Tampico – Madero – Altamira, Tamps.

187

9

4

5

2

6

Zonas metropolitanas:

Corredores Industriales :

Ciudades fronterizas:

1. México, D.F.2. Monterrey, N.L.3. Guadalajara, Jal.

4. Tijuana, B.C.5. Cd. Juárez, Chih.

3

3 - 35

Clasifi cación de la capacidad efectiva instalada por rango de efi ciencia 1/

CFE y LyFC

1/ No incluye hidroeléctricas, eoloeléctricas, Laguna Verde, ni 3.11 MW de combustión interna móvil2/ Con los programas de requerimientos de capacidad y de retiros, 2006 - 2016

Figura 3.17

E3,619 MW

11.6%

MB1,934 MW

7.4%

B1,194 MW

4.6%

A11,293 MW

43.3%

R8,922 MW

34.2%

P2,741 MW

10.5%

MB2,052 MW

6.6%

B5,406 MW

17.4%

A11,380 MW

36.5%

R6,427 MW

20.6%

P2,265 MW

7.3%

E3,619 MW

11.6%

MB1,934 MW

7.4%

B1,194 MW

4.6%

A11,293 MW

43.3%

R8,922 MW

34.2%

P2,741 MW

10.5%

MB2,052 MW

6.6%

B5,406 MW

17.4%

A11,380 MW

36.5%

R6,427 MW

20.6%

P2,265 MW

7.3%

Servicio público

MB6,937 MW

20.2%

B1,194 MW

3.5%

A11,293 MW

32.9%

R8,922 MW

25.9%P

2,741 MW8.0%

E3,248 MW

9.5%

MB10,684 MW

20.3%

B5,406 MW

10.3%

A11,380 MW

21.7%

R6,427 MW

12.2%

P2,265 MW

4.3%E16,366MW

31.2%

é ó ó

= 50 E (Excelente)

=45 < 50 MB (Muy buena)

=40 < 45 B (Buena)

=35 < 40 A (Aceptable)

=25 < 35 R (Regular)

< 25 P (Pobre)

Rango de eficiencia

Clasificación

MB6,937 MW

20.2%

B1,194 MW

3.5%

A11,293 MW

32.9%

R8,922 MW

25.9%P

2,741 MW8.0%

E3,248 MW

9.5%

MB10,684 MW

20.3%

B5,406 MW

10.3%

A11,380 MW

21.7%

R6,427 MW

12.2%

P2,265 MW

4.3%E16,366MW

31.2%

é ó ó

= 50 E (Excelente)

=45 < 50 MB (Muy buena)

=40 < 45 B (Buena)

=35 < 40 A (Aceptable)

=25 < 35 R (Regular)

< 25 P (Pobre)

Rango de eficiencia

Clasificación

200526,084 MW

2016 2/

31,149 MW

2016 2/

52,528 MW2005

34,335 MW

3 - 36

3.16.3 Composición de la generación bruta para servicio público

En la fi gura 3.19 se presenta la participación de las distintas tecnologías en la generación para 2005 y 2016.

Es importante destacar la reducción en la generación termoeléctrica convencional, el incremento de la generación con ciclos combinados (CFE + repotenciación + PIE), con carboeléctricas y eoloeléctricas, y la participación de la tecnología libre.

Efi ciencia termoeléctrica1/ (CFE+LyFC+PIE)Servicio público

1/ No incluye las tecnologías nuclear ni geotermoeléctrica

Figura 3.18

Generación bruta por tipo de tecnología (Escenario de planeación) Servicio público

2005

218,971 GWh


Ciclo combinado (PIE)

21.6%

Ciclo combinado (CFE)11.9%



29.8%


Turbogás0.6%


Dual6.5%

Carboeléctrica8.4%


2016

360,819 GWh


Hidroeléctrica8.8%

Eoloeléctrica0.6%

Libre11.6%


Combustióninterna0.4%


8.0%

Dual4.3%


27.9%

Carboeléctrica11.4%

Gen. dist. (LyFC)0.06%

Turbogás0.04%


2005

218,971 GWh



21.6%




29.8%


Turbogás0.6%


Dual6.5%

Carboeléctrica8.4%


2016

360,819 GWh

2005

218,971 GWh



21.6%




29.8%


Turbogás0.6%


Dual6.5%

Carboeléctrica8.4%


2016

360,819 GWh


Hidroeléctrica8.8%

Eoloeléctrica0.6%

Libre11.6%




8.0%

Dual4.3%


27.9%



Turbogás0.04%


Figura 3.19

34

36

38

40

42

44

46

48

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Eficiencia(%)

Histórica

Esperada

34

36

38

40

42

44

46

48

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Eficiencia(%)

Histórica

Esperada

3 - 37

3.16.4 Requerimientos de combustibles

Se muestran en la fi gura 3.20 y el cuadro 3.22, donde las tasas medias de crecimiento anual serán 6.7% para gas natural y 3.8% para carbón. Por el contrario, el combustóleo y el diesel decrecerán6.6% y 12.5%, respectivamente.

Para garantizar el abasto de 2007 en adelante, se

La reducción en el consumo de combustóleo después de 2007 se debe al aumento en el uso de gas en centrales existentes para cumplir con la normativa ambiental; al incremento de la capacidad en ciclos combinados con base en gas natural, incluyendo las repotenciaciones; a las centrales duales queutilizan carbón; a las carboeléctricas programadasen 2010 y de 2014 a 2016; al retiro de unidades

considera la entrada en operación comercial de terminales regasifi cadoras de gas natural licuado en Altamira, Ensenada y Manzanillo. La primera y la última (abril 2011) con capacidad de 500 MMpcd. En cuanto a la que se ubicará en Ensenada (enero 2008) será de mayor capacidad y su gas se destinará a otros mercados.

termoeléctricas convencionales con baja efi ciencia y como consecuencia, bajo factor de planta.

La fi gura 3.21 indica el volumen de gas natural utilizado en la generación de electricidad. En 2005 los mayores consumos ocurrieron en las regiones Noreste, Oriental, Central, Norte y Occidental y en menor medida en las restantes.

Evolución de los requerimientos de combustibles fósiles Servicio público

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

2005Real

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Cal

or

(Ter

ajoule

s/

día

)

Gas natural licuado

Carbón

Combustóleo

Diesel

Gas de origen nacional

Gas de importación

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

2005Real

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Cal

or

(Ter

ajoule

s/

día

)

Gas natural licuado

Carbón

Combustóleo

Diesel

Gas de origen nacional

Gas de importación

Figura 3.20

Requerimientos de combustibles para generación de energía eléctricaServicio público

Cuadro 3.22

Combustible Unidades 2005 real 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca (%)

Combustóleo m3 / día 41,054.6 33,098.7 42,848.1 41,231.3 39,076.7 34,709.2 33,748.5 31,411.8 29,479.5 25,864.6 21,937.7 19,443.4 -6.6

Gas MMm3 / día 49.1 56.4 54.2 57.7 67.1 69.0 75.4 84.2 91.0 97.4 99.0 100.0 6.7

Gas nacional MMm3 / día 31.6 33.2 27.6 25.0 31.4 33.3 27.3 32.3 39.9 48.2 51.2 52.3 4.7

CFE 12.8 12.8 8.8 7.1 12.1 12.4 7.1 9.6 17.5 22.6 22.9 23.3 5.6

LyFC 0.8 0.6 0.6 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 -13.6

PIE 18.0 19.8 18.2 17.6 19.1 20.7 20.1 22.5 22.2 25.4 28.1 28.8 4.3

Gas importado MMm3 / día 17.4 20.9 17.3 16.0 16.9 16.8 18.2 18.2 17.5 15.6 14.3 13.9 -2.0

CFE 8.3 10.2 6.8 6.0 5.6 5.0 5.9 6.2 5.3 4.1 3.7 3.3 -7.9

PIE 9.2 10.7 10.5 10.1 11.3 11.8 12.3 12.0 12.2 11.5 10.5 10.6 1.3

Gas natural licuado MMm3 / día 0.0 2.2 9.3 16.7 18.8 18.8 29.9 33.7 33.7 33.6 33.6 33.9

CFE 0.0 0.0 0.0 3.2 2.7 3.4 11.0 14.8 13.7 13.2 14.1 14.1

PIE 0.0 2.2 9.3 13.5 16.1 15.4 18.9 18.9 20.0 20.4 19.4 19.7

Diesel m3 / día 940.8 926.4 184.7 262.5 286.0 231.1 218.0 296.0 366.9 263.7 305.5 215.4 -12.5

Carbón MMtonc / año 14.9 14.7 15.3 15.3 15.2 16.3 17.1 17.0 16.7 17.6 19.5 22.4 3.8

3 - 38

En 2016 se utilizará gas prácticamente en todo el país para producir electricidad. Predominará el consumo en las regiones Occidental, Noreste, Central, Oriental y Norte.

Los cuadros 3.23 a y 3.23 b muestran la estimación de los requerimientos de gas para cada área. En 2016, 52.3% del gas empleado en la generación de electricidad para servicio público será de origen nacional, 33.9% de importación de gas natural licuado y el 13.9% restante de importación de gas continental.

En estas estimaciones, además de las tecnologías defi nidas a base de gas, se considera el consumo asociado a 1,693 MW del total de capacidad identifi cada como libre, los restantes 4,328 MW podrían utilizar otros combustibles como se indicó en la sección 3.16.

Consumo de gas natural para generación de energía eléctrica Servicio público

Figura 3.21

Baja California

Noroeste

Norte

Central

Oriental

Peninsular

Noreste

Occidental

14.3

20.9

5.63.4

3.52.0

27.1

5.1

9.87.6

7.83.5

9.26.0

Millones de metros cúbicos diarios(MMm3/día)

49.12005 Registrado

2016 Pronosticado

16.1

7.2

100.0

Baja California

Noroeste

Norte

Central

Oriental

Peninsular

Noreste

Occidental

14.3

20.9

5.63.4

3.52.0

27.1

5.1

9.87.6

7.83.5

9.26.0

Millones de metros cúbicos diarios(MMm3/día)

49.12005 Registrado

2016 Pronosticado

16.1

7.2

100.0

3 - 39

ÁREA 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Baja California 3.4 3.7 4.0 4.5 4.7 4.6 5.1 5.4 5.3 5.3 5.3 5.5Gas importado 3.4 3.7 4.0 1.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

CFE 2.2 2.4 2.5 1.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0PIE 1.2 1.2 1.5 0.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Gas natural licuado 0.0 0.0 0.0 2.5 4.7 4.6 5.1 5.4 5.3 5.3 5.3 5.5CFE 0.0 0.0 0.0 1.7 2.0 2.3 2.2 2.2 2.1 2.2 2.1 2.1PIE 0.0 0.0 0.0 0.9 2.7 2.3 2.8 3.2 3.2 3.1 3.2 3.4

Noroeste 2.0 2.6 1.9 2.1 3.8 4.2 4.4 4.4 4.4 4.3 3.7 3.5Gas importado 2.0 2.6 1.9 2.1 3.8 4.2 4.4 4.4 4.4 4.3 3.7 3.5

CFE 0.1 0.8 0.2 0.4 0.3 0.3 0.4 0.5 0.4 0.4 0.3 0.3PIE 1.9 1.8 1.6 1.7 3.5 4.0 4.0 4.0 4.0 3.9 3.4 3.2

Norte 6.0 7.3 4.8 4.6 5.8 7.5 8.9 9.3 8.4 7.7 9.0 9.2Gas de origen nacional 1.7 2.6 1.4 1.5 2.3 4.3 5.4 5.7 5.1 5.2 6.5 7.0

CFE 0.3 0.4 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.2 0.2PIE 1.4 2.2 1.2 1.3 2.1 4.1 5.2 5.4 4.9 4.9 6.2 6.8

Gas importado 4.3 4.8 3.4 3.1 3.5 3.2 3.5 3.6 3.3 2.6 2.5 2.2CFE 3.7 4.1 2.7 2.5 2.8 2.6 2.9 2.9 2.6 1.9 1.9 1.6PIE 0.6 0.7 0.7 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.6 0.6 0.6

Noreste 14.3 17.2 17.1 19.2 22.0 20.8 22.1 23.8 23.7 22.0 20.7 20.9Gas de origen nacional 6.6 7.0 5.5 6.0 7.8 7.0 7.0 9.1 9.4 9.1 8.6 8.5

CFE 0.6 0.2 0.4 0.8 2.1 1.4 1.1 1.2 0.9 0.9 0.8 0.8PIE 6.0 6.9 5.1 5.2 5.7 5.6 5.8 7.9 8.5 8.2 7.8 7.7



Consumo de gas natural en las regiones del norte del Sistema Eléctrico Nacional (MMm3)Servicio público

Cuadro 3.23 a

3 - 40

Consumo de gas natural en las regiones del sur del Sistema Eléctrico Nacional (MMm3)Servicio público

Cuadro 3.23 b

ÁREA 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Occidental 5.1 5.0 5.9 7.8 8.4 8.0 15.5 18.6 18.6 24.9 27.2 27.1

Gas de origen nacional 5.1 5.0 3.6 3.7 3.7 3.6 0.0 0.0 0.0 4.4 5.7 5.7CFE 2.6 2.8 1.4 1.4 1.5 1.6 0.0 0.0 0.0 1.3 1.1 1.0PIE 2.5 2.2 2.3 2.2 2.2 2.0 0.0 0.0 0.0 3.1 4.6 4.6


Central 7.2 7.4 5.8 4.3 5.5 6.2 2.8 6.4 14.2 16.4 16.5 16.1

Gas de origen nacional 7.2 7.4 5.8 2.8 4.8 5.1 2.5 5.4 13.0 16.4 16.5 16.1CFE 6.3 6.8 5.2 2.6 4.6 4.9 2.3 5.1 12.8 16.2 16.3 15.9LyFC 0.8 0.6 0.6 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2PIE 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0


Oriental 7.6 9.3 9.3 9.5 11.2 12.0 11.0 10.7 10.3 10.2 9.6 9.8



Peninsular 3.5 3.9 5.3 5.6 5.7 5.6 5.6 5.7 6.2 6.6 7.1 7.8


Total 49.1 56.4 54.2 57.7 67.1 69.0 75.4 84.2 91.0 97.4 99.0 100.0

Gas de origen nacional 31.6 33.2 27.6 25.0 31.4 33.3 27.3 32.3 39.9 48.2 51.2 52.3CFE 12.8 12.8 8.8 7.1 12.1 12.4 7.1 9.6 17.5 22.6 22.9 23.3LyFC 0.8 0.6 0.6 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2PIE 18.0 19.8 18.2 17.6 19.1 20.7 20.1 22.5 22.2 25.4 28.1 28.8



4 - 1

4.1 Introducción

Una red de transmisión confi able permite integrar y aprovechar efi cientemente los recursos de generación del país. Al paso del tiempo en el SEN se ha conformado un sistema interconectado que cubre la mayor parte del territorio nacional al cual recientemente se incorporó el área Noroeste. Actualmente solo los sistemas de la península de Baja California se encuentran aislados.

El intercambio de grandes bloques de energía entre regiones se efectúa a través de la red troncal, integrada por líneas con niveles de tensión de 400 kV y 230 kV. Adicionalmente las redes de subtransmisión se atienden con enlaces en 115 kV.

Al planifi car el SEN se efectúa un balance entre el desarrollo de la generación y la transmisión para lograr la confi abilidad del suministro de energía eléctrica. El objetivo es diseñar un sistema que se justifi que técnica y económicamente y que en condiciones normales y ante contingencias sencillas(criterio n-1) opere con las características siguientes:

• Sin sobrecargas • Dentro de los rangos de tensión establecidos • Sin problemas de estabilidad angular • Con sufi ciente capacidad de transferencia entre regiones para compartir la reserva de generación • Sin necesidad de interrumpir la demanda a usuarios • Con los controles apropiados para dar fl exibilidad 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 proceso una etapa de robustecimiento, especialmente en las áreas Norte y Noroeste, con una red de transmisión aislada en 400 kV operando inicialmente en 230 kV. Así mismo, derivada de estudios técnicos y económicos se justifi có la interconexión eléctrica del área Noroeste con el resto del SIN.

4.2 Metodología para expandir la red de transmisión

4.2.1 Plan de transmisión de mínimo costo

El objetivo principal en la etapa de planifi cación es determinar un programa de expansión de mínimo costo que satisfaga no sólo criterios técnicos sino también de rentabilidad.

Análisis de mínimo costo. Garantiza que las opciones de los proyectos de transmisión propuestos para el suministro de energía eléctrica constituyan la mejor alternativa desde un punto de vista económico, asegurando que las opciones sean equivalentes en el nivel de confi abilidad.

Análisis de rentabilidad. Cuantifi ca los benefi cios de los planes con el objeto de garantizar que la inversión asociada tenga una rentabilidad tal, que al menos se obtenga una relación Benefi cio/Costo (B/C) mayor a uno y una Tasa Interna de Retorno (TIR) superior a la de descuento. Los proyectos que cumplan estos requisitos serán candidatos a integrar el programa de obras.

El plan de transmisión de red troncal y subtransmisión permite defi nir y/o confi rmar las adiciones a la infraestructura, analizando opciones de red para distintos puntos de operación del sistema eléctrico según el escenario de demanda denominado de planeación.

Para establecer el plan de expansión del SEN se siguen tres etapas 1/:

• Defi nición de escenarios de demanda• Determinación de los planes de transmisión para el año horizonte• Incorporación de proyectos en cada año del periodo de estudio

4.2.2 Escenarios de demanda

Para planifi car la expansión de la red eléctrica principal se consideran las variables defi nidas en el escenario de planeación. Ver capítulo 1.

4.2.3 Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte

Para su determinación se toman como marco de referencia:

• La topología del sistema del año en curso • Los proyectos de transmisión en la etapa de construcción y los comprometidos

En el análisis se evalúan diferentes condiciones base para el despacho de generación, demanda y puntos de operación.

1 Least-Cost Transmission Planning Considering Power Industry Restructuring R.R Austria et al.International Conference IASTED, Orlando, Florida, USA, October 1997

4. PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN

4 - 2

Los planes de transmisión y subtransmisión propuestos para el año horizonte deberán ser equivalentes y cumplir con los siguientes criterios de planifi cación de CFE:

• Confi abilidad• Seguridad en la operación• Calidad del servicio

4.2.4 Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión

A partir de los planes del año horizonte, se procede a ubicar los proyectos en el tiempo que se requieren, de modo que los propuestos para cada año cumplan con los criterios ya mencionados.

4.2.5 Mínimo costo

Para determinar este plan, se comparan opciones con nivel de confi abilidad equivalentes en el horizonte de estudio. Cada uno de ellos considera en Valor Presente (VP) los costos de inversión, operación y mantenimiento y pérdidas eléctricas. El plan más económico es aquel cuyo VP resulta menor.

4.2.6 Análisis de rentabilidad de los proyectos

Una vez defi nida la opción de mínimo costo, se efectúa la evaluación económica con base en los indicadores siguientes:

• TIR• Relación B/C• Estimación de los benefi cios económicos

netos

4.2.7 Cálculo de los benefi cios y costos

Su evaluación se lleva a cabo considerando el impacto en el sistema eléctrico en su área de infl uencia. La red troncal tiene un efecto a nivel nacional, en cambio, los proyectos de subtransmisión se estudian de manera local, ya que la repercusión de este tipo de obras está limitada a un área muy específi ca.

El procedimiento para el cálculo de los benefi cios y costos asociados se describe en el documento Evaluación Económica y Financiera de Proyectos de Transmisión 2/.

4.3 Expansión de la red de transmisión

Ha sido planifi cada para satisfacer los nuevos requerimientos del mercado eléctrico sobre la base del escenario de planeación, con tasa media de crecimiento anual en la demanda máxima bruta de 4.9% para 2006 - 2016.

El cuadro 4.1 muestra las metas de CFE para líneas, subestaciones y compensación en su programa multianual. Incluye la construcción de 29,558 kilómetros – circuito (km-c) de líneas en el periodo, de las cuales 6,620 km-c se realizarían con recursos propios y 22,938 km-c como PIDIREGAS.

Para subestaciones se ha programado instalar 63,881 Mega Volts Amperes (MVA) de transformación, 12,388 MVA con recursos propios y 51,493 MVA como PIDIREGAS. En el rubro de compensación se tiene proyectado incorporar al SEN 19,618 MVAr compuestos por reactores, capacitores y compensadores estáticos de VAr.

2/ Evaluación Económica y Financiera de Proyectos de Transmisión. Comisión Federal de Electricidad, 2003

4 - 3

3,167

1,833

2,508

3,510

1,720

3,839

2,4412,243

2,5252,791

2,980

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

km-c

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total

Líneas km-c

400 kV 1,582 230 512 1,354 199 2,213 1,180 999 1,004 1,056 1,147 11,475

230 kV 293 508 531 541 102 605 363 507 555 639 666 5,309

Subtotal 400 y 230 kV 1,875 738 1,042 1,895 300 2,817 1,543 1,506 1,559 1,696 1,813 16,784

161-69 kV 1,292 1,096 1,466 1,614 1,420 1,022 898 737 967 1,095 1,167 12,775

Total 3,167 1,833 2,508 3,510 1,720 3,839 2,441 2,243 2,525 2,791 2,980 29,558

Obra Presupuestal 640 682 254 410 430 960 610 561 631 698 745 6,620

Obra pública financiada 2,527 1,151 2,255 3,100 1,290 2,879 1,831 1,683 1,894 2,093 2,235 22,938

Total 3,167 1,833 2,508 3,510 1,720 3,839 2,441 2,243 2,525 2,791 2,980 29,558

Subestaciones MVA

400 kV 2,375 1,500 3,875 8,000 1,500 1,750 3,100 725 1,245 1,342 1,428 26,839

230 kV 1,087 1,527 433 1,682 575 2,725 2,007 1,009 1,006 1,512 2,348 15,909

Subtotal 400 y 230 kV 3,462 3,027 4,308 9,682 2,075 4,475 5,107 1,734 2,251 2,853 3,776 42,749

161-69 kV 2,374 1,626 1,472 2,424 2,623 1,333 1,624 1,840 1,877 1,965 1,974 21,132

Total 5,836 4,652 5,780 12,106 4,698 5,808 6,730 3,574 4,128 4,818 5,750 63,881

Obra Presupuestal 1,564 661 373 913 1,175 1,452 1,683 894 1,032 1,205 1,438 12,388

Obra pública financiada 4,272 3,991 5,407 11,193 3,524 4,356 5,048 2,681 3,096 3,614 4,313 51,493

Total 5,836 4,652 5,780 12,106 4,698 5,808 6,730 3,574 4,128 4,818 5,750 63,881

Compensación MVAR

400 kV 1,030 458 1,150 3,694 608 670 1,158 1,776 1,383 1,394 1,487 14,808

230 kV 33 24 98 21 218 39 0 18 49 80 120 700

Subtotal 400 y 230 kV 1,064 482 1,248 3,715 826 709 1,158 1,794 1,432 1,474 1,607 15,508

161-69 kV 298 574 906 578 577 288 275 142 177 156 138 4,110

Total 1,362 1,056 2,154 4,293 1,402 997 1,434 1,936 1,609 1,630 1,745 19,618

Obra Presupuestal 158 460 203 97 351 249 358 484 402 408 436 3,605

Obra pública financiada 1,204 596 1,951 4,197 1,052 748 1,075 1,452 1,207 1,223 1,309 16,013

Total 1,362 1,056 2,154 4,293 1,402 997 1,434 1,936 1,609 1,630 1,745 19,618

POISE: 12 de julio de 2006

Resumen del programa de obras de transmisión y transformación 2006 - 2016

Cuadro 4.1

En las figuras 4.1a y 4.1b se muestra la evolución de los km-c de líneas de transmisión, en las tensiones

de 400 kV, 230 kV y <230 kV programados en el POISE para el periodo de estudio.

Adiciones a la infraestructura de transmisión en 69 - 400 kVTotal 29,558 km-c

Figura 4.1a

4 - 4

293

508531 541

102

605

363

507555

639666

0

100

200

300

400

500

600

700

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

km-c

1,292

1,096

1,466

1,614

1,420

1,022898

737

9671,095

1,167

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

km-c

Adiciones a la infraestructura de transmisión en 400 kV

Total 11,475 km-c

1,582

230

512

1,354

199

2,213

1,180999 1,004 1,056

1,147

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

km-c

Adiciones a la infraestructura de transmisión en 230 kVTotal 5,309 km-c

Adiciones a la infraestructura de transmisión en 161 - 69 kVTotal 12,775 km-c

Figura 4.1b

4 - 5

4.4 Descripción de las obras principales

4.4.1 Líneas de transmisión

En el cuadro 4.2 se enlistan las principales líneas programadas para el corto plazo (2006 - 2010) de acuerdo con su nivel de tensión, número de circuitos, longitud y fecha de entrada en operación. Por su importancia para el sistema eléctrico, se describen las más relevantes:

Jerónimo Ortiz - Torreón Sur. La operación en 400 kV de esta trayectoria de transmisión aumentará el margen de estabilidad entre las áreas Noroeste y Norte al incrementar la capacidad de transmisión actual entre las zonas Torreón y Durango. Entró en operación en enero de 2006.

Potrerillos – Aguascalientes potencia. Representa una trayectoria de transmisión complementaria al enlace Saltillo–Primero de Mayo–Cañada en 400 kV, para intercambiar energía del área Noreste a la región Bajío en especial en el periodo de invierno. Se concluyó en febrero de 2006.

Champayán – Anáhuac potencia, Champayán – Las Mesas – Querétaro maniobras. Establece un nuevo corredor en 400 kV para transmitir la energía de las centrales CC Altamira V y Tamazunchale hacia la región Bajío del área Occidental. La LT Champayán-Anáhuac potencia entró en operación en agosto de 2005; el resto está previsto para agosto de 2006.

El Cajón – Cerro Blanco – Tesistán – Acatlán. Red de transmisión en 400 kV asociada a la hidroeléctrica El Cajón con 750 MW de capacidad. La central y la red se ubican en el área Occidental y está programada para agosto de 2006.

Angostura-Tapachula potencia – Suchiate. Refuerzo de transmisión necesario para la interconexión del área Oriental con el sistema eléctrico de Guatemala, como parte del plan Puebla–Panamá. Estudios recientes estiman una capacidad de intercambio del orden de 200 MW. Se tiene programada la entrada en operación de la línea Tapachula potencia Suchiate en septiembre de 2007 y la línea Angostura-Tapachula potencia para mayo de 2010. Las Américas - El Fresnal – Cananea – Hermosillo V. Red de transmisión asociada a la central Agua Prieta II con 642 MW de capacidad, que permitirá transportar la energía ubicada en el sitio Las Américas para el suministro de la demanda en Sonora y Sinaloa. Su entrada en operación se estima para septiembre de 2008.

Temascal – Oaxaca potencia – La Ciénega. Incremento en la confi abilidad de suministro de energía eléctrica a la zona Oaxaca con el tendido

del segundo circuito en el nivel de 230 kV. Su entrada en operación está programada para mayo de 2009.

Malpaso – Tabasco – Macuspana. Aumento en la confi abilidad en el suministro de energía al área Peninsular con la conversión de tensión del enlace actual de 230 kV a 400 kV. Se estima su fecha de entrada en operación para junio de 2009.

Laguna Verde – Jamapa. Red de suministro de energía eléctrica a la zona Veracruz con el enlace de doble circuito de 400 kV. Se tiene programada su entrada en operación para diciembre de 2009.

Se destacan también los proyectos de interconexión México–Guatemala a través de la línea de transmisión Tapachula potencia-Suchiate y México–EUA por medio de los enlaces Ciudad Industrial–Laredo y Cumbres-Sharyland, que permitirán la participación de México en diversos mercados eléctricos mediante transacciones de potencia y energía, asistencia en emergencia e incremento en la confi abilidad de la operación. En el anexo D se muestran las diferentes interconexiones que se encuentran en estudio de prefactibilidad, factibilidad y en construcción.

4 - 6

Principales líneas de transmisión en el programa de obras2006 – 2010

Cuadro 4.2

Jerónimo Ortiz - Torreón sur 400 2 217.4 Ene-06

Potrerillos - Aguascalientes potencia 400 2 238.8 Feb-06

Cuauhtémoc II - A. López Mateos 230 2 67.9 Abr-06

Las Mesas - Querétaro potencia maniobras 400 2 393.6 Jul-06

Aguascalientes pot. - San Juan de los Lagos II 230 2 54.1 Jul-06

Tesistán - Acatlán 400 2 60.4 Ago-06

El Cajón - Cerro Blanco 400 2 43.2 Ago-06

Chicoasén - Juile (rehabilitación) 400 2 0.0 Ago-06

Cerro Blanco - Tesistán 400 1 148.6 Ago-06

Puerto Altamira - Champayán l2 400 2 66.0 Ago-06

Champayán - Las Mesas 400 2 344.6 Ago-06

Nuevo Casas Grandes II - Ascensión II 230 1 62.9 Sep-06

La Venta II - Juchitán II 230 2 17.8 Sep-06

El Palmar entq. - Olas Altas - Cabo Real 230 2 27.2 Sep-06

El Palmar - Cabo San Lucas II 230 2 17.8 Sep-06

Tecnológico Entq. - Huinalá-Plaza 400 2 11.6 Oct-06

Chuviscar pot. Entq. - Chihuahua CC - Ávalos 230 2 10.2 Oct-06

Tula Ct - Jorobas 400 2 26.0 Nov-06

Temascal II - Xalapa de Díaz 230 2 35.0 Dic-06

Cd. Industrial - Laredo 230 2 19.0 Ene-07

Cruz Azul maniobras - CYCNA 400 1 15.6 Abr-07

Santa LucÍa - Macuspana II 400 2 131.5 May-07

El Salero - Peñasquito 400 1 45.0 May-07

Parque Industrial San Luis Ent - Cerro Prieto I - Hidalgo 230 2 51.0 Jun-07

Nogales Aeropuerto - Nogales Norte 230 2 24.1 Jun-07

Jilotepec potencia - Dañu 230 2 37.3 Jul-07

La Parota Entq. - Amates - Playa Diamante 230 2 50.0 Jul-07

Terranova Entq. - Samalayuca Sur-Valle de Juárez 230 2 28.2 Ago-07

Samalayuca Sur - Valle de Juárez 230 2 116.2 Ago-07

Hermosillo 4 - Esperanza I 230 2 63.1 Ago-07

Tapachula pot. - Suchiate 400 2 27.0 Sep-07

Tula CT - Nochistongo 230 2 44.0 Sep-07

Metropoli - Tijuana I 230 4 8.2 Sep-07

El Potosí - Moctezuma 230 1 49.4 Nov-07

Mesteñas Entq. Francisco - Villa-Minera Hercúles 230 2 53.4 Feb-08

La Venta II - Juchitán II 230 2 17.8 Mar-08

Moctezuma - N. Casas Grandes II 400 2 164.8 Abr-08

Regiomontano Entq. - Huinalá-Laja 400 2 26.0 May-08

Las Glorias Entq. - Villa de García-Aeropuerto 400 2 30.0 May-08

Las Glorias - Huinalá 400 1 8.0 May-08

Las Américas - PI El Fresnal 400 2 16.0 Sep-08

Las Américas - El Fresnal 230 2 16.0 Sep-08

El Fresnal - Cananea 230 2 152.0 Sep-08

Victoria - Valle de México 400 2 44.0 Oct-08

La Trinidad - Jerónimo Ortiz 230 2 77.0 Oct-08

Ejido San Luis Entq. Cerro - Prieto II-Parque Ind. San luis 230 4 12.8 Oct-08

Cerro Prieto II - Parque Ind. San Luis 230 2 54.1 Oct-08

Las Mesetas - Hermosillo 5 400 2 215.0 Nov-08

Tula CT - Teotihuacan 230 2 132.0 Nov-08

Sabancuy II - Puerto Real 230 2 82.0 Ene-09

Temascal II - Oaxaca Potencia 230 2 132.9 May-09

Tapeixtles pot. - Tecoman 230 2 76.0 May-09

La Cienega - Oaxaca potencia 230 1 26.5 May-09

Malpaso - Macuspana II 400 2 113.0 Jun-09

Mexicali II - Tecnológico 230 2 16.0 Jun-09

La Jovita Entq. - Presidente Juárez - Lomas 230 2 22.0 Oct-09

La Jovita Entq. - Presidente Juárez - Ciprés 230 2 22.0 Oct-09

Encino II Entq. - Francisco Villa - Ávalos (1) 230 2 16.0 Oct-09

Encino II Entq. - Fco. Villa - Chihuahua Nte. 230 2 16.0 Oct-09

Lázaro Cárdenas potencia - Ixtapa potencia 400 2 75.3 Nov-09

Ixtapa potencia - Pie de la Cuesta potencia 400 2 206.5 Nov-09

Tabasco - Escárcega 400 2 185.0 Dic-09

Laguna Verde - Jamapa 400 2 180.0 Dic-09

La Ventosa - Juile C3 400 1 145.0 Dic-09

La Ventosa - Juile C1 y C2 400 2 290.0 Dic-09

Juile - Cerro de Oro 400 2 154.1 Dic-09

Jamapa Entq. - Veracruz II - Temascal II 230 2 20.0 Dic-09

Jamapa Entq. - Jardín - Temascal II 230 2 20.0 Dic-09

Jamapa - Dos Bocas 230 2 10.0 Dic-09

Edzna Entq. - Escarcega - Ticul 230 2 30.0 Dic-09

Angostura - Tapachula Aeropuerto 400 2 193.5 May-10

Carapan II - Zamora potencia 230 1 32.7 Ago-10

Carapan II - Uruapan potencia 230 2 69.1 Ago-10

Linea de TransmisiónFecha de entrada

Tensión kVNúm. de circuitos

Longitud km-c

4 - 7

4.4.2 Subestaciones

Por su importancia para el sistema eléctrico se describen el objetivo, ubicación y fecha de entrada en operación de los proyectos siguientes:

El Palmar bancos 1 y 2. Subestación de 230/115 kV y 233 MVA de capacidad. Efectuará el cambio de tensión de 115 kV a 230 kV en la zona Los Cabos del sistema Baja California Sur. Está programada su operación para septiembre de 2006.

Torreón Sur banco 4. Transformador de 500 MVA de capacidad y relación de tensión de 400/115 kV. Atiende el incremento de demanda de la parte sur de la zona Torreón derivado de la instalación de parques industriales. Entró en operación en junio de 2006.

Querétaro potencia banco 4. Transformador de 375 MVA de capacidad y relación de tensión de 400/230 kV. Tiene como objetivo atender el suministro de energía con confi abilidad en la parte poniente de la zona Querétaro. Forma parte de la red asociada a las centrales de generación Altamira V y Tamazunchale. Su entrada en operación es para julio de 2006.

Santa María banco 1. Subestación de 500 MVA de capacidad de transformación de 400/115 kV. Incrementará la capacidad de transformación de la zona Celaya evitando la saturación de los bancos actuales de 230/115 kV de 200 MVA en la subestación Celaya II. Se ubicará en la región Bajío del área Occidental. Se estima su entrada en operación en agosto de 2006.

Tecnológico banco 1. Subestación de tipo compacto de 500 MVA de capacidad de transformación de 400/115 kV en la zona Monterrey del área Noreste. Sustituirá a los bancos 1 y 2 de 230/115 kV de 200 MVA, con entrada en operación para octubre de 2006.

Las Fresas banco 1. Subestación de 500 MVA de capacidad de transformación y relación de tensión de 400/115 kV. Con su entrada en operación aumentará la confi abilidad de la zona Irapuato, disminuyendo el fl ujo de los bancos de transformación de la subestación actual Irapuato II. Está programada para agosto de 2006.

Puerto Altamira banco 1. Subestación de 500 MVA de capacidad de transformación de 400/115 kV. Evitará la saturación de la transformación de los bancos 1 y 2 de la subestación Altamira de 2 x 100 MVA de capacidad. Se estima su entrada en operación para mayo de 2007.

Jerónimo Ortiz banco 3. Subestación de 400/230 kV y 300 MVA de capacidad de transformación. Incrementará la capacidad de transmisión entre las áreas Norte y Noroeste

como consecuencia del cambio de operación de 230 kV a 400 kV del enlace entre las subestaciones Torreón Sur – Jerónimo Ortiz - Mazatlán. El banco es procedente de la SE Aguascalientes potencia del área Occidental. La entrada en operación es para junio de 2007.

El Potosí banco 3. Con capacidad de 500 MVA de transformación y relación de tensión de 400/115 kV incrementará la capacidad de transformación para atender la demanda de la zona San Luis Potosí. Entra en operación para noviembre de 2007.

Volcán Gordo banco 1. Con capacidad de 225 MVA y relación 400/115 kV. Permitirá atender el crecimiento de las zonas de Valle de Bravo y Altamirano. Su fecha de entrada en operación está programada para septiembre de 2007.

El Regiomontano banco 1 y las Gloriasbanco 1. Ante el retiro de las unidades generadoras de la central termoeléctrica Monterrey, se ha reducido considerablemente el margen de reserva de transformación de la zona metropolitana de Monterrey. Se tienen en programa las nuevas subestaciones que permitirán resarcir la problemática descrita y el incremento de demanda. Iniciará su operación en mayo de 2008.

Tesistán banco 5. Transformador con capacidad de 500 MVA y relación de tensión de 400/69 kV. Permitirá atender los crecimientos de demanda al norte de la zona metropolitana de Guadalajara. Su fecha de entrada en operación está programada para agosto de 2008.

Mazatlán II banco 8. Transformador con capacidad de 500 MVA y relación de tensión de 400/115 kV. Sustituirá a los bancos de 2X100 MVA de la propia subestación pues se estima su saturación para 2008. Se tiene en programa para agosto de 2008.

La Higuera bancos 2 y 3. Subestación de 400/230 kV y 875 MVA de capacidad, incluyendo fase de reserva. Permitirá incrementar la capacidad de transmisión entre las zonas Mazatlán y Culiacán debido al cambio de tensión de operación de 230 kV a 400 kV. Está programada su entrada en operación para enero de 2009.

Cerro de Oro banco 1. Subestación con 500 MVA de capacidad de transformación y relación de tensión 400/115 kV. Permitirá atender el crecimiento del mercado eléctrico de la zona del Papaloapan. La carga actualmente se alimenta de fuentes lejanas, degradándose la capacidad de transmisión por caída de tensión. Iniciará su operación en mayo de 2009.

Papantla banco 1. La subestación iniciará su operación en mayo de 2009 con una capacidad de500 MVA y relación de tensión 400/115 kV. Permitirá eliminar la saturación de la subestación Poza Rica I,

4 - 8

ante falla o salida de mantenimiento de la CT Poza Rica. Tapeixtles potencia banco 3. Transformador con capacidad de 500 MVA y relación de tensión de 400/115 kV. Permitirá reducir la sobrecarga de los bancos de la subestación Colomo con capacidad de 200 MVA. Se tiene en programa la entrada en operación para mayo de 2009.

