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Estrategia para el abastecimiento de Energía
Eléctrica
AMEDES14 de Octubre de 2005
v5
Contenido
• Evolución del Sector Eléctrico.
• CFE: situación actual.
• Plan estratégico del Sector Eléctrico.
I. Evolución del sector eléctrico.
EVOLUCIÓN
1879
PrimerascentraleseléctricasLeón Gto.(térmica)Batopilas Ch.(hidro22kw)
1999-2005
Propuesta dereestructura-ción del sector
1992
Nuevainterpretaciónde la ley
1960
Nacionalizaciónde la industria eléctrica
1937Fundación deComisiónFederal deElectricidad
1971Decreto sobre unificación de frecuencias a 60 ciclos
ARTÍCULO 27
“... Corresponde exclusivamente a la Nacióngenerar, conducir, transformar, distribuir y abastecerenergía eléctrica que tenga por objeto la prestacióndel servicio público. En esta materia no se otorgaránconcesiones a los particulares...”
Dos Compañías Paraestatales
COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDADFUE CREADA POR DECRETO PRESIDENCIALEN 1937 COMO ORGANISMO DESCENTRALIZADO DEL GOBIERNO FEDERAL.
EN 1994 SE CREA POR DECRETO EL ORGANISMO DESCENTRALIZADO LUZ Y FUERZA DEL CENTRO.
CFE
LFC
Los Cambios de 1992
Con las reformas a la Ley del Servicio Público deEnergía Eléctrica de 1992, se definieron lasactividades que no constituyen Servicio Público ycon esa base el sector privado puede participar enlas siguientes modalidades de generación:
•Producción Independiente•Cogeneración•Pequeña Producción •Autoabastecimiento•Exportación e Importación
El Sector Eléctrico en México
GeneraciónGeneración Transmisión
Transmisión
Distribució
n
Distribució
nEmpresas del Estado y Empresas Privadas
Participación exclusiva de las Empresas del Estado
Autoabastecimiento
Cogeneración
Productor Externo deEnergía
Las Empresas Privadas sóloparticipan a través decontratos de servicios
2
. II. CFE: situación actual
Misión
Asegurar el servicio público de energía eléctrica con oportunidad, encondiciones competitivas de calidad y precio.
Proporcionar un servicio de excelencia.
Optimizar el uso de la infraestructura física, comercial y humana
Desarrollar su capital humana..
Proteger el medio ambiente y promover el desarrollo social en laspoblaciones donde su ubican las obras del servicio eléctrico.
Situación Actual
• Sistema Eléctrico Nacional tiene una capacidad instalada de46,551 MW, de los cuales, 45,687 MW (98.1%) corresponden a CFE(incluye productores externos).
COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD:218 plantas de generación con 584 unidades
43,950 Km de red de transmisión en alta tensión
632,400 Km en media tensión
171,760 MVA de capacidad de transformación
13 áreas de distribución que atienden 22.3 millones deusuarios
78,900 trabajadores en activo1
Ventas (GWh) y Usuarios 2004Ventas (GWh) y Usuarios 2004
Usuarios 22.3 millones
Sector Ventas 2004 (GWh)Residencial 34,405Comercial 9,062Servicios 4,382Agrícola 6,906Industrial 79,718
Subtotal 134,473LFC (netas) 41,377
Total 175,849
Ventas: 134,473 GWh
Industria59.3%(Sin LyFC)
Servicios3.3%
Comercial6.7%
Agrícola5.1%
Residencial25.6%
Residencial87.9%
Servicios0.7%Agrícola
0.5%
Industrial0.6%
Comercial10.3%
Situación financiera sanaSituación financiera sana
Activo total
603,458 Patrimonio366,077
Pasivo237,381
Millones de pesos
Productividad laboralProductividad laboral
Entre 1996 y 2005:
los indicadores de productividad han mejorado.
Entre los más representativos tenemos:
Aumento de 57% en el número de usuarios portrabajador de distribución, que pasó de 381 a 557.
Aumento de 53% en el número de usuarios portrabajador de operación, que pasó de 234 a 334.
Indicadores de Calidad del servicioIndicadores de Calidad del servicio
375.3
119.8100
200
300
400
500
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
4.1
13.5
3
6
9
12
15
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
6.6
1.1
0
2
4
6
8
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Tiempo de interrupción / usuario (minutos)
Inconformidades / 1000 usuarios Plazo de conexión a nuevos usuarios (días)
En el mismo periodo:
El TIU se redujo 68%
Las inconformidades 70%
El plazo de conexión 83%
7.8 millones de nuevos clientes
CFE:100% certificada en ISO 9000
El año pasado se logró la certificación de todoslos procesos y centros de trabajo, en la NormaISO 9000.
