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Subdirección de Programación Coordinación de Planificación

2010-2024 PROGRAMA DE OBRAS E

INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO

PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO

2010-2024

Subdirección de Programación Coordinación de Planificación

Comisión Federal de Electricidad

Alfredo Elías Ayub Director General

Florencio Aboytes García Subdirector de Programación

Gonzalo Arroyo Aguilera Coordinador de Planificación

Isaac Jiménez Lerma Coordinador de Evaluación

Jorge B. García Peña Gerente de Estudios Económicos

Por sus aportaciones para la elaboración de este documento agradecemos a:

Subdirección del Centro Nacional de Control de Energía

CFE

Subdirección de Desarrollo de Proyectos CFE

Subdirección de Distribución CFE

Subdirección de Generación CFE

Subdirección de Proyectos y Construcción CFE

Subdirección de Transmisión CFE

ÍNDICE página

INTRODUCCIÓN i

RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2010-2024 iii

1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 1-1

1.1 Introducción 1-1

1.2 Supuestos básicos 1-1 1.2.1 Macroeconómicos 1-1 1.2.2 Población y vivienda 1-4 1.2.3 Precios de combustibles 1-4 1.2.4 Precios de electricidad 1-5 1.2.5 Autoabastecimiento y cogeneración 1-5 1.2.6 Otros supuestos 1-5

1.3 Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento, 2009—2024 1-5

1.4 Estudio regional del mercado eléctrico 2009—2024: Escenario de Planeación 1-10 1.4.1 Distribución de la demanda máxima integrada en 2008 1-11 1.4.2 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en 2009—2024 1-12 1.4.3 Crecimiento esperado del consumo bruto en 2009—2024 1-14 1.4.4 Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del servicio público 1-15 1.4.5 Consumo de cargas autoabastecidas 1-19 1.4.6 Consumo de energía por ventas y autoabastecimiento remoto 1-23 1.4.7 Exportación e importación de CFE 1-25

2. INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 2-1

2.1 Evolución del Sistema Eléctrico Nacional 2-1

2.2 Estructura del sistema de generación 2-2 2.2.1 Capacidad efectiva instalada 2-2 2.2.2 Principales centrales generadoras 2-4

2.2.2.1 Centrales hidroeléctricas 2-6 2.2.2.2 Centrales a base de hidrocarburos 2-6 2.2.2.3 Centrales carboeléctricas 2-7 2.2.2.4 Centrales geotermoeléctricas 2-7 2.2.2.5 Central nucleoeléctrica 2-7 2.2.2.6 Centrales eoloeléctricas 2-7

2.2.3 Productores Independientes de Energía (PIE) 2-8 2.2.4 Autoabastecimiento y cogeneración 2-9 2.2.5 Autoabastecimiento remoto 2-9

2.3 Generación bruta 2-10

2.4 Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional 2-11

2.5 Pérdidas de energía 2-15 2.5.1 Pérdidas de energía en el nivel de transmisión 2-15 2.5.2 Pérdidas de energía en el nivel de distribución 2-15

3. PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN 3-1

3.1 Aspectos principales de la planificación a largo plazo 3-1

3.2 Conceptos de margen de reserva 3-3

3.3 Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 3-5 3.3.1 Temporada Abierta (TA) de proyectos eoloeléctricos para autoabastecimiento 3-7 3.3.2 Autoabastecimiento remoto 3-7 3.3.3 Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración 3-9

3.4 Retiros de capacidad 3-10

3.5 Proyectos de rehabilitación y modernización (RM) 3-14

3.6 Disponibilidad del parque de generación 3-15

3.7 Catálogo de proyectos candidatos 3-17 3.7.1 Cartera de proyectos hidroeléctricos en fase de prefactibilidad 3-19 3.7.2 Proyectos con producción continua 3-20 3.7.3 Proyectos de equipamiento y ampliación de capacidad 3-20 3.7.4 Proyectos geotermoeléctricos y eoloeléctricos 3-21

3.8 Parámetros técnicos de tecnologías 3-24

3.9 Adiciones de capacidad para el servicio público 3-25 3.9.1 Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión 3-26 3.9.2 Capacidad en construcción o licitación 3-27 3.9.3 Capacidad adicional 3-30

3.10 Evolución de la capacidad para el servicio público 3-33 3.10.1 Diferimientos de proyectos de generación 3-39 3.10.2 Repotenciaciones 3-39 3.10.3 Centrales eoloeléctricas 3-40 3.10.4 Centrales carboeléctricas 3-40 3.10.5 Tecnología libre 3-40 3.10.6 Participación de tecnologías en la expansión 3-41 3.10.7 Proyectos de cogeneración 3-41 3.10.8 Proyectos de ciclo combinado en el área Occidental 3-42 3.10.9 Proyectos de ciclo combinado en el área Central 3-42

3.11 Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico 3-42

3.12 Margen de reserva de capacidad 3-44

3.13 Margen de reserva de energía 3-47

3.14 Diversificación de las fuentes de generación 3-49

3.15 Fuentes de suministro de gas natural 3-52

3.16 Oportunidades de participación de los particulares en la generación de electricidad 3-53

3.17 Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de combustibles 3-53 3.17.1 Restricciones ecológicas 3-53 3.17.2 Eficiencia del proceso termoeléctrico 3-54

3.17.3 Composición de la generación bruta 3-56 3.17.4 Requerimientos de combustibles 3-58 3.17.5 Requerimientos de combustibles alternos para centrales tipo libre 3-60

4. PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN 4-1

4.1 Introducción 4-1

4.2 Metodología para expandir la red de transmisión 4-1 4.2.1 Plan de transmisión de mínimo costo 4-1 4.2.2 Escenario de demanda 4-2 4.2.3 Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte 4-2 4.2.4 Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión 4-2

4.3 Expansión de la red de transmisión 4-3

4.4 Escenario por área de control 4-5 4.4.1 Área Central 4-5

4.4.1.1 Obras principales 4-6 4.4.1.2 Red de transmisión asociada a Valle de México II 4-9 4.4.1.3 Red de transmisión asociada a Centro 4-10

4.4.2 Área Oriental 4-11 4.4.2.1 Obras principales 4-11 4.4.2.2 Red asociada a las centrales geotermoeléctricas Humeros Fase A y Fase B 4-16 4.4.2.3 Red asociada a la central eólica Oaxaca I 4-17 4.4.2.4 Red asociada a la central eólica La Venta III 4-18 4.4.2.5 Red asociada a las centrales eólicas de la Temporada Abierta y Oaxaca II, III y IV 4-19

4.4.3 Área Occidental 4-20 4.4.3.1 Obras principales 4-21 4.4.3.2 Red asociada a la central carboeléctrica del Pacífico 4-25 4.4.3.3 Red asociada a la central hidroeléctrica La Yesca 4-26 4.4.3.4 Red asociada a la repotenciación de Manzanillo I, unidades 1 y 2 4-27 4.4.3.5 Red asociada a la central de cogeneración Salamanca Fase I 4-28 4.4.3.6 Red asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Jiliapan) 4-29 4.4.3.7 Red asociada a la central geotermoeléctrica Azufres III 4-30

4.4.4 Área Noroeste 4-31 4.4.4.1 Obras principales 4-32 4.4.4.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II 4-36

4.4.5 Área Norte 4-37 4.4.5.1 Obras principales 4-37 4.4.5.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte (La Trinidad) 4-40 4.4.5.3 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua) 4-41

4.4.6 Área Noreste 4-42 4.4.6.1 Obras principales 4-43 4.4.6.2 Red de transmisión asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Tecalco) 4-46

4.4.7 Área Baja California 4-47 4.4.7.1 Obras principales 4-48 4.4.7.2 Red de transmisión asociada a la central de TG Baja California II Fase I 4-50 4.4.7.3 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III 4-51

4.4.8 Subárea Baja California Sur 4-52 4.4.8.1 Obras principales 4-53 4.4.8.2 Red de transmisión asociada a la central CI Guerrero Negro IV 4-55 4.4.8.3 Red de transmisión asociada a la central CI Santa Rosalía III 4-56

4.4.9 Área Peninsular 4-57 4.4.9.1 Obras principales 4-57

4.5 Obras e inversiones con financiamiento externo 4-60

4.6 Capacidad de transmisión entre regiones 4-64

4.7 Interconexiones nacionales e internacionales 4-66 4.7.1 Interconexión del área Baja California al Sistema Interconectado Nacional 4-66 4.7.2 Interconexión CFE-Guatemala 4-66 4.7.3 Interconexión de la subárea Baja California Sur al Sistema Interconectado Nacional 4-67

5. REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2010 -2024 5-1

6. EFECTOS DE ESCENARIOS ALTERNOS DEL MERCADO ELÉCTRICO 6-1

6.1 Mercado eléctrico 6-1 6.1.1 Pronóstico del consumo de electricidad 6-1 6.1.2 Pronóstico del consumo autoabastecido 6-1 6.1.3 Escenario Alto 6-1 6.1.4 Escenario Bajo 6-3 6.1.5 Diferencias en demanda de los escenarios Alto y Bajo respecto al de Planeación del

Sistema Interconectado Nacional 6-5

6.2 Requerimientos de capacidad y retiros 6-6 6.2.1 Escenario Alto 6-6 6.2.2 Escenario Bajo 6-9 6.2.3 Comparación de escenarios 6-11

6.3 Margen de reserva y margen de reserva operativo 6-16

6.4 Evolución de la generación bruta y requerimiento de combustibles fósiles 6-18 6.4.1 Generación bruta 6-18 6.4.2 Requerimiento de combustibles fósiles 6-21

ANEXO A POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL A-1

A.1 Antecedentes A-1

A.2 Niveles recomendados de operación (NRO) en las grandes centrales hidroeléctricas (GCH) A-3

A.3 Aportaciones hidráulicas A-5

A.4 Degradación en potencia por unidad de energía extraída A-8

A.5 Concepto de energía almacenada A-9

A.6 Evolución histórica de la energía almacenada A-9

A.7 Rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas A-10

A.8 Generación hidroeléctrica 2009—2024 A-11

A.9 Política de operación 2009—2024 A-13

ANEXO B CONSIDERACIONES SOBRE EL CÁLCULO DEL MARGEN DE RESERVA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL B-1

B.1 Introducción B-1

B.2 Criterios de planificación de un sistema eléctrico B-2

B.3 Consideraciones sobre la demanda de potencia B-3

B.4 Parque de generación B-3

B.5 Margen de reserva global y regional B-5

B.6 Adecuación del método para medir la reserva del Sistema Interconectado Nacional B-8

ANEXO C SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA ZONA METROPOLITANA DEL VALLE DE MÉXICO C-1

C.1 Antecedentes históricos C-1

C.2 Delimitación geográfica de la Zona Metropolitana del Valle de México C-2

C.3 Características del sistema eléctrico existente en la Zona Metropolitana del Valle de México C-4

C.3.1 Transmisión, Subtransmisión y Distribución C-4 C.3.2 Generación C-5

C.4 Condición operativa del área Central C-7 C.4.1 Comportamiento de la demanda C-7 C.4.2 Situación en la operación C-9

C.5 Planificación del área Central C-10

C.6 Panorama en el corto y mediano plazos C-10 C.6.1 Acciones necesarias C-10 C.6.2 Obras prioritarias C-11

ANEXO D EVALUACIÓN DE PLANTAS EÓLICAS EN LA PLANEACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO D-1

D.1 Estimación del costo de respaldo de capacidad en plantas eólicas D-1

D.2 Comparación de costos unitarios de generación D-3

D.3 Comparación de costos unitarios de generación considerando a la central eólica como fuente de energía D-5

D.4 Conclusiones D-6

ANEXO E GLOSARIO E-1

ANEXO F ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS F-1

ANEXO G SIGLAS Y ACRÓNIMOS G-1

i

INTRODUCCIÓN El Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) es el resultado de estudios coordinados dentro del marco de la planificación integral del sistema eléctrico del país. La selección de los componentes del sistema, su programación en el tiempo y la definición de los sitios para su instalación son actividades importantes en el proceso de decisión que conllevan implicaciones técnicas, económicas, ambientales y sociales a nivel nacional. Por los tiempos necesarios para la licitación y construcción de la infraestructura, las decisiones de inversión se deben tomar con 4 a 7 años de anticipación dependiendo del tipo de proyecto. Con base en el artículo 36 bis de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), la planificación del sistema eléctrico se realiza aprovechando, tanto en el corto como en el largo plazos, las mejores opciones de inversión y producción de energía que permitan satisfacer la demanda futura de electricidad a costo global mínimo y con un nivel adecuado de confiabilidad y calidad. Para ello se consideran los costos de inversión, operación y energía no suministrada, así como los lineamientos de política energética y las disposiciones nacionales en materia financiera, ambiental y social. La elaboración del POISE es una actividad dinámica, pues de manera continua se le incorporan las modificaciones en montos y alcances de los proyectos que imponen nuevas circunstancias. El ciclo de revisión integral del POISE es anual, y en él se toman como base los escenarios macroeconómicos del país y los precios de combustibles, proporcionados cada año por la Secretaría de Energía (SENER). Se presenta la evolución del sistema en el periodo 2010–2024. Para 2009 se considera la información disponible en el momento de la elaboración de este programa. Este es el primer año en que el POISE considera un horizonte de 15 años, de acuerdo con el decreto que reformó y adicionó el artículo 33 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, donde se establece el horizonte de 15 años para la Estrategia Nacional de Energía. En el documento se describe la evolución del mercado eléctrico y la expansión de la capacidad de generación y transmisión para atender la demanda de electricidad futura. Asimismo, se detallan las inversiones necesarias en nuevas centrales generadoras, redes de transmisión y distribución de energía eléctrica, así como para el mantenimiento de la infraestructura, a fin de brindar un servicio público de electricidad seguro y eficiente. Por su relevancia en el contexto actual de planificación, en los anexos se exponen los siguientes temas: política de generación hidroeléctrica en el Sistema Interconectado Nacional; consideraciones sobre el cálculo del margen de reserva en el Sistema Eléctrico Nacional; suministro de energía eléctrica en la zona metropolitana del Valle de México, así como la evaluación de plantas eólicas en la planeación del sistema eléctrico.

iii

RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2010-2024 Escenarios macroeconómicos Este año, derivado de la crisis financiera y económica a nivel mundial, la SENER modificó dos veces los escenarios macroeconómicos que originalmente se habían recibido en abril de 2009. La última modificación se recibió en agosto de 2009. Para ello se consideraron tres escenarios denominados: Planeación.- Es el de referencia para el ejercicio de planeación y considera una tasa media de

crecimiento anual del Producto Interno Bruto (PIB) de 2.7 por ciento Alto.- Es el escenario con mayor crecimiento del PIB con una tasa media de 3.4 por

ciento Bajo.- Corresponde a un desarrollo bajo de la economía y considera una tasa media de

crecimiento de 1.8 por ciento Para el escenario de Planeación, las estimaciones actuales consideran que las ventas de electricidad más autoabastecimiento crecerán en promedio 3.6% cada año. En los escenarios Alto y Bajo, el incremento anual del consumo de energía se estima en 4.3% y 2.6% respectivamente. Ciclo de planificación anual En cada ciclo el punto de partida es la nueva estimación del consumo de energía y la demanda de electricidad esperada. En el ejercicio de planificación se revisa la programación de centrales y redes eléctricas para hacer los ajustes necesarios de acuerdo al crecimiento de la demanda, la evolución de los precios de combustibles y el desarrollo de nuevas tecnologías. En el corto plazo no se realizan ajustes por no convenir el diferimiento de obras en construcción. En el mediano plazo —más de 4 años— no existe problema para reprogramar fechas en el programa de centrales, ya que los proyectos aún no se han licitado. Escenario de precios de combustibles Esta es una información importante que se recibe de la SENER. Los pronósticos sobre precios de combustibles junto con los costos de inversión para las diferentes tecnologías, fueron utilizados en modelos de optimización a fin de determinar el plan para expandir la capacidad de generación y la red eléctrica. Las estimaciones actuales consideran precios nivelados del gas natural alrededor de 7.3 dólares/MMBtu, el combustóleo nacional e importado estaría en una banda de 7.4 a 8.6 dólares/MMBtu y el carbón importado alrededor de 96 dólares la tonelada. Estos precios corresponden al escenario medio recibido de la SENER en junio de 2009. Ante la posibilidad futura de que se mantengan altos los precios 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

iv

(CFE) ha emprendido acciones concretas para diversificar sus fuentes de suministro mediante las terminales de regasificación de gas natural licuado (GNL) en Altamira, Tamaulipas y Rosarito, B.C. actualmente en operación y próximamente en Manzanillo, Colima. Demanda máxima En el escenario de Planeación la demanda máxima crecerá a una tasa media anual de 3.6 por ciento. Regionalmente las áreas con mayor crecimiento serán Baja California Sur (6.1%) y Peninsular (5.6%). Para las áreas del norte se estiman tasas de crecimiento de alrededor de 4% y para las regiones del sur de 3.5 por ciento. Disponibilidad de unidades generadoras En este ejercicio de planificación se ha supuesto que en el periodo habrá suficiencia presupuestal para el mantenimiento del parque de generación de CFE. Esto permitirá lograr factores medios de disponibilidad del orden de 85 por ciento. Sobre esta base se han determinado los márgenes de reserva necesarios para enfrentar contingencias y desviaciones en pronósticos sin comprometer la confiabilidad del suministro. El incumplimiento de este supuesto afectaría significativamente el funcionamiento del sistema en sus indicadores económicos y de confiabilidad, particularmente en los años donde la reserva se ha ajustado a los valores establecidos en los criterios de diseño del sistema. Composición del parque generador Tomando como base los escenarios oficiales de precios de combustibles, los costos de inversión para las tecnologías y la normativa ambiental para generar energía en zonas críticas, se determinó el plan de expansión del parque de generación. La mezcla óptima es la que permite satisfacer la demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel de confiabilidad establecido por CFE y cumpliendo con los lineamientos sobre política energética y normativa ambiental. Este plan incluye en los próximos quince años 37,615 MW de capacidad adicional para el servicio público con la siguiente composición: 4,332 MW en plantas hidroeléctricas, geotermoeléctricas y eoloeléctricas; 3,478 MW en carboeléctricas; 1,175 MW en unidades turbogás y de combustión interna; 13,376 MW en centrales de ciclo combinado a gas natural, así como 14,848 MW cuya tecnología aún no se ha definido. En el total se incluye la capacidad actualmente en construcción y los incrementos por proyectos de rehabilitación y modernización. Para el bloque de generación con tecnología libre se tendrán como opciones las nuevas tecnologías de generación; así como centrales con fuente de energía renovable, ciclos combinados con gasificación de carbón, residuos de vacío o gas natural licuado, carboeléctricas y centrales nucleares. También se estima que en algunos casos la instalación de plantas se podría sustituir por importación de energía. Debido a la desaceleración del crecimiento de la demanda, a la capacidad instalada actual y a los periodos de licitación, construcción y desarrollo de la infraestructura correspondiente a este tipo de proyectos, se ha considerado que a partir de 2021 sería factible reactivar la instalación de centrales carboeléctricas y nucleares.

v

El programa de expansión incluye la repotenciación de unidades generadoras en centrales existentes. Se continuarán evaluando técnica y económicamente las alternativas para repotenciar unidades en vez de instalar nuevas plantas. Retiro de unidades generadoras En este periodo se retirarán 10,315 MW. En todos los casos, el área operativa de CFE revisa la problemática local del sistema antes de realizar dicha acción. Para los siguientes años, un porcentaje alto de la capacidad que se retirará en el futuro quedará en reserva fría por ser unidades con bajas eficiencias. En años recientes CFE ha desarrollado estrategias a fin de mejorar la competitividad del parque de generación, combinando el programa de retiros con la incorporación de tecnologías de generación más eficientes. Tal es el caso de algunas centrales termoeléctricas para las cuales se había previsto su retiro y ahora se ha determinado su factibilidad técnica y económica para repotenciarse o para utilizar otros combustibles. Margen de reserva Los márgenes de reserva del Sistema Interconectado Nacional (SIN) de 2010 a 2015 serán altos, debido principalmente a que en los próximos años el crecimiento esperado de la demanda de potencia será bajo, por la desaceleración de la economía a nivel nacional. Las centrales generadoras programadas para entrar en operación en el periodo 2010-2013 están en construcción o son necesarias por requerimientos regionales. En este ciclo de revisión del POISE se difirieron 40 proyectos de generación, resultado del bajo crecimiento del consumo y demanda de electricidad. Con el conjunto de estas acciones, el margen de reserva del sistema interconectado se reducirá gradualmente y cumplirá con los estándares de planificación a partir de 2017. En el horizonte de planeación se continuará con la entrada en operación de un bloque importante de generación eólica. Al respecto es importante señalar que en la planificación del sistema estos proyectos se consideran como un recurso de energía, ya que debido a la aleatoriedad del viento, la capacidad asociada a estos desarrollos es intermitente. Por ello su contribución al margen de reserva es también aleatoria y de bajo impacto en las horas de demanda máxima. Programa de autoabastecimiento De acuerdo con la información proporcionada por la SENER, se estima que el consumo autoabastecido llegaría a 33.9 TWh en 2024. El autoabastecimiento remoto que utiliza la red eléctrica alcanzaría en el mismo año 18.1 TWh. Requerimientos de combustibles Con el retiro de unidades ineficientes se observa un decremento en el consumo de combustóleo a una tasa anual de -8.1 por ciento. El requerimiento de gas natural seguirá creciendo a tasas anuales entre 2 y 4%, dependiendo de los proyectos con tecnología libre que usen gas.

vi

En el largo plazo el requerimiento de carbón tendrá también un incremento, con una tasa media de crecimiento anual de 5.5 por ciento. 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 esto se mejorará la confiabilidad del suministro y la operación económica del sistema. Se construirán 28,850 km-c de líneas —69 a 400 kV— y se instalarán 78,476 MVA de capacidad de transformación en subestaciones, así como 14,927 MVAr en equipo de compensación reactiva. Las metas incluyen la infraestructura de transmisión asociada a los proyectos de generación con fuentes renovables definidos a la fecha. Conforme se precisen nuevos proyectos, se determinará su red de transmisión asociada de acuerdo con la normatividad vigente, para su incorporación en un nuevo ejercicio de planeación. Interconexiones El proyecto de interconexión del sistema eléctrico de Baja California al SIN se ha diferido para 2014. Tal interconexión permitirá aprovechar la diversidad en los patrones de demanda entre los sistemas, con lo cual se utilizará de mejor manera la infraestructura de generación. Asimismo, será posible el intercambio económico de energía en diferentes horas del día y épocas del año, obteniendo beneficios económicos en la operación del sistema interconectado. La interconexión se desarrollará en dos etapas: la primera está programada para iniciar su operación en 2014, la segunda dependerá del crecimiento de la demanda y de la entrada en operación de centrales generadoras en las áreas del norte. Actualmente se revisa la capacidad por instalar para considerar la posibilidad de incorporar generación eólica en Baja California. Requerimientos de inversión El monto total de inversión necesario para atender el servicio público de energía eléctrica de 2010–2024 es de 1,193,296 millones de pesos de 2009, con la siguiente composición: 49.0% para generación, 18.5% en obras de transmisión, 20.1% para distribución, 11.6% en mantenimiento de centrales y 0.8% para otras inversiones. Se estima que 41.9% del monto total de inversiones se cubriría mediante recursos presupuestales; como inversión complementaria, el 58.1% restante se llevará a cabo a través del esquema de obra pública financiada o bajo la modalidad de producción independiente de energía. Para los proyectos de generación con esquema por definir, la SENER definirá la modalidad en apego a lo que establece el artículo 125 del Reglamento de la LSPEE.

PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2010-2024

1-1

1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 1.1 Introducción El estudio del desarrollo del mercado eléctrico tiene como objetivo estimar las trayectorias futuras del consumo y la demanda máxima de electricidad a nivel nacional, regional y sectorial, en correspondencia con las proyecciones macroeconómicas y de precios de combustibles definidas por la SENER, las cuales sirven de base para los ejercicios de planeación sectorial de todos los organismos del sector público. En abril de 2009, la SENER entregó las proyecciones macroeconómicas y de precios de combustibles para dichos ejercicios. Sin embargo, las modificaciones económicas derivadas del comportamiento financiero internacional y su impacto interno, obligaron a redefinirlas. Así, en agosto se entregaron los elementos definitivos con los que, finalmente, se elaboraron las nuevas estimaciones de consumo y demanda máxima de electricidad. Dichas estimaciones permiten identificar los requerimientos de capacidad y energía necesarios para satisfacer el consumo, tanto el atendido por las ventas de electricidad para servicio público como el de usuarios autoabastecidos. Como todos los ejercicios, el estudio anual del mercado eléctrico requiere de la actualización y análisis de la información más reciente sobre el consumo de los diversos sectores de usuarios con la finalidad de identificar, mediante modelos econométricos, cómo el comportamiento histórico de las condiciones económicas afecta el nivel y la estructura del consumo eléctrico. Adicionalmente las proyecciones regionales requieren, aparte de los modelos econométricos sectoriales, de la aplicación de modelos de estimación regional que consideran cuatro aspectos principales:

Análisis de tendencias y comportamiento de los sectores a escala regional

Estudio de cargas específicas 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 distintos escenarios de crecimiento y evolución de la economía, se estiman las trayectorias del consumo de energía eléctrica a nivel nacional, regional y sectorial, antecedente indispensable para cuantificar las necesidades de capacidad de generación y transmisión del sistema. 1.2 Supuestos básicos 1.2.1 Macroeconómicos La SENER define para este ejercicio tres escenarios económicos —Planeación, Alto y Bajo— para utilizarse como base de las estimaciones del consumo de electricidad. El de Planeación considera las proyecciones económicas con mayor probabilidad de realización en los próximos años. Constituye la trayectoria de referencia del ejercicio de planeación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) para 2009—2024 y la base para estimar los niveles y trayectorias por sector y

POISE 2010-2024 PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO

1-2

región del consumo de energía, necesarios para identificar los requerimientos de expansión del sistema en el periodo. En el escenario de Planeación, la tasa media de crecimiento anual (tmca) del PIB global durante 2009—2024 es de 2.7% (mayor que el 2.3% del escenario Base de 2008—2018). Para el escenario Alto se proyecta una tmca del PIB de 3.4% y de 1.8% en el Bajo. En la figura 1.1 se muestran las tasas anuales históricas del PIB total y de las ventas más autoabastecimiento.

Evolución del PIB y ventas más autoabastecimiento Tasas medias de crecimiento anual 1988—2008

Figura 1.1

En la figura 1.2 se compara el comportamiento real del PIB con la evolución proyectada en los escenarios de Planeación de 2000 a 2009. En general el conjunto de trayectorias económicas muestra una tendencia que se ajusta cada año, tomando como base los valores reales del anterior. Se observa que los pronósticos del PIB de 2000 y 2001 tenían una tendencia alta. Sin embargo, por el estancamiento del PIB real de 2000 a 2003, las proyecciones 2002 a 2004 fueron más conservadoras. Y por los resultados económicos de 2004 a 2007, los pronósticos económicos 2005 a 2008 recuperaron cierto optimismo. Sin embargo, la retracción de 2008 ha sido antecedente de perspectivas más conservadoras para la revisión de las bases económicas para el pronóstico de 2008 y 2009: 2.3% y 2.7% respectivamente.

-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008

PIB Ventas más autoabastecimiento

tmca


1-3

Comparación de pronósticos del PIB

Figura 1.2

En el cuadro 1.1 se indican las tasas de crecimiento anual del PIB 2000 a 2008.

Crecimiento anual del PIB en 2000—2008

1/ Tasa media de crecimiento anual 2/ Revisada con la nueva base moneda 2003

Cuadro 1.1

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

Mil Mill $2003

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Real

PIB

tmca 1/ (%)

2000 6.60

2001 -0.16

2002 0.83

2003 1.35

2004 4.00

2005 3.21 2/

2006 5.13 2/

2007 3.33

2008 1.35

Año


1-4

1.2.2 Población y vivienda Respecto al componente demográfico, se utilizaron como base de la proyección de población y de vivienda total para los tres escenarios, las proyecciones elaboradas por el Consejo Nacional de Población (CONAPO). Para 2007 y 2008 se integró, además, una estimación del incremento vinculado al énfasis en la construcción de vivienda. La proyección de la población estima una tasa media de crecimiento anual de 0.6% durante el periodo de pronóstico y de 2.3% anual en promedio para la vivienda. Estos supuestos implican un descenso gradual del tamaño promedio de las familias, de 3.5 habitantes por vivienda ocupada en 2008 a 2.6 en 2024. 1.2.3 Precios de combustibles La trayectoria futura del precio de los combustibles fósiles domésticos —la parte más significativa del costo de producción— se ve afectada por los precios de los combustibles externos de referencia, los índices de inflación y el tipo de cambio. La figura 1.3 muestra los precios del escenario Base en dólares constantes de 2009 por unidad térmica. En relación al último dato histórico, el combustóleo nacional desciende a tasas anuales de -1.2 por ciento. El importado lo hace a una tasa de -1.0% al año. Por el contrario, el gas natural aumenta 0.8% al año en el caso del nacional y 1.5% en el del importado. Para el caso de los precios del carbón, dados los altos niveles de 2008, se estiman decrementos anuales promedio de -2.4% para el nacional y de -2.9% para el importado.

Escenarios de precios de combustibles 2009—2024

Figura 1.3

Gas importado

Gas nacional

Gas Henry Hub

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

11.0

12.0

13.0

14.0

2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

Dólares 09 / MMBtu

Combustóleo importado

Combustóleo nacional

Carbón nacional (1.0 % S)

Carbón pacífico y golfo (<1.0 % S)

Uranio enriquecido


1-5

1.2.4 Precios de electricidad Las tarifas eléctricas se encuentran sujetas a ajustes mensuales, salvo algunas como las residenciales (excepto la Doméstica de Alto Consumo (DAC)), agrícolas y las de servicio público, los cuales se efectúan mediante factores fijos, en tanto que el resto lo hace automáticamente con factores variables. Los factores fijos se autorizan mediante acuerdos específicos y se relacionan con las estimaciones de la evolución inflacionaria esperada. Por otro lado, el ajuste automático representa incrementos o decrementos en el nivel tarifario, derivado 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. Como consecuencia de las diversas trayectorias de inflación y de precios de combustibles, los precios medios de la electricidad en cada sector tienen comportamientos diferentes, vinculados a dichas trayectorias. 1.2.5 Autoabastecimiento y cogeneración En 2008, el consumo autoabastecido en las modalidades establecidas por la LSPEE fue de 23.9 TWh y representó 11.5% del consumo nacional de electricidad. Se ha supuesto que en los tres escenarios el autoabastecimiento alcanzará un volumen de 33.9 TWh en 2014 y permanecerá estable hasta 2024. Para este último año, en el escenario de Planeación este volumen representaría 9.3% de dicho consumo. 1.2.6 Otros supuestos Las proyecciones de consumo reflejan las tendencias históricas implícitas de un uso más eficiente de la electricidad, tal y como acontece en los ámbitos residencial, comercial, agrícola, industrial y de servicios, con la introducción y difusión de equipos diversos y dispositivos de iluminación. También toman en cuenta los ahorros por el cambio de horario en el verano. Para el caso del sector residencial se ha proyectado además una estimación del nivel medio de ahorro derivado de la intensificación de los programas de eficiencia energética en el sector, considerados en la estrategia nacional de ahorro energético establecida en el Plan Nacional de Desarrollo 2007—2012. 1.3 Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento,

2009—2024 La estimación de ventas más autoabastecimiento para un periodo dado está correlacionada con el pronóstico del PIB —nivel y estructura— para el mismo lapso. Como se muestra en la figura 1.2, en los últimos siete años esta estimación ha sido cada vez menor. En consecuencia los pronósticos de la suma de ventas más autoabastecimiento también muestran este comportamiento. En particular y para los primeros diez años de 2009—2024, el actual pronóstico prevé una evolución menor, que se iguala en 2019, posteriormente supera ligeramente a las proyecciones del ejercicio del año anterior. Ver figura 1.4.


1-6

Comparación de los pronósticos de ventas más autoabastecimiento

Figura 1.4

El cuadro 1.2 muestra las tasas de crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento en 2000—2008.

Crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento 2000—2008

1/ Ventas más autoabastecimiento 2/ Cifra revisada

Cuadro 1.2

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

TWh

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Real

2000 6.75

2001 1.74

2002 1.95

2003 2.57 2/

2004 3.94

2005 4.00

2006 3.19

2007 3.08

2008 2.14

Año(V + A) 1/

tmca (%)


1-7

Las ventas más autoabastecimiento previstas en el estudio de 2001 para 2009 fueron de 270.6 TWh, mientras que en el actual pronóstico del escenario de Planeación, las calculadas para este año son de 204.0 TWh. En el capítulo 3 se analizan los efectos sobre los planes de expansión de la generación debidos a tales cambios en las estimaciones. En el pasado decenio las ventas más autoabastecimiento crecieron 3.6% como consecuencia de una evolución anual de 3.0% de la electricidad suministrada por el sector público y de 10.2% del autoabastecimiento. En particular, desde 2004 el volumen de la autogeneración superó los 20 TWh anuales. En 2008 alcanzó un nivel anual cercano a los 25 TWh. Considerando todos los supuestos descritos, se estima que en el periodo 2009—2024 las ventas más autoabastecimiento del escenario de Planeación crecerán en promedio 3.6% al año. Como resultado de este comportamiento, el volumen de energía que se proyecta por consumirse en 2024 será de 365.3 TWh. En el escenario Alto alcanzarían 405.7 TWh y 312.5 TWh en el Bajo. Además, de concretarse las estimaciones sobre la trayectoria más probable del autoabastecimiento, las ventas del sector público aumentarán 3.7% en promedio al año, para llegar a 331.4 TWh en 2024. Ver figuras 1.5 y 1.6. En el Alto, el incremento de las ventas del sector público será de 4.5% anual, para llegar a 371.8 TWh. Y en el Bajo de 2.6% de crecimiento anual, para alcanzar 278.6 TWh al final del periodo de pronóstico.

Ventas más autoabastecimiento 1998—2024

Figura 1.5

365.3

331.4

33.9

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

Autoabastecimiento tmca 2.2%

Ventas más autoabastecimientotmca 3.6%

Ventas del servicio públicotmca 3.7%

tmca 3.6%

tmca 3.0%

tmca 10.1%

TWh


1-8

Ventas más autoabastecimiento 1988—2008 y Escenarios 2009—2024

Figura 1.6

Una vez más, la dinámica de las ventas del servicio público de electricidad descansa en las ventas a la industria y los grandes comercios. Actualmente representan 58.7% de las totales: 37.7% al sector empresa mediana y 21.0% al de gran industria. En el periodo de pronóstico, estos dos sectores incrementarán sus tasas medias anuales en 3.8% y 4.4%, respectivamente. Conjuntamente lo harán a 4.0% anual, un tercio de punto porcentual superior a 3.7% de las ventas totales. Así, en 2024 llegarán a representar 60.9% de las ventas totales para el servicio público. Para este mismo periodo de pronóstico, el sector de mayor crecimiento en las ventas será la gran industria, en lo fundamental por el dinamismo económico relativo de las ramas económicas en las que se encuentran los usuarios de este sector. Los correspondientes al residencial, comercial y servicios, que integran el denominado Desarrollo Normal, crecerán 3.5% al año en conjunto, tasa 0.2 puntos porcentuales mayor a la del año pasado (3.3%). Finalmente se estima que las ventas al sector agrícola registren un nivel de volumen ligeramente mayor. Su crecimiento anual es de 2.0%, medio punto porcentual por encima del 1.5% del ejercicio de planeación del año pasado. Ver cuadro 1.3.

365.3

405.7

312.5

0

75

150

225

300

375

450

1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

Alto: tmca 4.3%

Planeación: tmca 3.6%

Bajo: tmca 2.6%

TWh


1-9

Crecimiento medio anual de las ventas más autoabastecimiento Historia 1999—2008 y Escenario de Planeación 2009—2024

Cuadro 1.3

1999-2008 2009-2024

tmca (%) tmca (%)

Ventas más autoabastecimiento 3.6 3.6

Autoabastecimiento 10.1 2.2

Ventas del servicio público 3.0 3.7

Desarrollo normal 3.7 3.5

Residencial 4.1 3.9

Comercial 2.6 2.7

Servicios 3.1 2.1

Agrícola 0.5 2.0

Industrial 2.7 4.0

Empresa mediana 4.1 3.8

Gran industria 0.7 4.4

Concepto


1-10

1.4 Estudio regional del mercado eléctrico 2009—2024: Escenario de Planeación

Desde el punto de vista del sector eléctrico, un pronóstico global de energía y demanda máxima sería de utilidad limitada, pues no permitiría precisar la localización y características de las obras por realizar. Debido a esto, el estudio del mercado desagrega el pronóstico nacional y considera zonas y regiones del país. La estadística de las diferentes áreas y sistemas eléctricos se obtiene de los reportes de operación de las Divisiones de Distribución, Áreas de Control del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y Regiones de Producción de Generación.

Para el estudio regional del mercado eléctrico, el país se divide en 120 zonas y 11 comunidades o pequeños sistemas aislados —seis de los cuales reciben energía de importación—. Las zonas a su vez se agrupan en áreas o en sistemas. Adicionalmente, debido a su cobertura geográfica, en las áreas Occidental y Oriental se conforman regiones con el objeto de representar mejor al sistema.

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

La evolución de las ventas en los sectores tarifarios y zonas del país Los registros históricos, solicitudes de servicio y encuestas a usuarios de cargas

importantes —con demanda de potencia generalmente superior a 1 MW y que en su mayoría corresponden al sector industrial—

La evolución histórica de las pérdidas de energía en zonas, regiones y áreas El desarrollo de la demanda en bancos de transformación

El comportamiento histórico de los factores de carga y de diversidad de las zonas

Los valores reales y estimaciones futuras de los usos propios de generación, y servicios

propios recibidos por transmisión y distribución

La caracterización y proyección de las cargas autoabastecidas

Los escenarios del consumo sectorial de electricidad

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.


1-11

1.4.1 Distribución de la demanda máxima integrada en 2008 En el cuadro 1.4 y figura 1.7 se muestra su conformación.

Cuadro 1.4

Demanda máxima1/ por área y zona (MW), año 2008 Sistema Eléctrico Nacional

1/ Los valores mayores, independientemente de la hora en que ocurren

Figura 1.7

(MW) (%)

Interconectado Nacional 33,680 93.2

Baja California 2,092 5.8

Baja California Sur 341 0.9

Aislados 30 0.1

Total no coincidente 36,143 100.0

Demanda 2008Sistemas

Juárez983

39

Guerrero Negro11

VillaConstitución

Mexicali1,118 S. L. Río

Colorado254

Tijuana

792Tecate

Ensenada186

7210

Casas Grandes

Nogales451

2,092

512

Camargo

Cuauhtémoc 272

Cabo San Lucas

166

25

Mazatlán307

Cd. Obregón

Durango265

Sombrerete

Parral142

Culiacán

Guasave174

La Paz146

341

Santa

Loreto12

8

Rosalía14

570

175

Los Mochis299

347

Navojoa

Chihuahua

3,328

5

Caborca 205

885

Guaymas156

43,072

Hermosillo

Chetumal

Riviera Maya

Cancún376

Tizimín

91

35

209Ticul

45Motul

1,375

BAJA CALIFORNIA SUR

CENTRAL

OCCIDENTAL

NOROESTE

NORESTE

PENINSULAR

ORIENTAL

BAJA CALIFORNIA

NORTE

ÁREA

6

7

5

4

3

2

1

8

9

359

Cd. Victoria205

Montemorelos137

Nuevo Laredo233

Reynosa583

Piedras Negras222

Sabinas91

Monterrey3,694Saltillo

741C. del Oro

24

CerralvoMonclova

37667

6

6,780

256

Torreón741

Matehuala120

S. L. Potosí774

Aguascalientes

Zacatecas401

Tampico655

Valles220

Río Verde46

Mante73

Matamoros

3

592

128León512

Vallarta

Guadalajara

Los AltosTepic114

74Apatzingán

114206

Manzanillo

Puerto

1,471Cd. Guzmán

131Zamora

Colima147

163

Chapala

Lázaro Cárdenas

821

Uruapan82

204

Irapuato

Salamanca

La Piedad

Morelia224

262

98486

Mérida

150

66

9Campeche

Tapachula155

2159

404

Toluca

1

8,435

Atlacomulco197

Querétaro785

Celaya

8,069

S. J. Del Río

256

149

Gutiérrez 128Tuxtla

6,181

SanCristóbal

Carmen79

Chontalpa497

Pachuca

Villahermosa

789D.F.7,769

836

coalcosCoatza-

639

287

Poza Rica

Teziutlán172

VeracruzPapaloapan

246

72

344

Zihuatanejo

Chilpancingo120

Morelos

Iguala57

Acapulco

Valle de Bravo

Huatulco

Oaxaca169

56

392

Huajuapan

Cuernavaca141

392 Puebla

S. Martín316

260chalco214

387

JalapaTlaxcala

621165

OrizabaTecama-

Córdoba138709

488

637

83Los Ríos

287

Pátzcuaro49

Zacapu55

Gómez Palacio344

Cozumel

Tehuantepec

7

2


1-12

1.4.2 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en 2009—2024 Como se observa en la figura 1.8, el pronóstico de la demanda máxima bruta del SIN muestra una tendencia moderada al alza, similar al PIB y a las ventas más autoabastecimiento. La evolución histórica de 1999 a 2008 presenta un crecimiento de 3.5%, y similarmente en 2008 la demanda se incrementó 3.4 por ciento. Para 2009—2024 se espera una tasa media de 3.6%, poco mayor a la histórica.

Comparación entre los pronósticos de la demanda máxima bruta Sistema Interconectado Nacional

Figura 1.8

Al analizar las figuras 1.4 y 1.8 se observan también diferencias significativas entre los valores pronosticados y reales, particularmente en los últimos años. La demanda vaticinada en 2004 para 2013 era de 50,758 MW, mientras que en el pronóstico realizado en 2009 para ese mismo año alcanzó 38,605 MW. Ahora se espera que esos niveles de demanda se logren entre 2019 y 2020. La curva de pronóstico de 2009 manifiesta claramente en los primeros años una desaceleración en las expectativas hasta alcanzar aproximadamente en 2019 las pretensiones de la estimación en 2008, debido a que a finales de 2008, la crisis financiera mundial involucró a nuestro país afectando el consumo nacional esperado. La figura 1.9 indica las tmca de 1999 a 2024 para la demanda máxima de cada área.

MW

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

60,000

2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

2004 2005 2006 2007 2008 2009 Real

MW


1-13

Crecimiento medio anual de la demanda máxima bruta por área (%)

Figura 1.9

Los cuadros 1.5 y 1.6 presentan las cifras históricas para 1999—2008, así como los pronósticos para la demanda máxima bruta de cada área del SEN en 2009—2024.

Demanda máxima bruta (MW) del SEN 1999—2008

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

Cuadro 1.5

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

5.7

4

5

6

7

8 9 Peninsular

2

91

Sistema Interconectado Nacional

4.2 3.84.1

3.4 4.24.2

4.4 3.63.6

2.6 3.43.52.1 2.6

2.8

4.0 3.43.7

3.8 3.94.0

5.5 5.05.6

3.5 3.43.6

3Crecimiento esperado

2009-2018 (10 años)

Evolución histórica

6.5 5.86.1

2009-2024 (16 años)

1999-2008

AÑO CENTRAL ORIENTAL1/ OCCIDENTAL NOROESTE NORTE NORESTE1/ BAJA1/ BAJA PENINSULAR1/ PEQS.2/ SINCALIFORNIA CALIFORNIA SISTEMAS

SUR

1999 7,181 4,954 5,702 2,217 2,231 4,759 1,491 186 839 20 25,094

2000 7,439 5,058 6,062 2,365 2,421 5,245 1,695 204 908 21 27,377

2001 7,700 5,291 6,157 2,496 2,516 5,558 1,698 224 971 22 27,571

2002 7,737 5,373 6,345 2,457 2,660 5,676 1,699 215 985 22 28,187

2003 7,874 5,434 6,632 2,491 2,720 5,688 1,823 214 1,043 22 29,408

2004 8,047 5,425 6,523 2,606 2,853 6,148 1,856 234 1,087 24 29,301

2005 8,287 5,684 7,047 2,872 2,997 6,068 1,909 264 1,174 24 31,268

2006 8,419 5,882 7,106 2,916 3,113 6,319 2,095 284 1,268 25 31,547

2007 8,606 5,786 7,437 3,059 3,130 6,586 2,208 307 1,275 28 32,577

2008 8,435 6,181 8,069 3,072 3,328 6,780 2,092 341 1,375 30 33,680

tmca %(1999-2008) 2.1 2.6 4.0 3.4 4.4 3.8 4.2 6.5 5.5 4.7 3.5


1-14

Demanda máxima bruta (MW) del SEN Escenario de Planeación 2009—2024

1/ Excluye exportación

Cuadro 1.6

1.4.3 Crecimiento esperado del consumo bruto en 2009—2024 Los cuadros 1.7 y 1.8 muestran la información histórica y la correspondiente para cada área del SEN de 2009 a 2024.

Consumo bruto1/ (GWh) del SEN 1999—2008

1/ Incluye ventas, autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios 2/ Excluye exportación

Cuadro 1.7

AÑO CENTRAL ORIENTAL1/ OCCIDENTAL NOROESTE NORTE NORESTE1/ BAJA1/ BAJA PENINSULAR1/ PEQS. SINCALIFORNIA CALIFORNIA SISTEMAS

SUR

2009 8,565 6,042 7,908 3,285 3,248 6,922 2,147 361 1,409 31 33,568

2010 8,625 6,305 8,095 3,333 3,445 7,087 2,155 365 1,438 32 34,452

2011 8,771 6,564 8,387 3,473 3,603 7,296 2,238 387 1,502 34 35,589

2012 9,031 6,817 8,748 3,683 3,788 7,616 2,329 411 1,581 36 37,109

2013 9,334 7,086 9,083 3,857 3,950 7,953 2,440 440 1,677 39 38,605

2014 9,628 7,371 9,442 4,035 4,108 8,317 2,559 469 1,779 41 40,182

2015 9,918 7,671 9,860 4,187 4,264 8,665 2,674 500 1,883 42 41,799

2016 10,227 7,960 10,273 4,326 4,401 9,024 2,795 529 1,989 44 43,428

2017 10,571 8,310 10,789 4,489 4,585 9,467 2,921 564 2,117 45 45,330

2018 10,949 8,625 11,318 4,634 4,757 9,926 3,044 602 2,246 47 47,265

2019 11,287 8,949 11,813 4,785 4,925 10,360 3,173 640 2,382 49 49,126

2020 11,594 9,260 12,290 4,950 5,102 10,796 3,310 680 2,542 50 51,001

2021 11,980 9,632 12,840 5,154 5,312 11,322 3,464 728 2,713 52 53,155

2022 12,369 10,010 13,373 5,388 5,499 11,792 3,635 776 2,897 54 55,297

2023 12,788 10,405 13,945 5,641 5,705 12,272 3,819 829 3,093 57 57,560

2024 13,187 10,779 14,481 5,899 5,903 12,734 4,000 883 3,281 59 59,766

tmca %(2009-2018) 2.6 3.4 3.4 4.2 3.6 3.9 3.8 5.8 5.0 4.5 3.4

tmca %(2009-2024) 2.8 3.5 3.7 4.2 3.6 4.0 4.1 6.1 5.6 4.2 3.6

AÑO CENTRAL ORIENTAL2/ OCCIDENTAL NOROESTE NORTE NORESTE2/ BAJA2/ BAJA PENINSULAR2/ PEQS. SENCALIFORNIA CALIFORNIA SISTEMAS

SUR

1999 40,439 30,170 38,853 12,826 13,990 31,669 8,091 1,091 5,099 89 182,317

2000 42,792 31,825 41,454 13,366 15,093 33,938 9,111 1,159 5,599 97 194,434

2001 44,218 32,037 41,178 13,794 15,818 34,455 9,413 1,189 6,003 101 198,206

2002 45,032 33,295 42,283 13,442 16,282 35,586 9,307 1,189 6,207 100 202,723

2003 46,004 34,082 43,789 13,984 16,613 35,968 9,842 1,238 6,614 103 208,237

2004 47,255 34,634 45,177 14,609 17,192 37,279 10,252 1,333 7,016 108 214,855

2005 49,129 36,208 47,734 15,506 18,245 38,630 10,466 1,453 7,215 111 224,697

2006 50,523 37,452 49,239 15,966 18,743 40,205 11,088 1,605 7,718 119 232,658

2007 51,953 38,322 51,603 16,616 19,408 41,068 11,272 1,722 8,349 132 240,445

2008 52,430 39,107 52,405 16,690 19,338 41,824 11,418 1,933 8,849 148 244,142

tmca %(1999-2008) 3.1 3.0 3.6 3.0 3.8 3.4 4.5 6.5 6.2 6.0 3.5


1-15

Consumo bruto1/ (GWh) del SEN Escenario de Planeación 2009—2024


Cuadro 1.8

1.4.4 Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del servicio público 2009—2024

La figura 1.10 señala el incremento de las ventas por área para la serie histórica 1999—2008 y la estimación para los tres escenarios (Planeación, Alto y Bajo) en 2009—2024.


SUR

2009 52,139 38,368 50,032 16,684 18,816 40,483 11,203 2,051 8,940 153 238,868

2010 52,509 39,990 51,236 16,932 19,962 41,594 11,252 2,072 9,131 157 244,835

2011 53,387 41,600 53,102 17,678 20,878 42,948 11,703 2,195 9,550 167 253,208

2012 55,169 43,295 55,555 18,829 22,010 45,157 12,232 2,333 10,096 178 264,854

2013 56,905 44,846 57,847 19,698 22,888 47,302 12,803 2,483 10,697 191 275,660

2014 58,706 46,617 60,380 20,678 23,804 49,690 13,452 2,648 11,360 200 287,536

2015 60,620 48,486 63,141 21,641 24,708 52,068 14,125 2,816 12,055 208 299,869

2016 62,774 50,415 65,964 22,611 25,571 54,617 14,852 2,987 12,797 215 312,803

2017 64,903 52,435 69,086 23,593 26,570 57,137 15,583 3,179 13,588 222 326,296

2018 67,277 54,428 72,477 24,561 27,564 59,911 16,347 3,388 14,415 230 340,599

2019 69,328 56,473 75,645 25,569 28,542 62,530 17,122 3,606 15,288 238 354,342

2020 71,398 58,591 78,914 26,654 29,647 65,340 17,937 3,842 16,356 247 368,925

2021 73,564 60,785 82,221 27,812 30,779 68,335 18,816 4,099 17,412 256 384,079

2022 75,931 63,173 85,637 29,191 31,864 71,172 19,744 4,368 18,593 266 399,940

2023 78,476 65,664 89,297 30,562 33,060 74,069 20,743 4,668 19,849 278 416,666

2024 81,120 68,204 92,985 32,049 34,298 77,066 21,785 4,986 21,114 289 433,898

tmca %(2009-2018) 2.5 3.4 3.3 3.9 3.6 3.7 3.7 5.8 5.0 4.5 3.4

tmca %(2009-2024) 2.8 3.5 3.6 4.2 3.6 3.9 4.1 6.1 5.6 4.3 3.7


1-16

Crecimiento medio anual de las ventas de energía (%)

Figura 1.10

La tasa estimada para las ventas de energía del servicio público durante 2008 era de 3.0%, sin embargo el valor real fue de 1.9% respecto a 2007, debido principalmente a que no se alcanzaron las expectativas de incremento en el sector industrial, donde se esperaba un crecimiento de 2.9% y el registrado fue de 1.0%, por el decremento de 0.7% en la gran industria, como consecuencia del inicio de la crisis financiera mundial a fines de 2008. La tasa media para 2009—2024 se prevé en 3.7% basada en una recuperación del sector industrial. Esta tasa es mayor a la pronosticada para 2008—2018 (3.4%) y a la histórica de 3.0 por ciento. Con relación al desarrollo regional, y bajo la consideración de una recesión en la economía nacional para los primeros años de pronóstico, se destaca lo siguiente:

En el área Central se estimó para 2008 un crecimiento de 0.9%, sin embargo se registró una tasa de 1.2%, primordialmente a causa de que se superaron las expectativas de crecimiento en los sectores residencial, comercial y de la empresa mediana

El cálculo para 2009—2024 es de 2.8% —basado en la recuperación de la economía regional—, superior a las tasas histórica de 1.4% y 1.6% que se consideraba en 2008—2018. Cabe mencionar que la tasa esperada debería ser mayor, sin embargo se pronostica que el autoabastecimiento remoto crezca 5.4% promedio anual. Ver cuadro 1.15

Para 2008 en la Oriental se estimó un incremento de 3.4% pero el valor real fue de

2.4%, principalmente por el menor consumo en los rubros del sector industrial; de un 3.2% esperado se registró un incremento de apenas 0.7 por ciento


5.7

4

5

6

7

8 9 Peninsular

2

91

Total Nacional

4.6 4.24.9

3.4 4.24.9

2.9 3.74.4

2.9 3.64.3

1.4 2.83.5

3.3 3.64.4

2.8 4.04.8

6.5 5.66.3

3.0 3.74.5

3Alto

Planeación

Crecimiento(2009 – 2024)


6.8 6.26.9

(1999 2008)–

5.3

2.6

3.1

3.2

2.7

2.4

2.8

1.62.6

4.6

Bajo


1-17

La tasa prevista para 2009—2024 es de 3.6%, mayor al registro medio anual de 2.9% en 1999—2008 y similar a la estimada de 3.5% en 2008—2018. La recuperación del sector industrial es un elemento toral en el cumplimiento de las expectativas

En la Occidental se previó una tasa de 2.8%, sin embargo el valor real fue de 1.9%

respecto a 2007. La diferencia estriba en un menor consumo en los sectores residencial, comercial, empresa mediana y gran industria

La tasa media en 2009—2024 se estima en 3.6% —caracterizada principalmente por la recuperación de la economía regional y la reactivación del sector industrial—, mayor a la histórica de 3.3% y menor a la prevista de 3.8% en 2008—2018

En la Noroeste, la tasa estimada para 2008 fue de 2.1%, sin embargo la real llegó tan

sólo a 0.4%, lo que derivó en una diferencia en ventas de 246 GWh por abajo de lo esperado. La causa principal residió en los rubros del sector industrial: de un 0.7% previsto, el valor real tuvo un decremento de 3.4%. La minera Mexicana Cananea, en la zona Nogales, que entró en huelga en julio de 2007, ocasionó una caída de 89% en las ventas en 2008

La tasa para 2009—2024 se prevé de 4.2%, en comparación con el registro medio anual de los últimos 10 años de 3.4% y 2.7% de 2008—2018. Dos factores importantes inciden en la tasa, nuevas cargas en media tensión —granjas acuícolas— y la reducción en el consumo autoabastecido remoto. En la proyección de 2008 se esperaba un crecimiento anual de 56.0% y ahora en 2009 es de tan sólo 18.6 por ciento

Para 2008 en la Norte se pronosticó un aumento de 3.2% y el registrado fue un decremento de 0.33% respecto a 2007, por un menor crecimiento en los consumos de los sectores empresa mediana y bombeo agrícola principalmente

Para 2009—2024 se espera una tasa de 3.7%, mayor a la histórica de 2.9% e igual a la prevista en 2008—2018, basada en la recuperación de los sectores mencionados y el suministro de cargas extraordinarias de nuevos bombeos agrícolas

En la Noreste se estimó una tasa de 3.6% para 2008 y la registrada fue de 2.2%

derivado de bajos crecimientos en los sectores comercial, empresa mediana y gran industria, a pesar de los desarrollos previstos: el Derramadero en Saltillo, Ciénega de Flores y Apodaca en Monterrey, y los parques industriales (maquiladoras) de las zonas fronterizas Reynosa y Matamoros, entre otros

Así mismo, no se cumplieron las expectativas de crecimiento de los desarrollos habitacionales en las zonas Monterrey (al norte y al oriente), en Saltillo (al sur y en la periferia de la ciudad de Ramos Arizpe) y en la zona Tampico (al norte), principalmente Respecto al sector industrial destacan por la disminución en su consumo: Hylsa 400 kV y Cementos Mexicanos en Monterrey, General Motors y Chrysler de México en Saltillo y el Grupo Delphi (ramo automotor) en las ciudades de Reynosa y Matamoros, entre otras

Se pronosticó un incremento de 4.0% en 2009—2024, arriba del crecimiento medio anual real de 2.8% de 1999—2008 y similar al de 4.1% que se preveía para 2008—2018. Para el consumo autoabastecido se estima un crecimiento medio anual de 3.2% en relación al 1.1% estimado en el pronóstico 2008, lo que incide en menos ventas. Ver cuadro 1.15


1-18

En la Baja California se pronosticó un aumento de 5.0%, sin embargo se presentó un valor real de 1.9% respecto a 2007, ocasionado por el bajo consumo en todos los rubros, excepto en servicios

Las temperaturas fueron más benignas, lo que derivó en una menor utilización de los aparatos de aire acondicionado. Adicionalmente no se cumplieron las expectativas respecto a la llegada de nuevas empresas en media tensión, principalmente en la zona Mexicali

La tasa media para 2009—2024 se estima en 4.2%, mayor a la de 3.8% prevista en 2008—2018 y menor a la de 4.6% registrada en 1999—2008

En la Baja California Sur se pronosticó para 2008 un crecimiento de 7.7%, sin

embargo el registrado fue de 12.4% respecto a 2007, debido a que todos los sectores superaron las estimaciones de crecimiento en consumo, excepto servicios y bombeo agrícola

La tasa media para 2009—2024 se estima en 6.2%, por abajo de la histórica de 6.8% e igual a la de 6.2% prevista en 2008—2018, soportada principalmente por los crecimientos esperados en los desarrollos turísticos de Los Cabos y La Paz

En la Peninsular se pronosticó un incremento de 6.5% para 2008 pero el real fue de

7.3% respecto a 2007, ya que se superaron las estimaciones en los sectores de la empresa mediana principalmente y el bombeo agrícola

Para 2009—2024 se prevé una tasa media de 5.6%, mayor a la de 5.3% calculada en 2008—2018 y a la histórica de 6.5% —de los últimos 10 años—, fundamentalmente apoyada por un mayor crecimiento en el consumo de la empresa mediana —desarrollos turísticos en la Riviera Maya, entre otros—. Por otro lado, se espera un incremento de 12.2% en el consumo autoabastecido que incide en menos ventas. Ver cuadro 1.15

Complementario al análisis previo, se recomienda revisar simultáneamente el aumento medio anual para el autoabastecimiento remoto. Ver cuadro 1.15. La incorporación de tales proyectos provoca una reducción en las ventas de energía del servicio público. En los cuadros 1.9 y 1.10 se muestra la evolución histórica 1999—2008 y la estimación 2009—2024 de las ventas de energía del sector público por área.


1-19

Ventas del servicio público (GWh), SEN 1999—2008

Cuadro 1.9

Ventas del servicio público (GWh), SEN Escenario de Planeación 2009—2024

Cuadro 1.10

1.4.5 Consumo de cargas autoabastecidas En los cuadros 1.11 y 1.12 se presenta la evolución de la demanda en cargas de proyectos de autoabastecimiento y cogeneración. Los datos se basan en información proporcionada por la SENER en las reuniones del grupo interinstitucional para la elaboración del documento de Prospectiva del Sector Eléctrico 2009—2024.

AÑO CENTRAL ORIENTAL OCCIDENTAL NOROESTE NORTE NORESTE BAJA BAJA PENINSULAR PEQS. SENCALIFORNIA CALIFORNIA SISTEMAS

SUR

1998 29,026 22,337 29,724 10,020 11,113 23,746 6,347 863 3,961 71 137,209

1999 30,208 22,983 31,724 10,541 11,701 25,629 7,020 944 4,169 77 144,996

2000 32,091 24,439 34,049 11,015 12,651 27,565 7,939 995 4,525 80 155,349

2001 32,295 24,742 33,758 11,259 13,197 27,773 8,195 1,026 4,869 90 157,204

2002 31,995 25,576 34,858 11,229 13,576 28,633 8,115 1,007 5,125 89 160,203

2003 31,627 25,628 35,454 11,699 13,882 27,006 8,519 1,052 5,431 86 160,384

2004 31,795 25,976 36,205 12,312 13,413 27,975 8,868 1,131 5,741 93 163,509

2005 32,491 27,304 37,585 12,974 14,112 29,085 8,981 1,239 5,893 93 169,757

2006 32,652 28,163 38,884 13,356 14,427 30,464 9,622 1,365 6,341 97 175,371

2007 32,979 29,161 40,538 13,907 14,833 30,753 9,755 1,481 6,952 110 180,469

2008 33,365 29,864 41,318 13,959 14,784 31,435 9,944 1,665 7,462 118 183,913

tmca %(1999-2008) 1.4 2.9 3.3 3.4 2.9 2.8 4.6 6.8 6.5 5.1 3.0


SUR

2009 33,185 29,316 39,173 14,110 14,463 30,058 9,781 1,769 7,622 122 179,600

2010 33,178 30,364 39,743 14,259 15,269 30,829 9,808 1,783 7,752 125 183,109

2011 33,640 31,256 40,666 14,863 15,655 31,190 10,196 1,890 8,121 130 187,608

2012 34,470 32,370 42,149 15,801 16,289 32,039 10,675 2,013 8,578 136 194,522

2013 35,439 33,496 43,708 16,552 16,941 33,443 11,168 2,144 9,090 142 202,124

2014 36,632 34,951 45,875 17,396 17,687 35,521 11,752 2,290 9,661 148 211,914

2015 37,933 36,465 48,194 18,230 18,424 37,607 12,352 2,439 10,260 155 222,058

2016 39,356 38,082 50,550 19,072 19,192 39,810 12,980 2,597 10,899 161 232,699

2017 40,838 39,739 53,030 19,897 20,025 42,021 13,635 2,771 11,581 168 243,705

2018 42,444 41,432 55,600 20,774 20,853 44,280 14,310 2,955 12,308 174 255,130

2019 43,795 43,099 58,181 21,655 21,700 46,453 14,993 3,147 13,062 181 266,266

2020 45,222 44,867 61,016 22,601 22,600 48,750 15,721 3,356 13,880 189 278,200

2021 46,699 46,701 63,899 23,580 23,530 51,077 16,494 3,582 14,760 197 290,520

2022 48,272 48,629 66,872 24,619 24,474 53,490 17,316 3,827 15,708 206 303,412

2023 49,960 50,686 70,062 25,722 25,486 55,996 18,202 4,092 16,729 216 317,150

2024 51,699 52,811 73,317 26,865 26,543 58,580 19,131 4,378 17,820 227 331,371

tmca %(2009-2018) 2.4 3.3 3.0 4.1 3.5 3.5 3.7 5.9 5.1 4.0 3.3

tmca %(2009-2024) 2.8 3.6 3.6 4.2 3.7 4.0 4.2 6.2 5.6 4.2 3.7


1-20

Demanda máxima autoabastecida (MW) 1999—2008

Cuadro 1.11

Demanda máxima autoabastecida (MW) 2009—2024

1/ Corresponde a la capacidad de generación instalada

Cuadro 1.12

AÑO LOCAL REMOTO

1999 3,201 116

2000 3,067 128

2001 3,705 122

2002 3,541 476

2003 3,643 1,092

2004 2,843 1,299

2005 2,922 1,401

2006 3,452 1,548

2007 3,954 1,657

2008 4,543 1,776

tmca %(1999-2008) 5.3 31.4

AUTOABASTECIMIENTO

PROYECTOS REMOTO MÁSAÑO LOCAL REMOTO DE TEMPORADA TEMPORADA

ABIERTA1/ ABIERTA

2009 4,551 2,199 2,199

2010 4,656 2,307 227 2,534

2011 4,656 2,326 1,095 3,421

2012 4,701 2,582 1,491 4,073

2013 4,763 2,372 1,491 3,863

2014 4,792 2,372 1,491 3,863

2015 4,792 2,372 1,491 3,863

2016 4,792 2,372 1,491 3,863

2017 4,792 2,372 1,491 3,863

2018 4,792 2,372 1,491 3,863

2019 4,792 2,372 1,491 3,863

2020 4,792 2,372 1,491 3,863

2021 4,792 2,372 1,491 3,863

2022 4,792 2,372 1,491 3,863

2023 4,792 2,372 1,491 3,863

2024 4,792 2,372 1,491 3,863

tmca %(2009-2018) 0.5 2.9 8.1

tmca %(2009-2024) 0.3 1.8 5.0

AUTOABASTECIMIENTO


1-21

Para determinar la regionalización del autoabastecimiento local y remoto es necesario que en los proyectos se defina la ubicación de las cargas en el sistema eléctrico. A partir de 2010, se prevé la entrada de un grupo de permisionarios de autoabastecimiento de tipo eólico, definidos como Proyectos de Temporada Abierta (TA), los cuales a la fecha no han precisado sus sociedades de autobastecimiento por lo cual en los cuadros 1.12 y 1.14 la demanda máxima y consumo asociados a éstos, se denominan de manera genérica. En los cuadros 1.13 y 1.14 se muestra la evolución del consumo de autoabastecimiento y cogeneración.

Consumo autoabastecido (GWh) 1999—2008

Cuadro 1.13

AÑO LOCAL REMOTO TOTAL

1999 10,070 794 10,864

2000 10,272 755 11,027

2001 11,207 859 12,066

2002 10,536 1,827 12,363

2003 11,434 5,174 16,608

2004 12,918 7,545 20,463

2005 13,390 8,192 21,582

2006 13,127 8,937 22,064

2007 13,323 9,846 23,169

2008 14,115 9,832 23,946

tmca %(1999-2008) 5.2 31.0 10.1

AUTOABASTECIMIENTO


1-22

Consumo autoabastecido (GWh) 2009—2024

Cuadro 1.14 En 2008 se pronosticó que el autoabastecimiento llegaría a 23,876 GWh de consumo. El valor real al cierre fue de 23,946 GWh, lo que significa una desviación de 0.3%, por arriba de lo previsto. Los proyectos que iniciaron operación en este año fueron la hidroeléctrica Cajón de Peña (1.2 MW) y Proenermex (2 MW). El consumo de autoabastecimiento local y remoto indicado en el total del cuadro 1.14 es el que se ha descontado del pronóstico de consumo de electricidad, para la estimación de ventas del servicio público.