Tabasco banco 1. Subestación con capacidad de transformación de 500 MVA y relación de tensión 400/230 kV. Tiene como objetivo atender el crecimiento de la zona Villahermosa y reducir la sobrecarga de los bancos de la subestación Malpaso. Está programada su entrada en operación para junio de 2009.

Lázaro Cárdenas potencia banco 4. Banco de 375 MVA de capacidad de transformación y relación de tensión de 400/230 kV. Permitirá reducir la sobrecarga de los dos bancos actuales ante la entrada en operación de la central Carboeléctrica del Pacífi co de 678 MW de capacidad que se conectará en el nivel de 400 kV. Se tiene en programa su entrada en operación para noviembre de 2009.

La Ventosa bancos 1, 2, 3, 4, 5 y 6. Red asociada al proyecto eoloeléctrico de temporada abierta que se instalará en el estado de Oaxaca en la región de la Ventosa. Se dispondrá de una capacidad de transformación de 2500 MVA repartidos en los niveles de 400/230 kV y en 400/115 kV, de acuerdo a la capacidad de cada granja eólica. Se tiene en programa su entrada en operación para diciembre de 2009.

Cañada banco 3. Banco de transformación con capacidad de 500 MVA y relación de tensión de 400/115 kV. Permitirá atender los crecimientos del mercado eléctrico en la parte norte de la zona Aguascalientes. Entrará en operación para abril de 2010.

En el cuadro 4.3 se presenta un listado de las principales subestaciones en niveles de tensión de 400 kV y 230 kV programadas para entrar en operación en el mediano plazo.

4 - 9

En las figuras 4.1c y 4.1d se muestra la evolución de las capacidades de transformación en MVA en

las tensiones de 400 kV, 230 kV y <230 kV.

Principales equipos de transformación en el programa de obras2006 – 2010

Cuadro 4.3

Cantidad Equipo

Salamanca II bco. 2 4 T 300 400/115 May-06

Torreón Sur bco. 4 4 T 500 400/115 Jun-06

Querétaro I bco. 2 sustitución 4 AT 300 230/115 Jun-06

Querétaro Pot. bco. 4 3 AT 375 400/230 Jul-06

San Juan de los Lagos II bco. 1 4 AT 300 230/115 Jul-06

Santa María bco. 1 4 T 500 400/115 Ago-06

Las Fresas bco. 1 4 T 500 400/115 Ago-06

El Palmar bco. 1 y bco. 2 7 AT 233 230/115 Sep-06

Ascensión II bco. 1 4 AT 133 230/115 Sep-06

Tecnológico bco. 1 4 T 500 400/115 Oct-06

Chuviscar pot. bco. 1 4 AT 400 230/115 Oct-06

Xalapa de Díaz bco. 1 1 T 20 230/13.8 Dic-06

Xochimilco bco. 1 1 T 40 230/13.8 Abr-07

Sánchez Taboada bco. 3 1 T 40 230/13.8 Abr-07

Arroyo del Coyote bco. 3 4 T 500 400/138 May-07

Puerto Altamira bco. 1 4 T 500 400/115 May-07

Llano Grande bco. 1 4 AT 300 230/138 May-07

Xul-Ha Bco. 3 3 AT 100 230/115 May-07

Jerónimo Ortiz bco. 3 3 AT 300 400/230 Jun-07

Jilotepec potencia bco. 1 4 AT 300 230/115 Jul-07

Chilpancingo pot. bco. 1 4 AT 133 230/115 Jul-07

Volcán Gordo bco. 1 3 T 225 400/115 Sep-07

Guadalajara Industrial bco. 1 4 T 300 230/69 Oct-07

Niños Héroes bco. 3 (SF6) 4 T 133 230/69 Oct-07

Guadalajara Industrial 2 T 120 230/23 Oct-07

Guadalajara Ote. bco. 3 1 T 60 230/23 Oct-07

El Potosí bco. 3 4 T 500 400/115 Nov-07

Mesteñas bco. 1 4 AT 133 230/115 Feb-08

Guerreño bco. 1 4 T 500 400/138 May-08

Regiomontano bco. 1 4 T 500 400/115 May-08

Las Glorias bco. 1 4 T 500 400/115 May-08

Tesistán bco. 5 4 T 500 400/69 Ago-08

Mazatlán II bco. 8 4 T 500 400/115 Ago-08

Bacum bco. 1 4 AT 300 230/115 Ago-08

Pedro Moreno bco. 1 4 AT 133 230/115 Ago-08

Guaymas Cereso bco. 1 4 AT 133 230/115 Ago-08

El Habal bco. 2 3 AT 100 230/115 Ago-08

Las Mesetas bco. 1 y 2 7 AT 875 400/230 Sep-08

Las Américas bco. 1 4 AT 500 400/230 Sep-08

La Higuera bco. 2 4 AT 500 400/230 Ene-09

La Higuera bco. 3 3 AT 375 400/230 Ene-09

Niños Héroes bco. 4 4 AT 133 230/69 Feb-09

Guadalajara II bco. 5 3 AT 100 230/69 Feb-09

Cerro de Oro bco. 1 4 T 500 400/115 May-09

Papantla bco. 1 4 T 500 400/115 May-09

Tapeixtles Pot. bco. 3 4 T 500 400/115 May-09

La Malinche bco. 1 4 AT 300 230/115 May-09

Tabasco bcos. 1 y 2 7 AT 875 400/230 Jun-09

Centenario bco. 1 1 T 40 230/13.8 Jun-09

Lázaro Cárdenas potencia Bco. 4 3 AT 375 400/230 Nov-09

Vicente Guerrero II bco. 1 4 AT 133 230/115 Nov-09

Jamapa bcos. 1 y 2 7 AT 875 400/230 Dic-09

Ticul bco. 1 7 AT 875 400/230 Dic-09

La Ventosa bcos. 1, 2, 3, 4, 5 y 6 10 T 2500 400/230/115 Dic-09

Dos Bocas bco. 7 (SF6) 4 AT 300 230/115 Dic-09

Edzna bco. 1 4 AT 300 230/115 Dic-09

Mérida II bco. 1 4 AT 300 230/115 Dic-09

Jardín bco. 1 (SF6) 1 AT 300 230/115 Dic-09

Tepic II bco. 2 sustitución 4 AT 300 230/115 Feb-10

Loma bco. 2 3 AT 225 230/115 Mar-10

Cañada bco. 3 4 T 500 400/115 Abr-10

Carapan II bco. 3 4 T 500 400/115 May-10

Chapultepec bco. 2 1 T 50 230/34.5 Jun-10

Acatlán bco. 5 sustitución 3 AT 100 230/115 Ago-10

T Transformador

AT Autotransformador

Capacidad MVA

Relación de transformación

Fecha de entrada

Subestación

4 - 10

Adiciones a la infraestructura de transformación en 400 kVTotal 26,839 MVA

2,375

1,500

3,875

8,000

1,500 1,750

3,100

7251,245 1,342 1,428

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MVA

Adiciones a la infraestructura de transformación en 230 kVTotal 15,909 MVA

1,087

1,527

433

1,682

575

2,725

2,007

1,009 1,006

1,512

2,348

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MVA

Adiciones a la infraestructura de transformación en 161 - 69 kVTotal 21,132 MVA

2,374

1,6261,472

2,4242,623

1,333

1,624

1,840 1,8771,965 1,974

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MVA

Figura 4.1c

4 - 11

4.4.3 Equipo de compensación

Compensador estático de Cañada. Se ubicó en la zona Aguascalientes y en combinación con la trayectoria de transmisión Saltillo–Primero de Mayo y Cañada incrementará la capacidad de transmisión entre las áreas Noreste y Occidental. Entró en operación en marzo de 2006.

Compensador estático de Nopala. Con capacidad de 90 MVAr inductivos y 300 MVAr capacitivos, aumentará la confi abilidad de suministro de energía del SIN hacia el área Central. Su entrada en operación se estima en noviembre de 2006.

Compensación serie y compensador estático de VAr Donato Guerra. Con capacidad de 450 MVAr inductivos y 450 MVAr capacitivos, acrecentará la capacidad de transmisión del enlace Pitirera–Donato Guerra y atenderá el suministro de energía eléctrica a la zona metropolitana de la ciudad de México. Se tiene programada su entrada en operación en noviembre de 2009.

Compensador estático de El Palmar. Se ubicará en el nivel de 115 kV permitiendo incrementar la capacidad de transmisión del doble circuito de 230 kV que une las zonas La Paz y los Cabos. Se tiene en programa una capacidad de reactivos de 150 MVAr capacitivos con entrada en operación para junio de 2009.

Compensador estático Vallarta potencia. Con una capacidad de 50 MVAr inductivos y 150 MVAr capacitivos. Permitirá incrementar la capacidad de transmisión de los enlaces de 230 kV que unen las zonas de Tepic con Vallarta. Se tiene programado para mayo 2010.

En el nivel 400 kV y 230 kV se tiene en programa la instalación de reactores a nivel nacional de 3,417.38 MVAr para su utilización en los controles suplementarios en su aplicación de disparo y recierre monopolar y control de voltaje.

Para el control de voltaje se tiene en programa la instalación de 1,696 MVAr capacitivos en las subestaciones de subtransmisión en los niveles de tensión de 161 kV a 115 kV.

En el cuadro 4.4 se muestran los principales equipos de compensación reactiva programados para 2006 – 2010. Se incluyen los compensadores estáticos de VAr y la compensación serie capacitiva, los reactores y capacitores en los niveles de 400 kV a 115 kV.

Adiciones a la infraestructura de transformación en 69 - 400 kVTotal 63,881 MVA

5,836

4,652

5,780

12,106

4,698

5,8086,730

3,5744,128

4,8185,750

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MVA

Figura 4.1d

4 - 12

En las figuras 4.1e y 4.1f se muestra la evolución de las capacidades de compensación en MVAr en las tensiones de 400 kV, 230kV y <230 kV.

Equipos de compensación reactiva programados 2006 – 2010

Subestación Equipo Tipo

Jerónimo Ortiz MVAr REACTOR 230 33.32 IND Ene-06

Potrerillos MVAr REACTOR 400 116.62 IND Feb-06

Cañada MVAr (CEV) COMPENSADOR ESTÁTICO VAr 400 90/300 IND/CAP Mar-06

Las Mesas MVAr REACTOR 400 233.31 IND Jul-06

Cerro Blanco MVAr REACTOR 400 99.96 IND Ago-06

Cerro Blanco MVAr REACTOR 400 66.64 IND Ago-06

Champayán MVAr REACTOR 400 123.96 IND Ago-06

Nazas MVAr CAPACITOR 115 42 CAP Sep-06

Güémez MVAr REACTOR 400 116.62 IND Sep-06

Cuauhtémoc II MVAr CAPACITOR 115 30 CAP Oct-06

Nopala COMPENSADOR ESTÁTICO VAr 400 90/300 IND/CAP Nov-06

Arroyo del Coyote MVAr REACTOR 400 82.64 IND May-07

Santa Lucía MVAr REACTOR 230 24 IND May-07

Jerónimo Ortiz MVAr REACTOR 400 100 IND Jun-07

Jerónimo Ortiz MVAr REACTOR 400 75 IND Jun-07

Jilotepec MVAr CAPACITOR 115 30 CAP Jul-07

Juile MVAr REACTOR 400 100 IND Jul-07

Tecali MVAr REACTOR 400 100 IND Jul-07

Cumbres MVAr CAPACITOR 138 18 CAP Ago-07

Ojo de Agua pot. MVAr CAPACITOR 115 30 CAP Dic-07

Veracruz II MVAr CAPACITOR 115 30 CAP Dic-07

Malpaso MVAr REACTOR 400 200 IND Abr-08

Primero de Mayo MVAr REACTOR 400 200 IND Abr-08

Primero de Mayo MVAr REACTOR 400 175 IND Abr-08

Ramos Arizpe MVAr REACTOR 400 175 IND Abr-08

Cañada MVAr REACTOR 400 150 IND Abr-08

Manuel Moreno Torres MVAr REACTOR 400 150 IND Abr-08

Minatitlán II MVAr REACTOR 400 100 IND Abr-08

Nuevo Casas Grandes II MVAr REACTOR 230 21 IND Abr-08

Cetys MVAr CAPACITOR 161 51.5 CAP May-08

Ruiz Cortines MVAr CAPACITOR 161 51.5 CAP May-08

Centro MVAr CAPACITOR 161 41 CAP May-08

Mexicali II MVAr CAPACITOR 161 31 CAP May-08

González Ortega MVAr CAPACITOR 161 10.5 CAP May-08

Mexicali Oriente MVAr CAPACITOR 161 10.5 CAP May-08

Escobedo MVAr CAPACITOR 115 45 CAP May-08

Saltillo MVAr CAPACITOR 115 45 CAP May-08

Las Mesetas MVAr REACTOR 230 49 IND Sep-08

Hermosillo 5 MVAr REACTOR 230 28 IND Nov-08

La Higuera MVAr REACTOR 400 175 IND Ene-09

Mérida II MVAr CAPACITOR 115 30 CAP Jun-09

Nachi-Cocom MVAr CAPACITOR 115 30 CAP Jun-09

Norte MVAr CAPACITOR 115 30 CAP Jun-09

Playa del Carmen MVAr CAPACITOR 115 30 CAP Jun-09

El Palmar MVAr COMPENSADOR ESTÁTICO VAr 115 150 CAP Jun-09

Tabasco MVAr REACTOR 400 100 IND Jun-09

Donato Guerra MVAr ampliación COMPENSACIÓN SERIE 400 535.7 CAP Nov-09

Donato Guerra CEV COMPENSADOR ESTÁTICO VAr 400 450/450 IND/CAP Nov-09

Pie de la Cuesta potencia MVAr REACTOR 230 21 IND Nov-09

La Ventosa CEV COMPENSADOR ESTÁTICO VAr 400 300/300 IND/CAP Dic-09

Escárcega MVAr REACTOR 400 233.31 IND Dic-09

Ticul MVAr REACTOR 400 175 IND Dic-09

Juile MVAr REACTOR 400 75 IND Dic-09

Arroyo del Coyote MVAr CAPACITOR 138 30 CAP Ene-10

Ticul II MVAr REACTOR 230 18 IND Feb-10

Vallarta potencia MVAr (CEV) COMPENSADOR ESTÁTICO VAr 230 50/150 IND/CAP May-10

Tapachula pot. MVAr REACTOR 400 100 IND May-10

San Juan del Río Ote. MVAr CAPACITOR 115 30 CAP Jun-10

Compensación 22.5 MVAr CAPACITOR 115 405.00 CAP

Compensación 15 MVAr CAPACITOR 115 510.00 CAP

Compensación 7.5 MVAr CAPACITOR 115 135.00 CAP

CAP: capacitivo

IND: inductivo

Tensión kVCapacidad

MVArFecha de entrada

Cuadro 4.4

4 - 13

Adiciones a la infraestructura de compensación en 400 kVTotal 14,808 MVAr

Adiciones a la infraestructura de compensación en 230 kVTotal 700 MVAr

Adiciones a la infraestructura de compensación en 161 - 69 kVTotal 4,110 MVAr

Figura 4.1e

1,030

458

1,150

3,694

608 670

1,158

1,776

1,383 1,394 1,487

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MVAR

3324

98

21

218

39

0

18

49

80

120

0

50

100

150

200

250

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MVAR

298

574

906

578 577

288 275

142177 156 138

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MVAR

4 - 14

4.5 Obras e inversiones con financiamiento externo

Por razones de política económica, durante las décadas de los ochenta y noventa el presupuesto destinado al sector eléctrico se redujo en términos reales y por tanto, la inversión en el programa de transmisión de CFE se vio restringida.

Por tal motivo, CFE y las entidades gubernamentales exploraron diversas modalidades de fi nanciamiento para proyectos de generación, transmisión y distribución de electricidad, así como la rehabilitación y modernización de centrales termoeléctricas.

Referente a la transmisión, en una primera etapa los recursos se obtuvieron con líneas de crédito otorgadas por la banca internacional.

Posteriormente, CFE ha utilizado otras variedades de fi nanciamiento tipo PIDIREGAS, entre ellos el OPF y el Construir, Arrendar y Transferir (CAT).

En 1996 se aprobó el primer plan de fi nanciamiento externo para el programa de transmisión. CFE convocó 11 paquetes bajo el esquema fi nanciero CAT, denominados PIDIREGAS serie 200.

En agosto de 1997 se presentaron a la SHCP ocho paquetes de la serie 300 en la modalidad OPF, los cuales fueron autorizados e iniciaron su licitación en 1998.

En agosto de 1998 se enviaron a la SHCP 14 paquetes adicionales con el esquema fi nanciero OPF, denominados PIDIREGAS serie 400, licitados en 2000 y 2001. En junio de 1999 se remitieron a la SHCP para su autorización cinco paquetes PIDIREGAS de la serie 500 correspondientes a la cuarta etapa. Los PIDIREGAS de las series 200, 300, 400 y 500 ya se encuentran en operación.

Con la entrada en operación de las series 200 - 400, se ha reducido el rezago en la construcción de los proyectos de transmisión y a partir de la serie 500, se inicia la atención del crecimiento normal de la demanda en forma gradual de acuerdo a las necesidades del mercado eléctrico.

Asimismo, en mayo de 2000 se remitieron a la SHCP para su aprobación, cinco paquetes PIDIREGAS serie 600 correspondientes a la quinta etapa con un plan de incorporar al SEN 264 km-c de líneas de transmisión 490 MVA de capacidad de transformación y 50 MVAr de capacidad de compensación.

En los cuadros 4.5 a 4.11 se muestran las metas de los proyectos en proceso de construcción y otros por licitar.

Las longitudes de las líneas de transmisión registradas en el POISE se derivan de una estimación preliminar con base en planos geográfi cos. Sin embargo, una vez elaborados los estudios de sitio con más detalle y aún después en la etapa de construcción se presentan desviaciones en las distancias, de tal modo que en los estudios de análisis benefi cio-costo enviados a la SENER se adiciona un fondo contingente de 16% para cubrir posibles desviaciones en monto y metas.

Adiciones a la infraestructura de compensación en 69 - 400 kVTotal 19,618 MVAr

1,3621,056

2,154

4,293

1,402

997

1,434

1,9361,609 1,630 1,745

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MVAR

Figura 4.1f

4 - 15

En 2001 se integraron los paquetes PIDIREGAS de la sexta etapa de la serie 700, en los cuales se empezaron a incluir las redes de transmisión asociadas a centrales eléctricas programadas para entrar en operación de 2005 a 2007, con el fin de

En junio de 2002 se estructuraron los paquetes de obras PIDIREGAS serie 800, en los cuales resaltan por su importancia los proyectos Tamaulipas, Altiplano, Occidente, Bajío y Noine.

Con la entrada en operación de estos paquetes se pretenden incorporar al SEN 1,136 km-c de líneas de transmisión, 6,065 MVA de capacidad de transformación y 736 MVAr de capacidad de compensación. El cuadro 4.7 muestra un resumen de esta serie.

Paquetes con fi nanciamiento externoMetas para la serie 600

Cuadro 4.5

garantizar que la red y la planta lo harán en forma coordinada. Resaltan por su importancia las redes asociadas a las centrales Altamira V, CH El Cajón, Tamazunchale y Carboeléctrica del Pacífico. El cuadro 4.6 presenta las metas de esta serie.


LT 610 Transmisión Noroeste-Norte (Segunda Fase) Abr-08 165 0 21

SE 611 Subtransmisión Baja California-Noroeste (Primera Fase) Abr-07 1 300 18

SE 611 Subtransmisión Baja California-Noroeste (Segunda Fase) Mar-06 0 110 7

LT 612 Subtransmisión Norte-Noreste (Segunda Fase) Jul-06 96 50 3

LT 615 Subtransmisión Peninsular (Tercera Fase) Mar-06 3 30 2

Total 264 490 50

1/ Fecha de entrada en operación

PIDIREGAS FEO 1 km-c MVA MVAr

SLT 701 Occidente-Centro (Primera Fase) Jun-06 29 100 6

SLT 701 Occidente-Centro (Segunda Fase) Nov-06 136 70 4

SLT 701 Occidente-Centro (Tercera Fase) Nov-07 123 50 3

SLT 702 Sureste-Peninsular (Primera Fase) Jun-06 27 50 3

SLT 702 Sureste-Peninsular (Segunda Fase) Nov-06 74 30 2

SLT 702 Sureste-Peninsular (Tercera-Fase) Nov-08 9 60 4

SLT 703 Noreste-Norte Abr-06 108 110 7

SLT 706 Sistemas Norte (Primera Fase) Jun-06 398 1,233 18

SLT 706 Sistemas Norte (Segunda Fase) Ago-07 210 0 0

SLT 706 Sistemas Norte (Tercera Fase) Oct-10 10 280 0

LT Red de Transmisión Asociada a Altamira V Ago-06 509 0 124

LT Red de Transmisión asociada a la CH EL Cajón Ago-06 264 0 167

LT Red Asociada de la Central Tamazunchale Jul-06 397 375 233

LT Red de Transmisión Asociada a Carboeléctrica del Pacífico Nov-09 282 375 21

SE Norte Jun-06 0 120 8

LT Lineas Centro Mar-06 17 40 2

Total 2,592 2,893 602



Cuadro 4.6

4 - 16

En el cuadro 4.8 se informa sobre los proyectos PIDIREGAS de la serie 900 integrada por nueve paquetes que se autorizaron en el Presupuesto de Egresos de la Federación para el ejercicio fi scal de 2004. En esta serie se incluye la red de transmisión

En junio de 2004 se enviaron a la SHCP, a través de la SENER, los paquetes PIDIREGAS de la serie 1000 que se muestran en el cuadro 4.9.

En esta serie se incluyen las redes asociadas a las centrales eléctricas CC Norte, ubicada en la zona Chihuahua, TG San Lorenzo en la zona Puebla y CC Baja California (Mexicali II) en San Luis Río Colorado. Se consideran tambien los proyectos de compensación inductiva que se intalarán en el sureste del país a través del paquete compensación y transmisión Noreste-Sureste. Asimismo, la compensación dinámica en la subestación Nopala a través del paquete compensación dinámicas area Central.

Con la incorporación de las obras de los paquetes de la serie 1000 se reforzará el SEN con 417 km-c de kilómetros de líneas de transmisión, 1,413 MVA de capacidad de transformación y 1,553 MVAr de compensación.

SLT 801 Altiplano (Primera Fase) Ago-06 142 1,000 0

SLT 801 Altiplano (Segunda Fase) Sep-07 38 225 0

SLT 802 Tamaulipas May-07 86 1,300 83

SLT 803 Noine (Primera Fase) Oct-06 79 900 30

SLT 803 Noine (Segunda Fase) Nov-09 17 133 0

SLT 803 Noine (Tercera Fase) Ago-12 35 0 0

SE 804 Baja-Sonora (Primera Fase) Abr-10 0 40 47

SE 804 Baja-Sonora (Segunda Fase) Abr-12 0 50 3

SLT 805 El Occidente (Primera Fase) Oct-07 46 613 11

SLT 805 El Occidente (Segunda Fase) Jun-10 0 500 0

SLT 805 El Occidente (Tercera Fase) Jun-12 9 133 0

SLT 806 Bajío (Primera Fase) Mar-06 0 0 390

SLT 806 Bajío (Segunda Fase) Jul-06 330 300 117

SLT 806 Bajío (Tercera Fase) Abr-10 73 500 0

LT 807 LT Durango I Ene-06 217 0 33

SE 811 Noroeste May-06 8 120 7

SE 812 Golfo Norte Jul-06 2 60 4

SE 813 División Bajío (Primera Fase) Jun-06 2 80 5

SE 813 Diivisión Bajío (Segunda Fase) Sep-07 36 90 5

OPF SE 814 División Jalisco Dic-10 16 20 1

Total 1,136 6,065 736




Cuadro 4.7

asociada a la central eoloeléctrica la Venta II. Con la entrada en operación de los paquetes de la serie 900 se incorporarán al SEN 830 km-c de líneas de transmisión, 2000 MVA de capacidad de transformación y 455 MVAr de compensación.


Cuadro 4.8

SLT 901 Pacífico Nov-07 110 500 SLT 901 Pacífico (Segunda Fase) Ago-10 210 400 SLT 902 Istmo Jul-07 211 533 54 SLT 903 Cabo-Norte Sep-06 166 397 189 Red de transmisión asociada a la Venta II Sep-06 18 911 Noreste Dic-07 20 50 11 912 División Oriente Dic-07 4 20 174 914 División Centro Sur Dic-07 90 50 26 915 Occidental Oct-07 1 50 3 Total 830 2,000 455


MVAr PIDIREGAS km-c MVA FEO 1

4 - 17

En junio de 2005 se enviaron a la SHCP a través de la SENER, los paquetes PIDIREGAS de la serie 1100 que se muestran en el cuadro 4.10. Resaltan las redes de transmisión asociadas a los proyectos de generación de Valle de México repotenciación unidades 2 y 3, Baja California II, La Venta III y CC Agua Prieta II.

Finalmente, en junio de 2006 se integraron los paquetes PIDIREGAS de la serie 1200 que se muestran en el cuadro 4.11, en los cuales destacan por su importancia las redes de transmisión asociadas a las centrales generadoras de CT Baja California III, CI Guerrero Negro III, Humeros III y la eoloeléctrica Oaxaca I. Asimismo se ha incorporado la red de transmisión de temporada abierta de proyectos eolicos en la

Adicionalmente se han programado proyectos detransmisión y transformación para la atención del mercado eléctrico del área Oriental con los paquetes Transmisión y Transformación del Oriental y Transmisión y Transformación del Sureste. Asimismo resalta por su importancia el denominado Transformación del Noreste en el área Noreste.

región del Istmo de Tehuantepec.

Por su importancia cabe mencionar también la incorporación de los proyectos de conversión de tensión de 230 kV a 400 kV para el suministro de energía confiable a las áreas Peninsular y Noroeste.


Cuadro 4.9


Cuadro 4.10

SLT 1001 Red de transmisión Baja-Nogales Jun-07 101 60 0

SLT 1002 Compensación y transmisión Noreste-Sureste (Primera-Fase) Abr-08 0 0 1,150

SLT 1002 Compensación y transmisión Noreste-Sureste (Segunda Fase) Ene-09 84 0 0

SE 1003 Subestaciones eléctricas de Occidente (Primera Fase) Ago-08 58 1,133 0

SE 1004 Compensación dinámica área Central Nov-06 0 0 390

SE 1005 Noroeste Jun-08 58 150 9

SE 1006 Central-Sur Feb-09 23 70 4

1010 Red de transmisión asociada a la CC Norte Oct-08 85 0 0

1011 Red asociada a la conversión a CC de la TG San Lorenzo Mar-08 0 0 0

1012 Red de Transmisión asociada a la CC Baja California (Mexicali) Sep-07 8 0 0

Total 417 1,413 1,553



LT Red de transmisión asociada a Baja California II Oct-08 67 0 0

LT Red de transmisión asociada a Valle de México U-2 Oct-08 44 0 0

LT Red de transmisión asociada a Valle de México U-3 Ene-11 0 0 0

LT Red de transmisión asociada a la CE La Venta III Mar-08 18 0 0

LT Red de transmisión asociada a la CC Agua Prieta II Sep-08 184 1,375 49

SE 1110 Compensación capacitiva del Norte (Primera Fase) May-08 0 0 424

SE 1110 Compensación capacitiva del Norte (Segunda Fase) May-11 0 0 135

SLT 1111 Transmisión y transformación del Central-Occidental (Primera Fase) Dic-08 149 0 0

SLT 1111 Transmisión y transformación del Central-Occidental (Segunda Fase) Jun-11 49 300 15

SLT 1112 Transmisión y transformación del Noroeste Nov-08 257 400 28

SE 1113 Compensación dinámica Donato - Laguna Verde Nov-09 0 500 1,436

SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental May-09 450 1,300 0

SE 1115 Compensación del Peninsular Feb-10 0 0 86

SE 1116 Transformación del Noreste May-08 358 1,500 0

SLT 1117 Transformación de Guaymas Ago-08 7 133 0

SLT 1118 Transmisión y transformación del Norte Feb-08 188 133 0

SLT 1119 Transmisión y transformación del Sureste Jun-09 130 875 100

SE 1120 Noroeste (Primera Fase) Dic-08 26 159 9

SE 1120 Noroeste (Segunda Fase) Dic-09 75 140 8

SE 1121 Baja California Dic-10 0 60 4

SE 1122 Golfo Norte Dic-09 106 210 13

SE 1123 Norte Abr-09 9 60 4

SE 1124 Bajío Centro Ene-09 106 60 4

SE 1125 Distribución (Primera Fase) Dic-07 68 59 3

SE 1125 Distribución (Segunda Fase) Dic-08 328 40 2

SE 1126 Centro Oriente Dic-08 146 150 198

SE 1127 Sureste Dic-09 6 50 3

SE 1128 Centro Sur Dic-09 45 260 14

SE 1129 Compensación redes (Primera Fase) Dic-07 0 0 98

SE 1129 Compensación redes (Segunda Fase) Dic-07 0 40 112

Total 2,816 7,805 2,744



4 - 18

4.5.1 Obras de subtransmisión con fi nanciamiento externo

Con la fi nalidad de construir obras prioritarias que permitan atender el crecimiento normal de la demanda en el nivel de media tensión y recuperar a su vez parte del rezago en inversiones, la Subdirección de Distribución ha estructurado paquetes PIDIREGAS integrados por los proyectos que presentaron los mejores indicadores de rentabilidad en su evaluación fi nanciera. Se muestran a continuación los autorizados por la SHCP:

LT Líneas Centro. Incluye dos subestaciones de 20 MVA de capacidad cada una que se ubicarán en las zonas Aguascalientes y Querétaro respectivamente. Asimismo, considera tres líneas de transmisión en 115 kV para reforzar la red de la zona Querétaro. Entró en operación en marzo 2006.

SE 811 Noroeste. Incluye cuatro subestaciones que aportarán al sistema eléctrico 120 MVA de capacidad de transformación en los niveles de 115/13.8 kV y 115/34.5 kV. Se ubicarán en las zonas Culiacán, Los Mochis y Guasave. Incluye red de transmisión asociada para conectarse al sistema. Entró en operación en mayo 2006. SE 812 Golfo Norte. Considera dos subestaciones con 30 MVA de capacidad de transformación cada una y sus respectivos enlaces al sistema. Se ubicarán en las zonas Nuevo Laredo y Saltillo. Se concluyó en julio de 2006.

SE 813 División Bajío. Aportará al sistema eléctrico 170 MVA de transformación y 40 km de líneas de transmisión. Se instalará en las zonas Aguascalientes,

Celaya, Irapuato, León, Salamanca y San Luis de la Paz. La entrada en operación de su primera fase fue en junio de 2006 y la segunda será para septiembre de 2007.

SE 814 División Jalisco. Incluye una subestación de 20 MVA de capacidad y relación de tensión de 115/23 kV con 16 kilómetros de línea de transmisión en el nivel de 115 kV. Se tiene en programa su entrada en operación para diciembre de 2010.

911 Noreste. Incluye dos subestaciones que aportarán 50 MVA de capacidad de transformación al sistema eléctrico y se ubicarán en las zonas Camargo y Monterrey. Se concluirá en diciembre de 2007.

912 División Oriente. Aportará 174 MVAr de potencia reactiva para mejorar la calidad del servicio en las zonas Orizaba, Papaloapan y Veracruz. Adicionalmente considera una subestación de 20 MVA de capacidad por instalarse en la de Teziutlán. Se estima su entrada en operación para diciembre de 2007.

914 División Centro Sur. Consiste en dos subestaciones para un total de 50 MVA de capacidad de transformación por instalarse en las zonas Morelos y Tapachula. Asimismo 90 kilómetros de líneas de transmisión en la zona San Cristóbal. Su entrada en operación está programada para diciembre de 2007

915 Occidental. Incluye dos subestaciones que incrementarán la capacidad con 50 MVA de transformación. Se instalarán en las zonas Aguascalientes y Querétaro. Se concluirá en octubre de 2007.

SE 1005 Noroeste. Considera cinco subestaciones con una capacidad total de 150 MVA de


SLT 1201 Transmisión y transformación de Baja California Jun-09 36 130 157

SE 1202 Suministro de energía a la zona Manzanillo May-09 87 500 0

SLT 1203 Transmisión y transformación Oriental - Sureste Dic-09 313 1,270 24

SLT 1204 Conversión a 400 kV del área Peninsular Dic-09 255 1,475 408

SE 1205 Compensación Oriental - Peninsular Jun-09 0 0 218SE 1206 Conversión a 400 kV de la Línea de Transmisión Mazatlán II - La Higuera Ene-09 0 875 175

SE 1210 Noroeste - Norte (Primera Fase) Jun-10 157 203 11

SE 1210 Noroeste - Norte (Segunda Fase) Abr-10 198 390 31

SE 1211 Noroeste - Central (Primera Fase) Abr-09 136 50 4

SE 1211 Noreste - Central (Segunda Fase) Dic-09 55 90 5

SE 1211 Noreste - Central (Tercera Fase) Dic-09 34 90 4

SE 1212 Sur - Peninsular (Primera Fase) Abr-10 17 110 7

SE 1212 Sur - Peninsular (Segunda Fase) Jun-10 7 110 7

SE 1212 Sur - Peninsular (Tercera Fase) Dic-10 70 50 63

SE 1212 Sur - Peninsular (Cuarta Fase) Dic-10 53 138 8LT Red de Transmisión asociada al proyecto de temporada abierta y a los proyectos eólicas

Oaxaca II, III y IV Dic-09 589 2,500 675

LT Red de transmisión asociada a la CC Baja California III Oct-09 44 0 0

LT Red de transmisión asociada a la CI Guerrero Negro III Oct-08 25 14 2

LT Red de transmisión asociada a los Humeros II Oct-09 8

LT Red de transmisión asociada a la CE Oaxaca I Mar-09 24

LT Red de transmisión asociada a la CC Norte II Oct-09 36

Total 2,143 7,994 1,798



Cuadro 4.11

4 - 19

transformación en el nivel 115 kV. Se instalarán en las zonas Culiacán, Hermosillo, Los Mochis, Nogales y Obregón. Se estima su entrada en operación para junio de 2008.

SE 1006 Central-Sur. Incluye tres subestaciones para un total de 70 MVA de transformación en las tensiones de 115/13.8 kV. Se instalarán en las zonas Acapulco, Playa del Carmen y Valle de Bravo. Su entrada en operación está programada para febrero de 2009.

SE 1120 Noroeste. Los principales proyectos de este paquete consisten en dos subestaciones con capacidad de 40 MVA cada una. Adicionalmente considera 12 proyectos de subestaciones de 115/34.5-13.8 kV que incrementarán la capacidad de transformación en las zonas Hermosillo, Navojoa, Los Mochis, Guasave y Culiacán, todas de la División Noroeste que incorporarán al SEN un total de 299 MVA de capacidad de transformación. Se estima su entrada en operación para diciembre de 2010.

SE 1121 Baja California. El paquete consiste en ampliaciones de dos subestaciones con capacidad de 30 MVA cada una. Se incluyen dos bancos de tensión 115/13.8 kV que incrementarán la capacidad de transformación de la zona Tijuana de la División Baja California. Se concluirá para diciembre de 2010.

SE 1122 Golfo Norte. Los principales aportes de este paquete son la línea Saltillo-Álamo-Agua Nueva con 40 km de longitud, además de siete proyectos de subestaciones de 115/34.5-13.8 kV y dos proyectos de líneas de transmisión en 115 kV que incrementarán la capacidad de transformación y transmisión de las zonas Reynosa, Monterrey, Piedras Negras y Saltillo pertenecientes a la División Golfo Norte. Su entrada en operación es diciembre de 2009.

SE 1123 Norte. Considera dos proyectos de subestaciones con transformación de 115/13.8 kV de 30 MVA cada uno, que se instalarán en la zonas Juárez y Torreón de la División Norte. Se concluirán en abril de 2009.

SE 1124 Bajío Centro. Este paquete incluye las recalibraciones de los anillos de la red de subtransmisión en 115 kV de la ciudades de Aguascalientes e Irapuato y dos subestaciones de 115/13.8 kV de 30 MVA cada una. Con esto se incrementará la capacidad de transmisión y transformación de las zonas Aguascalientes, Irapuato, Celaya, Ixmiquilpan y Tampico, pertenecientes a las Divisiones Bajío y Golfo Centro respectivamente. Se estima su entrada en operación en enero de 2009.

SE 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 pertenecientes a las Divisiones Bajío y Golfo Centro. Se concluirá en diciembre de 2007 la primera fase y para diciembre de 2008 la segunda.

SE 1126 Centro Oriente. Uno de los principales proyectos de este paquete es la compensación capacitiva en media tensión de la zona Puebla con el propósito de corregir el factor de potencia a 0.95, disminuir pérdidas eléctricas y mejorar la regulación de voltaje en media tensión. Asimismo incorpora cinco proyectos de transformación con 150 MVA y un proyecto de línea de transmisión en 115 kV en las zonas Puebla, Tlaxcala, Tecamachalco, Matamoros, San Martín y Tehuacán pertenecientes a la División Centro Oriente. Su entrada en operación está programada para diciembre de 2008.

SE 1127 Sureste. Considera dos subestaciones de 115/13.8 kV con 50 MVA, de los cuales 30 MVA serán en hexafl ouro de azufre (SF6). Se instalarán en las zonas Oaxaca y Villahermosa de la División Sureste. Se estima su entrada en operación en diciembre de 2009.

SE 1128 Centro Sur. Incluyen proyectos de subestaciones de 115/23-13.8 kV que aportarán 260 MVA de capacidad de transformación en las zonas Iguala, Acapulco, Zihuatanejo, Toluca y Valle de Bravo de la División Centro Sur. Se concluirá en diciembre de 2009.

SE 1129 Compensación Media Tensión Redes. Aportará 209 MVAr de compensación capacitiva al sistema de media tensión, con el propósito de corregir el factor de potencia a 0.95, disminuir pérdidas y mejorar la regulación de voltaje de las Divisiones de Distribución Baja California, Noroeste, Norte, Golfo Centro, Bajío y Sureste. Su entrada en operación está programada para diciembre de 2007.