. III. Planeación Estratégicadel Sector Eléctrico
Planeación del Sistema Eléctrico Nacional
La CFE Elabora el “Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico”(POISE), que contiene los proyectos, obra por obra, con un horizonte de 10años. Este documento es actualizado anualmente, con base en lossiguientes elementos:
Evolución histórica.
Espectativas de crecimiento demográfico.
Patrones de crecimiento del consumo regional.
Escenarios de crecimiento económico en el país.
TMCA: Tasa media de crecimiento anual.GWh: Giga Watts hora
Consumo en los últimos 20 años
Periodo 1980-2003
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002
Mile
s de
GW
h TMCA: 5.8 %
TMCA: 5.2%
56,980 GWh
100,218 GWh
173,618 GWh
Escenarios de crecimiento
5.24.32.8Estimación 2005-2014
AltoMedioBajoPIB Nacional (%)
Escenario
AltoMedioBajoConsumo de energía
eléctrica (%)
Escenario
6.35.54.4Estimación 2005-2014
50
100
150
200
250
300
35019
80
1983
1986
1989
1992
1995
1998
2001
2004
2007
2010
2013
Crecimiento del consumo
305.14 en 2014
184 en 2004
57 en 1980
TWh
Sector Eléctrico: Evolución de la capacidad (Servicio Público)
Capacidad bruta (MW)*
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
Total aDic-’04
Retiros05-’14
Adiciones05-’14
Total aDic-’14
46,551
21,587 64,210*
-5,108
* Incluye LyFC
Servicio público: 21,587 MW
Valladolid III(525 MW)
Altamira V (1,121 MW)
Tuxpan V (495 MW)
La Venta II(85 MW)
Conversión El Encino TG/CC(65MW)
2006 5 2,292
Tamazunchale(1,135MW)El Cajón U1 y U2
(750 MW)
Baja California Sur II (43 MW)
2007 3 1,928
Baja California(252 MW)
San Lorenzo Conversión TG/CC (130 MW )
2008 3 481
La Venta III(99 MW)
Central (V. de México) (373 MW)
Agua Prieta II(635 MW)
2009 7 1,850
Tuxpan Conversión TG/CC (89 MW )
Norte (392 MW)
Guerrero Negro III (10 MW)
La Venta IV(99 MW)
Baja California IISLRC-(252 MW)
La Venta V(99 MW)
Pte. Juárez Conv.TG/CC (82 MW)
Manzanillo I Rep U1 (445MW)
Baja California III(246 MW)
2010 8 2,293 Norte II
(647 MW)
Carboeléctrica del Pacífico (648 MW)
Cerro Prieto V (100 MW)
Humeros (25 MW)
La Venta VI(99 MW)
Santa Rosalía (14 MW)
Manzanillo I Rep U2 (445MW)
2011 6 1,630
Baja California Sur III (36 MW)
Tamazunchale II (663 MW)
V. de México(373 MW)
La Parota (897 MW)
Manzanillo II Rep U1 (445 MW)
Noroeste (638 MW)
Baja California IV(252 MW)
Baja California Sur IV (36 MW)
2012 9 4,037
Guaymas (575 MW)
Tamazunchale III (663 MW)
Guadalajara I(434 MW)
La Venta VII(99 MW)
Manzanillo II U2 (445 MW)
Norte III (647 MW)
2013 6 3,059
Central III (535 MW)
Baja California V (243 MW)
Guadalajara II (434 MW)
Dos Bocas (755 MW)
Mérida IV(671MW)
Baja California Sur V (36 MW)
2014 7 2,890
Infiernillo (199 MW)
Villita Ampliación (398 MW)
Baja California VI (243 MW)
Dos Bocas II (755 MW)
Norte IV (588 MW)
Río Bravo IV(500 MW)
La Laguna II (498 MW)
Presa Reguladora Amata(0 MW)
Hermosillo Conversión TG/CC (88 MW)
2005 5 1,127
Baja California Sur I (41 MW)
Ciclo combinado
Hidroeléctrica
Combustión Interna Tipo Diesel
Turbogas
Libre
Eolica
Carboeléctrica
Geotermoeléctrica
Nuevas Centrales
Programa de Requerimientos (2005-2014)
Libre5758 MW
Eólicas & Geo705 MW
Turbina de Gas504 MW
Carbon648 MW
Hidroeléctricas2244 MW
Ciclo Combinado11730 MW
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000
TIPO
DE
CEN
TRA
L D
E G
ENER
AC
IÓN
CAPACIDAD NETA(MW)
º
59 Centrales21,587 MW
para el Servicio Público
Capacidad de generación del sector eléctrico(incluye autoabastecimiento) :
Escenario de planeación
1. No incluye autoabastecimiento ni cogeneración
Diciembre 2014: 64,210 MW2,3
Hidroeléctrica19.9%
Ciclo combinado
39.7%
Térmica convencional
12.2%
Dual3.3%
Carboeléctrica5.1%
Geotérmica y eoloeléctrica
2.6%
Nucleoeléctrica2.1%
Turbogás5.1%
Libre1
9.6%
Combustión Interna
0.4%
Diciembre 2004: 46,552 MW1
Hidroeléctrica22.6%
Térmica convencional
30.0%
Dual4.5%
Combustión Interna0.3%
Ciclo combinado25.9%
Turbogás6.1%
Nucleoeléctrica2.9%
Geotérmica y eoloeléctrica
2.1%
Carboeléctrica5.6%
1. La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opcionesposibles son: Ciclo Combinado (utilizando gas natural, gas natural licuado,residuos de vacío , etc.), Carbón Nuclear o Importación de Energía.