Crecimiento medio anual del consumo autoabastecido remoto (%)

Cuadro 1.15

PROYECTOS REMOTO MÁSAÑO LOCAL REMOTO DE TEMPORADA TEMPORADA TOTAL

ABIERTA ABIERTA

2009 14,254 10,162 10,162 24,417

2010 14,787 11,602 68 11,670 26,456

2011 14,865 11,912 2,165 14,077 28,942

2012 15,011 12,253 4,520 16,773 31,784

2013 15,639 12,730 5,349 18,079 33,718

2014 15,835 12,730 5,349 18,079 33,914

2015 15,835 12,730 5,349 18,079 33,914

2016 15,835 12,730 5,349 18,079 33,914

2017 15,835 12,730 5,349 18,079 33,914

2018 15,835 12,730 5,349 18,079 33,914

2019 15,835 12,730 5,349 18,079 33,914

2020 15,835 12,730 5,349 18,079 33,914

2021 15,835 12,730 5,349 18,079 33,914

2022 15,835 12,730 5,349 18,079 33,914

2023 15,835 12,730 5,349 18,079 33,914

2024 15,835 12,730 5,349 18,079 33,914

tmca %(2009-2018) 1.2 2.6 6.3 3.5

tmca %(2009-2024) 0.7 1.6 3.9 2.2

AUTOABASTECIMIENTO

CENTRAL ORIENTAL OCCIDENTAL NOROESTE NORTE NORESTE BAJA BAJA PENINSULAR PEQS. SENPERIODO CALIFORNIA CALIFORNIA SISTEMAS

SUR

2008-2018 3.6 5.2 4.7 56.0 2.3 1.1 0.0 0.0 8.3 0.0 4.1

2009-2024 5.4 4.7 3.9 18.6 3.1 3.2 0.0 0.0 12.2 0.0 3.9


1-23

En el capítulo 3 se presenta la oferta de proyectos de autoabastecimiento. 1.4.6 Consumo de energía por ventas y autoabastecimiento remoto En el pasado decenio, las ventas más autoabastecimiento remoto crecieron 3.5% y esta misma tasa se estima para los primeros diez años de pronóstico (2009—2018); sin embargo en 2009—2024 el promedio anual se incrementa a 3.8% debido a un crecimiento más dinámico de las ventas al final del horizonte. La figura 1.11 muestra las tmca de las ventas más autoabastecimiento remoto en cada área de 1999—2008 y para la proyección 2009—2024. En los cuadros 1.16 y 1.17 se indican los consumos histórico y esperado por área, respectivamente.

Crecimiento medio anual de las ventas más autoabastecimiento remoto (%) 1999—2024

Figura 1.11


5.7

4

5

6

7

8 9 Peninsular

2

91

Sistema Interconectado Nacional

4.6 3.74.2

3.4 4.14.2

3.9 3.63.7

3.3 3.53.71.7 2.7

2.9

3.9 3.23.7

3.8 3.73.9

6.6 5.25.6

3.5 3.53.8

3Crecimiento esperado

2009-2018 (10 años)


6.8 5.96.2

2009-2024 (16 años)

1999-2008


1-24

Consumo de ventas más autoabastecimiento remoto (GWh) 1999—2008

Cuadro 1.16

Consumo de ventas más autoabastecimiento remoto (GWh) Escenario de Planeación 2009—2024

Cuadro 1.17


SUR

1999 30,208 22,983 31,867 10,541 11,701 26,280 7,020 944 4,169 77 145,790

2000 32,121 24,444 34,248 11,015 12,651 28,086 7,939 995 4,525 80 156,104

2001 32,329 24,752 33,865 11,259 13,197 28,481 8,195 1,026 4,869 90 158,063

2002 32,031 25,766 35,204 11,229 13,576 29,888 8,115 1,007 5,125 89 162,030

2003 32,077 26,277 36,218 11,702 13,911 30,258 8,519 1,052 5,458 86 165,558

2004 32,479 26,746 37,558 12,318 14,390 31,641 8,921 1,131 5,777 93 171,054

2005 33,275 28,159 39,396 12,975 15,426 32,478 8,981 1,239 5,927 93 177,949

2006 33,517 29,236 40,577 13,365 15,852 34,314 9,622 1,365 6,363 97 184,308

2007 33,879 30,257 42,836 13,920 16,313 34,775 9,755 1,481 6,989 110 190,315

2008 34,372 31,005 43,586 13,972 16,234 35,370 9,944 1,665 7,479 118 193,744

tmca %(1999-2008) 1.7 3.3 3.9 3.4 3.9 3.8 4.6 6.8 6.6 5.1 3.5


SUR

2009 34,281 30,501 41,551 14,133 15,918 34,062 9,781 1,769 7,644 122 189,762

2010 34,617 31,850 42,432 14,398 16,844 35,098 9,808 1,783 7,823 125 194,778

2011 35,331 33,029 43,967 15,027 17,611 36,298 10,196 1,890 8,204 130 201,684

2012 36,555 34,525 46,062 15,992 18,555 38,104 10,675 2,013 8,678 136 211,295

2013 37,785 35,878 47,896 16,751 19,292 39,949 11,168 2,144 9,197 142 220,203

2014 38,977 37,332 50,063 17,596 20,038 42,026 11,752 2,290 9,769 148 229,993

2015 40,278 38,847 52,383 18,429 20,774 44,113 12,352 2,439 10,367 155 240,137

2016 41,701 40,464 54,738 19,272 21,543 46,315 12,980 2,597 11,007 161 250,777

2017 43,184 42,120 57,218 20,097 22,376 48,526 13,635 2,771 11,689 168 261,784

2018 44,789 43,814 59,788 20,974 23,203 50,786 14,310 2,955 12,415 174 273,208

2019 46,140 45,480 62,369 21,855 24,050 52,959 14,993 3,147 13,170 181 284,345

2020 47,567 47,249 65,205 22,801 24,950 55,255 15,721 3,356 13,987 189 296,279

2021 49,044 49,083 68,087 23,780 25,881 57,583 16,494 3,582 14,868 197 308,598

2022 50,617 51,011 71,061 24,819 26,825 59,995 17,316 3,827 15,815 206 321,491

2023 52,305 53,067 74,250 25,922 27,837 62,501 18,202 4,092 16,836 216 335,229

2024 54,044 55,193 77,506 27,065 28,893 65,086 19,131 4,378 17,927 227 349,450

tmca %(2009-2018) 2.7 3.5 3.2 4.1 3.6 3.7 3.7 5.9 5.2 4.0 3.5

tmca %(2009-2024) 2.9 3.7 3.7 4.2 3.7 3.9 4.2 6.2 5.6 4.2 3.8


1-25

1.4.7 Exportación e importación de CFE En 2008 la exportación fue de 1,452 GWh, de los cuales 1,201 GWh se enviaron a los sistemas eléctricos de EUA, 248 GWh a Belice y 3 GWh a Guatemala.

En el mismo año la importación fue de 351 GWh, de los cuales 340 GWh correspondieron al área Baja California, 6 GWh a la Noroeste, 3 GWh a la Norte y 3 GWh a la Noreste. Con la diferencia entre las cifras totales de exportación e importación en 2008, se obtiene un balance neto de exportación de 1,102 GWh. Para 2009 se prevén importar 391 GWh, de los cuales 335 GWh corresponderán al área Baja California, 6 GWh a la Noroeste, 3 GWh a la Norte y 47 GWh a la Noreste. La exportación total se estima en 1,452 GWh, igual a la del año anterior, de la cual 1,197 GWh corresponden al área Baja California, 248 GWh a la Peninsular, 4 GWh a la Noreste y 3 GWh a la Oriental. En el cuadro 1.18 se muestran las transacciones de energía de exportación e importación por área de control de 1999 a 2008.

Exportación e importación de energía eléctrica 1999—2008 (GWh)

Cuadro 1.18

AÑO ORIENTAL NORESTE BAJA PENINSULAR TOTAL NOROESTE NORTE NORESTE BAJA TOTALCALIFORNIA CALIFORNIA

1999 0 0 31 100 131 4 7 2 646 659 -528

2000 0 2 66 127 195 4 129 9 927 1,069 -874

2001 0 1 112 158 271 4 235 6 82 327 -56

2002 0 0 164 180 344 5 189 26 311 531 -187

2003 0 0 765 188 953 5 21 0 45 71 882

2004 0 0 770 236 1,006 6 2 0 39 47 959

2005 1 0 1,037 253 1,291 6 6 0 75 87 1,204

2006 2 16 1,072 209 1,299 6 2 1 514 523 776

2007 2 13 1,211 225 1,451 6 2 3 266 277 1,174

2008 3 4 1,197 248 1,452 6 3 3 340 351 1,102

EXPORTACIÓN IMPORTACIÓN BALANCE NETO


2-1

2. INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 2.1 Evolución del Sistema Eléctrico Nacional En 1960 el suministro de electricidad se efectuaba mediante diversos sistemas aislados y la capacidad de generación instalada era de 3,021 MW. Al paso del tiempo, las redes regionales se interconectaron utilizando mayores tensiones de transmisión (400 kV y 230 kV), la frecuencia se unificó a 60 Hz, se desarrollaron grandes proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos, y se logró la diversificación del parque de generación mediante el uso de energía geotérmica, nuclear, de carbón y de manera incipiente la eólica. En el campo de administración de la demanda, se estableció el horario de verano y el uso de tarifas con diferenciación horaria. A partir de 2000 y con base en la LSPEE se integró el acceso de los Productores Independientes de Energía a la generación de CFE. Aquella también permitió que autoabastecedores privados usaran la red de transmisión del servicio público a fin de abastecer remotamente a sus cargas. En 2004 entró en operación la primera repotenciación de unidades termoeléctricas convencionales mediante el acoplamiento de nuevas unidades turbogás para la obtención de centrales de ciclo combinado. En 2005 se inició la conversión de unidades turbogás existentes a ciclos combinados con la adición de turbinas de vapor. Al 31 de diciembre de 2008, el SEN contaba con una capacidad efectiva de 51,105 MW para el servicio público y un total de 803,712 km de líneas de transmisión y distribución. El SEN se organiza en nueve regiones, como se muestra en la figura 2.1.

Regiones del Sistema Eléctrico Nacional

Figura 2.1

7

77

88

44

55

6

3

1

22

99

5.- Norte

7.- Baja California8.- Baja California Sur 9.- Peninsular

2.- Oriental3.- Occidental4.- Noroeste

6.- Noreste

1.- Central


2-2

La operación de estas nueve regiones está bajo la responsabilidad de ocho centros de control ubicados en las ciudades de México, Puebla, Guadalajara, Hermosillo, Gómez Palacio, Monterrey y Mérida; las dos regiones de Baja California se administran desde Mexicali. Su operación se coordina por el Centro Nacional en el Distrito Federal. Las siete áreas del macizo continental se encuentran interconectadas y forman el SIN. Su objetivo consiste en compartir los recursos y reservas de capacidad ante la diversidad de las demandas. Esto hace posible el intercambio de energía para lograr un funcionamiento más económico y confiable en su conjunto. Las dos regiones de la península de Baja California permanecen como sistemas aislados. El sistema de Baja California (norte) opera ligado con la red eléctrica de la región occidental de EUA ―el Western Electricity Coordinating Council (WECC)― por medio de dos enlaces de transmisión a 230 kV. Esto permite a CFE realizar exportaciones e importaciones económicas de capacidad y energía, y recibir apoyo en situaciones de emergencia. 2.2 Estructura del sistema de generación 2.2.1 Capacidad efectiva instalada La capacidad de servicio público a diciembre de 2008 (51,105 MW) representó un incremento de 0.15% respecto a 2007 (51,029 MW). Esta nueva capacidad resultó de adicionar 38 MW, modificar la instalada en 39.15 MW y retirar 0.225 MW: Adiciones:

GEO1/, Los Humeros U8, 5 MW TG1/, Ciudad del Carmen Us 2 y 3, 1 X 16 MW, 1 X 17 MW

Modificaciones:

CI1/, Holbox, -0.57 MW CC1/, Gómez Palacio, +39.8 MW HID1/, Itzícuaro, -0.08 MW

Retiros: EOL1/, La Venta (paquete 1) U6, -1 X 0.225 MW

En el cuadro 2.1 se clasifica la capacidad por tecnología en las diferentes regiones y en la figura 2.2 se señala su participación para 2007 y 2008. 1/ Véase nomenclatura en la nota 3/ del cuadro 2.2


2-3

Capacidad efectiva por tecnología y área de control 1/ (MW) Servicio público

1/ Al 31 de diciembre de 2008 2/ Productores Independientes de Energía 3/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional

Cuadro 2.1

Capacidad efectiva al 31 de diciembre Servicio público 1/

1/ No incluye excedentes de autoabastecimiento ni cogeneración

Figura 2.2

Tecnología Central Oriental Occidental Noroeste Norte NoresteBaja

California

Baja California

SurPeninsular

Pequeños

Sistemas 3/ Total

Termoeléctrica convenciona 2,220 2,217 3,466 2,052 936 1,100 320 113 442 12,865

Ciclo combinado CFE 1,038 452 603 227 1,381 1,039 496 220 5,456

Ciclo combinado PIE 2/ 1,973 495 508 757 5,974 489 1,261 11,457

Turbogás 662 472 24 100 161 296 316 219 375 28 2,653

Combustión interna 183 3 30 216

Carboeléctrica 2,100 2,600 4,700

Hidroeléctrica 1,588 6,136 2,532 941 28 118 11,343

Nucleoeléctrica 1,365 1,365

Geotermoeléctrica 40 195 720 10 965

Eoloeléctrica 85 1 85

Total 5,508 12,740 9,414 3,828 3,263 11,126 2,341 514 2,302 68 51,105

51,105 MW

2008

Termoeléctrica convencional25.2%

Ciclo combinadoCFE 10.7%

Ciclo combinadoPIE 22.4%

Turbogás 5.2%

Combustión interna 0.4%

Carboeléctrica 9.2%

Geotermoeléctrica y Eólica 2.0%

Nucleoeléctrica 2.7%

Hidroeléctrica22.2%

51,029 MW

2007

Termoeléctrica convencional25.2%

Ciclo combinadoCFE 10.6%

Ciclo combinadoPIE 22.5%

Turbogás 5.1%

Combustión interna 0.4%

Carboeléctrica 9.2%

Geotermoeléctrica y Eólica 2.1%

Nucleoeléctrica2.7%



2-4

2.2.2 Principales centrales generadoras En la figura 2.3 se señala la ubicación de las centrales que destacan por su tamaño, tecnología o importancia regional. Sus nombres y la información sobre capacidad y generación en 2008 se presentan en el cuadro 2.2.

Principales centrales generadoras en 2008 Servicio público

Figura 2.3

9

8

Termoeléctrica convencional

Carboeléctrica

Nucleoeléctrica

Dual

Ciclo combinado

26 10

Geotermoeléctrica

Combustión interna

48

3230

39

51

41

47

33

Hidroeléctrica

35

31

58

56

59

36, 37 43, 45

50

52

53

57

38

40 42

61

44

4

62

24

323 6

2

1

1213

11

5

20

63

16

17

27

29

22 6628

15

6514

19

34

25

54

46

64

21

55

7

Turbogás

Eoloeléctrica

18

60

49


2-5

Principales centrales: capacidad efectiva 1/, generación bruta y factor de planta, en 2008 Servicio público

1/ Al 31 de diciembre 2/ Productor Independiente de Energía

3/ HID:Hidroeléctrica, TC:Termoeléctrica convencional, CC:Ciclo combinado, TG:Turbogás, CAR:Carboeléctrica, NUC:Nucleoeléctrica, GEO:Geotermoeléctrica, EOL: Eoloeléctrica, CI:Combustión interna 4/ COM:Combustóleo, GAS:Gas, K:Carbón, UO2:Óxido de Uranio, DIE:Diésel 5/ Fuente: SENER 6/ Calculado con la capacidad media anual equivalente 7/ Incluye eoloeléctrica

Cuadro 2.2

Capacidad Generación Factor de 6/

Centrales Unidades efectiva bruta plantaMW GWh %

1 Infiernillo Central Guerrero La Unión HID 1 6 1,000 2,896 33.02 La Villita (José María Morelos) Central Michoacán Lázaro Cárdenas HID 1 4 300 1,222 46.43 Tula (Francisco Pérez Ríos) Central Hidalgo Tula TC, CC COM y GAS 2 11 2,035 9,778 54.74 Valle de México Central México Acolman TC, CC GAS 1 7 999 4,930 56.25 Necaxa [extinta LyFC] Central Puebla J. Galindo HID 1 10 109 444 46.46 Jorge Luque [extinta LyFC] Central México Tultitlán TC GAS 1 4 224 467 23.77 Generación Distribuida [extinta LyFC] Central México Varios TG GAS 8 9 288 1,123 44.48 Angostura (Belisario Domínguez) Oriental Chiapas V. Carranza HID 1 5 900 3,667 46.49 Chicoasén (Manuel Moreno Torres) Oriental Chiapas Chicoasén HID 1 8 2,400 7,653 36.310 Malpaso Oriental Chiapas Tecpatán HID 1 6 1,080 4,929 52.011 Peñitas Oriental Chiapas Ostuacán HID 1 4 420 2,137 57.912 Temascal Oriental Oaxaca San Miguel HID 1 6 354 1,259 40.513 Caracol (Carlos Ramírez Ulloa) Oriental Guerrero Apaxtla HID 1 3 600 1,188 22.514 Humeros Oriental Puebla Chignautla GEO 1 8 40 321 94.315 La Venta Oriental Oaxaca Juchitán EOL 1 104 85 255 34.216 Laguna Verde Oriental Veracruz Alto Lucero NUC UO2 1 2 1,365 9,804 81.8

17 Dos Bocas Oriental Veracruz Medellín CC GAS 1 6 452 2,157 54.318 Tuxpan (Adolfo López Mateos) Oriental Veracruz Tuxpan TC, TG COM y GAS 1 7 2,263 6,042 30.419 Tuxpan II, III, IV y V ( PIE ) 2/ Oriental Veracruz Tuxpan CC GAS 3 3 1,973 14,660 5/ 84.620 Aguamilpa Solidaridad Occidental Nayarit El Nayar HID 1 3 960 2,530 30.021 El Cajón (Leonardo Rodríguez Alcaine) Occidental Nayarit Santa María del OroHID 1 2 750 1,829 27.822 Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) Occidental Hidalgo Zimapán HID 1 2 292 1,718 67.023 Manzanillo I y II Occidental Colima Manzanillo TC COM 2 6 1,900 8,312 49.824 Salamanca Occidental Guanajuato Salamanca TC COM y GAS 1 4 866 2,228 29.325 Villa de Reyes Occidental San Luis Potosí Villa de Reyes TC COM 1 2 700 3,030 49.326 Petacalco (Plutarco Elías Calles) Occidental Guerrero La Unión DUAL COM y K 1 6 2,100 6,883 37.327 El Sauz Occidental Querétaro P. Escobedo CC GAS 1 7 603 2,349 44.328 El Sauz (Bajío) ( PIE ) 2/ Occidental Guanajuato S. Luis de la Paz CC GAS 1 1 495 3,603 5/ 82.929 Los Azufres Occidental Michoacán Cd. Hidalgo GEO 1 15 195 1,517 88.830 El Novillo (Plutarco Elías Calles) Noroeste Sonora Soyopa HID 1 3 135 447 37.731 Huites (Luis Donaldo Colosio) Noroeste Sinaloa Choix HID 1 2 422 1,254 33.832 Puerto Libertad Noroeste Sonora Pitiquito TC COM 1 4 632 2,261 40.733 Guaymas II (Carlos Rodríguez Rivero) Noroeste Sonora Guaymas TC COM 1 4 484 1,448 34.134 Mazatlán II (José Aceves Pozos) Noroeste Sinaloa Mazatlán TC COM 1 3 616 2,315 42.835 Topolobampo II (Juan de Dios Bátiz) Noroeste Sinaloa Ahome TC COM 1 3 320 1,449 51.636 Hermosillo Noroeste Sonora Hermosillo CC GAS 1 2 227 1,776 89.137 Hermosillo ( PIE ) 2/ Noroeste Sonora Hermosillo CC GAS 1 1 250 1,948 5/ 88.738 Naco Nogales ( PIE ) 2/ Noroeste Sonora Agua Prieta CC GAS 1 1 258 2,163 5/ 95.439 Francisco Villa Norte Chihuahua Delicias TC COM y GAS 1 5 300 1,030 39.140 Lerdo (Guadalupe Victoria) Norte Durango Lerdo TC COM 1 2 320 1,289 45.941 Samalayuca I y II Norte Chihuahua Cd. Juárez TC, CC COM y GAS 2 8 838 5,073 68.942 Gómez Palacio Norte Durango Gómez Palacio CC GAS 1 3 240 1,187 56.343 El Encino (Chihuahua II) Norte Chihuahua Chihuahua CC GAS 1 5 619 4,113 75.644 La Laguna II ( PIE ) 2/ Norte Durango Gómez Palacio CC GAS 1 1 498 3,566 5/ 81.545 Chihuahua III ( PIE ) 2/ Norte Chihuahua Juárez CC GAS 1 1 259 1,702 5/ 74.846 Altamira Noreste Tamaulipas Altamira TC COM y GAS 1 4 800 777 11.147 Río Escondido (José López Portillo) Noreste Coahuila Río Escondido CAR K 1 4 1,200 9,755 92.548 Carbón II Noreste Coahuila Nava CAR K 1 4 1,400 8,034 65.349 Huinalá I y II Noreste Nuevo León Pesquería CC, TG GAS 2 8 978 4,953 57.750 Saltillo ( PIE ) 2/ Noreste Coahuila Ramos Arizpe CC GAS 1 1 248 1,763 5/ 81.151 Río Bravo (Emilio Portes Gil) Noreste Tamaulipas Río Bravo TC, CC COM y GAS 1 4 511 1,599 35.652 Río Bravo II, III y IV ( PIE ) 2/ Noreste Tamaulipas Valle Hermoso CC GAS 3 3 1,490 6,724 5/ 51.453 Monterrey III ( PIE ) 2/ Noreste Nuevo León S. N. Garza CC GAS 1 1 449 3,548 5/ 90.054 Altamira II, III, IV y V ( PIE ) 2/ Noreste Tamaulipas Altamira CC GAS 3 3 2,652 17,461 5/ 75.055 Tamazunchale ( PIE ) 2/ Noreste San Luis Potosí Tamazunchale CC GAS 1 1 1,135 7,700 5/ 77.256 Presidente Juárez Baja California Baja California Rosarito TC, CC, TG COM y GAS 3 11 1,026 3,975 44.157 Mexicali ( PIE ) 2/ Baja California Baja California Mexicali CC GAS 1 1 489 2,760 5/ 64.358 Cerro Prieto Baja California Baja California Mexicali GEO 4 13 720 5,176 81.859 Punta Prieta Baja California Baja California Sur La Paz TC COM 1 3 113 627 63.460 San Carlos (Agustín Olachea A.) Baja California Baja California Sur San Carlos CI COM y DIE 1 3 104 621 67.961 Baja California Sur I Baja California Baja California Sur La Paz CI COM y DIE 1 2 79 525 75.762 Valladolid (Felipe Carrillo Puerto) Peninsular Yucatán Valladolid TC, CC COM y GAS 2 5 295 1,284 49.663 Mérida II Peninsular Yucatán Mérida TC, TG COM y GAS 2 3 198 873 50.264 Valladolid III ( PIE ) 2/ Peninsular Yucatán Valladolid CC GAS 1 1 525 3,646 5/ 79.165 Campeche ( PIE ) 2/ Peninsular Campeche Palizada CC GAS 1 1 252 1,834 5/ 82.766 Mérida III ( PIE ) 2/ Peninsular Yucatán Mérida CC GAS 1 1 484 2,927 5/ 68.8

Suma 90 386 47,312 228,514 55.0

Otras termoeléctricas 7/ 48 178 2,171 1,636 8.6Otras hidroeléctricas 66 156 1,622 5,721 40.2

Total 204 720 51,105 235,871 52.5

Núm. Nombre de la Central Área Estado Municipio Tecnología 3/ Combustible 4/ Número de


2-6

2.2.2.1 Centrales hidroeléctricas El mayor desarrollo hidroeléctrico del país, con 4,800 MW, se localiza en la cuenca del río Grijalva y está integrado por las centrales Angostura (Belisario Domínguez), Chicoasén (Manuel Moreno Torres), Malpaso y Peñitas (Ángel Albino Corzo). A diciembre de 2008 representaba 42.3% de la capacidad hidroeléctrica total en operación. Otro desarrollo importante es el de la cuenca del río Balsas, localizado al occidente del país. Está formado por Caracol (Carlos Ramírez Ulloa), Infiernillo y La Villita (José María Morelos), con un total de 1,900 MW, que corresponden a 16.7% de la capacidad hidroeléctrica. En 2007 entró en operación en la cuenca del río Santiago la central El Cajón, con 750 MW, que junto con Aguamilpa se localiza en Nayarit. Ambas participan con 1,710 MW, lo que equivale a 15.1% de la instalada en esta tecnología. Huites (Luis Donaldo Colosio) en el noroeste, con dos unidades de 211 MW cada una, así como Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) en el centro del país, también con dos unidades de 146 MW cada una, representan 6.3% de la capacidad hidroeléctrica total. El 19.6% 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 plantas con diferentes tecnologías y capacidades. El combustóleo se emplea principalmente en centrales termoeléctricas convencionales (TC) y de combustión interna de nueva tecnología. Para facilitar el suministro del combustible, éstas se localizan cerca de los puertos (Tuxpan, Manzanillo, Mazatlán, Puerto Libertad, Guaymas, Topolobampo y La Paz) o en la proximidad de las refinerías de PEMEX (Tula, Salamanca, Altamira y Poza Rica). Otras plantas que también lo utilizan son: Villa de Reyes, Lerdo, Samalayuca y Francisco Villa, con fuentes de suministro en Salamanca y Cadereyta. El gas natural ha cobrado especial importancia en los ciclos combinados recientes. Adicionalmente, por restricciones ecológicas se ha incrementado su uso en las TC ubicadas en las grandes ciudades, por lo cual el uso del combustóleo disminuye aceleradamente. El diésel se utiliza en unidades que operan durante las horas de demanda máxima, para abastecer zonas aisladas y por restricciones en la disponibilidad de gas en algunas centrales de ciclo combinado. A fin de hacer competitivo el equipo existente respecto a las nuevas tecnologías y para aumentar la capacidad y eficiencia del parque generador, en 2004 entró en operación la primera repotenciación de unidades termoeléctricas convencionales para formar ciclos combinados, específicamente la de Valle de México, unidad 4 (TC) de 300 MW, a la cual se acoplaron las nuevas unidades turbogás 5, 6 y 7 de 83.1 MW cada una. En 2005 se realizó por primera vez la conversión de centrales turbogás a ciclos combinados, con la unidad 1 (TG) de Hermosillo, de 131.9 MW y la nueva unidad 2 (TV 1

1/ Turbina de vapor

/) de 93.2 MW, para un total de 225.1 MW.


2-7

En 2006 entró en operación comercial en la central Chihuahua —El Encino— la conversión de la ya existente unidad 4 (TG) de 130.8 MW, a la que se integró la nueva unidad 5 (TV) de 65.3 MW, formándose el paquete 2 (1x130.8 + 1x65.3) de ciclo combinado, con una capacidad total de 196.1 MW. De manera similar, en 2007, con la conversión de la unidad TG existente en Río Bravo (la 4 con 145.1 MW), a la que se integraron las 1 y 2 (TV de 33 MW cada una), se formó el ciclo combinado con una capacidad total de 211.1 MW. La extinta LyFC programó la construcción de 14 unidades turbogás con 32 MW cada una, las cuales operan con altas eficiencias térmicas (cercanas a 37 %). Hasta diciembre de 2009 han entrado en operación trece de estas unidades con 416 MW. En Baja California Sur se tienen en operación las centrales de combustión interna con base en combustóleo: San Carlos, Baja California Sur I y II —Coromuel— y Guerrero Negro II —Vizcaíno—, con una capacidad total 193.8 MW. 2.2.2.3 Centrales carboeléctricas Petacalco (Presidente Plutarco Elías Calles), con capacidad de 2,100 MW, tiene la posibilidad de quemar carbón y/o combustóleo. Actualmente emplea carbón importado casi en su totalidad y se ubica en el estado de Guerrero, en la vecindad de Lázaro Cárdenas, Michoacán. 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 Coahuila. 2.2.2.4 Centrales geotermoeléctricas El mayor aprovechamiento de esta energía se localiza cerca de Mexicali, Baja California, en la central Cerro Prieto, con 720 MW y representa 75% de la capacidad geotermoeléctrica en operación. El 25% restante se encuentra en Los Azufres, Michoacán (194.5 MW), Humeros, Puebla (40 MW), y Tres Vírgenes, Baja California Sur (10 MW). 2.2.2.5 Central nucleoeléctrica Laguna Verde consta de dos unidades de 682.4 MW cada una y está ubicada en el estado de Veracruz. Su costo variable de operación es el más bajo de todas las termoeléctricas en el sistema eléctrico mexicano. Su participación representó 4.2% de la energía total producida en 2008, al operar con factor de planta de 81.8 por ciento. 2.2.2.6 Centrales eoloeléctricas La Venta y Guerrero Negro con 84.65 MW y 0.60 MW, aprovechan la energía eólica en Oaxaca y Baja California Sur, respectivamente.


2-8

2.2.3 Productores Independientes de Energía (PIE) Al 31 de diciembre de 2008, en esta modalidad —titular de un permiso para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para su venta a CFE— se contaba con 21 centrales de ciclo combinado que operan con gas natural. Ver cuadro 2.3. Su capacidad total equivale a 35.1% del total a base de hidrocarburos (32,648 MW) y a 22.4% respecto a la capacidad instalada para servicio público (51,105 MW).

Características generales de los Productores Independientes de Energía

1/ Fecha de entrada en operación comercial 2/ TG: Turbina de gas, TV: Turbina de vapor 3/ La contratada con CFE, en algunos casos la de la central puede ser mayor 4/ Uniflecha 5/ Aunque la central tiene 4 unidades, sólo 3 están contratadas con CFE

Cuadro 2.3

Capacidad

FEO1/ Unidades Composición2/ neta

(MW)3/

1. Mérida III Jun-2000 3 2 TG y 1 TV 484.0

2. Hermosillo Oct-2001 1 1 TG y 1 TV 4/ 250.0

3. Saltillo Nov-2001 2 1 TG y 1 TV 247.5

4. Tuxpan II Dic-2001 3 2 TG y 1 TV 495.0

5. Río Bravo II Ene-2002 3 2 TG y 1 TV 495.0

6. Bajío (El Sauz) Mar-2002 4 3 TG y 1 TV 495.0

7. Monterrey III Mar-2002 2 2 TG y 2 TV 4/ 449.0

8. Altamira II May-2002 3 2 TG y 1 TV 495.0

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

10. Campeche May-2003 1 1TG y 1 TV 4/ 252.4

11. Mexicali Jul-2003 3 3 TG y 1 TV 5/ 489.0

12. Chihuahua III Sep-2003 3 2 TG y 1 TV 259.0

13. Naco Nogales Oct-2003 2 1TG y 1 TV 258.0

14. Altamira III y IV Dic-2003 6 4 TG y 2 TV 1,036.0

15. Río Bravo III Abr-2004 3 2 TG y 1 TV 495.0

16. La Laguna II Mar-2005 3 2 TG y 1 TV 498.0

17. Río Bravo IV Abr-2005 3 2 TG y 1 TV 500.0

18. Valladolid III Jun-2006 3 2 TG y 1 TV 525.0

19. Tuxpan V Sep-2006 3 2 TG y 1 TV 495.0

20. Altamira V Oct-2006 6 4 TG y 2 TV 1,121.0

21. Tamazunchale Jun-2007 6 4 TG y 2 TV 1,135.0

Total 11,456.9

Central


2-9

2.2.4 Autoabastecimiento y cogeneración En el cuadro 2.4 se presenta la evolución 1999 — 2008 de la capacidad en proyectos de autoabastecimiento y cogeneración.

Capacidad en proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 1/ (MW)

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

Cuadro 2.4

2.2.5 Autoabastecimiento remoto En el cuadro 2.5 se indica la evolución de la capacidad para atender cargas remotas autoabastecidas durante 1999—2008.

Autoabastecimiento remoto (MW)

Cuadro 2.5

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Proyectos existentes (sin PEMEX) 1,263 1,390 1,462 1,396 1,436 1,283 1,938 1,992 2,170 2,735 PEMEX 1,727 2,075 2,060 2,095 2,271 2,406 2,088 2,514 2,178 2,143 Arancia 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 ENERTEK 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 PEGI 177 177 177 177 177 0 0 0 0 0 MICASE 11 11 11 11 11 11 11 11 11 Energía y Agua Pura de Cozumel 32 32 32 32 32 32 32 32 Iberdrola Energía Monterrey 285 619 619 619 619 619 619 Energía Azteca VIII 56 131 131 131 131 131 131 Tractebel (Enron ) 284 284 284 284 284 284 Bioenergía de Nuevo León 7 7 7 7 8 13 Termoeléctrica del Golfo 250 250 250 250 250 Termoeléctrica Peñoles 260 260 260 260 260 Impulsora Mexicana de Energía 24 24 24 24 24 AGROGEN 10 10 10 12 12 Hidroelectricidad del Pacífico 8 8 8 9 9 Proveedora de Electricidad de Occidente 19 19 19 19 Italaise 4 4 5 5 Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 30 36 Generadora Pondercel 65 65 BSM Energía de Veracruz 13 13 Hidroeléctrica Cajón de Peña 1 Proenermex 2

Total 3,316 3,802 3,891 4,201 5,118 5,475 5,835 6,315 6,270 6,813

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Arancia 9 9 9 9 9 9.0 9 9 9 9 ENERTEK 67 75 69 87 79 72.0 75 75 75 75 PEGI 40 40 40 47 0 0.0 0 0 0 0 MICASE 4 4 4 4 5.0 7 7 7 7 Iberdrola Energía Monterrey 277 474 450.0 439 527 530 530 Energía Azteca VIII 52 15 21.0 15 20 77 77 Tractebel (Enron ) 270 255.0 208 229 229 229 Bioenergía de Nuevo León 7 3.2 5 7 7 12 PEMEX 222 79.0 132 158 156 210 Energía y Agua Pura de Cozumel 12 12.0 11 12 12 12 Termoeléctrica del Golfo 166.0 230 230 230 230 Termoeléctrica Peñoles 198.0 230 230 230 230 Impulsora Mexicana de Energía 8.0 12 10 15 15 AGROGEN 2.0 6 6 6 6 Hidroelectricidad del Pacífico 8.0 8 9 8 17 Proveedora de Electricidad de Occidente 13 18 19 29 Italaise 1 1 1 1 Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 30 53 Generadora Pondercel 15 15 BSM Energía de Veracruz 3 2 Hidroeléctrica Cajón de Peña 1 Proenermex 2

Total 116 128 122 476 1,092 1,288 1,401 1,548 1,657 1,761


2-10

2.3 Generación bruta La figura 2.4 muestra la energía generada para servicio público en los dos últimos años, por tipo de tecnología, con un crecimiento de 1.4% en 2008.

Energía producida 2007—2008

Servicio público 1/

1/ No incluye excedentes de autoabastecimiento y cogeneración

Figura 2.4

Destaca en 2008 un aumento en la generación de las hidroeléctricas (este año fue tipo húmedo) y los CC nuevos (gas), así como una reducción en las centrales térmicas convencionales (combustóleo) y en las de carbón.

2008

Combustión interna 1.24

235.87 TWh

Termoeléctrica convencional43.33

Ciclo combinadoCFE 31.82

Ciclo combinadoPIE 76.01

Turbogás 2.80 Carboeléctrica 24.67

Geotermoeléctrica y Eólica 7.31 Nucleoeléctrica

9.80

Hidroeléctrica38.89

232.55 TWh

2007

Termoeléctrica convencional49.48

Ciclo combinadoCFE 30.07

Ciclo combinadoPIE 72.61

Turbogás 2.67 Combustión interna 1.14

Carboeléctrica 31.47

Geotermoeléctrica y Eólica 7.65 Nucleoeléctrica

10.42

Hidroeléctrica27.04


2-11

2.4 Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional La red de transmisión se ha desarrollado tomando en cuenta la magnitud y dispersión geográfica de la demanda, así como la localización de las centrales generadoras. En algunas áreas del país, los centros de generación y consumo de electricidad se encuentran alejados entre sí, por lo que la interconexión se ha realizado de manera gradual, en tanto los proyectos se van justificando técnica y económicamente. El SEN está constituido por redes eléctricas en diferentes niveles de tensión (ver figura 2.5):

a) La red troncal de CFE 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

b) Las redes de subtransmisión de CFE 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

c) Las redes de distribución en media tensión de CFE (entre 60 kV y 2.4 kV)

distribuyen la energía dentro de zonas geográficas relativamente pequeñas y la entregan a aquellas en baja tensión y a instalaciones conectadas en este rango de voltaje

d) Las redes de distribución en baja tensión de CFE (240 V ó 220 V) alimentan las

cargas de los usuarios de bajo consumo

e) La red de la extinta Luz y Fuerza del Centro (LyFC) que suma un total de 74,413 km, de los cuales 40,606 km transmiten en tensiones de 400 kV a 6.6 kV —en este total se incluyen las líneas subterráneas— y 33,807 km pertenecen a líneas en baja tensión (240 volts ó 220 volts)

Infraestructura de transmisión actual del SEN

Figura 2.5


2-12

En total, a diciembre de 2008 el SEN contaba con 803,712 km de líneas de transmisión y distribución. Del monto anterior, 6.2% correspondían a líneas de 400 kV y 230 kV (red troncal), 6.2% desde 161 kV hasta 69 kV (subtransmisión), y el 87.6% restante a media y baja tensión, desde 60 kV hasta 220 V. En subestaciones, se tenía una capacidad instalada de 253,531 MVA, de los cuales correspondían a CFE 143,794 MVA en subestaciones de transmisión, 43,739 MVA en las de distribución, así como 35,047 MVA en transformadores de distribución, mientras que en la extinta LyFC se tenían 30,951 MVA. La capacidad de transmisión entre regiones del sistema depende de las condiciones operativas del SEN. Para el proceso de la planificación del SEN, actualmente se consideran 50 regiones, lo cual permite desarrollar estudios electrotécnicos detallados de la red troncal de transmisión. En los cuadros 2.6a y 2.6b se indica el límite máximo de transmisión de potencia entre las regiones en 2008. La figura 2.6 muestra la capacidad para algunos de los principales corredores de transmisión del SEN en 2008.

Sistema Eléctrico Nacional Capacidad de transmisión entre corredores de transmisión (MW)

en 2008

Figura 2.6

Terranova

Cañón

Lomas

Juile

Champotón

Escárcega

Norte

Op. 230 kV

Km.20

Lampazos

(AEPTCC)

El Triunfo

Sasabe

(PTECI) (UNSEI)

Sonoyta

Loma

Guadalajara

Tapeixtles

Tecali

Mezcala

La Ciénega

Cañada

Champayán

Mazamitla

Morelos

Caucel

Tamos

Temascal II

Tula

Op. 230 kV

Kanasín

Balam

Acuña

Quevedo

OP. 115 kV

Canatlán II

Op. 115 kV

Op. 230 kV

Op. 230 kV

Op. 115 kV

Op. 230 kV

Op. 230 kV

Op.115 kV

Ascensión II

Las Fresas

Op.138 kV

Monterrey

El Habal

Op. 115 kV

Minatitlán II

Op. 230 kV

Op. 230 kV

Op. 230 kV

Op. 230 kV

Op. 230 kV

Potrerillos

InsurgentesRofomex

Santiago

San FelipeSan Simón

Hermosillo IV

Juchitán II

Op. 115 kV

Op. 138 kV

Mesteñas

Op. 230 kV

Zapata

ABelice

Cd. deMéxico

Río Escondido

Coromuel

Topolobampo

LoretoSanto

Domingo

Miguel(SDG & E)

Mexicali

PuertoPeñasco

IndustrialCaborca

Santa Cruz

Cananea

Santa Ana

Hermosillo

Nacozari

Hermosillo CC

6 de Abril

El Fresnal Cd.

JuárezSamalayuca

Reforma

Paso del Norte

Valle de Juárez

Moctezuma

Samalayuca Sur

Santiago

CamargoOp.230 kV

MineraHércules

HérculesPotencia

Francisco VillaEl Encino

Nueva Rosita

Carbón II

Laredo(AEPTCC)

Piedras Negras

Eagle Pass(AEPTCC)

La Amistad

Piedras NegrasPotencia

Lerdo

El Palmar

Los Cabos

Olas Altas

Zihuatanejo

Caracol

El Fuerte

HuitesPueblo Nuevo

Cd. Obregón

Op. 230 kV

Bacurato

Chihuahua

Comedero

NuevoLaredo

Planta Frontera

Reynosa

Saltillo Lajas

Anáhuac

Güemez

PuertoAltamira

Altamira

Villa de Reyes

León

Aguascalientes

Carapan

Cd. Guzmán

Colima Morelia

Uruapan

Azufres

Salamanca Querétaro

Celaya

Irapuato

Bajío

Zimapán Poza Rica

Tres Estrellas

Tuxpan

TlaxcalaJalapa

Teziutlán

Temascal I

Orizaba

Dos Bocas

Coatzacoalcos

Peñitas

La Venta I,II

Matías Romero PotenciaOaxaca

Huatulco

FalcónMonclova

Nachi-Cocom

Mérida III

TiculValladolid

TulúmOp. 230 kV

TizimínMotul

Campeche

Lerma

Chetumal

Los Ríos

Chontalpa

Laguna Verde

Puebla

Acapulco

Petacalco

La Villita

Infiernillo

PuertoVallarta

TepicAguamilpa

Torreón

Gómez Palacio

Culiacán

Cd. del Carmen

El Novillo

Hermosillo V

Guaymas

La Trinidad

Op. 230 kV Bacum

Tamazunchale

Nogales

Azcárate

(EPECO)10Diablo

(EPECO)

Cuauhtémoc

Río Bravo

Anáhuac Potencia

San Luis Potosí

Manzanillo

Malpaso

Mérida II

Nizuc

Cancún

Cozumel

Chicoasén

Tapachula

AngosturaTuxtla

San José del Cabo

Ciprés

El Cajón

San Lorenzo

Adolfo Lopéz Mateos

Op. 161 kV

Punta Prieta

Yautepec

Cuernavaca

Agustín Olachea

Cd. LosCabos

VillaConstitución

LaRosita

Imperial Valley(SDG & E, IID)

RosaritoP. Juárez

Parque IndustrialSan Luis

Nuevo CasasGrandes

(AEPTCC)

A Sharyland

Veracruz

El Sáuz

ParquesEcológicos de México

PuertoLibertad

Cerro Prieto

El Salero

MazatlánZacatecas

Primero de Mayo

MatehualaJerónimo

Ortiz

Humaya

Sanalona

Durango

Cerro de Oro

Macuspana II

CampecheVillahermosa

1,400 MW

750 MW

2,600 MW

3,015 MW 380 MW

350 MW

600 MW

Enlaces a 161 kV,138 kV y < 34.5 kV

S i m b o l o g í a

Enlaces a 400 kV

Enlaces a 230 kV

Enlaces a 115 kV

Sistema Sur

Sistema Norte


2-13

Capacidad de enlaces entre regiones en 2008

1/ Operación inicial en 230 kV

Cuadro 2.6a

Región Subestación Región SubestaciónTensión

(kV)No. de

circuitosCapacidad máxima

total (MW)

Nacozari Nacozari Moctezuma Nuevo Casas Grandes II 4001/ 2 180

Cananea Santa Ana 230 2Nacozari Hermosillo III 230 1Hermosillo IV Planta Guaymas II 230 1Hermosillo V Planta Guaymas II 230 2Pueblo Nuevo Los Mochis II 230 2Pueblo Nuevo Louisiana 4001/ 1Guamúchil II Culiacán III 230 2Guamúchil II La Higuera 4001/ 1

Louisiana La Higuera 4001/ 1El Habal Culiacán Potencia 230 2Mazatlán II La Higuera 4001/ 2

Mazatlán Mazatlán II Tepic Tepic II 400 2 750Juárez Samalayuca Moctezuma Moctezuma 230 3 600

Moctezuma Chihuahua Norte 230 2Moctezuma El Encino 4001/ 1

Chihuahua Camargo II Laguna Gómez Palacio 230 2 250Torreón Sur Jerónimo Ortiz 4001/ 1

Lerdo Durango II 230 1Durango Jerónimo Ortiz Aguascalientes Fresnillo Potencia 230 1 200

Mazatlán II Durango II 230 1Mazatlán II Jerónimo Ortiz 400 1Andalucía Saltillo 230 1Torreón Sur Saltillo CC 400 1

Río Escondido Río Escondido Chihuahua Hércules Potencia 400 1 350Carbón II Arroyo del Coyote 400 1Río Escondido Arroyo del Coyote 230 1Río Escondido Ciudad Industrial 230 1

Reynosa Reynosa Nuevo Laredo Falcón 138 2 80Anáhuac Aeropuerto 400 2Anáhuac Río Bravo 230 1Matamoros Río Bravo 138 2Carbón II Lampazos 400 2Carbón II Frontera 400 1Río Escondido Frontera 400 1Nueva Rosita Monclova 230 1Aeropuerto Huinalá 400 1Aeropuerto Villa de García 400 2Aeropuerto Huinalá 230 1

Huasteca Laja Monterrey Huinalá 400 2 1,100Saltillo Ramos Arizpe Potencia Aguascalientes Primero de Mayo 400 2 1,150

Tamos Poza Rica II 400 2Minera Autlán Pantepec 230 1

Valles Anáhuac Potencia San Luis Potosí El Potosí 400 2 1,100Tamazunchale Las Mesas Querétaro Querétaro Maniobras 400 2 1,450

Champayán Anáhuac Potencia 400 2Altamira Anáhuac Potencia 400 1

Huasteca Champayán Tamazunchale Las Mesas 400 2 1,200Villa de García Ramos Arizpe Potencia 400 2Villa de García Saltillo 230 1Villa de García Cementos Apasco 230 1

Tepic Cerro Blanco Guadalajara Tesistán 400 3 1,950Manzanillo Acatlán 400 1Manzanillo Atequiza/Acatlán 400 1Tapeixtles Mazamitla 400 1Colima II Ciudad Guzmán 230 1Atequiza Aguascalientes Potencia 400 1Tesistán Aguascalientes Potencia 400 1

Guadalajara Atequiza Salamanca Salamanca II 400 1 550Mazamitla Carapan 400 1Ocotlán Zamora 230 1

Guadalajara Mazamitla Lázaro Cárdenas Pitirera 400 1 480Lázaro Cárdenas Lázaro Cárdenas Carapan Carapan 400 1 450

Carapan Salamanca II 400 1Carapan Abasolo II 230 1Potrerillos Las Fresas 400 2León II Irapuato II 230 1León IV Irapuato II 230 1Silao II Irapuato II 230 1El Potosí Cañada 400 1El Potosí Aguascalientes Potencia 400 1San Luis I Aguascalientes I 230 1Villa de Reyes Aguascalientes Potencia 230 1

Querétaro San Luis de la Paz II San Luis Potosí Villa de Reyes 230 2 200

Carapan Salamanca 750

San Luis Potosí Aguascalientes 900

Aguascalientes Salamanca 1,600

Huasteca Valles 1,100

Manzanillo Guadalajara 1,700

Monterrey Saltillo 1,300

Reynosa Monterrey 1,350

Huasteca Poza Rica 1,000

1,340

Río Escondido Monterrey 2,400

Matamoros Reynosa

Laguna Saltillo 300

Río Escondido Nuevo Laredo 380

Culiacán 750

Moctezuma Chihuahua 500

Mazatlán

Nacozari Hermosillo 150

Obregón Los Mochis 400

Enlace Características

Laguna Durango 300

Mazatlán Durango 300

Los Mochis Culiacán 500

Hermosillo Obregón 400

Guadalajara Aguascalientes 950

Guadalajara Carapan 700


2-14

Capacidad de enlaces entre regiones en 2008

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

Cuadro 2.6b

Región Subestación Región SubestaciónTensión

(kV)No. de

circuitosCapacidad máxima

total (MW)

Salamanca PV Santa María 400 2

Salamanca PV Celaya III 230 2Lázaro Cárdenas Potencia Ixtapa Potencia 230 1Lázaro Cárdenas La Unión 115 1

Acapulco Mezcala Puebla Zapata 230 2 270Laguna Verde Puebla II 400 1Laguna Verde Cruz Azul Maniobras 400 1Veracruz II Amatlán II 230 2Veracruz II Temascal II 230 1Jardín Temascal II 230 1

Veracruz Laguna Verde Poza Rica Poza Rica II 400 1 600Grijalva Manuel Moreno Torres Temascal Juile 400 3 1,870

Malpaso Minatitlán II 400 2Malpaso Coatzacoalcos 400 1Minatitlán II Temascal II 400 1Chinameca Potencia Temascal II 400 1Mazatepec Zocac 230 1Jalacingo Zocac 230 1Ojo de Agua Puebla II 400 1Temascal II Puebla II 400 1Temascal II Tecali 400 1Cerro de Oro Tecali 400 2Malpaso Peñitas 230 2Malpaso Macuspana II 4001/ 1Querétaro Pot. Maniobras Tula 400 2Héroes de Carranza Tula 230 1La Manga Valle de México 230 1Dañú Jilotepec 230 1Pitirera Donato Guerra 400 2Los Azufres Ciudad Hidalgo 115 1Lázaro Cárdenas Donato Guerra 400 1Poza Rica II Tula 400 1Tuxpan Texcoco 400 3Tres Estrellas Teotihuacan 400 2San Martín Potencia Texcoco 400 1San Lorenzo Potencia Texcoco 400 1Yautepec Topilejo 400 3

Zapata Tianguistenco 230 1

Zapata Cuernavaca 85 2

Zocac Texcoco 230 2

Kilómetro 20 Santa Lucía 230 1

Los Ríos Santa Lucía 230 1Macuspana II Santa Lucía 230 1Macuspana II Escárcega Potencia 4001/ 1Lerma Mérida II 115 1Lerma Ticul II 115 1Kala Maxcanú 115 1Escárcega Potencia Ticul II 230 1Escárcega Potencia Ticul II 4001/ 2Tizimín Cancún 115 1Valladolid Nizuc 115 1Valladolid Tulum 115 1Valladolid Balam 230 1Valladolid Nizuc 230 1Valladolid Nizuc 4001/ 1

Valladolid Playa del Carmen 4001/ 1Ticul II Kambul 115 1Ticul II Xul-Ha 230 1La Herradura Rumorosa 230 1La Herradura La Rosita 230 1Presidente Juárez Popotla 115 1Presidente Juárez Puerto Nuevo 115 1Presidente Juárez Ciprés 230 1Presidente Juárez Lomas 230 1Florido Lomas 69 1

Tijuana-Mexicali Tijuana I Miguel 230 1(CFE-ACBC) La Rosita Imperial Valley 230 1

Mexicali II Ruiz Cortines 161 1Cerro Prieto I Parque Ind. San Luis 2302/ 1

Cerro Prieto II Chapultepec 230 1

Villa Constitución Villa Constitución La Paz Las Pilas 115 2 75Olas Altas El Palmar 230 2El Triunfo Santiago 115 1

La Paz Los Cabos 130

Tijuana Mexicali 520

Tijuana Ensenada 230

WECC (EUA) 800

MexicaliSan Luis Río Colorado

220

Mérida Cancún 700

Mérida Chetumal 150

Tabasco Campeche 280

Campeche Mérida 250

Poza Rica Central 3,500

Puebla Central 1,800

Querétaro Central 1,350

Lázaro Cárdenas Central 1,600

Temascal Puebla 3,015

Grijalva Tabasco 350

Coatzacoalcos Temascal 1,425

Poza Rica Puebla 310

Veracruz Temascal 250

Grijalva Coatzacoalcos 1,850

Lázaro Cárdenas Acapulco 250

Veracruz Puebla 1,500

Enlace Características

Salamanca Querétaro 1,300


2-15

2.5 Pérdidas de energía En el proceso de conducción y comercialización de la energía eléctrica se presentan pérdidas tanto técnicas, por efecto Joule, como no técnicas por acciones ilícitas. Aunque no se han conformado proyectos específicos para reducir pérdidas técnicas, una gran parte de las obras que se realizan para atender el crecimiento de la demanda tienen como efecto colateral la disminución de las mismas. Para las no técnicas es necesaria la aplicación irrestricta del marco legal vigente y, en contraste con las técnicas, los montos de inversión son menores de acuerdo con las diferentes estrategias utilizadas para evitar los usos ilícitos. CFE realizó un estudio con objeto de reducir las pérdidas técnicas 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 disminución. Con la incorporación a la red de nuevas líneas, subestaciones y mejoras a redes de distribución, se han obtenido beneficios 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. 2.5.1 Pérdidas de energía en el nivel de transmisión Entre las acciones implementadas destacan las modificaciones de los calibres de conductores en líneas que resultaron con pérdidas mayores a un porcentaje establecido; así mismo, en el caso de las nuevas se modificó el criterio para determinar el calibre de conductores en función de su factor de utilización. Las acciones más relevantes han sido:

a) Cambio en el calibre del conductor para líneas de 230 kV de 900 MCM a 1113 MCM

b) Incremento de dos a tres conductores de calibre 1113 MCM por fase en redes de transmisión asociadas a centrales generadoras de 400 kV

Cabe mencionar que en el nivel de transmisión la reducción de pérdidas no se incluye de manera explícita en la función objetivo de los modelos de planificación. Sin embargo, con una selección adecuada del calibre del conductor es posible obtener beneficios marginales para su disminución, los cuales llevan a planes de costo global mínimo. En la figura 2.7 se muestra el comportamiento histórico de las pérdidas de energía en el nivel de transmisión para CFE, la extinta LyFC y el SEN. Como se observa, los porcentajes de este último han registrado una tendencia a la baja derivada de las acciones implementadas. 2.5.2 Pérdidas de energía en el nivel de distribución Por su magnitud, es en el proceso de distribución donde se presenta el principal nicho de oportunidad para lograr una reducción tanto en las pérdidas técnicas como en las no técnicas, hasta lograr porcentajes económicamente atractivos. En el nivel de distribución se elaboran estudios en cada zona con objeto de efectuar un diagnóstico que identifique las magnitudes de pérdidas, su origen y solución.


2-16

Las principales acciones para la disminución de las técnicas 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

Mención especial merece la implantación reciente en el área de distribución de CFE de un procedimiento sistematizado para identificar las pérdidas técnicas, y a partir del balance de energía del proceso, se obtendrán por deducción las pérdidas no técnicas. Esto permitirá tomar acciones específicas para su reducción en cada zona de distribución. En la figura 2.8 se muestra la evolución de su comportamiento durante los últimos cinco años para CFE, la extinta LyFC y su integración a nivel del SEN. Se observa en CFE que en los últimos tres años se ha mantenido en promedio el mismo porcentaje. Sin embargo, con las acciones antes mencionadas y la autorización de los recursos presupuestales suficientes, se prevé una tendencia a la baja para los próximos años. Finalmente, en la figura 2.9 se presenta el comportamiento de las pérdidas de energía totales para el SEN, CFE y la extinta LyFC en 2004—2008.


2-17

Pérdidas de energía en transmisión 1/ (%)

SEN

CFE

Extinta LyFC

Figura 2.7

1/ % = (energía recibida – energía entregada) x 100 energía recibida

Fuente: Grupo de Trabajo de Análisis de Pérdidas (GTANPER)


2-18

Pérdidas de energía en el proceso de distribución 1/ (%)

SEN

CFE

Extinta LyFC

Figura 2.8




2-19

Pérdidas de energía totales 1/ (%)

SEN

CFE

Extinta LyFC

Figura 2.9




3-1

3. PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN En este capítulo se informa sobre la capacidad de generación requerida para atender los incrementos previstos en la demanda de electricidad en el SEN. 3.1 Aspectos principales de la planificación a largo plazo Las decisiones sobre nuevos proyectos para expandir el SEN se toman con varios años de anticipación, ya que los periodos desde que se decide su construcción hasta su operación son largos. Transcurren aproximadamente de cuatro a siete años entre el análisis de oferta para decidir la construcción de una nueva central generadora hasta su entrada en operación comercial. En el caso de los proyectos de transmisión, el lapso previo es de tres a cinco años. Adicionalmente, formular, evaluar y autorizarlos requiere una anticipación mínima de un año. Las decisiones tienen una repercusión económica a largo plazo, ya que la vida útil de los proyectos es de 30 años o más. La planificación del sistema eléctrico requiere datos actualizados sobre las alternativas de generación y transmisión factibles de incorporarse al programa de expansión. Esta información se obtiene de estudios que realiza CFE para identificar y evaluar proyectos y tecnologías, así como de otras fuentes especializadas. Con estos datos se integra el catálogo de opciones factibles y se prepara el documento de Costos y Parámetros de Referencia (COPAR), para las diversas tecnologías de generación y transmisión. El programa para expandir el SEN se determina seleccionando aquellos proyectos que minimizan los costos actualizados de inversión, operación y energía no suministrada en el horizonte de estudio. Es decir, se elabora un plan óptimo basado en el análisis técnico-económico de diversas alternativas, mediante modelos que optimizan el comportamiento del sistema ante diferentes condiciones de operación. Estos análisis se realizan para el mediano y largo plazos con base en las premisas de evolución de la demanda y precios de combustibles, así como costos y eficiencia de las opciones tecnológicas para la generación de energía eléctrica. Con el propósito de atender lo establecido en la LSPEE y su reglamento, en lo referente a la elaboración del documento de prospectiva, CFE solicitó a la SENER la definición de lineamientos de política energética que orientaran el ejercicio de planificación del sector eléctrico, así como la definición de proyectos por incluir en el plan de expansión. Con base en las estrategias establecidas en el Plan Nacional de Desarrollo 2007–2012, la SENER estableció los siguientes lineamientos para la elaboración del plan de expansión del sistema de generación para ese periodo:

i. Desarrollar fuentes de energía renovable a fin de alcanzar una participación de 25 % en la capacidad de generación

ii. Mantener una participación de 40% para las tecnologías de generación a base de gas natural


3-2

iii. Desarrollar la generación a base de carbón, manteniendo su participación en 15% como máximo. Así mismo se recomienda atender los compromisos de sustentabilidad ambiental implementando las tecnologías necesarias para el abatimiento de emisiones

iv. Mantener una cota máxima de 8% para proyectos que se dejarían con libertad para definir posteriormente la tecnología más conveniente, y mantener invariable la participación de la generación nucleoeléctrica

v. Reducir la participación de las tecnologías a base de combustóleo y diésel a 12 por ciento

En este ejercicio se han atendido los lineamientos anteriores, considerando cotas máximas para tecnologías a base de combustibles fósiles y metas para la utilización de fuentes de energía renovable. De acuerdo con los lineamientos propuestos y en congruencia con el Programa Especial para el Aprovechamiento de las Energías Renovables y las nuevas definiciones para estas fuentes de energía, se estableció una participación mínima para 2012 de las fuentes renovables tanto en capacidad de generación (7.6%) como en la energía generada (4.5%). Como parte del análisis se realizaron estudios de largo plazo, los cuales sirvieron de base para la elaboración del Programa de Requerimientos de Capacidad (PRC) 2009–2024 que se presenta en este capítulo. En los últimos años ha cobrado especial importancia la participación de la iniciativa privada en la generación de energía eléctrica principalmente bajo las modalidades de autoabastecimiento y cogeneración. La instalación de nuevas centrales con base en estos esquemas influirá de manera importante en el desarrollo del SEN, ya que se modificarán los requerimientos de reserva y será necesario adaptar la red eléctrica para proporcionar los servicios de transmisión y respaldo requeridos. Los estudios que se presentan se realizan para tres sistemas: SIN, Baja California y Baja California Sur. En cada caso se efectúa un análisis conjunto del sistema de generación y la red troncal de transmisión, con objeto de ubicar adecuadamente la nuevas centrales. En estudios recientes, se concluyó la conveniencia técnica y económica de interconectar el área Baja California al SIN mediante un enlace asíncrono. Esta interconexión aportará entre otros beneficios, apoyar la demanda de punta del sistema Baja California a partir de los recursos de generación del SIN, y en los periodos de menor demanda en Baja California exportar al SIN los excedentes de capacidad y energía tipo base (geotérmica y ciclo combinado) de esta área, aprovechando la diversidad de la demanda entre los dos sistemas. Con esta interconexión, se reducirán los costos de inversión en infraestructura de generación y los de producción globales. Además, el enlace de Baja California al SIN abrirá nuevas oportunidades para efectuar transacciones de potencia y energía con diversas compañías eléctricas del oeste de EUA, mediante los enlaces actuales con los sistemas eléctricos de California. La primera fase de esta interconexión se ha programado para 2014, la segunda estará en función del crecimiento en la demanda en ambas regiones y de la magnitud en la instalación de posibles proyectos eólicos de generación en Baja California. Actualmente se continúa analizando la posibilidad de interconectar el sistema Baja California Sur al SIN. Un beneficio importante sería el de posponer o en su caso cancelar proyectos de generación con tecnologías que requieren altos costos de inversión y de operación en tal área, además del beneficio ambiental al disminuir o posponer la construcción de centrales generadoras en esta región predominantemente turística.


3-3

3.2 Conceptos de margen de reserva La confiabilidad de un sistema eléctrico depende de su capacidad para satisfacer la demanda máxima de potencia (MW) y de energía (GWh). Para evaluar la confiabilidad del suministro de cualquier sistema eléctrico es necesario conocer el margen de reserva (MR) de capacidad y el margen de reserva operativo (MRO), así como el margen de reserva en energía (MRE). Estos indicadores son importantes por las razones siguientes: 1.- La capacidad del sistema está sujeta a indisponibilidades como consecuencia de salidas programadas de unidades generadoras por mantenimiento, fallas, degradaciones y causas ajenas. Por tanto, para alcanzar un nivel de confiabilidad, en todo sistema la capacidad de generación debe ser mayor que la demanda máxima anual. 2.- Cuando el sistema eléctrico dispone de un MR aceptable y se cuenta con los recursos necesarios para dar mantenimiento a las unidades generadoras, así como para atender las fallas que normalmente ocurren, aumentará la flexibilidad para enfrentar eventos críticos o contingencias mayores, tales como:

Desviaciones en el pronóstico de la demanda Bajas aportaciones a centrales hidroeléctricas Retrasos en la entrada en operación de nuevas unidades Fallas de larga duración en unidades térmicas

3.- Dado que la energía eléctrica no puede almacenarse y se debe producir cuando se necesita, el valor del MR depende de los tipos de centrales que lo conforman, de la capacidad y disponibilidad de las unidades generadoras y de la estructura del sistema de transmisión. Los requerimientos de capacidad en sistemas aislados o débilmente interconectados se determinan de manera individual, en función de sus curvas de carga y demandas máximas. Cuando diversos sistemas regionales se encuentran sólidamente interconectados, es posible reducir el MR, ya que los recursos de capacidad de generación pueden compartirse eficientemente entre las regiones. Sin embargo, no siempre es posible técnica y económicamente compartir todos los recursos. En la planificación de sistemas eléctricos no existe un criterio único sobre el MR. Hay métodos basados en la probabilidad de pérdida de carga, criterios económicos en función del costo de falla, evaluaciones deterministas sustentadas en valores medios de disponibilidad de las centrales generadoras y en el comportamiento estacional de la demanda. En los estudios de planificación se desarrollan planes conjuntos de expansión para los sistemas de generación y transmisión, con el fin de utilizar generación remota de otras áreas. El indicador de margen de reserva global supone la disponibilidad de capacidad de transmisión para llevar la potencia y la energía a cualquier lugar del sistema. En áreas deficitarias en capacidad de generación, se realizan estudios para asegurar la reserva de generación y transmisión regional. Cuando en tales áreas las centrales generadoras se retrasan por algún motivo, la confiabilidad del suministro dependería de la capacidad de transmisión disponible en los enlaces con otros sistemas.


3-4

Ante tales condiciones de operación, podrían alcanzarse los límites operativos de los enlaces, lo que limitaría la transferencia hacia las regiones importadoras de capacidad, y ello podría conducir al incumplimiento de los niveles de reserva, en tanto que en otras se tendrían excedentes de capacidad. En estos casos, la mejor solución sigue siendo desarrollar los proyectos de generación indicados en el programa y no construir nuevos proyectos de transmisión que tendrían una utilización temporal. En esta situación, los indicadores de reserva global no describen adecuadamente el comportamiento regional del sistema, por lo que es necesario calcular el margen de reserva local. Para este análisis se debe considerar la capacidad de generación local y la capacidad de importación del resto del sistema mediante enlaces de transmisión. Los conceptos de MR y MRO de capacidad se ilustran en la figura 3.1.

Margen de reserva y margen de reserva operativo de capacidad

Figura 3.1

Para el cálculo del MRO, se ha tomado en cuenta que la capacidad de generación de las tecnologías de ciclo combinado y turbogás se afecta de manera importante por las condiciones de la temperatura ambiente. En las áreas del norte este efecto es considerable debido a los altos niveles que se registran durante los periodos de verano. Se han considerado degradaciones estacionales de capacidad de 9.9%, 8.8% y 5.9% respectivamente. Para el parque de generación a base de gas en Baja California, áreas del norte y áreas del sur. En el Anexo B, se describen en mayor detalle los factores que afectan la capacidad del parque de generación y que se someterán a la consideración de las autoridades, para modificar el procedimiento para el cálculo del MR. El MRE se define como la diferencia entre la energía disponible respecto al consumo anual demandado. Está formado por la generación termoeléctrica que pudiera generarse pero que no se despacha —cabe aclarar que ésta no se almacena— más la hidroeléctrica acumulada en los grandes vasos, la cual puede transferirse interanualmente para convertirse en energía eléctrica.


3-5

En particular para el caso de la energía del parque hidroeléctrico, la Junta de Gobierno de CFE aprobó en noviembre de 2004 el documento Diagnóstico sobre márgenes de reserva y el siguiente acuerdo: Como criterio adicional de planificación y de operación, se deberá alcanzar al final de cada año un nivel predeterminado de energía almacenada en las grandes centrales hidroeléctricas (GCH). Con base en dicho acuerdo y en la experiencia operativa, se establece iniciar cada año con un almacenamiento mínimo entre 15,000 GWh y 18,000 GWh en las GCH, el cual dependería de las condiciones evaluadas en cada año y las probables eventualidades. 3.3 Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración El cuadro 3.1 muestra la evolución esperada de la capacidad para 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 2009−2024. 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 otros centros de consumo, se consideran en el rubro de autoabastecimiento remoto. Para 2016-2024 la evolución de la capacidad de proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, permanecerán sin cambio en adiciones y retiros, manteniéndose en una capacidad total de 9,388.6 MW para estos años.