En junio de 2006 se envió a la SHCP por conducto de la SENER una relación de tres paquetes PIDIREGAS para su autorización e inclusión en el PEF para el ejercicio fi scal 2007. La relación y su descripción resumida son los siguientes:

SE 1210 Noroeste-Norte. Se tiene en programa para junio de 2009 y junio de 2010 incorporar al SEN 593 MVA de capacidad de transformación con relación de 115/34.5 kV y 115/13.8 kV y 198 kilómetros de líneas de transmisión. Los proyectos permitirán atender los crecimientos del mercado eléctrico de las zonas Hermosillo, Navojoa, Los Mochis, Mazatlán del área Noroeste y las zonas Torreón, Moctezuma, Casas Grandes, Chihuahua, Parral, Camargo, Ciudad Juárez y Cuauhtémoc del área Norte.

SE 1211 Noreste-Central. Incorporará al SEN 230 MVA de capacidad de transformación con bancos de relación de tensión de 115/13.8 kV y

4 - 20

225 kilómetros de líneas de transmisión. Se estima su entrada en operación para abril de 2008 en la primera fase, junio de 2009 la segunda y diciembre de 2009 la tercera.

SE 1212 Sur-Peninsular. Se tiene registrado en programa incorporar al SEN 408 MVA de capacidad de transformación en los niveles de 115/13.8 kV, 115/23 kV y 115/34.5 kV y 147 kilómetros de líneas de transmisión en las zonas de Atlacomulco, Morelos, Puebla, Tlaxcala, Playa del Carmen, Teziutlán, Jalapa, Orizaba, Tuxtla Gutiérrez, Oaxaca, Villahermosa, Huatulco y Chontalpa.

4.6 Capacidad de transmisión entre regiones

El programa de obras de transmisión y transformación 2006 – 2016 está compuesto de aproximadamente 3,400 proyectos, los cuales se clasifi can en líneas de transmisión, subestaciones y elementos de compensación en los niveles de tensión de 69 kV a 400 kV.

La red eléctrica principal de transmisión se ha desarrollado tomando en cuenta la magnitud y dispersión geográfi ca 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 maneragradual en la medida en que los proyectos se han justifi cado técnica y económicamente.

En general, la capacidad de transmisión de los enlaces entre las regiones del sistema depende de manera importante del punto de operación de la demanda y de la capacidad de generación disponible. En términos generales, la potencia máxima que se puede transmitir por un enlace depende de los siguientes factores:

• Límite térmico de los conductores• Límite aceptable de voltaje en los extremos del enlace• Margen de seguridad que permita preservar la integridad y estabilidad del sistema ante la desconexión imprevista de una unidad generadora o de una línea de transmisión

En el caso de la red eléctrica principal nacional, los factores segundo y tercero son los que con mayor frecuencia restringen la potencia máxima de transmisión de los enlaces.

El sistema está desagregado en 50 regiones: 42 para el SIN que incluye al área de control Noroeste y 8 para el sistema Baja California.

En la fi gura 4.2 se muestra la capacidad de transmisión entre regiones para 2010, considerando los proyectos que entrarán en operación en el

periodo 2006 – 2010.

4 - 21

En los cuadros 4.12 a 4.23 se señalan los proyectos que harán posible el incremento de capacidad en los enlaces internos y de interconexión entre áreas para el periodo 2006 - 2010.

Capacidad de transmisión entre regiones (MW)2010

Figura 4.2

Enlaces internos del área Baja California Norte

Cuadro 4.12


3) Obregón

4) Los Mochis

5) Culiacán

6) Mazatlán

7) Juárez

8) Moctezuma

9) Chihuahua

10) Durango

11) Laguna

12) Río Escondido

13) Nuevo Laredo

14) Reynosa

15) Matamoros

16) Monterrey

17) Saltillo

18) Valles

19) Huasteca

20) Tamazunchale

21) Tepic

22) Guadalajara

23) Aguascalientes


25) Salamanca

26) Manzanillo

27) Carapan


29) Querétaro

30) Central

31) Poza Rica

32) Veracruz

33) Puebla

34) Acapulco

Regiones

35) Temascal

36) Coatzacoalcos

37) Tabasco

38) Grijalva

39) Lerma

40) Mérida

41) Cancún

43) WECC(EUA)

44) Tijuana

45) Ensenada

46) Mexicali


42) Chetumal


49) La Paz

50) Los Cabos

90

1 2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14 15

16

17

18

19

24

21

22

23

20

25

26 27

28

29 31

32

33

3435

36 37

38

39

4041

42

43

44

45

4647

48

49

50280

800

220520

370

450

400

400

650

600

500

250

300

300

300

200

350

900

2050

330

60

2100

1300

1000

1700

480

450

750

550

1800

950 1600

3110

1340

950

780

600

190

30

360

450

10001200

11501300

1500 900

1200

1500

1500

3500 1300

700

200

2100

270

2560

310600

1500 450

1064

2150

1960

1250


3) Obregón

4) Los Mochis

5) Culiacán

6) Mazatlán

7) Juárez

8) Moctezuma

9) Chihuahua

10) Durango

11) Laguna

12) Río Escondido

13) Nuevo Laredo

14) Reynosa

15) Matamoros

16) Monterrey

17) Saltillo

18) Valles

19) Huasteca

20) Tamazunchale

21) Tepic

22) Guadalajara

23) Aguascalientes


25) Salamanca

26) Manzanillo

27) Carapan


29) Querétaro

30) Central

31) Poza Rica

32) Veracruz

33) Puebla

34) Acapulco

Regiones

35) Temascal

36) Coatzacoalcos

37) Tabasco

38) Grijalva

39) Lerma

40) Mérida

41) Cancún

43) WECC(EUA)

44) Tijuana

45) Ensenada

46) Mexicali


42) Chetumal


49) La Paz

50) Los Cabos

90

1 2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14 15

16

17

18

19

24

21

22

23

20

25

26 27

28

29 31

32

33

3435

36 37

38

39

4041

42

43

44

45

4647

48

49

50280

800

220520

370

450

400

400

650

600

500

250

300

300

300

200

350

900

2050

330

60

2100

1300

1000

1700

480

450

750

550

1800

950 1600

3110

1340

950

780

600

190

30

360

450

10001200

11501300

1500 900

1200

1500

1500

3500 1300

700

200

2100

270

2560

310600

1500 450

1064

2150

1960

1250

Enlace Proyecto Descripción

44-45 Ciprés MVAr Compensación capacitiva de 15 MVAr en el nivel de 115 kV enla subestación Ciprés en mayo de 2008.

46-47 LT Parque Industrial San Luis entronque Cerro Prieto I-Hidalgo

Red asociada a la transformación de 225 MVA, 230/161 kV dela zona San Luis Río Colorado para anillarla a través de dosniveles de tensión, 230 kV y 161 kV, en junio de 2007.

Red asociada a Baja California II (Sitio Ejido San Luis)

Incremento de enlaces entre las zonas Mexicali y San Luis RíoColorado en 230 kV y generación local en la zona San Luis, enabril de 2009.

4 - 22

Enlaces internos del área Baja California Sur

Cuadro 4.13

Enlaces internos del área Noroeste

Cuadro 4.14

Enlaces de interconexión del área Noroeste

Cuadro 4.15

Enlaces de interconexión Noroeste-Norte

Cuadro 4.16


48-49 Las Pilas (Subestación de Transferencia)

Incrementar el límite de transmisión entre las zonas VillaConstitución y la Paz con la entrada en operación de unasubestación intermedia de switcheo para junio de 2007.

49-50 LT Olas Altas-El Palmar Cambio de tensión de 115 kV a 230 kV con la entrada enoperación en septiembre de 2006 de la subestación El Palmaren la zona Los Cabos.

CEV El Palmar Compensador estático de VAr de 150 MVAr en la subestación ElPalmar en el nivel de 115 kV para junio de 2009.


1-2 LT Las Mesetas-Hermosillo V en 400 kV y operación inicial en 230 kV

Incrementará la capacidad de transmisión entre las regionesHermosillo y Nacozari con el enlace de doble circuito y tendidodel primero y así transmitir la potencia generada por la CCCAgua Prieta II. Proporcionar flexibilidad operativa debido a losintercambios de energía entre las áreas Noroeste y Norte. Elproyecto está programado para entrar en operación ennoviembre de 2008.

5-6 LT Mazatlán-La Higuera Aumentará la capacidad de transmisión entre las zonasMazatlán y Culiacán con el cambio de tensión de operación de230 kV a 400 kV. Su entrada en operación está programadapara enero de 2009.


6-21 LT Mazatlán-La Higuera Aumentará la capacidad de transmisión del área Noroeste conla Occidental entre los enlaces Mazatlán II-Tepic con el cambiode tensión de operación de 230 kV a 400 kV entre las regionesMazatlán y Culiacán.

2-8 LT Moctezuma-Nuevo Casas Grandes II Permitirá incrementar la capacidad de transmisión entre lasáreas Noroeste y Norte con el enlace Nacozari-Casas GrandesII. Entrará en operación el tendido del segundo circuito de400 kV operado en 230 kV de la línea Moctezuma-Nuevo CasasGrandes II para abril de 2007.


6-1010-11

Conversión de tensión de 230 kV a 400 kV

Se tiene en programa para 2007 convertir la operación de230 kV a 400 kV del enlace Mazatlán II-Jerónimo Ortiz-TorreónSur para incrementar el margen de estabilidad en particulardel área Noroeste.

4 - 23

Enlaces de interconexión Noreste-Occidental

Cuadro 4.17

Enlaces internos del área Occidental

Cuadro 4.18

Enlaces de interconexión Occidental-Central

Cuadro 4.19


17-23 Cañada MVAr (CEV) Se incrementa la capacidad del enlace Saltillo-Primero deMayo-Cañada con la entrada en operación del compensadorestático de VAr (CEV) en la subestación Cañada para marzo de2006.

19-20 20-29

LT Puerto Altamira-Champayán- Anáhuac potencia y Champayán- Las Mesas-Querétaro maniobras

Enlace en 400 kV que permitirá incrementar la capacidad delos enlaces para transmitir la generación de las centrales CCAltamira V y Tamazunchale hacia la región Bajío del áreaOccidental.


21-22 LT Cerro Blanco-Tesistán Incremento en la capacidad de transmisión con la entrada enoperación de la red asociada a la PH El Cajón con un circuito de400 kV para agosto de 2006.

23-25 LT Potrerillos-Aguascalientes potencia Transmitirá los excedentes de generación del área Noreste a laregión Bajío del área Occidental en particular en el periodo deinvierno en el nivel de tensión de 400 kV.

Enlaces de interconexión Occidental-Oriental

Cuadro 4.20

Enlaces de interconexión Central-Oriental

Cuadro 4.21


30-31 Compensador estático de VAr en las subestaciones Nopala y La Paz

Apoyo en el soporte de voltaje de zona metropolitana de la Cd.de México que permite incrementar la capacidad detransmisión de los enlaces que inciden en el área.


29-30 LT Dañú-Jilotepec Transmitirá la generación de las centrales El Sauz y Zimapan ylos excedentes de generación de la Central Tamazunchalehacia el área Central en el nivel 230 kV.

28-30 Donato Guerra CEV y Compensación Serie

Instalación en la subestación Donato Guerra de un CEV y larepotenciación de los capacitores serie actuales en 2009, comored asociada a la Central Carboeléctrica del Pacífico.


28-34 LT Lázaro Cárdenas potencia-Ixtapa potencia-Pie de la Cuesta

Red aislada en 400 kV que permitirá transmitir la energía de lacentral Carboeléctrica del Pacífico con operación inicial en230 kV.

4 - 24

Enlaces de interconexión Oriental-Peninsular

Cuadro 4.22

Enlaces internos del área Peninsular

Cuadro 4.23


38-3737-3939-40

LT Malpaso-Escárcega Incremento en la capacidad de transmisión y la confiabilidadde la zona Villahermosa y el área Peninsular al cambiar laoperación de 230 kV a 400 kV con un doble circuito.


40-41 Capacitores en zona Cancún y Playadel Carmen

Soporte de voltaje en las zonas Cancún y Playa del Carmen conla entrada en operación de un bloque de capacitores de 82.5MVAr en el nivel de 115 kV para junio de 2009.

40-42 SE Xul-Ha Banco 2 100 MVA de capacidad 230/115 kV

Con la entrada en operación del segundo banco detransformación se incrementa la capacidad de transmisión, yaque ante la contingencia de la línea de 115 kV, es posiblesatisfacer la carga de la zona por conducto de la subestaciónXul-Ha. Esta se halla programada en la red de 230 kV, bajo elcriterio de confiabilidad n-1.

4 - 25

4.7 Descripción de las redes de transmisión asociadas a centrales

4.7.1 Red de transmisión asociada a la central de TG Baja California II

Esta planta está compuesta por seis turbinas de gas con un total de 223 MW de capacidad de generación y entrada en operación para abril de 2009.

El proyecto se ubicará al oriente de la ciudad de San Luis Río Colorado en el estado de Sonora, en

los límites con el estado de Baja California y EUA, en el sitio denominado Ejido San Luis. El propósito de la central es atender localmente las necesidades de energía eléctrica de la zona Ruiz Cortines.

Se conectará al sistema eléctrico de Baja California Norte con líneas de transmisión en el nivel de 230 kV a través de un doble circuito hacia la subestación Parque Industrial San Luis y un tendido del segundo de la línea hacia la subestación Cerro Prieto II, a fi n de incorporar al sistema eléctrico 94.5 km-c. La fi gura 4.3 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central de TG Baja California II

Mexicali II

Ruiz Cortines

Hidalgo

Parque Industrial San Luis

TG Baja California II Sitio Ejido San Luis 223 MW

Chapultepec

CG Cerro Prieto II 2X110 MW

CG Cerro Prieto I 4X37.5 MW 1X30 MW

Figura 4.3

4 - 26


El proyecto de generación consiste en la repotenciación de la unidad 2 de vapor de la central Valle de México, empleando dos turbinas de gas de la serie G, y así incorporar al SEN 380 MW de capacidad adicional. Entrará en operación en mayo de 2009. La central eléctrica se ubica en el municipio de Acolman al noreste del estado de México.

La fi gura 4.4 muestra el detalle de esta red.

La planta se conectará a una nueva subestación de tipo encapsulada en SF6 de 400 kV. De acuerdo al tipo de subestación y ubicación estratégica en el sistema eléctrico nacional, se equipará también con alimentadores en 400 kV para recibir el proyecto de generación Valle de México repotenciación U1.

Las principales obras de transmisión son:

Red de transmisión asociada a la repotenciación de Valle de México U2

Figura 4.4

V. de Mex.Victoria

Tizayuca

C. Gordo

Madero

Azteca

Texcoco

Teotihuacan

Ecatepec

3X330MVA 400/230 kV4X100MVA 230/85 kV

1X300 MW

3X60MVA 230/23 kV

3X330MVA 400/230 kV

3X150 MW 3J - 91 MW3X83 MW

3X330 MVA400/230 kV

Texcoco Norte

Cartagena

Chiconautla

Tecamac

Lago3X330 MVA400/230 kV

Sosa

Repot. U2380 MW

A la Manga

V. de Mex.Victoria

Tizayuca

C. Gordo

Madero

Azteca

Texcoco

Teotihuacan

Ecatepec

3X330MVA 400/230 kV4X100MVA 230/85 kV

1X300 MW

3X60MVA 230/23 kV

3X330MVA 400/230 kV

3X150 MW 3J - 91 MW3X83 MW

3X330 MVA400/230 kV

Texcoco Norte

Cartagena

Chiconautla

Tecamac


Sosa

Repot. U2380 MW

A la Manga

Obras con cargo a CFE Obras con cargo a LyFCLT Victoria-Valle de México en 400 kV, 2 circuitos, 22 km, 1113 ACSR, 2 conductores/fase.

LT Valle de México entq. Teotihuacán–Lago en 400 kV, 2 circuitos, 1.0 km 1113 ACSR, 2 conductores/fase.

4 - 27


La central de generación consiste en la repotenciación de la unidad 3 de la planta mencionada, empleando dos turbinas de gas de la serie G, a fi n de incorporar al SEN 380 MW de capacidad adicional. Entrará en operación en abril de 2011. Se instalará en la subestación Valle de México en 230 kV, propiedad de CFE.

La fi gura 4.5 muestra el detalle de esta red.

Para optimizar el uso del suelo y dar cabida a las nuevas unidades de generación es necesario que la actual subestación de 230 kV se convierta a tipo encapsulada en SF6. Se encuentra dentro del polígono del área de infl uencia de LyFC, sin embargo es de propiedad compartida entre CFE y LyFC. Con la conversión se pretende adicionalmente delimitar las áreas de infl uencia de las dos empresas.

Las principales obras de transmisión asociadas a esta red son:

Obras con cargo a CFE Obras con cargo a LyFC9 alimentadores en 230 kV 17 alimentadores en 230 kV

Red de transmisión asociada a la repotenciación de Valle de México U3

Figura 4.5

V. de Mex.

Victoria

Tizayuca

C. Gordo

Madero

Azteca

Texcoco

Teotihuacan

Ecatepec

3X330MVA 400/230 kV4X100MVA 230/85 kV

1X300 MW

3X60MVA 230/23 kV

3X330MVA 400/230 kV

3X150 MW 3J - 91 MW3X83 MW

3X330 MVA400/230 kV

Texcoco Norte

Cartagena

Chiconautla

Tecamac


Sosa

Repot. U3380 MW

REP U2:380 MW

A la Manga

V. de Mex.

Victoria

Tizayuca

C. Gordo

Madero

Azteca

Texcoco

Teotihuacan

Ecatepec

3X330MVA 400/230 kV4X100MVA 230/85 kV

1X300 MW

3X60MVA 230/23 kV

3X330MVA 400/230 kV

3X150 MW 3J - 91 MW3X83 MW

3X330 MVA400/230 kV

Texcoco Norte

Cartagena

Chiconautla

Tecamac


Sosa

Repot. U3380 MW

REP U2:380 MW

A la Manga

4 - 28

4.7.4 Red de transmisión asociada a la central de CC Agua Prieta II

Esta planta con 642 MW de capacidad de generación entrará en operación en marzo de 2009. Se ubicará en el predio denominado Las Américas, en la zona Cananea-Nacozari, Sonora y se interconectará a la red eléctrica del área de control Noroeste. Su ubicación permitirá intercambio de fl ujo de potencia en ambos sentidos entre las áreas Noroeste y Norte para diferentes puntos de operación, y así incrementar

la confi abilidad en el suministro y la fl exibilidad en la operación del Sistema Eléctrico Nacional. Las principales obras asociadas a esta red son:

Una línea de transmisión de doble circuito en 230 kV entre las subestaciones Las Américas-El Fresnal, otro doble en 400 kV de Las Américas al PI El Fresnal, una línea de transmisión de doble circuito en 230 kV entre las subestaciones El Fresnal–Cananea. La fi gura 4.6 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central de CC Agua Prieta II

Figura 4.6

Seis de Abril Caborca

CT. Puerto Libertad Santa Ana

Hermosillo V

Nacozari

4X158 MW

Cananea

1X84 MW1X158 MW

Hermosillo IVCH. Novillo

3X45 MW

Hermosillo III

CT. Guaymas II

Industrial

Loma

Pto. Peñasco

Op. Inic. 115 kV

El Fresnal

1X267 MWNogalesAeropuerto

- 50 MVAr

21 MVAr C/U

21 MVAr

NogalesNorte

Esperanza I

A Nuevo CasasGrandes II

CC. Naco Nogales

36 MVAr

Guaymas Cereso

CC. Hermosillo

1X258 MW( Aeropuerto)

CC. Agua Prieta II642 MW

Op. In

ic. 1

15 kV

Op.

Ini

c. 1

15 k

V

Op. In

ic. 230 kV

Op.

Ini

c. 2

30 k

V

Op. In

ic. 23

0 kV

Op. Inic. 230 kV

Las Américas

8 KM -2X1113 ACSR8 KM -1113 ACSR

76 KM -1113 ACSR

Seis de Abril Caborca

CT. Puerto Libertad Santa Ana

Hermosillo V

Nacozari

4X158 MW

Cananea

1X84 MW1X158 MW

Hermosillo IVCH. Novillo

3X45 MW

Hermosillo III

CT. Guaymas II

Industrial

Loma

Pto. Peñasco

Op. Inic. 115 kV

El Fresnal

1X267 MWNogalesAeropuerto

- 50 MVAr

21 MVAr C/U

21 MVAr

NogalesNorte

Esperanza I

A Nuevo CasasGrandes II

CC. Naco Nogales

36 MVAr

Guaymas Cereso

CC. Hermosillo

1X258 MW( Aeropuerto)

CC. Agua Prieta II642 MW

Op. In

ic. 1

15 kV

Op.

Ini

c. 1

15 k

V

Op. In

ic. 230 kV

Op.

Ini

c. 2

30 k

V

Op. In

ic. 23

0 kV

Op. Inic. 230 kV

Las Américas

8 KM -2X1113 ACSR8 KM -1113 ACSR8 KM -1113 ACSR

76 KM -1113 ACSR

4 - 29

4.7.5 Red de transmisión asociada a la central eoloeléctrica La Venta III

Esta planta entrará en operación en septiembre de 2008 con 101 MW de capacidad de generación. Se ubicará aproximadamente a 20 km al este del municipio de Juchitán de Zaragoza, en el ejido La Venta.

La central operará en la modalidad de productor

independiente con base en energía eólica, por lo que su red asociada consiste en la instalación de dos alimentadores de 230 kV en la subestación La Venta II para la recepción de los 101 MW. Además, el proyecto incluye la modernización de las bahías de 230 kV de la subestación Juchitán II consistente en la construcción de una tercera barra de 230 kV, la recalibración de las dos barras actuales y la construcción de la caseta de control. La fi gura 4.7 muestra la ubicación de la central.

Red de transmisión asociada a la central Eoloeléctrica la Venta III

A Cerro de Oro

75 MVAr

Tagolaba

Sto. Domingo

Oper. inic.115 kV. 15 MVAr

Tehuantepec

A Manuel Moreno Torres

A Acayucan

Juchitán II

Sarabia

MatíasRomero

Juile

Zanatepec

A ArriagaRefinería

A Conejos

SalinaCruz

Ixtepec

CruzAzul

A Temascal II

Juchitán I

75 MVAr

22.5 MVAr

25%

75 MVAr

Agua Process

La Venta IIcentral eoloeléctrica83 MW

1x225MVA400/230 kV

La Venta IIIcentral eoloeléctrica101 MW

*

* Incluye la modernización de las bahías de 230 kV de la subestación Juchitán II

Figura 4.7

4 - 30

4.7.6 Red asociada a la central Carboeléctrica del Pacífi co

Entrará en operación en febrero del 2010, con una capacidad de 678 MW. Tiene como objetivo atender las necesidades de demanda de la zona Acapulco del área Oriental principalmente, además de las necesidades del Central y Occidental.

Las obras asociadas a este proyecto consisten en una línea de transmisión en 400 kV de doble circuito de

75.3 km de longitud, operada inicialmente en 230 kV entre las subestaciones Lázaro Cárdenas potencia e Ixtapa potencia. El tendido del segundo circuito de la línea Ixtapa potencia-Pie de la Cuesta potencia de 400 kV con 206.5 km de longitud con operación inicial en 230 kV. Incluye también la repotenciación de la compensación serie de 400 kV instalada en la subestación Donato Guerra para las líneas de transmisión a Pitirera y Lázaro Cárdenas potencia. La figura 4.8 muestra la red asociada a esta central.

Red asociada a la central Carboeléctrica del Pacífi co

II

Carapan II

Morelia III

Fertimex

NKS

CT Petacalco

Pitirera

6x350MW

Apatzingán IA Donato Guerra

Ixtapapotencia

CH Villita

Zamora potencia

Operación inicial 161 KV

50 MVAr

75 MVAr 75 MVAr

75 MVAr

A Salamanca

Salamanca II

Abasolo II

Mazamitla

Uruapan potencia

CH CaracolMezcala

Chilpancingo potencia

Los Amates

El Quemado

Pie de la Cuesta

+ 150 MVAr

Lázaro Cárdenas potencia

1X100MVA 230/115KV

3 X 375MVA 400/230 KV

SERSIINSACarboeléctrica del Pacífico

1x678 MW



I

CH Infiernillo

-50 MVAr

21 MVAr

40 %, 40% Y 50%963.53 MVAR

Figura 4.8

4 - 31

4.7.7 Red asociada a la central de CC Norte II (Chihuahua)

Esta planta entrará en operación en abril del 2010 en el sitio El Encino II en Chihuahua, con 652 MW de capacidad de generación. Atenderá necesidades de energía de las zonas Chihuahua, Cuauhtémoc y Camargo – Delicias.

La red eléctrica asociada a este proyecto consiste

principalmente en la reconfi guración de la redtroncal de la zona Chihuahua y el entronque en doble circuito de las líneas Chihuahua Norte - Francisco Villa y Ávalos – Francisco Villa en el nivel de 230 kV.

La fi gura 4.9 muestra la red eléctrica asociada a esta central, la cual está ubicada en las inmediaciones del actual sitio El Encino.

Red asociada a la central de CC Norte II (Chihuahua)

Figura 4.9

Norte II652 MW

Ascención II

Nuevo Casas Grandes II

Moctezuma

Chihuahua Norte

División Del NorteQuevedo

López Mateos

Cuauhtémoc II

ÁvalosChuvíscar

El EncinoEl Encino II

Francisco Villa

A Samalayuca Sur

A Nacozari(Área Noroeste)

A Camargo II

A Hércules Potencia

4 - 32

4.7.8 Red de transmisión asociada al proyecto de temporada abierta y a los proyectos eólicos Oaxaca II, III y IV Tomando en cuenta que le corresponde a la SENER conducir la política energética del país y promover la participación de los particulares en la generación y aprovechamiento de la energía eléctrica, se tiene programada la entrada en operación del proyecto de Temporada Abierta (TA) el que incorporará en 2010 al SEN 2,300 MW de capacidad de generación, de los cuales 1,900 MW provendrían de centrales de autoabastecimiento y 404 MW de las plantas eólicas Oaxaca I, II, III y IV de CFE.

Consiste en la construcción de tres líneas de transmisión de 145 km-circuito en 400 kV, una de doble circuito con dos conductores por fase de 1,113 ACSR y una en circuito sencillo con las mismas características, que partirían de una nueva subestación eléctrica (SE) colectora llamada La Ventosa en la zona del Istmo de Tehuantepec hacia la SE El Juile que forma parte de la red troncal del SEN.

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.

Esta subestación estaría integrada por transformadores de 400/115 kV y de 400/230 kV con una capacidad total de 2,500 MVA, así como un dispositivo dinámico de control de voltaje (CEV) de ±300 MVAr en 400 kV. No se incluyen las bahías de alimentadores para recibir la generación proveniente de los interesados.

Las centrales eólicas se conectarían a la SE La Ventosa mediante líneas de transmisión con circuitos sencillos o dobles en 115 kV o 230 kV, dependiendo de la capacidad de generación de cada una, por lo que cada interesado deberá construir bajo su cargo la infraestructura específi ca para llegar a dicho punto.

Adicionalmente el proyecto considera el tendido del segundo circuito en 400 kV de aproximadamente 154.1 km entre las subestaciones El Juile y Cerro de Oro y un reactor de 75 MVAr en la SE El Juile; asimismo se requerirán ocho bahías de alimentadores en 400 kV. En total se construirían 589.1 km-circuito de líneas de transmisión en 400 kV. En la fi gura 4.10 se muestra la red de transmisión asociada al proyecto de TA.

Red de transmisión asociada al proyecto de temporada abierta y a los proyectos eólicos Oaxaca II, III y IV

Figura 4.10

47 %

55 %

25 %

Temascal II

A Peñitas

Minatitlán II

OP. INIC. 115 kV

El Sabino

Juchitan II

OP. INIC. 115 kV

ConejosCintalapa

Ejutla

La CienegaOaxaca Pot.

OP. INIC. 115 kV

Malpaso

Angostura

P.H. TemascalCerro de Oro

ChinamecaPot.

El Juile

La Venta II y III1x83 MW y 1x101 MW

Ojo de AguaA Puebla II

Manuel Moreno Torre

Coatzacoalcos

A Tecali

A Tabasco

Subestación ColectoraLa Ventosa

2500 MVA de transf. de 400/230 kV

1 CEV + 300 MVA-

4 - 33

4.8 Pérdidas de energía

En 1992 CFE realizó un estudio con objeto de reducir las pérdidas en la red eléctrica en los niveles de transmisión y distribución, el cual ha servido como marco de referencia para plantear acciones y estrategias que permitan su mitigación.

Los resultados del mismo se han llevado gradualmente a la práctica con acciones encaminadas a disminuirlas en función de los recursos presupuestales disponibles.

Derivados de la reducción de las pérdidas eléctricas, se obtendrán efectos adicionales tales como: liberación de capacidad instalada, uso racional de la energía, disminución en el consumo de energéticos y reducción de contaminantes a la atmósfera, a fi n de mitigar por lo tanto el efecto invernadero.

4.8.1 Pérdidas de energía en el nivel de transmisión

Entre las acciones implementadas destacan las modifi caciones 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 modifi có el criterio para determinar el calibre de conductores en función de su factor de utilización.

Las acciones más relevantes han sido:

a) Cambio en el calibre del conductor para líneas de 230 kV de 900 a 1113 MCM

b) Incremento de dos a tres conductores por fase en redes de transmisión asociadas a centrales generadoras de 400 kV

Con la programación de las obras para los próximos 10 años en el nivel de transmisión, CFE estima conservar al menos el mismo porcentaje de pérdidas, similar al promedio de los últimos tres años.

En la fi gura 4.11 se muestra el comportamiento histórico de las pérdidas de energía en el nivel de transmisión para CFE, LyFC y el SEN. Como se observa, los porcentajes en CFE han registrado una tendencia a la baja derivada de las acciones implementadas.

4.8.2 Pérdidas de energía en el nivel de distribución

Por su magnitud, es en el proceso de distribución donde se presenta el principal nicho de oportunidad para lograr efectos importantes en su reducción tanto en las pérdidas técnicas como en las no técnicas, hasta lograr valores de porcentaje económicamente atractivos.

Las principales acciones para su disminución entre otras son:

• Instalación de compensación capacitiva en los circuitos primarios

• Reducción de la longitud de los circuitos primarios y secundarios

• Recalibración de los conductores de los circuitos primarios y secundarios

En la figura 4.12 se muestra la evolución de su comportamiento durante los últimos seis años para CFE, LyFC y su integración a nivel del SEN. Se observa en CFE una tendencia creciente en los últimos cuatros años debido a restricciones presupuestales.

4 - 34

Resumen del comportamiento de pérdidas en transmisión 1/

(%)

SEN

CFE

LyFC

1/ % = (energía recibida – energía entregada) x 100 energía recibida

Fuente: Comité de Análisis de Pérdidas (CANPER)

Figura 4.11

3.27

2.93 2.85 2.82 2.802.58

2000 2001 2002 2003 2004 2005

3.27

2.93 2.85 2.82 2.802.58

2000 2001 2002 2003 2004 2005

Energía 5.55 TWh

Energía 5.07 TWh

Energía 5.15 TWh

Energía 5.23 TWh

Energía 5.50 TWh

Energía 5.30 TWh

4.11

2.472.69 2.80

2.96 2.86

2000 2001 2002 2003 2004 2005

4.11

2.472.69 2.80

2.96 2.86

2000 2001 2002 2003 2004 2005

Energía 1.61 TWh

Energía 1.00 TWh

Energía 1.11 TWh

Energía 1.19 TWh

Energía 1.30 TWh

Energía 1.29 TWh

2.33 2.362.24 2.19 2.14

1.96

2000 2001 2002 2003 2004 2005

2.33 2.362.24 2.19 2.14

1.96

2000 2001 2002 2003 2004 2005

Energía 3.94 TWh

Energía 4.07 TWh

Energía 4.04 TWh

Energía 4.05 TWh

Energía 4.19 TWh

Energía 4.01 TWh

4 - 35

Resumen de pérdidas en el proceso de distribución 1/

(%)

SEN

12.74

13.59 13.66

14.3314.60

15.21

2000 2001 2002 2003 2004 2005

12.74

13.59 13.66

14.3314.60

15.21

2000 2001 2002 2003 2004 2005

Energía22.94TWh

Energía25.02TWh

Energía25.78TWh

Energía27.85TWh

Energía29.41TWh

Energía32.12TWh

12.74

13.59 13.66

14.3314.60

15.21

2000 2001 2002 2003 2004 2005

12.74

13.59 13.66

14.3314.60

15.21

2000 2001 2002 2003 2004 2005

Energía22.94TWh

Energía25.02TWh

Energía25.78TWh

Energía27.85TWh

Energía29.41TWh

Energía32.12TWh

10.95

11.14

10.60

11.01

11.22

11.62

2000 2001 2002 2003 2004 2005

10.95

11.14

10.60

11.01

11.22

11.62

2000 2001 2002 2003 2004 2005

Energía15.68TWh

Energía16.22TWh

Energía15.84TWh

Energía16.95TWh

Energía17.94TWh

Energía19.55TWh10.95

11.14

10.60

11.01

11.22

11.62

2000 2001 2002 2003 2004 2005

10.95

11.14

10.60

11.01

11.22

11.62

2000 2001 2002 2003 2004 2005

Energía15.68TWh

Energía16.22TWh

Energía15.84TWh

Energía16.95TWh

Energía17.94TWh

Energía19.55TWh

22.5424.01

26.5728.25 28.25

30.56

2000 2001 2002 2003 2004 2005

22.5424.01

26.5728.25 28.25

30.56

2000 2001 2002 2003 2004 2005

Energía8.89TWh

Energía9.80TWh

Energía11.04TWh

Energía12.09TWh

Energía12.77TWh

Energía13.85TWh22.54

24.0126.57

28.25 28.2530.56

2000 2001 2002 2003 2004 2005

22.5424.01

26.5728.25 28.25

30.56

2000 2001 2002 2003 2004 2005

Energía8.89TWh

Energía9.80TWh

Energía11.04TWh

Energía12.09TWh

Energía12.77TWh

Energía13.85TWh

CFE

LyFC

1/ % = (energía recibida – energía entregada) x 100 energía recibida

Fuente: Comité de Análisis de Pérdidas (CANPER)

Figura 4.12

5 - 1

TOTAL 4/

2007-2016

GENERACIÓN 16,102 22,359 28,946 23,242 22,468 29,055 28,642 25,130 23,204 22,350 241,498 PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 2,102 5,202 8,390 3,624 1,928 5,937 4,647 569 32,399

1 Nuevos ciclos combinados 1,129 3,364 4,698 1,531 1,928 5,937 4,647 569 23,8032 Nuevas centrales eólicas 973 1,838 3,692 2,093 8,596

OBRA PÚBLICA FINANCIADA 12,166 16,146 19,708 17,230 14,946 17,326 14,713 10,735 10,158 3,813 136,9413 Nuevas hidroeléctricas 2,436 1,112 6,263 4,484 4,015 3,909 2,044 1,671 1,740 1,315 28,9894 Nuevas geotermoeléctricas y eólicas 382 408 2,510 847 4,1475 Nuevos ciclos combinados 5,081 7,492 5,701 7,718 6,742 4,777 1,137 997 2,328 728 42,7016 Nuevas carboeléctricas 1,341 3,328 1,505 1,545 3,436 8,623 10,594 7,442 5,152 1,145 44,1117 Nuevas unidades diesel 23 346 482 811 753 17 938 625 938 625 5,5588 Rehabilitaciones y modernizaciones 2,903 3,460 3,247 1,825 11,435

OBRA PRESUPUESTAL 1,834 1,011 848 529 579 353 126 54 41 21 5,3969 Hidroeléctricas 430 356 591 464 549 353 126 54 41 21 2,985

10 Rehabilitaciones y modernizaciones 1,404 655 257 65 30 2,41111 OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR 1,859 5,015 5,439 9,156 13,772 13,005 18,516 66,762

TRANSMISIÓN 11,275 12,095 10,547 9,865 10,933 8,982 9,020 9,596 10,206 11,248 103,767 OBRA PÚBLICA FINANCIADA 8,006 8,777 5,558 5,622 5,849 4,234 4,104 4,375 4,666 5,149 56,340

12 Programa de transmisión 6,310 8,777 5,558 5,622 5,849 4,234 4,104 4,375 4,666 5,149 54,64413 Modernización de transmisión (STyT) 1,696 1,696

OBRA PRESUPUESTAL 3,269 3,318 4,989 4,243 5,084 4,748 4,916 5,221 5,540 6,099 47,42714 Programa de transmisión 902 839 2,264 1,874 1,950 1,411 1,368 1,458 1,555 1,716 15,33715 Modernización de transmisión (STyT) 1,993 2,067 2,272 1,871 2,586 2,735 2,885 3,034 3,183 3,501 26,12716 Modernización de sistemas de control (CENACE) 374 412 453 498 548 602 663 729 802 882 5,963

DISTRIBUCIÓN 11,279 13,657 14,204 11,817 11,062 11,672 9,327 9,625 10,050 10,010 112,703 OBRA PÚBLICA FINANCIADA 1,787 2,980 2,761 2,519 2,012 2,202 2,169 2,297 2,516 2,909 24,152

17 Programa de subtransmisión 1,787 2,980 2,761 2,519 2,012 2,202 2,169 2,297 2,516 2,909 24,152 OBRA PRESUPUESTAL 9,492 10,677 11,443 9,298 9,050 9,470 7,158 7,328 7,534 7,101 88,551

18 Programa de subtransmisión 1,796 1,630 2,640 840 671 734 723 766 839 970 11,60919 Programa de distribución 7,696 6,619 6,375 6,030 5,951 6,308 6,435 6,562 6,695 6,131 64,80220 Programa de reducción de pérdidas técnicas 2,428 2,428 2,428 2,428 2,428 12,140

MANTENIMIENTO 7,621 7,498 7,626 8,016 8,059 7,939 8,079 8,730 8,632 8,579 80,77921 PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 1,322 1,383 1,383 1,488 1,575 1,636 1,636 1,636 1,638 1,640 15,337

OBRA PRESUPUESTAL 6,299 6,115 6,243 6,528 6,451 6,130 6,126 6,493 6,372 6,308 63,06522 Centrales generadoras de CFE 6,299 6,115 6,243 6,528 6,451 6,130 6,126 6,493 6,372 6,308 63,065

OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR 33 173 317 601 622 631 2,377

Subtotal 46,277 55,609 61,323 52,940 52,522 57,648 55,068 53,081 52,092 52,187 538,747

23 OTRAS INVERSIONES PRESUPUESTALES 3/ 402 414 426 439 452 466 480 494 509 525 4,607

TOTAL 46,679 56,023 61,749 53,379 52,974 58,114 55,548 53,575 52,601 52,712 543,354

RESUMEN DE INVERSIONES:

OBRA PÚBLICA FINANCIADA 21,959 27,903 28,027 25,371 22,807 23,762 20,986 17,407 17,340 11,871 217,433

PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 3,424 6,585 9,773 5,112 3,503 7,573 6,283 2,205 1,638 1,640 47,736

OBRA PRESUPUESTAL 21,296 21,535 23,949 21,037 21,616 21,167 18,806 19,590 19,996 20,054 209,046

OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR 1,859 5,048 5,612 9,473 14,373 13,627 19,147 69,139

2010 2013 2014 2015CONCEPTO 20122009 20162007 2008 2011

Requerimientos de inversión 2007-20161,2/

(millones de pesos de 2006)

Cuadro 5.1

mantenimiento de centrales y otras inversiones. Los montos indicados provienen de aplicar costos típicos a las obras defi nidas en capítulos previos.