2. No incluye autoabastecimiento y cogeneración.3. Incluye generación distribuida de LyF.
Capacidad de generación del sector eléctrico 1 :
CFE: Áreas de ControlCFE: Áreas de Control
• 43,952 km de líneas de transmisión
• 632,400 km de líneas de subtransmisión y distribución
NoroesteNorte
NoresteOccidental
Oriental
Peninsular
BC
Central
SubestaciónLínea de 400 KVLínea de 230 KV
Línea de 115 KVLínea de 138 KV
BCS
Adiciones a la infraestructura de transmisión 69 – 400 kV
Adiciones a la infraestructura de transmisión en 69-400 kV
Total 29,010 km-c
2,028
4,789
1,581
2,489 2,646 2,5952,972 3,156 3,355 3,399
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
A ÑO
k m- c
Adiciones a la infraestructura de transformación 69 – 400 kV
Adiciones a la infraestructura de transformación en 69-400 kV
Total 60,752 MVA
4,572
8,500
4,132
7,726
5,142 5,464 5,2405,995
7,149 6,834
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
AÑO
M VA
Requerimientos de inversión 2004-2013
257,820
93,769 95,67178,875
4,367
Generación Transmisión Distribución Mantenimento Otras *
530,502 millones de pesos de 2004
* Principalmente instalaciones, equipos de cómputo y telecomunicaciones.
Estrategia de inversión
Aún cuando CFE tiene una estructura financiera sólida,los montos de ejercicio presupuestal que le autorizan laSecretaría de Hacienda y el Congreso, no son suficientespara construir la infraestructura programada en elPOISE.
Sin embargo, se autorizan recursos extrapresupuestalespara Proyectos Productivos de Largo Plazo, cuyo gastose registran a lo largo del tiempo (Proyectos de ImpactoDiferido en el Registro del Gasto-PIDIREGAS)
Estrategia de inversión
Existen dos tipos de PIDIREGAS: los de Inversión Directa, cuando
CFE recibe y opera la obra, y asume directamente el pago de la
inversión; y los de Inversión Condicionados, cuando lo empresa
privada se responsabiliza de construir financiar y operar la obra, y
entregar el servicio a CFE, quien solo en condiciones
preestablecidas, asume el compromiso del pago de la inversión
La suma de los recursos presupuestales y los proyectos PIDIREGAS,
le han permitido a CFE garantizar el abasto de energía eléctrica.
1.- Recursos Presupuestales
2.- Recursos Extrapresupuestales
•Arrendamiento Financiero•Obra Pública Financiada
Proyectos de Inversión Productiva de Largo Plazo (PIDIREGAS)
- Inversión Directa
- Inversión Condicionada
•Productores Externos de Energía
3.- Gasto de Operación- Contratos de servicio de largo plazo
Modalidades de Contratación
ARRENDAMIENTO FINANCIEROS (EN DESUSO).Centrales eléctricas.
OBRA PÚBLICA FINANCIADA.Paquetes de líneas de transmisión.Paquetes de líneas de distribución.Ampliación de centrales eléctricas.Centrales hidroeléctricas.Pequeñas centrales de generaciónRepotenciación yObras justificadas como PIDIREGAS.
PRODUCTOR EXTERNO DE ENERGÍA.Compra de capacidad y energía eléctrica asociada.
CONTRATOS DE SERVICIOS A LARGO PLAZO (SIN CONTINGENTE)Compra de gas de planta gasificadora.Compra de capacidad de transporte de gas.
Modalidades de Inversión
Comentarios finales
Estrategias para asegurar el abasto de energía eléctrica con oportunidad, calidad y al menor precio
•Asegurar recursos de inversión para cumplir con el POISE.
• Incluir en el portafolio de obras un adecuado equilibrio de las tecnologías de generación más económicas, modernas, confiables y de menor impacto ecológico
•Asegurar el abasto de combustibles.•Mantener una infraestructura de transmisión y transformación que permita la operación del sistema con estabilidad, confiabilidad y mínimo costo.
…Una empresa de clase mundial