3-6

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

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

Cuadro 3.1

PERMISIONARIO 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Proyectos existentes (sin PEMEX) 2,734.8 2,740.8 2,740.8 2,740.8 2,740.8 2,740.8 2,740.8 2,740.8

PEMEX 2,143.2 2,143.2 2,143.2 2,143.2 2,143.2 2,143.2 2,143.2 2,143.2

Arancia 29.2 29.2 29.2 29.2 29.2 29.2 29.2 29.2

Enertek 120.0 120.0 120.0 120.0 120.0 120.0 120.0 120.0

Micase 10.7 10.7 10.7 10.7 10.7 10.7 10.7 10.7

Iberdrola Energía Monterrey 619.0 619.0 619.0 619.0 619.0 619.0 619.0 619.0

Energía Azteca VIII 131.1 131.1 131.1 131.1 131.1 131.1 131.1 131.1

Energía y Agua Pura de Cozumel 32.1 32.1 32.1 32.1 32.1 32.1 32.1 32.1

Termoeléctrica del Golfo 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0

Termoeléctrica Peñoles 260.0 260.0 260.0 260.0 260.0 260.0 260.0 260.0

Hidroelectricidad del Pacífico 9.2 9.2 9.2 9.2 9.2 9.2 9.2 9.2

Impulsora Mexicana de Energía 24.0 24.0 24.0 24.0 24.0 24.0 24.0 24.0

Bioenergía de Nuevo León 12.7 12.7 12.7 12.7 12.7 12.7 12.7 12.7

Tractebel (Enron ) 284.0 284.0 284.0 284.0 284.0 284.0 284.0 284.0

Agrogen 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0

Proveedora de Electricidad de Occidente 19.0 19.0 19.0 19.0 19.0 19.0 19.0 19.0

Italaise 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2

Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 36.0 36.0 36.0 36.0 36.0 36.0 36.0 36.0

Generadora Pondercel 65.0 65.0 65.0 65.0 65.0 65.0 65.0 65.0

BSM Energía de Veracruz 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8

Hidroeléctrica Cajón de Peña 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2

Proenermex 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0

Sub Total Existentes 6,813.1 6,819.1 6,819.1 6,819.1 6,819.1 6,819.1 6,819.1 6,819.1

Parques Ecológicos de México (1a Etapa) 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0

Parques Ecológicos de México (2a Etapa) 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0

Eléctrica del Valle de México 67.5 67.5 67.5 67.5 67.5 67.5 67.5

Eurus 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0

BII NEE STIPA Energía Eólica 26.0 26.0 26.0 26.0 26.0 26.0 26.0

Fuerza Eólica del Istmo (1a Etapa) 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0

Eoliatec del Istmo (1a Etapa) 22.0 22.0 22.0 22.0 22.0 22.0

Sub Total Eólicos Red Existente 0.0 423.5 475.5 475.5 475.5 475.5 475.5 475.5

Fuerza y Energía BII HIOXO (Unión Fenosa) 227.0 227.0 227.0 227.0 227.0 227.0

Gamesa Energía 288.0 288.0 288.0 288.0 288.0

Fuerza Eólica del Istmo (2a Etapa) 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0

Eoliatec del Istmo (2a Etapa) 142.0 142.0 142.0 142.0 142.0

Eoliatec del Pacífico, SAPI de CV 160.5 160.5 160.5 160.5 160.5

Desarrollos Eólicos Mexicanos 227.5 227.5 227.5 227.5 227.5

Vientos del Istmo (Preneal) 180.0 180.0 180.0 180.0

Energía Alterna Istmeña (Preneal) 216.0 216.0 216.0 216.0

Sub Total Eólicos Temporada Abierta 0.0 0.0 227.0 1,095.0 1,491.0 1,491.0 1,491.0 1,491.0

Reconfiguración Minatitlán 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0

Madero Nuevo 25.0 25.0 25.0 25.0 25.0 25.0

Nuevo PEMEX 314.0 314.0 314.0 314.0

Combustibles Limpios Cadereyta 30.0 30.0 30.0

Combustibles Limpios Madero 35.0 35.0 35.0

Combustibles Limpios Minatitlán 30.0 30.0

Sub Total PEMEX 0.0 0.0 70.0 70.0 384.0 449.0 479.0 479.0

Industria Papelera Mexicana (Planta Uruapan) 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3

Compañía de Energía Mexicana 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0

Inmobiliaria Puerto Bonito 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0

Piasa Cogeneración 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0

MET-MEX Peñoles 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0

Hidroeléctrica Arco Iris 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2

Eólica Santa Catarina 17.5 17.5 17.5 17.5 17.5 Sub Total Permisionarios Varios 0.0 8.3 105.3 124.0 124.0 124.0 124.0 124.0

Total 1/ 6,813.1 7,250.9 7,696.9 8,583.6 9,293.6 9,358.6 9,388.6 9,388.6


3-7

3.3.1 Temporada Abierta (TA) 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 Comisión Reguladora de Energía (CRE) ejercer las acciones necesarias para conducir un procedimiento de TA, con el propósito de identificar las necesidades de infraestructura de transmisión y establecer los compromisos necesarios por parte de CFE y los particulares. El desarrollo de esta infraestructura permitirá evacuar la energía producida por las centrales eólicas instaladas en el Istmo de Tehuantepec. Como resultado de las reuniones entre CFE, CRE y los interesados en reservar capacidad de transmisión para el proyecto de TA, la CRE registró 1,911 MW de capacidad de generación de proyectos eólicos de autoabastecimiento. Debido al reacomodo de varios de los mismos en la red de CFE existente de 230 kV y 115 kV, así como al retiro de uno de ellos, la capacidad reservada en el proceso de TA disminuyó a 1,491 MW. 3.3.2 Autoabastecimiento remoto En el cuadro 3.2, se presenta el programa de adiciones y modificaciones de capacidad de autoabastecimiento y cogeneración para atender carga remota.


3-8

Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 1/

1/ Capacidad de autoabastecimiento remoto 2/ Porteo sustituido por el proyecto de cogeneración de Nuevo PEMEX

Cuadro 3.2

La figura 3.2 indica la ubicación de los proyectos considerados para 2009–2012, la capacidad señalada corresponde a la comprometida para autoabastecimiento remoto.

Año Adiciones MW Modificaciones 2/ MW

2009 Parques Ecológicos de México (1a Etapa) 30.0 Parques Ecológicos de México (2a Etapa) 50.0 Eléctrica del Valle de México 67.5 Eurus 250.0 BII NEE STIPA Energía Eólica 26.0

423.5

2010 Compañía de Energía Mexicana 28.8 Fuerza Eólica del Istmo (1a Etapa) 30.0 Eoliatec del Istmo (1a Etapa) 22.0 Fuerza y Energía BII HIOXO (Unión Fenosa) 227.0 Piasa Cogeneración 27.3

335.1

2011 Hidroeléctrica Arco Iris, S. A. de C. V. 1.2 Eólica Santa Catarina 17.5 Gamesa Energía 288.0 Fuerza Eólica del Istmo (2a Etapa) 50.0 Eoliatec del Istmo (2a Etapa) 142.0 Eoliatec del Pacífico, SAPI de CV 160.5 Desarrollos Eólicos Mexicanos 227.5

886.7

2012 Vientos del Istmo (Preneal) 180.0 PEMEX Cosoleacaque -17.0 Energía Alterna Istmeña (Preneal) 216.0 PEMEX Lázaro Cárdenas -5.2 Nuevo PEMEX 256.0 PEMEX Independencia -54.0

PEMEX Petroquímica Morelos -25.6 PEMEX Cactus -27.0 PEMEX Pajaritos -15.5 PEMEX Escolín -28.0 CD PEMEX -20.3 PEMEX Ref Antonio Dovalí -2.1 PEMEX La Venta -14.0 PEMEX Salamanca -1.5

652.0 -210.1

Subtotal 2,297.3 -210.1

Total 2,087.2


3-9

Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 1/

2,297 MW

1/ Autoabastecimiento remoto

Figura 3.2

3.3.3 Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración La figura 3.3 muestra gráficamente la evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración.

Pemex Nuevo Pemex(2012: 256 MW)

Piasa Cogeneración(2010: 27.3 MW)

- Parques Ecológicos de México (2009: 30 y 50 MW)- Eléctrica del Valle de México (2009: 67.5 MW)- Eurus (2009: 250 MW)- BII NEE STIPA Energía Eólica (2009 : 26 MW)- Fuerza Eólica del Istmo (2010: 30 MW)- Eoliatec del Istmo (2010: 22 MW)- Temporada Abierta (2010: 227 MW)- Temporada Abierta (2011: 868 MW)- Temporada Abierta (2012: 396 MW)

Hidroeléctrica Arco Iris(2011: 1.2 MW)

Cia. de Energía Mexicana(2010: 28.8 MW)

Eólica Santa Catarina(2011: 17.5 MW)


3-10

Evolución del autoabastecimiento y cogeneración

Figura 3.3 3.4 Retiros de capacidad Al cierre de 2008, 16,659 MW de capacidad instalada tenían una antigüedad de 25 o más años en operación y 11,139 MW 30 años o más, lo que representa respectivamente 32.6% y 21.8% de la capacidad total. Para definir el desarrollo del sistema de generación, se tomó en cuenta un programa de retiros basado en el análisis de costos de operación y en la vida útil de las unidades generadoras. Las consideraciones para definirlos se apoyan principalmente en razones operativas, económicas o por el término de vida útil, 30 años para las unidades termoeléctricas convencionales y turbogás.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

6,813

7,251

7,697

8,584

MW

Local Remoto

9,294 9,359 9,389 9,389 9,389 9,389 9,389 9,389 9,389 9,389 9,389 9,389 9,389


3-11

Programa de retiros de unidades generadoras Total 10,315 MW

Figura 3.4

Con base en la revisión del ritmo de crecimiento del consumo de electricidad, las condiciones actuales del parque de generación, los programas de mantenimiento, rehabilitación y modernización, los proyectos de repotenciación de algunas termoeléctricas convencionales y los costos de inversión para nuevas centrales generadoras, CFE ha decidido —como una medida para incrementar la eficiencia de producción— continuar con un programa de retiros. Así, en el periodo se han planeado retirar de operación 10,315 MW, superior en 4,528 MW al programa anterior que consideraba un periodo de diez años. Ver figura 3.4. La antigüedad media a la fecha de retiro es de 37.7 años y la eficiencia media de la unidades de 26.6 por ciento. Estas acciones permitirán a CFE incrementar la eficiencia de su parque de generación y por lo tanto mejorar su competitividad. En el cuadro 3.3a y 3.3b se presenta en detalle el programa de retiros de unidades del servicio público para 2009–2024.

2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023

390

667 662

301

820

408

494

786

418

15

694

2,160 1,268

300

489444


3-12

Programa de retiros de unidades generadoras1/

Escenario de Planeación

Continúa…

Cuadro 3.3a

Año Nombre Unidad Tipo MW Mes Área2009 Las Cruces 1 y 2 DTG 28.0 Noviembre Oriental

El Verde 1 TG 24.0 Noviembre OccidentalLas Cruces 3 DTG 15.0 Noviembre OrientalEsperanzas 1 DTG 12.0 Noviembre NoresteLerma (Campeche) 1 TC 37.5 Noviembre OrientalNachicocom 1 y 2 TC 49.0 Noviembre PeninsularJorge Luque 1 y 2 TC 64.0 Noviembre CentralJorge Luque 3 y 4 TC 160.0 Noviembre Central

389.5

2010 Salamanca 2 TC 158.0 Enero OccidentalSalamanca 1 TC 158.0 Enero OccidentalCerro Prieto I 1 y 2 GEO 75.0 Enero Baja CaliforniaUniversidad 1 y 2 TG 24.0 Noviembre NoresteFundidora 1 TG 12.0 Noviembre NoresteChávez 1 y 2 TG 28.0 Noviembre NorteCd. Obregón 1 y 2 DTG 28.0 Noviembre NoroesteLeona 1 y 2 TG 24.0 Noviembre NoresteTecnológico 1 DTG 26.0 Noviembre NoresteMonclova 1 y 2 TG 48.0 Noviembre NoresteParque 2 DTG 18.0 Noviembre NorteLerma (Campeche) 2 TC 37.5 Noviembre PeninsularCuliacán 1 DTG 30.0 Noviembre Noroeste

666.5

2011 Nonoalco 1 y 2 TG 64.0 Febrero CentralLechería 1, 2 y 3 TG 96.0 Junio CentralNonoalco 3 y 4 TG 84.0 Junio CentralLechería 4 TG 42.0 Junio CentralFelipe Carrillo Puerto 1 y 2 TC 75.0 Noviembre PeninsularDos Bocas 1, 2 y 5 CC 226.0 Noviembre OrientalLerma (Campeche) 3 y 4 TC 75.0 Septiembre Peninsular

662.0

2012 Dos Bocas 3 y 4 CC 126.0 Junio OrientalDos Bocas 6 CC 100.0 Junio OrientalCerro Prieto I 3 y 4 GEO 75.0 Noviembre Baja California

301.0

2013 Valle de México 1, 2 y 3 TC 450.0 Abril CentralSalamanca 3 TC 300.0 Mayo OccidentalMexicali 1 DTG 26.0 Noviembre Baja CaliforniaMexicali 2 y 3 DTG 36.0 Noviembre Baja CaliforniaSanta Rosalía 5 y 7 CI 3.8 Noviembre AisladosSanta Rosalía 3, 4 y 6 CI 4.4 Noviembre Aislados

820.2

2014 Valle de México 3 TG 32.0 Abril CentralValle de México 2 y 4 TG 56.0 Abril CentralAzufres 2, 3, 4 y 5 GEO 20.0 Abril OccidentalFrancisco Villa 4 y 5 TC 300.0 Noviembre Norte

408.0


3-13

…Continuación

CI: Combustión interna TC: Termoeléctrica convencional TG: Turbogás CC: Ciclo combinado GEO: Geotermoeléctrica DTG: Turbogás a base de diésel 1/ Servicio público 2/ En revisión factibilidad de proyecto de repotenciación

Cuadro 3.3b

Año Nombre Unidad Tipo MW Mes Área2015 Samalayuca 1 y 2 TC 316.0 Noviembre Norte

Los Cabos 2 DTG 27.4 Noviembre Baja California SurTijuana 1 Y 2 1 TG 60.0 Noviembre Baja California SurLos Cabos 1 DTG 30.0 Noviembre Baja California SurCd. Constitución 1 DTG 33.2 Noviembre Baja California SurLos Cabos 3 DTG 27.2 Noviembre Baja California Sur

493.9

2016 C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 1 y 2 TC 168.0 Mayo NoroestePunta Prieta II 1 y 2 TC 75.0 Noviembre Baja California SurLa Paz 1 DTG 18.0 Noviembre Baja California SurLa Paz 2 DTG 25.0 Noviembre Baja California SurAltamira 3 y 4 TC 500.0 Abril Noreste

786.0

2017 Salamanca 4 TC 250.0 Abril OccidentalMérida II 1 y 2 TC 168.0 Abril Peninsular

418.0

2018 Azufres 6, 9 y 10 GEO 15.0 Abril Occidental15.0

2019 C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 3 y 4 TC 316.0 Abril Noroeste

Huinalá 2/ 1, 2, 3 y 4 CC 249.4 Mayo Noreste

Huinalá 2/ 5 CC 128.3 Mayo Noreste693.7

2020 Fco. Pérez Ríos (Tula) 1, 2 y 5 TC 900.0 Abril CentralVilla de Reyes ( SLP ) 1 y 2 TC 700.0 Abril OccidentalGuadalupe Victoria ( Lerdo ) 1 y 2 TC 320.0 Mayo NorteGómez Palacio 1 y 2 CC 146.8 Mayo NorteGómez Palacio 3 CC 93.0 Mayo Norte

2159.8

2021 Puerto Libertad 1, 2, 3 y 4 TC 632.0 Marzo NoroesteJ. Aceves Pozos (Mazatlán II) 1 y 2 TC 316.0 Mayo NoroestePresidente Juárez 5 y 6 TC 320.0 Noviembre Baja California

1268.0

2022 J. Aceves Pozos (Mazatlán II) 3 TC 300.0 Abril Noroeste300.0

2023 Fco. Pérez Ríos (Tula) 1 y 2 CC 138.0 Marzo CentralFco. Pérez Ríos (Tula) 6 CC 107.0 Marzo CentralFco. Pérez Ríos (Tula) 4 y 5 CC 144.0 Marzo CentralFco. Pérez Ríos (Tula) 3 CC 100.0 Marzo Central

489.0

2024 El Sauz 1, 2 y 3 CC 156.0 Abril OccidentalEl Sauz 4 CC 68.0 Abril OccidentalFelipe Carrillo Puerto 4 y 5 CC 140.0 Abril PeninsularFelipe Carrillo Puerto 3 CC 80.0 Abril Peninsular

444.0

Total de retiros 10,314.5


3-14

3.5 Proyectos de rehabilitación y modernización (RM) En el cuadro 3.4 se presentan tales programas para unidades generadoras, los cuales han sido incluidos en los Presupuestos de Egresos de la Federación (PEF) de 2002 a 2009, en la modalidad de Obra Pública Financiada (OPF), y que aún se encuentran en proceso de licitación o de ejecución. Estos han sido analizados y justificados por la Subdirección de Generación de CFE. En el mediano plazo tales acciones permitirán recuperar los índices de eficiencia y disponibilidad del parque de generación termoeléctrico. La rehabilitación de centrales generadoras tiene como fin mejorar o modernizar principalmente los sistemas de aislamiento, enfriamiento, control y protección, y se orienta hacia aquellos equipos con un alto índice de fallas. Los beneficios que se obtienen de una rehabilitación son los de un incremento en la confiabilidad del equipo, extensión de vida útil, recuperación de sus parámetros de diseño, y aumento de disponibilidad y eficiencia. En algunos casos se obtendrán incrementos de eficiencia de hasta 16 puntos porcentuales. El programa actual de proyectos RM considera: la central nucleoeléctrica Laguna Verde, unidades 1 y 2 que incrementarán su capacidad en 98.1 MW cada una; central hidroeléctrica Infiernillo, unidades 1 a 4 con una mejora en su disponibilidad de 1.2 puntos porcentuales y un incremento en eficiencia de 3 puntos porcentuales. En las centrales termoeléctricas Poza Rica (unidades 1 a 3) y Huinalá, se efectuarán las conversiones a ciclo combinado, a fin de obtener respectivamente un aumento de 16.8 y 15.6 puntos porcentuales en su eficiencia. Adicionalmente se modernizará la CCC El Sauz paquete 1, con un incremento de 9.4 puntos porcentuales en eficiencia. La termoeléctrica Altamira U1 y U2 se convertirá a lecho fluidizado y utilizará coque de petróleo proveniente de la reconfiguración de la refinería Minatitlán, lo que disminuirá sus costos de producción. Igualmente la CT Emilio Portes Gil se convertirá a lecho fluido a base de carbón mineral por lo cual además de reducir sus costos de operación comparados con la utilización de combustóleo, incrementará su capacidad en 30 MW. En ambos casos se tendrá un aumento en la eficiencia de conversión de 2.8 y 2.9 puntos porcentuales para las U1 y U2 y 4.4, respectivamente. Ambos proyectos están a cargo de la Subdirección de Generación.


3-15

Proyectos de rehabilitación y modernización

1/ Conversión a ciclo combinado 2/ Conversión a coque de petróleo 3/ Conversión a carbón Fuente: Subdirección de Generación

Cuadro 3.4

3.6 Disponibilidad del parque de generación La evolución histórica de la disponibilidad equivalente del parque termoeléctrico de CFE se presenta en la figura 3.5. En 2008 el valor medio de disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE fue cercano a 83 por ciento. A su vez, en la figura 3.6 se indican las expectativas en este rubro para los próximos años, se incluyen los valores de las centrales hidráulicas y de producción independiente de energía. En esta estimación se supone 100% de suficiencia presupuestal para el mantenimiento requerido en el parque de generación.

Central Unidad(es) Eficiencia % Disponibilidad %Capacidad

(MW)Situación

PEF 2002

Altamira 3 10.9 Adjudicado4 8.2 Adjudicado

PEF 2003

Cerro Prieto I 5 54.0 Adjudicado

Carbón II (Fase 1) 2 3.0 En revisión de bases4 2.6 En revisión de bases

PEF 2005

Infiernillo 1 3.0 1.2 Adjudicado2 3.0 1.2 Adjudicado

3 3.0 1.2 Adjudicado4 3.0 1.2 Adjudicado

Francisco Pérez Ríos 1 2.7 6.5 Adjudicado2 2.6 6.2 Adjudicado

PEF 2006

Laguna Verde 1 1.2 5.2 98.1 Adjudicado

2 0.9 4.1 98.1 Adjudicado

Huinalá 1/ 6 15.6 53.9 En revisión de bases

PEF 2007

CCC Poza Rica 1/ Paq. 1 16.8 85.7 En revisión de bases

CCC El Sauz Paquete 1 Paq. 1 9.4 49.9 En revisión de bases

PEF 2009

CT Emilio Portes Gil 3/ 3 4.40 58.77 30.0 En revisión de bases

CT Altamira 2/ 1 2.77 33.66 En revisión de bases

2 2.93 33.16 En revisión de bases

Mejora en


3-16

Disponibilidad media del parque termoeléctrico de CFE

Fuente: Subdirección de Generación

Figura 3.5

Se observa que para 2009–2024, los índices de la disponibilidad media equivalente se mantienen por arriba de 86 por ciento. En 2009 la disponibilidad del parque térmico de CFE se incrementa a 85 por ciento, con relación a la registrada en 2008, por la reincorporación de centrales que estuvieron en mantenimiento o en RM durante 2009. Para los años posteriores la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE se mantiene alrededor de 85.5 % debido a la entrada en operación de centrales más eficientes; algunas unidades dejarán de operar a fin de ser retiradas o rehabilitadas y modernizadas.

85.1 84.7 83.9 84.582.8 82.5

78.781.6

82.9

79.878.09

80.882.8

0

25

50

75

100

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

% Disponibilidad


3-17

Estimación de la disponibilidad media del parque termoeléctrico, hidroeléctrico de CFE, la equivalente del parque de generación y productores independientes de energía1/

Sistema interconectado nacional

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

Figura 3.6

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 3.11.

85

.0

85

.0

85

.6

85

.6

85

.6

85

.9

85

.9

85

.8

85

.5

85

.5

85

.4

85

.4

85

.3

85

.3

85

.5

85

.6

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Disponibilidad delparque térmico de CFE1/

Disponibilidad equivalentedel parque de generación

Disponibilidad del parque hidroeléctricoDisponibilidad PIE

94.0 %

87.0 % 85

.7

85

.8

86

.1

86

.2

86

.1

86

.2

86

.1

86

.1

86

.0

86

.0

86

.0

86

.1

86

.3

86

.3

86

.5

86

.5


3-18

Catálogo de proyectos hidroeléctricos con estudios de prefactibilidad, factibilidad o diseño

PAEB: Proyecto de acumulación de energía por bombeo 1/ Potencia expresada a la salida del generador 2/ La potencia y generación incluyen la minicentral de la presa reguladora Los Ilamos 3/ Considera las condiciones actuales de la CH Ing. Manuel Moreno Torres (Chicoasén) con 2,400 MW instalados 4/ Considera equipamiento con turbinas tipo bulbo 5/ Considera los proyectos Jiliapan y Tecalco 6/ Únicamente aporta el caudal al vaso de la presa Chicoasén, Chis. 7/ D: diseño F: factibilidad P: prefactibilidad GV: gran visión

Cuadro 3.5

Área Proyecto UbicaciónCapacidad

total 1/

(MW)

Generación media anual

(GWh)

Nivel de estudio 7/

Baja California PAEB El Descanso Baja California 2 x 300 600 1,252 P

Baja California PAEB Tecate Baja California 2 x 300 600 1,252 P

Noreste PAEB Monterrey Nuevo León 2 x 100 200 292 F

Noroeste Guatenipa (B) Sinaloa 2 x 50 100 263 P

Norte Sirupa Chihuahua 2 x 20 40 85 GV

Norte Urique Chihuahua 2 x 45 90 239 P

Norte La Muralla Durango 2 x 69 138 296 P

Norte Madera Chihuahua 2 x 138 276 726 F

Occidental Sistema Río Moctezuma 5/ Querétaro / Hidalgo 2 x 40, 1 x 12 92 620 D

Occidental San Cristóbal Jalisco 2 x 37 74 146 P

Occidental Mascota Corrinchis Jalisco 2 x 17 34 51 P

Occidental Mascota El Carrizo Jalisco 2 x 85 170 446 P

Occidental PAEB Agua Prieta Jalisco 2 x 120 240 310 P

Occidental Amuchiltite Jalisco 1 x 18 18 97 P

Occidental Puerto Vallarta Jalisco 1 x 14 14 76 P

Occidental Pinihuán San Luis Potosí 1 x 3 3 24 P

Occidental El Meco San Luis Potosí 1 x 3 3 23 P

Occidental Arroyo Hondo Jalisco 2 x 38 76 220 F

Occidental Las Cruces Nayarit 2 x 237.5 475 795 F

Oriental Río Azul Guerrero 2 x 95 190 657 GV

Oriental Quetzalapa Puebla 2 x 7 14 42 GV

Oriental San Antonio Puebla 2 x 43 86 265 GV

Oriental Tepetlán Puebla 2 x 31.5 63 194 GV

Oriental Zaragoza Puebla 2 x 37.5 75 229 GV

Oriental Cuamono Puebla 2 x 18.5 37 114 GV

Oriental Iguapa II Guerrero 2 x 11.5 23 201 GV

Oriental Quetzalapa Guerrero 2 x 16 32 280 GV

Oriental La Parota 2/ Guerrero 3 x 300 900 1,528 D

Oriental Sistema Xúchiles Veracruz 54 436 GV

Oriental Reforma Oaxaca 2 x 67.5 135 197 P

Oriental Colorado Oaxaca 2 x 30 60 262 P

Oriental Cuanana Oaxaca 2 x 40 80 350 P

Oriental El Tigre Oaxaca 2 x 19 38 166 P

Oriental Independencia Oaxaca 2 x 35 70 307 P

Oriental Atoyaquillo Oaxaca 2 x 17 34 149 P

Oriental Tenosique (Kaplan) Tabasco/Chiapas 3 x 140 420 2,252 F

Oriental Copainalá ( Kaplan) 3/ Chiapas 3 x 77 232 502 F

Oriental Omitlán Guerrero 2 x 115 230 789 F

Oriental San Juan Tetelcingo Guerrero 3 x 203 609 1,313 F

Oriental Acala (Bulbo) 4/ Chiapas 3 x 45 135 309 F

Oriental Ixtayutla Oaxaca 2 x 265 530 1,596 F

Oriental Paso de la Reina Oaxaca 2 x 255 510 1,572 F

Oriental Rehabilitación Bombaná 6/ Chiapas 66 RM

Oriental Alseseca el Alto Veracruz 2 x 3 6 20 GV

Oriental Jicotes Veracruz 2 x 7 14 45 GV

Oriental Nicolás Bravo Veracruz 2 x 9.5 19 62 GV

Oriental Tatempa Veracruz 2 x 12 24 75 GV

Oriental Catxquilín Veracruz 2 x 30 60 184 GV

Oriental Pilhuatepec Veracruz 2 x 11.5 23 69 GV

Oriental Huaxtla Veracruz 2 x 6.5 13 42 GV

Oriental Sistema Cosautlán Veracruz/Puebla 1 x 3 y 1 x 3.5 7 54 P

Oriental Sistema Pescados Veracruz 2 x 35 70 419 P

Número de unidades x

potencia por unidad 1/


3-19

3.7.1 Cartera de proyectos hidroeléctricos en fase de prefactibilidad Los proyectos hidroeléctricos se incorporan a la cartera de tecnologías candidatas consideradas para su incorporación en el sistema eléctrico, cuando alcanzan el nivel de Proyectos con estudios avanzados. Éstos cuentan con la definición de un conjunto de datos hidroenergéticos —capacidad, nivel de desfogue, gasto de diseño y eficiencia global—; parámetros del vaso —Namino, Namo, volúmenes—; estadística de escurrimientos de la cuenca, así como la estimación adecuada del requerimiento de inversión para la infraestructura de la obra civil y del equipo electromecánico. En este nivel se encuentran los proyectos reportados en el cuadro 3.6, los cuales integrarán el catálogo de proyectos para el ejercicio de planificación 2009. De ellos, Tenosique, Copainalá, Paso de la Reina, Las Cruces y Acala forman parte del programa de requerimientos 2009-2024. No obstante, aun cuando los proyectos: Cosautlán, El Pescado, Sistema Pescados, Ampliación Zimapán, Xuchiles, Madera y Omitlán no se incorporaron en el plan de expansión, CFE continuará con el proceso de revisión de costos y parámetros para considerarlos nuevamente en el ejercicio de planificación de 2010. La selección de algunos de estos proyectos ayudarán al cumplimiento de las disposiciones legales y reglamentarias para incentivar la participación de energías renovables y la atención de los compromisos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

Proyectos hidroeléctricos propuestos por la CPH1/ en 2009

1/ Coordinación de Proyectos Hidroeléctricos 2/ Consta de 5 centrales en cascada que operarían las 24 horas del día 3/ Consta de 7 presas derivadoras cuyas salidas se vierten a un tanque, que a su vez alimenta a 2 turbinas. Aprovecha caudales de los ríos Tillero,

Pintores, Hueyapan y Matlacobatl 4/ Consta de 2 presas derivadoras que vierten a un tanque que abastecerá a 2 turbinas 5/ Cortina de tipo enrocamiento con cara de concreto 6/ Cortina de tipo concreto compactado con rodillo 7/ El factor de planta está calculado con la generación y potencia de la central ampliada 8/ Aprovecha caudales de los ríos Tillero, Pintores, Hueyapan y Matlacobatl

Cuadro 3.6

ProyectoNo. de

UnidadesCapacidad

centralEnergía

generableCuenca Localización Turbina

(MW) (GWh)Tenosique 200 2 200 1,444.4 Usumacinta Tabasco Kaplan

Tenosique 420 3 420 2,251.7 Usumacinta Tabasco Kaplan

Copainalá 3 225 502.3 Grijalva Chiapas Kaplan

Ampliación Zimapán7 2 566 706.4 Moctezuma Hidalgo Francis

Acala (Bulbo) 3 135 309.3 Grijalva Chiapas Bulbo

Acala (Kaplan) 3 135 309.3 Grijalva Chiapas Kaplan

Xúchiles2 5 63 503.9 Blanco y Metlac Veracruz n.d.

Pescados3 2 70 410.9 La Antigua8 Veracruz n.d.

Cosautlán4 2 13 79.3 Huixilapan y Los Ajolotes

Veracruz Francis

Las Cruces (EEC5) 2 480 801.3 San Pedro Nayarit n.d.

Las Cruces (CCR6) 2 480 801.3 San Pedro Nayarit n.d.

Madera 2 276 726.3 Papigochic Chihuahua n.d.

Paso de la Reina 2 540 1,572.2 Verde Oaxaca n.d.

Ampliación La Villita7 2 150 49.3 Balsas Michoacán Francis

Bombaná/Chicoasén - - 66.2 Bombaná Chiapas -

Omitlán 2 230 789.9 Omitlán Guerrero n.d.

El Pescado 2 17 99.5 Balsas Guerrero Bulbo


3-20

3.7.2 Proyectos con producción continua A nivel mundial se presentan los problemas del abasto de los recursos energéticos primarios a base de combustibles fósiles, así como de los impactos derivados del cambio climático observados en los últimos años. Ante ello, CFE ha estudiado por muchos años una serie de proyectos hidroeléctricos de pequeña capacidad y producción continua de energía, los cuales aportarían beneficios regionales de suministro y disminución en la utilización de combustibles fósiles en la generación de electricidad. En el cuadro 3.7 se muestra el conjunto de proyectos de este tipo que CFE analiza incorporar en los próximos años en los programas de requerimientos de capacidad. Estos podrían resultar competitivos comparados con las tecnologías convencionales.

Proyectos hidráulicos de pequeña capacidad

Cuadro 3.7 3.7.3 Proyectos de equipamiento y ampliación de capacidad Conciente de las necesidades energéticas del país, CFE analiza constantemente la manera de utilizar eficientemente los recursos disponibles, así como plantear opciones para diversificar las fuentes de su parque de generación. Para ello, se identificaron tres proyectos factibles para la incorporación de unidades generadoras en presas existentes. Las características técnicas se presentan en el cuadro 3.8.

Agua Tinta Usumacinta Santo Domingo Chiapas 24 206

Belisario Domínguez Usumacinta Jataté Chiapas 37 323

Benito Juárez Tacotalpa Grande Chiapas 16 137

Campo Grande Tacotalpa Tulijá Chiapas 44 384

El Amolar Usumacinta Jataté Chiapas 32 276

El Meco Tampaón El Salto San Luis Potosí 3 23

El Niz Usumacinta Tzaconeja Chiapas 11 93

Guatenipa (A) Culiacán Humaya Sinaloa 28 147

La Fortuna Usumacinta Santo Domingo Chiapas 54 473

La Muralla (A) San Pedro Mezquital Durango 40 210

Las Tazas Usumacinta Jataté Chiapas 40 343

Pinihuán Tampaón Verde San Luis Potosí 3 24

San Antonio Isidro Usumacinta Santo Domingo Chiapas 20 175

Tecalco Moctezuma Moctezuma Hidalgo 9 71

Tzajalchén Tacotalpa Grande Chiapas 14 123

Urique (A) Fuerte Fuerte Chihuahua 30 155

Proyecto Cuenca Río EstadoPotencia

Instalable (MW)

Generación Media Anual

(GWh)


3-21

Proyectos factibles de equipamiento

Cuadro 3.8 Para algunas centrales en operación se analiza la posibilidad de incrementar su capacidad a fin de incrementar su potencia a la punta del sistema. Sus características se muestran en el cuadro 3.9.

Catálogo de proyectos hidroeléctricos propuestos para ampliar la capacidad

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 punta; la CH Ing. Fernando Hiriart Valderrama (presa Zimapán) reduce su factor de planta de 0.53 a 0.14 4/ D: diseño F: factibilidad

Cuadro 3.9

3.7.4 Proyectos geotermoeléctricos y eoloeléctricos El vapor geotérmico es otra fuente de energía renovable que se ha venido explotando hace más de treinta años en México. Las tecnologías de turbinas para este tipo de aprovechamiento han logrado avances importantes en eficiencias, por lo cual se han estudiado la adición o reemplazo por nuevas unidades en los principales campos geotérmicos. Los principales aprovechamientos de generación eoloeléctrica se ubican en el Istmo de Tehuantepec en Oaxaca, y se han iniciado estudios para el aprovechamiento de este recurso en otras regiones del país. En el cuadro 3.10 se muestra el catálogo de este tipo de proyectos en estudio o licitación.

Amistad Internacional La Amistad Bravo Coahuila 12 48

M. Hidalgo Miguel Hidalgo (El Fuerte) El Fuerte Sinaloa 11 57

J.O. de Domínguez J. O. de Domínguez El Álamo Sinaloa 8 37

Presa RíoProyecto EstadoPotencia

Instalable (MW)

Generación Media Anual

(GWh)

Área Proyecto Ubicación

Número de unidades x

potencia por unidad 1/

Capacidad total 1/

(MW)

Generación media anual

(GWh) 1/

Nivel de estudio 4/

Central Villita Ampliación 2/ Michoacán 2 x 75 150 49 D

Noroeste Ampliación Mocúzari Sonora 1 x 7 7 42 F

Noroeste Ampliación Oviáchic Sonora 1 x 6 6 26 F

Occidental Ampliación Zimapán 3/ Hidalgo 2 x 283 566 706 D

Occidental Ampliación Santa Rosa Jalisco 1 x 49 49 41 F


3-22

Catálogo de proyectos geotermoeléctricos

1/ L: En licitación F: factibilidad P: prefactibilidad

Cuadro 3.10a

Catálogo de proyectos eoloeléctricos 1/

1/ Incluye servicio público y autoabastecimiento 2/ Proyecto que está siendo evaluado conjuntamente con SENER para cumplir con las metas de energías renovables para 2012 3/ Valor estimado 4/ L: En licitación F: factibilidad

Cuadro 3.10b Proyectos termoeléctricos. Para hacer factible su construcción, requieren de una serie de estudios técnicos y ambientales, con el fin de seleccionar la mejor ubicación en la región determinada en los estudios de expansión. El cuadro 3.11 se refiere a estos proyectos. Para los proyectos de repotenciación en Manzanillo I y II la capacidad que se indica corresponde a la de ciclo combinado una vez efectuada dicha repotenciación.

Número de Capacidad Generaciónunidades por unidad media anual

(MW) (GWh)Baja California Cerro Prieto V 2 53.5 Baja California 744.6 LOccidental Cerritos Colorados 1a etapa 1 26.6 Jalisco 186.2 POccidental Cerritos Colorados 2a etapa 2 26.6 Jalisco 372.3 POriental Humeros II Fase B 1 26.6 Puebla 186.2 LOriental Humeros III 1 26.6 Puebla 186.2 POccidental Azufres III 2 1 X 50 y 1 X 25 Michoacán 558.5 FOccidental Azufres IV 2 1 X 50 y 1 X 25 Michoacán 558.5 F

Área Proyecto EstadoNivel de

estudio 1/

Generación

media anual 3/

(GWh)Oriental Oaxaca II 101.4 Oaxaca 373.1 LOriental Oaxaca III 101.4 Oaxaca 373.1 LOriental Oaxaca IV 101.4 Oaxaca 373.1 L

Baja California La Rumorosa 2/ 70 Baja California 209.0 FNoreste Los Vergeles 161 Tamaulipas 480.0 FNoreste Las Yesquitas 200 Tamaulipas 560.0 FNoreste El Porvenir 54 Tamaulipas 151.0 FNoreste Eólica Sta. Catarina 20 Nuevo León 42.0 F

Área Proyecto EstadoNivel de

estudio 4/Capacidad total (MW)


3-23

Proyectos termoeléctricos con estudios de sitio terminados o en proceso

CC: Ciclo combinado TG/CC: Conversión de turbogás a ciclo combinado TG: Turbogás CT: Central termoeléctrica CI: Combustión interna 1/ Para el caso de CC, se refiere al número de ciclos 2/ Incluye 10 MW de campo solar

Cuadro 3.11

Proyecto Unidades x potencia Capacidad Observaciones

por unidad 1/ (MW)

CC Baja California III (Ensenada) 1 x 294 294 Sitio La JovitaTG Baja California II 3 x 41.3 124 Sitio CT Presidente Juárez

CI Baja California Sur III (Coromuel) 1 x 43 43 Sitio San FranciscoCI Baja California Sur IV (Coromuel) 1 x 43 43 Sitio San FranciscoCI Guerrero Negro III 2 x 5.5 11 Sitio Vizcaíno CI Santa Rosalía II 4 x 3.63 15 Sitio Mina, estudios en proceso

CC Noreste (Escobedo) 2 x 517 1034 Escobedo, Nuevo León

CC Agua Prieta II (híbrido) 2/ 1 x 477 477 Sitio Las Américas/Ejido Agua Prieta

CC Norte II (Chihuahua) 1 x 459 459 Sitio El EncinoCC Norte III (Juárez) 2 x 477 954 En proceso

Manzanillo I Repotenciación U1 760 CT Manuel ÁlvarezManzanillo I Repotenciación U2 760 CT Manuel ÁlvarezManzanillo II Repotenciación U1 760 CT Manzanillo IIManzanillo II Repotenciación U2 760 CT Manzanillo IIGuadalajara I 1 x 453 453 Sitio AtequizaCogeneración Salamanca fase I 470 Sitio Refinería SalamancaOccidental I 1 x 470 470 En proceso

Valle de México II 1 x 601 601 CT Valle de MéxicoValle de México III 1 x 601 601 CT Valle de México

TOTAL 9,089


3-24

3.8 Parámetros técnicos de tecnologías En el cuadro 3.12 se presentan características y datos técnicos obtenidos del documento COPAR de Generación. Avances tecnológicos recientes han permitido alcanzar eficiencias por arriba de 50% en ciclos combinados, superando las de centrales carboeléctricas con valores de 43% y de termoeléctricas convencionales con valores entre 30% y 37 por ciento.

Características y datos técnicos de proyectos típicos

1/ La potencia y eficiencia están determinadas bajo las siguientes condiciones ISO: temperatura ambiente de 15 grados centígrados, humedad relativa de 60% y presión atmosférica a nivel del mar 2/ La potencia y eficiencia están determinadas bajo condiciones ISO 15550:2002; ISO 3046/I-2002: temperatura ambiente de 25 grados centígrados, humedad relativa de 30% y presión barométrica de 1.0 bar

Cuadro 3.12

CentralPotencia

bruta(MW)

Eficienciabruta(%)

Vidaeconómica

(años)

Factorde planta

Usospropios

(%)

Térmica convencional 2 x 350 37.58 30 0.750 5.82 x 160 36.39 30 0.650 6.22 x 84 32.45 30 0.650 6.4

2 x 37.5 30.69 30 0.650 8.3

Turbogás 1/

Aeroderivada gas 1 x 41.9 37.11 30 0.125 1.1 Aeroderivada gas 1 x 102.7 39.42 30 0.125 1.5 Industrial gas 1 x 84.4 29.44 30 0.125 1.0 Industrial gas F 1 x 186.9 33.62 30 0.125 0.8 Industrial gas G 1 x 266.30 35.24 30 0.125 0.8 Aeroderivada diésel 1 x 39.4 36.40 30 0.125 0.8

Ciclo combinado gas 1/

1x1 F 1 x 281.9 50.27 30 0.800 2.9 2x1 F 1 x 566.5 50.47 30 0.800 2.8 3x1 F 1 x 786.7 50.60 30 0.800 2.7 1x1 G 1 x 400.0 51.47 30 0.800 2.8 2x1 G 1 x 799.8 51.66 30 0.800 2.7

Combustión interna 2/ 1 x 42.2 45.07 25 0.650 3.92 x 18.4 44.18 20 0.650 7.33 x 3.6 37.82 20 0.650 9.1

Carboeléctrica 2 x 350 37.87 30 0.800 7.2C. supercrítica s/desulfurador 1 x 700 43.08 30 0.800 6.4C. supercrítica c/desulfurador 1 x 700 43.08 30 0.800 10.6

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


3-25

La reciente declinación de la actividad económica mundial se ha reflejado en una clara atenuación de la marcada tendencia alcista, observada en años anteriores, en los costos de inversión de las centrales generadoras. Además, los tiempos de entrega de equipos se han reducido a niveles normales, luego que en años previos se habían alargado por la fuerte demanda. 3.9 Adiciones de capacidad para el servicio público Los resultados de los estudios de planificación indican que para satisfacer la demanda del servicio público en 2009–2024 se requerirán 37,615 MW de capacidad adicional; 5,113 MW se encuentran en proceso de construcción o licitación y 32,502 MW corresponden a proyectos futuros. En estos se incluyen los incrementos de capacidad resultantes de los trabajos de mantenimiento y rehabilitación que realiza la Subdirección de Generación a las CH La Villita e Infiernillo (180 MW), a la termoeléctrica Río Bravo (30 MW) y a la nucleoeléctrica Laguna Verde (196.2 MW). Adicionalmente considera la capacidad de generación de unidades turbogás en el área Central (160 MW), que entrarán en operación en el periodo. Ver figura 3.7.

Adiciones de capacidad 2009–2024 Servicio público 1/2/

(MW)

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 2/ Incluye TG de generación del área Central 3/ Incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (406 MW)

Figura 3.7

5,113

32,096

406

37,615

En construcción o licitación

Capacidad adicional

Total de adiciones

Incremento 3/

en RM


3-26

3.9.1 Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión La capacidad adicional requerida para los próximos quince años se puede obtener combinando de diversas maneras las tecnologías disponibles. La mezcla óptima es la que permite satisfacer la demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel de confiabilidad establecido por CFE y cumpliendo con los lineamientos de política energética nacional y la normativa ambiental. Tomando como base los escenarios de precios de los combustibles definidos por la SENER y PEMEX en mayo de 2009 y ajustados en junio pasado, 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 3.13. Con base en los lineamientos de política energética formulados por la SENER para las fuentes de generación, se ha limitado la dependencia del gas natural en el sector eléctrico. La capacidad adicional de generación para licitación futura que se incluye en este programa como tecnología libre, podría satisfacerse con: carboeléctricas que incorporarían equipos para captura y secuestro de CO2, ciclos combinados (utilizando gas natural, gas natural licuado, gasificación de residuos de vacío, gasificación de carbón o gasificación de otros combustibles), nucleoeléctricas, importación de energía, o bien tecnologías a base de fuentes renovables.

Capacidad adicional por tecnología en 2009–2024 1/ Servicio público (MW)

1/ Resultados de estudios de planificación, no incluye autoabastecimiento local ni remoto 2/ Incluye TG (160 MW) en el área Central 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 fuente de energía renovable y la importación de energía 4/ Incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo 5/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente

Cuadro 3.13

Aun cuando se toman en cuenta los lineamientos de política energética, la tecnología de ciclo combinado mantiene una participación importante. El atractivo de esta opción es la alta eficiencia y la limpieza en el proceso de conversión de la energía, lo cual permite reducir niveles de contaminación y ofrecer flexibilidad para utilizar otros energéticos con la integración de estaciones gasificadoras.

Tecnología Total (MW)

Ciclo combinado 2,722 10,654 13,376Hidroeléctrica 750 2,764 3,514Carboeléctrica 678 2,800 3,478Geotermoeléctrica 161 150 311Turbogás 2/ 284 575 859Combustión interna 11 305 316Eoloeléctrica 507 0 507Libre 3/ 0 14,848 14,848Subtotal 5,113 32,096 37,208

Incremento en RM 4/ 376 30 406

Total 5/ 5,489 32,126 37,615

En construcción o licitación

Licitación futura


3-27

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 3.14. Se incluye información sobre: región donde se ubicará, tipo de tecnología, año del concurso, modalidad de financiamiento, capacidad y año previsto para iniciar la operación comercial. Debido a los incrementos que han experimentado los costos de infraestructura para las tecnologías de generación, la licitación del proyecto Agua Prieta II se declaró desierta en dos ocasiones: en agosto de 2007 y febrero de 2008. En el último evento no se recibieron propuestas debido a que el techo de inversión autorizado resultó insuficiente. En junio de 2009 se publicó nuevamente la convocatoria para la adquisición de las unidades turbogás. La licitación de la integración del CC está en proceso y la del campo solar se publicará en enero de 2010. Este proyecto se ha pospuesto para abril de 2013 por la disminución en el ritmo de crecimiento de la demanda. Similar al proyecto Agua Prieta II, el CC Norte II también ha pasado por licitaciones declaradas desiertas. En diciembre de 2008 se convocó nuevamente y por razones de disminución de las expectativas de crecimiento en el área Norte, se pospuso su entrada en operación para abril de 2013. En el caso de estos dos proyectos, cuyas fechas de operación se han pospuesto, es fundamental que entren en operación en la fecha programada; de lo contrario se podrían presentar situaciones críticas en el suministro de la demanda en sus áreas de influencia durante los periodos de verano. En el sistema Baja California, en julio de 2009 entró en operación la central CC Baja California (Pdte. Juárez), programada para iniciar operación en marzo de 2009. La demora se debió al retraso en la entrega de equipos para esta planta. Sobre la licitación de la central geotermoeléctrica Cerro Prieto V, actualmente está en proceso la segunda convocatoria y su fecha de operación se ha pospuesto para junio de 2012. En los últimos años, el sistema Baja California ha operado con una alta dependencia del enlace de interconexión con los sistemas eléctricos del Oeste de EUA. A pesar de la disminución en el crecimiento de la demanda en esta área, se prevé que en los meses de verano de 2010 a 2012 el sistema BC operará con déficit de capacidad y para cumplir con los criterios de reserva mínima será necesario importar en esos años capacidad de EUA (75 MW). Posteriormente, con la interconexión al SIN, los requerimientos de importación de EUA prácticamente desaparecerán, manteniéndose el enlace para transferencias de capacidad y energía económicas y apoyo en emergencias.


3-28

Proyectos de generación en construcción o en licitación1/ Servicio público

HID: Hidroeléctrica CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diésel EO: Eoloeléctrica CAR: Carboeléctrica TG: Turbogás GEO: Geotermoeléctrica OPF: Obra pública financiada PIE: Productor independiente de energía 1/ Incluye generación turbogás en el área Central 2/ Tercera convocatoria, incluye 10 MW de campo solar 3/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente

Cuadro 3.14

La figura 3.8 muestra la ubicación de las centrales terminadas y en proceso de construcción.

Fecha ModalidadProyecto Ubicación Tipo de de

concurso financiamiento 2009 2010 2011 2012 2013

TG del área Central Central TG 2009 OPF 160Baja California (Pdte. Juárez) Baja California CC 2006 OPF 277

Subtotal 437

San Lorenzo conversión TG/CC Puebla CC 2005 OPF 123Norte (La Trinidad ) Durango CC 2005 PIE 466Carboeléctrica del Pacífico Guerrero CAR 2003 OPF 678La Yesca U1 y U2 Nayarit HID 2007 OPF 750Guerrero Negro III Baja California Sur CI 2009 OPF 11La Venta III Oaxaca EO 2008 PIE 101Humeros Fase A Puebla GEO 2008 OPF 27Humeros Fase B Puebla GEO 2009 OPF 27Oaxaca I Oaxaca EO 2008 PIE 101.4

Subtotal 123 1,245 139 777

Baja California II TG Fase I Baja California TG 2009 OPF 124Manzanillo I rep U1 Colima CC 2009 OPF 460Manzanillo I rep U2 Colima CC 2009 OPF 460Cerro Prieto V Baja California GEO 2008 OPF 107Agua Prieta II 2/ Sonora CC 2007 OPF 477Oaxaca II, III y IV Oaxaca EO 2009 PIE 304Norte II (Chihuahua) Chihuahua CC 2008 PIE 459

Subtotal 888 567 936

Total anual 3/ 560 1,245 1,027 1,344 936

Acumulado 3/ 560 1,805 2,833 4,177 5,113

Proyectos en proceso de construcción

Proyectos en proceso de licitación

Proyectos terminados en 2009

Año de operaciónCapacidad bruta MW


3-29

Centrales terminadas y en proceso de construcción Servicio público

2,721 MW1/


Figura 3.8

Los proyectos en proceso de licitación se muestran en la figura 3.9.

Requerimientos de capacidad adicional en proceso de licitación Servicio público

2,391 MW1/


Figura 3.9

Baja California (Pdte. Juárez) (277 MW)

La Yesca U1 y U2 (750 MW)

MW 1/

Carboeléctricadel Pacíf ico(678 MW)

Norte (La Trinidad)(466 MW)

San Lorenzo conversión TG/CC

(123 MW )

TG área Central160 MW

750

866

2,721

Ciclo combinado

Hidroeléctrica

Total

Carboeléctrica 678

160Turbogás

Eoloeléctrica 203

Geotermoeléctrica 54

Humeros Fase A y B(2x27 MW )

La Venta III(101.4 MW)

Oaxaca I(101.4 MW)

Guerrero Negro III(11 MW)

Combustión interna 11

Geotermoeléctrica

Ciclo combinado

Eoloeléctrica

Turbogás

TOTAL

MW 1/

107

1,856

304

124

2,391

Agua Prieta II(477 MW)

Cerro Prieto V(107 MW)

Norte II (Chihuahua)(459 MW)

Oaxaca II, III y IV(304 MW)

Baja California II TG Fase I (124 MW)

Manzanillo I rep U1 y 2(2x460 MW)


3-30

3.9.3 Capacidad adicional Se refiere a la capacidad futura que se licitará en función de su fecha programada de entrada en operación. En el cuadro 3.15a y 3.15b se presentan los requerimientos de generación en esta categoría. Las figuras 3.10 y 3.11 muestran la ubicación de tales proyectos.

Requerimientos de capacidad adicional Servicio público 1/

Continúa…

Cuadro 3.15a

Proyecto Ubicación Tipo 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018Santa Rosalía II Baja California Sur CI 15Baja California Sur III (Coromuel) Baja California Sur CI 43Sureste I PD LIBRE 304Baja California III (La Jovita) Baja California CC 294Baja California Sur IV (Coromuel) Baja California Sur CI 43Guerrero Negro IV Baja California Sur CI 7Salamanca Fase I Guanajuato TG 470Valle de México II Estado de México CC 601Río Moctezuma Hidalgo, Querétaro HID 92Sureste II PD LIBRE 304Santa Rosalía III Baja California Sur CI 11Azufres III Fase I Michoacán GEO 50Occidental I (Bajío) Aguascalientes CC 470Norte III (Juárez) Chihuahua LIBRE 954Baja California Sur V (Coromuel) Baja California Sur CI 86Sureste III PD LIBRE 304Centro PD CC 600Baja California II (La Jovita) Baja California LIBRE 591Occidental II (Bajío) Aguascalientes CC 470Noroeste (El Fresnal) Sonora LIBRE 772Sureste IV PD LIBRE 304Noreste (Escobedo) Nuevo León CC 1,034Los Cabos TG I Baja California Sur TG 105Salamanca Fase II Guanajuato LIBRE 629Valle de México III Estado de México CC 601Mérida Yucatán CC 567Manzanillo II rep U1 Colima CC 460Norte IV (Chihuahua) Chihuahua CC 918Azufres III Fase II Michoacán GEO 25Tenosique Chiapas-Tabasco HID 420Metropolitana PD CC 600

Año de operaciónCapacidad bruta (MW)


3-31

Requerimientos de capacidad adicional Servicio público 1/

Continuación

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 2/ Incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (406 MW) HID: Hidroeléctrica CAR/CSC: Carboeléctrica con captura y secuestro de CO2

CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diesel GEO: Geotermoeléctrica EO: Eoloeléctrica TG: Turbogás LIBRE: Tecnología aún no definida PD: Ubicación por definir

Cuadro 3.15b

En el cuadro anterior se señala la ubicación más conveniente de las adiciones de capacidad. Sin embargo, la LSPEE y su Reglamento ofrecen a los inversionistas la libertad de proponer una diferente, aun cuando esto involucre transmisión adicional —para llegar al punto de interconexión preferente y a los de interconexión alternativos, especificados por CFE en las bases de licitación—. Con lo anterior, se da apertura a otras opciones para aprovechar la energía eléctrica cuyo costo total de largo plazo sea el menor, con la calidad y confiabilidad que requiere el servicio público. En cuanto al tipo de proyectos de generación, también existe libertad para la selección. No obstante según lo indica el artículo 125 del Reglamento de la LSPEE, …la Secretaría, fundando

Proyecto Ubicación Tipo 2019 2020 2021 2022 2023 2024Baja California Sur VI (Coromuel) Baja California Sur CI 86Hermosillo Sonora LIBRE 836Manzanillo II rep U2 Colima CC 460Baja California IV (SLRC) Sonora LIBRE 565Guerrero Negro V Baja California Sur CI 7Copainalá Chiapas HID 232Noreste II (Monterrey) Nuevo León CC 1,041Norte V (Torreón) Coahuila CC 944Guadalajara I Jalisco CC 453Oriental I y II Veracruz LIBRE 1,400Azufres IV Michoacán GEO 75Paso de la Reina Oaxaca HID 510Valle de México IV Estado de México CC 601La Parota U1 Guerrero HID 300La Parota U2 Guerrero HID 300La Parota U3 Guerrero HID 300Baja California Sur VII (Todos Santos) Baja California Sur LIBRE 86Carboeléctrica del Pacífico II y III Guerrero CAR/CSC 1,400Mazatlán Sinaloa LIBRE 867Central (Tula) Hidalgo LIBRE 1,160Baja California V (La Jovita) Baja California LIBRE 591Santa Rosalía IV Baja California Sur CI 7Occidental III (Bajío) Aguascalientes LIBRE 940Valladolid Yucatán CC 540Noroeste II y III Sonora LIBRE 1,400Noreste III (Sabinas) Coahuila CAR/CSC 700Baja California Sur VIII (Todos SantosBaja California Sur LIBRE 86Cruces Nayarit HID 475Central II (Tula) Hidalgo LIBRE 1,160Acala Chiapas HID 135Noreste IV (Sabinas) Coahuila CAR/CSC 700Noreste V Coahuila LIBRE 1,041Baja California VI (Mexicali) Baja California LIBRE 554

Total anual 1/ 2,186 5,024 4,413 2,078 3,956 2,295

Acumulado 1/ 14,330 19,354 23,767 25,845 29,801 32,096

Adiciones de capacidad terminadas, en proceso de construcción o licitación 5,113

Incremento en RM 2/ 406

Total de adiciones para el Sistema Eléctrico Nacional 37,615

Año de operaciónCapacidad bruta (MW)


3-32

y motivando sus razones, podrá instruir por escrito a la Comisión para que en la convocatoria y en las bases de licitación se señalen especificaciones precisas sobre el combustible. Sin embargo, deberá plantearse de tal modo que permita a todos y cada uno de los interesados presentar con flexibilidad sus propuestas, en cuanto a tecnología, combustible, diseño, ingeniería, construcción y ubicación de las instalaciones.

Requerimientos de capacidad adicional 2012-2018 Servicio público

12,143 MW1/

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

Figura 3.10

Metropolitana(600 MW )

Hidroeléctrica

Ciclocombinado

CombustióninternaLibre

Turbogás

Geotermoeléctrica

Total

MW

512

6,615

205

4,162

575

75

12,143 1/

Santa Rosalía II y III(15 y 11 MW)

Valle de México II y III

(2x601 MW)

Manzanillo II rep. U1 (460 MW)

Noreste (Escobedo)(1,034 MW)

Norte III (Juárez)(954 MW)

Baja California Sur V (Coromuel)

(86 MW)

Norte IV (Chihuahua)(918 MW)

Noroeste (El Fresnal)(772 MW)

Río Moctezuma(92 MW)

Baja California II y III (La Jovita)

(591 y 294 MW)

Los Cabos TG I(105 MW)

Salamanca Fases I y II

(470 MW y 629 MW)

Guerrero Negro IV(7 MW)

Azufres IIIFases I y II(50 y 25 MW)

Centro(600 MW )

Occidental I y II (Bajío)(2x470 MW)

Baja California Sur III IV (Coromuel)

(2x43 MW)

Mérida(567 MW )

Tenosique(420 MW)

Sureste I, II, III y IV(4x304 MW)

Metropolitana(600 MW )


3-33

Requerimientos de capacidad adicional 2019-2024 Servicio público

19,952 MW1/

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

Figura 3.11 3.10 Evolución de la capacidad para el servicio público Cada año, como parte del proceso de planificación se revisan de manera sistemática las fechas de operación programadas para los proyectos de generación. Lo anterior, basado en los cambios de las expectativas económicas del país, las cuales inciden directamente en la estimación de la demanda de electricidad, como se ha expuesto en el capítulo 1. En el cuadro 3.16 se muestran los proyectos que se han diferido o han registrado algún cambio al comparar los programas de requerimientos de capacidad 2007 y 2008. A su vez, en el cuadro 3.17 se indican los reprogramados en 2009. En el corto plazo cuatro proyectos han ajustado su fecha de entrada en operación, en función de los programas de licitación, contratación o construcción, el diferimiento es de algunos meses. Por otro lado, se han pospuesto 36 proyectos que aún no han sido contratados o que no han iniciado su proceso constructivo, previo análisis de reserva regional, en función de las nuevas expectativas de demanda.

Carboeléctrica

Hidroeléctrica

Ciclocombinado

Combustióninterna

Libre

Geotermoeléctrica

Total

MW

2,800

2,252

4,038

100

10,686

75

19,952 1/

Santa Rosal ía IV(7 MW)

Norte V (Torreón)(944 MW)

Guadalajara I(453 MW)

Noroeste II y III(1,400 MW)

Baja California V (La Jovita)(591 MW)

Noreste III y IV (Sabinas)(2x700 MW)

Paso de la Reina(510 MW)

Azufres IV(75 MW)

Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos)

(2x86 MW)

Valladolid(540 MW)

Acala(135 MW)

Mazatlán(867 MW)

Baja California VI (Mexicali)

Noreste II (Monterrey)(1,041 MW)

Cruces(475 MW)

Central I y II (Tula)

(2x1,160 MW)

(601 MW)Valle de México IV

Carboeléctrica del Pacífico II y III

(1,400 MW) La ParotaU1, U2, y U3(3X300 MW)

Noreste V(1,041 MW)

Oriental l Y II(1,400 MW)

(554 MW)

Occidental III (Bajío)(940 MW)

Baja California Sur VI (Coromuel)

(86 MW)

Hermosillo(836 MW)

Manzanillo II rep. U2 (460 MW)

Baja California IV (SLRC)

(565 MW)

Guerrero Negro V(7 MW)

Copainalá(232 MW)


3-34

Destacan en el corto plazo los de los proyectos Norte II y Agua Prieta II en el SIN y de Cerro Prieto V y Baja California III, en el área Baja California. En esta última también se ha cancelado la conversión de TG a CC de Presidente Juárez.

Proyectos de generación con cambios POISE 2008 vs POISE 2007

Cuadro 3.16

(FEO necesarias)Proyecto MW Mes Año Proyecto MW Mes Año

La Venta III 101 May 2009 La Venta III 101 Jul 2010Presidente Juárez Conversión TG/CC 93 Abr 2010 Presidente Juárez Conversión TG/CC 93 Feb 2011Baja California Sur III (Coromuel) 43 Abr 2010 Baja California Sur III (Coromuel) 43 Abr 2011Cerro Prieto V 107 Abr 2010 Cerro Prieto V 107 Mar 2011Humeros 51 Abr 2010 Humeros Fase B 23 Nov 2010

Humeros Fase A 28 Mar 2011Oaxaca I, II, III y IV 406 Ago 2010 Oaxaca I 101 Dic 2010

Oaxaca II, III y IV 304 Sep 2011Norte II (Chihuahua) 652 Abr 2011 Norte II (Chihuahua) 459 Abr 2012Baja California III 280 Abr 2011 Baja California III 280 Abr 2012Agua Prieta II 641 May 2011 Agua Prieta II 477 Abr 2012Manzanillo I Repotenciación U1 460 Jul 2011 Manzanillo I Repotenciación U1 460 Sep 2011Valle de México II 601 Sep 2011 Valle de México II 601 Sep 2013Baja California Sur IV (Coromuel) 43 Abr 2011 Baja California Sur IV (Coromuel) 43 Abr 2013Noreste (Monterrey) 736 Abr 2012 Noreste (Escobedo) 517 Abr 2015Manzanillo I Repotenciación U2 460 Abr 2012 Manzanillo I Repotenciación U2 460 Sep 2012Valle de México III 601 Ago 2012 Valle de México III 601 Sep 2015Norte III (Juárez) 672 Abr 2013 Norte III (Juárez) 690 Abr 2014Río Moctezuma 114 Abr 2013 Río Moctezuma 92 Abr 2013Manzanillo II Repotenciación U1 460 Abr 2013 Manzanillo II Repotenciación U1 460 Abr 2017Baja California Sur V (Coromuel) 43 Abr 2013 Baja California Sur V (Coromuel) 43 Abr 2014Baja California II (Ensenada) 280 Abr 2013 Baja California II 280 Abr 2016Noreste II (Sabinas) 700 Abr 2014 Noreste II (Monterrey) 517 Abr 2016Manzanillo II Repotenciación U2 460 Abr 2014 Manzanillo II Repotenciación U2 460 Abr 2018Guadalajara I 645 Abr 2014 Guadalajara I 453 Abr 2015Topolobampo I 700 Abr 2014Valle de México IV 601 Abr 2014Baja California Sur VI (Coromuel) 43 Abr 2014 Baja California Sur VI (Coromuel) 43 Abr 2015Villita Ampliación 150 Abr 2014 Villita Ampliación 150 Abr 2015Baja California Sur TG I (Los Cabos) 36 Abr 2015 Los Cabos TG I 70 Abr 2015Norte IV (Torreón) 661 Abr 2015 Norte IV (Torreón) 668 Abr 2017Tamazunchale II 750 Abr 2015La Parota U1 300 Abr 2015 La Parota U1 300 Abr 2018Guadalajara II 645 Abr 2015 Occidental 453 Abr 2016Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos 86 Abr 2015 Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos 86 Abr 2016Carboeléctrica del Pacífico II 700 Abr 2015 Carboeléctrica del Pacífico II 700 Abr 2017La Parota U2 300 Jul 2015 La Parota U2 300 Jul 2018La Parota U3 300 Oct 2015 La Parota U3 300 Oct 2018Occidental (Salamanca) 650 Abr 2016 Salamanca Fase I 314 Abr 2013

Salamanca Fase II 314 Abr 2016Central I (Tula) 889 Abr 2016Topolobampo II 700 Abr 2016Baja California Sur IX (Todos Santos) 43 Abr 2016 Baja California Sur IX (Todos Santos) 43 Abr 2018Noreste III (Sabinas) 700 Abr 2016 Noreste III (Sabinas) 700 Abr 2018Veracruz I Y II 1400 Abr 2017Baja California Sur TG II (Los Cabos) 36 Abr 2017 Los Cabos TG II 105 Abr 2017Baja California Sur XI (Todos Santos) 43 Abr 2017Copainalá 232 Abr 2017 Copainalá 232 Abr 2017Carboeléctrica del Pacífico III 700 Abr 2017 Carboeléctrica del Pacífico III 700 Abr 2018Baja California Sur X (Pto San Carlos) 43 Abr 2017Baja California IV (SLRC) 571 Abr 2017 Baja California IV (SLRC) 270 Abr 2018Central II (Tula) 889 Ago 2017 Posterior a 2018

Posterior a 2018Posterior a 2018

Posterior a 2018

Posterior a 2018Posterior a 2018

Posterior a 2018

Posterior a 2018

POISE del 13 de noviembre de 2008

Proyectos de generación sujetos a cambios

POISE del 20 de septiembre de 2007

Posterior a 2018


3-35

Proyectos de generación diferidos POISE 2009 vs POISE 2008

Cuadro 3.17 El cuadro 3.18 y la figura 3.12 muestran las cifras estimadas de la capacidad de generación para el servicio público 2009–2024.

Proyecto MW Mes Año Proyecto MW Mes Año

Baja California (Presidente Juárez) 277 Mar 2009 Baja California (Presidente Juárez) 277 Jul 2009Baja California II TG Fase I 124 May 2009 Baja California II TG Fase I 124 Jun 2011Guerrero Negro III 11 May 2009 Guerrero Negro III 11 Jul 2011San Lorenzo Conversión TG/CC 123 Sep 2009 San Lorenzo Conversión TG/CC 123 Nov 2009La Venta III 101.4 Jul 2010 La Venta III 101 Jun 2011Humeros Fase B 23 Nov 2010 Humeros Fase B 27 May 2012Presidente Juárez Conversión TG/CC 93 Feb 2011Humeros Fase A 28 Mar 2011 Humeros Fase A 27 Mar 2011Cerro Prieto V 107 Mar 2011 Cerro Prieto V 107 Jun 2012Baja California Sur III (Coromuel) 43 Abr 2011 Baja California Sur III (Coromuel) 43 Abr 2012Agua Prieta II 477 Abr 2012 Agua Prieta II 477 Abr 2013Baja California III 280 Abr 2012 Baja California III (La Jovita) 294 Abr 2013Norte II (Chihuahua) 459 Abr 2012 Norte II (Chihuahua) 459 Abr 2013Río Moctezuma 92 Abr 2013 Río Moctezuma 92 Abr 2014Santa Rosalía III 11 Abr 2013 Santa Rosalía III 11 Abr 2014Guerrero Negro IV 14.5 Abr 2013 Guerrero Negro IV 7 Abr 2013Salamanca Fase I 314 Abr 2013 Salamanca Fase I 470 Abr 2013

Sureste I 304 Abr 2013Norte III (Juárez) 690 Abr 2014 Norte III (Juárez) 954 Abr 2015Baja California Sur V (Coromuel) 43 Abr 2014 Baja California Sur V (Coromuel) 86 Abr 2015

Sureste II 304 Abr 2014Baja California Sur VI (Coromuel) 43 Abr 2015 Baja California Sur VI (Coromuel) 86 Abr 2019Villita Ampliación 150 Abr 2015Noreste (Escobedo) 517 Abr 2015 Noreste (Escobedo) 1,034 Abr 2017Los Cabos TG I 70 Abr 2015 Los Cabos TG I 105 Abr 2017Guadalajara I 453 Abr 2015 Guadalajara I 453 Abr 2020Valle de México III 601 Sep 2015 Valle de México III 601 Sep 2018

Sureste III 304 Abr 2015Azufres III 75 Ene 2016 Azufres III Fase I 50 Abr 2014

Azufres III Fase II 25 Abr 2018Noreste II (Monterrey) 517 Abr 2016 Noreste II (Monterrey) 1,041 Abr 2020Baja California II 280 Abr 2016 Baja California II (La Jovita) 591 Abr 2016Occidental 453 Abr 2016 Occidental I (Bajío) 470 Abr 2015Salamanca Fase II 314 Abr 2016 Salamanca Fase II 629 Abr 2017Baja California Sur VII (Todos Santos) 43 Abr 2016 Baja California Sur VII (Todos Santos) 86 Abr 2021Baja California Sur VIII (Todos Santos) 43 Abr 2016 Baja California Sur VIII (Todos Santos) 86 Abr 2023Noroeste 641 Abr 2016 Noroeste (El Fresnal) 772 Abr 2016

Sureste IV 304 Abr 2016Occidental II (Bajío) 470 Abr 2016

Manzanillo II Repotenciación U1 460 Abr 2017 Manzanillo II rep U1 460 Abr 2018Los Cabos TG II 105 Abr 2017Norte IV (Torreón) 668 Abr 2017 Norte IV (Chihuahua) 918 Abr 2018Copainalá 232 Abr 2017 Copainalá 232 Sep 2019Carboeléctrica del Pacífico II 700 Abr 2017 Carboeléctrica del Pacífico II 700 Abr 2021Jorge Luque 601 Sep 2017 Centro 600 Sep 2015Azufres IV 75 Ene 2018 Azufres IV 75 Abr 2020Noreste III (Sabinas) 700 Abr 2018 Noreste III (Sabinas) 700 Abr 2023La Parota/Tenosique U1 300 Abr 2018 La Parota U1 300 Abr 2021Manzanillo II Repotenciación U2 460 Abr 2018 Manzanillo II rep U2 460 Abr 2019Baja California IV (SLRC) 270 Abr 2018 Baja California IV (SLRC) 565 Abr 2019Carboeléctrica del Pacífico III 700 Abr 2018 Carboeléctrica del Pacífico III 700 Abr 2021Baja California Sur IX (Todos Santos) 43 Abr 2018La Parota/Tenosique U2 300 Jul 2018 La Parota U2 300 Abr 2021La Parota/Tenosique U3 300 Oct 2018 La Parota U3 300 Abr 2021

Posterior a 2024

Cancelado


Proyectos de generación sujetos a cambios


Posterior a 2024

Posterior a 2024


3-36

Evolución esperada de la capacidad Servicio público 1/ 2/

(MW)

1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto 2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 3/ Incluye 160 MW de TG en el área Central 4/ Incluye RM en Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (406 MW)

Cuadro 3.18

Evolución de la capacidad 1/ 2/ Servicio público

(MW)

1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto 2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 3/ Incluye incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (406 MW) y 160 MW de TG en el área Central

Figura 3.12

Año

Capacidad a diciembre

de 2008

Adiciones

acumuladas 3/

Incrementos en RM

acumulados 4/Retiros

acumulados

Capacidad a diciembre de

cada año2008 51,105 51,105 2009 560 90 390 51,366 2010 1,805 376 1,056 52,231 2011 2,833 376 1,718 52,596 2012 4,234 406 2,019 53,727 2013 6,889 406 2,839 55,562 2014 7,346 406 3,247 55,611 2015 9,760 406 3,741 57,531 2016 11,897 406 4,527 58,882 2017 13,665 406 4,945 60,232 2018 17,256 406 4,960 63,808 2019 19,442 406 5,654 65,300 2020 24,466 406 7,814 68,164 2021 28,880 406 9,082 71,310 2022 30,958 406 9,382 73,088 2023 34,914 406 9,871 76,555 2024 37,208 406 10,315 78,406

Retiros Adiciones 3/

-10,315

37,615

51,105

78,406

Total adiciembre de 2008



3-37

Como resultado de los estudios de expansión del sistema de generación y de los ajustes mencionados, en el cuadro 3.19a y 3.19b se presenta el PRC previsto a fin de atender las necesidades de demanda de electricidad para el servicio público en 2009–2024.