En el cuadro 5.1 se presentan tales necesidades para atender el servicio público de energía eléctrica brindado por CFE. Éstos se han agrupado en los conceptos de generación, transmisión, distribución,

1/ Costos instantáneos de las obras (excluyendo costos fi nancieros) a precios constantes. Los montos incluyen una cantidad para contingencias, como sigue: 5% en los nuevos proyectos de generación y 16% para los proyectos de transmisión y subtransmisión

2/ No incluye autoabastecimiento ni Luz y Fuerza del Centro3/ Incluye equipo de cómputo, de comunicaciones, mobiliario y equipo de ofi cina, equipo de transporte y edifi cios4/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder a las sumas

Las inversiones en generación se clasifi can en cuatro rubros: producción independiente de energía, obra pública fi nanciada, obra presupuestal y obras con esquema por defi nir. En esta última categoría se incluyen las centrales cuya modalidad de fi nanciamiento aún no ha sido defi nida por la autoridad gubernamental correspondiente.

Como se indica en la nota 1 del cuadro 5.1, los montos de inversión estimados incluyen costos asociados aeventualidades durante la ejecución de las obras.

En el concepto de transmisión se identifi can las inversiones en proyectos desarrollados como obra pública fi nanciada y obra presupuestal.

5. REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2007 - 2016

5 - 2

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2/ Total 3/

LíneasObra Presupuestal 872 932 2,200 1,357 1,166 913 967 1,029 1,115 1,216 11,768Obra Pública Financiada 2,192 3,481 2,598 4,071 3,499 2,740 2,901 3,086 3,346 3,649 31,563

Total 3,064 4,413 4,798 5,428 4,666 3,653 3,868 4,114 4,461 4,866 43,331

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total

SubestacionesObra Presupuestal 1,602 1,366 2,326 1,172 1,234 1,047 889 953 1,150 1,399 13,138Obra Pública Financiada 4,909 6,957 4,819 3,516 3,703 3,141 2,668 2,858 3,449 4,196 40,216

Total 6,510 8,323 7,145 4,688 4,937 4,188 3,557 3,811 4,599 5,595 53,353

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total

CompensaciónObra Presupuestal 224 170 379 185 220 185 235 243 129 71 2,039Obra Pública Financiada 997 1,319 901 554 659 555 704 728 387 213 7,019

Total 1,220 1,489 1,280 739 878 740 939 971 516 285 9,058

2/

2/

En el cuadro 5.2 se detalla la información sobre el programa de inversiones de la Subdirección de Construcción y de la Subdirección de Distribución en obras de transmisión y subtransmisión respectivamente. El total en obra pública fi nanciada y en obra presupuestal

del programa de transmisión corresponde a losmontos indicados en los conceptos 12 y 14 del cuadro 5.1. Para el programa de subtransmisión las inversiones en las dos modalidades de fi nanciamiento corresponden a los rubros 17 y 18 del mismo cuadro.

Programa de inversiones en transmisión por modalidad de fi nanciamiento(millones de pesos de 2006) 1/

Cuadro 5.2

1/ COPAR 20062/ Programa de transmisión3/ Programa de subtransmisión4/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 20165/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder a las sumas

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 4/ Total 5/

Sudirección de Construcción 2/

Obra Presupuestal 902 839 2,264 1,874 1,950 1,411 1,368 1,458 1,555 1,716 15,338Obra Pública Financiada 6,310 8,777 5,558 5,622 5,849 4,234 4,104 4,375 4,666 5,149 54,645

Total 7,212 9,616 7,822 7,496 7,799 5,645 5,472 5,833 6,221 6,866 69,983

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 TotalSubdirección de Distribución 3/

Obra Presupuestal 1,796 1,630 2,640 840 671 734 723 766 839 970 11,607Obra Pública Financiada 1,787 2,980 2,761 2,519 2,012 2,202 2,169 2,297 2,516 2,909 24,152

Total 3,582 4,610 5,401 3,359 2,682 2,936 2,892 3,063 3,355 3,879 35,759

2/

A su vez el cuadro 5.3 presenta las inversiones en líneas de transmisión, subestaciones y compensación por modalidad de fi nanciamiento. El total en cada variante corresponde a la suma de inversiones en

Clasifi cación de inversiones en líneas, subestaciones y compensación por modalidad de fi nanciamiento

(millones de pesos de 2006) 1/

Cuadro 5.3

1/ COPAR 20062/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 20163/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder a las sumas

los conceptos 12 y 17 para obra pública fi nanciada y los rubros 14 y 18 para obra presupuestal del cuadro 5.1.

5 - 3

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2/ Total 3/

Líneas400 kV 670 1,676 2,545 3,492 2,971 2,227 2,228 2,377 2,485 2,571 23,241230 kV 647 590 414 558 571 609 717 688 748 860 6,402161 -69 kV 1,747 2,147 1,839 1,378 1,124 818 923 1,049 1,228 1,434 13,688

Total 3,064 4,413 4,798 5,428 4,666 3,653 3,868 4,114 4,461 4,866 43,331

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total

Subestaciones400 kV 1,669 2,337 1,773 812 1,237 1,067 734 895 1,370 1,731 13,624230 kV 1,181 1,152 1,278 971 1,372 709 574 624 738 877 9,475161 -69 kV 3,660 4,834 4,095 2,905 2,328 2,413 2,250 2,292 2,491 2,988 30,254

Total 6,510 8,323 7,145 4,688 4,937 4,188 3,557 3,811 4,599 5,595 53,353

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total

Compensación400 kV 751 1,013 712 369 628 503 679 612 269 153 5,690230 kV 62 98 124 56 35 35 95 89 38 15 648161 -69 kV 407 378 443 313 216 202 165 270 210 116 2,719

Total 1,220 1,489 1,280 739 878 740 939 971 516 285 9,058

2/

2/

Adicionalmente en el cuadro 5.4 se muestra el desglose de la inversión en líneas, subestaciones y compensación, independiente del esquema de fi nanciamiento. 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 14. Asimismo el total de la inversión en la Subdirección de Distribución corresponde a la suma de los montos para los conceptos 17 y 18 en el mismo cuadro.

Programa de inversiones en líneas, subestaciones y compensación(millones de pesos de 2006) 1/

Cuadro 5.4

1/ COPAR 20062/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 20163/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder a las sumas

En el cuadro 5.5 se muestra lo destinado a infraestructura de transmisión clasifi cado por niveles de tensión. El monto total de la inversión en todos

los niveles de tensión corresponde a la suma de los rubros 12, 14, 17 y 18 del cuadro 5.1.

Clasifi cación de las inversiones en transmisión por nivel de tensión(millones de pesos de 2006) 1/

Cuadro 5.5

1/ COPAR 2006 2/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2016 3/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder a las sumas

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2/ Total 3/

Subdirección de ConstrucciónLíneas 2,037 2,878 3,336 4,622 4,090 3,161 3,285 3,427 3,627 3,884 34,349Subestaciones 4,240 5,440 3,533 2,394 3,000 1,922 1,399 1,692 2,282 2,806 28,709Compensación 935 1,297 952 480 709 562 788 713 312 175 6,925

Total 7,212 9,616 7,822 7,496 7,799 5,645 5,472 5,833 6,221 6,866 69,983

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total

Subdirección de DistribuciónLíneas 1,027 1,535 1,461 806 576 492 583 687 834 981 8,983Subestaciones 2,270 2,883 3,612 2,294 1,938 2,266 2,158 2,119 2,317 2,788 24,644Compensación 285 192 327 259 169 178 151 257 204 109 2,133

Total 3,582 4,610 5,401 3,359 2,682 2,936 2,892 3,063 3,355 3,879 35,759

2/

5 - 4

En los cuadros 5.6 y 5.7 se detallan los programas de inversión en redes de distribución y modernización de la infraestructura de transmisión. En el 5.6 se incluye lo destinado a la reducción de

pérdidas técnicas que se reportan en el cuadro 5.1 en el concepto 20. En el cuadro 5.7 se detalla la información presentada en los rubros 13 y 15 del cuadro 5.1.

Programa de inversión presupuestal en redes de distribución(millones de pesos de 2006)

Cuadro 5.6

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder a las sumas

Recursos presupuestales 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total 1/

Modernización de subestaciones y líneas 1,668 1,362 1,505 1,082 1,791 1,934 2,077 2,220 2,363 2,599 18,601

Equipamiento operativo 85 144 147 147 149 151 153 156 158 174 1,464

Equipo y herramientas de trabajo 240 561 620 642 646 650 655 658 662 728 6,062

Total 1,993 2,067 2,272 1,871 2,586 2,735 2,885 3,034 3,183 3,501 26,127

Obra pública financiada 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total

Fibra óptica Norte 622 622

Fibra óptica Centro 629 629

Fibra óptica Sur 445 445

Total 1,696 1,696

Ampliación a líneas de alta tensión 864 676 611 526 288 362 365 368 371 430 4,861

Ampliación subestaciones 1,123 807 628 582 467 1,927 1,966 2,006 2,047 292 11,845

Redes de Distribución 1,928 1,714 1,818 1,634 1,591 1,294 1,321 1,348 1,376 1,968 15,992

Acometida y medidores 1,535 1,606 1,672 1,752 1,671 1,497 1,530 1,564 1,598 1,582 16,007

Centros de atención a clientes 770 563 467 352 343 273 279 284 291 415 4,037

Equipos de operación 1,476 1,253 1,179 1,184 1,591 955 974 992 1,012 1,444 12,060

Total PIO Distribución CFE 7,696 6,619 6,375 6,030 5,951 6,308 6,435 6,562 6,695 6,131 64,802

Reducción de pérdidas 2,428 2,428 2,428 2,428 2,428 12,138

Total 7,696 9,047 8,803 8,458 8,379 8,736 6,435 6,562 6,695 6,131 76,940

Total 120162011 2012 2013 2014Líneas 2007 2008 2009 2010 2015

Programa de inversiones de la Subdirección de Transmisión y Transformación(millones de pesos de 2006)

Cuadro 5.7

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder a las sumas

Recursos presupuestales 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total 1/

Mantenimiento a unidades generadoras enCentrales Termoeléctricas

6,299 6,115 6,243 6,528 6,451 6,130 6,126 6,493 6,372 6,308 63,066

Rehabilitaciones y modernizaciones 1,404 655 257 65 30 2,411

Total 7,703 6,770 6,500 6,593 6,481 6,130 6,126 6,493 6,372 6,308 65,477

Obra pública financiada 2/ 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total

Rehabilitaciones y modernizaciones 2,903 3,460 3,247 1,825

Total 2,903 3,460 3,247 1,825 11,435

Las inversiones para la rehabilitación y modernización de centrales generadoras y el mantenimiento de las mismas se presentan en el cuadro 5.8 por modalidad de fi nanciamiento. La identifi cación de los montos en este cuadro respecto a los del 5.1 se indican entre paréntesis después de cada concepto. Bajo la modalidad de

recursos presupuestales se encuentra el mantenimiento a unidades generadoras en centrales termoeléctricas (22), así como su rehabilitación y modernización (10) y para la obra pública fi nanciada, se presenta la rehabilitación y modernización de centrales mediante PIDIREGAS (8).

Programa de inversiones de la Subdirección de Generación(millones de pesos de 2006)

Cuadro 5.8

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder a las sumas2/ La información de PIDIREGAS está defi nida hasta 2010

5 - 5

Basado en el mecanismo de fi nanciamiento indicado en el cuadro 5.1, el sector privado cubriría 48.8% de los requerimientos de inversión, mientras que CFE participaría con 37.6% mediante recursos presupuestales. Para el

13.6% restante la autoridad gubernamental no ha defi nido el esquema de fi nanciamiento. Las fi guras 5.1 y 5.2 resumen las inversiones por rubros y por modalidad del mismo.

Clasifi cación de inversiones por rubros1, 2/

Figura 5.1

1/ No incluye autoabastecimiento ni LyFC 2/ El total puede no corresponder exactamente a la suma de los parciales por estar cerrados a números enteros

Clasifi cación de inversiones por modalidad de fi nanciamiento1, 2/

Figura 5.2

1/ No incluye autoabastecimiento ni LyFC 2/ El total puede no corresponder exactamente a la suma de los parciales por estar cerrados a números enteros

136,941

56,34024,152

32,399

15,337

66,762

47,42788,551

4,6072,377

5,396

63,065

Generación Transmisión Distribución Mantenimiento Otras

OPF PIE Esquema por definir Presupuestal

241,498

103,767 112,703

80,779

543,354 millones de pesos de 2006

136,941

56,34024,152

32,399

15,337

66,762

47,42788,551

4,6072,377

5,396

63,065


OPF PIE Esquema por definir Presupuestal

241,498

103,767 112,703

80,779


241,498

103,767112,703

80,779

4,607



6 - 1

6.1 Mercado eléctrico

En el capítulo 1 se señalaron los supuestos básicos para el escenario de planeación en lo que se refi ere a los pronósticos global, regional y sectorial, para la estimación del desarrollo del mercado eléctrico en los próximos años. En esta sección se indican los pronósticos realizados para los escenarios bajo y alto a partir de los modelos sectoriales y regionales.

En el escenario de planeación se estima que las ventas más autoabastecimiento serán de 319.1 TWh en 2016. En cambio, para el bajo alcanzarán 282.0 TWh y 341.4 TWh para el alto.

6.1.2 Pronóstico del consumo autoabastecido

La estimación de este rubro se ha considerado

En la fi gura 6.1 se muestra la evolución de los tres escenarios a 2016.

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 reducciones respecto a 2005: seis décimas, cuatro décimas y cinco décimas porcentuales para el bajo, planeación y el alto respectivamente.

Escenarios 2005-2014 2006-2016% %

bajo 4.4 3.8planeación 5.5 5.1alto 6.3 5.8

Escenarios 2005-2014 2006-2016% %

bajo 4.2 3.6planeación 5.2 4.8alto 5.9 5.4

Crecimiento medio anual de ventas más autoabastecimiento deenergía eléctrica

Cuadro 6.1

Crecimiento medio de las ventas1/

Servicio público

Cuadro 6.2

igual para todos los escenarios. Ver cuadro 1.13 en el capítulo 1.

6.1.3 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. EFECTOS DE ESCENARIOS ALTERNOS DEL MERCADO ELÉCTRICO

6 - 2

Para 2010 las ventas previstas en el escenario de planeación serán de 216.0 TWh, en el bajo llegarían a 204.2 TWh y en el alto a 222.8 TWh.

6.1.4 Escenario bajo

Los cuadros 6.3 a 6.5 muestran la estimación regional de las ventas, consumo bruto y demanda máxima para los próximos años.

El consumo bruto total estimado es de 269,124 GWh y 334,265 GWh para 2010 y 2016, respectivamente; es decir 14,828 GWh y 46,027 GWh menos que en el de planeación.

100

150

200

250

300

350

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

5.8% alto 5.1% planeación 3.8% bajo

315.9

293.5

256.4

TWh

tmca:

100

150

200

250

300

350

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

5.8% alto 5.1% planeación 3.8% bajo

315.9

293.5

256.4

TWh

tmca:

Escenarios de ventasServicio público 1/

Figura 6.11/ No incluye exportación

6 - 3

Estimación de ventas del servicio públicoEscenario bajo (GWh)

Cuadro 6.3

1/ No incluye exportación 2/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional

Consumo bruto 1/ (GWh)Escenario bajo


Cuadro 6.4

tmcaÁrea 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 (2006-2016)

%

Central 32,694 33,430 33,633 34,160 35,045 35,816 36,876 37,915 39,171 40,454 41,751incremento % 0.62 2.25 0.61 1.57 2.59 2.20 2.96 2.82 3.31 3.28 3.21 2.3

Oriental 28,395 29,614 30,846 32,137 33,369 34,792 34,757 36,102 37,550 38,975 40,397incremento % 4.00 4.29 4.16 4.19 3.83 4.26 -0.10 3.87 4.01 3.79 3.65 3.6

Occidental 38,652 40,651 42,347 43,977 46,058 47,982 50,116 52,281 54,375 56,335 58,334incremento % 2.84 5.17 4.17 3.85 4.73 4.18 4.45 4.32 4.01 3.60 3.55 4.1

Noroeste 13,269 13,675 14,075 14,554 15,202 15,749 16,276 16,742 17,230 17,675 18,095incremento % 2.27 3.06 2.93 3.40 4.45 3.60 3.35 2.86 2.91 2.58 2.38 3.1

Norte 14,868 15,449 16,123 16,759 17,570 18,337 19,138 19,916 20,741 21,545 22,314incremento % 5.36 3.91 4.36 3.94 4.84 4.37 4.37 4.07 4.14 3.88 3.57 4.3

Noreste 30,167 31,657 33,439 35,159 36,719 38,740 40,676 42,465 44,680 46,870 49,063incremento % 3.72 4.94 5.63 5.14 4.44 5.50 5.00 4.40 5.22 4.90 4.68 4.9

Baja California 9,373 9,707 10,138 10,494 10,962 11,440 11,910 12,388 12,905 13,420 13,947incremento % 4.36 3.56 4.44 3.51 4.46 4.36 4.11 4.01 4.17 3.99 3.93 4.1

Baja California Sur 1,326 1,434 1,521 1,617 1,721 1,826 1,931 2,039 2,161 2,289 2,423incremento % 7.02 8.14 6.07 6.31 6.43 6.10 5.75 5.59 5.98 5.92 5.85 6.3

Peninsular 6,118 6,419 6,692 7,016 7,396 7,765 8,131 8,524 8,978 9,459 9,961incremento % 3.82 4.92 4.25 4.84 5.42 4.99 4.71 4.83 5.33 5.36 5.31 4.9

Subtotal 1/ 174,862 182,036 188,814 195,873 204,042 212,447 219,811 228,372 237,791 247,022 256,285incremento % 3.06 4.10 3.72 3.74 4.17 4.12 3.47 3.89 4.12 3.88 3.75 3.8

Pequeños Sistemas 2/ 98 109 114 119 124 130 135 141 147 154 161incremento % 5.38 11.22 4.59 4.39 4.20 4.84 3.85 4.44 4.26 4.76 4.55 5.1

Total Nacional 174,960 182,145 188,928 195,992 204,166 212,577 219,946 228,513 237,938 247,176 256,446incremento % 3.06 4.11 3.72 3.74 4.17 4.12 3.47 3.90 4.12 3.88 3.75 3.8

Exportación 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291

Total con Exportación 176,251 183,436 190,219 197,283 205,457 213,868 221,237 229,804 239,229 248,467 257,737incremento % 3.04 4.08 3.70 3.71 4.14 4.09 3.45 3.87 4.10 3.86 3.73 3.8

tmcaÁrea 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 (2006-2016)

%Central 49,758 50,890 51,368 52,395 53,857 55,230 56,589 58,049 59,806 61,600 63,424 2.3

Oriental 37,497 39,008 40,551 42,205 44,433 46,200 48,170 49,917 51,721 53,465 55,205 3.9

Occidental 49,085 51,604 53,628 55,506 58,126 60,403 63,209 65,779 68,301 70,558 72,859 3.9

Noroeste 15,816 16,238 16,688 17,340 18,131 18,686 19,134 19,731 20,309 20,652 21,131 2.9

Norte 19,165 20,005 20,778 21,574 22,494 23,243 24,227 25,037 25,983 26,905 27,788 3.9

Noreste 39,855 41,943 44,105 46,125 48,359 50,495 52,838 55,213 57,718 60,196 62,676 4.5

Baja California 10,904 11,277 11,807 12,235 12,783 13,329 13,895 14,465 15,054 15,626 16,218 4.1


Peninsular 7,419 7,772 8,050 8,409 8,789 9,193 9,642 10,103 10,766 11,374 11,966 4.7

Subtotal 231,048 240,422 248,758 257,677 268,975 278,898 289,949 300,663 312,172 323,037 334,075 3.7


Total 231,165 240,551 248,892 257,819 269,124 279,054 290,112 300,832 312,348 323,220 334,265 incremento % 2.88 4.06 3.47 3.59 4.38 3.69 3.96 3.70 11.93 3.48 3.42 3.7

6 - 4

6.1.5 Escenario alto

En los cuadros 6.6 a 6.8 se indica la estimación regional para las ventas, consumo bruto y demanda máxima, respectivamente.

Demanda máxima bruta (MW)Escenario bajo1/

Área 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca %(2006-2016)

Central 8,409 8,605 8,699 8,887 9,162 9,421 9,692 9,983 10,298 10,624 10,954 2.6

Oriental 5,900 6,189 6,470 6,753 7,111 7,392 7,710 7,992 8,281 8,557 8,833 4.1

Occidental 7,249 7,626 7,929 8,240 8,643 8,978 9,400 9,780 10,159 10,489 10,824 4.0

Noroeste 2,929 3,007 3,091 3,211 3,359 3,460 3,544 3,654 3,761 3,824 3,914 2.9

Norte 3,126 3,262 3,360 3,493 3,632 3,757 3,917 4,047 4,202 4,345 4,488 3.7

Noreste 6,293 6,659 7,022 7,345 7,698 8,036 8,410 8,793 9,189 9,588 9,975 4.6

Baja California 1,989 2,057 2,154 2,231 2,331 2,431 2,534 2,638 2,746 2,850 2,958 4.1


Peninsular 1,205 1,251 1,289 1,339 1,389 1,453 1,524 1,597 1,701 1,797 1,891 4.4



Cuadro 6.5

Estimación de ventas del servicio públicoEscenario alto (GWh)

El consumo bruto estimado para 2010 y 2016 será de 292,341 GWh y 408,159 GWh respectivamente, cifras superiores en 8,389 GWh y 27,867 GWh a las del escenario de planeación.

1/ No incluye exportación 2/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional

Cuadro 6.6

tmcaÁrea 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 (2006-2016)

%Central 33,114 34,375 35,267 36,550 38,278 39,877 41,807 43,750 46,015 48,404 50,899

incremento % 1.92 3.81 2.59 3.64 4.73 4.18 4.84 4.65 5.18 5.19 5.15 4.2

Oriental 28,783 30,488 32,329 34,343 36,390 38,733 39,580 41,987 44,579 47,263 50,015incremento % 5.42 5.92 6.04 6.23 5.96 6.44 2.19 6.08 6.17 6.02 5.82 5.7

Occidental 39,203 41,838 44,310 46,850 49,978 53,058 56,491 60,038 63,625 67,220 70,987incremento % 4.30 6.72 5.91 5.73 6.68 6.16 6.47 6.28 5.97 5.65 5.60 6.0

Noroeste 13,440 14,063 14,743 15,551 16,579 17,546 18,532 19,478 20,482 21,481 22,469incremento % 3.59 4.64 4.84 5.48 6.61 5.83 5.62 5.10 5.15 4.88 4.60 5.1

Norte 15,068 15,890 16,883 17,881 19,106 20,331 21,638 22,950 24,359 25,796 27,242incremento % 6.77 5.46 6.25 5.91 6.85 6.41 6.43 6.06 6.14 5.90 5.61 6.2

Noreste 30,639 32,689 35,194 37,755 40,256 43,359 46,487 49,527 53,145 56,886 60,753incremento % 5.34 6.69 7.66 7.28 6.62 7.71 7.21 6.54 7.31 7.04 6.80 6.9

Baja California 9,504 10,008 10,665 11,276 12,043 12,853 13,688 14,560 15,517 16,507 17,554incremento % 5.82 5.30 6.56 5.73 6.80 6.73 6.50 6.37 6.57 6.38 6.34 6.3

Baja California Sur 1,341 1,473 1,598 1,735 1,890 2,054 2,222 2,403 2,608 2,827 3,062incremento % 8.23 9.84 8.49 8.57 8.93 8.68 8.18 8.15 8.53 8.40 8.31 8.6

Peninsular 6,202 6,621 7,059 7,573 8,174 8,791 9,431 10,127 10,923 11,787 12,711incremento % 5.24 6.76 6.62 7.28 7.94 7.55 7.28 7.38 7.86 7.91 7.84 7.2

Subtotal 1/ 177,294 187,445 198,048 209,514 222,694 236,602 249,876 264,820 281,253 298,171 315,692incremento % 4.50 5.73 5.66 5.79 6.29 6.25 5.61 5.98 6.21 6.02 5.88 5.8

Pequeños Sistemas 2/ 98 109 114 119 124 130 135 141 147 154 161incremento % 5.38 11.22 4.59 4.39 4.20 4.84 3.85 4.44 4.26 4.76 4.55 5.1

Total Nacional 177,392 187,554 198,162 209,633 222,818 236,732 250,011 264,961 281,400 298,325 315,853incremento % 4.50 5.73 5.66 5.79 6.29 6.24 5.61 5.98 6.20 6.01 5.88 5.8

Exportación 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291

Total con Exportación 178,683 188,845 199,453 210,924 224,109 238,023 251,302 266,252 282,691 299,616 317,144incremento % 4.46 5.69 5.62 5.75 6.25 6.21 5.58 5.95 6.17 5.99 5.85 5.8

6 - 5

6.2 Requerimientos de capacidad

Los programas para los escenarios alto y bajo se presentan a continuación. Los de retiros se consideran igual al del escenario de planeación indicado en el cuadro 3.3. Los proyectos de autoabastecimiento se presentan en el cuadro 3.2.

6.2.1 Escenario alto

Para atender tal escenario de demanda se considera el PRC expuesto en el cuadro 6.9. En éste, se prevé adelantar un año los proyectos propuestos a partir de 2012 en el PRC de planeación.

Consumo bruto 1/ (GWh)Escenario alto

1/ Incluye ventas (excepto exportación), autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios

Cuadro 6.7

Demanda máxima bruta (MW)Escenario alto1/


Cuadro 6.8

tmcaÁrea 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 (2006-2016)

%Central 50,360 52,244 53,716 55,832 58,505 61,168 63,918 66,694 69,892 73,268 76,797 4.1

Oriental 37,974 40,076 42,352 44,905 48,129 51,022 54,217 57,311 60,665 63,979 67,346 5.8

Occidental 49,720 52,972 55,889 58,815 63,086 66,979 71,078 75,110 79,325 83,488 87,826 5.7

Noroeste 16,011 16,680 17,449 18,475 19,699 20,733 21,814 22,884 24,122 25,133 26,258 4.9

Norte 19,394 20,511 21,650 22,861 24,367 25,807 27,416 28,957 30,614 32,263 33,922 5.8

Noreste 40,388 43,112 46,090 49,061 52,481 56,010 59,870 63,846 67,986 72,219 76,590 6.4

Baja California Norte 11,052 11,613 12,395 13,109 14,031 14,986 15,942 16,940 18,032 19,145 20,314 6.2


Peninsular 7,516 8,010 8,482 9,064 9,705 10,401 11,170 12,119 13,227 14,286 15,373 7.1

Subtotal 233,980 246,946 259,890 274,140 292,192 309,487 328,006 346,657 366,901 387,065 407,969 5.6


Total 234,097 247,075 260,024 274,282 292,341 309,643 328,169 346,826 367,077 387,248 408,159incremento % 4.18 5.54 5.24 5.48 6.58 5.92 5.98 5.69 5.84 5.50 5.40 5.6

tmcaÁrea 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 (2006-2016)

%Central 8,511 8,834 9,096 9,468 9,951 10,433 10,947 11,469 12,035 12,636 13,262 4.4

Oriental 5,975 6,359 6,757 7,185 7,703 8,163 8,678 9,176 9,713 10,239 10,775 6.0

Occidental 7,343 7,828 8,263 8,731 9,381 9,956 10,571 11,167 11,798 12,411 13,048 5.8

Noroeste 2,965 3,088 3,232 3,421 3,649 3,839 4,040 4,237 4,467 4,654 4,864 4.9

Norte 3,163 3,345 3,501 3,702 3,934 4,172 4,433 4,680 4,951 5,210 5,479 5.6

Noreste 6,377 6,845 7,338 7,812 8,355 8,914 9,529 10,168 10,825 11,503 12,190 6.5

Baja California 2,016 2,118 2,261 2,391 2,559 2,733 2,908 3,090 3,289 3,492 3,705 6.2


Peninsular 1,221 1,290 1,358 1,443 1,534 1,644 1,765 1,915 2,090 2,258 2,429 6.8


6 - 6

Programa de requerimientos de capacidad del servicio publico 1/ Escenario alto

Cuadro 6.9


2006 Valladolid III 7/ 9/ CC 540 525 Jun PENConversión El Encino TG/CC 2/ 7/ 9/ CC 67 65 Ago NTETuxpan V 7/ 9/ CC 509 495 Sep ORILa Venta II 7/ EO 83 83 Nov ORIAltamira V 7/ 9/ CC 1,153 1,121 Nov NES

2,353 2,290


1,968 1,928



2,157 2,097

2010 Carboeléctrica del Pacífico 10/ CAR 678 651 Feb OCCPresidente Juárez conversión TG/CC 2/ 6/ 8/ CC 93 90 Abr BCBaja California Sur III (Coromuel) 6/ 8/ LIBRE 43 42 Abr BCSNorte II (Chihuahua) 8/ CC 652 634 Abr NTECerro Prieto V 6/ GEO 107 100 Abr BCHumeros GEO 51 46 Abr ORIOaxaca II, III y IV EO 304 298 Sep ORI

1,928 1,861

2011 L a Yesca U1 HID 375 373 Feb OCCManzanillo I repotenciación U1 3/ 8/ CC 458 454 Abr OCCValle de México repotenciación U3 3/ 8/ CC 380 369 Abr CELNoreste (Monterrey) 5/ 8/ LIBRE 734 714 Abr NESBaja California III (Ensenada) 6/ 8/ LIBRE 288 279 Abr BCBaja California Sur IV (Coromuel) 6/ 8/ LIBRE 43 42 Abr BCSTula repotenciación U1 8/ CC 554 538 Abr CELTula repotenciación U2 8/ CC 554 538 Abr CELLa Yesca U2 HID 375 373 May OCC

3,761 3,680

2012 Norte III (Juárez) 5/ 8/ LIBRE 683 665 Abr NTEReynosa 8/ LIBRE 764 743 Abr NESValle de México repotenciación U1 8/ CC 380 370 Abr CELRío Moctezuma HID 139 138 Abr OCCSanta Rosalía 8/ CI 14 13 Abr AISManzanillo I repotenciación U2 3/ 8/ CC 458 454 Abr OCCGuadalajara I 8/ CC 645 627 Abr OCC

3,082 3,010

2013 Villita Ampliación HID 400 398 Abr OCCInfiernillo repotenciación HID 200 199 Abr OCCBaja California IV (Tijuana) 5/ 6/ 8/ LIBRE 288 280 Abr BCManzanillo II repotenciación U1 3/ 8/ CC 408 404 Abr OCCBaja California Sur V y VI 6/ 8/ LIBRE 86 83 Abr BCSTamazunchale II 8/ CC 750 729 Abr NESGuadalajara II 8/ CC 645 627 Abr OCCPeninsular I 8/ CC 180 175 Abr PENPeninsular II 8/ CC 180 175 Abr PENTopolobampo I 10/ CAR 700 649 Abr NOR

3,836 3,719

2014 Oriental I 10/ CAR 700 682 Abr ORINorte IV (Torreón) 8/ LIBRE 671 653 Abr NTETamazunchale III CC 750 729 Abr NESLa Parota U1 HID 300 299 Abr ORIManzanillo II repotenciación U2 3/ 8/ CC 408 404 Abr OCCBaja California V (SLRC) 5/ 6/ 8/ LIBRE 279 271 Abr BCPeninsular III 8/ CC 180 175 Abr PENTopolobampo II 10/ CAR 700 649 Abr NORLa Parota U2 HID 300 299 Jul ORILa Parota U3 HID 300 299 Oct ORIAmpliación Zimapán HID 566 563 Nov OCC

5,154 5,021

2015 Topolobampo III 10/ CAR 700 649 Abr NORVeracruz I y II 10/ LIBRE 1,400 1,252 Abr ORIBaja California VI (Tijuana) LIBRE 288 278 Abr BCSonora I 10/ LIBRE 656 638 Abr NORBaja California Sur VII y VIII 6/ 8/ LIBRE 86 83 Abr BCS

3,130 2,900

2016 Central IV LIBRE 750 695 Abr CELBaja California Sur IX LIBRE 43 42 Abr BCSMérida IV LIBRE 756 736 Abr PENBaja California VII (Mexicali) 6/ 8/ TG 156 151 Abr BCSonora II 10/ LIBRE 656 638 Abr NOROriental II LIBRE 700 681 Abr ORITopolobampo IV CAR 700 678 Abr OCC

3,761 3,621Total 31,230 30,226

CC: Ciclo combinado CAR: Carboeléctrica CI:Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación distribuida de LyFC 8/ Capacidad media anual2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC 9/ Capacidad de verano3/ Adición de turbinas a gas para repotenciación a CC 10/ Capacidad ISO 4/ Incluye 25 MW de campo solar LIBRE: La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones 5/ Instalación de central o inyección de potencia posibles son: Ciclo combinado (que utilicen gas natural, gas natural licuado, residuos 6/ Se está analizando la interconexión al SIN de los sistemas BC y BCS de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía7/ Capacidad de contrato

Capacidad

6 - 7

En Baja California se adelanta a 2014 la central Baja California V y se agrega otra de capacidad similar en 2015. Para Baja California Sur se adelantan un año los proyectos que aparecen en el PRC de planeación a partir de 2014 y se incluye otro en 2016.

La capacidad adicional necesaria es de 4,641 MW

Comparando el bajo con el de planeación, se tendría un diferimiento de dos años en los proyectos a partir de 2010. La capacidad requerida en 2016 será 8,598 MW menor que la del escenario de referencia.

En este escenario algunos proyectos han quedado

fuera del 2006 - 2016, respecto al de planeación: Tamazunchale II, Topolobampo I, II y III, Guadalajara II, Veracruz I y II, Oriental I, Norte IV (Torreón), Sonora I, Peninsular II y III, Baja California V y VI, Baja California Sur VII y VIII y las hidroeléctricas La Parota y ampliación Zimapán.

por arriba de los requerimientos planteados en elPRC de planeación.

6.2.2 Escenario bajo

El programa de requerimientos de capacidad se muestra en el cuadro 6.10.

Programa de requerimientos de capacidad del servicio público 1/

Escenario bajo

Cuadro 6.10


2006 Valladolid III 7/ 9/ CC 540 525 Jun PENConversión El Encino TG/CC 2/ 7/ 9/ CC 67 65 Ago NTETuxpan V 7/ 9/ CC 509 495 Sep ORILa Venta II 7/ EO 83 83 Nov ORIAltamira V 7/ 9/ CC 1,153 1,121 Nov NES

2,353 2,290


1,968 1,928



2,157 2,097

2010 Carboeléctrica del Pacífico 10/ CAR 678 651 Feb OCCHumeros GEO 51 46 Abr ORIOaxaca II, III y IV EO 304 298 Sep ORI

1,033 995

2011 Presidente Juárez conversión TG/CC 2/ 6/ 8/ CC 93 90 Abr BCBaja California Sur III (Coromuel) 6/ 8/ LIBRE 43 42 Abr BCS

136 132

2012 Santa Rosalía 8/ CI 14 13 Abr AISCerro Prieto V 6/ GEO 107 100 Abr BCNorte II (Chihuahua) 8/ CC 652 634 Abr NTE

773 747

2013 L a Yesca U1 HID 375 373 Feb OCCManzanillo I repotenciación U1 3/ 8/ CC 458 454 Abr OCCValle de México repotenciación U3 3/ 8/ CC 380 369 Abr CELBaja California III (Ensenada) 6/ 8/ LIBRE 288 279 Abr BCBaja California Sur IV (Coromuel) 6/ 8/ LIBRE 43 42 Abr BCSLa Yesca U2 HID 375 373 May OCC

1,919 1,890

2014 Norte III (Juárez) 5/ 8/ LIBRE 683 665 Abr NTENoreste (Monterrey) 5/ 8/ LIBRE 734 714 Abr NESValle de México repotenciación U1 8/ CC 380 370 Abr CELRío Moctezuma HID 139 138 Abr OCCManzanillo I repotenciación U2 3/ 8/ CC 458 454 Abr OCCTula repotenciación U1 8/ CC 554 538 Abr CELPeninsular I 8/ CC 180 175 Abr PEN

3,128 3,053

2015 Reynosa 8/ LIBRE 764 743 Abr NESManzanillo II repotenciación U1 3/ 8/ CC 408 404 Abr OCCGuadalajara I 8/ CC 645 627 Abr OCCBaja California Sur V y VI 6/ 8/ LIBRE 86 83 Abr BCSTula repotenciación U2 8/ CC 554 538 Abr CEL

2,456 2,395

2016 Villita ampliación HID 400 398 Abr OCCInfiernillo repotenciación HID 200 199 Abr OCCBaja California IV (Tijuana) 5/ 6/ 8/ LIBRE 288 280 Abr BCManzanillo II repotenciación U2 3/ 8/ CC 408 404 Abr OCCNorte IV (Torreón) 8/ LIBRE 671 653 Abr NTE

1,967 1,934Total 17,991 17,560

CC: Ciclo combinado CAR: Carboeléctrica CI:Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación distribuida de LyFC 8/ Capacidad media anual2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC 9/ Capacidad de verano3/ Adición de turbinas a gas para repotenciación a CC 10/ Capacidad ISO 4/ Incluye 25 MW de campo solar LIBRE: La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones 5/ Instalación de central o inyección de potencia posibles son: Ciclo combinado (que utilicen gas natural, gas natural licuado, residuos 6/ Se está analizando la interconexión al SIN de los sistemas BC y BCS de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía7/ Capacidad de contrato

Capacidad

6 - 8

6.3 Margen de reserva y margen de reserva operativo

En la fi gura 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 sufi cientes para atender la demanda; por el contrario, a partir de 2010 no se cumpliría con los criterios de reserva.

Por ello sería necesario ajustar el programa de

27%

6%


39.0 40

.8

33.2

30.3

23.9

23.5

23.7

23.3

23.1

22.2

22.3

6.06.