Programa de requerimientos de capacidad para servicio público 1/


Continúa…

Cuadro 3.19a

Bruta NetaAño Mes Proyecto Tipo MW MW Área2009 Jul Baja California (Presidente Juárez) 6/ 8/ CC 277 272 BC

Nov San Lorenzo Conversión TG/CC 2/ 8/ CC 123 116 ORI400 388

2010 Ene Norte (La Trinidad) 6/ 8/ CC 466 450 NTEFeb Carboeléctrica del Pacífico 6/ CAR 678 651 CELDic Oaxaca I EO 101 100 ORI

1,245 1,201

2011 Mar Humeros Fase A GEO 27 25 ORIJun La Venta III EO 101 100 ORIJun Baja California II TG Fase I 7/ TG 124 123 BCJul Guerrero Negro III CI 11 10 AISSep Manzanillo I rep U1 7/ CC 460 447 OCCSep Oaxaca II, III y IV EO 304 300 ORI

1,027 1,005

2012 Ene La Yesca U1 HID 375 373 OCCAbr Santa Rosalía II CI 15 13 AISAbr Baja California Sur III (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr La Yesca U2 HID 375 373 OCCMay Humeros Fase B GEO 27 25 ORIJun Cerro Prieto V GEO 107 100 BCSep Manzanillo I rep U2 7/ CC 460 447 OCC

1,401 1,372

2013 Abr Agua Prieta II 3/ 7/ CC 477 465 NORAbr Sureste I 13/ LIBRE 304 300 ORIAbr Baja California III (La Jovita) 7/ CC 294 286 BCAbr Baja California Sur IV (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr Norte II (Chihuahua) 7/ CC 459 447 NTEAbr Guerrero Negro IV CI 7 7 AISAbr Salamanca Fase I 7/ 10/ TG 470 460 OCCSep Valle de México II 7/ CC 601 585 CEL

2,655 2,590

2014 Abr Río Moctezuma HID 92 91 OCCAbr Sureste II 13/ 14/ LIBRE 304 300 ORIAbr Santa Rosalía III CI 11 10 AISAbr Azufres III Fase I GEO 50 45 OCC

457 446

2015 Abr Norte III (Juárez) 7/ LIBRE 954 928 NTEAbr Baja California Sur V (Coromuel) CI 86 82 BCSAbr Sureste III LIBRE 304 300 ORIAbr Occidental I (Bajío) 7/ CC 470 459 OCCSep Centro 7/ CC 600 584 CEL

2,414 2,353

2016 Abr Sureste IV LIBRE 304 300 ORIAbr Baja California II (La Jovita) 7/ LIBRE 591 574 BCAbr Noroeste (El Fresnal) 4/ 7/ LIBRE 772 753 NORAbr Occidental II (Bajío) 7/ CC 470 459 OCC

2,137 2,086

2017 Abr Noreste (Escobedo) 7/ CC 1,034 1,006 NESAbr Los Cabos TG I 5/ 7/ TG 105 104 BCSAbr Salamanca Fase II 7/ 10/ LIBRE 629 610 OCC

1,768 1,720

en OperaciónFecha de entrada Capacidad


3-38

Programa de requerimientos de capacidad para servicio público 1/

Escenario de Planeación … Continuación

CC: Ciclo combinado CAR: Carboeléctrica CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica 1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación TG del área Central 2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC 3/ Incluye 10 MW del campo solar 4/ Instalación de central o inyección de potencia 5/ Se está analizando la interconexión al SIN del sistema BCS nuevos en Manzanillo, Guadalajara y Bajío 6/ Capacidad de contrato 7/ Capacidad media anual 8/ Capacidad de verano 9/ Capacidad ISO 10/ Posible proyecto de cogeneración de PEMEX 11/ Proyectos en revisión, se estudian proyectos 12/ Carboeléctrica con captura y secuestro de CO2 13/Estos proyectos están siendo evaluados conjuntamente con la SENER, con tecnología eólica y considerando la disponibilidad de capacidad de transmisión en esa región 14/ Se revisaría la fecha de operación de este proyecto en caso de disponer de capacidad de transmisión LIBRE: La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (que utilicen gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica, fuente de energía renovable y la importación de energía FEO: Fecha de entrada en operación

Cuadro 3.19b

Bruta NetaAño Mes Proyecto Tipo MW MW Área2018 Abr Mérida 7/ CC 567 551 PEN

Abr Manzanillo II rep U1 7/ 11/ CC 460 447 OCCAbr Norte IV (Chihuahua) 7/ CC 918 892 NTEAbr Azufres III Fase II GEO 25 23 OCCSep Valle de México III 7/ CC 601 585 CELSep Tenosique HID 420 418 ORISep Metroplitana 7/ CC 600 584 CEL

3,591 3,500

2019 Abr Baja California Sur VI (Coromuel) 5/ CI 86 82 BCSAbr Hermosillo 7/ LIBRE 836 813 NORAbr Manzanillo II rep U2 7/ 11/ CC 460 447 OCCAbr Baja California IV (SLRC) 4/ 7/ LIBRE 565 550 BCAbr Guerrero Negro V CI 7 7 AISSep Copainalá HID 232 231 ORI 2,186 2,130

2020 Abr Noreste II (Monterrey) 7/ CC 1,041 1,013 NESAbr Norte V (Torreón) 7/ CC 944 916 NTEAbr Guadalajara I 7/ CC 453 440 OCCAbr Oriental I y II LIBRE 1,400 1,252 ORIAbr Azufres IV GEO 75 68 OCCSep Paso de la Reina HID 510 508 ORISep Valle de México IV 7/ CC 601 585 CEL

5,024 4,781

2021 Abr La Parota U1 HID 300 299 ORIAbr La Parota U2 HID 300 299 ORIAbr La Parota U3 HID 300 299 ORIAbr Baja California Sur VII (Todos Santos) 5/ LIBRE 86 82 BCSAbr Carboeléctrica del Pacífico II y III 9/ 12/ CAR/CSC 1,400 1,310 CELAgo Mazatlán 7/ LIBRE 867 843 NORSep Central (Tula) 7/ LIBRE 1,160 1,129 CEL

4,413 4,260

2022 Abr Baja California V (La Jovita) 7/ LIBRE 591 575 BCAbr Santa Rosalía IV CI 7 6 AISAbr Occidental III (Bajío) 7/ LIBRE 940 918 OCCAgo Valladolid 7/ CC 540 525 PEN

2,078 2,025

2023 Abr Noroeste II y III LIBRE 1,400 1,252 NORAbr Noreste III (Sabinas) 9/ 12/ CAR/CSC 700 655 NESAbr Baja California Sur VIII (Todos Santos) 5/ LIBRE 86 85 BCSAbr Cruces HID 475 473 OCCSep Central II (Tula) 7/ LIBRE 1,160 1,129 CELSep Acala HID 135 134 ORI

3,956 3,728

2024 Abr Noreste IV (Sabinas) 9/ 12/ CAR/CSC 700 655 NESAbr Noreste V 7/ LIBRE 1,041 1,013 NESAbr Baja California VI (Mexicali) 7/ LIBRE 554 538 BC

2,295 2,206Total 37,048 35,789

Fecha de entrada Capacidaden Operación


3-39

3.10.1 Diferimientos de proyectos de generación En los últimos años se han venido presentando diferimientos en los proyectos de infraestructura eléctrica debido a:

a) Condiciones de mercado b) Incremento extraordinario en los costos de infraestructura c) Aumento en los tiempos de entrega de los proyectos d) Cambios en la normatividad

Estos factores entre otros, han provocado el retraso de proyectos de generación en la región norte del país. El último que entró en operación en esta demarcación fue el CC La Laguna II en 2005. Actualmente se construye la central Norte en Durango, que entrará en operación en 2010. Por diversas razones ajenas a la planificación, los proyectos Agua Prieta II y Norte II se han pospuesto en varias ocasiones en los últimos años. La fecha necesaria para su entrada en operación es abril de 2013. A pesar de contar con MR suficiente en el SIN, las restricciones de transmisión entre los sistemas interconectados norte y sur y el crecimiento esperado de la demanda indican la necesidad de contar con estos proyectos antes del verano de 2013. Para el área Central, se estima existe demanda reprimida, la cual podría dar lugar a incrementos importantes en el corto plazo, por lo cual se mantienen las adiciones de capacidad para esa área, de tal manera que los proyectos CC Valle de México II y Metropolitana deberán entrar en operación en 2013 y 2015 respectivamente. 3.10.2 Repotenciaciones En el programa de expansión se incluyen repotenciaciones para las unidades 1 y 2 de la CT Manzanillo I. La capacidad como CC resultado de la repotenciación será de 760 MW en cada una, con una eficiencia cercana a 50 por ciento. El mismo arreglo aplica para las unidades 1 y 2 de Manzanillo II. La experiencia que se tenga en la CT manzanillo I será fundamental para las repotenciaciones programadas posteriormente y para otras que sin estar aún en programa podrían llevarse a cabo en algunas centrales termoeléctricas del parque existente. Por lo anterior y con base en los avances tecnológicos en la evolución de costos y en los requerimientos de transmisión asociados a la segunda fase, se está analizando la conveniencia de que la capacidad adicional requerida para Manzanillo II se proporcione mediante ciclos combinados nuevos en otros sitios del área Occidental, con lo que se podrían reducir riesgos inherentes en repotenciaciones, tales como extensión de vida útil, eficiencia y capacidad. La decisión dependerá de que los beneficios económicos logrados al repotenciar sean significativos, en comparación con los obtenidos en ciclos combinados nuevos. Para el caso de las repotenciaciones de las unidades 1, 2 y 3 de Valle de México indicadas en el programa 2006–2016, la actualización de las evaluaciones técnicas y económicas no mostraron ventajas respecto a la consideración de CC nuevos, por lo que se decidió cancelarlas, y se sustituyeron por los proyectos Valle de México II, III y IV de 601 MW de capacidad cada uno.


3-40

3.10.3 Centrales eoloeléctricas Como parte del Programa de Energías Renovables a Gran Escala (PERGE), la Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico de la SENER solicitó a CFE, en abril de 2005, incluir en el plan de expansión de la generación, cinco proyectos eoloeléctricos de 101.4 MW cada uno. Así el PRC 2009-2024 considera como centrales de este tipo: La Venta III y Oaxaca I, II, III y IV, con una capacidad total de 507 MW, por ubicarse en el Istmo de Tehuantepec en la región de La Ventosa en 2010 y 2011. Para este tipo de proyectos, en la evaluación económica se consideraron incentivos económicos del fondo verde del Banco Mundial (BM), hasta por un monto máximo de 1.09 centavos de dólar/kWh durante los primeros 5 años de operación de la central. Posterior a estos se consideran beneficios por venta de bonos de carbono. Respecto a tales incentivos, durante 2008 la SENER informó que sólo la central La Venta III recibirá incentivos económicos del PERGE, debido a que el BM redujo su aportación. En marzo de 2009 se firmó el contrato para la Venta III, y en junio de este mismo año se firmó el contrato para la central Oaxaca I. 3.10.4 Centrales carboeléctricas Sobre la base de los escenarios de precios de los combustibles definidos por la SENER y PEMEX, el 19 de mayo y 26 de junio de 2009, y los costos de inversión para las diversas tecnologías de generación, el desarrollo de centrales basadas en el uso de carbón resulta competitivo en el mediano y largo plazos al considerar el límite en la capacidad de generación con gas natural. De esta manera se incluyen, además del proyecto Carboeléctrica del Pacífico de 678 MW —que se construye actualmente en la central Petacalco— cuatro plantas carboeléctricas supercríticas de 700 MW cada una, dos en Lázaro Cárdenas, Mich. y dos en la región de Sabinas, Coah. Los proyectos de este tipo posteriores a 2020, se revisarán en futuros programas para incorporar equipamiento para captura y secuestro de CO2. La opción de gasificación de carbón integrada a ciclo combinado se considera también como una alternativa para la capacidad definida como tecnología libre. 3.10.5 Tecnología libre En la mezcla de tecnologías para el mediano y largo plazos, se consideran adiciones de capacidad para las cuales aún no se ha definido su tecnología, las cuales se denominan con la categoría de tecnología libre. En ejercicios anteriores se han considerado las opciones de: ciclo combinado a base de gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.; carboeléctrica, nucleoeléctrica y la importación de energía. En este programa se plantea como opción definir una parte con tecnologías convencionales a base de combustibles fósiles, y otra parte utilizando fuentes de energía renovable, tales como centrales eólicas, hidráulicas, geotérmicas, solares, y a base de biomasa etc., de conformidad con lo establecido en la Ley para el Aprovechamiento de las Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética y el Programa Especial para el aprovechamiento de las Energías Renovables.


3-41

De esta manera, a los proyectos a base de renovables contenidos en el programa, se agregaría parte de la capacidad definida como libre, con lo cual se atenderían los lineamientos futuros en materia de participación de fuentes de energía renovable. 3.10.6 Participación de tecnologías en la expansión En la figura 3.13 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad efectiva para el servicio público en 2008 y 2024.

Participación de tecnologías en la capacidad de generación Servicio público 1/

1/ Incluye 160 MW de TG del área Central e incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (406 MW) 2/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (utilizando gas natural,

gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica, fuente de energía renovable y la importación de energía

Figura 3.13

Se incluyen las adiciones de capacidad para las cuales aún no se ha definido su tecnología; éstas representarán 18.9% de la capacidad instalada en 2024. 3.10.7 Proyectos de cogeneración En la región Bajío, la SENER, PEMEX y CFE han planteado la instalación de un proyecto de cogeneración asociado a la Refinería de Salamanca. Se ha determinado para la primera fase una central con turbinas a gas natural con una capacidad total de 470 MW, la cual también entregaría vapor que se utilizaría en los procesos de refinación. Respecto a la segunda fase, dada la incertidumbre respecto a los requerimientos de vapor de los procesos de refinación futuros y del combustible que podría utilizarse, aún no se define su tecnología. Para esta se ha considerado una capacidad de 629 MW.

51,105 MW

2008

Termoel éctrica convencional

25.2%

Ciclo combinado33.0%

Nucleoel éctrica2.7%

Geotermoeléctrica1.9%

Carboel éctrica9.20%


Combustión interna0.4%

Turbogás5.2%

Eoloeléctrica0.2%

éctricaconvencional

25.2%


2.7%Geotermoel

1.9%

Carboel9.20%



Turbog5.2%

Eoloeléctrica0.2%


Termoeléctricaconvencional

4.5%

Turbogás3.2%


Libre18.9%


Carboeléctrica10.9%



Coque0.4%

Eoloeléctrica0.8%

78,406 MW 1/

2024

2/


3-42

3.10.8 Proyectos de ciclo combinado en el área Occidental Recientemente la SENER solicitó a CFE estudiar la posibilidad de instalar capacidad de generación en los estados de Zacatecas y Aguascalientes. Los estudios comparativos muestran que en Aguascalientes se tendrían mejores condiciones para instalar generación en esa región. La decisión de instalar generación en algunas de estas regiones, obliga a posponer los proyectos de repotenciación de Manzanillo II y Guadalajara I y II. Así se han programado los de CC Occidental I, II y III para 2015, 2016 y 2022, para los cuales se espera obtener mayor certidumbre en el suministro de gas y precio del energético en esa región, con los cuales se completarían los estudios técnico – económicos necesarios para precisar su ubicación. 3.10.9 Proyectos de ciclo combinado en el área Central En esta área se han programado entre 2013 y 2015, las centrales Valle de México II y Centro. Actualmente se analizan sitios para el proyecto Centro en el estado de Morelos, el cual podría sustituir al de Valle de México II en la secuencia de proyectos para esta área. Si fuera el caso de tal sustitución, los proyectos se intercambiarían: el de Valle de México II tendría fecha de entrada en operación en 2015 y el proyecto Centro en 2013. Asimismo, con objeto de asegurar la fiabilidad del suministro en la zona metropolitana de la Ciudad de México, se realizan estudios para determinar la demanda eléctrica reprimida en el área que operaba la extinta Luz y Fuerza del Centro. 3.11 Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico La figura 3.14 muestra la evolución de la expansión del sistema y del sector eléctrico. Se presentan los montos de capacidad del servicio público y autoabastecimiento remoto, lo que constituye el sistema eléctrico. Así, se adicionarán 37,615 MW y se retirarán 10,315 MW del servicio público, y los permisionarios de autoabastecimiento remoto agregarán 2,087 MW. El sistema eléctrico contará al final del periodo con una capacidad de 82,254 MW. Las adiciones de capacidad totales de permisionarios —remoto más local— serán de 2,576 MW, con lo que el sector eléctrico tendrá una capacidad de 87,794 MW en 2024. De esta capacidad, la del servicio público representará 89.3 % y la de los autoabastecedores 10.7 por ciento.


3-43

Evolución de la capacidad del sistema y sector eléctrico 1/ (MW)

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 2/ Incluye 160 MW de TG en el área Central, e incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (406 MW) 3/ Sistema Eléctrico

Figura 3.14

En la figura 3.15 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad efectiva en 2008 y 2024 para el sistema eléctrico, donde se incluye el servicio público y el autoabastecimiento remoto.

Retiros Adiciones

-10,315

37,615

51,105

78,406


Total a diciembre de 2024

5,052

2,087

87,794

5,540

57,918

40,191

Servicio público2/ Autoabastecimiento remoto Autoabastecimiento local

1,761

4893,849

52,867 3/

39,702 3/ 82,254 3/


3-44

Participación de tecnologías en la capacidad de generación Sistema eléctrico 3/

1/ Incluye 160 MW de TG en el área Central, e incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (406 MW) 2/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (utilizando gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica, fuente de energía renovable y la importación de energía 3/ Incluye autoabastecimiento remoto

Figura 3.15

3.12 Margen de reserva de capacidad La figura 3.16 muestra la evolución del MR y el MRO en el SIN. Es importante señalar que en los estudios del mercado eléctrico de los últimos años, las tasas de crecimiento anual estimadas para la demanda se han mantenido en el rango de 4.9% a 5.6%, excepto la del ejercicio pasado donde se consideró de 3.6% para el SIN sobre la base de las estimaciones de crecimiento económico proporcionadas por la SENER y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP). En cambio, el crecimiento real de la economía y la demanda han sido inferiores a lo previsto. Ver capítulo 1. El estudio actual del mercado eléctrico considera en el SIN una tasa media anual de incremento de la demanda de 3.6% para los próximos quince años, ocasionado por un menor ritmo de crecimiento de la economía del país. Esta disminución en las expectativas de demanda, se reflejará en valores altos de MR y MRO en el SIN de 2010 a 2015. En 2017 se estará cerca de los valores determinados con los criterios de planificación. En cada revisión anual del programa, se realizan ajustes a los requerimientos de capacidad en función de los nuevos escenarios de mercado eléctrico. Esto resulta en un ajuste gradual de las adiciones de capacidad. El ajuste del MR se dificulta ya que la decisión de realizar los proyectos se toma entre 4 y 5 años antes de su entrada en operación.

2008 real

52,867 MW 82,254 MW 1/

2024

Termoeléctricaconvencional

24.3%

Carboeléctrica8.9%




Turbogás5.8%

Coque0.9%



Eoloeléctrica0.2%


Eoloeléctrica3.1%

Coque0.9%





Libre18.1%


Turbogás3.3%


4.4%

2/


3-45

En el corto plazo no es posible ajustar el MR al valor deseado por no ser conveniente posponer proyectos que ya están en construcción o por compromisos ya establecidos para adquisición de combustible, como es el caso del plan integral de Manzanillo. La disminución del MR en 2010–2015 es resultado de los diferimientos de centrales generadoras efectuados en los ciclos de planificación de años anteriores y el actual. En 2008 no se adicionó capacidad en el SIN y para 2009 solo se aumentan 400 MW de capacidad efectiva que ya se encontraba en proceso de construcción y cuya fecha de operación es posterior a la ocurrencia de la demanda máxima de verano de ese año. Sin embargo a pesar de estas acciones y las de retiro de unidades antiguas e ineficientes, en el corto plazo se tendrán niveles de MR y MRO por arriba de los mínimos establecidos.

Margen de reserva y margen de reserva operativo 1/

Sistema interconectado nacional

1/ Valores mínimos de verano 2/ MRO: considera decremento por temperatura en verano

Figura 3.16

El hecho de disponer de MR y MRO superiores a los mínimos establecidos en los criterios de planificación, si bien representa costos adicionales también proporciona beneficios económicos en la operación del sistema ya que permite despachar las tecnologías de generación más eficientes y dejar en reserva fría las más costosas. Así mismo, en caso de variaciones significativas en los precios de los combustibles se tendría flexibilidad para aprovechar situaciones coyunturales y lograr una operación más económica. Adicionalmente, el disponer de MR se ha utilizado para reducir rezagos en los programas de mantenimiento y/o adelantar el retiro de centrales antiguas e ineficientes, como es el caso del programa de retiros planteado en este ejercicio.


3-46

Otro de los beneficios de un margen de reserva alto es el de la seguridad de abasto eléctrico ante situaciones no previstas, tales como restricciones en el suministro de algún tipo de combustible, como ocurrió en 2007 con el gas natural, y en 2008 con el suministro de carbón a la central de Petacalco. Adicionalmente, la capacidad instalada que actualmente da origen a un MR por encima del criterio establecido se construyó a costos muy bajos respecto a los valores actuales. Para ajustar los niveles de margen de reserva, a partir de 2012 y 2013 se ha reprogramado la fecha de operación de los proyectos que aún no están en proceso de construcción o licitación y cuyo diferimiento no ocasiona un déficit de capacidad regional, o bien cuya entrada en operación no esté obligada por contratos de compra de combustible. A partir de 2017 se mantiene el margen de reserva operativo dentro de los estándares establecidos, como se observa en la figura 3.16. A nivel regional, a pesar de los valores altos de MR y MRO en los próximos años, en las áreas Noroeste y Norte se estiman condiciones críticas en algunas horas del verano. Lo anterior debido al diferimiento de proyectos de generación, ocasionado por retrasos en la autorización de inversión y problemas en los procesos de licitación. En estas áreas es prioritaria la entrada en operación de Agua Prieta II y Norte II en 2013. Una situación similar se presenta en la Zona Metropolitana de la Ciudad de México donde se requiere la central CC Valle de México II en 2013. En los cuadros 3.20 y 3.21 se presenta el MR para los sistemas Baja California y Baja California Sur respectivamente, se considera el plan de expansión incluido en el PRC y los criterios establecidos para la planificación de los sistemas. En 2008 no se incrementó la capacidad de generación en el área Baja California; en 2009 inició su operación la central Baja California (277 MW) y en 2011 entrará la de Baja California II TG (124 MW). Para Baja California, durante 2008 y 2009 las demandas registradas en el área se han mantenido al nivel de la registrada en 2007, lo que ha reducido la necesidad de importar capacidad de EUA. Se estima que en 2010-2012 se tendrá la necesidad de una importación máxima por 75 MW, para garantizar la confiabilidad del suministro y seguridad del sistema. El sistema Baja California Sur con una tasa de crecimiento media anual de 6.1%, requerirá aproximadamente 535 MW de capacidad adicional para poder cumplir con los criterios de reserva y reemplazar unidades antiguas y con altos costos de operación.

Margen de reserva del sistema Baja California

1/ A partir de 2013 se interconectará al SIN mediante un enlace de transmisión de 300 MW de capacidad 2/ Considera importación de energía en periodos de verano para algunos años, así como degradaciones estacionales 3/ No incluye exportación 4/ Criterio de reserva: 15% de la demanda máxima

Cuadro 3.20

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Capacidad instalada (MW) 2478 2403 2527 2634 2853 2791 2791 3322 3322 3322 3717 3717 3717 3988 3988 4542

Interconexión al SIN (MW) 1/ 152 284 -108 37 178 -69 89 267 192 300 58Importación de EUA (MW) 75 46 43 104

Capacidad total (MW) 2/ 2,478 2,478 2,573 2,677 2,853 2,943 3,075 3,214 3,359 3,500 3,648 3,806 3,984 4,180 4,392 4,600

Demanda (MW) 3/ 2,147 2,155 2,238 2,329 2,440 2,559 2,674 2,795 2,921 3,044 3,173 3310 3464 3635 3819 4000Reserva de capacidad (MW) 331 323 335 348 413 384 401 419 438 456 475 496 520 545 573 600

Margen de reserva (%) 4/ 15.4 15.0 15.0 15.0 16.9 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0


3-47

Margen de reserva del sistema Baja California Sur

1/ Considera degradación de capacidad 2/ Criterio de reserva: la más restrictiva de capacidad total de las dos unidades mayores o 15% de la demanda máxima

Cuadro 3.21

3.13 Margen de reserva de energía Se utilizan las hipótesis fundamentales descritas en este documento, aunque se han revisado las aportaciones hidráulicas de acuerdo con las bases siguientes:

2009 Reales de enero a septiembre; de octubre a diciembre en función de lluvias esperadas

2010 De tipo año seco 2011 – 2024 De tipo año medio

En el cuadro 3.22 se observa el MRE calculado en función de los valores brutos de energía necesaria y generación disponible. Indica en porcentaje la energía excedente respecto a la necesaria para satisfacer los requerimientos de los usuarios. En los valores reportados se observa lo siguiente:

El MRE es mayor o igual a 27 por ciento

De 2010 a 2013 varía alrededor de 40 %, se reduce de 2014 a 2016 y se estabiliza en cifras cercanas a 30% de 2017 a 2024, consistente con la disminución del margen de reserva de capacidad al controlar la que se adiciona en función de los requerimientos de la demanda

Se aseguran en las GCH cifras de energía almacenada superiores al mínimo necesario de

15,000 GWh al primero de enero de cada año

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Capacidad total (MW) 1/ 448 448 448 491 534 534 620 610 649 692 736 782 837 892 953 1,015Demanda (MW) 361 365 387 411 440 469 500 529 564 602 640 680 728 776 829 883

Margen de reserva requerida (MW) 2/ 75 78 78 80 80 80 80 80 80 86 86 86 86 86 86 86Reserva de capacidad resultante (MW) 87 83 61 80 94 64 120 81 85 90 96 102 109 116 124 132


3-48

Margen de reserva en energía Sistema interconectado nacional 1/

1/ BC se interconectará al SIN a partir de 2014 2/ Energía neta necesaria, más usos propios de generación 3/ Después de descontar falla, degradación, causas ajenas y mantenimiento 4/ Considera que la capacidad turbogás de punta está disponible cuatro horas de cada día hábil 5/ Angostura, Chicoasén, Malpaso, Peñitas, Caracol, Infiernillo, Villita, El Cajón, Aguamilpa, Temascal y Zimapán 6/ Incluye las hidroeléctricas pequeñas y las siguientes adiciones, que para efectos de planeación, se consideran sin regulación: En enero y abril de 2012 La Yesca. En abril de 2014 Río Moctezuma. En septiembre de 2018, 2019 y 2020, entran Tenosique, Copainalá y Paso de la Reyna, respectivamente. En abril de 2021 y 2023, entran La Parota y las Cruces, respectivamente, y para septiembre de 2023, entra Acala 7/ Aportaciones = (Energía Almacenada (Final – Inicial)) + Generación 8/ Se calcula como la energía almacenada al inicio del año, menos la mínima aceptable al primero de enero de cada año

Cuadro 3.22

Concepto Unidad 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Energía necesaria bruta2/ GWh 225,717 231,608 239,395 250,360 273,232 284,931 297,085 309,838

Capacidad termoeléctrica media efectiva instalada MW 36,522 37,172 37,498 37,867 39,630 42,812 43,952 46,143

Disponible MW 31,663 33,121 33,124 33,537 35,455 38,127 38,979 41,052

Para energía 4/ MW 30,481 32,055 32,176 32,729 34,635 37,263 38,210 40,290

Disponible GWh 267,011 280,800 281,863 287,490 303,401 326,420 334,720 353,903

Despachada GWh 190,538 195,955 195,114 202,269 221,913 232,683 245,281 258,327

Con regulación5/ MW 9,056 9,056 9,056 9,056 9,056 9,056 9,056 9,056

Sin regulación 6/ MW 2,287 2,287 2,287 2,287 3,037 3,129 3,129 3,129

Con regulación (GCH) GWh 19,829 17,237 22,777 23,090 25,066 24,898 25,505 25,311

Sin regulación GWh 4,770 5,941 6,592 7,351 7,351 7,418 7,418 7,418

Total GWh 24,600 23,179 29,369 30,441 32,417 32,315 32,922 32,728

Energía almacenada inicial (GCH) [enero 1] GWh 19,408 15,121 16,658 19,182 19,606 19,606 19,606 19,606

Aportaciones a las hidroeléctricas 7/ GWh 19,735 24,780 31,658 31,002 32,554 32,130 32,737 32,543

Autoabastecimiento remoto GWh 10,162 11,670 14,077 16,773 18,079 18,079 18,079 18,079

Termoeléctrica GWh 76,473 84,845 86,749 85,221 81,488 93,737 89,439 95,576

Hidroeléctrica 8/ GWh 4,408 121 1,658 4,182 4,606 4,606 4,606 4,606

Total GWh 80,881 84,966 88,406 89,403 86,094 98,343 94,045 100,182

Margen de reserva % 38 39 39 38 34 37 34 34

Concepto Unidad 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Energía necesaria bruta2/ GWh 323,129 337,210 350,723 365,058 379,941 395,517 411,926 428,823

Capacidad termoeléctrica media efectiva instalada MW 47,333 49,447 51,659 54,013 56,172 56,172 60,714 62,565

Disponible MW 42,585 44,306 46,129 48,365 50,867 50,579 54,560 56,325

Para energía 4/ MW 41,810 43,537 45,367 47,604 50,090 49,811 53,799 55,562

Disponible GWh 366,253 381,386 397,413 418,157 438,789 436,341 471,279 488,055

Despachada GWh 271,280 284,524 296,688 310,282 324,099 339,894 355,183 372,126

Con regulación5/ MW 9,056 9,056 9,056 9,056 9,056 9,056 9,056 9,056

Sin regulación 6/ MW 3,129 3,549 3,781 4,291 5,191 5,191 5,801 5,801

Con regulación (GCH) GWh 25,570 24,151 25,269 25,537 25,220 25,048 25,434 25,015

Sin regulación GWh 7,418 9,690 9,889 10,393 11,742 11,742 12,463 12,852

Total GWh 32,987 33,840 35,157 35,930 36,962 36,790 37,898 37,867

Energía almacenada inicial (GCH) [enero 1] GWh 19,606 19,606 19,606 19,606 19,606 19,605 19,605 19,605

Aportaciones a las hidroeléctricas 7/ GWh 32,802 33,655 34,972 35,744 36,776 36,605 37,712 37,682

Autoabastecimiento remoto GWh 18,079 18,079 18,079 18,079 18,079 18,079 18,079 18,079

Termoeléctrica GWh 94,973 96,862 100,724 107,875 114,689 96,446 116,096 115,928

Hidroeléctrica 8/ GWh 4,606 4,606 4,606 4,606 4,606 4,605 4,605 4,605

Total GWh 99,579 101,469 105,332 112,484 119,299 101,057 120,707 120,540

Margen de reserva % 33 32 32 32 33 27 31 29

Capacidad media termoeléctrica 3/

Reserva en energía

Capacidad media hidroeléctrica efectiva instalada

Generación hidroeléctrica

Generación termoeléctrica 3/

Generación termoeléctrica 3/

Capacidad media hidroeléctrica efectiva instalada

Generación hidroeléctrica

Reserva en energía

Capacidad media termoeléctrica 3/


3-49

3.14 Diversificación de las fuentes de generación Frente a la volatilidad en los precios de los combustibles y la incertidumbre en la evolución y costos de las tecnologías para generación de electricidad, la diversificación adquiere una importancia relevante para reducir riesgos. Así, un plan de expansión con mayor grado de diversificación, aun con un mayor costo, permitiría reducir la exposición al riesgo. Las ventajas más importantes de una estrategia de diversificación son: mayor protección contra la volatilidad de los precios de los energéticos primarios, menor dependencia de un proveedor único de combustibles prioritarios, y reducción de la contaminación atmosférica mediante el uso de fuentes de energía renovable. En estudios de años anteriores, donde los precios del gas natural se ubicaban por debajo de 6 dólares/MMBtu, la expansión de mínimo costo se lograba mediante una participación mayoritaria de proyectos basados en tecnologías de ciclos combinados. Sin embargo, la tendencia observada en los últimos años en los precios de los combustibles fósiles, hace prever que los de gas natural, combustóleo y carbón mineral serán superiores a los estimados en ejercicios anteriores. En ese ejercicio de planificación, de acuerdo con la información proporcionada por la SENER, se han considerado precios nivelados de 7.3 dólares/MMBtu para el gas natural, de 47 dólares/barril para combustóleo nacional, de 96 dólares/Ton para el carbón importado y de 0.73 dólares/MMBtu el uranio enriquecido. En este escenario y con los costos de inversión de las tecnologías de generación, la expansión de menor costo en el mediano y largo plazos sigue siendo con la participación de proyectos basados en tecnologías a base de gas natural. A continuación se describen brevemente algunas ventajas de aquellas tecnologías que se han considerado en los análisis de largo plazo. Centrales carboeléctricas. El uso del carbón resulta atractivo tomando en cuenta que: a) estas plantas constituyen una tecnología madura, b) resulta el energético primario con más reservas a nivel mundial y c) el precio del energético ha sido menos volátil, aunque en los últimos años se ha incrementado. Sin embargo, actualmente hay una gran presión mundial para reducir las emisiones de gas de efecto invernadero por lo cual de intensificarse su uso, se deberán establecer lineamientos de política energética y de utilización de combustibles. Por otra parte será necesario realizar acciones con el fin de ratificar y garantizar los recursos de carbón mineral en las regiones de Sabinas y Río Escondido en Coahuila, Cabullona y Barranca en Sonora, y de Tlaxiaco y San Juan Diquiya en Oaxaca, o bien incrementar su importación. Así mismo se deberán desarrollar estrategias de compra de carbón a largo plazo que garanticen precios competitivos. Además de las inversiones necesarias en estas centrales —más altas que para las de ciclo combinado— también se requieren algunas adicionales para la recepción y manejo del carbón, así como la construcción o adecuación de puertos e infraestructura para el transporte de este energético en el territorio nacional. En el futuro las tecnologías para carboeléctricas deberán considerar la captura y secuestro de CO2.


3-50

Para las centrales incluidas en el plan de expansión se deberá desarrollar infraestructura en Lázaro Cárdenas, Michoacán, así como en las regiones con recursos potenciales de carbón en Coahuila, a fin de reactivar el desarrollo de esta tecnología. Además, para cumplir con la normativa ambiental se consideran las inversiones asociadas a equipos anticontaminantes. Con todos estos elementos se incluye esta tecnología dentro de la estrategia de diversificación del parque generador. Centrales nucleoeléctricas. En los últimos años, el avance de esta tecnología ha permitido un incremento importante en la seguridad de su operación, sus costos nivelados de generación serán competitivos con ciclos combinados si el precio del gas está en el rango de 8 a 9 dólares/ MMBtu, por lo que su utilización se prevé en el largo plazo. Tiene el atractivo de reducir la emisión de gases de efecto invernadero, lo que las hace competitivas en escenarios con bajas emisiones de CO2. Centrales hidroeléctricas. Los costos de inversión de estas son mayores a los de tecnologías a base de combustibles fósiles y en algunos casos, donde se requiere inundar grandes extensiones de tierra, existen problemas sociales y ambientales derivados de su construcción. Sin embargo, en la mayoría de los casos los factores de planta son bajos e involucran una alta incertidumbre en la disponibilidad del recurso hidrológico. Estas centrales podrían operar competitivamente dependiendo de su tipo, ya sea en las horas de demanda máxima o con producción continua. Éstas ofrecen los beneficios siguientes: I) utilizan energía renovable, II) no contaminan el ambiente, III) su construcción tiene el mayor componente de integración nacional, y IV) las obras civiles y las presas generalmente pueden destinarse a otros usos como riego, control de avenidas en ríos, agua potable, turismo y navegación, entre otros. Ciclos combinados con gasificación integrada. El atractivo de esta tecnología es la posibilidad del aprovechamiento de diversos combustibles mediante su gasificación, con el fin de obtener gas de síntesis para ser utilizado en las turbinas a gas de un ciclo combinado. La gasificación de carbón, biomasa y residuos de refinación son opciones por considerar. Con este proceso se avanza en la solución del problema ambiental asociado con la combustión de energéticos primarios de baja calidad. En las figuras 3.17 y 3.18 se presenta la composición de la capacidad instalada en 2008 y 2024 en función de los energéticos utilizados, tanto para el servicio público como para el sistema eléctrico que incluye el autoabastecimiento remoto. Para el caso del servicio público, el uso de combustibles fósiles en la capacidad instalada de generación reducirá su participación de 73% en 2008 a 57.7% en 2024.


3-51

Capacidad bruta por tipo de combustible Servicio público

1/ Tecnología aún no definida

Figura 3.17

Capacidad bruta por tipo de combustible Sistema eléctrico

1/ Tecnología aún no definida

Figura 3.18

51,105 MW

2008

78,406 MW

2024


Combustibles fósiles57.7%

Eólica0.8%

Nuclear2.0%

Geotermia1.4%

Libre 1/

18.9%

Combustibles fósiles73%


Eólica0.2%

Geotermia1.9%

Nuclear2.7%

52,867 MW

2008

82,254 MW

2024


Combustiblesfósiles73.8%

Eólica0.1%

Geotermia1.8%

Nuclear2.6%


Combustibles fósiles57.2%

Eólica3.1%

Nuclear1.9%

Geotermia1.3%

Libre 1/

18.1%


3-52

3.15 Fuentes de suministro de gas natural Con objeto de diversificar las fuentes de suministro de gas natural para centrales eléctricas, CFE ha considerado como alternativa la importación de GNL y la instalación de terminales para su almacenamiento y regasificación en las costas del Golfo de México, en el occidente del país y en la península de Baja California. Zona Golfo de México: tomando en cuenta la problemática del suministro de gas nacional de la importación de gas del sur de Texas, y con el objeto de diversificar su suministro a las centrales eléctricas en esta región, CFE consideró como alternativa la importación de GNL a través de una terminal de almacenamiento y regasificación en la costa del Golfo de México. Por lo anterior, adjudicó un contrato de compra de este combustible a partir de una estación de almacenamiento y regasificación de GNL en el puerto de Altamira, Tamaulipas. Esta terminal está en operación comercial desde septiembre de 2006 con una capacidad de 300 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), la cual se incrementó a 500 MMpcd en enero de 2008. Con este contrato se suministrará gas a las centrales Altamira V, Tamazunchale y Tuxpan V. Para estar en condiciones de incrementar el suministro y la capacidad de transporte hacia el centro del país, se requerirá adicionar capacidad de condensación y evaporación en la terminal de GNL en Altamira. Asimismo, se necesitará desarrollar la ampliación del gasoducto Naranjos - Tamazunchale hasta la región Central del país, con el objeto de abastecer a las nuevas plantas de generación. Zona Occidente: considerando que el desarrollo de las terminales de GNL es un elemento clave para garantizar la disponibilidad en el suministro futuro de gas natural en la región Occidental, la SENER y la Junta de Gobierno de CFE autorizaron el desarrollo de los siguientes proyectos: i) Compra de gas natural licuado Exship (en el barco) en el puerto de Manzanillo, para lo cual será necesario desarrollar infraestructura adicional: a) ampliación del canal de Tepalcates para la entrada de los buquetanques a la laguna de Cuyutlán y b) recinto portuario, que involucra la construcción del muelle para esos transportes con una capacidad de hasta 230,000 toneladas, y el dragado correspondiente. ii) Instalación de una terminal de almacenamiento y regasificación de GNL en Manzanillo, Colima, lo que dará seguridad al suministro de tal combustible en el occidente del país y asociado a este gas se desarrollarán los proyectos de repotenciación a ciclos combinados de las CT Manzanillo I y II, y ciclos combinados en la región. En una primera etapa se estima una producción de 90 MMpcd para julio de 2011, la cual se incrementaría a 180, 360, 400 y 500 MMpcd de 2012 a 2015, respectivamente. La segunda etapa se prevé para 2017 con una capacidad adicional de 500 MMpcd. iii) Construcción de un gasoducto de al menos 30 pulgadas de diámetro entre Manzanillo y Guadalajara, el cual entrará en operación en julio de 2011 para atender parte del suministro de gas a esa región. Zona Baja California: A fin de garantizar su abastecimiento a centrales actuales y futuras del área Baja California, CFE ha contratado la compra de gas natural en esta área teniendo como precio de referencia el del sur de California (SOCAL). El proyecto incluyó la construcción de la terminal de almacenamiento y regasificación de GNL con una capacidad de hasta 1,000 MMpcd, un gasoducto con una longitud aproximada


3-53

de 75 km y diámetro de 30 pulgadas. Este proyecto entró en operación en julio de 2008 con una capacidad contratada por CFE de 235 MMpcd. La capacidad excedente a la contratada se destina a otros mercados en el sur y oeste de EUA. 3.16 Oportunidades de participación de los particulares en la generación de

electricidad De acuerdo con el estudio sobre el Desarrollo de Mercado Eléctrico, durante 2008 la generación de energía para autoabastecimiento fue de 23.95 TWh, lo que representa un crecimiento de 3.2% respecto a 2007. Se estima que durante 2009–2024, tal modo de producción crecerá a una tasa media anual de 2.0% para alcanzar 33.9 TWh en 2024. Lo anterior representa un incremento por abajo del promedio para el mercado eléctrico en su conjunto. El programa de expansión definido en este documento constituye la referencia para las adiciones de capacidad al sistema de generación, que podrán satisfacerse mediante proyectos desarrollados y operados por CFE o por particulares, conforme a las modalidades previstas en la LSPEE. 3.17 Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de

combustibles 3.17.1 Restricciones ecológicas Para la estimación del consumo de combustibles, es necesario considerar las restricciones ambientales que impone la legislación para cada región del SEN, esencialmente respecto a las operadas con base en energéticos fósiles. La norma ambiental mexicana referida al control de niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera —humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno— está regulada por zonas y por la capacidad del equipo de combustión en fuentes fijas que utilizan combustibles sólidos, líquidos o gaseosos. Se consideran dos zonas de aplicación: las críticas y el resto del país. La primera está integrada por tres áreas metropolitanas, dos municipios fronterizos con EUA, tres centros de población y un corredor industrial. Ver figura 3.19. En estas zonas se ubican centrales generadoras que utilizan una mezcla de combustóleo y gas natural, lo cual permite cumplir con la regulación ambiental.


3-54

Zonas críticas definidas en la Norma Oficial Mexicana

Figura 3.19 3.17.2 Eficiencia del proceso termoeléctrico El consumo específico (CE) es la variable esencial para determinar la eficiencia en el proceso de conversión de energía. Los requerimientos de combustibles para producir un kWh varían inversamente con la eficiencia. Su magnitud es significativamente diferente para cada tecnología. El parque de generación termoeléctrico existente cuenta con eficiencias que van desde 15 hasta 52 por ciento. Su mejora se debe fundamentalmente a avances tecnológicos en los nuevos desarrollos de plantas generadoras. La figura 3.20 presenta comparativamente su clasificación para 2008 y 2024.

6. Coatzacoalcos – Minatitlán, Ver.7. Irapuato – Celaya – Salamanca, Gto.8. Tula – Vito – Apasco, en los estados de Hidalgo y México

1

87

9

4

5

2

6

Zonas metropolitanas:

Centros de población :

Municipios:

1. México, DF2. Monterrey, NL3. Guadalajara, Jal.

4. Tijuana, BC5. Ciudad Juárez, Chih.

3

9. Tampico – Madero – Altamira, en el estado de Tamaulipas

Corredores industriales :


3-55

Clasificación de la capacidad termoeléctrica efectiva instalada por rango de eficiencia 1/ Servicio público

1/ No incluye Laguna Verde, geotermoeléctricas, eoloeléctricas, ni 3.1 MW de combustión interna móvil

Figura 3.20

2008 37,459 MW

E4,619

(12.3%)

MB10,009 (26.7%)

B183

(0.5%)

A14,729

(39.3%)

R5,096

(13.6%)

P2,823 (7.6%)

2024 63,797 MW

MB10,812

(16.9%)

B6,000 (9.4%)

A13,484

(21.1%)

R2,801

(4.4%)

P968

(1.6%)

E29,732

(46.6%)

Rango de eficiencia (%)

Clasificación

≥ 50 E (Excelente)≥ 45 < 50 MB (Muy buena)≥ 40 < 45 B (Buena)≥ 35 < 40 A (Aceptable)≥ 30 < 35 R (Regular)

< 30 P (Pobre)


3-56

En la figura 3.21 se muestra la evolución histórica de la eficiencia de las unidades generadoras de 2004 a 2008 y la evolución esperada de 2009 a 2024, de acuerdo con el equipo existente y los programas de requerimientos de capacidad y de retiros.

Eficiencia termoeléctrica1/ Servicio público

1/ Excluye tecnologías nuclear, eoloeléctrica y geotermoeléctrica

Figura 3.21

3.17.3 Composición de la generación bruta Se presenta la participación de las distintas tecnologías en el despacho de generación (véanse figuras 3.22 y 3.23) para 2008 y 2024, tanto para el servicio público como para el sistema eléctrico, donde se incluye el autoabastecimiento remoto. Es importante destacar la reducción en la generación termoeléctrica convencional, el incremento con ciclos combinados, carboeléctricas y eoloeléctricas, y la participación de la tecnología libre. Si bien los permisionarios de TA aún no precisan las cargas que autoabastecerán de manera remota, la demanda máxima y consumo correspondientes se incluyen en los pronósticos de mercado eléctrico (Capítulo 1). En la estimación de producción de energía se consideran 5.3 TWh generados por éstos.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Servicio público 38.8 38.6 39.2 40.7 40.9 40.9 42.9 43.3 43.3 43.6 44.1 44.2 44.6 45.3 45.6 46.4 47.0 47.4 47.7 47.7 47.7

37

39

41

43

45

47

49

Eficiencia%


3-57

Generación bruta por tipo de tecnología Servicio público


Figura 3.22

Generación bruta por tipo de tecnología Sistema eléctrico


Figura 3.23

2008 real

235,871 GWh

2024 Planeación

415,899 GWh


18.4%


Turbogás1.2%




Eoloeléctrica0.1%




2.3%


Libre22.8%

Turbogás0.3%




Eoloeléctrica0.5%


Hidroeléctrica9.1%


17.6% Ciclo combinado43.9%

Turbogás1.1%

Combustión interna0.5%Carboeléctrica

10.1%Autoabastecimiento

4.0%Geotermoeléctrica

2.9%

Eoloeléctrica0.1%




2.3%


Libre21.8%

Turbogás0.2%



Autoabastecimiento4.2%


Eoloeléctrica0.5%


Hidroeléctrica8.7%

2008 real

245,704 GWh

2024 Planeación

433,978 GWh


3-58

3.17.4 Requerimientos de combustibles Se muestran en la figura 3.24 y cuadro 3.23. Las tasas medias de crecimiento anual se prevén de 1.91% para gas natural y 5.51 % para carbón. Por el contrario, el combustóleo y el diésel decrecerán 8.13% y 1.74%, respectivamente.

Evolución de los requerimientos de combustibles fósiles Servicio público

Figura 3.24

Requerimientos de combustibles para generación de energía eléctrica Servicio público

Cuadro 3.23

Calor(Terajoule / día)

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

2008 Real

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Gas de origen nacional

Gas de importación

Gas natural licuado

Carbón

Combustóleo

Diésel

CoqueLibres

Combustible Unidades 2008 real 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Combustóleo m3 / día 29,008.2 25,464.3 21,534.8 19,799.8 18,406.4 18,109.7 18,329.1 18,475.6 17,915.4

Gas MMm3 / día 71.9 72.1 68.5 68.8 71.6 73.7 76.4 81.6 82.6

Gas de origen nacional MMm3 / día 35.4 35.8 32.3 31.0 30.3 27.7 29.7 32.5 33.8

Gas de importación MMm3 / día 22.9 22.1 19.4 18.3 19.2 18.4 18.4 19.4 17.8

Gas natural licuado MMm3 / día 13.7 14.2 16.7 19.5 22.1 27.6 28.3 29.7 31.1

Diésel m3 / día 736.0 925.6 816.0 510.2 425.0 370.7 451.0 315.2 288.4

Carbón MMt / año 10.8 14.2 17.3 17.7 17.7 18.7 18.8 19.0 19.0

Coque MMt / año 0.3 0.4 0.4 0.4

Combustible Unidades 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 tmca (%)

Combustóleo m3 / día 17,329.9 16,705.9 12,454.3 11,613.3 8,235.2 7,547.0 7,465.6 7,472.8 -8.13

Gas MMm3 / día 86.5 93.8 99.5 102.4 103.2 99.7 99.5 97.3 1.91

Gas de origen nacional MMm3 / día 34.7 41.0 48.5 52.7 53.8 51.4 51.2 49.5 2.12

Gas de importación MMm3 / día 20.5 21.4 19.8 18.6 18.0 16.9 17.0 16.7 -1.95

Gas natural licuado MMm3 / día 31.3 31.4 31.3 31.1 31.3 31.4 31.2 31.2 5.29

Diésel m3 / día 521.2 609.6 505.3 527.1 458.8 530.2 462.4 555.6 -1.74

Carbón MMt / año 19.0 18.9 18.9 19.0 20.9 22.4 23.6 25.6 5.51

Coque MMt / año 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 3.41


3-59

Para garantizar el abasto de gas se considera la operación comercial de terminales regasificadoras de gas natural licuado en Altamira, Ensenada y Manzanillo. La reducción en el consumo de combustóleo se debe:

Al aumento en el uso de gas natural en centrales existentes para cumplir con la normativa ambiental

Al incremento de la capacidad instalada en ciclos combinados a gas natural A las centrales carboeléctricas actualmente en operación y a las programadas en

2010, 2021, 2023 y 2024 Al retiro de unidades termoeléctricas convencionales con baja eficiencia y bajo

factor de planta La figura 3.25 indica el volumen de gas natural utilizado en diferentes regiones del país. En 2008 los mayores consumos ocurrieron en las regiones Noreste, Oriental, Norte, Central y Peninsular.

Consumo de gas natural para generación de energía eléctrica

Servicio público

Figura 3.25

4.2 4.1 4.5 3.9

Baja California

Noroeste

Norte

Central

Oriental

Peninsular

Noreste

Occidental

93.8

97.3

Millones de metros cúbicos diarios(MMm3/día)

71.9 Registrado

2018

2024

2008

2012 71.6

Pronosticados

3.4 3.0 3.6 3.1

8.9 9.9 11.9 13.6

26.4 26.1 29.0 26.4

4.7 7.617.6 21.9

7.4 5.710.6 13.3

5.8 5.2 6.7 8.7

11.1 10.0 9.8 6.4


3-60

Los cuadros 3.24a y 3.24b muestran la estimación de los requerimientos de este energético para las regiones del norte y sur del país. En 2024, 50.7% del gas empleado en la generación de electricidad para servicio público tendrá origen nacional, 32.1% será gas natural licuado de importación y el 17.2% restante, gas continental importado. En estas estimaciones, no se consideran los consumos asociados a la capacidad identificada como libre (14,848 MW). Consumo de gas natural en las regiones del norte del Sistema Eléctrico Nacional (MMm3/día)

Servicio público

Cuadro 3.24a

Consumo de gas natural en las regiones del sur del Sistema Eléctrico Nacional (MMm3/día) Servicio público

Cuadro 3.24b 3.17.5 Requerimientos de combustibles alternos para centrales tipo libre El plan de expansión incluye proyectos a partir de fuentes de energía renovable, como hidroeléctricas, eoloeléctricas y geotermoeléctricas, además de las centrales identificadas como libres (14,848 MW), para las cuales aún no se define su tecnología ni su energético primario. Ver cuadro 3.25.

Área 2008 real 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Baja California 4.2 4.2 3.8 4.1 4.1 4.7 5.3 5.7 5.0 4.4 4.5 4.3 4.1 4.3 4.3 4.1 3.9

Gas importado 4.2 4.2 1.3 1.3 1.3 1.4 1.7 1.8 1.6 1.4 1.4 1.3 1.2 1.3 1.2 1.2 1.1

Gas natural licuado 2.5 2.8 2.8 3.3 3.6 3.9 3.4 3.0 3.1 3.0 2.8 3.0 3.1 2.9 2.8

Noroeste 3.4 3.1 3.0 3.0 3.0 4.1 4.3 4.2 3.8 3.6 3.6 3.3 3.0 3.2 3.1 3.1 3.1

Gas importado 3.4 3.1 3.0 3.0 3.0 4.1 4.3 4.2 3.8 3.6 3.6 3.3 3.0 3.2 3.1 3.1 3.1

Norte 8.9 8.1 9.2 9.6 9.9 10.2 10.4 10.7 9.6 9.8 11.9 12.4 13.8 14.2 13.8 13.8 13.6

Gas de origen nacional 3.0 3.4 4.3 4.8 4.7 5.9 6.6 6.6 6.6 6.6 8.8 10.1 11.5 12.0 11.8 11.7 11.4

Gas importado 5.9 4.7 4.8 4.8 5.1 4.3 3.8 4.0 3.0 3.1 3.1 2.3 2.2 2.1 2.1 2.1 2.2

Noreste 26.4 27.7 27.3 25.3 26.1 23.6 23.8 25.1 24.8 28.1 29.0 28.3 29.6 28.8 26.7 27.1 26.4


Gas importado 9.4 10.1 10.3 9.2 9.7 8.7 8.6 9.3 9.4 12.4 13.3 12.9 12.1 11.3 10.4 10.6 10.3

Gas natural licuado 9.2 8.8 7.5 7.0 7.3 6.8 6.9 7.2 7.2 7.4 7.6 7.3 7.0 6.3 5.8 6.0 5.8

Área 2008 real 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Occidental 4.7 5.6 4.1 6.2 7.6 11.9 12.0 13.4 15.2 15.7 17.6 20.6 21.8 22.6 22.3 22.3 21.9


Gas natural licuado 2.5 5.1 10.2 10.5 11.7 13.5 14.1 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2 14.2

Central 7.4 6.5 5.2 4.9 5.7 5.5 6.9 7.7 9.4 9.5 10.6 14.2 14.1 14.8 14.8 13.7 13.3


Gas natural licuado 0.9 2.7 3.6 3.3 4.0 3.9 3.3 3.4 3.0 2.9 3.5 3.8 4.8 5.8 5.7 5.9

Oriental 11.1 11.5 10.8 10.8 10.0 9.0 8.9 9.6 9.6 9.9 9.8 9.2 9.0 8.1 6.7 6.7 6.4



Peninsular 5.8 5.3 5.1 4.9 5.2 4.8 4.9 5.2 5.3 5.4 6.7 7.2 7.2 7.1 7.9 8.7 8.7


TOTAL 71.9 72.1 68.5 68.8 71.6 73.7 76.4 81.6 82.6 86.5 93.8 99.5 102.4 103.2 99.7 99.5 97.3


Gas importado 22.9 22.1 19.4 18.3 19.2 18.4 18.4 19.4 17.8 20.5 21.4 19.8 18.6 18.0 16.9 17.0 16.7



3-61

Proyectos a partir de fuentes de energía renovable y tecnologías libres

1/Estos proyectos están siendo evaluados conjuntamente con la SENER, con tecnología eólica y considerando la disponibilidad de capacidad de transmisión en esa región 2/ Se revisaría la fecha de operación de este proyecto en caso de disponer de capacidad de transmisión EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica GEO: Geotermoeléctrica PD: Por definir Libre: 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, renovable o importación de energía

Cuadro 3.25

Bruta NetaAño Mes Proyecto Tipo MW MW Área2010 Dic Oaxaca I EO 101 100 ORI

101 100

2011 Mar Humeros Fase A GEO 27 25 ORIJun La Venta III EO 101 100 ORISep Oaxaca II, III y IV EO 304 300 ORI

432 425

2012 Ene La Yesca U1 HID 375 373 OCCAbr La Yesca U2 HID 375 373 OCCMay Humeros Fase B GEO 27 25 ORIJun Cerro Prieto V GEO 107 100 BC

884 871

2013 Abr Sureste I 1/ LIBRE 304 300 PD304 300

2014 Abr Río Moctezuma HID 92 91 OCCAbr Sureste II 1/ 2/ LIBRE 304 300 PDAbr Azufres III Fase I GEO 50 45 OCC

446 436

2015 Abr Norte III (Juárez) LIBRE 954 928 NTEAbr Sureste III LIBRE 304 300 PD

1,258 1,228

2016 Abr Sureste IV LIBRE 304 300 PDAbr Baja California II (La Jovita) LIBRE 591 574 BCAbr Noroeste (El Fresnal) LIBRE 772 753 NOR

1,667 1,627

2017 Abr Salamanca Fase II LIBRE 629 610 OCC629 610

2018 Abr Azufres III Fase II GEO 25 23 OCCSep Tenosique HID 420 418 ORI

445 440

2019 Abr Hermosillo LIBRE 836 813 NORAbr Baja California IV (SLRC) LIBRE 565 550 BCSep Copainalá HID 232 231 ORI 1,633 1,594

2020 Abr Oriental I y II LIBRE 1,400 1,252 ORIAbr Azufres IV GEO 75 68 OCCSep Paso de la Reina HID 510 508 ORI

1,985 1,828

2021 Abr La Parota U1 HID 300 299 ORIAbr La Parota U2 HID 300 299 ORIAbr La Parota U3 HID 300 299 ORIAbr Baja California Sur VII (Todos Santos) LIBRE 86 82 BCSAgo Mazatlán LIBRE 867 843 NORSep Central (Tula) LIBRE 1,160 1,129 CEL

3,013 2,949

2022 Abr Baja California V (La Jovita) LIBRE 591 575 BCAbr Occidental III (Bajío) LIBRE 940 918 OCC

1,531 1,493

2023 Abr Noroeste II y III LIBRE 1,400 1,252 NORAbr Baja California Sur VIII (Todos Santos) LIBRE 86 85 BCSAbr Cruces HID 475 473 OCCSep Central II (Tula) LIBRE 1,160 1,129 CELsep Acala HID 135 134 ORI

3,256 3,073

2024 Abr Noreste V LIBRE 1,041 1,013 NESAbr Baja California VI (Mexicali) LIBRE 554 538 BC

1,595 1,551Total 19,180 18,525

CapacidadFecha de entradaen Operación


3-62

En el cuadro 3.26 se presentan los requerimientos alternos de combustible (los más probables) para las centrales con tecnología libre.

Requerimientos de combustibles alternos de las centrales generadoras tipo libre

Tecnologías probables; A Eoloeléctrica, B Gasificación, C Ciclo combinado, D Importación, E Carboeléctrica F Nucleoeléctrica, G Combustión interna

1/ PD: Por definir 2/ Combustible utilizado en la simulación

Cuadro 3.26

Capacidad Año

(MW) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

847 1,099 1,090 1,095 1,092 1,092 1,092 1,095 1,092 1,092 1,092 1,095

814 1,091 1,095 1,091 1,091 1,091 1,094 1,091 1,091 1,091 1,094

GWh 3,281 6,053 6,298 5,985 5,935 6,031 6,350 6,500 6,649 6,773

Gas (MMm3

/día) 4.1 0.1 2.2 3.0 3.1 3.0 3.0 3.0 3.2 3.2 3.3 3.4

564 1,095 1,091 1,091 1,091 1,094 1,091 1,091 1,091 1,094

582 1,099 1,090 1,092 1,095 1,092 1,092 1,091 1,095

GWh 2,177 3,907 4,043 3,983 3,733 3,914 3,617 3,190 3,015

Gas (MMm3

/día) 2.6 0.03 1.4 1.9 2.0 2.0 1.9 1.9 1.8 1.6 1.5

GWh 2,924 5,096 5,299 5,455 5,112 5,667 5,473 5,182 4,885

Gas (MMm3

/día) 3.4 0.04 1.9 2.5 2.6 2.7 2.5 2.8 2.7 2.6 2.4

GWh 2,754 5,111 5,111 5,126 5,109 5,076 5,070 5,126

Gas (MMm3

/día) 2.7 0.03 1.7 2.5 2.5 2.5 2.5 2.4 2.4 2.5

GWh 2,961 5,537 6,137 5,926 5,612 5,290

Gas (MMm3

/día) 3.7 0.05 2.0 2.8 3.1 3.0 2.8 2.7

GWh 1,703 3,201 3,447 3,541 3,720 3,536

Gas (MMm3

/día) 2.5 0.03 1.2 1.6 1.8 1.8 1.9 1.8

GWh 5,347 9,614 9,614 9,614 9,642

Carbón (MMt/año) 4.3 1.7 3.1 3.1 3.1 3.1

GWh 511 623 622 624

Combustóleo (m3

/día) 395.5 268.4 326.9 326.6 327.7

GWh 1,301 7,040 7,002 7,008

Gas (MMm3

/día) 3.7 1.2 3.4 3.4 3.4

GWh 1,187 9,026 9,139 9,086

Gas (MMm3

/día) 5.0 1.4 4.4 4.5 4.5

GWh 1,830 3,063 2,900

Gas (MMm3

/día) 2.6 0.0 1.3 1.5 1.5

GWh 4,023 7,567 7,592

Gas (MMm3

/día) 4.0 0.1 2.5 3.7 3.7

GWh 6,560 9,642

Carbón (MMt/año) 4.3 2.1 3.1

GWh 511 624

Combustóleo (m3

/día) 395.5 268.3 327.8

GWh 1,158 8,793

Gas (MMm3

/día) 5.0 1.3 4.3

GWh 3,851

Gas (MMm3

/día) 4.8 0.1 2.7

GWh 2,002

Gas (MMm3

/día) 2.4 0.03 1.4

Generación (GWh) 847 1,913 6,025 15,019 22,429 24,802 29,513 38,465 47,604 66,653 79,024 94,768

Gas (MMm3/día) 46.4 0.1 2.3 6.4 9.3 10.2 13.3 14.3 17.9 26.6 29.2 35.6

Combustóleo (m3

/día) 791.0 268.4 326.9 595.0 655.5

Carbón (MMt/año) 8.6 1.7 3.1 3.1 5.1 6.1

Proyecto Tecnologías probables /

Ubicación

Generación /

Combustibles 2/

Consumo Máximo

Norte III

(Juárez) B/, C/, D/

Chihuahua

954

GWh Viento

Sureste II A/, B/

PD 1/

304GWh Viento

Sureste III A/, B/

PD 1/

304

Sureste I A/, B/

PD 1/

304

GWh Viento

Sureste IV A/, B/

PD 1/

304GWh Viento

Baja California II

(La Jovita) B/, C/, D/

Baja California

591

Hermosillo B/, C/, D/

Sonora 836

Baja California IV

(SLRC) B/, C/, D/

Sonora

565

Noroeste

(El Fresnal) B/, C/, D/

Sonora

772

Salamanca

fase II B/, C/

Guanajuato

629

Mazatlán B/, C/

Sinaloa 867

Central

(Tula) B/, C/

Hidalgo

1,160

Oriental I y II B/, C/, E/, F/

Veracruz 1,400

Baja California Sur VII

(Todos Santos) B/, G/

Baja California Sur

86

Noroeste II y III B/, C/, E/, F/

Sonora 1,400

Baja California Sur VIII

(Todos Santos) B/, G/

Baja California Sur

86

Baja California V

(La Jovita) B/, C/, D/

Baja California

591

Occidental III

(Bajío) B/, C/

Aguascalientes

940

Baja California VI

(Mexicali) B/, C/, D/

Baja California

554

Total anual14,848 MW

Central II

(Tula) B/, C/

Hidalgo

1,160

Noreste V B/, C/, D/

Coahuila 1,041


4-1

4. PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN 4.1 Introducción Una red de transmisión confiable permite integrar y aprovechar eficientemente los recursos de generación instalados en el sistema. Al paso del tiempo, se ha conformado un sistema interconectado que cubre la mayor parte del territorio nacional y actualmente sólo los sistemas de la península de Baja California se encuentran aislados. El intercambio de grandes bloques de energía entre regiones se efectúa a través de la red troncal, integrada por líneas con niveles de tensión de 400 kV y 230 kV. Adicionalmente la de subtransmisión distribuye regionalmente la energía con enlaces desde 161 kV hasta 69 kV. En la planificación, se efectúa un balance entre el desarrollo de la generación y la transmisión para lograr la confiabilidad del suministro de electricidad. El objetivo es diseñar un sistema justificado técnica y económicamente para operar en condiciones normales y ante contingencias sencillas —criterio n-1— con las características siguientes:

Sin sobrecargas en elementos Operación dentro de rangos de tensión establecidos Sin problemas de estabilidad angular Con capacidad de transferencia entre regiones para compartir reservas de generación Alta confiabilidad en el suministro de energía a usuarios Con controles apropiados para dar flexibilidad a la operación

El sistema de transmisión principal se ha mallado en el nivel de 400 kV en las regiones Central, Oriental, Noreste y Occidental del país. En cambio, en las áreas Norte y Noroeste se encuentra en etapa de robustecimiento, con una red de transmisión aislada en 400 kV que opera inicialmente en 230 kV y gradualmente, conforme se justifique su cambio de tensión, se irá cambiando a 400 kV. 4.2 Metodología para expandir la red de transmisión 4.2.1 Plan de transmisión de mínimo costo Su objetivo principal es determinar un programa de expansión de mínimo costo que satisfaga no sólo criterios técnicos sino también de rentabilidad. Análisis de mínimo costo: se comparan opciones con nivel de confiabilidad equivalente en el horizonte de estudio. Cada una de ellas considera en Valor Presente (VP) los costos de inversión, operación y mantenimiento, y pérdidas eléctricas. El plan más económico es aquel cuyo VP resulta menor. Análisis de rentabilidad: cuantifica los beneficios de los planes con el objeto de garantizar que la inversión asociada tenga una rentabilidad aceptable. Los indicadores utilizados son la relación Beneficio/Costo (B/C) y la Tasa Interna de Retorno (TIR). La metodología para el cálculo de los beneficios y costos asociados se describe en el documento Evaluación Económica y Financiera de Proyectos de Transmisión2

2/ Evaluación Económica y Financiera de Proyectos de Transmisión. Comisión Federal de Electricidad. 2007

/.


4-2

El plan de transmisión permite definir y/o confirmar las adiciones a la infraestructura, analizando opciones de red para distintos puntos de operación del sistema eléctrico según el escenario de demanda denominado de planeación. Para establecer el proyecto de expansión se siguen tres etapas:

Definición de escenarios de demanda Determinación de los planes de transmisión para el año horizonte Incorporación de proyectos en cada año del periodo de estudio

4.2.2 Escenario de demanda Para planificar la expansión de la red eléctrica principal, se consideran las variables definidas en el escenario de planeación del mercado eléctrico. Ver capítulo 1. 4.2.3 Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte3

/

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. Los planes de transmisión propuestos para el año horizonte deberán ser equivalentes y cumplir con los siguientes criterios de planificación de CFE: Confiabilidad 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 proceden a ubicar los proyectos requeridos en el tiempo de modo que los propuestos para cada año cumplan con los criterios ya mencionados.

3/ Least-Cost Transmission Planning Considering Power Industry Restructuring. R.R. Austria et al. International Conference IASTED, Orlando, Florida, USA.October 1997


4-3

4.3 Expansión de la red de transmisión Ha sido planificada de manera coordinada con la expansión de la generación, descrita en el capítulo anterior, para satisfacer los requerimientos del mercado eléctrico sobre la base del escenario de planeación. La tasa media anual esperada para el crecimiento de la demanda máxima bruta es de 3.6 por ciento. A continuación se muestran las metas del programa multianual de CFE para líneas, subestaciones y equipo de compensación. El cuadro 4.1a considera la construcción de 28,850 kilómetros-circuito (km-c) de líneas en el periodo, de los cuales se estima que 7,555 km-c se realizarían con recursos presupuestales y 21,295 km-c como Proyectos de Infraestructura Productiva (PIP).

Resumen del programa de líneas de transmisión 2010 – 2024

Cuadro 4.1a Para subestaciones se han programado instalar 78,476 Megavolt-ampere (MVA) de transformación, 20,085 MVA con recursos presupuestales y 58,391 MVA como PIP. El cuadro 4.1b muestra el resumen correspondiente.

Año Subtotal400 y 230 kV

2010 943 426 1,369 1,984 3,3532011 406 214 620 1,273 1,8932012 321 452 773 996 1,7692013 90 250 340 853 1,1932014 1,057 668 1,725 1,078 2,8032015 204 441 645 652 1,2972016 954 643 1,597 580 2,1772017 843 316 1,159 628 1,7872018 996 208 1,204 665 1,8692019 236 373 609 479 1,0882020 1,195 648 1,843 778 2,6212021 1,022 624 1,646 690 2,3362022 591 278 869 818 1,6872023 303 176 479 880 1,3592024 570 157 727 891 1,618Total 9,731 5,874 15,605 13,245 28,850

Líneas km-c

400 kV 230 kV 161-69 kV Total


4-4

Resumen del programa de subestaciones 2010 – 2024

Cuadro 4.1b

En el rubro de equipo de compensación se tienen proyectados incorporar 14,927 MVAr compuestos por reactores, capacitores y Compensadores Estáticos de VAr, como se indica en el cuadro 4.1c.

Resumen del programa de equipo de compensación 2010 – 2024

Cuadro 4.1c


2010 6,250 710 6,960 2,136 9,0962011 2,000 1,098 3,098 1,751 4,8492012 885 1,780 2,665 1,916 4,5812013 1,500 867 2,367 879 3,2462014 3,100 2,933 6,033 1,766 7,7992015 4,125 807 4,932 1,531 6,4632016 2,600 1,910 4,510 1,431 5,9412017 2,975 1,343 4,318 1,689 6,0072018 1,875 1,498 3,373 2,120 5,4932019 800 2,117 2,917 1,740 4,6572020 300 518 818 2,619 3,4372021 2,675 933 3,608 1,221 4,8292022 1,405 1,405 1,278 2,6832023 1,750 785 2,535 1,348 3,8832024 1,375 2,767 4,142 1,370 5,512Total 32,210 21,471 53,681 24,795 78,476

Subestaciones MVA

400 kV 230 kV 161-69 kV Total


2010 1,383 150 1,533 604 2,1372011 292 200 492 960 1,4522012 133 133 367 5002013 375 18 393 208 6012014 587 28 615 677 1,2922015 100 49 149 234 3832016 562 562 151 7132017 725 150 875 303 1,1782018 858 200 1,058 157 1,2152019 302 3022020 233 220 453 389 8422021 650 650 477 1,1272022 567 567 557 1,1242023 75 75 531 6062024 1,294 1,294 161 1,455Total 7,834 1,015 8,849 6,078 14,927

Compensación MVAr

400 kV 230 kV 161-69 kV Total


4-5

4.4 Escenario por área de control Derivado de la problemática que se prevé en cada una de las áreas de control y haciendo uso de la metodología de planificación y los modelos electrotécnicos, se define un programa de obras de transmisión de corto y mediano plazos. 4.4.1 Área Central El Área de Control Central (ACC) tiene como responsabilidad el suministro de energía eléctrica a la Zona Metropolitana del Valle de México (ZMVM) y región Central, que comprenden geográficamente el Distrito Federal, Estado de México y parcialmente los estados de Hidalgo, Puebla, Morelos, Guerrero y Michoacán. La ZMVM corresponde a 90% del total del consumo del área Central. El 10% restante en demanda está compuesto por las zonas eléctricas Valle de Bravo, Atlacomulco, Altamirano, Zitácuaro e Ixmiquilpan. Desde el punto de vista de la infraestructura de la red eléctrica, el área es alimentada por 16 líneas de transmisión de 400 kV, cinco de 230 kV y dos de 85 kV. Adicionalmente para la regulación dinámica de voltaje se cuenta con Compensadores Estáticos de VAr (CEV) ubicados en las subestaciones de Texcoco, Nopala, Topilejo (-90, + 300 MVAr cada uno) y Cerro Gordo (-75, + 300 MVAr). Con mayor detalle se realiza una descripción de las características y comportamiento de la ZMVM en el anexo C.

En 2009 se espera una demanda máxima integrada para el área de 8,565 MW. De manera histórica los niveles de demanda máxima se han presentado en los meses de noviembre y diciembre, alcanzando su valor más alto en la segunda semana de diciembre.

En su balance carga-generación, el área es importadora de energía, y el suministro depende en gran medida de los enlaces existentes con las áreas vecinas. Por su déficit de generación local tal zona podría ser propensa a problemas de estabilidad de voltaje. Esta es una característica típica de las grandes ciudades del mundo. Debido al crecimiento natural de la demanda en el área, así como la atención a nuevos servicios solicitados se espera que en el corto y mediano plazos se presenten condiciones de operación con demanda de energía creciente. A continuación se describen estas, así como los planes para reforzar la infraestructura de transmisión que permitan resolver posibles saturaciones en la red. Actualmente, la ciudad de Toluca es un punto importante y estratégico de crecimiento industrial y residencial en el país, donde el suministro de energía eléctrica depende de circuitos en 230 kV provenientes de la ZMVM. En el ámbito operativo es importante dar seguimiento a la regulación de voltaje ante la demanda máxima, y ante contingencias supervisar los flujos de potencia en los circuitos restantes. Debido al incremento esperado en esta zona son necesarios refuerzos de transmisión y transformación que permitan mejorar la confiabilidad y establecer la infraestructura necesaria para el crecimiento económico de la ciudad de Toluca. El suministro a la ciudad de Pachuca, el Parque Industrial Reforma y los poblados aledaños como son Juandho, Actopan y Atotonilco, se lleva a cabo por medio de tres circuitos en 85 kV que se encuentran limitados en su capacidad de conducción de energía, lo que podría afectar la confiabilidad del servicio; adicionalmente, se espera un alto crecimiento industrial que requiere nueva infraestructura para lograr un suministro confiable y de calidad.


4-6

Con respecto a la red eléctrica que suministra la región norte del ACC se tiene un corredor importante que proviene de la generación de la central Tula, y está compuesto por cuatro líneas en 230 kV que presentan una afectación en sus estructuras debido a la contaminación a la que están expuestas y su estado de corrosión existente. Ante condiciones de falla se podrían presentar problemas de saturación de los circuitos restantes que predominantemente aportan energía a empresas cementeras. La problemática de la red troncal de la ZMVM en 400 kV consiste en que se registran altos niveles de transmisión de energía en ciertas trayectorias del anillo troncal, presentándose los flujos de transmisión más altos a nivel nacional, y ante la falla de un circuito el restante se encuentra en valores cercanos a su límite. El abastecimiento de agua potable hacia las Ciudades de México y Toluca se lleva a cabo por medio del sistema de bombeo Cutzamala, el cual a su vez depende eléctricamente de la SE Donato Guerra con transformación 400/115 kV; adicionalmente, la subestación mencionada también abastece la energía requerida por las zonas Valle de Bravo y Altamirano. Ante el probable crecimiento de la demanda del sistema Cutzamala se estima en el mediano plazo la necesidad de incremento en la capacidad de transformación. 4.4.1.1 Obras principales Para resolver la problemática se han programado aquellas que resultan de los estudios electrotécnicos y evaluaciones económicas. A continuación se describen dichos proyectos. En la zona Toluca, la red asociada a la SE Deportiva consiste en la construcción de entronques en 230 kV y 400 kV, para utilizar la transformación de 400/230 kV actualmente instalada en dicha subestación. De esta manera se resolverá la problemática existente de suministro y adicionalmente se presentarán ahorros operativos en el sistema eléctrico. El inicio de su operación se estima para principios de 2010. Con el objeto de atender el suministro a la ciudad de Pachuca y sus poblaciones aledañas se programa el reforzamiento de la red existente de 85 kV, repotenciando el corredor Apasco-Juandho-Actopan-Pachuca con un doble circuito en 85 kV con fecha de entrada en operación para noviembre de 2011. Para el mediano plazo se tiene prevista la inclusión de la nueva subestación Pachuca Potencia con transformación de 400/230 kV entroncando la línea existente Poza Rica II-Tula en 400 kV. Esta obra además de apoyar el incremento de la confiabilidad en la zona, representará ahorros operativos considerables. En la parte norte de la ZMVM, se incrementará la capacidad de transmisión con la repotenciación de los circuitos en 230 kV provenientes de la SE Tula, concebido como un proyecto integral para su ejecución en dos etapas. Inicialmente se realizará el tendido del segundo circuito de la línea Jorobas-Tula y posteriormente la repotenciación de los circuitos Tula-Nochistongo que estarán listos para noviembre de 2010. Para noviembre de 2011 se repotenciará el circuito Tula-Texcoco en el tramo Tula-Teotihuacan considerando estructuras de doble circuito con tendido del primero. Para disminuir los altos flujos de potencia y resolver probables saturaciones en la red en 400 kV, será prioritario reforzar la infraestructura de transmisión de la red troncal en 400 kV. Para ello se tiene en programa la construcción del entronque de la subestación La Paz con la línea Tuxpan-Texcoco, que incrementará la capacidad de transmisión de los corredores en 400 kV. Adicionalmente se ha proyectado el doble circuito Valle de México-Victoria en 400 kV como parte de la red asociada a la central CC Valle de México II. Este desarrollo en


4-7

combinación con el entronque de la SE Valle de México con la LT Teotihuacan-Lago permitirían alcanzar el objetivo deseado. Como apoyo para el control y soporte de voltaje en el ACC se tiene en construcción —con fecha de entrada en servicio en noviembre de 2010— un Compensador Estático de VAr en la subestación La Paz (±300 MVAr). Esta obra complementaría los cuatro equipos similares antes mencionados, los cuales proporcionan control dinámico de voltaje, compensando bajos y altos voltajes ante la salida de líneas de transmisión en 400 kV, aumentan la capacidad de transferencia de las líneas que alimentan el área Central y mejoran la confiabilidad y seguridad operativa del suministro a la zona conurbada del Valle de México. Para atender el crecimiento pronosticado en la zona Valle de Bravo y en particular del sistema de Bombeo Cutzamala, se tiene en programa la SE Ixtapantongo Potencia con transformación de 400/115 kV la cual solucionaría la sobrecarga de la transformación de la SE Donato Guerra. Su operación iniciaría en mayo de 2017. Considerando los incrementos en demanda previstos para el mediano plazo, se tiene prevista la entrada en operación de nuevos puntos de transformación en la red troncal de 400 kV, como son Tecomitl Potencia y Chimalpa II que evitarán la saturación de los enlaces internos de la red troncal, además de reducir costos operativos. Debido a la entrada de nueva generación programada en Valle de México y Tula para 2019, 2021 y 2023 el nivel de corto circuito en algunas subestaciones de la red troncal de 400 kV se podría incrementar sustancialmente, por tanto se ha previsto actualizar equipos en la subestación Texcoco y modernizar la subestación Tula. Actualmente se ha iniciado el reemplazo de equipos que han rebasado su capacidad interruptiva. En la figura 4.1 se muestran en un diagrama eléctrico la ubicación de los principales proyectos mencionados.

Principales proyectos en la red troncal del área Central

a Querétaro Maniobras

1

35

a Yautepec Potencia

a San Lorenzo Potencia

a San Martín PotenciaA Lázaro

Cárdenas

Potencia

Atlacomulco

San Bernabé

DonatoGuerra

Topilejo

SantaCruz

La Paz

Texcoco

Teotihuacan

Victoria

Nopala

a Po

za R

ica II

a Tu

xpan

Zona Metropolitana del Valle de México

Tula

Deportiva

PachucaPotencia

TecomitlPotencia

Chimalpa II

Valle de México

Lago

a Pitirera

a Yautepec Potencia

Subestación a 400 kV

Enlace a 400 kV

Delimitación geográfica de la ZMVM

Compensador Estático de VAr

VolcánGordo

Ixtapantongo Potencia

Ciclo combinado


Figura 4.1


4-8

En los cuadros 4.2a, 4.2b y 4.2c se muestran los refuerzos principales programados por CFE y la extinta LyFC. Se incluyen aquellos con cargos constructivos a CFE y LyFC denominados proyectos comunes, además de los que esta empresa tenía previstos en su programa de obras.

Principales obras programadas para el área Central 2010 – 2019

1/ Tendido del primer circuito

Cuadro 4.2a

T: Transformador, AT: Autotransformador

Cuadro 4.2b

Ind. Inductivo Cap. Capacitivo

Cuadro 4.2c

Tula-Nochistongo 230 2 44.0 Nov-10La Paz entronque Tuxpan-Texcoco 400 2 54.0 Nov-11Tecomitl-Ayotla 230 2 14.0 Nov-11Parque Industrial Reforma-Kilómetro 110 230 2 62.0 Nov-11Tula-Teotihuacan 1 230 2 66.0 Nov-11Teotihuacan-Lago 400 2 54.2 Nov-12Ayotla-Chalco 230 1 10.0 Nov-12Zumpango Dos entronque Apasco-Tizayuca 230 2 12.0 Nov-12Requena entronque Tula-Nochistongo 230 2 20.0 Nov-12Lago-Madero 230 2 28.8 Nov-12Victoria-Valle de México 400 2 50.0 Mar-13Huehuetoca entronque Nochistongo-Jorobas 230 2 13.0 Nov-13Cofradía entronque Victoria-Coyotepec 230 2 23.0 Nov-13Pachuca Potencia-Parque Industrial Reforma 230 2 10.0 Nov-14San Mateo Acuitlapilco entronque Tizayuca-Tecamac 230 2 14.0 Nov-14Chimalpa Dos entronque Remedios-Águilas 230 4 40.0 Nov-14Tizayuca-Pachuca Potencia 230 2 70.0 Nov-14Tecomitl entronque Yautepec-Topilejo 400 2 14.0 Nov-16Jaltenco entronque Victoria-Jasso 230 2 16.0 Nov-16Total 615.0

Línea de TransmisiónTensión

kVNúm. de circuitos

Longitud km-c

Fecha de entrada

Totoltepec Bancos 1 y 2 2 T 120 230 /23 Nov-10Zaragoza Bancos 1 y 2 2 T 120 230 /23 Nov-10Taxqueña Bancos 1 y 2 2 T 120 230 /23 Nov-10Lago Bancos 1 y 2 6 AT 660 400 /230 Nov-12Lomas Verdes Bancos 1 y 2 2 T 120 230 /23 Nov-12Requena Banco 1 1 T 60 230 /23 Nov-12Volcán Gordo Banco 1 4 T 500 400 /115 Jul-14Chimalpa II Banco 1 4 AT 500 400 /230 Nov-14Pachuca Potencia Banco 1 4 AT 500 400 /230 Nov-14Tecomitl Potencia Banco 1 4 AT 500 400 /230 Nov-16Ixtapantongo Potencia Banco 1 4 T 500 400 /115 May-17Lechería Bancos 1 Y 2 2 T 200 230 /85 Mar-18Tula Ct Banco 3 4 AT 500 400 /230 Nov-19Total 4,400

Subestación Cantidad EquipoCapacidad

MVARelación de

transformaciónFecha de

entrada

La Paz CEV Compensador Estático de VAr 400 300/300 Ind./Cap. Nov-10Total 600.0

Compensación EquipoTensión

kVCapacidad

MVArFecha de

entrada


4-9

4.4.1.2 Red de transmisión asociada a Valle de México II El proyecto de generación consiste en la instalación de un ciclo combinado con capacidad de 601 MW. La central se ubicará en el municipio de Acolman al noreste del estado de México. Ante el crecimiento poblacional que se ha presentado en la ZMVM, los sitios de generación eléctrica ubicados al interior de la ZMVM han tomado gran importancia. Por dicha razón se ha previsto el aprovechamiento óptimo de los espacios existentes, tal como el sitio Valle de México, en donde previo a la entrada en operación del proyecto Valle de México se ha contemplado un proyecto de modernización de la subestación Valle de México en 230 kV con la entrada en operación de equipo encapsulado y aislado en SF6, así como la reconfiguración de la topología de los circuitos que inciden a la subestación. Este proyecto permitirá aprovechar equipamiento que había sido adquirido por la extinta LyFC y estaba asignado para la modernización de la subestación de 230 kV que tenía a cargo LyFC. Para la conexión del proyecto de generación se requiere como red asociada la ampliación de la subestación encapsulada con cuatro alimentadores adicionales. Ver figura 4.2a. Es relevante mencionar que el sitio Valle de México se encuentra en una zona de alta contaminación del tipo industrial. La construcción del proyecto de subestación con las características mencionadas (encapsulada) aporta beneficios como son la reducción de los efectos de contaminación hacia los equipos eléctricos, incrementando la confiabilidad de la operación.

Red de transmisión asociada a Valle de México II

a Tula

a Victoria

a Tizayucaa Tula

Victoria

a La Manga

CartagenaTecamac

móvil

Valle de México

Ecatepec

CerroGordo

Xalostoc

Kilómetrocero

Esmeralda Madero

Azteca

Teotihuacan

Texcoco


Ciclo Combinado


Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

CEV

Figura 4.2a


4-10

4.4.1.3 Red de transmisión asociada a Centro Este proyecto se ubicará en un nuevo sitio cercano al poniente de la ciudad de Cuautla en el estado de Morelos. La red asociada para el proyecto de generación contempla la construcción de una nueva subestación de potencia en el nivel de 400 kV en un predio aledaño a la planta generadora que consiste en seis alimentadores en 400 kV (dos alimentadores para LT Yautepec-Centro y cuatro alimentadores para las unidades generadoras). En forma adicional se requiere la ampliación de la Subestación Yautepec con dos alimentadores en 400 kV. Ver figura 4.2b. Para transmitir la energía generada es necesario la construcción de un doble circuito en el nivel de 400 kV con doble conductor por fase y calibre 1113 MCM del tipo ACSR, con longitud aproximada de 5 kilómetros.

Red de transmisión asociada a Centro

a Santa Cruza San Bernabé

a Tecali

Topilejo

Yautepec

Centro Subestación a 400 kV

Enlace a 400 kV

Ciclo Combinado

Figura 4.2b


4-11

4.4.2 Área Oriental Su infraestructura eléctrica atiende a los estados de Guerrero, Morelos, Puebla, Tlaxcala, Veracruz, Oaxaca, Tabasco y Chiapas. Asimismo, el área está conformada por cuatro Divisiones de Distribución que son: Oriente, Centro Oriente, Centro Sur y Sureste. En 2009 se ha presentado una demanda máxima del área de 6,082 MW. La capacidad de generación en el área a diciembre de 2008 fue de 12,740 MW, de los cuales 48% del total es del tipo hidroeléctrico principalmente del Complejo Grijalva. La operación de la red eléctrica principal del sureste en 400 kV está ligada al despacho de la generación hidroeléctrica, la cual es utilizada principalmente para cubrir los periodos de demanda máxima del área y del SIN. Dada la longitud de dicha red se requieren para su control esquemas de compensación capacitiva e inductiva. Por un lado, en la condición de punta para el área Oriental o para el SIN es necesario transmitir grandes bloques de energía lo cual requiere de compensación dinámica, y por otro lado en los puntos de demanda mínima con un nulo despacho hidroeléctrico, se requiere tener en servicio reactores en derivación y condensadores síncronos. A partir de 2009 entrarán en operación parques de generación eólica en el Istmo de Tehuantepec. Se tiene prevista la adición de capacidad de 2,487 MW de 2009 a 2011. Del total anterior, 1,789 MW corresponden a los proyectos denominados de TA, los cuales consideran 1,486 MW en la modalidad de autoabastecimiento y 303 MW de los proyectos Oaxaca II, III y IV en la modalidad de Producción Independiente de Energía. Su red asociada considera la línea de transmisión en dos circuitos de 400 kV de la nueva subestación La Ventosa a El Juile. Durante 2009 entraron en operación comercial 330 MW de las centrales eólicas Eurus y Parques Ecológicos de México (con 250 MW y 80 MW de capacidad respectivamente), interconectándose en el nivel de 230 kV. Para 2010 iniciarán su operación diversos parques con 166 MW de capacidad en el nivel de 115 kV. Todos ellos en la modalidad de autoabastecimiento. Finalmente, los proyectos Oaxaca I y la Venta III entrarán en operación para diciembre de 2010 y junio de 2011 respectivamente, con 101 MW de capacidad de generación cada uno. 4.4.2.1 Obras principales Actualmente y de acuerdo con el crecimiento esperado de la demanda, se tienen identificados refuerzos en la transmisión y transformación en diferentes puntos de la red eléctrica como en las zonas de Papaloapan, Poza Rica, Veracruz, Villahermosa, Tlaxcala y Acapulco. Derivado de la poca disponibilidad de la generación en la zona Papaloapan, para 2010 se considera necesario agregar infraestructura con el fin de aumentar la capacidad de conducción y el control del voltaje por altos flujos en 115 kV. Con la entrada en operación para enero de 2011 de la subestación Cerro de Oro, con 375 MVA4

/ y relación de transformación 400/115 kV se garantiza el suministro de energía eléctrica a esta zona.

Para 2010 se deberá reforzar la capacidad de transmisión, para reducir posibles efectos adversos derivados de un crecimiento en la demanda en el estado de Tabasco y baja generación o la indisponibilidad de unidades de la central hidroeléctrica Peñitas. Con la entrada

4/ Se considera adicionalmente una fase de reserva


4-12

en operación del proyecto Malpaso-Tabasco para septiembre de 2010, que considera la construcción de la subestación Tabasco de 750 MVA4/ de 400/230 kV y el tendido del segundo circuito de la LT Malpaso-Macuspana II de 103.3 km-c se iniciará la operación de la red en 400 kV, lo cual permitirá atender el crecimiento de la demanda de las regiones La Chontalpa, Villahermosa y Los Ríos. Así mismo este proyecto continuará hacia la subestación Escárcega del área Peninsular operando en 400 kV los enlaces entre áreas. Con el nivel de demanda esperado en 2010 y ante salida o mantenimiento del ciclo Dos Bocas en 115 kV, el autotransformador LAV-AT3 podría presentar sobrecargas, tanto en demanda mínima como en condiciones de demanda máxima, además de que la transformación 230/115 kV de 450 MVA en la SE Veracruz II estaría en su límite en condiciones de demanda máxima. El proyecto Laguna Verde-Jamapa, que considera entre otras obras 169.4 km-c en 400 kV, dos bancos autotransformadores de 375 MVA4/ cada uno con relación 400/230 kV en la SE Jamapa y uno de 225 MVA4/ con relación 230/115 kV en la SE Jardín, permitirá evitar esta problemática. Su entrada en operación está programada para diciembre de 2010. De acuerdo al crecimiento de la demanda de las zonas Poza Rica y Teziutlán, su transformación estaría llegando a su límite operativo en 2010. El proyecto Papantla banco 1, de 375 MVA4/ de capacidad y relación de tensión 400/115 kV, evitará la saturación de la transformación y la transmisión de 115 kV; entrará en operación en enero de 2011. En la figura 4.3 se muestran los principales proyectos del área.

Principales proyectos en la red troncal del área Oriental

Juile

Laguna Verde

Veracruz

Coatzacoalcos

VillahermosaDos Bocas

Chicoasén

Peñitas

Tuxtla

Malpaso

Tuxpan

Oaxaca

OrizabaTecali

Mezcala

Poza Rica

Jalapa

Yautepec

Cerro de OroCaracol

La Ciénega

Mazatepec

Teziutlán

Angostura

TapachulaPotencia

Temascal I

Temascal II

Ixtapa Potencia

Pie de la Cuesta

Op. 115 kV

Minatitlán II

San Lorenzo

Los Ríos

Tres Estrellas

Juchitán II

La Venta I,II

Cárdenas II

Zapata

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Turbogás




Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

a Tula

La Malinche

a Lázaro Cárdenas Potencia

Barra Vieja

Jamapa

Papantla

La Ventosa

Comalcalco Potencia

Tenosique

Huatulco

TehuacánPotencia

Atlixco Potencia

Km.20

Tabasco

Eoloeléctrica

a Teotihuacan

a La Paz

a Zictepec

a Topilejo

a Texcoco

Estructura de doble circuitoTendido de un circuito

a Santa Lucia

a Escárcega

Nucloeléctrica

Figura 4.3


4-13

El proyecto La Malinche banco 1 de 225 MVA4/ de capacidad de transformación y relación 230/115 kV con 88 km-c en 115 kV, permitirá atender el incremento de la demanda en la zona Tlaxcala, evitando la saturación de los bancos de la SE Zocac. Su entrada en operación está programada para mayo de 2012. La nueva subestación Comalcalco Potencia de 225 MVA4/, 230/115 kV y la construcción de 45 km-c de línea de transmisión en 230 kV evitarán la saturación en la zona Chontalpa en el estado de Tabasco al incrementar la capacidad de transformación y transmisión. Su entrada en operación está programada para mayo de 2012. Así mismo, para evitar sobrecarga en transformación se considera ampliar a fines de 2012 la capacidad de la SE Pantepec con un segundo banco de 100 MVA, 230/115 kV y garantizar el suministro al norte del estado de Veracruz así como a la zona Huejutla. Derivado de los aumentos en demanda de las cargas industriales como Cryoinfra e Hylsa en Puebla, se prevé ampliar con un segundo banco la SE Puebla II de 300 MVA, 400/230 kV para 2013. Con la entrada en operación del proyecto Huatulco Potencia en diciembre de 2013, de 225 MVA4/ de capacidad y relación de transformación 230/115 kV se garantizará el suministro de energía eléctrica con calidad y confiabilidad a la zona Huatulco al operar el sistema en 230 kV entre Tehuantepec y Huatulco. Para las ciudades de Acapulco y Zihuatanejo, en 2016 se considera operar el enlace Lázaro Cárdenas- Ixtapa Potencia - Pie de la Cuesta en tensión de 400 kV con la construcción de la nueva subestación Barra Vieja y ampliando las subestaciones Pie de la Cuesta e Ixtapa Potencia instalando 975 MVA4/ con transformación 400/230 kV además de 325 MVA4/ de transformación 230/115 kV. Para la Costa Chica del estado de Guerrero se tiene en programa para 2020 la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica Paso de la Reina con 510 MW. Con el fin de reforzar la red eléctrica de transmisión para esa región se considera la instalación de dos bancos de transformación 230/115 kV de 100 MVA4/, uno en la subestación de la central (2020) y otro en Pochutla (2021), para mejorar el suministro a poblaciones como Santiago, Pinotepa Nacional y San Pedro Pochutla. Para el estado de Puebla, se considera en 2017 la construcción de las subestaciones Tehuacán Potencia y Atlixco Potencia de 400/115 KV con capacidad de 375 MVA4/ con el fin de descargar la red de subtransmisión de 115 kV. Para el largo plazo (2021) se visualiza la ampliación de la transformación de la SE Tecali con un segundo transformador 400/230 kV. Con la entrada en operación del enlace a 400 kV entre México y Guatemala, se podrían presentar problemas de inestabilidad al incrementar los flujos de potencia y con ello restringir el uso pleno del enlace. Esto es debido a que la interconexión eléctrica centroamericana se caracteriza por ser longitudinal, es decir pocas centrales generadoras, redes no malladas y grandes distancias. Se estima que al completarse la red del Sistema de Interconexión Eléctrica para los Países de América Central (SIEPAC) mejorará tal condición. Adicionalmente y de manera preventiva se estudian otras alternativas para mejorar el aprovechamiento del enlace México-Guatemala mediante dispositivos asíncronos que permitan eliminar los riesgos de inestabilidad entre sistemas. En los cuadros 4.3a, 4.3b y 4.3c se muestran los principales refuerzos de líneas de transmisión, transformación y compensación respectivamente en el área Oriental para 2010-2019.


4-14

Principales obras programadas para el área Oriental 2010-2019

1/Tendido del primer circuito 2/Tendido del segundo circuito 3/Operación inicial 115 kV

Cuadro 4.3a

La Venta II - Juchitán II 2 230 2 17.8 Jun-10Cárdenas II - Comalcalco Oriente 2,3 230 2 48.0 Jul-10Juile - Cerro de Oro 2 400 2 154.2 Sep-10Tabasco entronque Malpaso - Macuspana II Línea 1 400 2 8.2 Sep-10Tabasco entronque Malpaso - Macuspana II Línea 2 400 2 9.2 Sep-10La Ventosa - Juile 400 2 271.6 Sep-10Malpaso - Macuspana II 2 400 2 103.3 Sep-10Tabasco - Escárcega 2 400 2 177.1 Oct-10Laguna Verde - Jamapa 400 2 169.4 Dic-10Mezcalapa Switcheo - Cárdenas II 230 1 44.9 May-12Jamapa - Dos Bocas 1 230 2 20.0 May-12Laguna Superior - Cerro de Oro 1 400 2 250.0 Oct-12Laguna Superior - Cerro de Oro 2 400 2 250.0 Oct-14Laguna Superior - La Ventosa 1 400 2 50.0 Oct-15Angostura - Tapachula Aeropuerto 2 400 2 193.5 May-16Barra Vieja entronque Ixtapa Potencia - Pie de la Cuesta 400 2 106.0 Oct-16Barra Vieja entronque Mezcala-Los Amates 230 2 68.0 Oct-16Barra Vieja - Quemado 230 1 41.0 Oct-16Tecali - Yautepec Potencia 2 400 2 118.0 Dic-16Juchitán II - Salina Cruz I 230 2 76.0 Dic-16Huatulco Potencia - Pochutla 3 230 1 69.0 Dic-16Tehuacán Potencia entronque Temascal II - Tecali 400 2 36.0 Dic-17Tenosique - Los Ríos 230 2 104.0 Mar-18Jamapa - Ojo de Agua Potencia 400 2 170.0 Oct-19Total 2,555.2



Longitud km-c

Fecha de entrada


4-15

Principales obras programadas para el área Oriental 2010-2019

AT: Autotransformador T: Transformador

Cuadro 4.3b


Cuadro 4.3c

Tabasco Bancos 1 Y 2 7 AT 875 400 /230 Sep-10La Ventosa Bancos 1, 2, 3 10 AT 1250 400 /230 Sep-10La Ventosa Bancos 4 y 5 7 T 875 400 /115 Sep-10Jamapa Bancos 1 Y 2 7 AT 875 400 /230 Dic-10Jardín Banco 1 (SF6) 4 AT 300 230 /115 Dic-10Cerro de Oro Banco 1 4 T 500 400 /115 Ene-11Papantla Banco 1 4 T 500 400 /115 Ene-11Dos Bocas Banco 7 (SF6) 4 AT 300 230 /115 May-12Amatlán II Banco 3 3 AT 100 230 /115 May-12La Malinche Banco 1 4 AT 300 230 /115 May-12Comalcalco Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 May-12Pantepec Banco 2 3 AT 100 230 /115 Dic-12Puebla II Banco 4 3 AT 225 400/230 Mar-13Huatulco Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 Dic-13Macuspana II Banco 4 3 AT 100 230 /115 May-14Angostura C.H. Banco 7 3 T 225 400 /115 Dic-14Olmeca Banco 1 4 AT 300 230 /115 May-16Pie de la Cuesta Banco 2 4 AT 500 400 /230 Oct-16Barra Vieja Banco 1 3 AT 375 400 /230 Oct-16Ixtapa Potencia Banco 3 4 AT 300 400 /230 Oct-16Barra Vieja Banco 2 3 AT 225 230 /115 Oct-16Ixtapa Potencia Banco 2 3 AT 100 230 /115 Dic-16Tehuacán Potencia Banco 1 4 T 500 400 /115 Dic-17Atlixco Potencia Banco1 4 T 500 400 /115 Dic-17Alpuyeca Banco 1 4 AT 300 230 /115 Dic-17Total 10,225


MVARelación de


entrada

Huejutla MVAr Capacitor 115 7.5 May-10Tempoal II MVAr Capacitor 115 7.5 May-10San Rafael II MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-10Teziutlán MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-10Jalpa MVAr Capacitor 115 7.5 Jul-10Tulipán MVAr Capacitor 115 7.5 Jul-10Juile MVAr Reactor 400 75.0 Sep-10La Ventosa CEV Compensador Estático de VAr 400 300/300 Ind./Cap. Sep-10Ocosingo MVAr Capacitor 115 7.5 Dic-10San Cristóbal Oriente MVAr Capacitor 115 15.0 Dic-10Matamoros MVAr Capacitor 115 22.5 Abr-12Villa Hermosa II MVAr Capacitor 115 22.5 May-12Ciudad Industrial MVAr Capacitor 115 15.0 May-12Tabasquillo MVAr Capacitor 115 15.0 May-12Teapa MVAr Capacitor 115 15.0 May-12Cerro de Oro MVAr Reactor 400 133.3 Oct-12Laguna Superior CEV Compensador Estático deVAr 400 50/300 Ind./Cap. Oct-13Huatulco Potencia MVAr Reactor 230 18.0 Dic-13Tamulté MVAr Capacitor 115 22.5 May-14Saloya MVAr Capacitor 115 15.0 May-14Cerro de Oro MVAr Reactor 400 100.0 Oct-14Tapachula Potencia MVAr Reactor 400 100.0 May-16Martínez de la Torre II MVAr Capacitor 115 15.0 Dic-17Total 1,601.3


kVCapacidad

MVArFecha de

entrada


4-16

4.4.2.2 Red asociada a las centrales geotermoeléctricas Humeros Fase A y Fase B La central geotermoeléctrica Humeros actualmente cuenta con ocho unidades de 5 MW cada una para una capacidad instalada total de 40 MW. Está ubicada en la zona de distribución Teziutlán. Los proyectos Humeros Fase A y Fase B consideran la instalación de unidades de 25 MW cada una y tienen fecha de entrada en operación en octubre de 2011 y mayo de 2012 respectivamente. La red de transmisión asociada para la Fase A consiste en la línea Unidad 9 entronque Humeros – Humeros II, de dos circuitos de 1.4 km tendido del primero. Su fecha de entrada en operación se prevé para abril de 2011. Para la Fase B se completa el esquema con la construcción de la nueva subestación Humeros III que considera cuatro alimentadores en 115 kV y un transformador de 9.4 MVA de capacidad de relación 115/13.8 kV con fecha de entrada en operación en diciembre de 2011. Asimismo esta fase incluye la construcción de una línea en 115 kV de 6.4 km-c doble circuito para entroncar Humeros III a la línea Humeros II-Libres, el tendido del segundo circuito de 1.4 km para conectar ambas fases a la subestación Humeros III. La figura 4.4 muestra la red asociada con el esquema final.

Red asociada a las centrales geotermoeléctricas Humeros Fase A y Fase B

a Zacapoaxtla a Teziutlán

Eoloeléctrica


Enlace a 115 kV

Humeros II

Humeros III

Humeros5 x 5 MWa Libres

Humeros Fase B

(Unidad 10)25 MW

Humeros Fase A(Unidad 9)

25 MW

Figura 4.4


4-17

4.4.2.3 Red asociada a la central eólica Oaxaca I Esta planta eólica se construirá cerca de La Venta II en el municipio de Juchitán, con una capacidad de 101 MW. La central está programada para entrar en operación en diciembre de 2010 y su red asociada tiene fecha de entrada en operación para junio del mismo año; consiste en una línea de transmisión de 17.8 km en 230 kV tendido del segundo circuito entre Juchitán II – La Venta II. También se instalarán tres alimentadores en 230 kV, uno en Juchitán II y dos en La Venta II. La figura 4.5 muestra la red asociada.

Red asociada a la central eólica Oaxaca I

Eoloeléctrica


Enlace a 230 kV

Oaxaca I101 MW

Juchitán II

La Venta II

a Juile

a Juile

a Matías Romero Potencia

Figura 4.5


4-18

4.4.2.4 Red asociada a la central eólica La Venta III El proyecto entrará en operación para junio de 2011. Su red de transmisión asociada consiste en un alimentador de 230 kV en la subestación La Venta II como punto de interconexión. Está programada para iniciar su operación en diciembre de 2010. La figura 4.6 muestra la red asociada.

Red asociada a la central eólica La Venta III

Oaxaca I101 MW

Juchitán II

La Venta II

a Juilea Juile

a Matías Romero Potencia

Eoloeléctrica


Enlace a 230 kV

La Venta III101 MW

Figura 4.6


4-19

4.4.2.5 Red asociada a las centrales eólicas de la Temporada Abierta y Oaxaca II, III y IV

Se tiene programada la entrada en operación del proyecto de TA que incorporará 1,789 MW de capacidad de generación entre 2010 y 2011, de los cuales 1,486 MW provendrían de centrales de autoabastecimiento y 303 MW de las plantas eólicas Oaxaca II, III y IV. Este desarrollo de infraestructura consiste en la construcción de una línea de transmisión de doble circuito de 271.6 km-c en 400 kV de tres conductores por fase 1113 ACSR, que partirá de la nueva subestación colectora La Ventosa, ubicada en la zona del Istmo de Tehuantepec, hacia la SE Juile. Adicionalmente el proyecto considera el tendido del segundo circuito en 400 kV de aproximadamente 154.2 km entre las subestaciones Juile - Cerro de Oro y un reactor de 75 MVAr en la SE Juile. En total se construirán 425.8 km-c de líneas de transmisión en este nivel de tensión. La SE La Ventosa se integrará por dos bancos transformadores de 400/115 kV y tres bancos de 400/230 kV con una capacidad total de 1,875 MVA4/. Asimismo se requerirán seis bahías de alimentadores en 400 kV. También integra un dispositivo dinámico de control de voltaje (CEV) de ±300 MVAr en 400 kV en la subestación. Las obras asociadas a los proyectos Oaxaca II, III y IV consisten en tres alimentadores de 230 kV en la subestación La Ventosa para recibir en este punto 303 MW de generación. En la figura 4.7 se muestra la red de transmisión asociada al proyecto de TA.

Red asociada a las centrales eólicas de la Temporada Abierta y Oaxaca II, III y IV

Eoloeléctrica

Enlace a 400 kV

Reactor

CEV

a Temascal II

La Ventosa


a Cerro de Oro

Juile

a Manuel Moreno Torres

Oaxaca II, III y IV3 x 101 MW

Temporada Abierta1,487 MW

+/- 300 MVAr

Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV

75 MVAr

Figura 4.7


4-20

4.4.3 Área Occidental Se encuentra ubicada en la parte centro y occidente del país. Comprende nueve estados. Para fines de análisis de redes eléctricas se subdivide en tres regiones, las cuales están conformadas de la siguiente manera: Región Bajío: Aguascalientes, Guanajuato, Querétaro, San Luis Potosí y Zacatecas Región Centro Occidente: Colima y Michoacán Región Jalisco: Jalisco y Nayarit En 2009 presentó una demanda máxima de 7,908 MW. A nivel región, el Bajío representa 54% de esta demanda y las regiones Jalisco y Centro Occidente 23% cada una. En la región Bajío se encuentran varias zonas con densidades altas de carga de tipo industrial, residencial y riego agrícola. La región Jalisco presentó una demanda máxima de 1,740 MW en 2009 siendo la zona metropolitana de Guadalajara la principal carga de la región. La empresa acerera SERSIINSA, con una demanda de 800 MW en el nivel de 230 kV es la carga más importante de la región Centro Occidente. Debido a que el comportamiento de la demanda horaria a nivel área es muy similar durante las horas de día, su factor de carga anual es de 74%, lo cual implica grandes necesidades de suministro la mayor parte del tiempo. A diciembre de 2008 la capacidad de generación instalada fue de 10,714 MW de los cuales 27% son del tipo hidroeléctrica con un factor de planta anual para las centrales Aguamilpa y el Cajón (1,710 MW) en el rango de 30% y para la central Zimapán (292 MW) de 67 por ciento. A su vez, la carboeléctrica Plutarco Elías Calles (2,100 MW) que representa 22% de la capacidad instalada, prácticamente está destinada a cubrir parte de la demanda de las áreas Occidental, Central y Oriental. Sin embargo, los grandes centros de generación base que suministran energía eléctrica se encuentran alejados de los centros de carga. Por ejemplo, Guadalajara se abastece principalmente de la CT Manzanillo localizada a 200 km de distancia aproximadamente. Para las centrales hidroeléctricas en el área, el despacho obedece principalmente a su demanda máxima y en parte se ajusta para apoyar la demanda punta del SIN. Sin embargo, para cumplir con el suministro al área se requiere importar energía desde otras áreas la mayor parte del tiempo. Por lo anterior, para cubrir el déficit de generación local y contar con la confiabilidad y seguridad necesarias, el Occidental cuenta con enlaces de transmisión en 400 y 230 kV con las áreas vecinas. Con el Noroeste se tienen dos líneas en 400 kV, seis hacia la Noreste en el mismo nivel de tensión, una con la Norte en 230 kV, cinco con la Central en 400 kV y tres en 230 kV, y finalmente una línea en 230 kV con la Oriental. Para atender el crecimiento natural de la demanda del área, en el mediano plazo será necesario contar con los siguientes proyectos de transmisión, transformación, compensación y generación.


4-21

4.4.3.1 Obras principales La subestación Cañada banco 3, con capacidad de 375 MVA4/ y relación de tensión 400/115 kV, satisfará el crecimiento del mercado eléctrico en la parte norte de la zona Aguascalientes y compartirá reserva de transformación con la SE Aguascalientes Oriente. Entrará en operación en septiembre de 2010. La transformación Tapeixtles Potencia banco 3, con capacidad de 375 MVA y relación de tensión de 400/115 kV, permitirá reducir la carga de los bancos 230/115 kV de la SE Colomo y atender la demanda de la zona Manzanillo. Su entrada en operación se prevé para septiembre de 2010. El proyecto Tesistán banco 5 atenderá el crecimiento de demanda al norte de la zona metropolitana de Guadalajara, con la entrada en operación para mayo de 2011 de un banco de transformación con capacidad de 375 MVA4/ y relación de tensión 400/69 kV con el fin de reforzar la transformación 400/230 kV y 230/69 kV de esta subestación. Para julio de 2011 se tiene programada la nueva subestación Manzanillo I tipo encapsulada en SF6 con 17 alimentadores en 400 y 230 kV. El banco 1 de la subestación Guadalajara Industrial permitirá atender el crecimiento de demanda al sureste de la zona metropolitana de Guadalajara. Evitará la saturación de la transformación 230/69 kV de la SE Guadalajara II, con la entrada en operación de un banco con capacidad de 60 MVA con relación de tensión 230/23 kV. Su operación se prevé para julio de 2011. En la figura 4.8 se muestran los principales proyectos.

Principales proyectos en la red troncal del área Occidental

Tepic II

Guadalajara

Aguamilpa

Infiernillo

La Villita

Manzanillo

Tapeixtles

CCBajío

Azufres

Charcas Potencia

Zacatecas II

Primerode Mayo

Villa de Reyes

Tula

Zimapán

Ixtapa Potencia

Petacalco

El Cajón

Vallarta Potencia

Carapan

Jiliapan

a Donato Guerra

a Tamazunchale

a Anáhuac Potencia

a Ramos Arizpe

a Vicente Guerreo II

a Mazatlán II

La Yesca

Nuevo Vallarta

a Pie de la Cuesta

Moctezuma Potencia

La Pila

San JoséEl Alto

Apatzingán Potencia

Tecozautla Potencia

CC Occidental I

Cañada

Tarímbaro

CCSalamanca

Coinan Potencia

Potrerillos

Cerro Blanco



Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV


CEV

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Turbogás

Térmica Convencional

Carboeléctrica

Geotermoeléctrica

TesistánIxtlahuacán

Zapotlanejo

Atequiza

Acatlán

CC Guadalajara I

Niños Héroes

Zapopan

Guadalajara

El Potosí

San Luis de la Paz

Querétaro I

Pátzcuaro Potencia

GuadalajaraIndustrial

Mazamitla

Carboeléctrica del Pacífico

a Teotihuacan

a Victoria

Figura 4.8


4-22

El proyecto de transformación Querétaro I banco 1 sustitución, con capacidad de 225 MVA y relación de tensión de 230/115 kV satisfará el crecimiento del mercado eléctrico en la zona Querétaro para junio de 2012, al evitar la sobrecarga del banco de 100 MVA de esta subestación. El banco 5 de Tepic II con capacidad de 100 MVA y relación de tensión de 230/115 kV, reforzará la transformación 230/115 kV de esta subestación y permitirá atender el crecimiento de la zona Tepic. Su entrada en operación se prevé para septiembre de 2012. El proyecto Nuevo Vallarta banco 1 con capacidad de transformación de 225 MVA4/ y relación de tensión 230/115 kV atenderá los crecimientos de demanda de la zona Vallarta. Evitará la sobrecarga de la actual SE Vallarta Potencia. La entrada en operación se tiene programada para marzo de 2013. Para febrero de 2014 el proyecto San Luis de la Paz II banco 2 satisfará el crecimiento de demanda en la zona San Luis de la Paz, con la entrada en operación de un banco de transformación con capacidad de 225 MVA y relación de tensión 230/115 kV. El banco 2 de Guadalajara Industrial permitirá atender el crecimiento de demanda al sureste de la zona metropolitana de Guadalajara. Reforzará la transformación 230/69 kV de la SE Guadalajara II, con la entrada en operación de un banco con capacidad de 225 MVA4/ con relación de tensión 230/69 kV. Su operación se prevé para junio de 2014. Para 2015-2019 en forma general y con base en los crecimientos de la demanda estimados, se programan varios refuerzos de transmisión y transformación en el área, en los que destacan una tercera fuente de alimentación en 230 kV hacia la zona Vallarta desde la subestación Cerro Blanco (2015) y transformación 400/230 kV para atender las zonas Uruapan y Apatzingán también para el mismo año. Para 2016 se tiene programada la operación en 400 kV del enlace entre las áreas Occidental y Oriental con el tendido del segundo circuito de la línea Lázaro Cárdenas Potencia – Ixtapa Potencia. El tendido del primer circuito de la línea de 400 kV entre las subestaciones Manzanillo y Cajititlán se tiene considerado para 2017. Para 2018 la línea en 400 kV entre las subestaciones Cajititlán y Potrerillos, transformación 400/115 kV en la SE La Pila en la zona San Luis Potosí y transformación 400/230 kV con la nueva SE San José El Alto en la zona Querétaro. Para 2019 transformación 400/230 kV en la subestación Atequiza de la zona metropolitana de Guadalajara. De igual modo, para el mismo periodo se programan varios proyectos de compensación tanto capacitiva como inductiva, resaltando dos Compensadores Estáticos de VAr, uno en la SE Vallarta Potencia con una capacidad de 50/150 MVAr Inductivo/Capacitivo (2017) y otro en la SE Zacatecas II para 2018 de 70/200 MVAr Inductivo/Capacitivo. Finalmente para 2020-2024, se tienen programados otros refuerzos de transmisión y transformación en el área, en los que destacan transformación adicional 400/230 kV en la zona metropolitana de Guadalajara, un corredor de 400 kV entre las zonas Lázaro Cárdenas y Salamanca en 2020, y otro enlace de 400 kV entre las zonas San Luis Potosí y Querétaro, entre otros. En los cuadros 4.4a, 4.4b y 4.4c se muestran los principales refuerzos de líneas de transmisión, transformación y compensación respectivamente, programados para el área Occidental durante 2010-2019.


4-23

Principales obras programadas para el área Occidental 2010 – 2019

1/Tendido del primer circuito 2/Tendido del segundo circuito

Cuadro 4.4a

AT: Autotransformador T:Transformador

Cuadro 4.4b

Tapeixtles Potencia - Tecomán 1 230 2 46.1 Sep-10La Yesca - Ixtlahuacán 400 2 218.4 Jul-11Nuevo Vallarta entronque Tepic II - Vallarta Potencia 230 2 29.4 Mar-13Tesistán - Zapopan 230 2 47.2 Mar-14Tapeixtles Potencia - Tecomán 2 230 2 46.6 May-15Cerro Blanco - Vallarta Potencia 1 230 2 100.0 May-15El Llano entronque Aguascalientes Potencia - Cañada L1 400 2 40.0 Oct-15Lázaro Cárdenas Potencia - Ixtapa Potencia 2 400 2 74.8 Oct-16Manzanillo I - Cajititlán 1 400 2 197.0 Oct-17Cajititlán entronque Atequiza - Salamanca II 400 2 20.0 Oct-17San José El Alto - Querétaro Potencia Maniobras 400 2 72.0 Abr-18La Pila entronque Anáhuac Potencia - El Potosí L1 400 2 24.0 Abr-18La Pila entronque Anáhuac Potencia - El Potosí L2 400 2 24.0 Abr-18Cajititlán - Potrerillos 1 400 2 170.0 Oct-18Uruapan Potencia - Pátzcuaro Potencia 1 230 2 60.0 Sep-19Ixtlahuacán - Zapotlanejo 400 1 21.0 Oct-19Zapotlanejo entronque Atequiza - Aguascalientes Potencia 400 2 36.2 Oct-19Salamanca CC - Celaya III 230 1 40.0 Dic-19Total 1,266.7

Línea de TransmisiónNúm. de circuitos

Longitud km-c

Fecha de entrada

Cañada Banco 3 4 T 500 400 /115 Sep-10Tapeixtles Potencia Banco 3 3 T 375 400 /115 Sep-10Tesistán Banco 5 4 T 500 400 /69 May-11Manzanillo I (SF6) Sustitución 17 Alimentadores 400 /230 Jul-11Guadalajara Industrial Banco 1 1 T 60 230 /23 Jul-11Querétaro I Banco 1 Sustitución 3 AT 225 230 /115 Jun-12Tepic II Banco 5 3 AT 100 230 /115 Sep-12Nuevo Vallarta Banco 1 4 AT 300 230 /115 Mar-13San Luis de la Paz II Banco 2 4 AT 300 230 /115 Feb-14Guadalajara Industrial Banco 2 4 T 300 230 /69 Jun-14Cerro Blanco Banco 1 4 AT 500 400 /230 May-15Tecozautla Potencia Banco 1 3 AT 100 230 /115 Jun-15Apatzingán Potencia Banco 1 4 AT 500 400 /230 Oct-15Salamanca II Banco 2 Sustitución 4 T 500 400 /115 Nov-15Potrerillos Banco 4 4 T 500 400 /115 Abr-16Moctezuma Potencia Banco 1 4 AT 133 230 /115 Feb-17Tarímbaro Banco 1 4 AT 133 230 /115 Sep-17San José El Alto Banco 1 4 AT 500 400 /230 Abr-18La Pila Banco 1 Sustitución 7 T 875 400 /115 Abr-18Corregidora Banco 1 4 AT 300 230 /115 Abr-18Coinan Potencia Banco 1 4 T 500 400 /115 Oct-18San Luis de la Paz II Banco 1 3 AT 225 230 /115 Feb-19Pátzcuaro Potencia Banco 1 4 AT 133 230 /115 Sep-19Atequiza Banco 6 3 AT 300 400 /230 Oct-19Total 7,860


MVARelación de


entrada


4-24

Principales obras programadas para el área Occidental 2010 – 2019


Cuadro 4.4c

Boquilla MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-11La Yesca MVAr Reactor 400 116.6 Jul-11Cocula MVAr Capacitor 115 7.5 Ago-11Abasolo I MVAr Capacitor 115 30.0 Feb-12San Juan del Río Oriente MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-12Nuevo Vallarta MVAr Capacitor 115 15.0 Mar-13Pátzcuaro Norte MVAr Capacitor 115 30.0 Sep-13Silao II MVAr Capacitor 115 30.0 Feb-14Zacatecas II MVAr Capacitor 115 30.0 May-15Fresnillo Norte MVAr Capacitor 115 15.0 May-15Salamanca II MVAr Capacitor 115 30.0 Ene-17Vallarta Potencia CEV Compensador Estático de VAr 230 50/150 Ind./Cap. May-17Fresnillo Potencia MVAr Capacitor 115 30.0 May-17Manzanillo I MVAr Reactor 400 100.0 Oct-17Zacatecas II CEV Compensador Estático de VAr 230 70/200 Ind./Cap. May-18La Pila MVAr Reactor 400 233.3 May-18Flamingos MVAr Capacitor 115 15.0 May-18Acatlán MVAr Reactor 400 50.0 Oct-18Cajititlán MVAr Reactor 400 100.0 Oct-18Total 1,347.5


kVCapacidad MVAr

Fecha de entrada


4-25

4.4.3.2 Red asociada a la central carboeléctrica del Pacífico Esta planta entrará en operación en febrero de 2010 con una capacidad de 678 MW. Su objetivo es atender principalmente las necesidades de demanda del área Central y de la zona Acapulco del área Oriental, además de requerimientos parciales de la Occidental. Las obras asociadas tienen fecha de entrada en operación para noviembre de 2009 y consisten en una línea de transmisión en 400 kV de doble circuito de 74.8 km de longitud con tendido del primer circuito, operada inicialmente en 230 kV entre las subestaciones Lázaro Cárdenas Potencia e Ixtapa Potencia. También incluye el tendido del segundo circuito de la línea Ixtapa Potencia-Pie de la Cuesta Potencia en 400 kV con 207.7 km de longitud. La operación inicial de esta línea será en 230 kV. La figura 4.9 muestra la red asociada. Así mismo considera la sustitución de la compensación serie de 400 kV instalada en la SE Donato Guerra del área Central para las líneas de transmisión a Pitirera y Lázaro Cárdenas Potencia con un total de 969.4 MVAr y la construcción de cuatro alimentadores de 230 kV. En la subestación Lázaro Cárdenas potencia se instalarán 375 MVA de transformación con relación de transformación 400/230 kV y se sustituirán 15 interruptores en 230 kV.

Red asociada a la central carboeléctrica del Pacífico

a El Quemado

a Los Amatesa Mezcala

Pie de la Cuesta

Op. Ini. 230 kV

Ixtapa Potencia

Carboeléctrica del Pacífico

678 MW

Op. Ini.230 kV

Petacalco

a Carapan

a Pitirera

a Donato Guerra

75 MVAr

75 MVAr

21 MVAr

21 MVAr

Dual

Carboeléctrica


Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Reactor

Estructura de doble circuitoTendido del primero

Figura 4.9


4-26

4.4.3.3 Red asociada a la central hidroeléctrica La Yesca La primera unidad de esta planta entrará en operación en enero de 2012 y la segunda en abril de ese año, con una capacidad de 375 MW cada una. Tiene como objetivo atender las necesidades del área Occidental y de la demanda máxima del SIN. La figura 4.10 muestra la ubicación del proyecto y su red asociada. Las obras asociadas a este proyecto tienen fecha de entrada en operación para julio de 2011 y consisten en una línea de transmisión en 400 kV de doble circuito de 109.2 km entre las subestaciones La Yesca e Ixtlahuacán y una línea de 1.7 km en doble circuito para entroncar la línea Tesistán-Aguascalientes potencia de 400 kV. Incluye la construcción de la subestación Ixtlahuacán con cuatro alimentadores en 400 kV y en la subestación de La Yesca un banco de reactores de 116.6 MVAr incluyendo reserva para las líneas de transmisión.

Red asociada a la central hidroeléctrica La Yesca

La Yesca2 x 375 MW

a Cerro Blanco

a Aguascalientes

Potencia

Ixtlahuacán

Zapotlanejo

a Atequiza

Tesistán

50 MVAr

Hidroeléctrica


Enlace a 400 kV

Reactor

50 MVAr

a Acatlán

Figura 4.10


4-27

4.4.3.4 Red asociada a la repotenciación de Manzanillo I, unidades 1 y 2 La repotenciación de la primera unidad entrará en operación en septiembre de 2011 y la segunda en septiembre de 2012. A cada turbina de vapor se le acoplarán, en función de su tecnología, dos o tres unidades turbogás para adicionar 460 MW de capacidad. Las dos unidades operarán como ciclo combinado completo en septiembre de 2012. La figura 4.11 muestra la ubicación del proyecto. Dada la infraestructura eléctrica existente donde se interconectará esta planta, no se requiere de red de transmisión asociada. Sin embargo derivado de los espacios disponibles en la actual subestación Manzanillo I, para julio de 2011 se considera dentro del alcance de la central la construcción de la nueva subestación Manzanillo I tipo encapsulada en SF6 con 14 alimentadores en SF6 en el nivel de 400 kV y 3 alimentadores en el nivel de 230 kV.

Red asociada a la repotenciación de Manzanillo I, unidades 1 y 2

a Acatlána Atequiza

a TapeixtlesPotencia

a TapeixtlesPotencia

Colomo

Manzanillo II(SF6)

2 x 350 MW2 x 300 MW2 x 760 MW

Manzanillo I(SF6)

Ciclo Combinado




Enlace a 230 kV

Enlace a 400 kV

Figura 4.11


4-28

4.4.3.5 Red asociada a la central de cogeneración Salamanca Fase I Esta planta entrará en operación en abril de 2013, con una capacidad de 470 MW. Tiene como objetivo garantizar en el mediano plazo el suministro de energía eléctrica a la región Bajío del Área de Control Occidental. Para octubre de 2012 se requiere la construcción de una nueva subestación en 230 kV con los alimentadores necesarios para la conexión de las unidades turbogás y cuatro para líneas. La figura 4.12 muestra la red asociada la cual considera la construcción de 1.2 km-circuito de líneas de transmisión de 230 kV, calibre 1113 ACSR en torres de acero de dos circuitos para entroncar dos líneas de transmisión entre las subestaciones Salamanca PV e Irapuato II.

Red asociada a la central de cogeneración Salamanca Fase I

a Santa María

a Celaya III

a Celaya III

a Irapuato II

a Irapuato II

a Salamanca II

Salamanca Fase I470 MW

a Salamanca II

PV Salamanca

Turbogás


Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Figura 4.12


4-29

4.4.3.6 Red asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Jiliapan) En la zona San Juan del Río del área Occidental, para abril de 2014 se instalará la planta hidroeléctrica Jiliapan con una capacidad de 80 MW y se interconectará entre las subestaciones Zimapán y Boquilla en el nivel de 115 kV. El sitio denominado Jiliapan se ubica al noreste aguas abajo de la actual planta hidroeléctrica Fernando Hiriart Balderrama (Zimapán) sobre la cuenca del río Moctezuma, entre los límites de los estados de Hidalgo y Querétaro. La figura 4.13 muestra la ubicación del proyecto y su red asociada que tiene fecha de entrada en operación para octubre de 2013, y consiste en la construcción de la nueva subestación Jiliapan con tres alimentadores de 115 kV y de 70 km-circuito de 115 kV desde esta subestación hasta entroncar con la actual línea de subtransmisión Zimapán-Boquilla.

Red asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Jiliapan)

Hidroeléctrica

Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV

Jiliapan80 MW

Zimapán2 x 146 MW

a Boquilla

a Dañu

Figura 4.13


4-30

4.4.3.7 Red asociada a la central geotermoeléctrica Azufres III Esta planta entrará en operación en abril de 2014, con una capacidad de 50 MW. Tiene como objetivo garantizar en el mediano plazo el suministro de energía eléctrica a la zona Morelia del área Occidental. Con la finalidad de hacer más eficiente el uso del vapor disponible en el campo geotérmico Los Azufres, este proyecto considera la sustitución de 4 plantas generadoras a contrapresión de 5 MW cada una (20 MW), por una unidad de 50 MW a condensación. Con la capacidad de generación adicional neta de 30 MW y dada la infraestructura eléctrica existente donde se interconectará esta central, no se requiere red de transmisión asociada. Sin embargo, dentro del alcance del proyecto de generación se incluyen entronques en 115 kV para interconectar la unidad con la red existente en el campo geotérmico Los Azufres, tal como se muestra en la figura 4.14.

Red asociada a la central geotermoeléctrica Azufres III

Geotermoeléctrica

Enlace a 115 kV


a Aeropuerto

a ZinapécuaroAzufres

Distribución

a Acámbaro

AzufresSwitcheo

a Ciudad Hidalgo

a Campo Sur

Azufres IIIFase I50 MW

Figura 4.14


4-31

4.4.4 Área Noroeste El Área de Control Noroeste (ACNO) se conforma por los estados de Sonora y Sinaloa. En el primero se integran eléctricamente las zonas Nogales, Santa Ana-Caborca, Cananea-Nacozari, Hermosillo, Agrícola Hermosillo, Guaymas, Obregón y Navojoa. En Sinaloa se encuentran las zonas Los Mochis, Guasave, Culiacán y Mazatlán. El sistema eléctrico del ACNO se caracteriza por su estructura longitudinal, con un total de 1,200 km entre sus extremos y enlaces entre zonas en niveles de 230 kV y 115 kV. La red troncal del área opera principalmente en 230 kV, con un corredor aislado en 400 kV desde Culiacán hasta Guaymas y un enlace también aislado en 400 kV entre Nacozari y Nuevo Casas Grandes, en la parte norte. Éstos están preparados para cambiar su voltaje de operación en función de los nuevos proyectos de generación, del crecimiento local de la demanda, las condiciones de operación y los proyectos de interconexión con las áreas vecinas. Recientemente, se concluyó el proyecto de la conversión de tensión de operación del enlace Mazatlán II-La Higuera, convirtiéndose en la primera línea de transmisión del área Noroeste operando en 400 kV. En 2009, el ACNO registró una demanda máxima de 3,285 MW. Aun con el impacto de la crisis que ha afectado la economía a nivel nacional, el incremento con respecto al año anterior fue de 6.9%, sin considerar la carga de la Minera de Cananea —la cual se mantiene en huelga—, cuya demanda esperada para esta condición de operación era de aproximadamente 100 MW. La capacidad de generación instalada actualmente alcanza los 3,828 MW, compuesta por unidades termoeléctricas convencionales (53%), centrales hidroeléctricas (25%), ciclos combinados (20%) y unidades turbogás (2%). Del total anterior, 55% se localiza en el estado de Sonora, donde se ubica la mayor parte de la generación base, principalmente ciclos combinados en Hermosillo y Nogales, además de unidades térmicas en Puerto Libertad y Guaymas. El 45% se sitúa en Sinaloa, donde predominan las centrales hidroeléctricas, además de las termoeléctricas de Topolobampo y Mazatlán. Actualmente se tienen instalados 941 MW en unidades hidroeléctricas; sin embargo, el agua almacenada en los embalses se utiliza primordialmente para riego, dejando como prioridad secundaria a la generación eléctrica, por lo que no es posible utilizar esta capacidad al 100 por ciento. El agua de los embalses es administrada por la Comisión Nacional del Agua (CNA), quien proporciona CFE una cuota mensual en volumen para su utilización. De acuerdo con el análisis de la información estadística disponible, la capacidad hidroeléctrica máxima que es posible utilizar en la condición de demanda máxima del ACNO es de alrededor de 325 MW. Durante los meses de junio a septiembre, la generación de las centrales Bacurato (92 MW), Comedero (100 MW), Humaya (90 MW), Mocúzari (9.6 MW), Oviachic (19.2 MW), Sanalona (14 MW) y El Fuerte (59.4 MW) es muy baja o prácticamente nula. Las principales contribuciones se realizan mediante las centrales Huites (422 MW) y El Novillo (135 MW), que deben ser administradas de modo que se cubra la demanda máxima del área. En cuanto a la generación térmica, la capacidad efectiva instalada actualmente es de 2,787 MW (incluyendo las centrales de ciclo combinado). No obstante, durante el verano —cuando se presenta la demanda máxima del área—, la capacidad realmente disponible oscila alrededor de los 2,330 MW. Esta reducción en la capacidad total es debido a la temperatura ambiente, requerimientos de mantenimiento, o bien a fallas en las mismas unidades o en sus equipos auxiliares.