46.

5

11.614

.1

20.3

17.9

6.0

6.0

6.0

6.0

0

10

20

30

40

50

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

27%

6%


39.0 40

.8

33.2

30.3

23.9

19.2

17.9

15.8

15.7

15.0

13.7

1.22.

86.

5

11.614

.1

20.3

17.9

-1.9

-1.0

-0.5

-0.4

-2.5

10

22.5

35

47.5

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN 1/

Escenario de demanda alto y PRC de planeación

1/ Valor mínimo de verano

Figura 6.2

mantenimientos para disminuir la capacidad indisponible por este concepto, particularmente durante los periodos de demanda máxima.

Para 2012 - 2016 es posible efectuar los ajustes correspondientes a la programación de nuevas centrales, tal y como se plantea en el PRC correspondiente a este escenario de demanda.

En la fi gura 6.3 se presenta la evaluación del MR y MRO del SIN con un PRC diseñado para atender la demanda en el escenario alto. El incremento de capacidad es de 4,641 MW.


Escenario de demanda alto y PRC alto


Figura 6.3

6 - 9

Frente al escenario de demanda bajo el MR y MRO del SIN serían altos durante todo el periodo, si se mantiene el PRC de planeación. Ver fi gura 6.4. Sin embargo, el programa para este escenario toma en cuenta los ajustes necesarios en el mediano plazo a fi n de ceñirse a los criterios de reserva.

27%

6%


40.8

44.6

39.1

38.5

34.5

32.1 33.2

33.4 35

.8 37.7 38.6

14.3

14.015

.718

.719

.223

.6

19.4

19.6

18.5

16.8

14.7

0

10

20

30

40

50

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

27%

6%


40.8

44.6

39.1

38.5

32.7

26.4

23.7

22.1 23.2

22.9

22.5

6.0

8.9

14.1

18.7

19.2

23.6

19.4

6.0

6.0

6.0

6.0

0

10

20

30

40

50

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016


Escenario de demanda bajo y PRC de planeación


Figura 6.4


Escenario de demanda bajo y PRC bajo


Figura 6.5

En la fi gura 6.5 se muestra el comportamiento del MR y MRO en el SIN con un PRC defi nido para el escenario bajo de demanda. La reducción de capacidad es de 8,598 MW respecto al de planeación.

6 - 10

6.4 Evolución de la generación bruta y requerimientos de combustibles fósiles

6.4.1 Generación bruta

En la fi gura 6.6 se presenta, para cada uno de los escenarios de demanda, la participación de las diferentes tecnologías en la generación bruta de energía en 2016. La diferencia entre el alto y el bajo respecto al de planeación, se debe a los ajustes en los programas de requerimientos de capacidad.

Del monto total por instalar en el escenario alto, destaca el incremento de 4.4 puntos porcentuales de generación bruta tipo libre y 3.4 puntos en ciclos combinados, respecto al de planeación.

En el bajo se requiere menor capacidad para instalar, por lo que la generación bruta tipo libre disminuye su participación 4 puntos porcentuales, mientras que en la térmica convencional se incrementa 2.5 puntos, respecto al de planeación.

Generación brutaEscenarios de planeación, alto y bajo del servicio público

Figura 6.6

2005 real

218,971 GWh



21.6%




29.8%


Turbogás0.6%


Dual6.5%

Carboeléctrica8.4%


2005 real

218,971 GWh



21.6%




29.8%


Turbogás0.6%


Dual6.5%

Carboeléctrica8.4%


2016 planeación

360,819 GWh


Hidroeléctrica8.8%

Eoloeléctrica0.6%

Libre11.6%




8.0%

Dual4.3%


27.9%

Carboeléctrica11.4% Gen. dist. (LyFC)

0.06%

Turbogás0.04%


2016 planeación

360,819 GWh


Hidroeléctrica8.8%

Eoloeléctrica0.6%

Libre11.6%




8.0%

Dual4.3%


27.9%

Carboeléctrica11.4% Gen. dist. (LyFC)

0.06%

Turbogás0.04%


2016 bajo

314,830 GWh


Gen. dist. (LyFC)0.1%Combustión

interna0.5%

Turbogás0.5%

Libre7.6%

Dual4.9%


10.5%

Carboeléctrica8.0%



29.0%

Eoloeléctrica0.7%

Hidroeléctrica9.7%


2016 bajo

314,830 GWh


Gen. dist. (LyFC)0.1%Combustión

interna0.5%

Turbogás0.5%

Libre7.6%

Dual4.9%


10.5%

Carboeléctrica8.0%



29.0%

Eoloeléctrica0.7%

Hidroeléctrica9.7%


2016 alto

388,662 GWh


Hidroeléctrica8.2%

Eoloeléctrica0.6%


25.5%




7.2%

Dual4.0%

Libre16.0%

Turbogás0.04%




2016 alto

388,662 GWh


Hidroeléctrica8.2%

Eoloeléctrica0.6%


25.5%




7.2%

Dual4.0%

Libre16.0%

Turbogás0.04%




6 - 11

6.4.2 Requerimiento de combustibles fósiles

Tales requerimientos para los escenarios alto y bajo en comparación con el de planeación, se presentan en la fi gura 6.7 y los cuadros 6.11 y 6.12.

Requerimientos de combustiblesEscenarios de planeación, alto y bajo del servicio público

Figura 6.7

Carbón20.5%

Diesel0.9%

Combustóleo39.0%

Gas CFE + LyFC

18.5%

Gas PIE21.1%

2005 real

4,377 Terajoules / día

Carbón20.5%

Diesel0.9%

Combustóleo39.0%

Gas CFE + LyFC

18.5%

Gas PIE21.1%

2005 real


2016 planeación


Gas PIE33.6%

Gas CFE + LyFC

26.5%

Combustóleo13.6%

Gas para tipo libre

4.0%Diesel0.1%

Carbón22.1%

2016 planeación


Gas PIE33.6%

Gas CFE + LyFC

26.5%

Combustóleo13.6%

Gas para tipo libre

4.0%Diesel0.1%

Carbón22.1%

2016 bajo


Gas PIE34.5%

Gas CFE + LyFC

27.5%

Combustóleo16.7%

Gas para tipo libre3.8%Diesel

0.2%Carbón17.9%

2016 bajo


Gas PIE34.5%

Gas CFE + LyFC

27.5%

Combustóleo16.7%

Gas para tipo libre3.8%Diesel

0.2%Carbón17.9%

2016 alto


Gas PIE31.1%

Gas CFE + LyFC

25.2%

Combustóleo12.4% Gas para tipo

libre7.3%

Diesel0.2%Carbón

24.0%

2016 alto


Gas PIE31.1%

Gas CFE + LyFC

25.2%

Combustóleo12.4% Gas para tipo

libre7.3%

Diesel0.2%Carbón

24.0%

6 - 12

Requerimientos de combustibles Escenarios de planeación, alto y bajo del servicio público

Cuadro 6.11

Combustible Unidades 2005 Escenario 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

real

Planeación 33.1 42.8 41.2 39.1 34.7 33.7 31.4 29.5 25.9 21.9 19.4

Combustóleo Mm3 41.1 Alto 33.1 42.9 41.7 39.4 35.1 34.2 31.6 29.2 25.0 21.2 19.1

día Bajo 33.1 42.7 40.8 38.4 34.2 33.3 31.3 29.8 27.0 23.3 21.7

Planeación 56.4 54.2 57.7 67.1 69.0 75.4 84.2 91.0 97.4 99.0 100.0

Gas MMm3 49.1 Alto 56.4 55.1 59.4 70.6 73.0 81.9 87.5 94.3 101.9 103.8 107.2

día Bajo 56.4 52.0 54.0 62.2 61.0 65.6 72.0 79.4 86.1 89.6 93.0

Planeación 926.4 184.7 262.5 286.0 231.1 218.0 296.0 366.9 263.7 305.5 215.4

Diesel m3 940.8 Alto 926.4 211.0 298.5 339.1 305.7 284.8 398.2 260.9 354.3 259.1 283.7

día Bajo 926.4 174.5 223.9 236.9 195.9 258.8 313.5 247.0 328.8 190.3 238.3

Planeación 14.7 15.3 15.3 15.2 16.3 17.1 17.0 16.7 17.6 19.5 22.4

Carbón MMtonc 14.9 Alto 14.7 15.6 15.3 15.2 16.3 17.1 17.0 17.6 20.1 23.1 25.7

día Bajo 14.7 15.3 15.3 15.2 16.3 17.1 17.0 16.7 16.8 17.1 17.2

Requerimientos de combustibles respecto al escenario de planeación del servicio público(valores en por unidad)

Combustible Escenario 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Planeación 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00

Combustóleo Alto 1.00 1.00 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 0.99 0.97 0.96 0.98

Bajo 1.00 1.00 0.99 0.98 0.98 0.99 1.00 1.01 1.04 1.06 1.12

Planeación 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00

Gas Alto 1.00 1.02 1.03 1.05 1.06 1.09 1.04 1.04 1.05 1.05 1.07

Bajo 1.00 0.96 0.94 0.93 0.89 0.87 0.85 0.87 0.88 0.91 0.93

Planeación 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00

Diesel Alto 1.00 1.14 1.14 1.19 1.32 1.31 1.35 0.71 1.34 0.85 1.32

Bajo 1.00 0.94 0.85 0.83 0.85 1.19 1.06 0.67 1.25 0.62 1.11

Planeación 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00

Carbón Alto 1.00 1.01 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.05 1.15 1.18 1.15

Bajo 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 0.96 0.87 0.77

Cuadro 6.12

A - 1

A.1 Antecedentes

El cuadro A.1 muestra la capacidad instalada al primero de enero de 2006.

De los dos grupos que conforman la producción hidroeléctrica, el que cuenta con capacidad de regulación está integrado por las diez Grandes Centrales Hidráulicas (GCH): Angostura, Chicoasén, Malpaso y Peñitas (río Grijalva); Caracol, Infi ernillo y Villita (río Balsas); Temascal (ríos Tonto y Santo Domingo); Aguamilpa (río Santiago), y Zimapán (río Moctezuma).

El vaso de Angostura permite hacer desplazamientos interanuales de su energía, lo que contribuye a unaoperación más económica y confi able 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. No se incluye la planta El Cajón, la cual está programada para entrar en servicio durante el primer semestre de 2007.

A fi n de minimizar derrames, las hidroeléctricas sin regulación están obligadas a generar en periodos cortos (semanales o diarios) las aportaciones que reciben. Para fi nes de planifi cación con unidad de tiempo mensual, su estadística se expresa en términos de GWh y en promedio producen 6,639 GWh anuales.

El cuadro A.3 muestra la distribución histórica de la generación durante los últimos diez años.

Capacidad MW %

24.1

18.9

5.1

75.9

Tipo de generaciónNúmero de centrales

Número de unidades

89 275

10

69

47

175

33,203.5

Hidroeléctricas 79 222 10,535.9

100.0

Con regulación

Sin regulación

8,286.0

2,249.9

Total 168 497 43,739.4

Termoeléctrica y eoloeléctrica

Angostura Chicoasén Malpaso Peñitas Caracol Infiernillo VillitaComposición

(MW)5 x 180 8 x 300 6 x 180 4 x 105 3 x 200

4 x 160 2 x 180

4 x 70.004 x 38.5 2 x 100

3 x 320 2 x 146

Capacidad (MW)

900 2,400 1,080 420 600 1,000 280 354 960 292

Volumen Útil Máximo

( MMm3 )13,170 216 9,317 130 809 6,054 224 8,828 2,629 699

Aportaciones Tipo Medio 2 /

( MMm3 )10,015 2,201 5,537 3,693 5,225 10,274 0 15,395 5,498 798

Índice de Regulación 5 /

%131 2 52 1 15 39 1 57 48 88

Aguamilpa ZimapánConcepto Grijalva Balsas Temascal

1/

3/ 4/

Composición de la capacidad en el Sistema Interconectado Nacional al primero de enero de 2006

Cuadro A.1

Capacidades e índices de regulación de las grandes centrales hidroeléctricas

Cuadro A.2

1/ Al integrar los almacenamientos de Cerro de Oro y Temascal2/ Cuenca propia, con las aportaciones del periodo 1952 – 2004 (53 años)3/ Al integrar las aportaciones de los ríos Tonto y Santo Domingo4/ A partir de muestra sintética proporcionada por la coordinación de Proyectos Hidroeléctricos, 1981 – 2040 (60 años)5/ El resultado de dividir el volumen útil de la hidroeléctrica en cuestión, entre las aportaciones tipo medio de toda su cuenca

ANEXO A POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

A - 2

A.2 Curva recomendada de niveles (CRN) en las GCH

Defi ne la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación, para aumentar o reducir la producción cuando se esté por arriba o por debajo de dicha curva. De seguir la recomendada, la producción de la central se maximiza.

En el cuadro A.4 se presentan las CRN para cada unade las GCH, obtenidas de simular su operación con la meta de maximizar su generación y con base

en la estadística de los 54 años disponibles en la

muestra histórica 1952 – 2005 (para Angostura —la única hidroeléctrica de regulación multianual— se determinó una curva de niveles máximos que no debe ser rebasada a fi n de minimizar la posibilidad de derrames, incluso si se presentaran las aportaciones correspondientes al año más húmedo de la muestra disponible).

Se destaca que cada año se incrementa el tamaño de la muestra de aportaciones, lo cual permite revisar anualmente la curva límite de niveles de Angostura y las CRN de las otras hidroeléctricas.

GWh 31,442 26,430 24,616 32,713 33,075 28,435 24,862 19,753 25,076 27,611

% 21.9 17.2 15.1 19.0 18.2 15.6 13.0 10.3 12.8 13.4Tipo de

añomedio seco medio húmedo medio seco seco seco seco medio

GWh 111,978 127,159 138,367 139,557 148,855 153,358 165,760 171,881 171,077 178,318

% 78.1 82.8 84.9 81.0 81.8 84.4 87.0 89.7 87.2 86.6

GWh 143,420 153,589 162,983 172,270 181,930 181,793 190,622 191,634 196,153 205,929

% 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

20033/1997

Termoeléctrica 1/, 2/ y eoloeléctrica

Total

2002 2004

Hidroeléctrica

20051998 1999 2000 2001Tipo de generación Unidades 1996

Distribución histórica de la generación en el Sistema Interconectado Nacional, 1996 – 2005

1/ Incluye en todo el periodo al Área Noroeste (la Región Noroeste se integró al SIN en marzo de 2005)2/ Incluye PIE a partir de 20003/ Incluye arrendamiento (800.9 GWh)

Cuadro A.3

Curvas recomendadas de niveles (msnm) 1/, 2/

1952 – 2005 (54 años)

1/ GCH 2/ Al día primero de cada mes3/ Niveles impuestos por la CNA al primero de cada mes (msnm)4/ Generación mínima impuesta por operación (GWh/mes)5/ Requerimiento por sistema eléctrico, Cenace6/ Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo7/ Local8/ Niveles que no deben de ser excedidos para maximizar la generación esperada y minimizar la esperanza de derrame9/ Curva recomendada de niveles al primero de cada mes (msnm), determinadas con la estadística de aportaciones 1952-2005 (54 años)10/ Con muestra sintética 1981-2000 (60 años), de la CPH

Cuadro A.4

Capacidad efectiva instalada (MW)

Niveles de control (msnm)

Volumen útil (MMm3) y energía almacenada (GWh)

Restricciones3/ 4/

5/

8/ 4/ 5/

9/ 3/ 4/ 6/

9/ 4/ 7/

9/ 4/ 5/

9/ 3/ 4/ 6/

9/ 4/ 7/

9/ 3/ 4/ 5/

9/ 4/5/

9/ 4/ 5/

9/ 10/

Enero 20 533.00 58 392.50 182.00 110 182.00 52 87.40 26 521.00 70 168.50 29 51.20 64.21 33 63.10 40 219.00 52 1,560.00

Febrero 20 532.90 58 392.50 99 182.10 47 87.40 23 520.52 63 168.50 26 51.20 30 62.10 36 218.00 47 1,560.00

Marzo 20 532.70 58 392.50 110 179.90 52 87.40 26 519.65 70 167.10 29 51.20 33 60.60 40 217.00 52 1,560.00

Abril 20 530.80 58 392.50 107 172.90 50 87.40 25 518.41 68 157.40 28 51.20 32 59.30 39 216.00 50 1,559.00

Mayo 20 527.80 58 392.50 110 168.80 52 87.40 26 516.00 70 150.00 29 51.20 33 57.90 40 215.50 52 1,555.00

Junio 524.50 20 524.50 58 392.50 178.00 107 164.90 50 87.40 25 515.00 152.25 68 146.40 28 51.20 52.21 32 52.20 39 215.00 50 1,551.00

Julio 524.50 20 523.00 58 392.50 176.00 110 158.30 52 87.40 26 514.50 150.00 70 145.00 29 51.20 52.21 33 52.00 40 212.00 52 1,546.00

Agosto 524.50 20 521.00 58 392.50 174.00 110 165.50 52 87.40 26 514.00 154.50 70 145.60 29 51.20 56.21 33 53.80 40 210.00 52 1,535.00

Septiembre 526.00 20 522.00 58 392.50 171.50 107 166.40 50 87.40 25 515.00 158.00 68 150.00 28 51.20 58.71 32 58.40 39 212.00 50 1,540.00

Octubre 530.00 20 527.00 58 392.50 176.18 110 175.00 52 87.40 26 518.00 165.00 70 155.00 29 51.20 61.21 33 61.10 40 216.00 52 1,545.00

Noviembre 20 533.00 58 392.50 182.00 107 180.00 50 87.40 25 520.00 68 159.00 28 51.20 64.21 32 64.20 39 218.00 50 1,556.00

Diciembre 20 533.00 58 392.50 182.00 110 182.00 52 87.40 26 521.00 70 169.00 29 51.20 64.21 33 63.80 40 220.00 52 1,560.00

Aguamilpa ZimapánInfiernillo

1,520.00

51.20

41.73 44.20

220.00

190.00

169.00

140.00

Centrales Angostura Chicoasén Malpaso Peñitas

5 X 180

900

539.50

6 X 180

224 8,792 2,629

Caracol Villita Temascal

6,054

4 X 70

280

(4X160) + (2X180)

1,00711 469 1,983 20 912

66.50

1,01213,498 165 2,580

951

533.00

500.00

392.50

380.00

Composición

Total

Name

Namino

Namo

739

8 X 300

2,400

395.00

1,080

188.00

182.50

144.00

4 X 105 3 X 200

Mes

600420

521.00

13013,170 212 9,317Al Namo

2 X 146

292

1,563.00

1,560.00

85.00

523.60 232.00

(4X38.5) + (2x100)

3541,000

176.40

495.00

95.50

87.40

56.73

3 X 320

960

68.50

A - 3

A.3 Aportaciones hidráulicas

A fi n de conocer la variabilidad de las aportaciones mensuales a las GCH, en la fi gura A.1 se muestran los valores promedio registrados durante los 54 años disponibles en la muestra.

La clasifi cación 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 —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 fi gura—.

En el cuadro A.5 se identifi ca la clasifi cación de acuerdo con la información estadística de aportaciones en millones de metros cúbicos. A partir de las CRN se simula la operación y se determina la generación hidroeléctrica correspondiente.

Años tipo húmedo

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Años tipo medio Años tipo seco

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

MMm3/mes

Años tipo húmedo

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Años tipo medio Años tipo seco

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

MMm3/mes

Aportaciones de cuenca propia a las grandes centrales hidroeléctricas1952 – 2005 (54 años)

Figura A.1

A - 4

La fi gura A.2 muestra la magnitud anual de las aportaciones históricas 1952 – 2005, convertidas a energía eléctrica para el parque hidroeléctrico actualmente en operación. Se hace énfasis en el hecho de que para las GCH se han calculado con base en los consumos específi cos (m3/kWh) correspondientes al seguir las CRN.

Clasifi cación de años típicosGeneración hidroeléctrica 1/

Años tipo seco

Energía anual (GWh)

Años tipo medio


Años tipo húmedo


1 2002 20,159 1953 26,255 1966 31,884

2 1994 20,187 1989 26,674 1959 32,337

3 1987 22,559 1982 26,702 1973 32,378

4 1997 22,884 1975 27,825 1999 32,695

5 1957 23,097 1988 27,919 1969 33,175

6 1986 23,813 1980 28,042 1956 33,192

7 2001 24,434 1976 28,154 1984 33,863

8 2003 25,101 1974 28,254 1958 33,960

9 2004 25,228 1972 28,357 1952 34,776

10 1977 25,406 1967 28,459 1970 36,009

11 1991 25,957 1995 28,624 1981 36,351

12 1983 26,225 1962 29,022 1955 36,685

13 1979 29,035

14 1978 29,060

15 1965 29,130

16 1961 29,230

17 1998 29,292

18 2000 29,302

19 1993 29,534

20 2005 29,669

21 1985 29,833

22 1968 30,005

23 1971 30,105

24 1996 30,124

25 1954 30,319

26 1992 30,546

27 1963 30,917

28 1990 31,262

29 1964 31,441

30 1960 31,609

Promedio 12 años 23,754 30 años 29,157 12 años 33,942

P2/: 22%

No.

P2/: 24% P2/: 54%

1/ 1952 – 2005 (54 años históricos)2/ Probabilidad de ocurrencia


secoAño tipo

medio

húmedoPromedio 23,754 29,157 33,942

-5,402 0 4,785

Nota: Menor a 26,225 GWh/año, año tipo seco

Entre 26,225 y 31,884 GWh/año, año tipo medio

Mayor a 31,884 GWh/año, año tipo húmedo

Diferencia de energía respecto al año tipo medio

Cuadro A.5

A - 5

Los años tipo húmedo se acumulan principalmente durante los primeros de la muestra. Destaca que en 2001, 2002, 2003 y 2004 se presenta el único caso disponible donde concurrieron cuatro años secos consecutivos a nivel nacional. Es de llamar la atención que a pesar de los ciclones que azotaron el sureste el año pasado (Stan y Wilma), las aportaciones fueron tan bajas en otras cuencas de CFE que a nivel nacional se registró tipo año medio.

A.4 Degradación en potencia por unidad de energía extraida

En la fi gura A.3 se muestran las curvas de degradación para Angostura, Malpaso, Infi ernillo, 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.

1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Años tipo húmedo Años tipo medio Años tipo seco

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

AÑO

GWh/AÑO

1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Años tipo húmedo Años tipo medio Años tipo seco

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

AÑO

GWh/AÑO

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

AÑO

GWh/AÑO

Conversión a energía eléctrica de las aportaciones a las centrales hidroeléctricas del sistema1/

1/ Con y sin regulación. Incluyen las del área Noroeste

Figura A.2

A - 6

Las centrales Zimapán, Temascal y Angostura son poco sensibles a su nivel de operación, lo que no ocurre en las otras, especialmente Malpaso e Infi ernillo.

Para garantizar una mayor economía, las GCH deben operarse a sus niveles más altos posibles. Ello con objeto de maximizar su generación esperada atendiendo las restricciones operativas impuestas por la CNA y las de extracción mínima. Estos niveles

más altos posibles están determinados por la CRN decada una de las GCH.

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 fi n de obtener las curvas de la fi gura A.4 para diferentes niveles de operación.

Degradación en potencia por unidad de energía extraída (dp/dw)1/

1/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO

Figura A.3

Volumen (MMm3)

Energía almacenable en las grandes centrales hidroeléctricas1/

1/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO

Figura A.4

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

0% 25% 50% 75% 100%

Energía almacenada ( GWh )

MalpasoInfiernillo

Temascal, Zimapán yAguamilpa

Angostura

NAMONAMINO

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

0% 25% 50% 75% 100%

Energía almacenada ( GWh )

MalpasoInfiernillo

Temascal, Zimapán yAguamilpa

Angostura

NAMONAMINO

Degradación en potencia

( MW / GWh )

Infiernillo

Temascal

Malpaso

Angostura

Volumen ( MMm3 )

Aguamilpa

Zimapán

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

NAMINO NAMO

Degradación en potencia

( MW / GWh )

Infiernillo

Temascal

Malpaso

Angostura

Volumen ( MMm3 )

Aguamilpa

Zimapán

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

NAMINO NAMO

A - 7

Angostura es sin duda la de mayor capacidad de almacenamiento, no sólo por los efectos de su generación propia (con relativamente bajo consumo específi co) 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 fi gura A.5 se muestran las envolventes superior

A.7 Generación hidroeléctrica 2006 - 2016

El cuadro A.6 presenta la evolución esperada de la generación, de acuerdo con los estudios de coordinación hidrotérmica realizados para el escenario de planeación.

e inferior de la energía almacenada al día primero de cada mes y desde 1999, así como su evolución en 2006.

En septiembre de 2006, la energía disponible fue de 13,376 GWh; al fi nal del año se tendrá un almacenamiento de 16,833 GWh —con aportaciones de tipo año medio—.

Nótese que a pesar de suponer aportaciones de tipo año seco en 2007, la generación hidroeléctrica sería del orden de 26,000 GWh y 29,000 GWh en 2008.

De acuerdo con el PRC, en 2006 - 2016 entrarán en servicio las centrales hidroeléctricas indicadas en el cuadro A.7.

Envolventes de energía almacenada 1999 – 2005 y su evolución mensual en 20061/

Grandes centrales hidroeléctricas

1/ Niveles proporcionados por la Subdirección de Generación

Figura A.5

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

GWhFecha de actualización: 060901

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

22,446

7,493

22,446

7,493

19,896Superior

Inferior

2006 13,376 GWh

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

GWhFecha de actualización: 060901

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

22,446

7,493

22,446

7,493

19,896Superior

Inferior

2006 13,376 GWh

A - 8

A.8 Política de operación 2006 - 2016

De enero a agosto de 2006, las aportaciones fueron de tipo año medio. Aún no puede asegurarse —al comenzar septiembre— cómo se comportarán el resto del año. Sin embargo, puede inferirse que:

• Por el alto nivel actualmente disponible en Angostura, se facilitará hacer desplazamientos de almacenamientos para que el resto de las GCH se ajusten a sus CRN, lo que se podría lograr totalmente en el presente año. Esto

permitirá minimizar los requerimientos de combustibles y por tanto, el costo de operación

del sistema eléctrico, así como redistribuir adecuadamente la energía almacenada

• Ante aportaciones de tipo año medio o mayores en 2007, la generación hidroeléctrica correspondiente será superior a 30,000 GWh

Se ha simulado la operación del sistema eléctrico para una gran cantidad de escenarios. Como consecuencia se puede demostrar que la política más económica en el largo plazo ―cuatro años o más― implica generar con Angostura a un régimen tal que permita ajustar los niveles de operación del resto de las GCH a sus CRN (con énfasis en Malpaso e Infi ernillo). Ver incisos A.2 y A.4.

Cuadro A.6

Distribución de la generación 1/ en el Sistema Interconectado NacionalEscenario de planeación 2006-2016

Aportaciones Generación ( GWh )

Tipo Termoeléctrica1/ % Hidroeléctrica % Total 2/ %

2006 3/ 206,899 86.4 32,659 13.6 239,557 4/ 100.0

2007 Seco 195,112 87.6 27,629 12.4 222,740 100.0

2008 Medio 202,180 86.8 30,776 13.2 232,956 100.0

2009 Medio 214,548 87.8 29,834 12.2 244,382 100.0

2010 Medio 225,914 87.7 31,697 12.3 257,612 100.0

2011 Medio 238,895 88.1 32,222 11.9 271,117 100.0

2012 Medio 251,733 88.6 32,266 11.4 283,999 100.0

2013 Medio 266,237 89.2 32,241 10.8 298,478 100.0

2014 Medio 282,181 89.8 32,170 10.2 314,351 100.0

2015 Medio 296,695 89.9 33,153 10.1 329,848 100.0

2016 Medio 314,002 90.8 31,834 9.2 345,835 100.0

Año

1/ Incluye la tecnología eoloeléctrica2/ No incluye autoabastecimiento remoto, local ni exportación a USA3/ Enero-agosto: real; septiembre-diciembre: tipo año medio4/ Enero-junio: real; julio-diciembre: pronóstico

Centrales hidroeléctricas en programa, 2006 - 2016

Central Unidad Capacidad (MW) Año Mes

El Cajón 1 377 2007 mayo

El Cajón 2 377 2007 agosto

La Yesca 1 375 2011 febrero

La Yesca 2 375 2011 mayo

Río Moctezuma varias 139 2012 abril

Repotenciación Infiernillo 200 2014 abril

Ampliación Villita 400 2014 abril

La Parota 1 300 2015 abril

La Parota 2 300 2015 julio

La Parota 3 300 2015 octubre

Ampliación Zimapán 566 2016 noviembre

Total 3,709

Cuadro A.7

A - 9

0

4,000

8,000

12,000

16,000

20,000

24,000

GWh

15,000 GWh al 1° de enero de

cada año

12,212

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

21,673 GWh, si todas las GCH estuvieran al NAMO

13,210

12,059

2014

16,833

12,855

2015 201620060

4,000

8,000

12,000

16,000

20,000

24,000

GWh

15,000 GWh al 1° de enero de

cada año

12,212

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

21,673 GWh, si todas las GCH estuvieran al NAMO21,673 GWh, si todas las GCH estuvieran al NAMO

13,210

12,059

2014

16,833

12,855

2015 20162006

Aun en detrimiento del alto almacenamiento global de energía ocasionado por el hecho de reducir el nivel de Angostura (véase fi guras A.3, A.4 y A.6), es indispensable hacer las transferencias necesarias a las otras GCH para operar más económicamente el sistema eléctrico y enfrentar contingencias regionales mayores.

Las fi guras A.6, A.7 y A.8 muestran la evolución esperada de la energía almacenada en las GCH para 2006-2016, así como las correspondientes curvas de niveles para Angostura y Malpaso. La estimación de la energía alamacenada se comparacon la que resulta de seguir la CRN en cada

hidroeléctrica -fi gura A.6-. Como se señalo en elinciso A.2, la CRN es la curva que históricamente reporta la máxima producción anual esperada.

Con base en las premisas supuestas (mercado eléctrico, entrada de nuevas unidades, retiros,autoabastecimiento, disponibilidad termoeléctrica, aportaciones, escenario de precios de combustibles, etc.), se espera que en enero de 2007 la energíaalamcenada sea de 16,833 GWh. A principios de2008, aun bajo aportaciones de tipo año seco en 2007, será superior a la restricción de alamcenamiento para el primero de enero de cada año: 15,000 GWh.

Energía almacenada en las GCH 1/, 2/

1/ Hipótesis de aportaciones: Periodo Aportaciones tipo ene – ago, 2006 reales sep – dic, 2006 año medio 2007 año seco 2008 – 2016 año medio

2/ De acuerdo a la CRN de cada una de las GCH

Figura A.6

Los niveles mínimos en Angostura y Malpaso al primero de mes durante 2006 fueron de 524.3 msnm y 170.0 msnm en junio y septiembre respectivamente, y los esperados al uno de enero de 2007 son de 527.2 msnm y 182.0 msnm.

A - 10

De la información en las fi guras A.7 y A.8 se deduce que con la política de operación considerada, el nivel en Angostura no descenderá de la cota 521 msnm, aun con aportaciones de año tipo seco en 2007.

En el caso particular de Malpaso, éste tendría condiciones accesibles para operar continuamente ajustándose a su CRN, igual que el resto de las GCH ―lo que no se muestra―.

Evolución esperada del nivel de operación de la central hidroeléctrica Angostura 1/, 2/

Curva límite de niveles

NAMO: 533.0

NAMINO: 500.00

524.3

527.9

525.2

521.0

527.9

532.3

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20162006500

504

508

512

516

520

524

528

532

536

msnm

Curva límite de niveles

NAMO: 533.0NAMO: 533.0

NAMINO: 500.00NAMINO: 500.00

524.3

527.9

525.2

521.0

527.9

532.3

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20162006500

504

508

512

516

520

524

528

532

536

msnm


2/ De acuerdo a la CRN de cada una de las GCH

Figura A.7

A - 11

Desde el punto de vista de la potencia efectiva disponible por nivel después de descontar los requerimientos de mantenimiento en las GCH, de ajustarse todas ellas a sus CRN (excepto Angostura), su degradación máxima respecto a la capacidad efectiva instalada en 2006 (8,286 MW) será de hasta 350 MW. De no efectuarse así, la pérdida sería mayor.

Es de suma importancia reconocer que las restricciones de generación mínima en el parque termoeléctrico, especialmente en los PIE (se les ha supuesto 50%), restan fl exibilidad a la operación de las GCH ya que Angostura tiende a operar por arriba de sus niveles de seguridad, lo que repercute no solo en mayores riesgos de inundaciones en la cuenca del río Grijalva, sino en una menor generación de las GCH. Esto se refl ejaría también en costos de operación del SIN considerablemente mayores.

Evolución esperada del nivel de operación de la central hidroeléctrica Malpaso1/

172.4

NAMO: 182.50

NAMINO: 144.00

158.3Curva

recomendada de niveles

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20162006144

148

152

156

160

164

168

172

176

180

184

188

msnm

172.4

NAMO: 182.50NAMO: 182.50

NAMINO: 144.00NAMINO: 144.00

158.3Curva

recomendada de niveles

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20162006144

148

152

156

160

164

168

172

176

180

184

188

msnm


Figura A.8

B - 1

B.1 Introducción

Por su importancia dentro de la economía del país, la expansión del sistema eléctrico está ligada a los planes nacionales de desarrollo, primordialmente a través de la previsión de la demanda, que toma en cuenta de manera anticipada el curso de la actividad económica, el crecimiento de la población y la infl uencia de otras fuerzas que actúan sobre el consumo de electricidad a lo largo del tiempo.

La planifi cación del sector eléctrico se integra a la energética al establecer, en coordinación con otros, prioridades en el uso de recursos limitados, planes de importación y exportación de energéticos, políticas de diversifi cación, programas de desarrollo de usos múltiples (irrigación, agua potable, generación de energía eléctrica), etc. Además, la programación de inversiones para su expansión toma en cuenta la disponibilidad limitada de capital a través del análisis fi nanciero.

La planifi cación del sector eléctrico tiene como objetivo diseñar el programa de expansión del SEN que sirva como base para defi nir las obras e inversiones a realizar, para satisfacer la demanda futura a costo mínimo y con nivel adecuado de confi abilidad y calidad, respetando las disposiciones nacionales en materia energética, social, fi nanciera y ambiental.

Si bien en la LSPEE se establece que CFE debe elaborar un POISE para los próximos 10 años, los estudios de expansión y los modelos de optimización utilizados en el desarrollo no se limitan a ese periodo. Por el contrario, el análisis abarca un horizonte de largo plazo, en el que el desempeño, los costos y los benefi cios de las nuevas obras son considerados en las decisiones de expansión. Por ejemplo, una central termoeléctrica tiene un período de construcción de aproximadamente cuatro años y una vida útil de 25, 30 y, para el caso de las hidroeléctricas, hasta de 50 años.

Los estudios para la defi nición del plan de expansión óptimo son bastante complejos por la cantidad de elementos y variables que se consideran. Además, estas últimas involucran un alto grado de incertidumbre en los supuestos básicos, principalmente en el largo plazo, como son:

• Evolución de la demanda de energía eléctrica

• Disponibilidad y precios de los combustibles

• Avances tecnológicos en la generación y transmisión de energía eléctrica

• Costos de inversión de los proyectos

Aunado a ello, en la formulación del plan de expansión de largo plazo se toman en cuenta los aspectos aleatorios que afectan la seguridad del suministro de energía eléctrica, como salidas forzadas de los equipos de generación y transmisión por fallas en sus componentes principales, y/o condiciones hidrológicas adversas (años tipo seco), entre otros.

Por todo lo anterior, y considerando los problemas de dimensión para representar completamente la estructura existente de los subsistemas de generación y/o transmisión con todos sus elementos y variables, el análisis se limita a un horizonte de 20 años, en el cual se considera una cartera de proyectos con la mayor cantidad y diversidad de tecnologías disponibles, que compitan en el proceso de decisiones mediante el cual se defi nen los planes de expansión óptimos.

B.2 Metodología de planifi cación del SEN

La planifi cación de todo sistema de potencia idealmente debe abarcar la generación y la transmisión en una sola formulación. Sin embargo, por la magnitud y complejidad del problema, esto es prácticamente imposible. Por ello, se analiza por etapas en un orden defi nido que asegura la congruencia entre las soluciones, con objeto de lograr una optimización global.

En primer lugar, el planteamiento se realiza dividiéndolo en tres etapas temporales denominadas: corto, mediano y largo plazos; y además, los subsistemas de generación y de transmisión se evalúan por separado. A su vez, el estudio de la red de transmisión se puede subdividir en red nacional, redes regionales y de distribución.

B.2.1 Etapas del estudio de la expansión del sistema eléctrico

Este tipo de estudios tiene, en cada horizonte, los siguientes objetivos:

1. A largo plazo, defi nir lineamientos para la evolución del sistema bajo diferentes escenarios económicos, demográfi cos, tecnológicos, ambientales y de política energética

2. En el mediano plazo, estructurar un programa de obras de generación y transmisión congruente con las conclusiones del análisis de largo plazo

3. Para el corto plazo, tomar decisiones a fi n

ANEXO B VISIÓN A LARGO PLAZO EN LA PLANIFICACIÓN

B - 2

de poner en práctica el programa anterior, así como adaptarlo a las condiciones que prevalecen en el momento

Las diferentes fases de los estudios de expansión se ilustran en el cuadro B.1. De izquierda a derecha, en la primera columna se defi nen las tres etapas temporales en función del año en curso denominado

El ciclo de planifi cación del sistema eléctrico es anual y se desarrolla en el orden siguiente:

1. Estimación del crecimiento del mercado eléctrico (en función del consumo y demanda de energía)

2. Expansión del sistema de generación

por N; en la segunda se describen los objetivos para el sistema de generación en cada periodo. De la tercera a la quinta, se indican los alcances de los estudios de red nacional, regional y de distribución. Además, en el mismo cuadro está implícito un orden de ejecución de los mismos, iniciando en la esquina superior izquierda y continuando a la derecha y hacia abajo.

3. Estudios de expansión de redes de transmisión y subtransmisión

4. Programa de obras e inversiones

En la fi gura B.1 se muestra de manera esquemática el proceso de planifi cación que concluye con la elaboración del POISE.