4-32

Por las características de la generación instalada en el ACNO y la distribución espacial de la carga, durante el verano se presentan altos flujos de potencia en la red de transmisión troncal, debido a que la temperatura en algunas regiones llega a superar los 40° C, con un aumento importante en el consumo de energía debido a la utilización de sistemas de aire acondicionado. En verano el área Noroeste se comporta como importadora. En 2009, durante la condición de demanda máxima, se importaron 808 MW, de los cuales 65% se realizó a través del enlace Mazatlán-Tepic, 22% por Mazatlán-Durango y el restante 13% por Nacozari-Moctezuma. En el corto plazo se espera que el flujo proveniente del área Occidental se incremente, por lo que cobra mayor relevancia la entrada en operación de los proyectos de generación programados en el área. Con el crecimiento esperado en la demanda del área y considerando la infraestructura eléctrica actual, se prevé que en el corto plazo se presenten flujos de potencia altos entre las zonas Mazatlán-Culiacán-Los Mochis. Asimismo, se estima que de darse el crecimiento esperado, se podría alcanzar la capacidad nominal de algunos bancos de transformación de 230/115 kV, especialmente en las zonas Mazatlán, Navojoa, Guaymas y Hermosillo. Por otra parte, destaca la importancia de los nuevos proyectos de generación, como la central de ciclo combinado Agua Prieta II, la cual permitirá disminuir la transmisión de potencia desde el área Occidental e incrementar el intercambio de energía entre las áreas Noroeste y Norte para diversos puntos de operación, aprovechando la diversidad de la demanda entre los sistemas. En el mediano y largo plazos se tiene programada generación adicional en El Fresnal, donde se ubica actualmente la central generadora Naco-Nogales, así como en Hermosillo, Mazatlán y Puerto Libertad. Estas adiciones permitirán mejorar el balance carga-generación del área, reduciendo sus necesidades de importación, las pérdidas eléctricas y mejorando el perfil de voltaje. Por otra parte, será posible retirar prácticamente todo el parque térmico convencional, el cual opera con unidades antiguas y de baja eficiencia. 4.4.4.1 Obras principales Con el objetivo de satisfacer la demanda futura de electricidad, se han programado para el mediano y largo plazos una serie de proyectos de transmisión y transformación, buscando mantener un nivel adecuado de confiabilidad en el área. En abril de 2010 se instalará en la SE Mazatlán II un banco de transformación de 375 MVA4/ de capacidad, con relación de tensión 400/115 kV. Este proyecto permitirá atender el incremento de demanda en el sur del estado de Sinaloa y disminuir la carga de los bancos 230/115 kV de la zona Mazatlán. Para atender el crecimiento de la demanda del desarrollo turístico de Puerto Peñasco, se ha programado para junio de 2010 el tendido del segundo circuito de 110 km de longitud, entre las subestaciones Seis de Abril-Puerto Peñasco, aislado en 230 kV y operado inicialmente en 115 kV. En abril de 2011 se considera la ampliación de la SE Hermosillo IV, con un banco de transformación de 225 MVA de capacidad, 230/115 kV. El proyecto permitirá atender el incremento de la demanda en la zona, incluyendo los nuevos desarrollos acuícolas en la costa de Hermosillo.


4-33

Una obra de gran importancia para el área Noroeste es el cambio de tensión de 230 kV a 400 kV del enlace Culiacán-Los Mochis, programado para entrar en operación en junio de 2011. Para ello, se requiere la instalación de 500 MVA de transformación, con relación de tensión 400/230 kV, en la subestación Choacahui, ubicada al norte de la ciudad de Los Mochis, además del tendido del segundo circuito de 117 km de longitud entre las subestaciones Choacahui y Guamúchil II. El proyecto permitirá transmitir la energía proveniente del área Occidental y soportar los altos flujos de potencia en la red de transmisión, ocasionados por el retraso en la puesta en servicio de la central generadora Agua Prieta II. En la figura 4.15 se muestran algunas de las obras más importantes.

Principales proyectos en la red troncal del área Noroeste

Nacozari

Cd. Obregón(Bacum)

Los Mochis(Choacahui)

El Fresnal

Mazatlán

Hermosillo V

Cananea

Guaymas

Seis de Abril

Topolobampo

Nogales Aeropuerto

Pueblo Nuevo

Guamúchil

Op. 230 kV

PuertoPeñasco

El Habal

Hermosillo IV

Op. 230 kV

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Turbogás





Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Op. Ini.230 kV

Culiacán(La Higuera)

El Mayo

Guaymas Cereso

Op. Ini.230 kV

Las Mesetas

a Cucapáh

a Nuevo Casas Grandes

a Durango II

a Jerónimo Ortiz

a Tepic II

Interconexión BC - SIN

LT. Nacozari-Hermosillo V

LT. Puerto Peñasco-Seis de Abril LT. Seis de Abril-Nogales Aerop.

Enlace a 115 kV

Figura 4.15 Para julio de 2011 se instalará en la SE El Mayo de la zona Navojoa un banco de 225 MVA4/ de capacidad, con relación de transformación 230/115 kV. El proyecto permitirá atender el incremento en la demanda y evitar la saturación de los bancos de 100 MVA de la subestación Pueblo Nuevo. También en julio de 2011 entrará en operación la SE Guaymas Cereso, con un banco de 100 MVA4/ de capacidad, con relación de transformación 230/115 kV. Este proyecto permitirá disminuir el flujo de potencia por el banco de 100 MVA, 230/115 kV, ubicado en la SE Planta Guaymas II. Para abril de 2014 está programada la entrada en operación del enlace de interconexión del área Baja California con el SIN. De acuerdo con las características de los sistemas por interconectar, el enlace será asíncrono, con una capacidad de 300 MW, como primera etapa.


4-34

Para lograrlo se requiere la construcción de un doble circuito, tendido del primero en 400 kV, con una longitud de 390 km. Como parte del crecimiento de la red troncal del área, se prevé para abril de 2014 la construcción del primer circuito entre las subestaciones Nacozari-Hermosillo V, con una longitud de 201 km, aislado en 400 kV y operado inicialmente en 230 kV. El proyecto permitirá aprovechar los intercambios internos y externos de generación de los estados de Sonora y Sinaloa con el resto del SIN. Además, proporcionará una trayectoria para la potencia generada por la central Agua Prieta II, e incrementará la capacidad de transmisión entre las regiones Nacozari-Hermosillo. También para abril de 2014 está programada la entrada en operación de Peñasco Potencia, con un banco de 225 MVA4/ de capacidad, con relación de tensión 230/115 kV. El proyecto permitirá atender el incremento en la demanda de Puerto Peñasco y evitar la saturación de los bancos de 100 MVA de la subestación Seis de Abril. En junio de 2014 se tenderá el segundo circuito de la línea de transmisión Santa Ana-Nogales Aeropuerto, aislado y operado en 230 kV, con una longitud de 100 km. Este proyecto permitirá atender el crecimiento de la demanda de la zona Nogales. Para 2016 se ha programado la entrada de generación adicional en el sitio El Fresnal, con el fin de cubrir el incremento esperado en la demanda del área y poder retirar unidades generadoras ineficientes, antiguas y que queman combustóleo. Su red de transmisión asociada considera, de manera preliminar, la operación en 400 kV de las líneas de transmisión El Fresnal-Las Mesetas y Las Mesetas-Seri, para lo cual se requiere la instalación de 750 MVA4/ de transformación 400/230 kV en Las Mesetas, 375 MVA4/ en El Fresnal y 750 MVA4/ en Seri, además del tendido del segundo circuito Las Mesetas-Seri. Con la finalidad de aumentar la capacidad de transmisión del enlace Los Mochis-Obregón, para junio de 2017 se ha programado el cambio de tensión de operación de 230 kV a 400 kV de la línea de transmisión Choacahui-Bácum. En la figura 4.15 se muestran algunas de las obras más importantes. Para 2019 y 2023 está programada la entrada de generación adicional en las zonas Hermosillo y Puerto Libertad. Con su red de transmisión asociada se pretende construir la red de transmisión troncal del área Noroeste en 400 kV, desde Obregón hasta Hermosillo y desde Hermosillo hacia Caborca. Asimismo, en 2021 se ha programado adición de generación en Mazatlán. De manera preliminar, su red de transmisión asociada considera la construcción de un tercer circuito en 400 kV entre Tepic-Mazatlán y Mazatlán-Culiacán. Adicionalmente, en el mediano y largo plazos se planean refuerzos de transmisión, transformación y compensación para resolver problemas locales en las zonas Santa Ana, Cananea-Nacozari, Agrícola Hermosillo, Culiacán, Nogales, Obregón, Hermosillo y Caborca. En los cuadros 4.5a, 4.5b y 4.5c se muestran las principales obras de transmisión, transformación y compensación programadas para el área Noroeste durante 2010 – 2019.


4-35

Principales obras programadas para el área Noroeste 2010 – 2019

1/ Operación inicial 115 kV 2/ Operación inicial 230 kV 3/ Tendido del primer circuito 4/ Tendido del segundo circuito

Cuadro 4.5a


Cuadro 4.5b

Cuadro 4.5c

Seis de Abril-PI Puerto Peñasco 1,4 230 2 109.7 Jun-10Choacahui-PI Guamúchil Dos 4 400 2 117.0 Jun-11El Fresnal-Cananea 230 2 150.8 Oct-12Nacozari-Hermosillo 5 2,3 400 2 201.0 Abr-14Seis de Abril-Cucapáh 3 400 2 390.0 Abr-14Santa Ana-Nogales-Aeropuerto 4 230 2 100.0 Jun-14Seri-PI Nacozari 4 400 2 231.0 Oct-15Santa Ana-Loma 3 230 2 150.0 Abr-16Pueblo Nuevo-Obregón 4 400 2 140.0 Jun-17Choacahui-Pueblo Nuevo 4 400 2 141.0 Jun-17Bácum-Guaymas Cereso 2,4 400 2 95.0 Jun-17Bácum-Obregón 4 230 2 60.0 Jun-17Seri-Guaymas Cereso 2 400 2 250.0 Oct-18Hermosillo Aeropuerto-Esperanza I 4 230 2 58.1 Jun-19Total 2,193.6

Linea de TransmisiónTensión


Longitud km-c

Fecha de entrada

Mazatlán II Banco 8 4 T 500 400/115 Abr-10Hermosillo Cuatro Banco 4 3 AT 225 230/115 Abr-11Choacahui Banco 1 4 AT 500 400/230 Jun-11El Mayo Banco 1 4 AT 300 230/115 Jul-11Seis de Abril Banco 3 4 AT 500 400/230 Abr-14Peñasco Potencia Banco 1 4 AT 300 230/115 Abr-14Seri Bancos 1 y 2 7 AT 875 400/230 Oct-15El Fresnal Banco 1 4 AT 500 400/230 Oct-15Las Mesetas Bancos 1 y 2 7 AT 875 400/230 Oct-15Bácum Bancos 3 y 4 7 AT 875 400/230 Jun-17Esperanza I Banco 1 4 AT 300 230/115 Jun-19La Higuera Banco 4 3 AT 225 230/115 Jun-19Total 5,975


MVARelación de


entrada

Culiacán III MVAr Capacitor 115 30.0 Abr-11Culiacán Potencia MVAr Capacitor 115 30.0 Abr-11Hermosillo 9 MVAr Capacitor 115 30.0 Abr-11Hermosillo Misión MVAr Capacitor 115 30.0 Abr-11Hermosillo Seis MVAr Capacitor 115 30.0 Abr-11La Higuera MVAr Capacitor 115 30.0 Abr-11Dynatech MVAr Capacitor 115 22.5 Abr-11Choacahui MVAr Reactor 400 175.0 Jun-11Hermosillo 5 MVAr Reactor 230 28.0 Abr-14Seis de Abril MVAr Reactor 400 133.3 Abr-14Las Mesetas MVAr Reactor 230 49.0 Oct-15Seri MVAr Reactor 400 100.0 Oct-15Bácum MVAr Reactor 400 175.0 Jun-17Seri MVAr Reactor 400 75.0 Oct-18Total 937.8


kVCapacidad

MVArFecha de

entrada


4-36

4.4.4.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II Esta planta generadora está programada para entrar en operación en abril de 2013, con una capacidad de 477 MW. Se ubicará en el sitio denominado Las Américas, aproximadamente a 8 km al norte de la actual central Naco-Nogales, en el municipio de Agua Prieta, Sonora. Por su ubicación, permitirá el intercambio de potencia en ambos sentidos entre las áreas Noroeste y Norte en diferentes puntos de operación, e incrementará la confiabilidad en el suministro y la flexibilidad en la operación del SIN. Agua Prieta II inyectará su potencia generada en el nivel de tensión de 230 kV. Su red de transmisión asociada considera la construcción de 167.6 km-c de líneas de transmisión operadas en 230 kV -de los cuales 16.8 km-c estarán aislados en 400 kV, además de 9 alimentadores en 230 kV.

Las principales obras asociadas a esta red son: un doble circuito en 400 kV, operado inicialmente en 230 kV, de 8.4 km de longitud entre Las Américas-El Fresnal —de los cuales uno se conectará con la línea existente El Fresnal-Nacozari—, además de una línea de transmisión de doble circuito en 230 kV, de 75.4 km de longitud entre las subestaciones El Fresnal-Cananea. La figura 4.16 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II

MineraMilpillas

MineraMaría

Observatorio

a Santa AnaMexicanaCananea

SubestaciónCananea

Agua PrietaAgua Prieta

(Las Américas)477 MW

Ciclo Combinado

Subestación a 230 kVSubestación a 115 kV

Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV

Enlace a 400 kV

Reactor

Op. Ini. 230 kV

Op.

Ini. 2

30 k

V

Naco Nogales(El Fresnal)

258 MW

a Nuevo Casas Grandes

Op. In

i. 230

kV

La CaridadFundición

Nacozaria Hermosillo III La Caridad

2 x 21 MVAr

Figura 4.16


4-37

4.4.5 Área Norte Comprende los estados de Chihuahua, Durango y parte de Coahuila. Está conformada por cinco subáreas: Juárez, Chihuahua, Camargo, Laguna y Durango, tiene enlaces con las áreas Noroeste, Noreste y Occidental. La demanda máxima de verano del área en 2009 fue de 3,248 MW. La capacidad efectiva de generación instalada actual es de 3,263 MW. Sin embargo, la disponible en verano cuando ocurre la demanda máxima, es considerablemente menor debido a factores ambientales propios del área como la temperatura, a los posibles fallos imprevistos o salidas de los Productores Independientes de Energía, debido a mantenimientos así como a la antigüedad, lo cual ocasiona que se tengan que despachar unidades obsoletas o muy costosas en su operación. Por ello la necesidad de instalar nuevos proyectos de generación. El área importa energía eléctrica a través de los enlaces de transmisión con el área Noreste principalmente y en menor medida con el área Noroeste. Esta importación es vital para cubrir el déficit de generación que se tiene; por ejemplo, para satisfacer la demanda en el verano de 2009 fue necesario importar más de 500 MW. Con el fin de satisfacer la demanda en el corto y largo plazos, se instalarán cuatro centrales eléctricas de ciclo combinado con una capacidad total bruta de 3,741 MW de generación entre 2010-2024. Esta adición de generación se complementa con el retiro de 1,175 de MW de capacidad de generación de unidades que ya han cumplido su vida útil y que deben reemplazarse con centrales más eficientes. Las obras de transmisión y transformación programadas en el corto y mediano plazos se describen a continuación. 4.4.5.1 Obras principales Para atender el crecimiento pronosticado de la demanda, en el mediano plazo se tienen previstos nuevos proyectos de ampliación de la capacidad de transformación como son: En la zona Torreón – Gómez Palacio, para 2014 se tiene en programa la entrada en operación de un segundo transformador de relación 400/115 kV de 375 MVA de capacidad en la SE Torreón Sur, con el objetivo de evitar sobrecarga en el transformador actual debido a que los transformadores 230/115 kV que anteriormente apoyaban el suministro local de la zona, se han retirado para instalarse en otros puntos del sistema. También para 2014 entrarán en operación las nuevas subestaciones de potencia 230/115 kV de 100 MVA4/ cada una: San Pedro Potencia en la zona Cuauhtémoc y Vicente Guerrero II en la zona Durango. Para 2016 se tienen en programa las ampliaciones de transformación 230/115 kV en las subestaciones Terranova en la zona Juárez de 300 MVA y Chihuahua Norte con 300 MVA4/ en la zona Chihuahua. En la figura 4.17 se muestran algunas de las obras más importantes.


4-38

Principales proyectos en la red troncal del área Norte

Francisco Villa

Santiago II

Camargo II

Cuauhtémoc II

a Mazatlán II

Lerdo

Durango II

Moctezuma

Quevedo

ChihuahuaNorte

San Pedro Potencia

Jerónimo Ortiz

El Encino

Samalayuca

Op. Ini.230 kV

Op. Ini.230 kV

CC Norte III

a Fresnillo Potencia

a Saltillo

a Río Escondido

a Nacozari

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Turbogás




Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

CC Norte II y IV

Paso del Norte

Vicente Guerrero II

CC Norte

Op. Ini.230 kV


Gómez Palacio

Figura 4.17 Para el último lustro del horizonte de planeación, se ha programado la ampliación en las subestaciones existentes, mediante la instalación de un segundo o tercer banco, por ejemplo en la subestación Quevedo de la zona Cuauhtémoc con el segundo transformador 230/115 kV de 100 MVA. El tercer transformador 230/115 kV de 100 MVA en la subestación Francisco Villa de la zona Camargo - Delicias y el segundo transformador 230/115 kV de 300 MVA en la subestación Paso del Norte de la zona Juárez, todo esto para 2019. En 2020, también como un proyecto de ampliación en la capacidad de transformación 230/115 kV, está programado el segundo transformador de 100 MVA en la subestación Ascensión II de la zona Casas Grandes – Janos. Durante 2021 las ampliaciones se realizarán en la subestación Camargo II (zona Camargo – Delicias) con un tercer transformador 230/115 kV de 100 MVA y también el tercer banco 230/115 kV en la subestación Cuauhtémoc II, esto en la zona Cuauhtémoc. Para 2023 se pretende ampliar la capacidad de transformación 230/115 kV con un segundo transformador de 100 MVA en la subestación Santiago II de la zona Parral – Santiago y el último proyecto de este tipo, para el actual horizonte de planeación, consiste en una nueva subestación de potencia 230/115 kV con 100 MVA4/ llamada Canatlán II en la zona Durango para 2024. En los cuadros 4.6a, 4.6b y 4.6c se muestran los principales refuerzos de líneas de transmisión, transformación y compensación respectivamente, programados en el área Norte durante 2010-2019.


4-39

Principales obras programadas en el área Norte 2010-2019

1/Tendido del primer circuito 2/Tendido del segundo circuito 3/Operación inicial 230 kV

Cuadro 4.6a

AT: Autotransformador T.:Transformador

Cuadro 4.6b

Cuadro 4.6c

Tensión Núm. de Longitud Fecha de

El Encino II entronque Francisco Villa - Chihuahua Norte 230 2 16.0 Oct-12El Encino II entronque Francisco Villa - Ávalos (Línea 1) 230 2 16.0 Oct-12El Encino II - Cuauhtémoc II 2 230 2 121.5 May-14López Mateos - San Pedro Potencia 230 2 16.5 May-14Samalayuca Sur - Paso del Norte 1 230 2 70.0 Jun-15El Encino II - Francisco Villa 1,3 400 2 55.0 Jun-17Torreón Sur - Andalucía 1, 3 400 2 25.0 Oct-17Jerónimo Ortiz - Torreón Sur 2 400 2 217.4 Abr-18Cuauhtémoc II - Quevedo 2 230 2 92.7 Abr-19Total 630.1

Línea de Transmisión

Capacidad Relación de Fecha de

Torreón Sur Banco 5 3 T 375 400 /115 May-14San Pedro Potencia Banco 1 4 AT 133 230 /115 May-14Vicente Guerrero II Banco 1 4 AT 133 230 /115 May-14Terranova Banco 2 3 AT 300 230 /115 Abr-16Chihuahua Norte Banco 5 4 AT 400 230 /115 Abr-16Quevedo Banco 2 3 AT 100 230 /115 Abr-19Francisco Villa Banco 3 3 AT 100 230 /115 Abr-19Paso del Norte Banco 2 3 AT 300 230 /115 Abr-19Total 1,841

Subestación Cantidad Equipo

Creel MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-10Galeana MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-11Janos MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-11Laguna del Rey MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-11Palomas MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-11Camargo II MVAr Capacitor 115 45.0 Abr-11Francisco Villa MVAr Capacitor 115 45.0 Abr-11Quevedo MVAr Capacitor 115 15.0 Abr-11Aeropuerto MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-11Manitoba MVAr Capacitor 115 15.0 May-14Chihuahua Planta MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-14Santiago II MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14Vicente Guerrero MVAr Capacitor 115 15.0 May-15División del Norte MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-15Boquilla MVAr Capacitor 115 15.0 May-17Paso del Norte MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-17Terranova MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-17Jerónimo Ortiz MVAr Reactor 400 100.0 Abr-18Industrial MVAr Capacitor 115 30.0 May-19Patria MVAr Capacitor 115 30.0 May-19Total 497.5


kVCapacidad

MVArFecha de

entrada


4-40

4.4.5.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte (La Trinidad) Esta planta entrará en operación en enero de 2010 en el sitio La Trinidad en Durango, con 466 MW de capacidad de generación. Atenderá principalmente necesidades de energía de las zonas Durango, Torreón – Gómez Palacio y Mazatlán, esta última en el ámbito operativo del área Noroeste. La red eléctrica asociada consiste en entroncar la línea Lerdo – Durango II además de una línea en doble circuito, con el tendido del primero, a la subestación Jerónimo Ortiz en el nivel de 230 kV. Actualmente esta red está totalmente construida y la central se encuentra en periodo de pruebas para su operación comercial en enero de 2010. La figura 4.18 muestra la red eléctrica asociada a esta planta, la cual se ubica a 22 km al noreste de la subestación Durango II.

Red asociada a la central de ciclo combinado Norte (La Trinidad)

a Fresnillo Potencia

a Lerdo

a Torreón Sur

CC La Trinidad466 MW

Durango II

Jerónimo Ortiza Mazatlán II

Ciclo Combinado



Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV


a Mazatlán II

Figura 4.18


4-41

4.4.5.3 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua) Esta planta está programada para entrar en operación en abril de 2013 en el sitio El Encino II en Chihuahua, con 459 MW de capacidad de generación. Atenderá necesidades de energía del área suministrando directamente a las zonas Chihuahua, Cuauhtémoc y Camargo — Delicias. Su red eléctrica consiste principalmente en la construcción de la nueva SE El Encino II y su interconexión con las líneas Chihuahua Norte - Francisco Villa y Ávalos- Francisco Villa en el nivel de 230 kV. La figura 4.19 muestra la red asociada a este proyecto de generación que se ubica en las inmediaciones del actual sitio El Encino.

Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua)

a Moctezuma

a Francisco Villa

a Chihuahua Norte

a Ávalos

a Río Escondidoa Ávalos

a Chuviscar

a Cuauhtémoc II

a División del

Norte

El Encino

El Encino IICC Norte II

459 MW

Ciclo Combinado

Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV


Op.

Ini.230 k

V

Figura 4.19


4-42

4.4.6 Área Noreste El Área de Control Noreste (ACNE) comprende los estados de Nuevo León, Tamaulipas, la mayor parte de Coahuila y una pequeña porción de San Luis Potosí. Está conectada con tres áreas del resto del SIN, mediante líneas de transmisión en 400 kV y 230 kV, al poniente con la Norte, al suroeste con la Occidental y al sur con la Oriental. Tiene un enlace de interconexión en 230 kV, cuatro en 138 kV y uno en 69 kV con el Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) a lo largo de la frontera con los Estados Unidos de América. Tres de los enlaces son del tipo asíncrono, unidos a través de los dispositivos HVDC Back to Back (BtB) Light, Variable Frequency Transformer (VFT) y HVDC BtB convencional, de 36 MW, 100 MW y 150 MW de capacidad respectivamente. En 2009 la demanda máxima del área Noreste alcanzó 6,922 MW y en los últimos cinco años la tasa media de crecimiento anual (tmca) fue de 2.5 por ciento. A su vez, esta área se halla integrada por las regiones Noreste y Huasteca, enlazadas a través de un doble circuito en 400 kV de 400 km de longitud; la primera con una densidad de demanda mucho mayor (alrededor de 87%) es predominantemente importadora y la segunda exportadora en la condición de la demanda máxima. La red troncal cuenta con líneas de transmisión de 400 kV y 230 kV y transformación de relación 400/230 kV, 400/138 kV, 400/115 kV, 230/138 kV y 230 /115 kV. El principal centro de consumo es la Zona Metropolitana de Monterrey (ZMM), alimentada a través de un anillo de 400 kV y siete enlaces en 400 kV, que permiten recibir energía de las plantas carboeléctricas ubicadas en la zona Piedras Negras, de las termoeléctricas convencionales y de ciclo combinado situadas en las zonas Reynosa, Matamoros y Región Huasteca, así como parte de los excedentes del área Occidental. Sobresale por su magnitud también la zona Reynosa, donde el suministro de la energía proviene de las centrales generadoras de Río Bravo II, III y IV, por medio de la red de 400 kV y 230 kV, y tiene enlaces con las zonas Monterrey, Matamoros y Nuevo Laredo. En el corto plazo se prevé el refuerzo de algunos bancos de transformación de 230/138 kV. La zona Saltillo ha tenido un incremento medio anual en la demanda de 3.4% en los cinco años anteriores a 2009. En 2007 y 2008 todavía existía una expectativa firme de un crecimiento de magnitud importante en la industria automotriz en el parque industrial Derramadero. Sin embargo, el escenario económico mundial en 2009 que afectó principalmente a tal ramo, detuvo este potencial desarrollo. En las condiciones actuales, se espera un crecimiento por abajo del histórico en el corto plazo, por lo que se estima que la transformación 400/115 kV existente alcanzaría al final de este periodo su carga máxima. Respecto a las zonas Valles, Río Verde y Mante se considera un crecimiento moderado en los próximos años. Por ello, será necesario el refuerzo del banco de transformación 400/115 kV ubicado en la subestación Anáhuac Potencia. Referente a la zona Monclova, los crecimientos esperados en el mediano plazo del desarrollo normal provocarán que la transformación 230/115 kV alcance su valor máximo al final del periodo de planeación. Relativo a la zona Piedras Negras, el pronóstico de crecimiento medio anual en el mediano plazo es de 4.5%, el cual provocará en los próximos cinco años se alcance el límite de las líneas de transmisión que enlazan las ciudades de Piedras Negras y Acuña.


4-43

Finalmente, en el mediano plazo y como producto del aumento esperado en la demanda del área, la transformación 400/115 kV alcanzaría el límite máximo en las zonas Victoria, Tampico y en la ZMM, también en el enlace en 400 kV con la región Huasteca, así como en el de 400 kV y 230 kV entre las zonas Piedras Negras y Nuevo Laredo. 4.4.6.1 Obras principales Debido al desarrollo económico de la ZMM en combinación con el retiro de generación, los bancos de transformación de la subestación Monterrey Potencia han incrementado su carga, por lo que se considera su refuerzo en el corto plazo. El proyecto Las Glorias Banco 1, que incluye la construcción en 2010 de una subestación al noreste de la ciudad, mediante un banco de transformación de 400/115 kV con 375 MVA4/ de capacidad, aliviará esta situación. Asimismo, se programa para 2013 el proyecto Regiomontano Banco 1, que consiste en la construcción de una SE de 375 MVA4/ de capacidad y relación 400/115 kV en la parte sureste del área metropolitana, que evitará la saturación de la transformación en la SE Huinalá. Respecto a las necesidades de compensación en la zona Monterrey, provocadas por el crecimiento esperado de la demanda industrial, residencial y comercial, y al retiro de la CT Monterrey, se ha programado en 2011 la instalación de varios bancos de compensación capacitiva en el nivel de tensión de 115 kV en diferentes subestaciones de la zona, con un monto de 202.5 MVAr. El proyecto Guerreño Banco 1 tiene la función de atender la demanda de la zona Reynosa y evitar la saturación de algunos elementos de la red eléctrica, en especial la transformación existente en las subestaciones Río Bravo y Aeropuerto. La entrada en operación está prevista para 2013 con un banco de transformación de 400/138 kV y 375 MVA de capacidad. Al poniente de la zona Saltillo se esperaba un fuerte crecimiento de carga en el parque industrial de Derramadero. Si llegara a concretarse este aumento, será necesaria la construcción en 2013 del proyecto de transformación Derramadero Banco 1 con relación 400/115 kV y 375 MVA4/ de capacidad. Sin embargo, se estará revisando periódicamente el comportamiento de la demanda para ubicar la transformación en el año adecuado para su entrada en operación. Otro proyecto relevante es Anáhuac Potencia Banco 2, que consta principalmente de la instalación de un segundo banco de transformación de 225 MVA de capacidad y relación 400/115 kV, programado para 2012. Tendrá la función de resolver el problema de saturación del banco actual por efecto del incremento de la demanda en las zonas Valles, Río Verde y Mante. En respuesta al crecimiento esperado de la demanda de desarrollo normal en la zona Monclova, se ha programado en 2014 la instalación de un segundo banco de transformación de relación 230/115 kV y 100 MVA de capacidad precisamente en la subestación Monclova. Un proyecto también importante es el enfocado al fortalecimiento de las líneas de transmisión en 138 kV entre las ciudades Acuña y Piedras Negras, a través del tendido del segundo circuito entre las subestaciones Acuña II y Piedras Negras Potencia. En la figura 4.20 se muestran los principales proyectos del área Noreste.


4-44

Principales Proyectos en la red troncal del área Noreste

Huinalá

a Lajas

a Reynosa

a Reynosa

Plaza

San Jerónimo Pot.

a Saltillo

Villa de García

Escobedo

a Monclova

a Lampazos

San Nicolás

Hylsa

Tecnológico

Monterrey Pot.

Las Glorias

Monterrey

LT Huinalá - Tecnológico

a Primero de Mayo

Tamazunchale

a Poza Rica IIa Pantepec

Minera Autlán

Tampico

a Querétaro Maniobras

Altamira

Puerto AltamiraChampayán

Güémez

Matamoros

Anáhuac

Río Bravo

a Sharyland(AEPTCC)

Falcón

(AEPTCC)

Arroyo del Coyote

(AEPTCC)

La Amistad

a Laredo

a Eagle Pass(AEPTCC)

Piedras Negras Potencia

a Hércules Potencia

Frontera

El Salero

Saltillo

Río Escondido Carbón II

Monterrey

a Torreón Sur

a Andalucía

Derramadero

Las Glorias

Regiomontano

Guerreño

Lampazos

a El Potosí

LT Piedra Negras - Acuña II

LT Carbón II – Arroyo del Coyote

LT Champayán - Güémez

LT Güémez - Regiomontano

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Turbogás




Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Carboeléctrica

Enlace a 138 kV


Figura 4.20 En el mediano plazo, destaca en transmisión el proyecto de reforzamiento del enlace en 400 kV entre las regiones Monterrey y Huasteca integrado por las líneas de transmisión Champayán-Güémez y Güémez-Regiomontano, con una longitud aproximada de 400 km para incrementar la capacidad de transmisión hacia la ZMM. Asimismo, la red de transmisión asociada a las centrales Noreste III y IV por ubicarse en la zona Sabinas del estado de Coahuila, que requerirá en 2023 la construcción de los enlaces en 400 kV Río Sabinas-Lampazos y Río Sabinas-Frontera con longitudes de 105 y 127 km respectivamente. En transformación sobresale el proyecto por construir en 2021 de la nueva subestación Monterrey Poniente 400/115 kV de 375 MVA4/ con el propósito de atender los crecimientos en esta parte de la zona metropolitana. Adicionalmente, el aumento en capacidad de transformación en subestaciones del área, tales como Escobedo Banco 4 de 375 MVA en 2016, Tecnológico Banco 2 de 375 MVA en 2017, Matamoros Potencia Banco 2 de 225 MVA en 2023 y Guerreño Banco 2 de 375 MVA en 2024. Respecto a la compensación de potencia reactiva para mantener un perfil de voltaje adecuado, a partir de 2020 se ha detectado la necesidad de instalar equipo de compensación en la ZMM, con bancos de capacitores controlados por electrónica de potencia ubicados en la subestación más conveniente y que además disponga del espacio suficiente para su instalación. Asimismo, la instalación de compensación inductiva en la subestación Regiomontano, mediante un reactor de línea de 100 MVAr en 400 kV. En los cuadros 4.7a, 4.7b y 4.7c se muestran las principales obras de transmisión, transformación y compensación programadas para 2010–2019.


4-45

Principales obras programadas para el área Noreste 2010 – 2019

1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito

Cuadro 4.7a

T. Transformador

Cuadro 4.7b

Cuadro 4.7c

Las Glorias entronque Villa de García-Aeropuerto 400 2 34.2 Dic-10Regiomontano entronque Huinalá-Lajas 400 2 26.8 Abr-13Derramadero entronque Ramos Arizpe Potencia-Primero de Mayo 400 2 10.4 May-13Arroyo del Coyote-Carbón Dos 2 400 2 179.1 Jul-14Huinalá-Tecnológico 1 400 2 35.0 Ago-14Güémez-Regiomontano 1 400 2 220.0 May-16Champayán-Güémez 1 400 2 193.0 May-16Regiomontano entronque Huinalá-Lajas 400 2 28.0 May-16Piedras Negras Potencia-Acuña Dos 2 230 2 86.0 Jul-16Total 812.5



Longitud km-c

Fecha de entrada

Las Glorias Banco 1 SF6 4 T 500 400 /115 Dic-10Anáhuac Potencia Banco 2 3 T 225 400 /115 May-12Guerreño Banco 1 4 T 500 400 /138 Abr-13Regiomontano Banco 1 4 T 500 400 /115 Abr-13Derramadero Banco 1 4 T 500 400 /115 May-13San Jerónimo Banco 2 3 T 375 400 /115 May-15Tamos Banco 2 3 T 225 400 /115 Abr-16Escobedo Banco 4 3 T 375 400 /115 May-16Güémez Banco 2 3 T 225 400 /115 May-17Tecnológico Banco 2 3 T 375 400 /115 May-17Total 3,800

Fecha de entrada


MVARelación de

transformación

Cumbres MVAr Capacitor 138 36.0 Ago-10Escobedo MVAr Capacitor 115 45.0 May-11Mitras MVAr Capacitor 115 45.0 May-11Munich MVAr Capacitor 115 45.0 May-11Saltillo MVAr Capacitor 115 45.0 May-11San Roque MVAr Capacitor 115 45.0 May-11Álamo MVAr Capacitor 115 15.0 May-11Alpes MVAr Capacitor 115 15.0 May-11Arroyo del Coyote MVAr Capacitor 138 30.0 Ene-13Derramadero MVAr Reactor 400 75.0 May-13Libertad MVAr Capacitor 115 15.0 May-13Santander MVAr Capacitor 115 15.0 May-13Tancol MVAr Capacitor 115 15.0 Abr-14Universidad MVAr Capacitor 115 15.0 Abr-14Acero MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-14Xochipilli MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-14Acuña Dos MVAr Capacitor 138 27.0 Jun-14Arroyo del Coyote MVAr Reactor 400 62.0 Jul-14Champayán MVAr Reactor 400 62.0 May-16Regiomontano MVAr Reactor 400 100.0 May-16Total 767.0


kVCapacidad

MVArFecha de

entrada


4-46

4.4.6.2 Red de transmisión asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Tecalco)

La planta se localizará en el sitio Tecalco en el estado de Hidalgo, aproximadamente 20 km al suroeste de la subestación Tamazunchale, sobre la vertiente del río Moctezuma, aguas abajo de la CH Zimapán. Está programada para entrar en operación en abril de 2014, con una capacidad de 12 MW. La red asociada considera la construcción de aproximadamente 21 km-c de línea de transmisión en 115 kV, de la subestación Tamazunchale a la subestación receptora de la planta de generación Tecalco, tendida sobre torres de acero de doble circuito, tendido del primero y conductor calibre 477 ACSR. Adicionalmente la instalación de tres alimentadores de 115 kV, dos en la subestación Tamazunchale y uno en la de Tecalco. La figura 4.21 muestra el detalle de la red.

Red de transmisión asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Tecalco)

Hidroeléctrica

Enlace a 115 kV


a Valles

Huichihuayan

Tamanzuchale

Tecalco12 MW

Estructura de doble circuitoTendido del primero

Figura 4.21


4-47

4.4.7 Área Baja California El Área de Control Baja California (ACBC) administra el despacho de energía en los estados de Baja California, Baja California Sur y una parte pequeña de Sonora que incluye diversas poblaciones entre las cuales destaca San Luis Río Colorado. El sistema del ACBC opera permanentemente interconectado con el de San Diego Gas & Electric (SDG&E) e Imperial Irrigation District (IID), por medio de dos enlaces en 230 kV, uno entre las subestaciones La Rosita (CFE)-Imperial Valley (EUA), en el valle de Mexicali y otro entre las subestaciones Tijuana I (CFE)-Miguel (EUA), en la ciudad de Tijuana. Estos enlaces le permiten al ACBC llevar a cabo transacciones de compra-venta de energía eléctrica en el mercado del oeste de EUA. El área se divide en dos regiones: Costa y Valle. La primera está compuesta por las zonas Tijuana, Tecate y Ensenada, y la segunda por Mexicali y San Luis Río Colorado. Ambas operan interconectadas en el nivel de 230 kV a través de dos circuitos entre las subestaciones La Rosita y La Herradura, que forman el enlace Costa-Valle. Estas regiones son diferentes entre sí por las variaciones estacionales en la carga, derivadas de las temperaturas extremas que se presentan durante el verano en la región Valle. La generación instalada a diciembre de 2008 alcanzó 2,342 MW. Los principales centros de generación son la central Presidente Juárez con 1,070 MW, la geotermoeléctrica de Cerro Prieto con 720 MW y el ciclo combinado Mexicali con 489 MW. El ACBC presentó en 2009 una demanda de 2,132 MW que representa un crecimiento medio de 2.8% en los últimos cinco años. Por su ubicación geográfica, ha sido un área estratégica de desarrollo para empresas maquiladoras que se conectan en alta y media tensión. Aunque en el último año se han contraído y limitado las expectativas de crecimiento por la crisis económica mundial, el corredor Tijuana-Tecate presenta un desarrollo residencial y comercial importante, así mismo el sur de la ciudad de Mexicali. En la zona Tijuana predomina el suministro de la carga residencial e industrial y la demanda se sostiene durante el año, sin variaciones importantes en sus distintas estaciones. La dificultad para adicionar nuevos elementos de transmisión dentro de la ciudad de Tijuana, por lo accidentado del terreno, la densidad de carga y la creciente demanda, plantea la necesidad de planificar un sistema de subtransmisión robusto en 115 kV, que permita satisfacer la creciente demanda de servicios en el mediano plazo. La zona Ensenada se clasifica como predominantemente residencial y de servicios turísticos, con una demanda máxima que se presenta en la noche y que permanece constante la mayor parte del año. Suministra a diversas poblaciones rurales dispersas que se ubican al sur de Ensenada, situación que ante contingencias sencillas podría ocasionar bajos voltajes, principalmente en las subestaciones de San Felipe, San Simón y San Quintín, lo que hace necesaria la adición de compensación capacitiva. En la región Valle, el clima afecta considerablemente el comportamiento de la demanda debido a las variaciones extremosas de la temperatura. Durante el verano predomina la carga industrial y de equipos de refrigeración residencial, comercial y de servicios; sin embargo, durante el invierno la demanda disminuye alrededor de 40%. El oriente de la ciudad de Mexicali en condiciones de demanda máxima y ante contingencias podría estar propenso a bajos voltajes. La zona San Luis Río Colorado se alimenta radialmente desde Mexicali, y ante diversas contingencias se estima necesario reforzar la infraestructura para controlar los voltajes. Por tal


4-48

razón en el mediano plazo se requiere formar un anillo interno en la ciudad de San Luis Río Colorado y reforzar la red de transmisión de la zona en el nivel de 230 kV. 4.4.7.1 Obras principales Se adiciona un Compensador Estático de VAr en la SE Tecnológico en el nivel de 230 kV con entrada en operación para enero de 2011. Este dispositivo permitirá controlar el voltaje en la zona Mexicali de acuerdo a los requerimientos de reactivos. Adicionalmente, el proyecto permitirá cumplir con el margen de reserva reactiva de 150 MVAr acordado con el WECC. La obra Ruiz Cortines entronque Cerro Prieto I-Parque Industrial San Luis formará un anillo en 161 kV entre las subestaciones Parque Industrial San Luis, Ruiz Cortines e Hidalgo, permitiendo atender los requerimientos de energía en la ciudad de San Luis Río Colorado. La LT Cerro Prieto II-Parque Industrial San Luis en 230 kV para abril de 2011 permitirá evitar cortes de cargas ante la contingencia sencilla de los enlaces entre Mexicali y San Luis Río Colorado. El enlace de transmisión Mexicali II-Tecnológico para junio de 2014 iniciará la formación de un anillo interno en 230 kV entre las subestaciones Centro, Cetys, Tecnológico y Aeropuerto II. Con la subestación Cucapáh se formarán dos anillos en 230 kV que rodearán la ciudad de Mexicali; asimismo, este es uno de los puntos de llegada considerados para la interconexión de Baja California al SIN. Ver figura 4.22.

Principales proyectos en la red troncal del área Baja California

Ciclo Combinado

Turbogás




Enlace a 230 kV

Ciprés

San Simón

Lomas

RumorosaTijuana Tecnológico

Cañón

San Felipe

Central Presidente Juárez

a Otay Mesa

Herradura

CC Mexicali

Mexicali II

a Imperial ValleyAeropuerto

Cetys

La Rosita

Cerro Prieto II

Centenario

Sánchez Taboada

Cerro Prieto III

a Parque Ind. San Luis

Trinidad

Metrópoli

Panamericana

Enlace a 115 kV

Geotérmoeléctrica

La Jovita

Estación asíncrona

a Seis de abril(Área Noroeste)

Valle de Puebla

Cucapáh

Rubí

LT Cucapáh – Seis de Abril

LT Cerro Prieto II – P.Ind. San Luis

LT Mexicali II – Tecnológico

Interconexión BC-SIN

Cambio de tensión de zona Tijuana de 69 kV a 115 kV

LT Ciprés – Cañón

LT La Jovita – La Herradura

Enlace a 400 kV

LT La Jovita ent. P.Juárez -Ciprés y LT La Jovita P- Juárez - Lomas

Tendido del primer circuito

+200/-75 MVAr

Figura 4.22


4-49

Con el cambio de tensión de operación de 69 kV a 115 kV de la parte sur y poniente de la ciudad de Tijuana, se incrementará la capacidad de transmisión y permitirá atender en el mediano plazo las regiones indicadas, formando un anillo externo en 115 kV entre las subestaciones Presidente Juárez, Metrópoli Potencia, La Herradura y Tijuana I. Se incorporarán 532 MVAr de compensación capacitiva/inductiva en las subestaciones Tecnológico, El Rubí, Tijuana I y La Herradura principalmente. Para el abastecimiento a las poblaciones al sur de la ciudad de Ensenada, se ha programado la adición de transformación en la SE Cañón, 100 MVA4/, 230/115 kV para junio de 2017. La obra LT La Jovita – La Herradura en 400 kV, operación inicial en 230 kV para octubre de 2015, será la red asociada a la generación en el sitio La Jovita. En los cuadros 4.8a, 4.8b y 4.8c se presentan las obras principales programadas en 2010-2019.

Principales obras programadas en el área Baja California 2010 – 2019

1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito 3/ Tendido del tercer y cuarto circuito

Cuadro 4.8a

AT: Autotransformador EA: Estación Asíncrona.

Cuadro 4.8b

Ind. Inductivo Cap. Capacitivo.

Cuadro 4.8c

Cerro Prieto II-Parque Ind. San Luis 230 2 54.1 Abr-11La Jovita entronque Presidente Juárez-Ciprés 1, 2 230 4 22.0 Oct-12Cucapáh-Cerro Prieto III 230 2 20.0 Abr-14Cucapáh entronque Mexicali II-Cerro Prieto III 230 2 12.0 Abr-14Mexicali II-Tecnológico 1 230 2 11.0 Jun-14LT La Jovita-La Herradura 1 400 2 80.0 Oct-15La Jovita entronque Presidente Juárez-Lomas 3 230 2 22.0 Oct-15Ciprés-Cañón 1 230 2 84.0 Jun-17Total 305.1



Longitud km-c

Fecha de entrada

Metrópoli Potencia Banco 2 4 AT 300 230 /115 Ene-14Tijuana I Banco 4 4 AT 300 230 /115 Ene-14Cucapáh 3 EA 300 230 /230 Abr-14Cañón Banco 1 4 AT 133 230 /115 Jun-17Parque Industrial San Luis Banco 4 3 AT 225 230 /161 Oct-18Panamericana Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 Jun-19El Rubí Banco 2 4 AT 300 230 /115 Jun-19Total 1,858


MVARelación de


entrada

Tecnológico CEV Compensador Estático de VAr 230 75/200 Ind./Cap. Ene-11Ciprés MVAr Capacitor 115 15.0 Ene-11Ruiz Cortines MVAr Capacitor 161 31.5 Abr-11La Herradura MVAr Capacitor 115 30.0 Ene-14Metrópoli Potencia MVAr Capacitor 115 30.0 Ene-14Tijuana I MVAr Capacitor 115 30.0 Ene-14Tecate II MVAr Capacitor 115 15.0 Ene-14Panamericana Fraccionamiento MVAr Capacitor 115 22.5 Mar-14Cañón MVAr Capacitor 115 15.0 Abr-15Industrial MVAr Capacitor 115 22.5 Ene-16La Mesa MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-16Lago MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-16Universidad MVAr Capacitor 115 15.0 Abr-18Total 531.5


kVCapacidad

MVArFecha de

entrada


4-50

4.4.7.2 Red de transmisión asociada a la central de TG Baja California II Fase I

Esta planta con 124 MW de capacidad se ubicará en el predio denominado Presidente Juárez, al sur de la ciudad de Rosarito en Baja California; se interconectará a la red eléctrica del área de control Baja California en junio de 2011. El propósito de la central es atender las necesidades de energía eléctrica del área Baja California. El proyecto considera unidades turbogás aeroderivadas y tienen como finalidad atender la capacidad requerida en el periodo de demanda máxima, que es regularmente de corta duración. En el ACBC se presentan dos periodos de punta, uno en la tarde cuando predominan las cargas industriales, comerciales y de servicios, y otro en la noche influenciado por la demanda residencial y comercial principalmente. Además, se satisfarán los requerimientos de reserva en estado estable y ante contingencia comprometidos con el WECC, ya que esta tecnología presenta un arranque rápido para generar a su máxima capacidad en menos de 10 minutos. Esto permitirá que ante alguna contingencia del sistema se mantenga la confiabilidad del área y la interconexión con el WECC. El proyecto se conectará al sistema en el nivel de 115 kV, debido a que existe la infraestructura suficiente, no es necesario agregar red para la conexión de esta generación. La figura 4.23 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central de TG Baja California II Fase I

a El Rubía Panamericana

Potencia

CentralPresidente Juárez

a Jatay a Sauzala Lomas

a Ciprés

124 MW

a MetrópoliPotencia

Ciclo Combinado

Enlace a 230 kV

Turbogás

Enlace a 115 kV

Figura 4.23


4-51

4.4.7.3 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III Esta planta con 294 MW de capacidad se ubicará en el predio denominado La Jovita, al norte de la ciudad de Ensenada en Baja California; se interconectará a la red eléctrica del área de control Baja California en abril de 2013. Con esta central se pretende atender las necesidades de energía eléctrica del área Baja California, satisfacer localmente el suministro de la zona Ensenada y exportar los excedentes hacia la zona Tijuana. Es un punto estratégico de generación debido a la saturación del sitio Presidente Juárez, con ventajas adicionales entre las que destaca que se encuentra cercana a la terminal de GNL, lo cual permitirá la instalación de unidades de generación adicionales en el mediano plazo. Así mismo, se evitará la necesidad de compra de energía del WECC durante el periodo de punta del verano para mantener las condiciones de reserva regional de generación en el ACBC, y así cumplir los lineamientos establecidos con el WECC. El proyecto se conectará al sistema con líneas de transmisión en el nivel de 230 kV a través de un doble circuito de 11 km denominado La Jovita entronque Presidente Juárez-Ciprés, incorporando al sistema eléctrico 22 km-c. La figura 4.24 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III

El Sauzala Lomas

a Ciprés

a Lomasa Ciprés

a Presidente Juárez

Jatay

La Jovita294 MW

Ciclo Combinado

Enlace a 230 kV


Enlace a 115 kV

Figura 4.24


4-52

4.4.8 Subárea Baja California Sur La Subárea de Control Baja California Sur (SCBCS) administra el despacho de energía del estado de Baja California Sur e incluye diversas poblaciones entre las que destacan La Paz, San José del Cabo y Cabo San Lucas. Está formada por un sistema interconectado que se divide en tres zonas eléctricas: Constitución, La Paz y Los Cabos. Este sistema ha presentado históricamente un crecimiento importante de su demanda, sin embargo se ha contraído ligeramente en 2009. Adicionalmente, existen dos pequeños sistemas eléctricos (Guerrero Negro y Santa Rosalía) que operan aislados entre sí y del resto del sistema; se ubican al norte del estado. La SCBCS presentó en 2009 una demanda de 361 MW que indica un crecimiento medio de 8.1% en los últimos cinco años. La capacidad de generación instalada a diciembre de 2008 fue de 514 MW, de los cuales 296 MW pertenecieron al tipo combustión interna, 160 MW al turbogás y 58 MW al turbogás móvil. Este valor se ha alcanzado mediante el traslado de turbinas de gas antiguas e ineficientes (alrededor de 20% de eficiencia térmica) que utilizan diésel como combustible. La generación con estas unidades es una de las más caras del país. Sin embargo, ante la falta de autorización de proyectos para construir centrales generadoras eficientes, se ha optado por esta solución para no restringir carga. La zona Constitución ubicada al norte de la subárea tiene una capacidad instalada de 134 MW, de los cuales 104 MW son de generación base del tipo combustión interna. En 2009, presentó una demanda máxima de 46 MW por lo que la generación restante se exporta a la zona La Paz, a través de dos líneas de transmisión de 195 km de longitud en 115 kV y calibre 477 ACSR. El límite de transmisión entre Constitución y La Paz recientemente se ha incrementado a 90 MW por la entrada en operación de la subestación de transferencia denominada Las Pilas. Esta obra permite el aprovechamiento de toda la generación instalada en el norte de la zona Constitución. La zona La Paz tiene una capacidad instalada de 235 MW, de los cuales 192 MW son de generación base. En 2009 presentó una demanda máxima de 161 MW. Se interconecta con la zona Los Cabos a través de los enlaces Olas Altas-El Palmar en 230 kV y El Triunfo-Santiago en 115 kV, a través de los cuales se exporta el excedente de energía. La zona Los Cabos tiene una capacidad instalada de 55 MW de tipo turbogás fija y 58 MW de tipo móvil y presentó en 2009 una demanda máxima de 153 MW. Ha mostrado en los últimos años un desarrollo turístico extraordinario y se pronostican altas tasas de crecimiento. La capacidad máxima de transferencia entre las zonas La Paz y Los Cabos es de 130 MW sin considerar la generación turbogás instalada en la central Los Cabos. La limitación es debida a la caída de voltaje en la zona Los Cabos ante la pérdida de uno de los circuitos en 230 kV entre las subestaciones Olas Altas y El Palmar. Esto indica la necesidad de una compensación dinámica que proporcione el soporte de reactivos de modo local para resistir la contingencia y mejorar la calidad del voltaje de las zonas turísticas de Cabo San Lucas y San José del Cabo. El constante crecimiento de la demanda y la restricción para instalar generación base en la zona Los Cabos, ha ocasionado que la transferencia de energía se lleve a cabo desde la zona La Paz. Por lo anterior, se han programado obras que permitan el suministro a Los Cabos, y así lograr una operación confiable y segura. Adicionalmente, al dejar de despachar generación turbogás costosa en la zona Los Cabos, se reducen los costos de operación.


4-53

4.4.8.1 Obras principales Debido a la necesidad de incrementar el límite de transmisión entre las zonas La Paz y Los Cabos, se requiere incluir en 2010 compensación dinámica en la subestación El Palmar para controlar el voltaje ante la contingencia de uno de los circuitos de la LT Olas Altas – El Palmar en 230 kV. Adicionalmente, reducirá los costos de operación al permitir desplazar generación turbogás de la central Los Cabos y de manera considerable las emisiones contaminantes, con lo que se espera reducir el impacto ambiental en las cercanías de los complejos turísticos de Los Cabos.

También se ha programado para junio de 2013 la adición de 100 MVA4/ de transformación 230/115 kV en la SE Central Diésel Los Cabos, que en conjunto con la LT Central Diésel Los Cabos entronque Olas Altas-El Palmar, evitarán la sobrecarga de los bancos de transformación ubicados en la subestación El Palmar, lo cual permitirá satisfacer los incrementos en la demanda de los complejos turísticos de la zona. Para el mediano plazo se incorporarán 83 MVAr de compensación capacitiva en forma distribuida en el área y un Compensador Estático de VAr en la subestación El Palmar en 2010. Ver figura 4.25.

Principales proyectos en la red troncal de la subárea Baja California Sur

Turbogás



Enlace a 115 kV

Enlace a 230 kV

San José del Cabo

Cabo San Lucas II

Central Diésel Los Cabos

Central Todos Santos

Cabo BelloCabo del Sol

Cabo Real

Palmilla

El Triunfo

Santiago

Coromuel

Punta Prieta II Punta

Prieta I Palmira

La Paz

Bledales

Olas Altas

a Villa Constitución

Combustión interna

LT Todos Santos-Central Diésel Los Cabos

LT El Palmar-Central Diésel Los Cabos

El Palmar

+150/-50 MVAr

Figura 4.25


4-54

Se tiene considerada la instalación de seis unidades de 43 MW cada una en el sitio Coromuel con la idea de agotar el espacio disponible, y aprovechar al máximo la capacidad de transmisión entre las zonas La Paz y Los Cabos. El siguiente sitio para ubicar generación se propone sea Todos Santos, cercano al poblado del mismo nombre. Esto requerirá en 2019 incorporar por la costa del Océano Pacífico un enlace de transmisión en 230 kV entre las subestaciones Todos Santos-Central Diésel Los Cabos, con la finalidad de transmitir esta generación, la cual incrementará la confiabilidad y permitirá diversificar los puntos de suministro a la zona Los Cabos. En los cuadros 4.9a, 4.9b y 4.9c se muestran los principales refuerzos.

Principales obras programadas para la subárea Baja California Sur

2010 – 2019

Cuadro 4.9a

AT: Autotransformador

Cuadro 4.9b


Cuadro 4.9c

Central Diésel Los Cabos entronque Olas Altas-El Palmar 230 2 40.0 Jun-13Todos Santos-Central Diésel Los Cabos 230 2 120.0 Oct-19Total 160.0



Longitud km-c

Fecha de entrada

Central Diésel Los Cabos Banco 1 4 AT 133 230 /115 Jun-13Coromuel Banco 1 4 AT 133 230 /115 Jun-19Total 266


MVARelación de


entrada

El Palmar CEV Compensador Estático de VAr 230 50/150 Ind./Cap. May-10Palmilla MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-13San José del Cabo MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14El Palmar MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-15Bledales MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-16Villa Constitución MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-16Cabo Real MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-17Loreto MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-17Total 282.5


kVCapacidad

MVArFecha de

entrada


4-55

4.4.8.2 Red de transmisión asociada a la central CI Guerrero Negro IV Esta central eléctrica de 7 MW de capacidad se ubicará en el predio denominado Vizcaíno, al oriente de la ciudad de Guerrero Negro en Baja California Sur; se interconectará en abril de 2013 a la red eléctrica del sistema aislado de Guerrero Negro en el estado de Baja California Sur. El propósito de la central es atender localmente las necesidades de energía eléctrica del sistema aislado de Guerrero Negro, destacando los poblados de Vizcaíno, Guerrero Negro, Bahía Asunción y Bahía Tortugas. Recientemente se ha incorporado al sistema eléctrico de Guerrero Negro una nueva demanda como parte del proyecto Pacífico Norte que permite atender a las poblaciones costeras como Punta Abreojos aledaña a la población de Guerrero Negro y Punta Eugenia hacia el sur aproximadamente a 200 km de distancia. Adicionalmente, está en desarrollo la nueva demanda del proyecto Bahía de Los Ángeles para atender las poblaciones de Jesús María y Bahía de los Ángeles principalmente. El proyecto se conectará al sistema con líneas de transmisión en el nivel de 34.5 kV a través de un circuito de 44 km entre las subestaciones Vizcaíno y Benito Juárez Maniobras. La figura 4.26 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central de CI Guerrero Negro IV

Turbina de Gas

Subestación a 34.5 kV

Combustión Interna

Enlace a 34.5 kV

a Guerrero Negro IBenito Juárez

Maniobras

Laguneros

Mújica

a Díaz Ordaz

Guerrero Negro IV7 MW a Rancho

El Silencio

Vizcaíno

Figura 4.26


4-56

4.4.8.3 Red de transmisión asociada a la central CI Santa Rosalía III Esta central eléctrica de 11 MW de capacidad se ubicará en el predio denominado Minas, al noroeste de la ciudad de Santa Rosalía en Baja California Sur; se interconectará en abril de 2014 a la red eléctrica del sistema aislado de Santa Rosalía en el estado de Baja California Sur. El propósito de la central es atender localmente las necesidades de energía eléctrica del sistema aislado de Santa Rosalía. La demanda considera a las poblaciones costeras de Santa Rosalía, San Bruno y Mulegé con actividades de turismo, así como San Ignacio en la parte central de la península de Baja California hacia Guerrero Negro. Este proyecto de generación sustituye el retiro de las unidades de combustión interna instaladas en la central Santa Rosalía con 8.2 MW de capacidad, la cuales presentan una condición de obsolescencia y a la fecha de retiro una antigüedad mayor a 40 años. El proyecto se conectará al sistema en el nivel de 34.5 kV, adyacente a la generación Santa Rosalía II, debido a que existe la infraestructura suficiente, no es necesario agregar red para la conexión de esta generación. La figura 4.27 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central de CI Santa Rosalía III

Turbina de Gas

Enlace a 115 kV

Combustión Interna

Enlace a 34.5 kV

Santa Rosalía III11 MW

Santa Rosalía25.5 MW

a Tres Vírgenes

Santa Rosalía II15 MW

Figura 4.27


4-57

4.4.9 Área Peninsular La conforman los estados de Campeche, Quintana Roo y Yucatán. La red de transmisión troncal eléctrica opera en el nivel de tensión de 230 kV y 115 kV con algunas líneas aisladas en 400 kV. La demanda máxima integrada del área en 2009 consistió en 1,435 MW. La tasa media de crecimiento en los últimos cinco años fue de 5.9%. La capacidad de generación instalada a diciembre de 2008 ascendió a 2,301 MW, de los cuales 55% corresponden a centrales de ciclo combinado bajo el esquema de producción independiente de energía. No obstante que en 2009 se tuvo capacidad suficiente para atender la demanda, para el corto plazo se estima que ante condiciones de indisponibilidad de una unidad de ciclo combinado (170 MW) por falta en el suministro de gas, mala calidad del mismo o por falla de la unidad, podrían presentarse desbalances importantes en esta área. Ante ello, los enlaces de transmisión actuales con el área Oriental operando en 230 kV no tendrían la capacidad suficiente para importar grandes bloques de potencia activa y se presentarían problemas de voltaje por no disponer de suficientes fuentes locales de potencia reactiva. Esta situación se podría agravar con el retiro programado de la central termoeléctrica Lerma en 2011, al reducir la capacidad de generación instalada así como el margen de potencia reactiva y por tanto su capacidad de transmisión con el área Oriental. Para evitar esta problemática, se incrementará la capacidad de transmisión mediante la conversión de la red troncal de 230 kV a 400 kV. 4.4.9.1 Obras principales El proyecto Sabancuy II-Concordia consiste en una línea de doble circuito aislado en 230 kV con operación inicial en 115 kV, el cual servirá como fuente de suministro a la isla de Ciudad del Carmen, Campeche. Esta obra reemplazará la infraestructura actual que presenta condiciones de deterioro por corrosión debido al medio ambiente salino de la zona. Su entrada en operación se estima para enero de 2010. Con la operación en 400 kV de las líneas Tabasco-Escárcega-Ticul II se aumentará la capacidad de transmisión y el nivel de confiabilidad en el suministro de energía del área, con la conversión de tensión del enlace actual de 230 kV a 400 kV. El proyecto incluye 177 km-c, así como la instalación de dos bancos con capacidad total de 750 MVA4/, con relación de transformación 400/230 kV en la SE Ticul II. Además se instalará en la SE Escárcega un Compensador Estático de Var en 400 kV con una capacidad de +/-300 MVAr. Se estima su entrada en operación para octubre de 2010. La subestación Edzná Banco 1 de relación 230/115 kV y su red asociada, servirá como principal fuente de suministro eléctrico en la zona Campeche, ante el retiro total o parcial de las unidades de la central termoeléctrica Lerma. Se estima su fecha de entrada en operación para mayo de 2011. Con el propósito de incrementar la capacidad y confiabilidad en la transmisión para el suministro de energía a las zonas Cancún y Riviera Maya, se ha definido el proyecto SE Riviera Maya el cual incluye el cambio en la operación de 230 kV a 400 kV de las líneas de transmisión


4-58

Nizuc-Valladolid-Playa del Carmen. Estas zonas presentan actualmente una de las mayores tasas de crecimiento a nivel nacional. La SE Riviera Maya de 750 MVA4/ de capacidad total incluye dos bancos de transformación, uno 400/230 kV y otro 400/115 kV, así como 375 MVA4/ en la SE Valladolid y red asociada para operar los enlaces en 400 kV. Su entrada en operación está programada para marzo de 2014. El proyecto Xpujil-Xul Ha consiste en una línea aislada en 230 kV y operada en 115 kV, la cual servirá para proporcionar una mayor capacidad y mejor suministro de energía a la zona Chetumal. Su entrada en operación se prevé para junio de 2016. En la figura 4.28 se muestran algunas de las obras más importantes.

Principales proyectos en la red troncal del área Peninsular

Kopte

Cancún

Cozumel

Champotón

Escárcega Potencia

Norte

Tulum

Lerma (Edzná)

Kala

(Campeche)

Mérida III

Mérida II

Maxcanu

a Tabasco

Ciudad del Carmen

Nachi-Cocom

Caucel

Kanasin

Ticul

Playa del Carmen

Balam

Valladolid

a Buenavista

Tizimín

a Los Ríos

Op. 115 kV

Ciclo Combinado

Turbogás





Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Santa Lucía

Sabancuy II

Sur

a Macuspana II

Belice

18 MVAr

18 MVAr

100 MVAr

100 MVAr

CEV

+/- 300 MVAr Op. 115 kV

+150 MVAr -50 MVAr

21 MVAr75 MVAr

75 MVAr

75 MVAr

75 MVAr

50 MVAr

50 MVAr

+300 MVAr-90 MVAr

Xul Ha

Op. 115 kV Op. 115 kV

Xpujil

Nizuc

+100 MVAr-30 MVAr

Riviera Maya

Enlace a 115 kV

+40 MVAr -10 MVAr

18 MVAr

18 MVAr

Kambul

Polyuc

Lázaro Cárdenas

Reactor

Figura 4.28

En el mediano plazo para 2018, se visualizan proyectos de refuerzos en la transmisión y transformación hacia la zona de la Isla del Carmen por lo que se ha programado la SE Sabancuy II 230/115 kV y para la zona Riviera Maya se requerirá de compensación dinámica por lo que está programado un CEV de +300/-90 MVAr en el nivel de 400 kV. Para el largo plazo, con los crecimientos de demanda estimados hacia las zonas Riviera Maya y Cancún, están previstos refuerzos en la red de transmisión y transformación por lo que se ha programado en la zona de Tulum una subestación 230/115 kV y su red asociada, así como la línea Valladolid – Tulum aislada en 400 kV y operada en 230 kV para 2021. Para el mismo año está programado el segundo circuito de la línea de transmisión Escárcega–Xpujil–Xul Ha para reforzar a la zona Chetumal; por otra parte para 2024 se consideran adiciones de transformación en las zonas Nizuc y Mérida. También se tiene previsto instalar bancos de capacitores en alta tensión en diferentes puntos del área.


4-59

En los cuadros 4.10a, 4.10b y 4.10c se muestran los principales refuerzos de líneas de transmisión, subestaciones y compensación respectivamente programados en el área Peninsular.

Principales obras programadas en el área Peninsular 2010-2019

1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito 3/ Operación inicial 115 kV

Cuadro 4.10a


Cuadro 4.10b

Ind: Inductivo Cap: Capacitivo

Cuadro 4.10c

Tensión Núm.de Longitud Fecha de kV circuitos km-c entrada

Sabancuy II - Concordia 3 230 2 87.0 Ene-10Edzná entronque Escárcega - Ticul 230 2 60.8 May-11Xpujil - Xul Ha 1,3 230 2 105.0 Jun-16

Escárcega Potencia - Sabancuy II 2 230 2 63.0 Oct-18

Total 315.8

Líneas de Transmisión

Ticul II Bancos 2 y 3 7 AT 875 400 /230 Oct-10Edzná Banco 1 4 AT 300 230 /115 May-11Playa del Carmen Banco 9 3 AT 100 230 /115 Jul-12Riviera Maya Banco 1 4 AT 500 400 /230 Mar-14Valladolid Banco 2 4 AT 500 400 /230 Mar-14Riviera Maya Banco 2 4 T 500 400 /115 Mar-14Ticul Banco 4 3 AT 100 230 /115 Ene-15Chichi Suárez Banco 1 3 AT 225 230 /115 Sep-17Sabancuy II Banco 2 4 AT 300 230 /115 Oct-18

Total 3,400


MVARelación de


entrada

CapacidadMVAr

Escárcega CEV Compensador Estático de VAr 400 300/300 Ind./Cap. Sep-10Escárcega MVAr Reactor 400 233.3 Jun-10Ticul II MVAr Reactor 400 175.0 Jun-10Laguna de Términos MVAr Capacitor 115 15.0 Jul-12Valladolid MVAr Reactor 400 175.0 Mar-14Valladolid MVAr Reactor 400 116.6 Mar-14Aktunchen MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14Akumal MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14Yalku MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14Riviera Maya CEV Compensador Estático de VAr 400 90/300 Ind./Cap. Sep-18Xul Ha MVAr Capacitor 115 30.0 Sep-19

Total 1,779.9


kVFecha de

entrada


4-60

4.5 Obras e inversiones con financiamiento externo En 1996 se aprobó el primer plan de financiamiento externo para el programa de transmisión cuando CFE convocó 11 paquetes bajo el esquema financiero Construir, Arrendar y Transferir (CAT), denominados serie 200. En agosto de 1997 se presentaron a la SHCP ocho paquetes de la serie 300 modificando a partir de esa fecha y hasta la actualidad la modalidad de financiamiento, los cuales fueron autorizados e iniciaron su licitación en 1998. En agosto de 1998 se enviaron a la SHCP 14 paquetes adicionales denominados serie 400, licitados en 2000 y 2001. En junio de 1999 se remitieron a la misma secretaría para su autorización cinco paquetes de la serie 500 correspondientes a la cuarta etapa. Todos los proyectos de las series 200, 300, 400, 500 y 600 ya se encuentran en operación. En los cuadros 4.11 a 4.18 se muestran las metas actualizadas de los proyectos de las series 700 en adelante que a la fecha no han sido construidos, por lo que están diferidos en su entrada en operación. Lo anterior se debe principalmente a la disminución en las tasas de crecimiento del mercado eléctrico en las diferentes zonas del país. En 2001 se integraron los paquetes de la serie 700, en los cuales se empezaron a incluir las redes de transmisión asociadas a centrales eléctricas. Lo anterior con el fin de garantizar que el desarrollo de la red y la central se realizarán de manera coordinada. Resalta la conversión de tensión de 69 kV a 115 kV en la zona Tijuana, considerada en el paquete 706 para 2014. El cuadro 4.11 presenta las metas correspondientes.