Nacional Regional Distribución

Largo plazo de N+10 a N+30

Lineamientos para la estructura del sistema de generación

Lineamientos para localización de centrales y transmisión en bloque

Mediano plazo de N+4 a N+10

Programa de requerimientos de capacidad (PRC)

Programa de obras de transmisión

Programa de subestaciones y líneas

Corto plazo de N+1 a N+4

Ajuste de decisiones Modificaciones de detalle a las redes

Modificaciones de detalle a las redes

Programa de obras de distribución

Redes eléctricasPeriodo de estudio Sistema de generación

Etapas de planifi cación del sistema eléctrico

Cuadro B.1

Proceso de planifi cación

Figura B.1

Pronóstico de precios

de combustibles

Costos típicos de obras

Planificación de la expansión del sistema

de generación

Planificación de laexpansión del sistema

de transmisión

Análisis y pronóstico de la demanda deenergía eléctrica

Estudios de factibilidad deincorporación de proyectos

de cogeneración y autoabastecimiento

Estudios de interconexionesfronterizas de importación y deexportación de energía eléctrica

Evaluacióneconómica de

proyectos

Programa de obrasde generación y

transmisión

Determinación de las inversiones

requeridas

Programa de producción y combustibles

Programa de Obrase Inversiones

del Sector Eléctrico(POISE)

Evaluación financierade proyectos

Pronóstico de precios

de combustibles

Costos típicos de obras

Planificación de la expansión del sistema

de generación

Planificación de laexpansión del sistema

de transmisión

Análisis y pronóstico de la demanda deenergía eléctrica

Estudios de factibilidad deincorporación de proyectos

de cogeneración y autoabastecimiento

Estudios de interconexionesfronterizas de importación y deexportación de energía eléctrica

Evaluacióneconómica de

proyectos

Programa de obrasde generación y

transmisión

Determinación de las inversiones

requeridas

Programa de producción y combustibles

Programa de Obrase Inversiones

del Sector Eléctrico(POISE)

Evaluación financierade proyectos

B - 3

B.2.2 Etapas en los estudios de expansión del sistema de generación

Se subdividen en tres: en la primera se parte de la actualización del catálogo de costos y parámetros de proyectos candidatos, basado en estudios de identifi cación, evaluación y factibilidad de proyectos y tecnologías.

En la segunda, se determina la mezcla óptima de tecnologías de generación, a partir del análisis de diversos escenarios energéticos a largo plazo, dentro de los cuales se realiza una primera aproximación consistente en un proceso de optimización denominado “libre”. En éste se determina un plan de expansión que no considera restricciones en el número de plantas a instalar de cada tecnología, ni en la disponibilidad de combustibles, infraestructura de recepción y transporte de los mismos y sitios para ubicación de centrales. Finalmente, se defi ne la programación de los proyectos para un horizonte de 10 años.

En la tercera, se defi ne la localización de las plantas con base en la regionalización del sistema eléctrico nacional, considerando los costos de inversión y operación en cada región y los de las interconexiones necesarias.

B.2.3 Incorporación de los nuevos proyectos de autoabastecimiento y cogeneración en el SEN

Instalar nuevas plantas privadas para autoabastecimiento y cogeneración infl uye de manera importante en la planifi cación del SEN, ya que se requiere incrementar la capacidad de reserva y adaptar la red eléctrica para proporcionar los servicios de transmisión y respaldo necesarios.

En los estudios de expansión de largo plazo, se considera la mejor estimación del programa de este tipo de proyectos, considerando el escenario con mayor probabilidad de realización. En consecuencia, el programa de expansión de generación se defi ne tomando en cuenta la incorporación de los mismos. Sin embargo, ante los cambios provocados por la incertidumbre inherente al programa de autoabastecimiento y cogeneración, principalmente en el corto y mediano plazos, se realizan ajustes posteriores a la conclusión de los estudios de planifi cación.

Incorporar proyectos no considerados en los estudios, representa desplazar centrales de generación cuya ubicación, capacidad, tecnología y red asociada son el resultado de una optimización integral del SEN.

En los últimos años han entrado en operación varias plantas de cogeneración y autoabastecimiento con capacidad importante. La mayoría de éstas ha solicitado servicios de transmisión y respaldo y han dispuesto de la infraestructura de la red del SEN.

Para proporcionarlos, ha sido necesario instalar reserva adicional de generación y realizar ajustes en el programa de expansión de la red de transmisión.

Tomando en cuenta lo anterior, se decidió modifi car el enfoque de la planifi cación para considerar de manera explícita los planes de instalación de centrales de autoabastecimiento y cogeneración a fi n de valorar su impacto en la expansión del sistema de generación.

B.2.4 Defi nición de la cartera de proyectos termoeléctricos

Para conformar la lista de estos proyectos que se propondrán en el modelo de expansión de la generación, se recurre a la elaboración de curvas de selección de tecnologías de generación (screening curves). Este método permite comparar gráfi camente los costos totales anualizados de generación de cada una de las tecnologías consideradas en el COPAR, para seleccionar aquellas que se incluirán en el proceso de optimización.

El costo anual de generación se calcula con la tasa de descuento vigente, defi nida por la SHCP, e incluye para cada central el costo anualizado de inversión y los costos de operación y mantenimiento en función del factor de planta.

En la fi gura B.2, se muestran las curvas de algunas categorías de las tecnologías más competitivas, cuyos costos anualizados totales, se determinaron con la información de costos y parámetros reportados en el documento COPAR y con la evolución de precios de combustibles 2006.

En ella se observa, a partir del contorno inferior, que la tecnología más económica para factores de planta (FP) hasta 10% es la TG industrial. Posteriormente se encuentra el CC de 798 MW para FP entre 10% y 45%, valor que resulta bajo para centrales de base. A partir de ese punto, y hasta el fi nal, las tecnologías con las mejores condiciones de costo total son ciclo combinado, carboeléctrica y nucleoeléctrica.

Las turbinas de gas aeroderivadas resultan económicamente factibles para operar a FP inferiores a 20 por ciento.

B - 4

Es importante remarcar que estas curvas únicamente son útiles para seleccionar entre las tecnologías disponibles (tipo y capacidad), las que serán consideradas en análisis de producción y/o expansión, en los cuales se involucran factores adicionales como: disponibilidad de las unidades, confi abilidad del sistema y evolución de precios de combustibles, entre otros.

B.3 Política energética

Para realizar un estudio de planifi cación realista es indispensable defi nir una política energética de largo plazo referente al desarrollo de centrales nucleoeléctricas, carboeléctricas y de otras tecnologías.

Cuando se deja libre el proceso de expansión, se observa una gran concentración de generación en algunos sitios y con predominio de las tecnologías más competitivas, lo cual conlleva cambios sustanciales en la red de transmisión principal. Por lo tanto, se hace necesario acotar el desarrollo de todas las tecnologías, considerando el número de sitios factibles y evitar, en lo posible, la concentración excesiva de capacidad.

Los lineamientos de la política energética podrían establecer las cotas superiores y las metas mínimas

porcentuales a alcanzar en un año determinado, así como la fecha para iniciar la instalación de proyectos con nuevas tecnologías.

B.3.1 Necesidad de cotas de expansión

Como resultado del análisis de un escenario en el cual se permite la participación de centrales nucleares a partir de 2015, se establecieron algunas premisas sobre la capacidad total y la periodicidad de instalación. De la misma manera, se fi jaron los límites para otras tecnologías como las carboeléctricas.

A partir de estas defi niciones, se supuso una cota de 12% a la capacidad prevista a 2026 para centrales nucleares, con lo cual se construirían en el horizonte de 20 años ocho centrales de 1,350 MW cada una, para un total de 10,800 MW en el periodo.

Adicionalmente se propuso una cota de 18% a la capacidad instalada con carboeléctricas, lo cual representa una adición a largo plazo de 18 unidades de 700 MW cada una para una capacidad total de 12,600 MW.

En el caso de tecnologías con fuentes renovables se estableció una meta de 5% para 2026. De esta manera se requerirían instalar 3,500 MW adicionales de eoloeléctricas, geotermoeléctricas

Curvas de selección de tecnologías(dólares de 2006)

Figura B.2

0

100

200

300

400

500

600

700

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

Factor de planta

TC 350 MW Carboeléctrica Super con desulfurador TG aeroderivada gas 41.3 MW

CC "G" gas 798 MW Nucleoeléctrica 1,356 MW TG industrial gas "F" 190 MW

Dól/kW-año

B - 5

y minihidroeléctricas. Una política incluyente de estas tecnologías deberá considerar los incentivos requeridos por algunas de ellas para su inclusión en el plan de expansión. En el caso de las grandes centrales hidroeléctricas, tomar en cuenta externalidades positivas podría ayudar a que aparezcan en la expansión del sistema eléctrico; sin embargo, en algunos casos se requeriría defi nir estímulos adicionales. Mantener una meta de 15% para este tipo de centrales, ayudaría a reducir los riesgos por la volatilidad de los precios de combustibles fósiles y de la incertidumbre en el suministro de esos energéticos.

Con base en las cotas descritas, la participación de la tecnología de CC en el largo plazo se mantiene en el rango de 40 por ciento.

Las cotas presentadas son el resultado del análisis de algunos escenarios desarrollados en el ejercicio de planeación y fueron defi nidas con base en la información disponible sobre:

• Sitios factibles para instalación de proyectos de generación

• Infraestructura necesaria para recepción, manejo y distribución de combustibles

• Tiempos de construcción

No obstante, se requiere mayor información (económica, política y social) para defi nir políticas energéticas con objeto de sustentar un desarrollo integral, tarea a cargo de la SENER, institución que elabora las directrices para el desarrollo sustentable del sector energético del país.

B.4 Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión de largo plazo

La industria eléctrica mexicana enfrentará el reto de satisfacer en 2026 una demanda que se estima superior a 80,000 MW. Para ello, se requerirá de una estructura de fuentes de energía primaria, y de recepción y distribución de combustibles en el territorio nacional, así como de una mayor participación de fuentes de energía renovables, que garanticen un uso sustentable de los recursos nacionales.

La capacidad adicional que requerirá el SEN en el futuro, se puede determinar combinando de muy diversas maneras las tecnologías de generación disponibles. La defi nición de una combinación óptima permitirá satisfacer la demanda prevista a un costo mínimo de largo plazo. Para 2026 se requerirá la adición de aproximadamente 55,000 MW de capacidad a fi n de cubrir los requerimientos futuros de energía eléctrica.

La evolución de los precios de los combustibles es uno de los factores más importantes en la defi nición de la mezcla de tecnologías que represente el menor costo total de largo plazo (inversión, combustible y, operación y mantenimiento).

B.4.1 Posibilidades de diversifi car las fuentes de generación

En los últimos 40 años, el crecimiento de la capacidad de generación del sector eléctrico se ha apoyado principalmente en tecnologías de hidrocarburos, que constituyen la base fundamental del sistema. Gran parte de las centrales generadoras instaladas corresponden a termoeléctricas convencionales que utilizan combustóleo.

Como se indicó en el capítulo 3, en años recientes las empresas eléctricas y los productores independientes de energía eléctrica alrededor del mundo, han mostrado una creciente preferencia por las centrales de CC. México no ha sido ajeno a la tendencia globalizada de defi nir planes de expansión con base en dicha tecnología. Como consecuencia, el programa de expansión del sistema de generación de CFE, en el mediano plazo, contiene una participación importante de este tipo de centrales que utilizan gas natural como combustible.

No obstante, CFE siempre ha considerado conveniente analizar escenarios diversifi cados de expansión del sistema de generación que reduzcan la dependencia de un programa basado mayoritariamente en una tecnología y en un solo combustible, y por lo tanto, el riesgo implícito en este tipo de decisiones.

En sus estudios, CFE ha planteado la posibilidad de incorporar, además de la tecnología de ciclo combinado, centrales carboeléctricas, hidroeléctricas, geotermoeléctricas, eoloeléctricas y nucleoléctricas. Aunque esta última ha resultado poco atractiva en años anteriores, por sus altos costos de inversión y la oposición de la opinión pública, principalmente. Sin embargo, con las perspectivas actuales de encarecimiento del gas natural y en general de los combustibles fósiles, aunado a la reducción de costos de inversión, avances tecnológicos y mejoras en la seguridad de la tecnología nuclear, la estrategia de diversifi cación cobra ahora mayor importancia.

La participación de cada tecnología en el plan de expansión del escenario de planeación se obtuvo considerando las cotas establecidas en el punto B.3, por lo que las defi niciones expuestas en los puntos subsecuentes, se basan en los resultados del ejercicio de planifi cación realizado a partir de dichas premisas.

B.4.1.1 Centrales nucleoeléctricas

Con base en el escenario de referencia de precios de combustibles 1/, la evolución correspondiente al

1/ Escenario de Precios de Combustibles 2006, Secretaría de Energía

B - 6

gas natural presenta un incremento considerable de 47% respecto al reportado en 2005. Los estudios de planeación recientes muestran que la expansión de costo mínimo se obtiene mediante una participación importante de proyectos de generación con centrales nucleares.

Si fuera posible iniciar la construcción inmediata con este tipo de tecnología, tales plantas serían seleccionadas en el mediano plazo. Sin embargo, en un plan de expansión factible, se considera la participación de centrales de este tipo hacia la parte fi nal del horizonte de estudio, con unidades de1,356 MW de capacidad bruta. En los análisis de largo plazo, se ha considerado la posibilidad de instalar 8 centrales nucleoeléctricas, lo que representaría un total de 10,800 MW.

B.4.1.2 Perspectiva de centrales carboeléctricas

Estas plantas supercríticas surgen como otra opción competitiva, cuyas adiciones deberán ser consideradas en forma acotada en el mediano plazo, lo que permitirá identifi car sitios y la estructura portuaria requerida, así como las instalaciones para manejo de carbón y cenizas.

Sin embargo, dado que México no posee yacimientos carboníferos con costos de extracción competitivos, de intensifi carse el uso de este energético se deberá acudir a la importación. Por lo tanto, será necesario defi nir zonas para recepción y distribución de carbón alternos al de Petacalco y el puerto de Lázaro Cárdenas, a fi n de impulsar centros de desarrollo que permitan instalar alrededor de 12,600 MW adicionales. A la fecha, se tienen ubicados sitios potenciales en Dos Bocas, Tabasco; Topolobampo, Sinaloa y Salina Cruz, Oaxaca, principalmente.

Además, de acuerdo con la normatividad ambiental vigente, se tendrán que tomar en cuenta las inversiones adicionales asociadas a los equipos e instalaciones anticontaminantes.

B.4.1.3 Continuidad de la tecnología de ciclo combinado

Aun cuando esta tecnología con opción a base de gas natural ha reducido su competitividad por los precios actuales del combustible, es posible mantenerla como una alternativa importante mediante procesos modernos de gasifi cación integrada de combustibles alternos, como el carbón, residuos de vacío y biomasa.

Inclusive para operar estas tecnologías a base de gas natural se plantea ―por lo menos como una alternativa de diversifi cación de la fuente primaria― la utilización de GNL a través de estaciones de regasifi cación instaladas en las costas, preferentemente en puertos destinados a polos de generación de energía eléctrica. Con ello, se podrá

considerar la modernización de centrales térmicas de vapor convencional del parque existente de CFE mediante el esquema de repotenciación, con lo cual se podrá incrementar capacidad y efi ciencia en el orden de 15 puntos porcentuales.

En el mediano plazo, están defi nidos dentro del programa de requerimientos de capacidad, proyectos de repotenciación en las centrales de Manzanillo, Valle de México, Tula y otras termoeléctricas del área Peninsular.

B.4.1.4 Grandes centrales hidroeléctricas

Si bien esta opción requiere resolver los problemas sociales y ambientales provocados por la inundación de importantes áreas, esta tecnología, además de operar competitivamente durante el pico de la demanda, presenta las ventajas siguientes:

• Se trata de una energía renovable

• Su operación contribuye en menor grado al impacto ambiental, reduciendo emisiones de contaminantes de efecto invernadero

• Su construcción tiene el mayor componente de integración nacional

• Las obras civiles y el vaso generalmente pueden destinarse a otros usos como riego, control de avenidas, agua potable, turismo y navegación

En contraparte, por sus altos costos de inversión requiere de incentivos asociados a los benefi cios atribuibles al costo ambiental evitado, lo que contribuirá para que este tipo de centrales se incluyan en la expansión del sistema de generación.

B.4.1.5 Fuentes renovables

Otra posibilidad es la incorporación de nuevas tecnologías como las centrales híbridas de ciclo combinado y campos solares, centrales eoloeléctricas, geotermoeléctricas y minihidroeléctricas, las cuales han aumentado su nivel de competitividad ante el incremento en los precios de los combustibles fósiles, la reducción gradual de sus costos de inversión y la implementación de mecanismos de desarrollos limpios con incentivos de bonos verdes y costo ambiental evitado.

Como resultado de la aplicación de lineamientos y defi niciones de desarrollo de la industria eléctrica, en la fi gura B.3 se muestra la composición del parque de generación a 2026, con una participación acotada de 40% de tecnologías de ciclo combinado.

B - 7

B.5 Planifi cación bajo incertidumbre y análisis de riesgo

Como se ha descrito anteriormente, en la planifi cación se utiliza una gran cantidad de variables que por su naturaleza, implican incertidumbre en mayor o menor medida, la cual se incrementa en tanto se consideran horizontes de estudio más extensos. Además, no es posible eliminarla, por lo que su efecto debe considerarse en el proceso de planifi cación con objeto de que las decisiones representen la menor exposición de la empresa al riesgo en condiciones futuras inciertas.

La incertidumbre daría lugar a una gran cantidad de posibilidades y combinaciones de planes de expansión del sistema eléctrico. El análisis de cada una de ellas no resultaría práctico por lo que se seleccionan aquellas premisas que permiten representar de la mejor manera el comportamiento futuro del sistema, bajo los escenarios de mayor probabilidad de ocurrencia.

Actualmente no se tiene un procedimiento universal aceptado para resolver el compromiso riesgo-benefi cio; sin embargo existe una gran variedad de técnicas y metodologías aplicables a la expansión de sistemas eléctricos, la mayoría de ellas basadas en modelos probabilísticos o en modelos acotados.

En el anexo C se describen con mayor detalle estas consideraciones.

Composición de la capacidad en 2026Servicio público 1/

Escenario de planeación101,340 MW

1/ Considerando lineamientos de política energética con metas de 12% para centrales nucleares, 18% para carboeléctricas, 15% para grandes centrales hidroeléctricas y 5% para fuentes renovables2/ La tecnología de estos proyectos se defi nirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (utilizando gas

natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía

Figura B.3



Libre5.0%

Ciclo combinado40.0%

Combustóleo y diesel5.0%

Geotermoeléctrica y Eoloeléctrica

5.0%


2/



Libre5.0%

Ciclo combinado40.0%

Combustóleo y diesel5.0%

Geotermoeléctrica y Eoloeléctrica

5.0%


2/

C - 1

C.1 Intoducción

El objetivo en la planeación del sistema eléctrico esdeterminar un plan de expansión para los subsistemasde generación y transmisión, de mínimo costo total de largo plazo, que garantice la satisfacción de la demanda de acuerdo con los criterios de diseño establecidos.

La optimización de la expansión considera el conjunto de los costos de inversión asociados a la constucción de centrales generadoras y redes de transmisión;combustibles, operación y mantenimiento degeneradores y de la red de transmisión; y los deenergía no servida asociados a la parte de la demandaque no podrá ser atendida en condición de falla de alguno de los elementos del sistema eléctrico.

Optimizar la expansión es un ejercicio complejo en sí, debido a que se consideran una gran variedadde datos —técnicos, económicos, fi nancieros o ambientales—; un gran rango de opciones—alternativas de generación y transmisión—;incertidumbre en las variables —demanda, preciosde combustibles, costos de inversión etc—; yobjetivos de confl icto múltiple —minimizar costos,impactos ambientales, maximizar efi ciencia—.

Hace algunas décadas las variables utilizadas enlos estudios de expansión del sistema eléctrico,particularmente los precios de combustibles y loscostos de inversión de las tecnologías de generación,tenían una relativa estabilidad. A partir de la crisis delpetróleo en los setentas, los estudios para optimizarla expansión de los sistemas eléctricos incrementasu complejidad: aumenta la volatilidad en los preciosde los energéticos y en los costos de inversión delas nuevas tecnologías. Ademas surge en la sociedadla conciencia por el cuidado del medio ambiente y la necesidad de plantear programas de expansión sustentables.

Por otro lado, la apertura de los mercados eléctricosen los ochentas, ocasionó cambios drásticos en lamanera de tomar decisiones e impulsó la competenciaentre las empresas productoras. Ser competitivos setornó necesario para la permanencia, e indispensablela evaluación de los riesgos que amenazan a las empresas.

El riesgo en general se asocia como el efecto de laincertidumbre respecto al comportamiento futuro delas variables utilizadas. Se mide en función del impactoque tendrá en los costos si el comportamiento de lasvariables se desvía de los planteados en las hipótesisutilizadas en el momento de tomar decisiones.

Considerar la incertidumbre de las diferentesvariables involucradas en la planifi cación, no signifi caeliminarla ni defi nir planes de expansión libres deriesgo. Mas bien consiste en establecer criteriospara evaluar y acotar aquellos asociados a los planesseleccionados y de acuerdo al nivel de riesgo que seesté dispuesto a asumir, elegir el más convenientebuscando un equilibrio entre riesgos y costos. Porlo tanto, para las empresas eléctricas no habrá unasolución óptima ni única a un problema, sino variasque dependerán de la disposición a enfrentar grandeso pequeños riesgos.

No hay una metodología universal para el análisisde riesgo: la que se desee implementar dependeprincipalmente de los objetivos de la empresa y deltipo de estudios que se realizan.

C.2 Certidumbre y aleatoriedad

Es importante distinguir entre dos tipos de variablesque intervienen en la etapa de planifi cación de unsistema eléctrico y que requieren un tratamientodistinto: las aleatorias y las inciertas. Las primeras,aunque desconocidas, son modelables mediantedistribuciones de probabilidades que no cambian enel corto ni en el mediano plazos y permiten conoceral menos su comportamiento estadístico. En cambio,para las segundas es muy difícil predecir, a partir deobservaciones pasadas, los valores futuros posibles,así como asociarles un comportamiento estadísticodado.

El cuadro C.1 ejemplifi ca los resultados que se obtienen al analizar un sistema con los enfoques decertidumbre y aleatoriedad. Obsérvese en particularla característica principal que marca la diferenciaentre el riesgo y la incertidumbre, aun y cuandoambos se pueden tratar de manera aleatoria.

ANEXO C PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE GENERACIÓN BAJO INCERTIDUMBRE

C - 2

Los desarrollos recientes en el área del análisis de decisiones permiten a los planifi cadores seleccionar de una serie de múltiples alternativas, aquellas que le darán resultados óptimos. El uso de herramientas computacionales facilitan el análisis de datos estadísticos y la utilización de técnicas de simulación.

Los modelos matemáticos de simulación ofrecen la ventaja de estimar los resultados antes de decidir su aplicación en el mundo real. Esto mejora signifi cativamente el enfoque de prueba y error, en el que la ejecución es un requisito previo para descubrir sus resultados.

Otra tendencia reciente implica el uso de técnicas de investigación de operaciones, tales como la programación lineal, entera, mixta, dinámica, etc. La mejor decisión se obtiene en términos de variables, constantes, parámetros y la metodología asociada con determinadas técnicas de investigación de operaciones.

El principal objetivo de analizar la incertidumbre de las variables involucradas es mejorar sustancialmente la calidad y el resultado del proceso de toma de decisiones.Para ello se necesitan herramientas queposibiliten determinar y cuantifi car las fuentes

de incertidumbre y permitan de esta manera la construcción de estimadores de riesgo confi ables en un rango de probabilidades.

C.3 Variables sujetas a incertidumbre

Con objeto de contar con elementos de análisis que consideren la incertidumbre inherente y evalúen el riesgo de los planes de expansión a largo plazo, se presentan algunas de las variables de mayor peso en la toma de decisiones.

a) Precios de los combustibles. A mediados del siglo XX, M. King Hubbert, geólogo norteamericano, predijo correctamente el cenit de la producción petrolera en Estados Unidos, el cual sucedió en 1970. Hubbert hizo su pronóstico en 1956, y estimó 1969 como fecha de ocurrencia. Desde entonces y hasta la fecha varios estudios coinciden en que por un lado se han disminuido los estudios para exploración, y por otro, que ante la perspectiva que estos presentan, la mayoría de los países han modifi cando sus políticas energéticas a través de la diversifi cación de la producción de energía eléctrica. La fi gura C.1 muestra la variación en los precios de crudo Brent de 1997 a 2006.

Decisiones en condiciones de: Características

Certeza Un futuro único F posible cuya probabilidad P asociada es 1

Aleatoriedad

Riesgo Varios futuros Fi posibles cuyas probabilidades Pi son conocidas

Incertidumbre Varios futuros Fi posibles cuyas probabilidades no son conocidas

Cuadro C.1

Variación en precios de petróleo

Figura C.1

Enfoque de certidumbre y aleatoriedad

C - 3

Ante la expectativa sobre los precios futuros de este energético y con las políticas internacionales de diversifi cación de la producción de energía eléctrica con fuentes alternativas, los planifi cadores se han esforzado en formular planes de expansión basados en modelos cada vez más sofi sticados que incluyan este tipo de variables.

b) Crecimiento de la demanda. Consiste en la tasa con que crecerá la demanda a futuro, la cual a su vez se relaciona con el efecto cambiante del crecimiento de la población, nivel de actividad económica, grado de penetración del uso de la electricidad, efi ciencia en los diferentes sectores, etc.

Otra dimensión de incertidumbre en la predicción de la demanda, corresponde a los cambios futuros posibles en la forma de la curva de carga. Si bien estos no son signifi cativos en el corto plazo, para el mediano y largo se presentan como relevantes.

c) Restricciones y normatividad ambiental. Las nuevas limitaciones al impacto ambiental derivadas de las leyes y normas en la materia son fuente de incertidumbre para los estudios de expansión de los sistemas eléctricos.

d) Plazos de construcción de la infraestructura eléctrica. Obedecen a la falta de recursos fi nancieros para llevar a cabo la ejecución de los proyectos; otros, a cambios regulatorios, etc. En ambos casos, se originan retrasos importantes para satisfacer oportunamente la demanda del sistema en el largo plazo y cumplir con los márgenes de reserva establecidos.

e) Confi abilidad y disponibilidad de las unidades generadoras. Los equipos y sistemas de tales unidades son susceptibles de indisponibilidades no programadas (fallas o salidas forzadas) que repercuten en la confi abilidad del sistema eléctrico en general.

f) Costos de las nuevas tecnologías. La ingeniería de diseño, las nuevas efi ciencias, la competitividad y el propio mercado, hacen que los costos de inversión jueguen un papel importante en las decisiones de expansión.

C.4 Modelado de la incertidumbre

En la práctica se utilizan indistintamente los términos de incertidumbre y variabilidad; sin embargo conceptualmente son diferentes. La primera puede ser representada por distribuciones de probabilidad, la segunda por distribuciones de frecuencia. Aunque desde el punto de vista operacional son similares, representan fenómenos distintos: la incertidumbre proviene del desconocimiento o desviaciones de medición, la variabilidad se genera en diferencias espaciales y temporales del parámetro de interés.

La incertidumbre se puede disminuir con un buen

análisis y con más y mejores mediciones. La variabilidad exige concentrarse en la naturaleza de fenómenos específi cos.

Entre los métodos para modelar la incertidumbre se pueden utilizar los siguientes:

• Análisis de sensibilidad. Para calcular el efecto en el resultado fi nal causado por los cambios en las variables de entrada

• Propagación de la incertidumbre. A fi n de analizar el efecto en el resultado fi nal debido a la incertidumbre de las variables de entrada

• Análisis de incertidumbre. Para estimar la contribución de la incertidumbre de las variables de entrada en la de los resultados

Las siguientes herramientas se enfocan en la incertidumbre que produce cambios en el modelo y en los posibles resultados, es decir, en la propagación de la incertidumbre.

• Métodos analíticos: análisis de sensibilidad y de escenarios

• Técnicas de simulación: específi camente la simulación de Monte Carlo

Bajo estas premisas, existen variables con infl uencia predominante en la expansión de los medios de producción. A continuación se describen los modelos propuestos para el proceso de planifi cación, sin decir con esto que el resto de las variables no son importantes, sino más bien que en los análisis previos ya se consideran tanto el riesgo como la incertidumbre.

Modelado de la demanda. Matemáticamente, el modelado de la incertidumbre de la demanda se hace caracterizando la curva de duración de carga en varios niveles asociándoles la probabilidad de ocurrencia correspondiente a ese nivel.

Modelado de los precios de los combustibles. Básicamente se parte de los datos existentes al momento del análisis y trata de encuadrarlos en una distribución de probabilidad, un rango o un punto específi co.

Confi abilidad y disponibilidad de las unidades generadoras. Se realiza mediante una distribución de probabilidad normal (p) considerando que dicha probabilidad se encuentra dentro de los límites

s3±= xp σ, donde x es la media aritmética y σ es la desviación estándar.

C.5 Criterios para el análisis de decisiones

Los procesos de decisión en ambiente de riesgo se caracterizan por la posibilidad de asociar a cada estado del sistema una probabilidad de ocurrencia. Ésta es conocida o puede ser estimada por el planifi cador,

—

C - 4

previo al proceso de toma de decisiones.

Algunos modelos consideran la incertidumbre y otros, el riesgo de manera aislada. Sin embargo, ambas variables están íntimamente relacionadas, por lo cual no deben disgregarse sino complementarse para lograr mayor confi abilidad en los resultados obtenidos. Debido a ello, aun y cuando los criterios de toma de decisiones se presentan separadamente para un análisis de riesgo y de incertidumbre, en la matriz de decisiones deben considerarse ambos casos. En la medida de lo posible, la incertidumbre deberá incluirse en los modelos de optimización y con los resultados de las simulaciones, evaluar el riesgo.

donde:

Di: i-ésima decisión alternativa(estrategia o curso de acción) disponible para el que toma la decisiónEj: j-ésimo estado de la naturaleza o eventoPj: Probabilidad que ocurra el estado de la naturaleza EjRij: Resultado que se obtiene si se adopta la decisión

alternativa i y ocurre el estado de la naturaleza j

En los casos en que no se conozca la probabilidad -situación de incertidumbre- la matriz de decisión solo estará compuesta por las decisiones alternativas, los futuros posibles y los resultados.

Finalmente debe señalarse que en la teoría de las decisiones se utilizan los llamados modelos de decisión, que no son más que criterios necesarios para determinar la mejor alternativa, curso de acción o estrategia a fi n de resolver un problema dado.

Una razón particularmente importante para considerar estos modelos es el conocimiento del enfoque y la lógica utilizada en su aplicación.

a) Criterios de toma de decisiones en ambiente de incertidumbre. En los procesos de decisión bajo incertidumbre, el planifi cador conoce cuáles son los posibles estados del sistema, aunque no dispone de información alguna sobre cuál de ellos ocurrirá. No sólo no es posible predecir el estado real que se presentará, sino que además no se puede

Los criterios para el análisis de toma de decisiones que se presentan a continuación, dan la oportunidad de conocer qué ambiente es el demayor impacto en el estudio —ambiente de riesgo y/o de incertidumbre—. Lo ideal es lograr la mejor combinación de ambos.

La mayoría de los criterios para la toma de decisiones presentan los resultados normalmente mediante un modelo matricial denominado matriz de decisión o de pagos, la cual proporciona una estructura organizada en tres partes esenciales de una situación de decisión, como sigue:

cuantifi car de ninguna manera esta incertidumbre. Ello excluye el conocimiento de información de tipo probabilística sobre las posibilidades de ocurrencia de cada estado.

Entre los diferentes criterios de decisión en ambiente de incertidumbre, se encuentran los siguientes:

Criterio de Wald. Este investigador sugiere que los responsables de tomar decisiones serán pesimistas o conservadores y que siempre esperarán lo peor, y por lo tanto deberán elegir aquella estrategia que maximice el pago mínimo.

Esta defi nición es la que hace que tal criterio, reciba el nombre de MAXIMIN y supone pensar que los resultados serán siempre adversos, produciéndose siempre el estado de la naturaleza que más perjudique. En estas circunstancias, se debe seleccionar la estrategia que ofrezca un pago mínimo tan grande como sea posible.

Como desventaja, este criterio puede conducir a decisiones poco adecuadas. Por ejemplo, considerando la tabla de decisión del cuadro C.3 en la que se muestran los niveles de seguridad de las diferentes alternativas.

El criterio de Wald seleccionaría la alternativa a2, aunque lo más razonable parece ser elegir la alternativa a1, ya que en el caso más favorable proporciona una

Matriz de decisión

Cuadro C.2

E1 E2 E3 Ej En

D1 R11 R12 R13 . . . . . R1j . . . . . . R1n

D2 R21 R22 R23 . . . . . R2J . . . . . . R2n

D3 R31 R31 R33 . . . . . R3j . . . . . . R3j

. . . . . .

. . . . . .Di Ri1 Ri2 Ri3 . . . . . Rij . . . . . Rin

. . . . . .

. . . . . .Dm Rm1 Rm2 Rm3 . . . . . Rmj . . . . . Rmn

Probabilidad P1 P2 P3 . . . . . Pj . . . . . Pm

Futuros posiblesDecisiones alternativas

C - 5

recompensa mucho mayor, mientras que en el más desfavorable la recompensa es similar.

Criterio de Hurwicz. Se trata de uno intermedio entre el de Wald y el maximax. Dado que muy pocas personas son extremadamente pesimistas u optimistas como sugieren dichos criterios, Hurwicz (1951) considera que el planifi cador debe ordenar las alternativas de acuerdo con una media ponderada de los niveles de seguridad y optimismo. Bajo este enfoque, no sugiere que los responsables de la toma de decisiones sean absolutamente optimistas en todos los casos. Para vencer este optimismo total, Hurwicz introdujo el concepto de coefi ciente de optimismo. Este implica que los decisores deben considerar tanto el pago más alto, como el más bajo. La importancia de ambos atiende a ciertos factores de probabilidad —valores que varían desde cuando el responsable es absolutamente pesimista, hasta cuando es absolutamente optimista—.

Las probabilidades asignadas a los pagos más altos y más bajos deben sumar 1 en total, y se basan en la posición del responsable de decisiones respecto a las condiciones optimistas.

No es conveniente la utilización de este criterio en empresas pequeñas, en vista de que éste puede dar como resultado serias desventajas fi nancieras, y posiblemente la bancarrota de la misma.

En cambio en una empresa mediana o grande, se puede tomar en cuenta este enfoque, ya que una pérdida podría compensarse con las operaciones restantes que producen utilidad. La aplicación absoluta de este criterio para evaluar todos los proyectos de las empresas no es conveniente. No perder de vista que puede haber una opción que mejor se adapte al tipo de proyecto específi co.

Criterio de Laplace. Propuesto por su autor en 1825, está basado en el principio de razón insufi ciente. Como a priori no existe ninguna razón para suponer que un estado se puede presentar antes de los demás, se considera que todos los futuros tienen la misma probabilidad de ocurrencia, es decir, la ausencia de conocimiento sobre el futuro posible equivale a afi rmar que todos los estados son equiprobables. Así, para un problema de decisión con n futuros posibles, se asignaría probabilidad 1/n a cada uno de ellos. Dicho en otras palabras, si hay una situación de incertidumbre total sobre las posibilidades de los distintos futuros posibles, una opción consiste en suponer que todos ellos tienen

la misma probabilidad de producirse. Este criterio propone seleccionar aquella estrategia cuyo pago medio —o pago esperado— sea máximo.

La principal desventaja del criterio de Laplace consiste en que ante una misma realidad, se tienen distintas probabilidades, según los casos que se consideren. Por ejemplo, una partícula puede moverse o no moverse, por lo que la probabilidad de no moverse es 1/2. En cambio, también puede considerarse de la siguiente manera: una partícula puede moverse a la derecha, a la izquierda o no hacerlo, por lo que la probabilidad de no moverse es 1/3.

Desde un punto de vista práctico, la difi cultad de aplicación de este criterio reside en la necesidad de elaborar una lista exhaustiva y mutuamente excluyente de todos los futuros posibles.

Por otra parte, al ser un criterio basado en el concepto de valor esperado, su funcionamiento será adecuado después de un buen número de repeticiones sucesivas del proceso. Sin embargo, en aquellos casos en que la elección sólo va a realizarse una vez, puede conducir a decisiones poco acertadas si la distribución de resultados presenta una gran dispersión.

Criterio de Savage. Este autor considera que los planifi cadores podrían lamentarse después de haber tomado una decisión y de que el futuro posible ocurra.

Este criterio trata de minimizar el arrepentimiento antes de seleccionar realmente una estrategia en particular. Para tal caso, Savage construyó inicialmente una matriz de arrepentimiento refi riéndose al estado de la naturaleza n1. Sugiere que la magnitud del mismo se puede medir con la diferencia entre el pago que realmente puede recibirse, y el que podría hacerse al seleccionar la estrategia más adecuada al estado de la naturaleza producido.

Los costos condicionales de oportunidad se deben a la falta de información. Si el planifi cador hubiera conocido de antemano que se presentaría el estado futuro En, hubiese seleccionado la estrategia An, incurriendo en un costo condicional de oportunidad cero.

Una vez obtenida la matriz de costos condicionales de oportunidad, Savage propone un criterio similar al de Wald, mostrándose pesimista. Considera que los

Futuros posibles

Alternativas e1 e2 si

a1 1000 99 99a2 100 100 100

Matriz de decisión criterio de Wald

Cuadro C.3

C - 6

resultados serán adversos, y en consecuencia, debe de minimizar el costo condicional de oportunidad máximo, es decir, que se calcula el costo condicional de oportunidad máximo de cada estrategia, y se elige el mínimo de estos máximos. Éste es mejor conocido como criterio MINIMAX.

Como en todos los criterios para el manejo de la incertidumbre, la naturaleza del sistema en estudio no es controlable por el decidor y el resultado de una alternativa sólo debería ser comparado con los resultados de las demás bajo el mismo estado futuro. Esta situación se considera como su desventaja.

b) Criterios de toma de decisiones en ambiente de riesgo. Se basan en estadísticas asociadas a la distribución de probabilidad de los resultados. Algunos de estos criterios se aplican sobre la totalidad de las alternativas, mientras que otros sólo tienen en cuenta un subconjunto de ellas, dejando fuera las que más se alejan del objetivo principal y por lo tanto no se consideran en el proceso de toma de decisiones.

Los principales criterios de decisión empleados en ambiente de riesgo son:

Criterio del valor esperado. Es uno de los más utilizados en la toma de decisiones bajo riesgo pues garantiza el mejor resultado a largo plazo.

El concepto de valor esperado proporciona derivaciones similares a un promedio proyectado al futuro. Si se repitiera la misma situación una y otra vez, se esperaría que el promedio de todos los resultados fuera el mismo que el valor esperado calculado.

El uso de este criterio no asegura que todas las decisiones signifi quen ser la mejor selección, pero si éste se aplica consistentemente a la larga deberá llevar a soluciones de alta calidad.

Normalmente para que la decisión sea de calidad, se acompaña de la varianza y de la desviaciónestándar. Una de las medidas del riesgo en general se expresa con la desviación estándar asociada al

Teoría de portafolios. Está basada en modelosde optimización, como el de frontera efi ciente.Ésta es una manera efi caz de armar portafolios, verlos efectos de los cambios en las predicciones de rendimientos y varianzas, y cambios en la actitud ante el riesgo, entre otros. Los modelos pueden utilizar mucha información relevante y se puede recalcular rápidamente cuando cambian las condiciones, ya que utilizan técnicas de dualidad.

Las gráfi cas de la siguiente fi gura muestran que pueden existir diferentes formas de la frontera efi ciente. La mayor o menor concavidad de la curva dependerá de la correlación entre los distintos portafolios. Si la correlación entre ellos es 1, la frontera efi ciente será una línea recta entre D y E. En la medida que la correlación disminuye se tornará más cóncava. Si bien todos los portafolios de la frontera efi ciente alcanzan un máximo de diversifi cación, surge la pregunta obligada, ¿cuál es el óptimo dentro de esta curva?. La respuesta variará de acuerdo con la preferencia del planifi cador respecto del nivel de riesgo asumido.

valor esperado. Estas son estimaciones numéricas que indican la variabilidad inherente a la decisión. Si el valor del riesgo es más bajo indica que lo que se espera obtener es más probable. Por lo tanto, elriesgo también podría usarse para comparar cursos de acción alternativos. Lo deseado en todo proceso de decisión es un mayor retorno esperado con menor riesgo.

De este criterio se pueden derivar algunos otros, que en esencia consisten en ligeras variaciones; lo determinante está en relación con la medición de la dispersión. Entre estos criterios derivados se encuentran: de mínima varianza con media acotada, de dispersión, de probabilidad máxima y coefi ciente de variación, entre otros.

Frontera Eficiente

AE

CB

D

F

Riesgo

Ren

dim

ient

o

Frontera eficiente

D

AE

C

BF

Riesgo

Ren

dim

ient

o Frontera Eficiente

AE

CB

D

F

Riesgo

Ren

dim

ient

o

Frontera Eficiente

AE

CB

D

F

Frontera Eficiente

AE

CB

D

F

AE

CB

D

F

Riesgo

Ren

dim

ient

o

Frontera eficiente

D

AE

C

BF

Riesgo

Ren

dim

ient

o

Frontera eficiente

D

AE

C

BF

Riesgo

Ren

dim

ient

o

D

AE

C

BF

Riesgo

Ren

dim

ient

o

Métodos de frontera efi ciente

Figura C.2

C - 7

C.6 Incertidumbre y riesgo en la planifi cación

En la planifi cación del sistema eléctrico, encontrar la mejor alternativa de expansión con el criterio de mínimo costo cobra importancia relevante según la evaluación del riesgo asociado a los planes de expansión. El enfoque determinístico tradicional utilizado en décadas pasadas no es sufi ciente para cubrir las condiciones de incertidumbre que actualmente imperan en la mayoría de las variables utilizadas en la planifi cación. Como complemento a los modelos determinísticos, existe la necesidad de utilizar los probabilísticos que incorporen la incertidumbre y riesgo en aquellos de expansión de mediano y largo plazos.

Los modelos de optimización combinados con los probabilísticos, son de gran apoyo para generar un sinnúmero de planes alternativos de expansión, evaluar el riesgo fi nanciero y operativo, y seleccionar la mejor alternativa con criterios establecidos para la toma de decisiones, dando mayores elementos de juicio para hacerlo.

Los conceptos de diversifi cación del riesgo basados en la teoría de portafolios, ofrecen la posibilidad de hacer una analogía para la planifi cación de los sistemas eléctricos, la cual plantea principalmente análisis de diversifi cación de planes de expansión con la utilización de diferentes fuentes de energía. Diversifi carlas permite acotar el riesgo asociado a los planes expansión.

El análisis del mismo en la planifi cación del sistema eléctrico es una tarea indispensable debido a la incertidumbre de las variables involucradas. Las decisiones del planifi cador deben asociarse necesariamente con el riesgo inherente a estas. Su evaluación ayudará a asegurar que la empresa no sufra pérdidas económicas inaceptables y a mejorar el desempeño y competitividad de la misma.

D - 1

D.1 Introducción

Existe interés en aumentar la participación de México en los mercados eléctricos de EUA y Centroamérica determinando nuevas interconexiones. Por ello se han estudiado diversos proyectos para aumentar la capacidad de transmisión entre los sistemas de CFE, Western Electricity Coordinating Council (WECC), Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) y Guatemala.

El análisis para defi nir las interconexiones es una actividad prioritaria en el proceso de planifi cación del SEN y ellas permiten el acceso a otros mercados competitivos para la compra o venta de electricidad.

Las interconexiones utilizadas en condiciones de emergencia son necesarias para prevenir la falta de suministro prolongado ante disturbios que afectan

El enlace CFE – WECC (1) surgió de la necesidad de efectuar intercambios de energía entre Baja California y el sur de California de EUA, así como el de proporcionar respaldo y capacidad en situaciones de emergencia. Se opera conectado en forma permanente con el sistema WECC con una capacidad de exportación de 800 MW, con líneas de calibre 1113 Aluminium Conductor Steel Supported (ACSS) y 900 Aluminium Conductor Steel Reinforced (ACSR).

Con respecto a la interconexión CFE – WECC (2) en la zona Juárez del área Norte, existe un enlace síncrono en 115 kV. Consta de dos líneas en circuito sencillo con calibre de 900 ACSR, con una capacidad de transmisión de 200 MW. El convenio de

la red o el equipo de transmisión, así como para apoyar el restablecimiento de sistemas en caso de apagones. Cuando no es posible mantener unidos de manera continua los sistemas eléctricos debido a problemas técnicos, se opta por transferencias de carga de forma radial ante emergencias. La utilidad de este tipo de interconexión se puede incrementar si se logra una operación continua de los enlaces.

Si debido a los tamaños relativos de los sistemas eléctricos y la característica física de la interconexión no es posible su operación síncrona permanente, se pueden utilizar enlaces asíncronos con base en las diversas tecnologías disponibles.

D.2 Interconexiones existentes

Actualmente se tienen en operación en niveles de tensión igual o superior a 69 kV las que se indican en el cuadro D.1.

compra de energía de CFE con la empresa eléctricanorteamericana El Paso Electric Company (EPECO),especifi ca que solo se utiliza bajo condiciones de emergencia de la zona Juárez. Para realizar la transferencia de energía de la empresa EPECO, es necesario seccionar parte de la red eléctrica, con el objetivo de evitar problemas de estabilidad entre los dos sistemas.

El enlace entre CFE y ERCOT (1) tiene el propósito de realizar intercambios de energía eléctrica para asistencia en emergencia. Consta de un circuito en 138 kV con una capacidad de 36 MW limitada por el dispositivo con tecnología HVDC light instalado en la subestación Eagle Pass de EUA. De acuerdo al tipo de

Sistemas SubestacionesTensión

(kV)Tipo de

conexiónTipo de

operación

Tijuana I – Miguel (California) 230

La Rosita – Imperial Valley (California) 230

Insurgentes – Diablo (Texas) 115

Rivereña – El Paso (Texas) 115

CFE – ERCOT (1) Piedras Negras – Eagle Pass (Texas) 138 Asíncrona Permanente

CFE – ERCOT (2) Nuevo Laredo – Laredo (Texas) 138 Síncrona En emergencia

CFE – ERCOT (3) Falcon – Falcon (Texas) 138 Síncrona En emergencia

Matamoros – Military Highway (Texas) 138

Matamoros – Brownsville (Texas) 69

CFE – ERCOT (5) Cumbres – Planta Frontera (Texas) 138 Síncrona En emergencia

CFE-BELICE Xul-Ha – Buena Vista (Belice) 115 Síncrona Permanente

CFE – ERCOT (4) Síncrona En emergencia

CFE-WECC (1) Síncrona Permanente

CFE – WECC (2) Síncrona En emergencia

ANEXO D INTERCONEXIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

Interconexiones existentes

Cuadro D.1

D - 2

interconexión asíncrona, se puede operar de manera permanente.

La interconexión CFE – ERCOT (2) se refi ere a un enlace síncrono de 138 kV, el cual consta de un solo circuito con el objetivo de realizar intercambios de energía eléctrica de asistencia en emergencia.

El enlace CFE - ERCOT (3) es del tipo síncrono y consiste en una línea de transmisión de 138 kV, calibre 477 ACSR y longitud de 4.7 km. Surge por la necesidad de asistencia en emergencia entre los dos sistemas. El enlace CFE – ERCOT (4) conecta las subestaciones de Matamoros de CFE con Brownsville de American Electric Power (AEP) por medio de un circuito sencillo en 69 kV, el cual tiene igualmente el propósito de intercambiar energía en la condición de asistencia en emergencia. Existe otro enlace en 138 kV entre las subestaciones Matamoros de CFE y Military Highway de AEP, con el mismo objetivo. En la zona Reynosa se encuentra el enlace CFE – ERCOT (5), que consiste en un doble circuito en 138 kV desde la subestación Cumbres de CFE hasta la línea fronteriza, para amarrarse en este punto con un circuito sencillo que une a la subestación Planta Frontera de AEP. Su propósito es realizar un intercambio de energía para asistencia en emergencia, mediante una segregación de carga en el caso de una importación, y como apoyo para

realizar arranque negro de una unidad de 150 MW en Planta Frontera de la empresa AEP.

El intercambio de energía de los enlaces síncronos con la empresa ERCOT (2), (3), (4) y (5) se realiza seccionando parte de la red eléctrica de la zona respectiva y conectándola en forma radial al otro sistema. Estos enlaces permanecen normalmente abiertos.

Para CFE-BELICE en la península de Yucatán, existe interconexión sincrona con el país vecino Belice Electricity Board (BEB), a través de un enlace de tensión de 115 kV. La interconexión inicia en la Ciudad de Chetumal, Quintana Roo en la Subestación Xul-Ha y suministra Energía Eléctrica a la Subestación Buena Vista 115 kV en Belice (BEB).

Actualmente se exportan 15 MW que se tienen contratados como energía fi rme, sin embargo se llega a suministrar hasta un total de 40 MW en energía económica. El enlace se encuentra conectado permanentemente y el objetivo principal es la venta de energía a la empresa BEB.

En la fi gura D.1 se encuentra el mapa que muestra la ubicación de los enlaces de interconexión existentes, su nivel de tensión y subestaciones.

7 Eagle Pass (Texas)-Piedras Negras

Laredo (Texas)-Nuevo Laredo

230 kV

115 kV

Simbología

138 kV

Imperial Valley-La Rosita

Miguel-Tijuana

El Paso (Texas)-Ciudad Juárez (2)

Falcon (Texas)-Falcon

Menor a 115 kV

Brownsville (Texas)-Matamoros (2)

Belice-Chetumal

7 Eagle Pass (Texas)-Piedras Negras

Laredo (Texas)-Nuevo Laredo

230 kV

115 kV

Simbología

138 kV

Imperial Valley-La Rosita

Miguel-Tijuana

El Paso (Texas)-Ciudad Juárez (2)

Falcon (Texas)-Falcon

Menor a 115 kV

Brownsville (Texas)-Matamoros (2)

Belice-Chetumal

Enlaces de Interconexión existentes

Figura D.1

D - 3

D.3 Proyectos de interconexión de corto plazo

En 2003 CFE y ERCOT realizaron estudios conjuntos sobre interconexiones eléctricas entre México y Texas. El objetivo fue identifi car sitios potenciales y sus capacidades para posibles enlaces con el propósito de mejorar la confi abilidad de ambos

Por otra parte, las interconexiones permiten reducir el requerimiento de capacidad instalada, ya que se aprovecha la diversidad de las demandas y se comparten las reservas para hacer posible el intercambio de energía, de manera que resulten menores costos de producción para todo el conjunto.

sistemas, de tal manera que se logre una mayor versatilidad operativa y un apoyo mutuo adicional en condiciones de emergencia.

Los proyectos de interconexión que se tienen en estudio o en proceso de construcción, se indican en el cuadro D2.

En la fi gura D.2 se muestra geográfi camente su ubicación y el tipo de tecnología de interconexión para cada enlace, así como el nivel de tensión de operación.

Empresa Subestaciones Situación actual Dispositivo

CFE-ERCOT Cd. Industrial – Laredo Construcción Variable Frequency Transformer (VFT)

CFE-Sharyland Cumbres – Railroad Construcción Back To Back

SIN-Baja California Pto. Libertad -La Herradura Factibilidad HVDC Clásica

SIN-Baja California Sur La Higuera – El Palmar Prefactibilidad HVDC

CFE-Guatemala Tapachula – Los Brillantes Construcción Enlace síncrono en 400 kV

7

CFE-ERCOT(VFT)

CFE-Sharyland

230 kV

HVDC

Simbología

138 kV

400 kV

SIN-Baja California

SIN-Baja California Sur

HVDC Clásica

CFE-Guatemala

7

CFE-ERCOT(VFT)

CFE-Sharyland

230 kV

HVDC

Simbología

138 kV

400 kV

SIN-Baja California

SIN-Baja California Sur

HVDC Clásica

CFE-Guatemala

Interconexión en programa

Figura D.2

Proyectos de interconexión

Cuadro D.2

D - 4

D.4 Enlaces CFE – ERCOT

D.4.1 Nuevo Laredo - Laredo, Texas

Derivado de los estudios de factibilidad entre CFE y ERCOT se ha programado un enlace que se ubicará al oeste de la ciudad fronteriza de Nuevo Laredo en el estado de Tamaulipas. Involucra a la subestación Ciudad Industrial perteneciente a la zona eléctrica de Nuevo Laredo en el área Noreste de CFE y a la subestación Laredo de ERCOT ubicada en la zona de Laredo en Texas.

El proyecto de interconexión proporcionará un incremento en la robustez del existente, debido a que se operará en el nivel de tensión de 230 kV en lugar de 138 kV, lo cual permitirá aumentar la magnitud de energía a intercambiar entre ambos sistemas, y por lo tanto respaldar un bloque mayor de demanda, ya sea de la zona de Nuevo Laredo de CFE o de la zona Laredo del sistema ERCOT. La característica relevante del proyecto es que permitirá convertir un enlace síncrono en asíncrono.

La característica asíncrona la proporcionará el dispositivo FACTS (Flexible Alternating Current Transmission System) conocido como VFT (Variable Frequency Transformer), el cual tendrá una capacidad de 100 MW y se instalará en la subestación Laredo de ERCOT en EUA. Es un dispositivo electromecánico que permitirá mantener la interconexión de manera permanente, independientemente del valor de la frecuencia en ambos sistemas, y también controlar tanto la magnitud como el sentido de la energía de respaldo.

Adicionalmente, en caso de un apagón tanto en CFE como en ERCOT podrá proporcionar la potencia eléctrica sufi ciente a través de este enlace para realizar el arranque negro de las unidades generadoras más cercanas al mismo, de tal manera que mediante su uso se garantice el restablecimiento del servicio en un tiempo corto.

Adicionalmente ERCOT ha reportado una problemática de suministro de energía eléctrica en el corto plazo para la zona de Laredo en EUA, debido a que se halla muy distante de las fuentes de energía existentes en aquel país. Esta situación podrá aliviarse mediante un apoyo de CFE en condiciones de emergencia a través del enlace.

CFE construirá una línea de transmisión en 230 kV, de aproximadamente 19.0 km de longitud, de la subestación Ciudad Industrial de CFE que se amarrará en la línea fronteriza con el circuito que conectará a la subestación Laredo en EUA. Se estima que este proyecto de interconexión entrará en operación en 2007.

Los resultados del estudio en estado estable y dinámico con el dispositivo VFT como componente fundamental indican lo siguiente:

• Permite mantener la interconexión de forma permanente, independientemente de la magnitud de la frecuencia en ambos sistemas

• Entregará la energía sufi ciente para realizar un arranque negro de unidades generadoras cercanas en caso de colapso

• No desacopla totalmente los sistemas eléctricos que interconecta, ya que se presentan transferencias de potencia reactiva en estado estable y dinámico entre ambos, sin acción de control específi ca. Sin embargo en situación de postcontingencia, el enlace recupera las condiciones de precontingencia

• Confi rma tener un control conveniente de la potencia activa en estado estable y dinámico que fl uye a través del mismo para mantener una transacción específi ca

• No produce armónicas ni origina interacciones indeseables con los generadores vecinos u otros dispositivos existentes en los sistemas eléctricos

D.4.2 Reynosa - Mission, Texas

El proyecto del enlace asíncrono a través del dispositivo Back to Back (BtB) de corriente directa entre CFE y Sharyland Utilities (SU) fue producto del estudio iniciado en 2003 sobre la determinación de puntos potenciales para realizar un empalme entre ambos sistemas, con el propósito fundamental de mejorar signifi cativamente su confi abilidad.

La red eléctrica de la zona Reynosa al igual que las otras de la parte norte del área Noreste se ubican en lugares donde la condición climática en época de invierno y los fenómenos naturales como los tornados han ocasionado fallas severas en la red eléctrica, y por lo tanto apagones en esa región.

La interconexión permitirá incrementar los intercambios de energía entre ambos países y así respaldar un bloque mayor de demanda ya sea de la zona de Reynosa del sistema mexicano o de la zona Mission de EUA.

Finalmente, en caso de un apagón en el área Noreste del sistema eléctrico de CFE, el de ERCOT podrá proporcionar la energía eléctrica sufi ciente a través de este enlace para realizar el arranque negro de las unidades generadoras ubicadas en la zona Reynosa, mediante un interruptor de bypass que opera en corriente alterna y está acoplado en paralelo al BtB, de tal manera que se garantice el restablecimiento

D - 5

del servicio en un tiempo corto. Actualmente la política de intercambio de energía de las compañías eléctricas de Texas con otras empresas de Estados Unidos, ha sido utilizar enlaces asíncronos (de corriente directa), similar al descrito. Esto ha permitido además del apoyo en condiciones de colapso, la conexión permanente mediante enlaces de baja capacidad relativa con el tamaño de los sistemas.

En la primera fase del estudio de interconexión CFE – Sharyland se defi nieron el nivel de tensión más conveniente y su límite de transmisión. El alcance fi nal del proyecto se obtuvo en 2005 con los resultados del análisis del comportamiento en estado estable y dinámico del BtB como componente fundamental del enlace, para las condiciones de máxima importación, máxima exportación e intercambio cero.

El BtB de 150 MW de capacidad se instalará en la subestación Railroad en Estados Unidos. CFE construirá una línea de transmisión de 138 kV de la zona Reynosa a la línea fronteriza para enlazarse con el circuito proveniente de la subestación Railroad. Estas obras permitirán realizar el enlace asíncrono de corriente directa entre ambos sistemas. Se estima su entrada en operación en 2007.

D.5 Interconexión SIN – Baja California

El sector de la energía eléctrica tanto en México como en Estados Unidos está experimentando un proceso de cambios estructurales signifi cativos. Los esquemas conceptuales tradicionales del sector en ambos países se ven expuestos a nuevas estructuras de mercado y a una mayor competencia, los cuales están siendo introducidos mediante cambios en las normas con respecto a quién puede generar, transmitir, distribuir y vender energía.

La interconexión a través de este dispositivo tendrá las siguientes características:

• Permitirá mantener la conexión de manera permanente, independientemente de la magnitud de la frecuencia en ambos sistemas

• Se podrá controlar la magnitud y el sentido de la energía de transferencia de manera rápida

• Entregará la energía sufi ciente para realizar un arranque negro de unidades generadoras cercanas en caso de colapso

• Proporcionará el soporte de potencia reactiva necesario para mantener y regular los voltajes en niveles apropiados, en el rango de mínima y máxima transferencia de potencia

• Impedirá la transferencia de una perturbación de un sistema a otro

En la fi gura D.3 se muestra la confi guración básica.

Un área que despierta particular interés es el potencial del creciente comercio fronterizo en el rubro de la electricidad. Este incremento generará benefi cios económicos a los dos países, razón primordial para emprender relaciones comerciales. Asimismo, podría originar benefi cios ambientales de importancia en función de la reducción de emisiones contaminantes globales.

Estos benefi cios ambientales y económicos serían posibles con la creciente integración de las

Diagrama simplifi cado del dispositivo BtB

Figura D.3

CFE 138 kV ERCOT 138 kV

D - 6

dos redes de energía eléctrica, que permitirían una inversión más efi ciente de los recursos, y mitigarían la necesidad de construir nuevas plantas generadoras.

La interconexión entre el área Baja California y el WECC ha repercutido en grandes benefi cios para ambos sistemas, principalmente ha proporcionado respaldo y capacidad en situaciones de emergencia.

El enlace del sistema Baja California con el SIN nace de la necesidad de reducir el precio de las tarifas, de manera que el costo de la energía sea más homogéneo en todo el territorio nacional, lo cual se logra disminuyendo los costos operativos de cada una de las regiones que integran el SIN.

Actualmente se estudia la factibilidad de interconectar ambos sistemas eléctricos a través de un enlace asíncrono de corriente directa (CD) convencional para lograr que el sistema Baja California quede integrado al SIN con los consiguientes benefi cios técnicos y económicos. Lo anterior posibilitaría reducir la reserva rodante operativa y cumplir los criterios de operación y planifi cación considerando planes de expansión de la red de transmisión y generación que en forma conjunta resultan ser menores que operar en forma aislada. Adicionalmente, se contará con una mayor capacidad de transmisión para concretar intercambios de energía con sistemas eléctricos del WECC.

Los puntos candidatos de interconexión en Baja California son las subestaciones de La Herradura en la zona Tijuana y La Rosita en Mexicali; actualmente operan en el nivel de tensión de 230 kV.

Por otro lado, las subestaciones adecuadas en el área Noroeste para su interconexión corresponden a Puerto Libertad y Hermosillo Aeropuerto ubicadas en las zonas Santa Ana-Caborca y Hermosillo respectivamente, ambas operadas en 230 kV.

El enlace en la etapa de factibilidad considera una longitud aproximada de 650 Km, dependiendo de la ubicación defi nitiva de las subestaciones donde se instalarán las convertidoras.

Las capacidades estimadas a transmitir en un sentido o en otro varían desde 500 MW en la primera etapa, hasta 1,500 MW en la fi nal, para lo cual se ha considerado inicialmente un enlace monopolar, el cual puede ser ampliado a un esquema bipolar con posibles voltajes de transmisión en los niveles de 400 kV o 500 kV.

Las características relevantes de los sistemas de transmisión en CD con base en la tecnología convencional son:

a) Control continuo del fl ujo de potenciab) Operación asíncrona de sistemas de CAc) Menores pérdidas de transmisión

d) Capacidad de amortiguamiento de oscilaciones en los sistemas de CA e) Menor costo de línea de transmisión y derechos de vía reducidos f) Uso de sistemas robustos de corriente alterna en ambos extremos

D.6 Interconexión SIN – Baja California Sur

Con la reciente interconexión entre el área de control Noroeste y el resto del SIN, se cumple una fase importante en la evolución del SEN. En la actualidad, solo existen dos sistemas aislados en la República Mexicana: las redes eléctricas correspondientes a la península de Baja California Norte y Sur.

Dicha península y en particular la zona sur, se caracterizan por una actividad turística importante, con una de las tasas de crecimiento más grandes en el país. Para 2005, la demanda máxima fue de 266 MW, un crecimiento de 10% con respecto al año previo. Para el 2010 se estima una demanda de 350 MW.

El tamaño reducido de la red eléctrica de Baja California Sur (BCS) obliga a satisfacer la demanda con generación a base de turbinas de gas y diesel, cuyo alto costo de operación e impacto ambiental pueden infl uir negativamente en el desarrollo turístico de esta región en el futuro próximo. Las emisiones de este tipo de generación se pueden evitar con una interconexión con la red eléctrica del SIN, en particular con el área de control Noroeste.

Actualmente, el proyecto de interconexión entre el SIN y el área Baja California Sur se encuentra en etapa de prefactibilidad considerando las opciones de cable submarino HVDC clásica y Light. Los estudios elaborados en primera instancia se han enfocado a explorar la posibilidad de realizar la interconexión utilizando dos tecnologías para la transmisión en CD: HVDC Clásico (HVDC – siglas en inglés para Alta Tensión a Corriente Directa), con un cable con aislamiento de papel laminado de polipropileno, y HVDC Light, que hace uso de cables con aislamiento polimérico. En la tecnología HVDC Light destaca el hecho de que la electrónica de potencia avanzada permite el soporte dinámico de voltajes en ambas estaciones convertidoras.

Adicionalmente, se ha valorado el efecto de interconectar la red eléctrica de BCS al SIN mediante un cable submarino en corriente alterna (CA). Los resultados obtenidos demuestran que debido al efecto capacitivo del cable operado en corriente alterna, existe una mayor inyección de potencia reactiva a la red eléctrica y por lo tanto un incremento considerable en los voltajes nodales del sistema. Por ejemplo, un cable de 200 km de longitud con parámetros eléctricos típicos, operando a un voltaje

D - 7

de 1.0 p.u., sobre una base de 100 MVA, suministraría alrededor de 3,477 MVAr. Este efecto se incrementa al aumentar la longitud del cable. De tal manera para la interconexión entre la red de Baja California Sur y el SIN se ha determinado que la opción en corriente alterna es inviable.

Por otra parte, la capacidad de transferencia está limitada por la del cable. Aun con carga alta, un cable nunca se aproximará a su carga natural (SIL) debido a que el consumo de reactivos inductivos es menor que los reactivos capacitivos generados. Por lo tanto, la transmisión de potencia en corriente alterna a través de cables se ha limitado a distancias pequeñas.

Los puntos analizados para llevar a cabo la interconexión han sido las subestaciones El Palmar, ubicada en la zona Los Cabos y Olas Altas en la zona La Paz, para la parte correspondiente a la península de Baja California Sur. En el área Noroeste, se han estudiado como posibles puntos de interconexión la subestación La Higuera, en la zona Culiacán y Topolobambo, en la zona Los Mochis.

Para la interconexión con la zona Los Cabos, se ha considerado una longitud del tramo marino de 220 km, y del tramo terrestre de 60 km, incluyendo ambos extremos del enlace. Para la interconexión con la zona La Paz, estas distancias son de 190 km y 30 km, respectivamente.

La tecnología HVDC Light, gracias al dispositivo VSC (por sus siglas en inglés Voltage Source Converters) tiene la capacidad de un control rápido de la potencia reactiva y activa de forma independiente, para apoyo a la red eléctrica. Esto representa fl exibilidad en la ubicación de los convertidores en el sistema de CA ya que los requisitos de capacidad de corto circuito son bajos (a diferencia del HVDC Clásico).

Esta tecnología ha madurado durante los últimos diez años, con un amplio rango de aplicaciones: alimentación a plataformas marinas, conexión de instalaciones marinas eólicas, mejora en la confi abilidad de la red, y alimentación a ciudades e islas.

La tecnología se basa en convertidores con fuente de voltaje VSC y puede utilizarse con cables subterráneos, marinos o para transmisión back-to-back. Su capacidad de suministro va de decenas hasta centenas de megawatts. La electrónica de potencia se basa en transistores bipolares con compuerta aislada (IGBT), que operan con modulación de pulso de alta frecuencia para lograr una respuesta rápida, con requerimientos de fi ltros pequeños y un control independiente de potencia activa y reactiva. Los cables operan en modo bipolar: uno con polaridad positiva, el otro con negativa.

La potencia activa se puede dominar de manera continua, desde una exportación total hasta una

importación total. Normalmente cada estación convertidora controla su fl ujo de potencia reactiva en forma independiente del otro convertidor. Sin embargo, el fl ujo de potencia activa en la red de CD debe estar balanceado de modo continuo, lo que signifi ca que la potencia activa que sale de la red de CD debe ser igual a la que entra, menos las pérdidas.

Este elemento también puede ayudar a la restauración del sistema. Durante esta situación se requiere de soporte de voltaje y de frecuencia, por lo que es posible implantar un arranque negro en condiciones de emergencias.

D.7 Interconexión CFE – Guatemala

Dentro del marco del Sistema de Integración Centroamericana (SICA), los estados de la región han manifestado su deseo de iniciar un proceso gradual de integración eléctrica, mediante el desarrollo de un mercado eléctrico regional competitivo, a través de líneas de transmisión que interconecten sus redes nacionales y la promoción de proyectos de generación regionales.

Los gobiernos de las repúblicas de Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá han acordado suscribir el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central.

Tal tratado y su primer protocolo ratifi cados entre los años 1997 y 1998 por los respectivos congresos de cada gobierno, plantaron los cimientos del desarrollo del primer sistema de transmisión regional denominado Sistema de Interconexión Eléctrica para los Países de América Central (SIEPAC).

El Proyecto SIEPAC tiene dos objetivos principales:

a) Apoyar la formación y consolidación progresiva de un Mercado Eléctrico Regional (MER) mediante la creación y establecimiento de los mecanismos legales, institucionales y técnicos apropiados, que facilite la participación del sector privado en el desarrollo de las adiciones de generación eléctrica

b) Establecer la infraestructura de interconexión eléctrica (líneas de transmisión, equipos de compensación y

subestaciones) que permita los intercambios de energía eléctrica entre los

participantes del MER

Los objetivos del MER son:

• Incrementar la efi ciencia en el abastecimiento regional de energía

• Analizar la viabilidad de proyectos de mayor escala para la demanda agregada

D - 8

• Incrementar la competencia y seguridad del suministro de energía eléctrica

• Analizar la viabilidad del desarrollo de la red de transmisión regional

• Promover e incrementar los intercambios de energía eléctrica

• Uniformar los criterios de calidad y seguridad operativa

La Empresa Propietaria de la Red S.A. (EPR) es una sociedad anónima regida por el derecho privado, constituida en Panamá, facultada de acuerdo al Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central para desarrollar, diseñar, fi nanciar, construir y mantener un primer sistema de transmisión regional que interconectará los sistemas eléctricos de los países de la región centroamericana.

El componente de la infraestructura, bajo responsabilidad de la EPR, consiste primordialmente en el diseño, ingeniería y construcción de aproximadamente 1,800 km de líneas de transmisión de 230 kV con previsión en torres para un segundo circuito futuro, que se conectarán a 15 subestaciones de los países de la región, mediante 28 bahías de acceso. Además se incluyen equipos de compensación reactiva.

Dicha infraestructura inicial, en conjunto con refuerzos de los sistemas de transmisión nacionales, permitirán disponer de una capacidad confi able y segura de transporte de energía de cerca de 300 MW entre los países de la región.

Aunado a los proyectos regionales de generación a desarrollarse, existe el interés de México y Colombia de participar en el MER para lo cual se construirían enlaces entre estos países y el SIEPAC.

Este proyecto de interconexión hará factible la participación de México en diversos mercados eléctricos mediante transacciones de potencia y energía, entre México-Guatemala y México-Centroamérica. Asimismo, la transferencia por el enlace de interconexión permitirá controlar la distribución de fl ujos de potencia en la red de Guatemala, reducir las pérdidas de energía eléctrica y mejorar el margen de potencia reactiva en el sistema de ese país.

Se estima una capacidad inicial de transferencia del enlace en 200 MW de México a Guatemala y de 70 MW en sentido contrario.

El alcance de este proyecto comprende las siguientes obras: la construcción de una línea de transmisión de doble circuito en 400 kV, tendido del primer circuito, con una longitud de 32 km-circuito, dos conductores por fase calibre 1113 ACSR en torres de acero, y un alimentador en 400 kV ubicado en la subestación Tapachula potencia para la interconexión con la red eléctrica Centroamericana (Guatemala).

En enero de 2007 iniciará la construcción de la línea de transmisión de 400 kV y 103 km de longitud, 32 del lado mexicano y 71 del lado guatemalteco, así mismo la ampliación de las subestaciones Tapachula en México y Brillantes en Guatemala.

D.8 Proyectos de interconexión en el mediano plazo

En 2003 CFE y ERCOT iniciaron la primera etapa de un estudio programado en dos fases, sobre la defi nición de oportunidades en el corto y mediano plazos para realizar interconexiones entre ambos sistemas, con el propósito de incrementar la capacidad de transmisión a lo largo de la frontera, para mejorar signifi cativamente su confi abilidad y optimizar los tiempos a fi n de recibir apoyo en caso de colapso.

En la primera fase se defi nieron puntos potenciales para realizar una interconexión entre ambos sistemas, de tal manera que con un mínimo de inversión en infraestructura, se pudieran robustecer los enlaces existentes para mejorar la confi abilidad de los sistemas.

En la segunda fase se evaluarán oportunidades de interconexiones a largo plazo que permitirán mayores intercambios de energía y apoyo en situaciones de emergencia y operaciones de compra y venta de energía. En esta etapa no se establecerán limitaciones para la incorporación de nueva infraestructura por lo que, de resultar atractivo, se podrían incrementar de manera signifi cativa las capacidades de transmisión entre ambos sistemas.

Para esta segunda fase se considerarán regiones más extensas de los dos sistemas, así como líneas de transmisión de mayor capacidad. Los estudios considerarán los siguientes aspectos:

• Identifi cación de enlaces potenciales y su tecnología

• Magnitud de intercambios de energía• Contratos bilaterales• Participación en un mercado Spot• Apoyo en condiciones de emergencia• Compartir reserva de generación• Optimización y racionalización del uso de

combustibles

Asimismo, en el mediano plazo se tiene considerado construir el segundo circuito aislado y operado en 230 kV del proyecto SIEPAC, lo cual incrementará los niveles de transferencia de energía entre los países involucrados, por lo que el enlace de interconexión CFE – Guatemala podría ser reforzado mediante la construcción de uno asíncrono, el cual permitirá incrementar la confi abilidad y la seguridad operativa.

En la fi gura D.4 se muestra el proyecto SIEPAC y el enlace CFE-Guatemala.

D - 9

Referencia Central Hidroeléctrica Central Térmica Subestaciones

Línea Doble

Capitales

Managua

Cd . Guatemala Tegucigalpa • •

• •

•

• •

• •

• •

• •

San Pedro Sula El Cajón

León

Belmopan Hidro

• Interconexión México - Guatemala

Chicoasen Malpaso

•

•

• •

A Ciudad de México

Cancún

• •

Línea SIEPAC

Línea de Interconexión

Managua

San José

Guatemala Tegucigalpa • • •

•

•

• •

• •

• •

• •

San Pedro Sula

León

Arenal Carobicí

Fortuna Bayano

•

Angostura Chicoasén Malpaso

•

•

• • Nuclear Laguna Verde

• •

• •

• •

• •

• •

• •

• •

Mérida

Tapachula

Panamá

Los Brillantes San Salvador

Figura D.4

Enlace CFE-Guatemala y proyecto SIEPAC

E - 1

E.1 Introducción

Con la disminución de los costos de las energías renovables y la generalización de políticas públicas que las fomentan, así como la problemática ambiental y en particular el grave problema del calentamiento global, su desarrollo y en particular el de la eoloelectricidad son hoy alternativas obligadas en todo análisis de la expansión futura del parque generador de un sistema eléctrico.

La generación eólica está dejando sentir su infl uencia sobre:

• la economía de la generación• el medio ambiente• la integración eólica en la red eléctrica

Las investigaciones que algunos fabricantes llevan a cabo conjuntamente con ciertos laboratorios especializados (National Renewable Energy Laboratory(NREL)), apuntan a una disminución de costos aún mayor en los años por venir. Las previsiones del Electric Power Research Institute (EPRI) indican que esta fuente de energía será la menos cara en un futuro no lejano 1/,2/.

E.2 Economía de la generación eólica

El costo medio del kWh de generación eólica ha cambiado notoriamente durante los últimos veinte años, bajando 80%: de 30¢ de dólar americano en la década de los 80 a una cifra situada hoy alrededor de 5¢, sin subsidios. En los sitios con buen potencial se puede empezar a considerar la eoloelectricidad en el mismo rango de competitividad que las fuentes convencionales, aun sin atender a las externalidades que éstas provocan y los subsidios escondidos de que disfrutan.

La fi gura E.1 ilustra la evolución de los aerogeneradores.

No obstante ese progreso, la introducción de la generación eólica ha necesitado políticas de respaldo y subsidios desde sus inicios, ya que viene a romper ciertos paradigmas en materia de disponibilidad de energía y a introducir algunos problemas en la conducción de los sistemas eléctricos.

La capacidad eólica instalada a nivel mundial a fi nales de 2005 fue de 59,322 MW. De ellos 40,504 MW (68.3%), en la Comunidad Europea (CE).

Evolución de la tecnología eólica

Figura E.1

1/ Portal de la American Wind Energy Association : www.AWEA.org 2/ Portal del National Renewable Energy Laboratory : www.NREL.gov

ANEXO E CONSIDERACIONES PARA LA INTEGRACIÓN DE.PROYECTOS EÓLICOS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO

50 kW198030mΦ15 m

5 MW2005114mΦ124 m

2 MW200080mΦ80 m

4.5 MW2002104mΦ112 m

600 kW199560mΦ50m

100 kW198540mΦ20m50 kW

198030mΦ15 m

5 MW2005114mΦ124 m

2 MW200080mΦ80 m

4.5 MW2002104mΦ112 m

600 kW199560mΦ50m

100 kW198540mΦ20m

E - 2

El incentivo para su desarrollo en Europa son las llamadas tarifas feed-in y fi xed-premium en diferentes partes de la Comunidad. Esas tarifas, fi jas en términos reales por períodos de 10 a 15 años, deben pagarlas por ley las compañías de transmisión y de distribución a los productores eólicos, por cada kWh de energía que se alimente a la red. Cada gobierno de la CE defi ne las que se aplicarán en su territorio 3/4/5/.

Las tarifas feed-in implican un subsidio igual a la diferencia que presentan sobre el precio del mercado spot de energía eléctrica a la hora de la entrega. Sin embargo existe un cierto riesgo para el productor de que en algunas horas el precio del mercado esté por encima de la tarifa aunque tiene por lo menos la garantía del ajuste de nivel que el gobierno otorga cada año. En los países con tarifas fi xed-premium el productor recibe por ley, el precio del mercado spot más un suplemento por kWh que es ajustado anualmente.

En Estados Unidos, que terminó 2005 con 9,149 MW de capacidad eólica, con un incremento de casi 36% en ese año (20% anual promedio en los últimos 5 años), el interés de los productores eólicos radica en los Production Tax Credits (PTC) y en esquemas de depreciación acelerada de turbinas 6/7/.