Metas para la serie 700

1/ Fecha de entrada en operación

Cuadro 4.11

En junio de 2002 se estructuraron los paquetes de obras serie 800, en los cuales destacan por su importancia los proyectos de transformación Vicente Guerrero y el refuerzo al anillo de 400 kV de la zona Monterrey en el paquete 803 Noine. En el 805 El Occidente se incluye la transformación de Guadalajara Industrial en la zona Guadalajara. El 806 Bajío la transformación de la subestación Cañada. El cuadro 4.12 resume los proyectos y considera las nuevas fechas de entrada en operación

SLT 702 Sureste-Peninsular (Cuarta Fase) Jul-10 8 30 1SLT 706 Sistemas Norte (Tercera Fase) Oct-14 9 280Total 17 310 1

Proyecto FEO ¹ km-c MVA MVAr


4-61



Cuadro 4.12

En el cuadro 4.13 presenta los proyectos de la serie 900 que se autorizaron en el PEF para el ejercicio fiscal de 2004. Una obra importante es la transformación en la subestación Acatlán incluida en el paquete 901 Pacífico, con entrada en operación en septiembre de 2012.



Cuadro 4.13

En junio de 2004 se enviaron a la SHCP, a través de la SENER, los paquetes de la serie 1000 mostrados en el cuadro 4.14. En ella se incluye la red asociada a la central eléctrica la Yesca ubicada en el estado de Nayarit. Se consideran también los proyectos de transformación en la subestación Tesistán de la zona Guadalajara en el paquete 1003.



Cuadro 4.14

En junio de 2005 se enviaron para su autorización los paquetes de la serie 1100 que se muestran en el cuadro 4.15. Resultan de gran relevancia las redes de transmisión asociadas a los proyectos de generación La Venta III y CC Agua Prieta II. Adicionalmente se han programado proyectos de transmisión y transformación para el área Oriental, con los paquetes Transmisión y

SLT 803 Noine (Segunda Fase) May-14 15 133SLT 803 Noine (Tercera Fase) Ago-14 35SLT 805 El Occidente (Primera Fase) Jul-11 9 60 3SLT 805 El Occidente (Segunda Fase) Jun-14 11 300SLT 805C El Occidente (Tercera Fase) Jun-16 60 3SLT 806 Bajío (Tercera Fase) Sep-10 58 500SE 814 División Jalisco Dic-10 16 20 1Total 144 1,073 7


SLT 901 Pacífico (Segunda Fase) Sep-12 107 233SLT 901 Pacífico (Tercera Fase) Ago-14 32Total 139 233


SLT 1002 Compensación y Transmisión Noreste-Sureste (Segunda Fase) Ene-10 88SE 1003 Subestaciones Eléctricas de Occidente (Primera Fase) May-11 28 500SE 1003 Subestaciones Eléctricas de Occidente (Segunda Fase) Ago-15 23 133SE 1005 Noroeste (Primera Fase) Ene-10 60 110 6SE 1005 Noroeste (Segunda Fase) Ene-10 30 1SE 1005 Noroeste (Tercera Fase) Mar-11 32SE 1006 Central-Sur Dic-10 22 70 4OPF 1013 Red de Transmisión Asociada a la CH la Yesca Jul-11 220 116Total 473 843 127



4-62

Transformación del Oriental y Transmisión y Transformación del Sureste. Asimismo, resalta por su importancia el denominado Transformación del Noreste en el paquete 1116. El proyecto 1119 considera el inicio del cambio de tensión de 230 kV a 400 kV de los enlaces entre las subestaciones Malpaso-Tabasco y se continuará hacia la Península de Yucatán con el proyecto 1204.



Cuadro 4.15

En junio de 2006 se integraron los paquetes de la serie 1200, los cuales se muestran en el cuadro 4.16. Destacan las redes de transmisión asociadas a las centrales generadoras de CI Guerrero Negro II, Humeros III, CC Norte II y Manzanillo I U1 y U2. Asimismo se ha incorporado la red de transmisión de Temporada Abierta de proyectos eólicos en la región del Istmo de Tehuantepec. Por su magnitud e importancia se considera la subestación Jamapa — incluida en el paquete 1203— que permitirá atender el suministro a la zona de Veracruz, así como el proyecto 1204 para completar la conversión de tensión de 230 kV a 400 kV de la Península con el área Oriental. Asimismo se incluye la conversión de 230 kV a 400 kV en la parte sur del área Noroeste en el paquete 1206.

LT 1105 Red de Transmisión Asociada a la CE la Venta III Mar-10LT 1106 Red de Transmisión Asociada a la CC Agua Prieta II Oct-12 167SE 1110 Compensación Capacitiva del Norte (Primera Fase) May-11 311SE 1110 Compensación Capacitiva del Norte (Segunda Fase) May-11 292SLT 1111 Transmisión y Transformación del Central-Occidental (Primera Fase) Mar-11 150SLT 1111 Transmisión y Transformación del Central-Occidental (Segunda Fase) Abr-14 47 300 15SLT 1112 Transmisión y Transformación del Noroeste (Segunda Fase) Abr-14 201 28SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Primera Fase) Ene-11 182 1,000SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Segunda Fase) May-12 88 300SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Tercera Fase) May-13 159SE 1116 Transformación del Noreste (Segunda Fase) Dic-10 141 500SE 1116 Transformación del Noreste (Tercera Fase) Abr-13 193 1,000SLT 1117 Transformación de Guaymas Jul-11 12 133SLT 1119 Transmisión y Transformación del Sureste (Primera Fase) Sep-10 169 875 60SLT 1119 Transmisión y Transformación del Sureste (Segunda Fase) Mar-13 7SE 1120 Noroeste (Primera Fase) Mar-11 9 210 12SE 1120 Noroeste (Segunda Fase) Mar-11 61 60 3SE 1121 Baja California (Segunda Fase) Dic-10 30 1SE 1122 Golfo Norte (Primera Fase) Ago-10 37 180 10SE 1122 Golfo Norte (Segunda Fase) Mar-11 16 30 1SE 1123 Norte (Primera Fase) Ago-10 4 30 1SE 1123 Norte (Segunda Fase) Abr-14 5 30 1SE 1124 Bajío Centro Nov-10 106 60 3SE 1125 Distribución (Segunda Fase) Oct-10 287 60 3Total 2,041 4,798 741



4-63



Cuadro 4.16

En junio de 2007 se envió a la SHCP la relación de paquetes de la serie 1300 para su autorización en el PEF para el ejercicio fiscal 2008. Destaca el proyecto 1301 Interconexión de Baja California que consiste en unir el área Baja California Norte al SIN a través de un enlace asíncrono. Asimismo se solicita autorización para los proyectos de redes asociadas a las centrales Valle de México II y III, Baja California III, Río Moctezuma y Noreste. Ver cuadro 4.17.



Cuadro 4.17

SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California(Primera Fase) May-10 200SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California(Segunda Fase) Ene-11 5 50 1SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California(Tercera Fase) Jun-11 5 40 2SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California(Cuarta Fase) Jun-14 20 40 2SE 1202 Suministro de Energía a la Zona Manzanillo (Primera Fase) Sep-10 56 375SE 1202 Suministro de Energía a la Zona Manzanillo (Segunda Fase) May-15 46SLT 1203 Transmisión y Transformación Oriental-Sureste (Primera Fase) Dic-10 196 1,175 22SLT 1203 Transmisión y Transformación Oriental-Sureste (Segunda Fase) Dic-11 35 20 1SLT 1204 Conversión a 400 kV del Área Peninsular (Primera Fase) Oct-10 177 875 1,008SLT 1204 Conversión a 400 kV del Área Peninsular (Segunda Fase) Mar-11 60 300SE 1210 Norte - Noroeste (Primera Fase) Ene-10 156 232 13SE 1210 Norte - Noroeste (Segunda Fase) Abr-10 198 400 30SE 1211 Noreste - Central (Primera Fase) Oct-10 121 50 3SE 1212 Sur - Peninsular (Primera Fase) Mar-10 17 80 4SE 1212 Sur - Peninsular (Segunda Fase) Jun-10 7 110 6SE 1212 Sur - Peninsular (Tercera Fase) Mar-11 70 50 631213B Compensación de Redes (Segunda Fase) May-10 65 111213C Compensación de Redes (Tercera Fase) Sep-10 1211213J Compensación de Redes (Décima Fase) Sep-10 42LT 1220 Red de Transmisión Asociada a Temporada Abierta de Eólicos Sep-10 425 2,125 675LT 1222 Red de Transmisión Asociada a la CI Guerrero Negro III May-10 2 2LT 1223 Red de Transmisión Asociada a Humeros II Mar-12 6LT 1225 Red de Transmisión Asociada a la CC Norte II Oct-12 341226 LT Red de Transmisión Asociada a Manzanillo I U1 y U2 Jul-11Total 1,743 5,922 2,164


SLT 1301 Interconexión BC - SIN Abr-14 428 800 133SLT 1302 Transmisión y Transformación Norte y Occidente (Primera Fase) May-13 21 500 75SLT 1302 Transmisión y Transformación Norte y Occidente (Segunda Fase) Ago-14 7SLT 1303 Transmisión y Transformación Baja - Noroeste Jun-10 109 50 3SLT 1304 Transmisión y Transformación del Oriental (Primera Fase) Jul-10 48 15SLT 1304 Transmisión y Transformación del Oriental (Segunda Fase) Jun-13 47 3001311 Red de Transmisión Asociada a Valle de México II Mar-13 501313 Red Asociada a Baja California III Oct-12 221314 Red Asociada a la CH Río Moctezuma Oct-13 851315 Red Asociada a la CCC Noreste (Monterrey) Oct-16 7SE 1320 Distribución Noroeste Dic-11 130 216 72SE 1321 Distribución Noreste (Primera Fase) Ene-10 27 150 9SE 1321 Distribución Noreste (Segunda Fase) Abr-11 174 60 48SE 1322 Distribución Centro Sep-11 378 239 46SE 1323 Distribución Sur Jun-11 14 160 9Total 1,547 2,475 410



4-64

En mayo de 2008 se enviaron a la SHCP por conducto de la SENER, los proyectos de transmisión de la serie 1400 para su autorización y registro en el Presupuesto de Egresos de la Federación para el ejercicio fiscal 2009. Muy importantes son las obras que continuarán con la conversión de 230 kV a 400 kV del troncal del área Noroeste incluidas en el paquete 1402. Asimismo los incrementos en la transformación en las zonas de Hermosillo y Pueblo Nuevo considerados en el paquete 1401. El proyecto 1404 incluye los aumentos de la transformación en las zonas Valles, San Luis Potosí, Orizaba y Veracruz. Ver cuadro 4.18.



Cuadro 4.18

4.6 Capacidad de transmisión entre regiones La red eléctrica principal de transmisión se ha desarrollado tomando en cuenta la magnitud y dispersión geográfica de la demanda, así como la localización de las centrales generadoras. En ciertas áreas del país los centros de generación y consumo de electricidad se encuentran alejados entre sí, por lo cual su interconexión se ha realizado de manera gradual en la medida en que los proyectos se han justificado técnica y económicamente. En general, la capacidad de transmisión de los enlaces entre las regiones del sistema depende de manera importante del nivel de la demanda y de la capacidad de generación disponible. Así, la potencia máxima 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, el segundo y tercer factores son los que restringen con mayor frecuencia la potencia máxima de transmisión en los enlaces. La figura 4.29 muestra la capacidad de transmisión en 2013 para algunos de los principales corredores de transmisión del SEN considerando los proyectos que entrarán en operación ese año. Por ejemplo la demanda máxima del sistema norte que considera las áreas Noroeste, Norte y Noreste ocurre en el verano, por lo que requieren de la importación de grandes bloques de energía del sistema sur, y el apoyo se obtiene de los corredores del Pacífico y del Golfo de

SLT 1401 Se's y Lt's Áreas Baja California y Noroeste (Primera Fase) Abr-11 60 305 36SLT 1401B Se's y Lt's Áreas Baja California y Noroeste (Segunda Fase) Jul-11 98 300 22SLT 1402 Cambio de Tensión de la Línea de Transmisión Culiacán Los Mochis Jun-11 127 500 175SE 1403 Compensación Capacitiva de las Áreas Noroeste - Norte Abr-11 352SLT 1404 Subestaciones del Oriente May-12 70 624SLT 1405 Subestaciones y Líneas de Transmisión de Las Áreas Sureste y Peninsular May-12 62 300 671420 Distribución Norte May-12 37 402 241421 Distribución Sur Dic-12 14 160 9Total 468 2,591 685



4-65

México. Para el primero se tendrá un límite de transmisión de 1,000 MW entre las zonas Tepic y Mazatlán y para el segundo un límite de 1,400 MW entre las zonas Altamira y Monterrey. Adicionalmente entre las áreas Norte y Noreste habrá un límite de 680 MW y entre el Noroeste y Norte de 450 MW considerando la generación de los ciclos combinados Agua Prieta II y Norte II, que entrarán en operación en 2013. Para el sistema sur, por ejemplo el límite entre las zonas Lázaro Cárdenas, el área Central y la región Occidente se estima en 2,600 MW. Entre la región de Temascal del área Oriental hacia el Central de 3,250 MW y entre Tabasco y el área Peninsular el límite se incrementa de 280 MW a 780 MW debido a que en 2010 se tendrá el cambio de tensión de 230 kV a 400 kV del corredor de transmisión Malpaso - Tabasco – Escárcega – Ticul II.

Capacidad de transmisión entre corredores de transmisión al 2013

Figura 4.29

Azcárate (EPECO)

Eagle Pass(AEPTCC)

JUI

CTS

ChetumalESA

VillahermosaDBC

MMT

MPS

Laredo(AEPTCC)

(AEPTCC)

Brownsville

(AEPTCC)

Diablo (EPECO)

El Fresnal(PTECI) (PEEECo)

Oaxaca

Morelos YTP

Imperial Velley

(SDG & E, IID)

Op. 230kV

VAD

A BELICE

Op. 230kV

Miguel(SDG & E)

Tehuantepec

A Sharyland

TIC

Cancún

Mérida

ANG

PEATMD

Poza Rica

TCL

Puebla

Zihuatanejo

Acapulco

Veracruz

Lázaro Cárdenas

Manzanillo

MTAMorelia

ALT II

Tampico

REC CBD

LAM

Saltillo

San Luis Potosí

TMZLeón

IrapuatoSLM

QRO.

Guadalajara

TepicAPT

KDA

PMY

ZacatecasMazatlán

Culiacán Durango

TRS

Torreón

Monclova

ENO

Los MochisTPO

Cd. Obregón

Guaymas

HLI

Hermosillo

SYCCananea

PLD

HAE

Mexicali

Ensenada

Loreto

GAO

PUP

COR

La Paz

ADC

San Luis de la Paz

OLA

ELP

EFR

Juárez

LVD

Tapachula

Aguascalientes

Piedras Negras

Reynosa

Tuxtla

Riviera Maya

Cozumel

Colima

NuevoLaredo

Valles

Tijuana

Ciudad deMéxico

Niveles de Tensión400 kV230 kV161 kV, 138 kV y <34.5 kV115 kV

JOM

Vallarta

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

680 MW

1,400 MW

450 MW

1,000 MW

3,250 MW

780 MW

2,600 MW

EDO

SAU

Pueblo Nuevo

Los Cabos

Monterrey

Matamoros

Camargo

HCP

Chihuahua

MoctezumaOp. 230kV


4-66

4.7 Interconexiones nacionales e internacionales 4.7.1 Interconexión del área Baja California al Sistema Interconectado Nacional Debido a la diversidad de la carga que se presenta en el SIN con respecto al ACBC, en ciertas horas, puntos de operación y periodos estacionales existe la factibilidad de intercambiar potencia eléctrica entre ambos sistemas. Desde el punto de vista operativo, la potencia puede ser generada con unidades menos costosas, de modo que se obtenga un beneficio económico global. Así, la interconexión del ACBC con el resto del SIN nace de la necesidad de utilizar de mejor manera la infraestructura de generación del SEN, aprovechando las condiciones climatológicas que se presentan en el área Baja California, las cuales producen un comportamiento muy variable a lo largo del año: una gran demanda por las altas temperaturas en el periodo de verano y una disminución considerable en el invierno, motivada por las bajas temperaturas que se alcanzan específicamente en Mexicali y San Luis Río Colorado. Debido a las características físicas del SIN y al sistema eléctrico de Baja California, conectado en forma permanente con el WECC, y en razón de las reglas y estrategias de operación que se han establecido para cada uno de ellos, el enlace de interconexión debe ser necesariamente asíncrono. La interconexión se halla programada para 2014 en una primera etapa, con 300 MW de capacidad de intercambio. La segunda estará en función de la tendencia de crecimiento en la demanda en ambos sistemas y de la magnitud en la instalación de posibles proyectos eólicos de generación en el ACBC. 4.7.2 Interconexión CFE-Guatemala El alcance de este proyecto comprende las siguientes obras: la construcción de la línea de transmisión Tapachula Potencia-Suchiate de doble circuito en 400 kV, tendido del primer circuito con una longitud de 27 km-c, dos conductores por fase calibre 1113 ACSR en torres de acero, y un alimentador en 400 kV ubicado en la SE Tapachula Potencia para la interconexión con la red eléctrica Centroamericana (Guatemala) en la SE Los Brillantes. Este proyecto hará factible la participación de México en los mercados eléctricos de Guatemala y Centroamérica mediante transacciones de potencia y energía. Asimismo, la transferencia por el enlace de interconexión permitirá suministrar potencia a la red de Guatemala, reducir las pérdidas de energía y mejorar el margen de potencia reactiva de ese sistema. Se estima una capacidad de 200 MW para transferencias de México a Guatemala y de 70 MW en sentido contrario. El proyecto tiene un avance de 100% y actualmente se encuentra en la fase de pruebas finales de operación considerando un límite actual de 120 MW debido a restricciones en la red interna de Guatemala. Su entrada en operación comercial será en el primer trimestre de 2010. Para Centroamérica se tiene en construcción el proyecto SIEPAC, el cual incrementará los niveles de transferencia de energía entre las naciones involucradas. El enlace de interconexión CFE-Guatemala podría complementarse con un dispositivo asíncrono el cual permitiría incrementar el límite de transmisión, la confiabilidad y la seguridad en la operación de ambos sistemas con intercambios de energía mayores.


4-67

4.7.3 Interconexión de la subárea Baja California Sur al Sistema Interconectado Nacional

El sistema eléctrico interconectado de Baja California Sur es longitudinal (500 km) y con frecuencia se ve sometido a huracanes y tormentas tropicales durante la temporada de lluvias. Se caracteriza por una actividad turística de gran importancia, principalmente en las poblaciones de Cabo San Lucas, San José del Cabo y La Paz. El suministro de la demanda de la zona Los Cabos se realiza con generación local mediante unidades que consumen diésel, cuyo alto costo de operación e impacto ambiental influyen negativamente en el desarrollo turístico de esta región. En la planificación de corto plazo se ha considerado que los excedentes de generación de la zona La Paz sean transmitidos a la zona Los Cabos reforzando el sistema de transmisión, con lo cual se eliminaría la necesidad de incrementar la capacidad instalada en la Central Diésel Los Cabos. Sin embargo, para satisfacer los crecimientos de la SCBCS en el mediano plazo, se analiza la conveniencia de interconectar ésta con el SIN, de tal manera que se pueda contar con una fuente de energía segura, confiable y a un menor costo, que permita el desarrollo sustentable de esta importante región del país. La infraestructura necesaria para una de las opciones estudiadas consiste en realizar la interconexión a través del Mar de Cortés, mediante un cable de potencia submarino en 230 kV. Se estima que el proyecto podría entrar en operación entre 2016 y 2018 con una capacidad de intercambio que estaría entre 250 y 400 MW.


5-1

5. REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2010 -2024 El cuadro 5.1 presenta el monto total necesario para atender el servicio público de energía eléctrica proporcionado por CFE, para el periodo 2010 – 2024, el cual asciende a 1,193,296 millones de pesos, con la siguiente composición: 49.0% para generación, 18.5% en obras de transmisión, 20.1% para distribución, 11.6% en mantenimiento de centrales y 0.8% para otras inversiones.

Resumen de requerimientos de inversión 2010-20241,2/

(millones de pesos de 2009)

1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes, considerando un tipo de cambio de 13.77 pesos/dólar. Los montos incluyen una cantidad para contingencias de 16% para los proyectos de transmisión y subtransmisión 2/ Excluye inversiones de autoabastecimiento

Cuadro 5.1

En el horizonte de planificación considerado, se estima que 41.9% del monto total de inversiones se cubrirá mediante recursos presupuestales; como inversión complementaria, el 58.1% restante se llevará a cabo a través del esquema de obra pública financiada o con la modalidad de producción independiente de energía. Para los proyectos de generación, la SENER definirá la modalidad en apego a lo que establece el artículo 125 del Reglamento de la LSPEE.

CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

GENERACIÓN 27,630 37,408 37,136 16,910 29,261 37,385 32,329 47,175 50,522 54,885 54,551 57,673 38,684 30,391 32,302 584,242

TRANSMISIÓN 15,669 13,083 15,670 15,896 13,654 13,045 13,281 14,023 11,169 14,585 15,867 14,316 16,997 16,366 17,153 220,774

DISTRIBUCIÓN 22,016 20,800 20,060 20,569 20,652 12,696 13,190 14,543 14,703 14,184 13,237 13,397 13,279 13,591 13,329 240,246

MANTENIMIENTO 10,137 9,083 8,895 8,613 8,189 8,086 8,909 7,920 7,768 8,736 9,828 10,101 10,374 10,713 10,911 138,263

Subtotal 75,452 80,374 81,761 61,988 71,756 71,212 67,709 83,661 84,162 92,390 93,483 95,487 79,334 71,061 73,695 1,183,525

OTRAS INVERSIONES PRESUPUESTALES

526 541 557 574 591 610 628 646 666 685 706 727 749 771 794 9,771

Total 75,978 80,915 82,318 62,562 72,347 71,822 68,337 84,307 84,828 93,075 94,189 96,214 80,083 71,832 74,489 1,193,296


5-2

Las figuras 5.1 y 5.2 resumen las inversiones por rubros y por modalidad del financiamiento.

Inversiones por proceso1/

1/ Excluye inversiones de autoabastecimiento

Figura 5.1

Inversiones por modalidad de financiamiento1/

1/ Excluye inversiones de autoabastecimiento

Figura 5.2

584,242

220,774240,246

138,263

9,771

Generación Transmisión Distribución Mantenimiento Otras

1,193,296 millones de pesos de 2009

66,30231,792

252,943

72,36533,991

40,069

148,409 206,255

95,624

9,771

224,928

10,847

Generación Transmisión Distribución Mantenimiento Otras

PIE OPF Presupuestal Esquema por definir

1,193,296 millones de pesos de 2009

584,242

220,774240,246

138,263


5-3

El cuadro 5.2 presenta el desglose de los montos de inversión necesarios para atender el servicio público de energía eléctrica proporcionado por CFE. Éstos se han agrupado en los conceptos de generación, transmisión, distribución, mantenimiento de centrales y otras inversiones. Las cifras indicadas provienen de aplicar costos típicos a las obras definidas en capítulos previos.

Requerimientos de inversión 2010-20171,2/


Cuadro 5.2

GENERACIÓN 27,630 37,408 37,136 16,910 29,261 37,385 32,329 47,175

PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 5,137 9,123 7,696 7,149 6,930 7,967 12,623 2,492

1 Nuevos Ciclos Combinados 20 4,503 5,386 219 1,037 8,003 2,492

2 Nuevas Centrales Eólicas 5,117 4,620 2,310 6,930 6,930 6,930 4,620

OBRA PÚBLICA FINANCIADA 18,575 25,724 27,332 5,904 7,673 8,489 9,046 26,871

3 Nuevas Hidroeléctricas 3,481 1,332 1,194 1,695 1,470 1,916 6,620 9,025

4 Nuevas Geotermoeléctricas 1,259 2,394 340 628 392 13 314

5 Nuevos Ciclos Combinados 8,857 16,551 15,325 2,209 147 5,272 1,964 13,421

6 Nuevas Carboeléctricas 54

7 Nuevas Unidades de Combustión Interna 674 1,735 1,333 429 1,626 172 73

8 Rehabilitaciones y Modernizaciones 4,250 3,712 9,140 494

9 Nueva Generación Área Central 449 4,038 1,129 449 4,038

OBRA PRESUPUESTAL 3,918 2,561 2,108 2,429 2,499 2,523 3,020 3,057

10 Hidroeléctricas 419 160 144 204 376 386 762 926

11 Rehabilitaciones y Modernizaciones 3,499 2,401 1,964 2,225 2,123 2,137 2,258 2,131

12 OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR 1,428 12,159 18,406 7,640 14,755

TRANSMISIÓN 15,669 13,083 15,670 15,896 13,654 13,045 13,281 14,023


13 Programa de Transmisión 7,414 2,721 4,101 3,508 5,557 5,845 5,637 5,772



15 Modernización de Transmisión (STyT) 4,880 6,039 5,973 4,723 4,548 3,660 4,028 4,430

16 Modernización de sistemas de control (CENACE) 504 544 598 643 702 766 830 900

17 Modernización Área Central 1,039 1,275 1,267 1,021 995 826 907 997

DISTRIBUCIÓN 22,016 20,800 20,060 20,569 20,652 12,696 13,190 14,543

OBRA PÚBLICA FINANCIADA 3,526 1,815 985 180 2,977 2,049 2,444 3,255

18 Programa de Subtransmisión 3,526 1,815 985 180 2,977 2,049 2,444 3,255


19 Programa de Subtransmisión 1,284 2,056 2,567 3,472 992 683 815 1,085

20 Programa de Distribución 6,980 6,354 6,156 6,021 6,056 6,157 6,203 6,347

21 Modernización de Distribución 5,063 5,256 5,168 5,269 5,200

22 Programa de Distribución Área Central 5,163 5,319 5,184 5,627 5,427 3,807 3,728 3,856

MANTENIMIENTO 10,137 9,083 8,895 8,613 8,189 8,086 8,909 7,920

23 PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 1,928 1,928 1,928 2,053 2,053 2,053 2,053 2,182


24 Centrales generadoras de CFE 7,966 6,943 6,761 6,366 5,954 5,739 6,317 5,232

25 Centrales generadoras Área Central 243 212 206 194 182 175 193 160

26 OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR 119 346 346

Subtotal 75,452 80,374 81,761 61,988 71,756 71,212 67,709 83,661

27 OTRAS INVERSIONES PRESUPUESTALES 526 541 557 574 591 610 628 646

TOTAL 75,978 80,915 82,318 62,562 72,347 71,822 68,337 84,307

2015 2016 2017CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014


5-4

Requerimientos de inversión 2018-20241,2/


1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes, considerando un tipo de cambio de 13.77 pesos/dólar. Los montos incluyen una cantidad para contingencias de 16% para los proyectos de transmisión y subtransmisión

2/ No incluye inversiones de autoabastecimiento

Cuadro 5.2 (continuación)

GENERACIÓN 50,522 54,885 54,551 57,673 38,684 30,391 32,302 584,242

PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 4,206 2,871 108 66,302

1 Nuevos Ciclos Combinados 4,206 2,871 108 28,845

2 Nuevas Centrales Eólicas 37,457

OBRA PÚBLICA FINANCIADA 20,581 24,983 26,099 27,098 17,392 6,411 765 252,943

3 Nuevas Hidroeléctricas 6,370 5,015 5,236 4,358 3,219 1,606 52,537

4 Nuevas Geotermoeléctricas 235 942 589 7,106

5 Nuevos Ciclos Combinados 10,082 8,754 1,764 84,346

6 Nuevas Carboeléctricas 1,163 9,961 18,510 22,594 14,034 4,805 765 71,886

7 Nuevas Unidades de Combustión Interna 1,602 311 146 139 8,240

8 Rehabilitaciones y Modernizaciones 17,596

9 Nueva Generación Área Central 1,129 11,232


10 Hidroeléctricas 680 841 772 489 214 29 6,402

11 Rehabilitaciones y Modernizaciones 2,029 2,214 2,150 2,121 2,296 2,042 2,077 33,667

12 OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR 23,026 23,976 25,422 27,965 18,782 21,909 29,460 224,928

TRANSMISIÓN 11,169 14,585 15,867 14,316 16,997 16,366 17,153 220,774





15 Modernización de Transmisión (STyT) 4,874 5,361 5,897 6,485 7,134 7,849 8,636 84,517

16 Modernización de sistemas de control (CENACE) 960 994 1,042 1,094 1,136 1,175 1,216 13,104

17 Modernización Área Central 1,092 1,197 1,308 1,430 1,567 1,715 1,877 18,513

DISTRIBUCIÓN 14,703 14,184 13,237 13,397 13,279 13,591 13,329 240,246


18 Programa de Subtransmisión 3,301 3,159 1,883 2,066 2,140 2,216 1,995 33,991


19 Programa de Subtransmisión 1,100 1,053 628 689 713 739 665 18,541

20 Programa de Distribución 6,649 6,306 6,870 6,723 6,614 6,898 6,703 97,037

21 Modernización de Distribución 25,956

22 Programa de Distribución Área Central 3,653 3,666 3,856 3,919 3,812 3,738 3,966 64,721

MANTENIMIENTO 7,768 8,736 9,828 10,101 10,374 10,713 10,911 138,263

23 PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 2,182 2,182 2,250 2,250 2,250 2,250 2,250 31,792


24 Centrales generadoras de CFE 4,906 5,677 6,186 6,186 6,186 6,186 6,186 92,791

25 Centrales generadoras Área Central 150 173 189 189 189 189 189 2,833

26 OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR 530 704 1,203 1,476 1,749 2,088 2,286 10,847

Subtotal 84,162 92,390 93,483 95,487 79,334 71,061 73,695 1,183,525

27 OTRAS INVERSIONES PRESUPUESTALES 666 685 706 727 749 771 794 5,098

TOTAL 84,828 93,075 94,189 96,214 80,083 71,832 74,489 1,193,296

2020 2021 2022 2023 2024TOTAL

2010-2024CONCEPTO 2018 2019


5-5

Las inversiones en generación se clasifican en cuatro rubros: producción independiente de energía (PIE), obra pública financiada (OPF), obra presupuestal (OP) y obras con esquema por definir. En la modalidad OPF se incluyen las inversiones aprobadas con este esquema, así como las correspondientes a nuevas centrales hidroeléctricas, geotermoeléctricas, ciclos combinados, carboeléctricas, unidades de combustión interna y generación en el área Central. También se clasifican bajo este rubro las inversiones para la repotenciación de centrales. En la categoría con esquema pendiente se incluyen las plantas de ciclo combinado y con tecnología libre, cuya modalidad de financiamiento definirá posteriormente la autoridad que corresponda. En la modalidad de PIE de energía se consideran únicamente las centrales aprobadas con este esquema de financiamiento. En el concepto de transmisión se identifican las inversiones en proyectos desarrollados como OPF y OP. Como se indica en la nota 1 del cuadro 5.2, los montos de inversión estimados incluyen costos asociados a eventualidades durante la ejecución de las obras de transmisión. En el cuadro 5.3 se detalla la información sobre las inversiones de la Subdirección de Construcción y la Subdirección de Distribución en obras de transmisión y subtransmisión respectivamente. El total en proyectos OPF y OP del programa de transmisión corresponde a los montos indicados en los conceptos 13 y 14 del cuadro 5.2. Para el programa de subtransmisión las inversiones en las dos modalidades de financiamiento corresponden a los rubros 18 y 19 del mismo cuadro.

Programa de inversiones en transmisión por modalidad de financiamiento (millones de pesos de 2009) 1/

1/ Los montos incluyen 16% para contingencia 2/ Programa de transmisión 3/ Programa de subtransmisión 4/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2024

Cuadro 5.3

A su vez el cuadro 5.4 presenta las inversiones en líneas de transmisión, subestaciones y equipos de compensación reactiva por modalidad de financiamiento. El total en cada variante corresponde a la suma de inversiones en los conceptos 13 y 18 para OPF y los rubros 14 y 19 para OP del cuadro 5.2.

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Subdirección de Construcción 2/

Obra Presupuestal 1,832 2,504 3,731 6,001 1,852 1,948 1,879 1,924 1,061 1,758 1,905 1,327 1,790 1,407 1,356 32,275

Obra Pública Financiada 7,414 2,721 4,101 3,508 5,557 5,845 5,637 5,772 3,182 5,275 5,715 3,980 5,370 4,220 4,068 72,365

Total 9,246 5,225 7,832 9,509 7,409 7,793 7,516 7,696 4,243 7,033 7,620 5,307 7,160 5,627 5,424 104,640

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Subdirección de Distribución 3/

Obra Presupuestal 1,284 2,056 2,567 3,472 992 683 815 1,085 1,100 1,053 628 689 713 739 665 18,541

Obra Pública Financiada 3,526 1,815 985 180 2,977 2,049 2,444 3,255 3,301 3,159 1,883 2,066 2,140 2,216 1,995 33,991

Total 4,810 3,871 3,552 3,652 3,969 2,732 3,259 4,340 4,401 4,212 2,511 2,755 2,853 2,955 2,660 52,532

4/

4/


5-6

Inversiones en líneas, subestaciones y compensación por modalidad de financiamiento

(millones de pesos de 2009) 1/

1/ Los montos incluyen 16% para contingencia 2/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2024

Cuadro 5.4

Adicionalmente en el cuadro 5.5 se muestra el desglose de la inversión en líneas, subestaciones y equipos de compensación reactiva, independientemente del esquema de financiamiento. El total de la Subdirección de Construcción corresponde a la suma de los montos indicados en el cuadro 5.2 para los conceptos 13 y 14. Asimismo el total de la inversión en la Subdirección de Distribución corresponde a la suma de los montos para los conceptos 18 y 19 en el mismo cuadro.

Programa de inversiones en líneas, subestaciones y compensación (millones de pesos de 2009) 1/


Cuadro 5.5

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Líneas

Obra Presupuestal 872 1,635 2,128 3,489 900 935 958 1,156 682 1,154 1,177 727 811 872 759 18,255

Obra Pública Financiada 3,502 858 1,806 1,847 2,701 2,808 2,871 3,470 2,048 3,462 3,530 2,180 2,432 2,614 2,277 38,406

Total 4,374 2,493 3,934 5,336 3,601 3,743 3,829 4,626 2,730 4,616 4,707 2,907 3,243 3,486 3,036 56,661

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Subestaciones

Obra Presupuestal 1,957 2,665 3,724 5,262 1,763 1,524 1,511 1,588 1,263 1,381 1,066 1,105 1,501 1,063 1,112 28,485

Obra Pública Financiada 6,323 3,278 3,085 1,725 5,289 4,571 4,534 4,763 3,788 4,144 3,197 3,315 4,504 3,190 3,336 59,042

Total 8,280 5,943 6,809 6,987 7,052 6,095 6,045 6,351 5,051 5,525 4,263 4,420 6,005 4,253 4,448 87,527

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Compensación

Obra Presupuestal 287 260 446 722 181 172 225 265 216 276 290 184 191 211 150 4,076

Obra Pública Financiada 1,115 400 195 116 544 515 676 794 647 828 871 551 574 632 450 8,908

Total 1,402 660 641 838 725 687 901 1,059 863 1,104 1,161 735 765 843 600 12,984

2/

2/

2/

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Subdirección de Construcción

Líneas 3,180 1,946 3,085 4,219 2,617 3,333 3,432 3,843 2,094 3,983 4,192 2,158 2,468 2,683 2,305 45,538

Subestaciones 4,956 2,941 4,358 4,689 4,331 3,949 3,418 3,093 1,649 2,345 2,520 2,650 4,171 2,355 2,781 50,206

Compensación 1,110 338 389 601 461 511 666 760 500 705 908 499 521 589 338 8,896

Total 9,246 5,225 7,832 9,509 7,409 7,793 7,516 7,696 4,243 7,033 7,620 5,307 7,160 5,627 5,424 104,640

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Subdirección de Distribución

Líneas 1,192 548 850 1,117 985 410 395 785 636 632 515 749 775 803 731 11,123

Subestaciones 3,325 3,002 2,451 2,298 2,720 2,146 2,628 3,257 3,402 3,181 1,743 1,770 1,834 1,899 1,667 37,323

Compensación 293 321 251 237 264 176 236 298 363 399 253 236 244 253 262 4,086

Total 4,810 3,871 3,552 3,652 3,969 2,732 3,259 4,340 4,401 4,212 2,511 2,755 2,853 2,955 2,660 52,532

2/

2/


5-7

En el cuadro 5.6 se muestra lo destinado a infraestructura de transmisión clasificado por niveles de tensión. El monto total de la inversión en todos estos niveles corresponde a la suma de los rubros 13, 14, 18 y 19 del cuadro 5.2.

Inversiones en transmisión por nivel de tensión (millones de pesos de 2009) 1/


Cuadro 5.6

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Líneas

400 kV 1,376 904 1,342 2,497 1,350 2,151 2,147 2,802 959 2,857 3,408 1,558 1,616 1,872 1,221 28,060

230 kV 517 463 744 939 913 728 732 574 850 1,013 755 462 596 505 656 10,447

161 -69 kV 2,481 1,126 1,848 1,900 1,338 864 950 1,250 921 746 544 887 1,031 1,109 1,159 18,154

Total 4,374 2,493 3,934 5,336 3,601 3,743 3,829 4,626 2,730 4,616 4,707 2,907 3,243 3,486 3,036 56,661

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Subestaciones

400 kV 2,799 600 1,087 1,606 2,044 2,326 1,763 1,221 368 1,413 1,463 1,339 1,129 777 242 20,177

230 kV 1,399 1,870 2,751 2,335 1,781 1,058 1,309 1,562 1,065 633 979 1,108 2,807 1,418 2,480 24,555

161 -69 kV 4,082 3,473 2,971 3,046 3,227 2,711 2,973 3,568 3,618 3,479 1,821 1,973 2,069 2,058 1,726 42,795

Total 8,280 5,943 6,809 6,987 7,052 6,095 6,045 6,351 5,051 5,525 4,263 4,420 6,005 4,253 4,448 87,527

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Compensación

400 kV 759 140 245 344 252 431 569 684 400 499 797 392 399 529 284 6,724

230 kV 34 4 35 81 65 22 24 66 163 61 555

161 -69 kV 609 516 361 413 408 234 332 351 397 442 303 343 366 314 316 5,705

Total 1,402 660 641 838 725 687 901 1,059 863 1,104 1,161 735 765 843 600 12,984

2/

2/

2/


5-8

El cuadro 5.7 muestra el programa de inversión en redes de distribución. Los subtotales corresponden a los conceptos 20 y 21 del cuadro 5.2.

Programa de inversión presupuestal en redes de distribución (millones de pesos de 2009)

Cuadro 5.7

Redes de distribución 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Construcción y ampliación de líneas

702 588 331 277 282 288 294 303 722 318 388 368 381 678 370 6,290

Construcción y ampliación de subestaciones

721 651 537 368 360 386 356 386 410 409 486 466 587 450 453 7,026

Ampliación de redes 2,087 1,828 1,828 1,860 1,898 1,938 1,979 2,038 1,790 1,901 2,038 2,018 1,878 1,918 1,872 28,871

Adquisición de acometidas y medidores

1,530 1,520 1,521 1,521 1,521 1,521 1,521 1,521 1,550 1,562 1,621 1,601 1,571 1,610 1,588 23,279

Construcción y rehabilitación de centros de atención

536 394 394 561 573 585 597 615 556 602 685 665 444 484 682 8,373

Adquisición de transporte 551 524 743 451 460 469 479 494 571 492 569 549 793 614 561 8,320

Adquisición de equipo de oficina y muebles

76 62 87 197 167 165 163 161 145 154 173 165 137 152 173 2,177

Adquisición de equipo de cómputo y comunicaciones

470 473 320 393 401 410 418 431 490 434 510 490 370 563 498 6,671

Adquisición de herramientas y equipo de laboratorio

257 264 345 345 345 345 345 345 345 345 345 345 395 354 412 5,132

Adquisición de materiales para la reducción de pérdidas no técnicas

50 50 50 48 49 50 51 53 70 89 55 56 58 75 94 898

Subtotal 6,980 6,354 6,156 6,021 6,056 6,157 6,203 6,347 6,649 6,306 6,870 6,723 6,614 6,898 6,703 97,037

Modernización de distribución

Subestaciones 1,102 1,094 1,094 1,087 1,086 5,463

Líneas 1,838 2,034 1,951 2,087 1,990 9,900

Redes 2,123 2,128 2,123 2,095 2,124 10,593

Subtotal 5,063 5,256 5,168 5,269 5,200 25,956

12,043 11,610 11,324 11,290 11,256 6,157 6,203 6,347 6,649 6,306 6,870 6,723 6,614 6,898 6,703 122,993


5-9

El cuadro 5.8 detalla el programa de inversión en redes de distribución y su modernización por división de distribución.

Programa de inversión presupuestal en redes de distribución (millones de pesos de 2009)

1/ Incluye: Construcciones y ampliaciones de subestaciones, líneas y redes; construcción y rehabilitación de centros de atención; adquisiciones de herramientas y

equipos de laboratorio, equipos de cómputo y comunicaciones, equipos de oficina y muebles, equipos de transporte, materiales para la reducción de pérdidas no técnicas y acometidas y medidores

2/ En subestaciones, líneas y redes

Cuadro 5.8

Redes 1/ 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Baja California 420 382 371 362 365 371 373 382 400 380 414 405 398 415 403 5,841

Noroeste 619 564 546 534 537 546 550 563 590 559 609 596 587 612 594 8,606

Norte 826 752 728 712 716 728 734 751 786 746 813 795 782 816 793 11,478

Golfo Norte 670 610 591 578 581 591 596 609 638 605 660 645 635 662 644 9,315

Centro Occidente 281 256 248 243 244 248 250 256 268 254 277 271 266 278 270 3,910

Centro Sur 432 393 381 373 375 381 384 393 412 390 425 416 409 427 415 6,006

Oriente 493 448 435 425 427 435 438 448 469 445 485 475 467 487 473 6,850

Sureste 569 518 502 491 493 502 505 517 542 514 560 548 539 562 546 7,908

Bajío 785 714 692 677 681 692 697 714 748 709 772 756 744 776 754 10,911

Golfo Centro 406 369 358 350 352 358 360 369 386 366 399 391 384 401 389 5,638

Centro Oriente 378 344 334 326 328 334 336 344 360 342 372 364 358 374 363 5,257

Peninsular 445 406 392 384 387 393 396 405 424 402 438 429 422 440 428 6,191

Jalisco 656 598 578 566 570 578 584 596 626 594 646 632 623 648 631 9,126

Subtotal 6,980 6,354 6,156 6,021 6,056 6,157 6,203 6,347 6,649 6,306 6,870 6,723 6,614 6,898 6,703 97,037

Modernización2/

Baja California 305 316 311 317 313 1,562

Noroeste 449 466 458 467 461 2,301

Norte 600 623 612 625 615 3,075

Golfo Norte 486 505 496 506 499 2,492

Centro Occidente 204 212 208 212 209 1,045

Centro Sur 313 325 320 326 322 1,606

Oriente 357 371 365 372 367 1,832

Sureste 413 428 421 429 424 2,115

Bajío 569 591 581 592 585 2,918

Golfo Centro 294 305 300 306 302 1,507

Centro Oriente 274 285 280 286 282 1,407

Peninsular 323 335 330 336 332 1,656

Jalisco 476 494 486 495 489 2,440

Subtotal 5,063 5,256 5,168 5,269 5,200 25,956

Total 12,043 11,610 11,324 11,290 11,256 6,157 6,203 6,347 6,649 6,306 6,870 6,723 6,614 6,898 6,703 122,993


5-10

El cuadro 5.9 muestra el programa de inversión en redes de distribución en el área Central, el cual se reporta en el cuadro 5.2 en el concepto 22.

Programa de inversión presupuestal en redes de distribución, área Central


Cuadro 5.9

El cuadro 5.10 muestra y detalla el programa de modernización de la infraestructura de transmisión, que se presenta en el rubro 15 del cuadro 5.2.

Programa de inversiones de la Subdirección de Transmisión y Transformación (millones de pesos de 2009)

Cuadro 5.10

Modernización de distribución

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Construcción y ampliación de líneas

750 784 818 852 886 624 647 670 597 620 643 666 689 616 639 10,501

Construcción y ampliación de subestaciones

978 978 976 977 972 672 630 635 658 681 704 727 751 774 797 11,910

Ampliación de redes 1,020 900 970 930 980 651 631 672 651 634 672 654 620 675 641 11,301

Adquisición de acometidas y medidores

1,289 1,274 1,248 1,294 1,268 892 874 905 889 874 875 875 870 835 904 15,166

Construcción y rehabilitación de centros de atención

250 256 256 365 373 258 263 204 245 185 238 231 196 214 242 3,776

Adquisición de transporte 250 236 290 293 236 189 181 218 141 165 174 242 172 159 172 3,118

Adquisición de equipo de oficina y muebles

119 94 105 197 201 139 143 147 94 81 207 193 105 125 192 2,142

Adquisición de equipo de cómputo y comunicaciones

200 473 250 393 238 159 172 181 149 189 157 143 191 151 184 3,230

Adquisición de herramientas y equipo de laboratorio

257 264 211 266 213 182 146 183 188 196 145 147 177 148 154 2,877

Adquisición de materiales para la reducción de pérdidas no técnicas

50 60 60 60 60 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 700

Total 5,163 5,319 5,184 5,627 5,427 3,807 3,728 3,856 3,653 3,666 3,856 3,919 3,812 3,738 3,966 64,721

Obra presupuestal 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Modernización de subestaciones

2,737 4,074 3,903 3,300 2,970 2,100 2,310 2,541 2,795 3,075 3,383 3,721 4,093 4,502 4,952 50,456

Modernización de líneas 830 648 844 550 729 720 792 871 958 1,054 1,159 1,275 1,403 1,543 1,698 15,074

Construcción infraestructura. Acceso a red nacional de F.O.

450 450 300 200 200 220 242 266 293 322 354 389 428 471 519 5,104

Ampliación de la red nacional

450 450 300 200 200 220 242 266 293 322 354 389 428 471 519 5,104

Equipo operativo y herramental

86 136 204 137 123 75 83 91 100 110 121 133 146 161 177 1,883

Mobiliario y equipo de oficina

37 8 18 25 35 25 28 31 34 37 41 45 50 55 61 530

Equipo de transporte 69 45 45 55 65 65 72 79 87 96 106 117 129 142 156 1,328

Equipo diverso 85 83 137 70 71 70 77 85 94 103 113 124 136 150 165 1,563

Equipo de maniobra 50 120 173 106 70 70 77 85 94 103 113 124 136 150 165 1,636

Equipo de laboratorio 86 25 49 80 85 95 105 115 126 139 153 168 185 204 224 1,839

Total 4,880 6,039 5,973 4,723 4,548 3,660 4,028 4,430 4,874 5,361 5,897 6,485 7,134 7,849 8,636 84,517


5-11

Las inversiones por modalidad de financiamiento para la rehabilitación y modernización de centrales generadoras y su mantenimiento se presentan en el cuadro 5.11. La identificación de los montos en este cuadro respecto a los del 5.2 se indican entre paréntesis después de cada concepto. La rehabilitación y modernización en la modalidad OP (11) se presenta en la parte superior del cuadro y los proyectos de infraestructura productiva en la modalidad OPF (8) en la parte inferior.

Programa de inversiones de rehabilitación y modernización de centrales generadoras (millones de pesos de 2009)

Cuadro 5.11

En el cuadro 5.12 se detalla el programa de inversión de la Subdirección del CENACE, el cual se presenta en el rubro 16 del cuadro 5.2.

Programa de inversiones de la Subdirección del CENACE (millones de pesos de 2009)

Cuadro 5.12


Rehabilitaciones y modernizaciones

3,499 2,401 1,964 2,225 2,123 2,137 2,258 2,131 2,029 2,214 2,150 2,121 2,296 2,042 2,077 33,667

Obra pública financiada 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total

Rehabilitaciones y modernizaciones

CT Carbón II, U2 y U4 110 110

CH Infiernillo 10 10

CT Francisco Pérez Ríos, U1 y U2 69 69

CCC Huinalá, U6 225 450 225 900

CCC Poza Rica 151 905 829 1,885

CCC El Sauz, paquete 1 468 937 781 2,186

CGT Cerro Prieto, U3 y U4 178 305 483

CT Emilio Portes Gil, U3 645 601 3,699 4,945

CT Altamira, U1 y U2 608 514 3,606 494 5,222

CN Laguna Verde 1,786 1,786

Total 4,250 3,712 9,140 494 17,596


Mobiliario 11 11 11 13 13 13 17 17 17 19 19 19 21 21 21 243

Vehículos 11 11 11 13 13 13 17 17 17 19 19 19 21 21 21 243

Construcción de nuevos centros

47 47 47 47 48 49 49 56 56 59 59 62 62 64 64 816

Ampliación de centros de control

30 30 32 32 35 35 35 37 38 40 40 42 42 45 45 558

Modernización y equipo para el CENAL y áreas de control

110 120 130 140 160 169 185 200 215 225 238 256 268 275 290 2,981

Sistemas de tiempo real 150 165 190 207 228 266 295 320 350 392 410 415 420 425 430 4,663

Programa de equipo de cómputo y seguridad informática

56 66 78 86 95 105 110 125 133 140 152 165 181 199 215 1,906

Programa de equipo de comunicaciones

89 94 99 105 110 116 122 128 134 100 105 116 121 125 130 1,694

Total 504 544 598 643 702 766 830 900 960 994 1,042 1,094 1,136 1,175 1,216 13,104


6-1

6. EFECTOS DE ESCENARIOS ALTERNOS DEL MERCADO ELÉCTRICO 6.1 Mercado eléctrico En el capítulo 1 se señalaron los supuestos básicos para la estimación del desarrollo del mercado eléctrico en los próximos años, en lo que se refiere a los pronósticos global, regional y sectorial del escenario de Planeación. En esta sección se indican los pronósticos realizados para los escenarios Alto y Bajo a partir de los modelos sectoriales y regionales. 6.1.1 Pronóstico del consumo de electricidad Las tmca para cada uno de los escenarios considerados se resumen en el cuadro 6.1.

Crecimiento medio anual del consumo de energía eléctrica1/

1/ Ventas del servicio público más autoabastecimiento 2/ Denominado escenario de Mayor Crecimiento en 2008-2018 3/ Denominado escenario Base en 2008-2018

Cuadro 6.1

En el escenario de Planeación se estima que en 2024 la energía vendida y el consumo autoabastecido será de 365.3 TWh. En cambio, para el Alto alcanzarán 405.7 TWh y 312.5 TWh para el Bajo. En la sección 1.3 del capítulo 1, la figura 1.6 muestra la evolución anual histórica y esperada del consumo, para los escenarios Alto y Bajo. 6.1.2 Pronóstico del consumo autoabastecido La estimación en este rubro se ha considerado igual para todos los escenarios. Ver sección 1.4.5 en el capítulo 1. 6.1.3 Escenario Alto En los cuadros 6.2 a 6.4 se indica la estimación regional de las ventas más autoabastecimiento remoto, el consumo bruto y la demanda máxima para este escenario.

2008-2018 2009-2024

% %

Alto2/ 4.8 4.3

Planeación3/ 3.3 3.6

Bajo 2.6

Escenario


6-2

Estimación de ventas más autoabastecimiento remoto Escenario Alto (GWh)

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

Cuadro 6.2

Consumo bruto1/ (GWh) Escenario Alto

1/ Incluye ventas (excepto exportación), autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios 2/ Excluye exportación

Cuadro 6.3

AÑO CENTRAL ORIENTAL OCCIDENTAL NOROESTE NORTE NORESTE BAJA BAJA PENINSULAR PEQS.1/ SENCALIFORNIA CALIFORNIA SISTEMAS

SUR

2009 33,916 30,268 41,198 14,062 15,795 33,811 9,721 1,756 7,574 121 188,223

2010 34,501 31,841 42,318 14,407 16,786 34,994 9,800 1,782 7,804 125 194,358

2011 35,602 33,350 44,386 15,148 17,722 36,616 10,285 1,902 8,253 130 203,392

2012 37,047 34,974 46,696 16,185 18,755 38,608 10,819 2,034 8,784 137 214,039

2013 38,569 36,553 48,880 17,053 19,615 40,741 11,394 2,180 9,376 144 224,506

2014 40,084 38,273 51,455 18,030 20,501 43,165 12,075 2,343 10,032 151 236,107

2015 41,738 40,090 54,240 19,015 21,391 45,642 12,786 2,512 10,727 158 248,298

2016 43,556 42,053 57,120 20,031 22,331 48,291 13,540 2,692 11,478 166 261,259

2017 45,485 44,104 60,205 21,052 23,363 51,012 14,340 2,894 12,290 173 274,919

2018 47,590 46,235 63,450 22,150 24,408 53,841 15,178 3,110 13,166 182 289,309

2019 49,453 48,377 66,777 23,272 25,493 56,629 16,039 3,338 14,086 190 303,654

2020 51,442 50,671 70,457 24,485 26,658 59,613 16,966 3,587 15,093 199 319,171

2021 53,516 53,069 74,260 25,753 27,874 62,681 17,956 3,859 16,184 210 335,361

2022 55,729 55,603 78,232 27,102 29,124 65,894 19,012 4,154 17,363 221 352,435

2023 58,109 58,316 82,522 28,543 30,471 69,269 20,158 4,477 18,644 233 370,742

2024 60,590 61,142 86,968 30,048 31,890 72,792 21,368 4,827 20,023 246 389,894

tmca %(2009-2018) 3.3 4.1 3.8 4.7 4.2 4.3 4.3 6.4 5.8 4.4 4.1

tmca %(2009-2024) 3.6 4.3 4.4 4.9 4.3 4.6 4.9 6.9 6.3 4.7 4.5


SUR

2009 51,586 38,075 49,609 16,598 18,671 40,185 11,133 2,036 8,860 151 236,904

2010 52,333 39,976 51,100 16,941 19,895 41,473 11,243 2,071 9,108 157 244,295

2011 53,789 42,000 53,604 17,820 21,011 43,322 11,804 2,208 9,607 167 255,331

2012 55,906 43,856 56,315 19,055 22,248 45,752 12,396 2,358 10,219 179 268,286

2013 58,080 45,688 59,029 20,053 23,273 48,237 13,061 2,525 10,904 193 281,044

2014 60,365 47,790 62,050 21,188 24,355 51,031 13,820 2,709 11,666 204 295,178

2015 62,807 50,037 65,369 22,329 25,443 53,866 14,620 2,900 12,473 213 310,057

2016 65,553 52,395 68,822 23,501 26,508 56,939 15,491 3,096 13,345 221 325,872

2017 68,346 54,905 72,676 24,714 27,743 60,054 16,387 3,320 14,286 230 342,661

2018 71,464 57,436 76,895 25,938 28,997 63,503 17,336 3,566 15,287 240 360,661

2019 74,282 60,071 80,966 27,226 30,256 66,849 18,313 3,825 16,352 250 378,390

2020 77,186 62,836 85,242 28,623 31,679 70,476 19,354 4,107 17,649 261 397,413

2021 80,241 65,723 89,643 30,119 33,154 74,364 20,480 4,416 18,951 273 417,364

2022 83,564 68,863 94,243 31,877 34,599 78,146 21,675 4,744 20,411 286 438,406

2023 87,145 72,161 99,205 33,652 36,193 82,063 22,968 5,109 21,978 300 460,773

2024 90,898 75,560 104,293 35,582 37,861 86,162 24,327 5,499 23,581 315 484,077

tmca %(2009-2018) 3.1 3.9 3.9 4.5 4.1 4.3 4.3 6.3 5.6 4.9 4.0

tmca %(2009-2024) 3.5 4.2 4.4 4.8 4.3 4.6 4.8 6.8 6.3 4.8 4.4


6-3

Demanda máxima bruta (MW) Escenario Alto


Cuadro 6.4

Para 2024 las cifras estimadas para el escenario Alto son 389.9 TWh en ventas más autoabastecimiento remoto, 484.1 TWh en consumo bruto y 66,680 MW en demanda máxima del SIN, lo que representa una diferencia positiva respecto al de Planeación de 40.4 TWh, 50.2 TWh y 6,914 MW en los rubros mencionados, respectivamente. 6.1.4 Escenario Bajo Los cuadros 6.5 a 6.7 muestran la estimación regional de las ventas, consumo bruto y demanda máxima para los próximos años.


SUR

2009 8,565 6,042 7,908 3,285 3,248 6,922 2,147 361 1,409 31 33,568

2010 8,687 6,335 8,113 3,352 3,452 7,131 2,166 367 1,448 33 34,564

2011 8,878 6,656 8,466 3,513 3,634 7,415 2,263 392 1,522 34 35,993

2012 9,196 6,931 8,867 3,734 3,829 7,786 2,358 417 1,611 37 37,697

2013 9,539 7,240 9,269 3,927 4,016 8,195 2,479 448 1,718 40 39,447

2014 9,882 7,573 9,703 4,135 4,203 8,618 2,610 480 1,832 42 41,303

2015 10,264 7,929 10,208 4,320 4,391 9,044 2,748 514 1,950 43 43,275

2016 10,681 8,280 10,718 4,497 4,562 9,505 2,890 548 2,079 45 45,318

2017 11,133 8,701 11,349 4,702 4,788 10,009 3,053 589 2,231 47 47,647

2018 11,632 9,101 12,008 4,894 5,004 10,521 3,216 632 2,386 49 50,049

2019 12,095 9,519 12,644 5,095 5,221 11,076 3,385 678 2,551 51 52,459

2020 12,536 9,930 13,275 5,316 5,452 11,645 3,554 726 2,745 53 54,937

2021 13,070 10,415 13,999 5,582 5,721 12,321 3,758 783 2,954 56 57,760

2022 13,616 10,912 14,717 5,883 5,971 12,947 3,964 841 3,180 58 60,615

2023 14,204 11,434 15,492 6,211 6,246 13,596 4,187 906 3,424 61 63,653

2024 14,781 11,942 16,242 6,549 6,516 14,237 4,409 972 3,662 64 66,680

tmca %(2009-2018) 3.3 3.9 4.1 4.8 4.2 4.5 4.4 6.4 5.7 4.9 4.0

tmca %(2009-2024) 3.6 4.2 4.5 4.8 4.3 4.7 4.8 6.8 6.3 4.8 4.4


6-4

Estimación de ventas más autoabastecimiento remoto Escenario Bajo (GWh)

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

Cuadro 6.5

Consumo bruto1/ (GWh) Escenario Bajo


Cuadro 6.6

AÑO CENTRAL ORIENTAL OCCIDENTAL NOROESTE NORTE NORESTE BAJA BAJA PENINSULAR PEQS.1/ SENCALIFORNIA CALIFORNIA SISTEMAS

SUR

2009 33,000 29,405 39,961 13,732 15,454 32,841 9,470 1,719 7,406 119 183,108

2010 33,112 30,528 40,577 13,884 16,239 33,585 9,412 1,721 7,520 121 186,700

2011 33,521 31,448 41,820 14,367 16,891 34,559 9,697 1,808 7,806 125 192,041

2012 34,316 32,498 43,313 15,106 17,643 35,943 10,033 1,906 8,174 130 199,059

2013 35,156 33,467 44,609 15,671 18,203 37,372 10,395 2,014 8,589 135 205,611

2014 35,963 34,548 46,218 16,322 18,770 38,982 10,847 2,135 9,050 140 212,975

2015 36,851 35,669 47,925 16,954 19,318 40,568 11,307 2,258 9,530 145 220,525

2016 37,826 36,866 49,631 17,585 19,884 42,222 11,786 2,387 10,039 150 228,376

2017 38,837 38,084 51,416 18,195 20,497 43,858 12,283 2,529 10,580 155 236,436

2018 39,928 39,314 53,235 18,839 21,093 45,498 12,789 2,679 11,151 160 244,686

2019 40,777 40,492 55,005 19,474 21,690 47,021 13,292 2,834 11,735 166 252,486

2020 41,671 41,741 56,942 20,155 22,319 48,614 13,825 3,000 12,365 172 260,804

2021 42,583 43,027 58,865 20,853 22,961 50,195 14,389 3,180 13,038 178 269,269

2022 43,546 44,366 60,801 21,589 23,597 51,801 14,982 3,374 13,755 185 277,996

2023 44,581 45,794 62,864 22,368 24,275 53,448 15,620 3,582 14,522 193 287,248

2024 45,633 47,258 64,928 23,166 24,975 55,118 16,281 3,806 15,334 201 296,699

tmca %(2009-2018) 1.5 2.4 2.0 3.0 2.7 2.6 2.5 4.9 4.1 3.1 2.4

tmca %(2009-2024) 1.8 2.7 2.5 3.2 2.7 2.8 3.1 5.3 4.6 3.4 2.7


SUR

2009 50,209 36,995 48,130 16,208 18,267 39,039 10,846 1,993 8,663 149 230,498

2010 50,242 38,336 49,009 16,327 19,245 39,810 10,798 2,000 8,777 153 234,697

2011 50,666 39,614 50,520 16,901 20,024 40,898 11,131 2,099 9,087 160 241,100

2012 51,808 40,761 52,255 17,785 20,926 42,602 11,498 2,209 9,510 170 249,524

2013 52,965 41,842 53,896 18,429 21,594 44,257 11,920 2,332 9,990 181 257,406

2014 54,189 43,150 55,765 19,183 22,294 46,099 12,419 2,469 10,525 188 266,281

2015 55,490 44,530 57,793 19,911 22,972 47,894 12,934 2,607 11,082 194 275,405

2016 56,974 45,941 59,839 20,635 23,598 49,801 13,490 2,745 11,672 200 284,895

2017 58,411 47,419 62,114 21,362 24,335 51,653 14,042 2,901 12,299 205 294,742

2018 60,023 48,845 64,574 22,064 25,052 53,689 14,614 3,071 12,947 211 305,090

2019 61,323 50,287 66,761 22,785 25,735 55,537 15,183 3,246 13,623 217 314,697

2020 62,605 51,767 68,966 23,563 26,515 57,508 15,778 3,433 14,459 223 324,819

2021 63,934 53,290 71,141 24,391 27,301 59,593 16,418 3,637 15,269 230 335,204

2022 65,392 54,948 73,333 25,394 28,024 61,479 17,087 3,850 16,171 238 345,916

2023 66,962 56,666 75,669 26,372 28,823 63,371 17,804 4,085 17,121 247 357,120

2024 68,575 58,398 77,964 27,432 29,640 65,297 18,542 4,332 18,060 255 368,497

tmca %(2009-2018) 1.4 2.2 2.1 2.8 2.6 2.5 2.5 4.7 3.9 3.6 2.3

tmca %(2009-2024) 1.7 2.5 2.5 3.2 2.7 2.8 3.1 5.2 4.6 3.5 2.6


6-5

Demanda máxima bruta (MW) Escenario Bajo


Cuadro 6.7

Para 2024 las cifras estimadas en el escenario Bajo son 296.7 TWh en ventas más autoabastecimiento remoto, 368.5 TWh en consumo bruto y 50,786 MW en demanda máxima del SIN, lo que representa una diferencia negativa respecto al de Planeación de 52.8 TWh, 65.4 TWh y 8,980 MW, respectivamente. 6.1.5 Diferencias en demanda de los escenarios Alto y Bajo respecto al de

Planeación del Sistema Interconectado Nacional En la figura 6.1 se muestran las diferencias en demanda para los escenarios Alto y Bajo respecto al de Planeación. Para 2018 el Alto está por arriba 2,784 MW, mientras que el Bajo presenta una disminución de 4,401 MW. En 2024 el Alto supera al de referencia en 6,914 MW, mientras que el Bajo se reduce 8,980 MW, como ya se había mencionado.


SUR

2009 8,565 6,042 7,908 3,285 3,248 6,922 2,147 361 1,409 31 33,568

2010 8,598 6,243 8,038 3,307 3,406 7,047 2,137 362 1,427 31 33,933

2011 8,679 6,433 8,262 3,409 3,538 7,183 2,198 380 1,476 33 34,765

2012 8,849 6,592 8,498 3,552 3,682 7,439 2,265 399 1,538 35 35,845

2013 9,038 6,747 8,727 3,665 3,792 7,691 2,342 421 1,615 37 36,871

2014 9,220 6,948 8,991 3,789 3,909 7,962 2,432 445 1,697 39 38,009

2015 9,409 7,150 9,266 3,905 4,028 8,235 2,520 469 1,782 40 39,169

2016 9,617 7,356 9,554 4,022 4,127 8,526 2,607 492 1,873 41 40,367

2017 9,811 7,571 9,862 4,144 4,248 8,801 2,708 520 1,972 42 41,598

2018 10,011 7,788 10,182 4,268 4,346 9,107 2,804 549 2,071 43 42,864

2019 10,193 8,007 10,497 4,397 4,458 9,407 2,898 580 2,175 44 44,106

2020 10,373 8,208 10,815 4,524 4,581 9,714 2,989 612 2,293 45 45,377

2021 10,558 8,445 11,140 4,648 4,711 10,012 3,098 647 2,411 47 46,686

2022 10,748 8,707 11,474 4,791 4,836 10,322 3,198 683 2,536 49 48,057

2023 10,946 8,980 11,801 4,935 4,974 10,592 3,305 725 2,672 50 49,438

2024 11,148 9,229 12,092 5,086 5,101 10,869 3,405 767 2,806 52 50,786

tmca %(2009-2018) 1.7 2.3 2.4 3.3 2.7 3.0 3.0 4.9 4.2 3.6 2.4

tmca %(2009-2024) 1.8 2.5 2.6 3.2 2.7 3.0 3.1 5.2 4.6 3.4 2.6


6-6

Diferencias en demanda de los escenarios Alto y Bajo respecto al de Planeación del SIN MW

Figura 6.1

Al pasar del escenario de Planeación al Alto, la tasa del PIB cambia de 2.7% a 3.4% (incremento de 0.7%), en tanto la demanda en 2024 aumenta de 59,766 MW a 66,680 MW, es decir, hay 6,914 MW de diferencia, por lo que ésta aumentaría 988 MW por cada décima de porcentaje que aumente el PIB. De manera semejante, si la tasa del PIB decrece una décima de porcentaje respecto a las previsiones del escenario de Planeación, la demanda se reduciría 998 MW. 6.2 Requerimientos de capacidad y retiros Los programas para los escenarios Alto y Bajo se presentan a continuación. Los de retiros para estos escenarios son parecidos al de Planeación indicado en el cuadro 3.3, excepto por algunas variaciones. Los de autoabastecimiento se presentan en el cuadro 3.2 y se mantienen invariables para los escenarios Alto y Bajo. 6.2.1 Escenario Alto Para atender tal escenario de demanda se considera el PRC expuesto en el cuadro 6.8. Con respecto al PRC de Planeación se hacen ajustes en fechas de operación a partir de 2015, ya que la mayoría de los proyectos anteriores a este año están en proceso de construcción o licitación.