Los PTC son créditos fi scales federales que se otorgan a los productores de energía eólica independientes que vendan su producción al mayoreo a empresas catalogadas como de servicio público (public utilities). El valor del crédito se sitúa actualmente en 1.9¢ por kWh entregado y se recibe durante los primeros 10 años de operación del proyecto. El productor sustrae de sus impuestos el crédito total que haya acumulado en cada período fi scal, en proporción a sus ventas de energía eólica.

Para las utilities (que no pagan impuestos federales) también existe un subsidio federal directo a su propia generación eólica igual al PTC, el Renewable Energy Production Incentive (REPI). Tratándose de un desembolso fi scal, debe ser autorizado cada año por el Congreso Estadunidense y eso tiene la desventaja de competir con otros gastos gubernamentales prioritarios.

En varios países existen también otros mecanismos para subsidiar las energías renovables. Un ejemplo puede ser las llamadas Tarifas Verdes que se cargan a los usuarios que voluntariamente las suscriben como un sobreprecio destinado a que su suministro integre energías renovables. En general, los subsidios son externos al propio sector energético y pueden ser obtenidos a través de entidades de gobierno o instituciones fi nancieras multilaterales.

E.3 Incidencia eólica en el medio ambiente. Externalidades 8/

Se designa como externalidades a los costos derivados del impacto de las actividades de algún agente económico, cuando no son tomados en cuenta ni compensados por dicho agente. Es decir que tales costos son externos al ámbito de sus consideraciones y sus decisiones.

Tal podría ser el caso de una empresa que instale una carboeléctrica sin ocuparse de sus emisiones de bióxido de azufre y de los estragos que la lluvia ácida podría provocar en las propiedades, la salud y en los bosques asociados a la recarga de los acuíferos.

Para compensar esos costos o internalizar esas externalidades, habría que empezar por cuantifi carlas. Tratándose de la generación de electricidad, cada tecnología tiene su impacto específi co en la economía, la salud, el medio ambiente y el bienestar social.

Conociendo en términos económicos cada impacto, se podría:

• establecer un impuesto a cada kWh y redistribuir esa recaudación para pagar las externalidades provocadas por él, o alternativamente• calcular, en la etapa de planeación de la generación futura, el costo de las externalidades que provocarían las tecnologías convencionales y "premiar" la generación renovable con un subsidio fi scal igual a las externalidades evitadas, que las hará más atractivas

Entre otros esfuerzos encaminados a la evaluación de externalidades ha destacado el proyecto ExternE, fi nanciado por la CE, en el que se comenzó a trabajar desde la década de los 90 para desarrollar una metodología de cálculo cuyos resultados han tenido una gran aceptación mundial.

El propósito original del proyecto fue proveer a los responsables de las políticas energética, de transporte, salud y ambiental de la Comunidad, de medios científi cos y rigurosos de análisis para establecer objetivos cuantifi cados en reducción de gases de efecto invernadero, metas de generación renovable de electricidad, estándares de efi ciencia energética, así como impuestos energéticos, acuerdos entre las autoridades y la industria, y criterios para evaluar los impactos de cualquier política o decisión en las áreas de interés.

3/ Peter B. Eriksen et al.. System Operation with High Wind Penetration. IEEE P&E magazine, nov-dec’05. pp 65-744/ Documento Wind Facts, en el Portal de la European Wind Energy Association : www.EWEA.org5/ Portal de los European Transmission System Operators: www.ETSO-net.org6/ Portal del Nacional Renewable…, op. cit.7/ Peter B. Eriksen…, op. cit.8/ Reporte del Proyecto ExternE: www.externe.info/externpr.pdf

E - 3

Para cada tipo de tecnología de generación deelectricidad usado en la Unión Europea, se consideraron las posibles emisiones de SO2, S, NOx, N2O, N, O3, CO, CO2, CH4, 1,3-butadieno, Benzo-[a]-pireno, Benceno, PM10 (partículas menores a 10μm), partículas de diésel, ruido, etc.

De la gran variedad de resultados que se pueden obtener de este modelo, ha tenido particular difusión el cuadro E.1 que muestra el costo de las externalidades que provoca en todo el ámbito continental, cada tecnología de generación cuando se la instala en cada país de la CE.

En el caso de la generación eólica las externalidades que se muestran se deben a las emisiones contaminantes en la etapa de fundición y fabricación de los componentes, principalmente metálicos, de los aerogeneradores. Así mismo, hay un impacto en la calidad de vida debido al ruido. Esta tecnología es la que provoca menores externalidades junto con la hidroelectricidad y la biomasa, que presenta contaminación por partículas suspendidas.

La generación nuclear, examinada solamente bajo el enfoque de sensibilidad del medio ambiente, muestra un bajo impacto en términos de externalidades.

La generación con gas tiene un impacto por kWh debido a sus emisiones de CO2, que depende de la efi ciencia térmica de la tecnología usada.

La generación carboeléctrica produce emisiones importantes de efecto invernadero. Las tecnologías carboeléctricas antiguas son las que provocan el efecto más adverso por contaminantes clásicos.

En cada celda del cuadro se muestra la suma de los costos en todos los puntos receptores de Europa, de los efectos provocados por la generación de 1 kWh en cada país, con cada combustible.

El impacto en el calentamiento global se evalúa mediante un precio-sombra estimado que se sitúa entre 18 y 46 euros por tonelada de CO2 emitida. Esto se refi ere al costo que podría tener para la economía revertir el efecto de esa emisión.

La tabla muestra una clara ventaja para las energías renovables, debido al elevado nivel de las externalidades de la generación con combustibles fósiles.

E.4 Integración eólica en la red eléctrica

El costo de integración de las energías renovables intermitentes en un sistema eléctrico, en particular la eólica, depende de su grado de penetración (es decir la proporción de capacidad intermitente respecto al total de capacidad de generación instalada en el sistema).

La opinión prevaleciente 9/ es que la integración de la energía eólica no será todavía un problema importante por algunos años al ritmo de penetración eólica previsible en la mayoría de los sistemas eléctricos. En general, se estima que una penetración de hasta 10% es asimilable mediante las posibilidades de reserva de generación y de regulación de los sistemas actuales, pues representa una variabilidad de la oferta eólica menor a la de la carga agregada de los

País Carbón y lignito Turba Petróleo Gas Nuclear Biomasa Hidro Viento

Austria 1-3 2-3 0.1

Bélgica 4-15 1-2 0.5

Alemania 3-6 5-8 1-2 0.2 3 0.05Dinamarca 4-7 2-3 1 0.1

España 5-8 1-2 3-5 0.2Finlandia 2-4 2-5 1 Francia 7-10 8-11 2-4 0.3 1 1 Grecia 5-8 3-5 1 0-0.8 1 0.25Irlanda 6-8 3-4 Italia 3-6 2-3 0.3

Holanda 3-4 1-2 0.7 0.5 Noruega 1-2 0.2 0.2 0-0.25Portugal 4-7 1-2 1-2 0.03 Suecia 2-4 0.3 0-0.7

Inglaterra 4-7 3-5 1-2 0.25 1 0.15

Externalidades de la generación eléctrica en Europa (€ cent/kWh)

Cuadro E.1

9/ Portal de la American Wind…, op. cit.

E - 4

usuarios que se suele manejar en las redes eléctricas.Entre 10 y 20% de penetración, la intermitencia eólica empieza a ser un problema mayor y requiere para su manejo de modelos refi nados de pronóstico del viento. Más allá de 20% de penetración, el sistema requerirá de un reforzamiento sustancial de sus dispositivos de control, exclusivamente para manejar la variabilidad adicional de la generación.

La integración de generación con fuentes renovables ha mostrado tener un impacto relevante en tres aspectos que actualmente se debaten a nivel mundial:

• La infraestructura de transmisión requerida para integrarla al suministro• El efecto de la intermitencia en la operación del sistema eléctrico• El comportamiento bajo condiciones de emergencia

E.5 Infraestructura de transmisión para la generación eólica

El monto de la inversión en las instalaciones requeridas para la interconexión de una central eólica al sistema eléctrico es un factor decisivo en la evaluación del proyecto. Si esa inversión es cuantiosa (más de 20%) puede no ser viable, aun cuando la energía producida sea más económica que las alternativas convencionales. La transmisión ha llegado a ser la decisión más determinante en este tipo de proyectos.

En un sistema interconectado mallado ha lugar a examinar cuidadosamente la cuestión de la determinación del uso de la red de transmisión por cada central generadora que le está conectada, para establecer su participación en el costo. La integración de la generación eólica al sistema, junto con la generación convencional, se facilitará si en los procedimientos de la planeación de la transmisión y en las políticas de inversión en este rubro se reconocen las diferencias específi cas entre esas fuentes de energía 10/.

La adaptación de la infraestructura de transmisión a las necesidades previsibles del sistema es una tarea compleja. Hay elementos en la agenda de la penetración eólica que afectan esa adaptación11/ :

1.- El recurso eólico suele no presentarse con alta concentración de potencia en un punto geográfi co, como las centrales convencionales, sino distribuida en varias localizaciones de baja densidad energética. Ello, y la naturaleza variable del suministro son particularidades de esta fuente que requieren desarrollo de tecnología ad hoc y de formas nuevas de gestión de la red.

2.- Con el ingreso de nuevos usuarios del servicio de transmisión pueden darse situaciones de congestión, cuando las demandas de ese servicio hacen que el límite confi able de transferencia en ciertas trayectorias se sobrepase. Cuando tales situaciones se repiten, surge el imperativo económico de reforzar la red, de manera que el costo anualizado de los refuerzos sea menor que el del incremento en el de operación y pérdidas, que se daría sin él. En el corto plazo, en una situación de congestión, el operador puede estar obligado a parar la generación de algunas unidades y desconectar carga para proteger el sistema.

Cuando éste sistema atraviesa por situaciones como la descrita, una nueva oferta de generación no puede ser aceptada sin un refuerzo adecuado de la red. Muchos recursos eólicos de cierta calidad podrían no desarrollarse por congestión en la misma, debido a que el costo del refuerzo requerido para darle entrada al proyecto llegaría a encarecerlo demasiado si el recurso no es excepcional.

3.- En algunos casos, ciertas medidas especiales pueden ser la respuesta. Por ejemplo :

• Incorporar el recurso eólico a una red de nivel distribución, en donde los costos son menores, y puede traer disminución de pérdidas y soporte de tensión en el área, además de retrasar la necesidad de reforzar las redes de tensión media, benefi cios todos que le serían acreditables

• Monitoreo de temperatura. La norma de capacidad térmica de una línea establece su valor como aquel que presenta a 35º C y 0.6 m/s de velocidad de viento. Ciertamente la capacidad real puede ser superior (hasta en 30%) en las condiciones atmosféricas que el recurso eólico está disponible

• Instalar refuerzos que no impliquen construcción de líneas de transmisión. Por ejemplo, en ciertos puntos específi cos, limitadores de corrientes de falla, compensación reactiva, FACTS, según el caso

• Formular para ciertas trayectorias de la red, un servicio "económico" de transmisión que permita que no se le cargue todo el costo de esa capacidad a un proyecto eólico cuyo uso de la transmisión es "no-fi rme"

E.6 La intermitencia eólica en la operación del sistema

Para una empresa eléctrica comprometida a entregar su producción bajo especifi caciones de tensión, frecuencia y continuidad bien defi nidas, acomodar la generación intermitente de una eólica en la operación regular del sistema, representa una difi cultad suplementaria.

10/ Comments to the Cost Allocation Working Group by The Wind Coalition. 11/ EWEA Report on Large Scale Integration of Wind Energy in the European Power Supply. www.awea.org/policy/regulatory_policy/transmission_documents/EWEA_report_wind_integration.pdf

E - 5

Normalmente se supone que el sistema eléctrico recibirá todo kWh entregado por los aerogeneradores, salvo caso de imposibilidad técnica.

La operación se realiza en procesos que se enmarcan en diferentes escalas de tiempo, de segundos a días.

Tres son las escalas que es pertinente examinar en relación a la integración de la generación eólica en el sistema 12/ :

• El predespacho con programación de unidades en el rango de horas a días de anticipación

• El seguimiento de la carga, en el rango de minutos a horas

• La regulación de la frecuencia, en el rango de segundos a minutos

La regulación, el seguimiento y el predespacho, son Servicios Conexos que el sistema provee e implican costos operativos. Si la capacidad eólica tiene alta penetración, su efecto se resentirá en estos tres procesos.

En orden de magnitud, el costo operativo de la integración para la empresa Xcel, en Estados Unidos, está entre 1.85 y 4.6 US$/MWh con 3.5 a 15% de penetración, en diferentes redes del grupo. En el caso europeo, en sistemas con penetración inferior a 10% y hasta cerca de 32% (en el Sistema Oeste de Dinamarca), entre 2.5 y 5 €/MWh en promedio 13/14/15.

E.6.1 Impacto en el predespacho

En el rango de algunas horas a unos días de anticipación, los Centros de Control deben decidir qué unidades generadoras operarán en cada hora, considerando su costo, la carga mínima que pueden tomar y el tiempo mínimo de operación.

El predespacho requiere pronosticar la variación de las cargas. Cuando se ha instalado capacidad eólica en el sistema, la disponibilidad de viento también debe preverse.

Si la aportación eólica se pronostica con precisión, se mejorará la programación de las unidades generadoras. En caso contrario se correrá el riesgo de planear unidades que no operarán, o de que no se programen todas las necesarias. En resumen los errores de pronóstico se traducen en costos.

La previsión de la producción eólica local se apoya en modelos climatológicos regionales. La experiencia en Dinamarca muestra que el pronóstico con un día de anticipación puede presentar desviaciones (cifradas en términos de proporción de la capacidad eólica instalada) inferiores a 5% en 60% de los casos, y mayores a 10% en un 20% de los eventos, pudiéndose llegar a 40% de desviación 16/.

En 2002 - 2003 se realizó un estudio para la empresa Xcel Energy-North (noroeste de los Estados Unidos) sobre el costo de las imprecisiones del pronóstico de la generación eólica en el predespacho con programación de unidades17/18/. Los resultados mostraron que los costos crecen conforme la exactitud del pronóstico decrece: de 0.39 a 1.44 US$ por MWh de energía eólica obtenida, para errores de pronóstico de 10 a 50 por ciento. La penetración eólica en Xcel era de 280 MW en un sistema con capacidad cercana a 7,000 MW.

E.6.2 Impacto en el seguimiento de la carga

Para responder a la tendencia de la demanda, ya sea creciente o decreciente, el operador del sistema decide el despacho económico de los generadores. También determina cuáles de las unidades previamente programadas deben intervenir para satisfacer las amplias oscilaciones de la carga del sistema, tomando en cuenta su costo de producción y la velocidad con que pueden tomar y dejar carga.

Las fl uctuaciones de las cargas del área durante el rango de algunos minutos a algunas horas, son simultáneas con aquellas más rápidas, que se dan en el rango de segundos y que son atendidas por el Control Automático de Generación (CAG). Ambas están superpuestas. La diferencia entre unas y otras es que en el rango del despacho las cargas individuales sí están correlacionadas y sus variaciones se superponen para dar una demanda agregada que crece o decrece, la cual requiere la intervención del operador para satisfacerla. El servicio de seguimiento de la carga implica una transferencia neta de energía, a diferencia del servicio de regulación que es uno de capacidad que sólo persigue evitar las excursiones de la frecuencia, con nula aportación neta de energía.

El costo del seguimiento horario de la carga depende de las unidades generadoras que el despachador habilite para la hora siguiente. Esto requiere hacer el pronóstico de la demanda de esa hora pero éste no será siempre totalmente acertado.

12/ B.Parsons, B.Zavadil, B.Kirby, K.Dragoon, J.Caldwell. Grid Impacts of Wind Power: A Summary of Recent Studies in the United States. Under Sponsorship by ENREL. Preprint to be presented at 2003 European Wind Energy Conference, Madrid.13/ Portal de la American Wind…, op. cit.14/ E.A. DeMeo, W.Grant,M.R.Milligan,M.J.Shuerger.”Wind Plant Integration”.-IEEE,Power&Energy Magazine. Vol.3,Nb.6,Nov/Dec.2005. 15/ Portal de los European Transmission System Operators: www.ETSO-net.org. 16/ Gitte Agersbaek, Valuing the Capacity Contribution of Intermittent Sources. Energinet.dk. Presented at the International Grid Connected

Renewable Energy Policy Forum. Feb. 2006, México. 17/ B. Parsons, B. Zavadil, B. Kirby…, op. cit.18/ Portal del Utility Wind Integration Group: www.UWIG.org …, op. cit.

E - 6

Una manera sistemática de caracterizar el costo del proceso es a través de la desviación estándar σ de los errores del pronóstico de demanda, dado que de éstos depende la magnitud de la corrección que habrá que hacer al despacho y su costo.

Cuando se introduce generación eólica, las fl uctuaciones que le son propias, normalmente no tienen correlación con la variabilidad de la demanda, por lo que, en principio, la superposición de ambas oscilaciones será menos dinámica que sus componentes. Las unidades despachadas deberán responder conjuntamente a las variaciones de la demanda del área y a las de la generación eólica (tratada frecuentemente como una demanda negativa).

Estas variaciones eólicas en el rango de minutos a horas, deberán ser pronosticadas igual que la demanda. La generación eólica prevista se sustraerá de la demanda pronosticada para establecer el despacho de generación convencional que se requiere. El costo del seguimiento de la carga dependerá de la calidad de ambas previsiones. El pronóstico eólico de corto plazo —una hora de adelanto— es el que hasta ahora se ha logrado realizar con mayor exactitud.

La historia de los errores de pronóstico de la demanda afectada por la generación eólica intermitente i, permite obtener la desviación estándar σ(dem-i) del fenómeno conjunto. Este parámetro caracteriza el costo del proceso de seguimiento de la carga. Existe la formulación para extraer la participación de i en σ(dem-i)

19/, lo cual permite conocer la parte del costo del proceso que le es atribuible.

En orden de magnitud, el costo de este concepto para Xcel, con 3.5% de penetración, se calculó en 0.41 US$ por MWh de energía eólica entregada. Para la empresa Pacifi Corp, con 20% de penetración, el costo fue de 1.6 US$/MWh 20/21/.

E.6.3 Impacto en la regulación de la frecuencia

Cuando la demanda agregada fl uctúa, la frecuencia de generación puede variar y salirse del rango aceptado de tolerancia. El CAG evita que eso pase haciendo variar la producción de ciertos generadores del área para equilibrar la fl uctuación de la demanda.

Como ya se mencionó, las variaciones de la demanda dentro del intervalo de segundos que atiende el CAG, están superpuestas en la variación más lenta y con tendencia a que se atiende en el proceso de seguimiento de la carga. Esta última señal puede

separarse de varias maneras de la del CAG. Una vez separada, la del CAG presenta una cierta oscilación con promedio de cero.

Cuando se ha instalado generación eólica en el sistema eléctrico, la acción del CAG deberá controlar combinadamente las fl uctuaciones de la demanda y las fl uctuaciones de esa generación. En este caso también, el proceso de regulación comandado por el CAG se benefi cia de la ausencia de correlación entre ambos fenómenos fl uctuantes.

Para discriminar la parte de la actividad del CAG que obedece a la demanda agregada del área y la parte de esta actividad que responde a las solicitaciones de la generación eólica, es posible simular la actividad que tendría el CAG en ausencia de la generación eólica y sustraer una señal de la otra.

Lo anterior permite determinar la regulación incremental que requiere la generación eólica.

Para cada señal de CAG con y sin esta generación, y para la de regulación incremental, es posible calcular la desviación estándar σcon, σsin y σinc . Conociendo el costo de regulación del sistema cuando incluye a la generación eólica, la proporción de σinc a σcon aplicada a este costo permite obtener el de regulación imputable a tal generación.

En orden de magnitud, el Independent System Operator de California (CAISO) obtuvo por este concepto 0.59 US$ por MWh de energía eólica entregada, con 4% de penetración 22/.

E.7 Comportamiento eólico en condiciones de emergencia 23/

Todo sistema eléctrico interconectado está sujeto a fallas en algún punto del sistema. Esto se manifi esta en una escala de tiempo de milisegundos a segundos, con un descenso del nivel de tensión en toda la red y una eventual excursión de la frecuencia, amén de otros eventos transitorios. Las fallas imposibilitan entregar la energía que las cargas están requiriendo o introducir a la red la de los generadores. En estas condiciones algunos de éstos pueden perder la sincronía con el sistema y algunas cargas pueden quedar sin suministro.

La experiencia ha mostrado que, a diferencia de las convencionales, las unidades de generación eólica pueden no contribuir a la estabilización del sistema eléctrico en condiciones de falla. Antes bien, para autoprotegerse, los aerogeneradores se desconectan instantáneamente de la red, dejando al sistema con menos medios para superar el problema.

19/ B. Parsons, B. Zavadil, B. Kirby…, op. cit. 20 / B. Parsons, B. Zavadil, B. Kirby…, op. cit. 21/ E.A.DeMeo, W. Grant, M.R. Milligan…, op. cit. 22/ E.A.DeMeo, W. Grant, M.R. Milligan…, op. cit.23/ EWEA Report on Large scale…, op. cit.

E - 7

Este comportamiento sorprendió pero no alarmó inicialmente a los operadores debido a la baja penetración de esta tecnología y porque las unidades se conectaban a redes de distribución donde no se tenían estos efectos. Con la intensa penetración que sobrevino en Europa a nivel de redes de transmisión, y la consecuente agudización de sus efectos, se desarrollaron nuevas reglas de conexión al sistema y de desempeño, conocidas como Código de Red.

Para la correcta integración física de las unidades eólicas, los requerimientos esenciales del Código de Red se refi eren al control de la potencia activa y reactiva del generador, el control de frecuencia y tensión, y la permanencia operativa bajo condición de falla.

E.7.1 Control de potencia activa

Se refi ere principalmente a limitar las inyecciones de potencia al sistema cuando el viento levanta súbitamente y el ritmo de aporte (rampa de potencia) excede aquel con el que las unidades generadoras controladas por el CAG pueden compensarlo para regular la variación de la frecuencia.

Bajo este mismo rubro se puede clasifi car la exigencia de participar en la regulación misma de la frecuencia. Esta regla, actualmente incluida sólo en el Código de Red inglés, puede llegar a imponerse en sistemas con niveles altos de penetración eólica, para situaciones de viento intenso y baja demanda, cuando no sean muchas las unidades disponibles con fuerte rampa de potencia en el CAG.

Técnicamente esto se logra con turbinas que pueden controlar el ángulo de ataque de las aspas al viento (el paso), cuando lo hay disponible, y se tiene al aerogenerador produciendo por abajo de su capacidad nominal. Esto último supone desperdicio del recurso eólico, y una pérdida de ingresos que posiblemente no se compense con el pago por participar en la regulación de frecuencia. A un productor eólico podría convenirle más subcontratar el cumplimiento de este requisito. Por otro lado, poner a una eólica en la reserva de regulación entra en confl icto con la disposición de darle prioridad a la generación renovable sobre el despacho.

E.7.2 Rango de frecuencias operativas

Cuando no es posible contener la frecuencia del sistema dentro de su rango nominal, los equipos eólicos deben poder seguir operando. En las redes continentales europeas, por ejemplo, se exige funcionar a carga nominal en forma continua, en un rango incremental de entre +½ Hz y -1 Hz respecto a la frecuencia nominal. En Inglaterra, entre +2 y -2½ Hz. También se requiere poder operar en rangos más amplios de frecuencia, por un tiempo limitado o a carga fraccionaria.

El efecto físico de funcionar fuera de la frecuencia

de diseño suele ser el sobrecalentamiento de los equipos. Los modelos anteriores de turbina (tipo A) son inapropiados para esto. Los dotados de convertidores electrónicos de frecuencia (tipos C y D) pueden manejarlo bien, a un costo razonable, sobredimensionando los convertidores. La reducción de la vida útil de los aislamientos, una consecuencia del sobrecalentamiento, podría ser grave si la operación fuera del rango de frecuencia se diera reiterada o dilatadamente. Pero esto no suele ser así en la práctica por lo que ese efecto no es preocupante.

E.7.3 Control de la tensión

Cuando la generación eólica desplaza en cierta medida a la convencional, debe también ser capaz de suplir el suministro de reactivos y contribuir a mantener su balance en el sistema. Los Códigos de Red usualmente especifi can rangos de factor de potencia entre 0.925 adelantado y 0.85 atrasado. Requieren también que las turbinas individuales controlen su propia tensión en terminales y limiten la producción y absorción de reactivos, regulando su excitación, con lo que además podrán contribuir a paliar las fl uctuaciones de tensión en la red.

Las turbinas tipo A, con generador de inducción de jaula de ardilla necesitan consumir reactivos y no pueden ejercer este tipo de control por lo cual requieren de un compensador estático que suele instalarse para toda la central eólica, salvo el caso de las turbinas grandes (1 MW) que pueden tener dispositivos individuales.

Los generadores de inducción de doble alimentación (tipo C) pueden satisfacer el requerimiento del factor de potencia de 0.925 adelantado, pero requieren mayor calibre de conductores en rotor y estator, y repotenciar el convertidor de frecuencia para dar 0.85 atrasado.

El control más completo puede lograrse en turbinas tipo D, dotadas de devanados de excitación y convertidores de frecuencia avanzados. Con esto, en coordinación con transformadores con cambiadores de taps bajo carga, los aerogeneradores pueden suplir satisfactoriamente su control de tensión.

E.7.4 Permanencia operativa bajo falla

Este requerimiento es conocido como Fault ride-through capability (FRT). Una central eólica, así como una convencional, deben desconectarse de la red cuando la falla eléctrica ocurra directamente en el circuito al que están conectadas, si no, deben permanecer funcionando según las especifi caciones que al respecto se establezcan para el sistema particular al cual se encuentran integradas.

Estas especifi caciones pueden ser más o menos exigentes, dependiendo sobre todo del grado de penetración eólica en cada sistema. Como ejemplo,

E - 8

la fi gura E.2, muestra las especifi caciones FRT que la Federal Electricity Regulatory Commission (FERC) estableció inicialmente (Order 661) como requisito

La fi gura E.2 ilustra que:

a.- La tensión de la red medida en las terminales de la central eólica es de 1 por unidad (p.u.) de la tensión nominal, antes de la ocurrencia de una falla en la red

b.- Al producirse la falla en el instante marcado tiempo=0.0 segundos, la tensión en las terminales de la central se colapsa

c.- La FRT de la FERC especifi ca que, si este colapso lleva la tensión en terminales a un nivel de 0.15 p.u. o mayor, la unidad eólica debe permanecer en funcionamiento, pero si lo lleva a un nivel menor a 0.15 p.u. en el momento de la falla, puede desconectarse del sistema

d.- Conforme el tiempo transcurre, si la evolución de la tensión en terminales muestra un valor por encima de la línea negra, la unidad deberá seguir en funcionamiento. Si, contrariamente, el nivel de tensión en terminales está por abajo de la línea, puede desconectarse

e.- Si a partir del tercer segundo después de la ocurrencia de la falla la tensión en terminales no se ha recuperado por encima del nivel de 0.9 p.u., es posible que la falla no haya podido ser eliminada de la red. La unidad puede desconectarse

a cumplir por las unidades eólicas conectadas a las redes eléctricas estadunidenses 24/.

Los límites numéricos y la forma de la gráfi ca que se muestran en este caso, no necesariamente se incluyen en las especifi caciones FRT de otros sistemas. Sin embargo la idea es en general la misma: reglamentar la desconexión de las unidades eólicas bajo falla de red.

En condiciones usuales las turbinas tipo A no tienen capacidad de permanecer operando bajo falla y deben desconectarse. Las tipo C pueden, mediante un sencillo dispositivo, adquirir cualidades de permanencia FRT. Las tipo D sí ofrecen capacidad de permanencia FRT, mediante la aplicación de una estrategia apropiada de control del convertidor de frecuencia.

Permanencia operativa eólica bajo colapso de tensión debido a falla en red

Figura E.2

24 / R. Zavadil et al. “Making Connections”.- IEEE, Power&Energy Magazine. Vol.3, Nb.6, Nov/Dec.2005

Respuesta mínima requerida bajo colapso de tensión en la red

tiempo (seg.)

Inicio del colapso por falla en red

La unidad eólica debe operar

La unidad eólica puede desconectarse

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ANEXO F GLOSARIO DE TÉRMINOS

Aportaciones hidráulicasVolumen de agua captado por una presa o embalse durante un periodo, para generación de energía eléctrica o para otros fi nes alternos.

AutoabastecimientoSuministro de los requerimientos de energía eléctrica de un miembro o varios de una sociedad de particulares mediante una central generadora propia.

Autoabastecimiento localSuministro 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 remotoSuministro a cargas de proyectos de autoabastecimiento localizadas en un sitio diferente al de la central generadora, utilizando la red de transmisión del servicio público.

CapacidadPotencia máxima de una unidad generadora, una central de generación o un dispositivo eléctrico, especifi cada por el fabricante o por el usuario, dependiendo del estado de los equipos.

Capacidad adicional comprometidaLa disponible en los próximos años a través de fuentes de generación en proceso de construcción, licitación o ya contratadas, así como de compras fi rmes de capacidad, incluyendo importaciones.

Capacidad adicional no comprometidaLa 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 totalSuma de la capacidad comprometida y la no comprometida.

Capacidad brutaLa efectiva de una unidad, central generadora o sistema de generación, sin considerar la potencia requerida para usos propios.

Capacidad de placaLa especifi cada bajo condiciones de diseño por el fabricante de la unidad generadora o dispositivo eléctrico.

Capacidad de transmisiónPotencia máxima que se puede transmitir a través de una o un grupo de líneas, desde un nodo emisor a otro receptor tomando en cuenta restricciones

técnicas de operación como: límite térmico, caída de voltaje, límite de estabilidad, etc.

Capacidad disponibleIgual a la efectiva del sistema menos la capacidad indisponible por mantenimiento, falla, degradación y/o causas ajenas.

Capacidad efectivaLa de una unidad generadora determinada por las condiciones ambientales y el estado físico de las instalaciones. Corresponde a la capacidad de placa corregida por efecto de degradaciones permanentes, debidas al deterioro o desgaste de los equipos que forman parte de la unidad.

Capacidad existenteLa correspondiente a los recursos disponibles en el sistema eléctrico (centrales de generación y compras de capacidad fi rme) en una fecha determinada.

Capacidad netaIgual a la bruta de una unidad, central generadora o sistema eléctrico, menos la necesaria para usos propios.

Capacidad retiradaLa 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 semibaseAquella que usualmente se despacha en las partes baja e intermedia de la curva de carga.

Capacidad termoeléctrica de picoAquella que usualmente se despacha solo durante las horas de mayor demanda en la curva de carga.

CargaLa potencia requerida por dispositivos que consumen electricidad y se mide en unidades de potencia eléctrica (kW, MW).

CogeneraciónProducción de electricidad conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria o ambas.

ConsumoEnergía 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 brutoEl que debe suministrarse con el fi n de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación.

F - 2

Curva de cargaGráfi ca que muestra la variación de la demanda de potencia en un período específi co.

Curva recomendada de nivelesDefi ne la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación, para aumentar o reducir la producción cuando se esté por arriba o por debajo de dicha curva. De seguir la recomendada, la producción de la central se maximiza.

DegradaciónReducción de la capacidad de una unidad como consecuencia del deterioro, la falla de uno de sus componentes o por cualquier otra condición limitante.

DemandaPotencia en MW a la cual se debe suministrar la energía eléctrica en un instante dado (demanda instantánea).

Demanda integradaEs igual a la potencia media en un intervalo de tiempo (MWh/h).

Demanda máxima coincidenteLa que se registra en dos o más sistemas eléctricos interconectados durante un cierto período de tiempo establecido.

Demanda basePotencia mínima registrada en el sistema en un cierto período.

Demanda máxima no coincidenteSuma 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 máximaEl mayor valor de la demanda integrada que se registra en un periodo determinado.

Demanda máxima brutaEl valor mayor de la potencia que debe ser generado e/o importado para satisfacer los requerimientos de los usuarios.

Demanda mediaIgual a la energía bruta en un período (MWh), dividida entre el número de horas del mismo (MWh/h).

DisponibilidadPorcentaje de tiempo en el cual una unidad generadora está disponible para dar servicio, independientemente de requerirse o no su operación. Este índice se calcula restando al 100% el valor de la indisponibilidad.

Energía almacenadaEnergía potencial susceptible de convertirse a energía eléctrica en una central hidroeléctrica, en función del

volumen útil de agua almacenado y del consumo específi co para la conversión de energía.

Energía brutaLa que debe suministrarse con el fi n de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación.

Energía netaLa 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 cargaLa relación entre la demanda media y la demanda máxima registradas en un período dado. El factor de carga se acerca a la unidad a medida que la curva de carga es más plana.

Factor de diversidadLa relación entre la suma de las demandas máximas individuales de dos o más cargas y la demanda máxima del conjunto. Un factor mayor a uno signifi ca que las demandas máximas no ocurren simultáneamente.

Factor de plantaLa relación entre la energía eléctrica producida por un generador o conjunto de generadores, durante un intervalo de tiempo determinado, y la energía que habría sido producida si este generador o conjunto de generadores hubiese funcionado durante el mismo intervalo a su potencia máxima posible. Se expresa en porcentaje.

Generación brutaLa energía de las unidades o centrales eléctricas medida en las terminales de los generadores.

Generación netaLa 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.

IndisponibilidadEstado 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 ajenasIndicador 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 degradaciónIndicador del porcentaje de tiempo que una unidad o

F - 3

central generadora disminuye su potencia máxima, sin salir de operación, por problemas de funcionamiento en alguno de sus componentes.

Indisponibilidad por fallasIndicador 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 mantenimientoIndicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora permanece fuera de servicio por trabajos de conservación de los equipos.

Margen de reservaDiferencia entre la capacidad efectiva y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada como porcentaje de la demanda máxima.

Margen de reserva operativoDiferencia entre la capacidad disponible y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada como porcentaje de la demanda máxima.

Pérdidas no técnicasEnergía que pierde un sistema eléctrico por usos ilícitos, errores de medición y de facturación.

Pérdidas técnicasTérmino 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).

PermisionariosLos titulares de permisos de generación, exportación o importación de energía eléctrica.

Proyecto de autoabastecimientoDesarrollo de generación construido por una sociedad de particulares con la fi nalidad de atender los requerimientos de energía eléctrica de los miembros de dicha sociedad.

Productor independiente de energíaTitular de un permiso para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para su venta a CFE.

RedConjunto de elementos de transmisión, transformación y compensación interconectados para el transporte de la energía eléctrica.

Red troncalRed de transmisión que interconecta las regiones del sistema, permitiendo el transporte de grandes bloques de energía de los centros de generación a los de consumo.

Sector eléctricoConjunto de participantes, tanto públicos como privados, que intervienen en los procesos de

generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica.

Sector públicoElementos que intervienen en los procesos de generación, transmisión y distribución para atender el servicio público de energía eléctrica.

Servicio públicoDemanda que es suministrada por la generación de CFE, LyFC, PIE, excedentes de autoabastecimiento y cogeneración, e importación realizada por CFE.

SincronismoForma 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.

VentasEnergía eléctrica facturada a los usuarios del servicio público.

G - 1

Bl BarrilCAR CarboeléctricaCC Ciclo combinadoCI Combustión internaCOM CombustóleoDIE dieselEO EólicaGEO GeotermoeléctricaGWh Gigawatt-hora GWh/año Gigawatt-hora por añoHID HidroeléctricaHz HertzK Carbónkg kilogramokm kilómetrokm-c kilómetro-circuitokV kilovoltkW kilowattkWh Kilowatt-horakWh/m3 Kilowatt-hora por metro cúbicom metrom3 metro cúbicoMMBtu millones de BtuMMm3 millones de metros cúbicosMMm3 / día millones de metros cúbicosMMpcd millones de pies cúbicos diariosMsnm Metros sobre el nivel del marMVA Megavolt-ampere MVAr Megavolt-ampere-reactivos MW Megawatt MW/GWh Megawatt por gigawatt-horaMWh Megawatt-hora NUC Nucleoeléctricap probabilidad de ocurrencias segundoTC Térmica convencionalTG Turbogástipo año Seco, medio o húmedotonc tonelada cortaTWh Terawatt-horaUO2 uranioV volt

ANEXO G ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS

H - 1

CADPAD Computer Aided Distribution Planning and DesignCAT Construir, Arrendar y TransferirCENACE Centro Nacional de Control de EnergíaCFE Comisión Federal de ElectricidadCNA Comisión Nacional del AguaCONAPO Consejo Nacional de PoblaciónCNSNS Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y SalvaguardiasCOPAR Costos y Parámetros de ReferenciaCRE Comisión Reguladora de EnergíaCRN Curva Recomendada de NivelDOE Departamento de Energía de los EUADOF Diario Ofi cial de la FederaciónDAC Doméstica de Alto ConsumoEEPRI Evaluación Económica de Proyectos de InversiónERCOT Electric Reliability Council of TexasEUA Estados Unidos de AméricaGCH Grandes Centrales HidroeléctricasGNL Gas Natural LicuadoININ Instituto Nacional de Investigaciones NuclearesLSPEE Ley del Servicio Público de Energía EléctricaLyFC Luz y Fuerza del CentroMICARE Minera Carbonífera Río Escondido MR Margen de ReservaMRE Margen de Reserva de EnergíaMRO Margen de Reserva OperativoNAME Nivel de Aguas Máximas ExtraordinariasNAMINO Nivel de Aguas Mínimas de OperaciónNAMO Nivel de Aguas Máximas OrdinariasOECD Organización para la Cooperación Económica y el DesarrolloOPF Obra Pública FinanciadaPEF Presupuesto de Egresos de la FederaciónPEMEX Petróleos MexicanosPERGE Proyecto de Energías Renovables a Gran EscalaPIB Producto Interno BrutoPIDIREGAS Proyectos de Impacto Diferido en el Registro del GastoPIE Productor Independiente de EnergíaPOISE Programa de Obras e Inversiones del Sector EléctricoPRC Programa de Requerimientos de CapacidadRLSPEE Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía EléctricaRM Rehabilitación y ModernizaciónRP Recursos PropiosRV Residuos de VacíoSE Sector EléctricoSEN Sistema Eléctrico NacionalSENER Secretaría de EnergíaSHCP Secretaría de Hacienda y Crédito PúblicoSIN Sistema Interconectado NacionalSMG Sistema Nacional de Gasoductos de PEMEXTIR Tasa Interna de Retornotmca Tasa media de crecimiento anual

ANEXO H SIGLAS Y ACRÓNIMOS

H - 2

trca Tasa real de crecimiento anualVFT Variable Frequency TransformerWECC Western Electricity Coordinating Council

anexo 1 U5

Documents

Transcript of anexo 1 U5