-10,000

-8,000

-6,000

-4,000

-2,000

0

2,000

4,000

6,000

8,000

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

Alto-Planeación Bajo-Planeación


6-7

Programa de requerimientos de capacidad del servicio público 1/ Escenario Alto

Continúa…

Cuadro 6.8a




1,245 1,201


1,027 1,005


1,401 1,372

2013 Abr Agua Prieta II 3/ 7/ CC 477 465 NORAbr Sureste I 13/ LIBRE 304 300 ORIAbr Baja California III (La Jovita) 7/ CC 294 286 BCAbr Baja California Sur IV (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr Norte II (Chihuahua) 7/ CC 459 447 NTEAbr Guerrero Negro IV CI 7 7 AISAbr Salamanca Fase I 7/ 10/ TG 470 460 OCCSep Valle de México II 7/ CC 601 585 CEL

2,655 2,590

2014 Abr Río Moctezuma HID 92 91 OCCAbr Sureste II 13/ 14/ LIBRE 304 300 ORIAbr Santa Rosalía III CI 11 10 AISAbr Azufres III Fase I GEO 50 45 OCC

457 446

2015 Abr Norte III (Juárez) 7/ LIBRE 954 928 NTEAbr Baja California Sur V (Coromuel) CI 86 82 BCSAbr Sureste III LIBRE 304 300 ORIAbr Centro 7/ CC 600 584 CELAbr Occidental I (Bajío) 7/ CC 470 459 OCC

2,414 2,353

2016 Abr Sureste IV LIBRE 304 300 ORIAbr Baja California II (La Jovita) 7/ CC 591 574 BCAbr Noroeste (El Fresnal) 4/ 7/ CC 772 753 NORAbr Occidental II (Bajío) 7/ CC 470 459 OCCSep Valle de México III 7/ CC 601 585 CEL

2,738 2,671

2017 Abr Noreste (Escobedo) 7/ CC 1,034 1,006 NESAbr Los Cabos TG I 5/ 7/ TG 105 104 BCSAbr Norte IV (Chihuahua) 7/ CC 918 892 NTEAbr Salamanca Fase II 7/ 10/ LIBRE 629 610 OCCAbr Tenosique HID 420 418 ORI

3,106 3,030

2018 Abr Mérida 7/ CC 567 551 PENAbr Manzanillo II rep U1 7/ 11/ CC 460 447 OCCAbr Baja California Sur VI (Coromuel) 5/ CI 86 82 BCSAbr Hermosillo 7/ LIBRE 836 813 NORAbr Baja California IV (SLRC) 4/ 7/ LIBRE 565 550 BCAbr Guadalajara I 7/ CC 453 440 OCCAbr Copainalá HID 232 231 ORIAbr Azufres III Fase II GEO 25 23 OCCAbr Metropolitana 7/ CC 600 584 CEL

3,824 3,721

en Operación CapacidadFecha de entrada


6-8

Programa de requerimientos de capacidad del servicio público 1/ Escenario Alto

Continuación…

CC: Ciclo combinado CAR:Carboeléctrica CI:Combustión interna CQ: Coque GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica 1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación TG del área Central 2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC 3/ Incluye 10 MW del campo solar 4/ Instalación de central o inyección de potencia 5/ Se está analizando la interconexión al SIN del sistema BCS 6/ Capacidad de contrato 7/ Capacidad media anual 8/ Capacidad de verano 9/ Capacidad ISO 10/ Proyecto de cogeneración de CFE - PEMEX 11/ Proyectos en revisión, se estudian proyectos nuevos en Manzanillo, Guadalajara o Bajío 12/ Carboeléctrica con captura y secuestro de CO2 13/Estos proyectos están siendo evaluados conjuntamente con la SENER, con tecnología eólica y considerando la disponibilidad de capacidad de transmisión en esa región 14/ Se revisaría la fecha de operación de este proyecto en caso de disponer de capacidad de transmisión LIBRE: 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, fuentes renovables y la importación de energía

Cuadro 6.8b

Bruta NetaAño Mes Proyecto Tipo MW MW Área

2019 Abr Noreste II (Monterrey) 7/ CC 1,041 1,013 NESAbr Norte V (Torreón) 7/ CC 944 916 NTEAbr Manzanillo II rep U2 7/ 11/ CC 460 447 OCCAbr Paso de la Reina HID 510 508 ORIAbr Valle de México IV 7/ CC 601 585 CELAbr Guerrero Negro V CI 7 7 AIS 3,563 3,475

2020 Abr Noreste III (Sabinas) 9/ 12/ CAR/CSC 700 655 NESAbr Baja California V (La Jovita) 7/ LIBRE 591 575 BCAbr Mazatlán 7/ LIBRE 867 843 NORAbr Oriental I y II LIBRE 1,400 1,252 ORIAbr Azufres IV GEO 75 68 OCCAbr Baja California Sur VII (Todos Santos) 5/ LIBRE 86 82 BCSAbr Carboeléctrica del Pacífico II y III 9/ 12/ CAR/CSC 1,400 1,310 CEL

5,119 4,785

2021 Abr Noreste IV (Sabinas) 9/ 12/ CAR/CSC 700 655 NESAbr Cruces HID 475 473 OCCAbr La Parota U1 HID 300 299 ORIAbr La Parota U2 HID 300 299 ORIAbr La Parota U3 HID 300 299 ORIAbr Valladolid 7/ CC 540 525 PENAbr Occidental III (Bajío) 7/ LIBRE 940 918 OCCJun Central (Tula) 7/ LIBRE 1,160 1,129 CEL

4,715 4,596

2022 Abr Noroeste II y III LIBRE 1,400 1,252 NORAbr Laguna CC 944 916 NTEAbr Noreste V 7/ LIBRE 1,041 1,013 NESAbr Central II (Tula) 7/ LIBRE 1,160 1,129 CELAbr Baja California VI (Mexicali) 7/ LIBRE 554 538 BCAbr Baja California Sur VIII (Todos Santos) 5/ LIBRE 86 85 BCSAbr Santa Rosalía IV CI 7 6 AIS

5,192 4,939

2023 Abr Hermosillo II 7/ CC 836 813 NORAbr Occidental IV (Bajío) 7/ LIBRE 940 918 OCCAbr Valladolid II 7/ CC 540 524 PENAbr Acala HID 135 134 ORIAbr Amp. Zimapán HID 566 563 OCC

3,017 2,952

2024 Abr Baja California VII (La Jovita) 7/ LIBRE 554 538 BCAbr Central III (Tula) 7/ LIBRE 1,160 1,129 CELAbr Baja California Sur IX (Todos Santos) 5/ LIBRE 86 82 BCSAbr Noreste VI 7/ LIBRE 1,041 1,013 NESAbr Occidental IV (Bajío) 7/ CC 940 918 OCCAbr Oriental III y IV LIBRE 1,400 1,252 ORI

5,181 4,933Total 46,055 44,455



6-9

Para el área Noroeste se adelantan un año los proyectos de tecnología libre de Hermosillo, Mazatlán y Noroeste II y III. Además, se adiciona el ciclo combinado Hermosillo II con 836 MW. En el Norte se adelantan un año los ciclos combinados de Norte IV en Chihuahua y Norte V en Torreón. Con respecto al escenario de Planeación se incluye el ciclo combinado de Laguna con 944 MW. En el área Noreste, se adelantan lo proyectos Noreste II, III, IV y V, el primero un año, los dos siguientes tres años y el último dos años. Se trata de un ciclo combinado en Monterrey, dos carboeléctricas en Sabinas y para el último no se ha definido su ubicación ni tecnología. En el Occidental se adelanta dos años el ciclo combinado de Guadalajara I, un año el proyecto Occidental III en el Bajío y dos años la hidroeléctrica de Cruces. Para enfrentar el incremento de demanda en esta área se incluyen los proyectos Occidental IV y V, así como la ampliación de la hidroeléctrica de Zimapán. En el área Central el proyecto Valle de México III se adelanta dos años para entrar en operación en 2016, mientras Valle de México IV, Carboeléctrica del Pacífico II y III y Central II se adelantan un año respeto al escenario de planeación. Además, se adiciona el proyecto Central III de 1,160 MW que entrará en operación en 2024. En el Oriental se adelantan un año los proyectos hidroeléctricos de Tenosique, Copainalá y Paso de la Reina. Y se incorporan 1,400 MW de los proyectos Oriental III y IV, cuya tecnología no ha sido definida todavía. En la península de Yucatán se adelanta un año el proyecto Valladolid I y se adiciona Valladolid II; ambos son ciclos combinados de 540 MW. En Baja California Norte se adelantan dos años Baja California V y VI, el primero en La Jovita y el segundo en Mexicali. Para 2024 se adicionan otros 554 MW en La Jovita con Baja California VII. Finalmente, para Baja California Sur se adelantan un año los proyectos de Baja California Sur VI, VII y VIII, todos tienen una capacidad de 86 MW y se instalarán en los sitios de Coromuel y Todos Santos. 6.2.2 Escenario Bajo El programa de requerimientos de capacidad correspondiente se muestra en el cuadro 6.9a y 6.9b. Comparando el Bajo con el de Planeación, se tendría un diferimiento de uno o dos años en la mayoría de los proyectos a partir de 2013. La capacidad requerida a 2024 será menor en 11,827 MW respecto al escenario de referencia. Algunos de los proyectos que no se han diferido son: Baja California Sur IV, V, VI, VII y Los Cabos TG I, que permitirán atender los incrementos de demanda en este sistema y evitar el despacho de unidades turbogás obsoletas con costos de producción excesivamente altos. Santa Rosalía III y Guerrero negro IV y V tampoco sufren cambios, ya que abastecen a sistemas aislados cuya demanda se ha incrementado y no cuentan con ningún otro respaldo. En cuanto al SIN, Norte II y Río Moctezuma no tienen cambios respecto al escenario de Planeación.


6-10

Programa de requerimientos de capacidad del servicio público 1/ Escenario Bajo

Continúa…

Cuadro 6.9a




1,245 1,201


1,027 1,005


1,401 1,372

2013 Abr Baja California III (La Jovita) 7/ CC 294 286 BCAbr Baja California Sur IV (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr Norte II (Chihuahua) 7/ CC 459 447 NTEAbr Guerrero Negro IV CI 7 7 AIS

803 780

2014 Abr Agua Prieta II 3/ 7/ CC 477 465 NORAbr Río Moctezuma HID 92 91 OCCAbr Santa Rosalía III CI 11 10 AISAbr Salamanca Fase I 7/ 10/ TG 470 460 OCC

1,050 1,025

2015 Abr Sureste I 13/ LIBRE 304 300 ORIAbr Baja California Sur V (Coromuel) CI 86 82 BCSAbr Azufres III Fase I GEO 50 45 OCCSep Valle de México II 7/ CC 601 585 CEL

1,041 1,012

2016 Abr Sureste II 13/ 14/ LIBRE 304 300 ORI304 300

2017 Abr Sureste III LIBRE 304 300 ORIAbr Los Cabos TG I 5/ 7/ TG 105 104 BCSAbr Baja California II (La Jovita) 7/ LIBRE 591 574 BC

1,000 978

2018 Abr Norte III (Juárez) 7/ LIBRE 954 928 NTEAbr Sureste IV LIBRE 304 300 ORISep Centro 7/ CC 600 584 CELSep Occidental I (Bajío) 7/ CC 470 459 OCC

2,328 2,2712019 Abr Manzanillo II rep U1 7/ 11/ CC 460 447 OCC

Abr Baja California Sur VI (Coromuel) 5/ CI 86 82 BCSAbr Noroeste (El Fresnal) 4/ 7/ LIBRE 772 753 NORAbr Azufres III Fase II GEO 25 23 OCCAbr Guerrero Negro V CI 7 7 AISSep Valle de México III 7/ CC 601 585 CELSep Metropolitana 7/ CC 600 584 CELSep Occidental II (Bajío) 7/ CC 470 459 OCC 3,021 2,939

CapacidadFecha de entradaen Operación


6-11

Programa de requerimientos de capacidad del servicio público 1/ Escenario Bajo

Continuación…

CC: Ciclo combinado CAR:Carboeléctrica CI:Combustión interna CQ: Coque GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica 1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación TG del área Central 2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC 3/ Incluye 10 MW del campo solar 4/ Instalación de central o inyección de potencia 5/ Se está analizando la interconexión al SIN del sistema BCS 6/ Capacidad de contrato 7/ Capacidad media anual 8/ Capacidad de verano 9/ Capacidad ISO 10/ Proyecto de cogeneración de CFE - PEMEX 11/ Proyectos en revisión, se estudian proyectos nuevos en Manzanillo, Guadalajara o Bajío 12/ Carboeléctrica con captura y secuestro de CO2 13/Estos proyectos están siendo evaluados conjuntamente con la SENER, con tecnología eólica y considerando la disponibilidad de

capacidad de transmisión en esa región 14/ Se revisaría la fecha de operación de este proyecto en caso de disponer de capacidad de transmisión LIBRE: 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, fuentes renovables y la importación de energía

Cuadro 6.9b

En este escenario algunos proyectos han quedado fuera del periodo 2009-2024, respecto al de Planeación: Baja California V y VI, Baja California Sur VIII, Santa Rosalía IV, Noroeste II y III, Norte V, Noreste II, III, IV y V, Guadalajara I, Valle de México IV, Central II, Carboeléctrica del Pacífico II y III, Valladolid así como las hidroeléctricas de Acala y Cruces. 6.2.3 Comparación de escenarios Respecto al de Planeación, el escenario Alto tiene un incremento en el PIB de 0.7% lo cual resulta en mayores requerimientos y adelanto de proyectos para satisfacer el margen de reserva y margen de reserva operativo, la gran mayoría a partir de 2015. Dicha capacidad adicional a 2024 es de 9,006 MW, aproximadamente 1,300 MW por cada 0.1 % de aumento en el PIB. En contraste, para el escenario Bajo con un PIB menor en 0.9% respecto al de Planeación la capacidad instalada necesaria es menor en 12,592 MW, del orden de 1,300 MW por cada 0.1% de disminución en el PIB. En los cuadros 6.10 y 6.11 se muestra la comparación de los proyectos de los escenarios Bajo, Planeación y Alto, así como el efecto que tienen las variaciones del PIB en la capacidad programada para cada caso.

Bruta NetaAño Mes Proyecto Tipo MW MW Área2020 Abr Noreste (Escobedo) 7/ CC 1,034 1,006 NES

Abr Manzanillo II rep U2 7/ 11/ CC 460 447 OCCAbr Baja California IV (SLRC) 4/ 7/ LIBRE 565 550 BCAbr Salamanca Fase II 7/ 10/ LIBRE 629 610 OCCSep Tenosique HID 420 418 ORI

3,108 3,031

2021 Abr Mérida 7/ CC 567 551 PENAbr Norte IV (Chihuahua) 7/ CC 918 892 NTEAbr Baja California Sur VII (Todos Santos) 5/ LIBRE 86 82 BCS

1,571 1,526

2022 Abr Central (Tula) 7/ LIBRE 1,160 1,129 CELAbr Hermosillo 7/ LIBRE 836 813 NORAbr Copainalá HID 232 231 ORISep Occidental III (Bajío) 7/ LIBRE 940 918 OCC

3,168 3,091

2023 Abr Oriental I y II LIBRE 1,400 1,252 ORIAbr Azufres IV GEO 75 68 OCCSep Paso de la Reina HID 510 508 ORI

1,985 1,828

2024 Abr Mazatlán 7/ LIBRE 867 843 NORJun Acala HID 135 134 ORI

1,002 977Total 24,456 23,723



6-12

Comparación de los escenarios Bajo, Planeación y Alto

1/ Incluye TG (160 MW) de generación del área Central

Cuadro 6.10

Capacidad a dic 2008

Servicio Público

Autoabastecimiento remoto

Adiciones

Servicio público1/

Autoabastecimiento remoto

RM'S

Retiros

Gas natural 29,143 41.8% 32,722 39.8% 37,344 40.9%Carbón 5,708 8.2% 8,508 10.3% 8,508 9.3%Combustóleo 5,216 7.5% 5,216 6.3% 5,216 5.7%Combustión interna 556 0.8% 563 0.7% 563 0.6%Nuclear 1,561 2.2% 1,561 1.9% 1,561 1.7%Subtotal 42,184 60.6% 48,570 59.0% 53,192 58.3%Hidroeléctricas <= 30 MW 868 1.2% 868 1.1% 868 1.0%Geotermoeléctricas 1,090 1.6% 1,090 1.3% 1,090 1.2%Eoloeléctricas 2,576 3.7% 2,576 3.1% 2,576 2.8%Subtotal 17,461 25.1% 18,836 22.9% 19,402 21.3%Subtotal sin Hidro > 30 MW 4,534 6.5% 4,534 5.5% 4,534 5.0%

Total a 2024 91,260

10,315

82,254

1,761

24,616

2,087

406

69,661

1,761

46,215

2,087

406

10,315

1,761

37,209

MW1.8 2.7 3.4

Bajo

51,105

Alto

51,105

406

2,087

10,315

Escenario

Planeación

51,105

PIB

Sistema Electrico

Participación MW MW


6-13

Comparación de los escenarios Bajo, Planeación y Alto

Continúa…

Cuadro 6.11a

Nombre Tipo MW Área Bajo Planeación AltoMes Año Mes Año Mes Año

Agua Prieta II CC 477 NOR Abr 2014 Abr 2013Salamanca Fase I TG 470 OCC Abr 2014 Abr 2013Sureste I LIBRE 304 ORI Abr 2015 Abr 2013Valle de México II CC 601 CEL Sep 2015 Sep 2013Azufres III Fase I GEO 50 OCC Abr 2015 Abr 2014Sureste II LIBRE 304 ORI Abr 2016 Abr 2014Centro CC 600 CEL Sep 2018 Sep 2015 Abr 2015Norte III (Juárez) LIBRE 954 NTE Abr 2018 Abr 2015Occidental I (Bajío) CC 469.9 OCC Sep 2018 Abr 2015Sureste III LIBRE 304 ORI Abr 2017 Abr 2015Baja California II (La Jovita) LIBRE 591 BC Abr 2017 Abr 2016Noroeste (El Fresnal) LIBRE 772 NOR Abr 2019 Abr 2016Occidental II (Bajío) CC 469.9 OCC Sep 2019 Abr 2016Sureste IV LIBRE 304 ORI Abr 2018 Abr 2016Noreste (Escobedo) CC 1034 NES Abr 2020 Abr 2017Salamanca Fase II LIBRE 629 OCC Abr 2020 Abr 2017Azufres III Fase II GEO 25 OCC Abr 2019 Abr 2018Metropolitana CC 600 CEL Sep 2019 Sep 2018 Abr 2018Manzanillo II rep U1 CC 460 OCC Abr 2019 Abr 2018Mérida CC 567 PEN Abr 2021 Abr 2018Norte IV (Chihuahua) CC 918 NTE Abr 2021 Abr 2018 Abr 2017Tenosique HID 420 ORI Sep 2020 Sep 2018 Abr 2017Valle de México III CC 601 CEL Sep 2019 Sep 2018 Sep 2016Baja California IV (SLRC) LIBRE 565 BC Abr 2020 Abr 2019 Abr 2018Baja California Sur VI (Coromuel) CI 86 BCS Abr 2019 Abr 2018Copainalá HID 232 ORI Abr 2022 Sep 2019 Abr 2018Hermosillo LIBRE 836 NOR Abr 2022 Abr 2019 Abr 2018Manzanillo II rep U2 CC 460 OCC Abr 2020 Abr 2019Azufres IV GEO 75 OCC Abr 2023 Abr 2020Guadalajara I CC 453 OCC Abr 2020 Abr 2018Noreste II (Monterrey) CC 1041 NES Abr 2020 Abr 2019Norte V (Torreón) CC 944 NTE Abr 2020 Abr 2019Oriental I y II LIBRE 1400 ORI Abr 2023 Abr 2020Paso de la Reina HID 510 ORI Sep 2023 Sep 2020 Abr 2019Valle de México IV CC 601 CEL Sep 2020 Abr 2019Baja California Sur VII (Todos Santos) LIBRE 86 BCS Abr 2021 Abr 2020Central (Tula) LIBRE 1160 CEL Abr 2022 Sep 2021 Jun 2021La Parota U2 HID 300 ORI Sep 2024 Abr 2021La Parota U3 HID 300 ORI Nov 2024 Abr 2021La Parota U1 HID 300 ORI Jun 2024 Abr 2021Carboeléctrica del Pacífico II y III CAR/CSC 1400 CEL Abr 2021 Abr 2020Mazatlán LIBRE 867.3 NOR Abr 2024 Ago 2021 Abr 2020Baja California V (La Jovita) LIBRE 591 BC Abr 2022 Abr 2020Occidental III (Bajío) LIBRE 939.8 OCC Sep 2022 Abr 2022 Abr 2021Valladolid CC 540 PEN Ago 2022 Abr 2021Acala HID 135 ORI Sep 2023 Abr 2023Baja California Sur VIII (Todos Santos) LIBRE 86 BCS Abr 2023 Abr 2022Central II (Tula) LIBRE 1160 CEL Sep 2023 Abr 2022Cruces HID 475 OCC Abr 2023 Abr 2021Noreste III (Sabinas) CAR/CSC 700 NES Abr 2023 Abr 2020Noroeste II y III LIBRE 1400 NOR Abr 2023 Abr 2022Baja California VI (Mexicali) LIBRE 554 BC Abr 2024 Abr 2022Noreste IV (Sabinas) CAR/CSC 700 NES Abr 2024 Abr 2021Noreste V LIBRE 1041 NES Abr 2024 Abr 2022Laguna CC 944 NTE Abr 2022Amp. Zimapán HID 566 OCC Abr 2023Hermosillo II CC 836 NOR Abr 2023Occidental IV (Bajío) LIBRE 939.8 OCC Abr 2023Valladolid II CC 540 PEN Abr 2023


6-14

Comparación de los escenarios Bajo, Planeación y Alto Continuación…

CC: Ciclo combinado CAR:Carboeléctrica CI:Combustión interna CQ: Coque GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica LIBRE: 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, fuentes renovables y la importación de energía.

Cuadro 6.11b

En la figura 6.2 se presenta la participación de tecnologías en la capacidad de generación para servicio público 2008 y para cada uno de los escenarios de demanda en 2024.

Nombre Tipo MW Área Bajo Planeación AltoMes Año Mes Año Mes Año

Baja California Sur IX (Todos Santos) LIBRE 86 BCS Abr 2024Baja California VII (La Jovita) LIBRE 554 BC Abr 2024Central III (Tula) LIBRE 1160 CEL Abr 2024Noreste VI LIBRE 1041 NES Abr 2024Oriental III y IV LIBRE 1400 ORI Abr 2024Occidental V (Bajío) CC 939.8 OCC Abr 2024


6-15

Capacidad bruta para servicio público

Escenarios de Planeación, Alto y Bajo

1/ Incluye 160 MW de TG del área Central e incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (406 MW) 2/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (utilizando gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica, fuentes renovables y la importación de energía

Figura 6.2

2008Real

51,105 MW

2024Alto

87,4121/ MW

2024Planeación

78,4061/ MW

2024Bajo

65,8131/ MW

2/

2/

2/


25.2%




Carboeléctrica9.2%



Turbogás5.2%

Eoloeléctrica0.17%



4.5%

Turbogás3.2%


Libre18.9%





Coque0.4%

Eoloeléctrica0.8%



5.4%

Turbogás3.9%


Libre15.2%


Carboeléctrica8.7%



Coque0.5%

Eoloeléctrica0.9%



4.1%

Turbogás2.9%


Libre21.4%


Carboeléctrica9.7%



Coque0.3%

Eoloeléctrica0.7%


6-16

6.3 Margen de reserva y margen de reserva operativo En la figura 6.3 se presentan los MR y MRO del SIN considerando la expansión planteada en el PRC de planeación frente al escenario de demanda alto. En el corto plazo, las adiciones de capacidad programadas serían suficientes para atender la demanda; por el contrario, a partir de 2016 no se cumpliría con los criterios de reserva. Para 2016-2024 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.

Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN 1/ Escenario de demanda Alto y PRC de Planeación

1/ Valores mínimos de verano 2/ MRO: Considera decrementos por temperatura de verano

Figura 6.3

En la figura 6.4 se presenta la evaluación del MR y MRO del SIN con un PRC diseñado para atender la demanda en el escenario Alto. Para este caso, el PRC del escenario Alto es prácticamente igual al de Planeación durante el periodo 2009-2015. A partir de 2016 se adelantan proyectos para hacer frente a los incrementos de demanda y cumplir con los criterios mínimos de reserva.

%

MR MRO2/

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024


6-17

Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN 1/ Escenario de demanda Alto y PRC Alto


Figura 6.4

En la figura 6.5 se muestra el comportamiento del MR y MRO en el SIN con un PRC adaptado al escenario Bajo de demanda. El PRC del escenario bajo es igual al de planeación durante 2009-2012, ya que no es posible diferir proyectos en proceso de construcción o de licitación avanzada; por esta razón se tienen valores altos de MR y de MRO. Estos continúan hasta 2017 a pesar de que se difieren adiciones de capacidad desde 2013. A partir de 2018 se cumple con los criterios globales de reserva. Por otro lado, el MR como indicador global no refleja necesariamente las condiciones de suficiencia real de capacidad en cada una de las regiones del sistema de ahí que algunos proyectos parecieran no ser necesarios. La atención de la demanda en cada región del país se logra con los recursos locales de generación y con la participación de aquellos disponibles en otras regiones del sistema, vía la red de transmisión. En el caso hipotético donde no existieran restricciones de transmisión, la reserva se podría compartir y el margen de reserva sería el mismo en cada una de las regiones. En el caso del SIN esto no sucede, ya que existen restricciones de transmisión entre regiones.

%

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

MR MRO2/


6-18

Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN 1/

Escenario de demanda Bajo y PRC Bajo


Figura 6.5

6.4 Evolución de la generación bruta y requerimiento de combustibles

fósiles 6.4.1 Generación bruta En la figura 6.6 se presenta la composición de la generación en 2008 y 2024 para cada uno de los escenarios de demanda. La diferencia entre ambos se debe a los ajustes en los programas de requerimientos de capacidad. En el escenario Bajo se necesita menor capacidad por instalar, por lo que la generación tipo libre disminuye su participación en 5.4 puntos porcentuales, mientras que la termoeléctrica convencional se incrementa 1.0 puntos respecto al de Planeación. Sin embargo, para el escenario de menor demanda, se estima que las tecnologías con base a gas tendrían una mayor participación.

%

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

MR MRO2/


6-19

Generación bruta para servicio público Escenarios Planeación, Bajo y Alto

Figura 6.6

Para el escenario Alto se requiere mayor capacidad por instalar, por lo que las generaciones tipo libre, termoeléctrica convencional y ciclo combinado, incrementan su participación en 0.5, 0.2 y 1.6 puntos porcentuales respectivamente, mientras que la carboeléctrica reduce su participación en 1.3 puntos respecto al de Planeación.


18.4%


Turbogás1.2%


Carboeléctrica10.4%Geotermoeléctrica

3.0%Eoloeléctrica0.1%




2.3%


Libre22.8%

Turbogás0.3%




Eoloeléctrica0.5%


Hidroeléctrica9.1%


2.5%


Libre23.3%

Turbogás0.2%




Eoloeléctrica1.4%


Hidroeléctrica8.1%


3.3%


Libre17.4%

Turbogás0.3%




Eoloeléctrica1.8%



2008Real

235,871 GWh2024Planeación

415,899 GWh

2024Alto

467,276 GWh2024Bajo

351,778 GWh


6-20

Asimismo, en la figura 6.7 se presenta la conformación de la generación en 2008 y 2024 para cada uno de los escenarios de demanda —Planeación, Bajo y Alto— para el sistema eléctrico.

Generación bruta para sistema eléctrico Escenarios Planeación, Bajo y Alto

Figura 6.7

2008Real

245,703 GWh




Eoloeléctrica0.1%




Turbogás1.1%

Ciclo combinado43.9%Termoeléctrica

convencional17.6%

2024Planeación

433,993GWh


2.3%


Libre21.8%

Turbogás0.2%


14.5%Geotermoeléctrica

1.7%

Eoloeléctrica0.5%


Hidroeléctrica8.7%


2024Bajo

370,897 GWh


3.1%


Libre16.5%

Turbogás0.3%


11.8%Geotermoeléctrica1.9%

Eoloeléctrica1.7%




2024Alto

485,355 GWh


2.4%


Libre22.4%

Turbogás0.2%




Eoloeléctrica1.3%


Hidroeléctrica7.8%



6-21

Al incluir el autoabastecimiento remoto, la participación de la tecnología libre en el escenario Bajo se reduce en 5.3 %, en cambio, la térmica convencional y la generación con base en gas se incrementan en 8 décimas y 3 puntos porcentuales respectivamente, en relación al escenario de Planeación. En el escenario Alto las tecnologías tipo libre, térmica convencional y ciclo combinado incrementan su participación en 0.6, 0.1 y 1.7 puntos porcentuales respectivamente. Sin embargo, la carboeléctrica reduce su participación en 1.2 puntos respecto al de Planeación. 6.4.2 Requerimiento de combustibles fósiles De manera similar, en el cuadro 6.12, se presentan las previsiones de combustibles para el horizonte 2009 - 2024, en función de los escenarios de Planeación, Bajo y Alto. Estos requerimientos no incluyen autoabastecimiento remoto.

Requerimientos de combustibles para servicio público Escenarios Bajo, Planeación y Alto

Cuadro 6.12

Las figuras 6.8a, 6.8b1, 6.8b2, 6.8b3, 6.8c1 y 6.8c2 muestran la comparación gráfica de los requerimientos de combustóleo, gas y carbón para los tres escenarios de demanda.

Combustible Unidades 2008 real Escenario 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Combustóleo Mm3 29.0 Bajo 26.1 23.7 21.9 20.4 20.4 19.9 19.7 20.1 20.5 20.8 16.6 13.8 11.7 11.5 10.9 8.3

día Planeación 25.5 21.5 19.8 18.4 18.1 18.3 18.5 17.9 17.3 16.7 12.5 11.6 8.2 7.5 7.5 7.5

Alto 25.6 21.6 19.5 18.7 18.3 18.6 19.4 19.4 19.0 18.3 14.6 11.7 9.1 7.6 7.7 7.5

Gas MMm3 71.9 Bajo 70.3 63.4 62.7 63.6 61.6 67.1 72.8 76.2 79.7 83.0 86.9 86.0 89.1 92.9 88.7 86.7

día Planeación 72.1 68.5 68.8 71.6 73.7 76.4 81.6 82.6 86.5 93.8 99.5 102.4 103.2 99.7 99.5 97.3

Alto 71.5 68.0 70.4 72.6 77.4 80.7 86.7 90.8 96.6 104.0 110.7 112.8 109.0 106.7 108.7 109.5

Diésel m3 736.0 Bajo 921.4 786.5 455.7 371.4 327.2 375.0 282.1 275.5 442.4 518.2 385.7 436.0 341.2 391.2 449.2 489.4

día Planeación 925.6 816.0 510.2 425.0 370.7 451.0 315.2 288.4 521.2 609.6 505.3 527.1 458.8 530.2 462.4 555.6

Alto 928.4 817.0 521.3 441.7 388.6 496.4 345.9 285.8 568.8 510.9 547.0 472.1 570.3 504.9 587.9 533.0

Carbón MMt 10.8 Bajo 14.2 17.2 17.6 17.7 18.6 18.7 18.9 19.0 19.0 18.9 18.9 19.0 19.0 19.0 19.0 19.0

año Planeación 14.2 17.3 17.7 17.7 18.7 18.8 19.0 19.0 19.0 18.9 18.9 19.0 20.9 22.4 23.6 25.6

Alto 14.3 17.5 17.7 17.8 18.4 19.0 19.1 19.1 18.9 18.9 19.1 22.1 25.5 26.5 26.4 26.5

Coque MMt 0.0 Bajo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4

año Planeación 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4

Alto 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4


6-22

Comparación de los requerimientos de combustibles Combustóleo (MBD)

Figura 6.8a

Comparación de los requerimientos de combustibles Gas (MMm3 /día), con y sin libres, escenario de Planeación

Figura 6.8b1

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Planeación Bajo Alto

Histórico

325.5

281.2

262.0258.2

378.3

197.3207.3 182.5

10

30

50

70

90

110

130

150

170

Planeación sin libres Planeación con libres

Histórico

31.2

63.5

45.3

50.5

60.6

49.1

71.9

39.7


6-23

Comparación de los requerimientos de combustibles Gas (MMm3 /día), con y sin libres, escenario Bajo

Figura 6.8b2

Comparación de los requerimientos de combustibles Gas (MMm3 /día), con y sin libres, escenario Alto

Figura 6.8b3

10

30

50

70

90

110

130

150

170

Bajo sin libres Bajo con libres

Histórico

31.2

63.5

45.3

50.560.6

49.1

71.9

39.7

10

30

50

70

90

110

130

150

170

Alto sin libres Alto con libres

Histórico

31.2

63.5

45.3

50.560.6

49.1

71.9

39.7


6-24

Comparación de los requerimientos de combustibles Carbón (Mt/año)

Figura 6.8c1

Comparación de los requerimientos de combustibles Carbón, incluye libres (Mt/año)

Figura 6.8c2

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000


Histórico

11,397.8

13,881.2

11,504.610,836.8

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000


Histórico

11,397.8

13,881.2

11,504.6 10,836.8


6-25

De los resultados puede concluirse lo siguiente:

En los tres escenarios, el uso del combustóleo tiende a disminuir de 182 MBD en 2008, a cifras del orden de 60 MBD en 2024

De 2008 a 2014, así como de 2022 a 2024, el consumo de combustóleo se prevé similar en los escenarios de Planeación y Alto

Las tendencias en los requerimientos de gas y carbón son a la alza De 2012 a 2024 aumenta más el consumo de gas en el escenario de Mayor Crecimiento,

debido a un mercado eléctrico superior y a un PRC con mayor número de ciclos combinados

En 2008 se observa una drástica disminución en el consumo de carbón, debido principalmente al alto precio del energético y a problemas de suministro en la central Petacalco

La entrada en operación de las Carboeléctricas Pacífico II y III, así como una mayor participación de tecnologías libres —ver figura 6.6— provocan que el volumen de gas demandado al final del horizonte disminuya en los tres escenarios

Si en el escenario de Planeación se considera que 10,660 MW de tecnología libre podrían utilizar gas, el consumo de este energético aumentaría en 35.4 millones de metros cúbicos diarios al final del horizonte. Ver figura 6.8b1 En el escenario Bajo, el consumo aumentaría 25 millones de metros cúbicos diarios respecto al Bajo sin libres. En cambio en el escenario Alto, se requerirían 43.4 millones de metros cúbicos más que el caso sin libres. Ver figuras 6.8b2 y 6.8b3

Asimismo, 2,800 MW en carboeléctricas producirían un incremento de 6.1 toneladas por año, ver figuras 6.8c1 y 6.8c2


A-1

ANEXO A POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

A.1 Antecedentes El SIN está compuesto por centrales generadoras de diferentes tipos, las cuales utilizan diversos combustibles como fuentes de energía primaria. Su capacidad efectiva bruta al 31 de diciembre de 2008 fue de 48,181 MW. De ellos, 11,343 MW (23.5%) correspondieron a centrales hidroeléctricas. El cuadro A.1 muestra la composición de la capacidad efectiva en función del número de centrales y unidades generadoras.

Composición de la capacidad efectiva en el Sistema Interconectado Nacional al 31 de diciembre de 2008

1/ Incluye a la eoloeléctrica, con 84.65 MW

Cuadro A.1

El grupo de generación hidroeléctrica que cuenta con capacidad de regulación representa 79.8% del total en operación y está integrado por las once GCH: Angostura (Belisario Domínguez), Chicoasén (Manuel Moreno Torres), Malpaso y Peñitas (Ángel Albino Corzo) en el río Grijalva; Caracol (Carlos Ramírez Ulloa), Infiernillo y Villita (José María Morelos) en el río Balsas; Temascal en la confluencia de los ríos Tonto y Santo Domingo; El Cajón (Leonardo Rodríguez Alcaine) y Aguamilpa (Solidaridad) en el río Santiago, y Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) en el río Moctezuma. El vaso de Angostura permite hacer desplazamientos interanuales de su agua almacenada, lo cual contribuye a una operación más económica y confiable del SIN en el largo plazo. Aun cuando la generación de Chicoasén, Peñitas y Villita es controlada casi en su totalidad por las centrales aguas arriba, el resto de las GCH son hidroeléctricas de regulación anual. Sus características se indican en el cuadro A.2.

Capacidad

MW %

23.5

18.8

4.7

76.5

605 48,181.2

Termoeléctrica 1/

11

68

49

Tipo de generaciónNúmero de centrales

Número de unidades

100.0

Con regulación

Sin regulación

9,056

2,287

Total 180

386

Hidroeléctrica 79 219 11,343

170

36,838101


A-2

Capacidades e índices de regulación de las Grandes Centrales Hidroeléctricas

1/ Al integrar los almacenamientos de las presas Cerro de Oro y Temascal 2/ Cuenca propia, con las aportaciones del periodo 1952—2008 (57 años) 3/ Al integrar las aportaciones de los ríos Tonto y Santo Domingo 4/ Con la estadística de aportaciones 1980—2008 (29 años) 5/ El resultado de dividir el volumen útil de la hidroeléctrica en cuestión, entre las aportaciones tipo año medio de toda su cuenca

Cuadro A.2

Las hidroeléctricas del segundo grupo en el cuadro A.1 (68 en total), llamadas también hidroeléctricas menores o sin regulación, están obligadas a generar en periodos cortos —semanales o diarios— las aportaciones que reciben con el propósito de minimizar derrames. Para fines de planificación se modelan como centrales con generación fija expresada en GWh/mes. El cuadro A.3 muestra la distribución histórica de la generación durante los últimos diez años. La hidroeléctrica se ha clasificado en función del tipo de regulación.

Distribución histórica de la generación bruta en el Sistema Interconectado Nacional, 1999—2008

1/ Incluye área Noroeste en todo el periodo (la Región Noroeste se integró al SIN en marzo de 2005) 2/ Incluye PIE a partir de 2000 3/ Incluye generación eoloeléctrica

Cuadro A.3

Desembocadura

RíoTonto y Santo

DomingoMoctezuma

Central Angostura Chicoasén Malpaso Peñitas Temascal Zimapán Caracol Infiernillo Villita El Cajón Aguamilpa

Composición (MW)

5 x 180 8 x 300 6 x 180 4 x 1054 x 38.5 2 x 100

2 x 146 3 x 2004 x 160 2 x 180

2 x 80 2 x 70

2 x 375 3 x 320

Capacidad (MW)

900 2,400 1,080 420 354 292 600 1,000 300 750 960

Volumen útil máximo

( MMm3 )13,170 216 9,317 130 8,828 1/ 699 809 6,054 224 1,335 2,629

Tamaño del vaso respecto

al de Angostura (%)

100.00 1.64 70.75 0.99 67.03 5.31 6.14 45.97 1.70 10.14 19.96

Aportaciones

tipo medio 2/

( MMm3 )

9,646 2,065 5,054 3,596 14,970 3/ 436 4/ 4,875 10,486 0 4,332 2,839

Índice de

regulación 5/

%

137 2 56 1 59 160 17 39 1 31 37

Grijalva Balsas Santiago

Océano PacíficoGolfo de México

Total GWh 32,713 33,075 28,435 24,862 19,753 25,076 27,611 30,305 27,042 38,892% 19.0 18.2 15.6 13.0 10.3 12.8 13.4 14.3 12.4 17.7

Aportaciones tipohúmedo medio seco seco seco seco medio medio medio húmedo

Con regulación GWh 27,946 28,620 22,997 20,237 15,428 19,812 21,066 24,004 19,961 31,026Sin regulación GWh 4,768 4,455 5,438 4,625 4,325 5,265 6,546 6,301 7,081 7,866

GWh 139,557 148,855 153,358 165,760 171,881 171,077 178,318 181,828 191,782 181,335% 81.0 81.8 84.4 87.0 89.7 87.2 86.6 85.7 87.6 82.3

Total GWh 172,270 181,930 181,793 190,622 191,634 196,153 205,929 212,133 218,824 220,227% 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

Hidroeléctrica 1 /

Termoeléctrica 1 /, 2 /, 3/

2006Tipo de generación 20051999 2004Unidades 200820072000 2001 2002 2003


A-3

A.2 Niveles recomendados de operación (NRO) en las grandes centrales hidroeléctricas (GCH)

Definen 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 dichos niveles. Al seguir la estrategia, la producción de la central se maximiza. En los cuadros A.4a y A.4b se presentan los NRO para cada una de las GCH, obtenidas de simular su operación con la meta de maximizar su generación y con base en la estadística de los 56 años disponibles en la muestra histórica 1952—2008: para Angostura —la única hidroeléctrica de regulación multianual— se determinó una curva de niveles máximos que no debe ser rebasada a fin de maximizar la generación y minimizar la posibilidad de derrames.

Niveles recomendados de operación (msnm) 1/, 2/

1952—2008 (57 años)

1/ GCH 2/ Al día primero de cada mes 3/ Niveles impuestos por la Comisión Nacional del Agua (CNA) al primero de cada mes (msnm) 4/ Generación mínima, requerimiento por sistema eléctrico, Cenace (GWh/mes) 5/ Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo (GWh/mes) 6/ Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo (GWh/mes) 7/ Niveles límite, los cuales no deben de ser excedidos para maximizar la generación y minimizar la esperanza de derrames 8/ Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952—2008 (57 años) 9/ Con la estadística de aportaciones 1980—2008 (29 años)

Cuadro A.4a

Capacidad efectiva instalada (MW)

Niveles de control (msnm)

Volumen útil (MMm3) y energía almacenada (GWh)

32,360

18,273

Restricciones3/ 4/ 7/ 4/ 8/ 3/ 4/

5/

8/ 4/

6/

8/ 3/ 4/ 8/ 4/ 9/

Enero 20 533.00 58 392.50 182.00 160 181.10 70 87.40 64.21 26 62.70 20 1,559.70

Febrero 20 533.00 58 392.50 145 180.10 64 87.40 23 61.30 20 1,559.20

Marzo 20 532.90 58 392.50 160 178.50 70 87.40 26 59.50 20 1,558.40

Abril 20 530.70 58 392.50 155 175.60 68 87.40 25 57.60 20 1,554.38

Mayo 20 527.70 58 392.50 160 171.00 70 87.40 26 55.70 20 1,553.21

Junio 524.50 20 524.50 58 392.50 178.00 155 166.80 68 87.40 52.21 25 51.30 20 1,550.90

Julio 524.50 20 524.50 58 392.50 176.00 160 159.70 70 87.40 52.21 26 51.50 20 1,547.80

Agosto 524.50 20 524.50 58 392.50 174.00 160 162.10 68 87.40 56.21 26 55.40 20 1,545.00

Septiembre 526.00 20 525.90 58 392.50 171.50 155 165.30 68 87.40 58.71 25 54.50 20 1,540.00

Octubre 530.00 20 529.30 58 392.50 176.18 160 172.20 70 87.40 61.21 26 59.70 20 1,550.44

Noviembre 20 533.00 58 392.50 182.00 155 182.00 68 87.40 64.21 25 64.20 20 1,555.00

Diciembre 20 533.00 58 392.50 182.00 160 181.70 70 87.40 64.21 26 63.50 20 1,560.00

Desembocadura

1,560.00

1,520.00

739

Zimapán

2 x 146

292

1,563.00

144.00

533.00

Al Namo

500.00 380.00

Golfo de México

GrijalvaRíoTonto y Santo

DomingoMoctezuma

Mes

354420

66.50

13013,170 212 9,317

182.50

85.00

68.50

44.20

95.50

(4 x 38.5) + (2 x 100)

2,400

1,00713,498 165 2,580 11 1,012

87.40

4 x 1056 x 180

395.00

1,080

188.00

392.50

Temascal

8,792

Centrales Angostura Chicoasén Malpaso Peñitas

5 x 180

900

Composición

Total

Name

Namino

Namo

8 x 300

539.50


A-4

Niveles recomendados de operación (msnm) 1/, 2/

1952—2008 (57 años)

1/ GCH 2/ Al día primero de cada mes 3/ Niveles impuestos por la CNA al primero de cada mes (msnm) 4/ Generación mínima, requerimiento por sistema eléctrico, Cenace (GWh/mes) 5/ Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo (GWh/mes) 6/ Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo (GWh/mes) 7/ Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952—2008 (57 años)

Cuadro A.4b

Se destaca que cada año aumenta el tamaño de la muestra de aportaciones, lo cual permite revisar anualmente los niveles límite de operación de Angostura y los NRO de las otras hidroeléctricas. Para su determinación, se considera a estas centrales aisladas del sistema eléctrico; así, cualquier restricción adicional que se les imponga, puede reducir su generación y aumentar el costo de operación.

Océano Pacífico

Santiago

Capacidad efectiva instalada (MW)

Niveles de control (msnm)

Volumen útil (MMm3) y energía almacenada (GWh)

11,193

4,407

Restricciones4/ 7/ 3/ 4/

5/

7/ 4/

6/

7/ 7/ 4/ 7/

Enero 16 521.00 126 168.80 54 51.20 388.80 40 219.60

Febrero 14 521.00 113 168.40 48 51.20 388.30 36 220.00

Marzo 16 521.00 126 168.00 54 51.20 387.20 40 220.00

Abril 15 521.00 121 164.90 52 51.20 385.80 39 219.90

Mayo 16 521.00 126 158.80 54 51.20 384.20 40 219.50

Junio 15 521.00 152.25 121 151.20 52 51.00 381.30 39 216.40

Julio 16 520.80 150.00 126 146.90 54 51.00 362.20 40 214.40

Agosto 16 520.20 154.50 126 150.70 54 51.00 370.70 40 215.20

Septiembre 15 519.70 158.00 121 155.70 52 51.00 383.30 39 217.80

Octubre 16 519.20 165.00 126 163.60 54 51.00 388.60 40 219.80

Noviembre 15 521.00 121 169.00 52 51.20 391.00 39 220.00

Diciembre 16 521.00 126 169.00 54 51.20 390.10 40 219.80

495.00

951

300

220.00

176.40 394.00

391.00

600

523.60

521.00

2,6296,054

Balsas

51.20169.00

AguamilpaInfiernillo El CajónVillitaCaracol

3 x 200

960

2 x 375

750

(2 x 80) + (2 x 70)

Río

Desembocadura

Mes

Composición

Total

Name

Namino

Namo

Al Namo

Centrales

469 1,983 20

(4 x 160) + (2 x 180)

232.0056.73

190.00

1,000

41.73

3 x 320

1,016

346.00140.00

224

919

1,335


A-5

A.3 Aportaciones hidráulicas A fin de sensibilizarse a la variabilidad de las aportaciones mensuales registradas en las GCH, en la figura A.1 se presentan los valores medios registrados durante los 57 años disponibles en la muestra.

Aportaciones típicas de cuenca propia a las Grandes Centrales Hidroeléctricas 1952—2008 (57 años)

Figura A.1

La clasificación de los años en secos, medios y húmedos es el resultado de ordenar la generación anual de las centrales en función de una curva de densidad de probabilidad con distribución log-normal. Destacan dos periodos característicos: estiaje (noviembre a mayo, 7 meses) y lluvias (junio a octubre, 5 meses). Especialmente de enero a mayo, las aportaciones son bajas y prácticamente iguales cada mes —independientemente de si se trata de año seco, medio o húmedo—. Durante el periodo de lluvias, el volumen de agua recibido es muy aleatorio y sin correlación interanual —esto último no se ve en la figura—.

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 medioAños tipo seco


A-6

En el cuadro A.5 se identifica la clasificación de acuerdo con la información estadística de aportaciones en millones de metros cúbicos. Para definir los rangos, en la curva de distribución normal el número de años tipo seco y tipo húmedo debe de ser el mismo. A partir de los NRO se simula la operación y se determina la generación hidroeléctrica correspondiente.

Clasificación de años típicos Generación hidroeléctrica 1/

1/ 1952—2008 (57 años históricos) 2/ Probabilidad de ocurrencia

NOTA: — menor a 27,800 GWh, año tipo seco — entre 27,800 y 35,253 GWh, año tipo medio — mayor a 35,253 GWh, año tipo húmedo

Cuadro A.5

Años tipo seco

Energía anual

(GWh)

Años tipo

medio

Energía anual

(GWh)

Años tipo

húmedo

Energía anual

(GWh)

1 2002 23,074 1989 27,800 1969 35,4912 1994 23,133 1975 28,168 1966 35,6733 1987 24,314 1962 28,720 1984 35,6784 2003 24,992 1995 28,767 1958 35,7295 2001 25,085 1977 29,109 1959 36,5006 1997 26,089 1991 29,538 1955 36,8387 1957 26,453 2006 29,870 2008 36,9348 1986 27,349 1978 30,069 1981 37,8679 1953 27,373 1988 30,102 1967 37,93510 1982 27,402 2005 30,321 1956 37,99611 2004 27,416 1980 30,380 1952 38,70712 1998 27,439 1996 30,603 1970 38,81213 1993 30,72914 2007 31,17715 1990 31,55516 1999 31,59017 1983 31,70318 1972 32,31119 1965 32,43120 2000 32,60821 1992 32,72122 1963 32,90023 1979 33,18924 1968 33,25725 1985 33,85726 1960 33,95427 1973 34,02228 1954 34,23529 1974 34,23830 1964 34,57531 1961 34,82432 1971 35,19933 1976 35,253

Promedio 12 Años 25,843 33 Años 31,811 12 Años 37,013

P2/: 21%

No.

P2/: 21% P2/: 58%

Energía anual (GWh)Año tipo

seco medio húmedoPromedio 25,843 31,811 37,013Diferencia de energíarespecto al año tipo medio

-5,968 0 5,202


A-7

La figura A.2 muestra la magnitud anual de las aportaciones históricas 1952—2008 convertidas a energía eléctrica para el parque hidroeléctrico actualmente en operación. Se hace énfasis en el hecho de que para las GCH se han calculado con base en los consumos específicos (m3 / kWh) correspondientes al seguir los NRO.

Conversión a energía eléctrica de las aportaciones a las centrales hidroeléctricas del sistema1/

1/ Con y sin regulación. Incluyen las del área Noroeste

Figura A.2

Los años tipo húmedo se acumulan principalmente durante los primeros registros de la muestra. Se señala que en 2001, 2002, 2003 y 2004 se presenta el único caso disponible donde concurrieron cuatro años secos consecutivos a nivel nacional. A pesar de las fuertes lluvias e inundaciones durante octubre y noviembre de 2007, presentadas aguas abajo de Malpaso, en otras cuencas las aportaciones fueron lo suficientemente bajas como para que a nivel nacional se haya registrado año tipo medio en las hidroeléctricas. De 57 años históricos, sólo 5 fueron superiores a 2008 en cuanto energía disponible.

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

GWh / AÑO

Años tipo húmedoAños tipo medioAños tipo seco


A-8

A.4 Degradación en potencia por unidad de energía extraída En la figura A.3 se muestran las curvas de degradación para Angostura, Malpaso, Infiernillo, Temascal, Aguamilpa y Zimapán en función del volumen útil (MMm3) asociado al nivel de operación entre NAMO y NAMINO, y considerando el efecto en cascada.

Degradación en potencia por unidad de energía extraída (dp / dw)1/, 2/

1/ Considera el efecto en cascada 2/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO

Figura A.3

Las centrales Zimapán, Temascal y Angostura son poco sensibles a su nivel de operación, lo que no ocurre en las otras, especialmente Malpaso e Infiernillo. Para garantizar una mayor economía, las GCH deben operarse a sus niveles más altos posibles. Ello con objeto de maximizar su generación esperada atendiendo las restricciones operativas impuestas por la Comisión Nacional del Agua y las de extracción mínima. Estos niveles más altos posibles están determinados por los NRO de cada una de las GCH.

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-9

A.5 Concepto de energía almacenada Dado el almacenamiento útil en cada central hidroeléctrica en millones de metros cúbicos, aquel puede expresarse en términos de energía eléctrica (GWh) factible de generarse, a fin de obtener las curvas de la figura A.4 para diferentes niveles de operación.

Energía almacenable en las grandes centrales hidroeléctricas1/ 2/

1/ Considera el efecto en cascada 2/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO

Figura A.4

Angostura es sin duda la de mayor capacidad de almacenamiento, no sólo por los efectos de su generación propia (con relativamente bajo consumo específico) sino porque un metro cúbico extraído de ella, eventualmente produce electricidad también en Chicoasén, Malpaso y Peñitas. A.6 Evolución histórica de la energía almacenada En la figura A.5 se muestran las envolventes superior e inferior de la energía almacenada al día primero de cada mes en 1999—2008, así como su evolución en 2007, 2008 y 2009 (hasta noviembre). En diciembre de 2009, la energía disponible fue de 15,303 GWh; al final del año se estima un almacenamiento de 15,121 GWh.

Volumen (MMm3)

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


A-10

Envolventes de energía almacenada 2000—2008 en las GCH y su evolución mensual en 2007, 2008 y 2009

Figura A.5 A.7 Rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas Su realización permite obtener los siguientes beneficios:

Renovación de la vida útil de las unidades generadoras Mejora de la eficiencia y por consecuencia aumento de la generación Disminución de los costos de operación del SIN Incremento de la capacidad efectiva instalada, en algunos casos Reducción (marginal en el contexto del SIN) de la capacidad por construir en nuevos

proyectos Aumento (marginal en el contexto del SIN) de la participación de energías renovables

Aunado a esto deben considerarse la gran volatilidad de los precios de los combustibles fósiles y los altamente crecientes montos de inversión asociados a los nuevos desarrollos de centrales termoeléctricas. Lo anterior ha permitido mejorar la rentabilidad en la modernización de los viejos proyectos hidroeléctricos, sobre todo en los últimos tiempos.

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

GWh

22,446

7,493

22,446

7,493

17,509

2008

Inferior

19,270

19,952 19,952Superior

2007

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

19,270

2009 15,303 GWh


A-11

En el grupo de las GCH, Villita ha incrementado la capacidad de dos de sus cuatro unidades en 10 MW cada una (al pasar de 70 MW a 80 MW), en tanto que a finales de 2011 se logrará lo mismo en las dos restantes, para un aumento total de 40 MW. Infiernillo, aguas arriba de Villita, consta de cuatro unidades de 160 MW y dos de 180 MW. Actualmente se encuentran en proceso de puesta en servicio y/o de fabricación cuatro turbinas de 200 MW cada una que reemplazarán a las de 160 MW y cuya rehabilitación terminará en 2010. El cambio dará como resultado un incremento de 4x40 MW= 160 MW en total. En resumen, gracias a estos trabajos de rehabilitación y modernización, para 2012 el conjunto Infiernillo-Villita aumentará su capacidad en 200 MW al pasar de 1,280 MW a 1,480 MW. Así, para la misma agua que escurre anualmente en el río Balsas, Infiernillo incrementará significativamente su generación no solo por el aumento normal de eficiencia del proceso, sino también por operar con niveles medios más altos. Villita también mejorará su generación por el aumento de eficiencia. De esta manera, el Sistema Hidroeléctrico Balsas reflejará más flexibilidad de operación, lo que redundará en mayor seguridad y economía. En cuanto a las hidroeléctricas menores, de 2002 a 2005 se rehabilitaron tres centrales y en 2011 y 2012 lo harán otras 14 actualmente en operación comercial. De este segundo grupo, incluyendo las rehabilitaciones ya realizadas y las que se encuentran en proceso, la capacidad adicional que se incorporará al sistema al inicio de 2013 será de 47.34 MW y la generación aumentará en 260.2 GWh/año aproximadamente. Esta última desplazará a una termoeléctrica equivalente de 59 MW con 40% de factor de planta anual. Se estima que, al menos algunas de las unidades del área central (15 centrales, 38 unidades, 288 MW) serán sometidas a trabajos de renovación. En resumen, se espera que para 2013, 15% de la capacidad hidroeléctrica menor en operación (2,287 MW) haya sido rehabilitada. Debe señalarse que la rentabilidad de las inversiones en proyectos de rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas es analizada con detalle para definir la prioridad en su realización. A.8 Generación hidroeléctrica 2009—2024 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.


A-12

Distribución de la generación en el Sistema Interconectado Nacional Escenario de Planeación 2009—2024

1/ Aunque en el horizonte de planificación seguramente se presentarán años secos y húmedos, se decide considerar el valor medio a partir del tercer año, es decir, desde 2011 2/ Incluye la tecnología eoloeléctrica 3/ No incluye autoabastecimiento remoto, local, ni exportación a EUA 4/ Enero—noviembre: real; diciembre: pronóstico 5/ Para fines de planificación a mediano y largo plazos, el año siguiente (2010 en el caso actual) siempre se considera tipo seco

Cuadro A.6

Se debe notar que a pesar de suponer aportaciones de tipo año seco en 2010 y medio a partir de 2011, la generación anual hidroeléctrica sería superior a 23,000 GWh. De acuerdo con el PRC descrito en el capítulo 3, en 2009—2024 entrarán en servicio las centrales hidroeléctricas indicadas en el cuadro A.7.

Centrales hidroeléctricas definidas en el PRC, 2009—2024

Cuadro A.7

Aportaciones Generación ( GWh )

Tipo 1/

Termoeléctrica2/ % Hidroeléctrica % Total

3/ %

2009 192,144 4/ 87.9 26,392 4/ 12.1 218,536 4/ 100.0

2010 5/ Seco 196,002 89.4 23,179 10.6 219,181 100.0

2011 Medio 195,140 86.9 29,369 13.1 224,509 100.0

2012 Medio 202,301 86.9 30,441 13.1 232,742 100.0

2013 Medio 221,947 87.3 32,417 12.7 254,364 100.0

2014 Medio 232,704 87.8 32,315 12.2 265,019 100.0

2015 Medio 245,303 88.2 32,922 11.8 278,225 100.0

2016 Medio 258,349 88.8 32,728 11.2 291,078 100.0

2017 Medio 271,303 89.2 32,987 10.8 304,290 100.0

2018 Medio 284,547 89.4 33,840 10.6 318,388 100.0

2019 Medio 296,712 89.4 35,157 10.6 331,870 100.0

2020 Medio 310,307 89.6 35,930 10.4 346,237 100.0

2021 Medio 324,125 89.8 36,962 10.2 361,086 100.0

2022 Medio 339,920 90.2 36,790 9.8 376,710 100.0

2023 Medio 355,210 90.4 37,898 9.6 393,107 100.0

2024 Medio 372,154 90.8 37,867 9.2 410,021 100.0

Año

Central Capacidad bruta (MW) Año

La Yesca 750 2012

Río Moctezuma 92 2014

Tenosique 420 2018

Copainalá 232 2019

Paso de la Reyna 510 2020

La Parota 900 2021

Cruces 475 2023

Acala 135 2023

Total 3,514


A-13

A.9 Política de operación 2009—2024 Se puede demostrar que la política más económica en el mediano plazo ― desde 4 hasta 9 años― consiste en generar con Angostura a un régimen tal que permita ajustar los niveles de operación del resto de las GCH a sus valores recomendados (con énfasis en Malpaso e Infiernillo por la alta degradación que sufren al operar a bajos niveles). Ver incisos A.2 y A.4. La figura A.6 muestra la evolución esperada de la energía almacenada en las GCH para 2009—2024. La estimación de la energía almacenada se compara con la que resulta de seguir los NRO en cada hidroeléctrica. Como se señaló en el inciso A.2, los NRO históricamente reportan la máxima producción anual esperada. Con base en las premisas supuestas (mercado eléctrico, entrada de nuevas unidades, retiros, autoabastecimiento, disponibilidad termoeléctrica, aportaciones y escenario de precios de combustibles, entre otras), se espera que en enero de 2010 la energía almacenada sea ligeramente superior a los 15,000 GWh. A principios de 2011, aun bajo aportaciones de tipo año seco en 2010, será superior a la restricción de almacenamiento de 15,000 GWh, lo cual garantiza el margen de reserva de energía. Ante aportaciones de tipo año medio o mayores en 2010, la generación hidroeléctrica correspondiente sería superior a 23,000 GWh.

Energía almacenada en las GCH 1/

1/ Hipótesis de aportaciones: Periodo Aportaciones tipo ene—nov, 2009 reales dic, 2009 estimadas con base en reales registradas en 2009 (bajas) 2010 tipo año seco 2011—2024 tipo año medio

Figura A.6

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,0002009 2010 2011 2012 2013 2014 …

16,722

… … 2024

15,000 GWh al 1° de enero de cada año

15,121

GWh

18,947

11,324

Resultado de tratar de seguir los niveles recomendados de operación (NRO), excepto en Angostura, la cual está sujeta a seguir sus niveles límite (por seguridad) indicados en los cuadros A.4

Coordinación hidrotérmica

Energía almacenada registrada

… … …

… … …

…

…

……

…


A-14

Los niveles al NAMO en Angostura y Malpaso son de 533.0 msnm y 182.5 msnm respectivamente. Sus mínimos al primero de mes durante 2009 alcanzaron 522.7 msnm y 167.5 msnm en agosto y los esperados al uno de enero de 2010 llegarán a 525.4 msnm y 174.5 msnm. De la información en la figura A.7 se deduce que con la política de operación considerada, el nivel en Angostura no descenderá en 2011 de la cota 524.5 msnm, aun con aportaciones de tipo año seco en 2010.

Evolución esperada del nivel de operación de la central hidroeléctrica Angostura 1/


Figura A.7

500

504

508

512

516

520

524

528

532

536

524.5

2009 2010 2011 2012 2013 2014

NAMO: 533.0532.3

… … … 2024

msnm

NAMINO: 500.0

Niveles de seguridad


Nivel registrado

… … …… … …

522.9

……

…

……


A-15

En el caso particular de Malpaso, como se muestra en la figura A.8, se tendrían condiciones accesibles para operar siguiendo sus NRO.

Evolución esperada del nivel de operación de la central hidroeléctrica Malpaso1/


Figura A.8

144

148

152

156

160

164

168

172

176

180

184

188

168.3

2009 2010 2011 2012 2013 2014

NAMO: 182.5

159.7

… … … 2024

msnm

NAMINO: 144.0

Niveles recomendados de operación (NRO)


Nivel registrado

178.3… … …… … ……

…

………

174.5


B-1

ANEXO B CONSIDERACIONES SOBRE EL CÁLCULO DEL MARGEN DE RESERVA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

B.1 Introducción La confiabilidad de un sistema eléctrico se define en términos generales en función del desempeño observado para suministrar la demanda de potencia y energía de los consumidores, durante un periodo de tiempo prolongado, de acuerdo a los estándares establecidos de operación —voltaje, frecuencia, continuidad del servicio, entre otros—. La confiabilidad de un sistema interconectado puede medirse en términos de la frecuencia, duración y magnitud de los efectos adversos que imposibilitan el suministro de energía eléctrica. A nivel mundial las empresas eléctricas han adoptado diversos indicadores para medir la confiabilidad, sin embargo todos ellos recaen en dos aspectos funcionales del sistema eléctrico:

1. Nivel de reserva adecuado (Adequacy).- Habilidad del sistema para suministrar los requerimientos totales de demanda y energía a los consumidores en cualquier instante. Se consideran las salidas programadas y forzadas de los elementos que lo conforman

2. Seguridad (Security).- Capacidad para soportar disturbios repentinos como cortos

circuitos o pérdidas de elementos que representen contingencias de gran impacto Respecto al primer concepto el operador del sistema siempre tendrá disponible los recursos necesarios para mantener el balance generación-demanda, a partir de la infraestructura de generación y transmisión disponible. En el segundo se deberán analizar los requerimientos de reserva operativa para mantener la seguridad ante posibles desbalances en tiempo real. Independientemente del método utilizado para evaluar el nivel de reserva requerido, este debe cumplir con los criterios de planificación y operación establecidos en cada empresa eléctrica, país o sistema interconectado. Como referencia, se citan los valores de reserva de dos organismos importantes a nivel internacional, no obstante, las magnitudes de los márgenes referidos están en función de las metodologías, conceptos y criterios particulares.

1. La asociación de empresas eléctricas más importante de Europa —UCTE (Union for The Coordination of Transmission of Electricity) vigente hasta julio de 20095

/—, considera adecuada una reserva de capacidad (Spare capacity) de 5% después de descontar todos los factores que afectan la disponibilidad del parque de generación. La reserva debe cubrir un riesgo de déficit de capacidad de 1% garantizando la operación del sistema en 99% de los eventos o estados operativos que se presenten

2. En EUA, las regiones que conforman el NERC (North American Electric Reliability Corporation) han establecido márgenes de reserva con valores alrededor de 12%, considerando únicamente la capacidad disponible, la cual debe ser suficiente para garantizar un nivel de confiabilidad, medido en términos de la probabilidad de pérdida de carga (LOLP por sus siglas en inglés), no mayor a un día cada 10 años

5/ A partir de esta fecha ENSTO_E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) asume todas las tareas operacionales de las 6 TSO existentes, incluyendo al UCTE


B-2

En ambos casos, estas organizaciones reportan las evaluaciones de los niveles de reserva y de confiabilidad para los periodos de verano e invierno del año en curso, así como el pronóstico para un horizonte de 10 años. B.2 Criterios de planificación de un sistema eléctrico El sistema eléctrico se diseña y opera con la finalidad de suministrar energía eléctrica a costo mínimo con niveles adecuados de confiabilidad y calidad. La reserva tiene por objeto garantizar el nivel de confiabilidad adecuado que requiere el servicio. Sin embargo, a mayores niveles de confiabilidad se requieren mayores inversiones. El punto de equilibrio se alcanza cuando el incremento en costos de inversión y operación sobrepasa los beneficios que proporciona la confiabilidad. Por tanto, el desarrollo del sistema se define de manera que el incremento en los costos de expansión (inversión y operación) sea compensado por el valor marginal de la confiabilidad, medido en términos del beneficio que se logra al reducir las interrupciones esperadas del servicio, según se muestra en la figura B.1.

Optimización entre costos y el nivel la confiabilidad de un sistema eléctrico

Figura B.1 Por su aplicación e interpretación sencilla, la Junta de Gobierno de CFE decidió adoptar ciertos criterios para evaluar la confiabilidad del suministro eléctrico del sistema: el MR de capacidad y el MRO. El margen de reserva se define como la diferencia entre la capacidad efectiva y la demanda máxima coincidente del sistema eléctrico, expresado como porcentaje de la demanda máxima. Asimismo, el margen de reserva operativo es otro indicador de la capacidad de reserva y se define como la diferencia entre la capacidad disponible y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada como porcentaje de la demanda máxima.

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 0.5 1 1.5 2 2.50 ReservaLOLP alto

Reservaóptima

+ Reserva-LOLP

Costo para la economía de la energía no suministrada (falla)

Costototal(inversión, operación y falla)

Costo de inversión y operación

Nivel de confiabilidad

Reserva de capacidad ( + )

( + )

( - )

( - )Costo


B-3

Cuando un sistema eléctrico dispone de un MR aceptable y se cuenta con los recursos necesarios para el mantenimiento de las unidades generadoras, así como para atender las fallas que normalmente ocurren, aumentará su flexibilidad para enfrentar eventos críticos o contingencias mayores, tales como:

Desviaciones en el pronóstico de la demanda Aportaciones bajas a centrales hidroeléctricas Retrasos en la entrada en operación de nuevas unidades Fallas de larga duración en unidades térmicas

La capacidad del sistema está sujeta siempre a indisponibilidades como consecuencia de salidas programadas de unidades generadoras por mantenimiento, fallas, degradaciones y causas ajenas. Por tanto, para alcanzar un nivel de confiabilidad adecuado en todo momento, la capacidad de generación debe ser mayor que la demanda máxima anual. En sistemas aislados o débilmente interconectados los requerimientos de reserva de capacidad se determinan de manera individual, en función de sus curvas de carga y demandas máximas. B.3 Consideraciones sobre la demanda de potencia El perfil de la demanda se asocia con la manera en que los distintos tipos de usuarios utilizan la energía eléctrica. Durante un mismo día el sistema eléctrico presenta diferentes niveles de carga, destacándose algunas horas en que ésta alcanza su mayor valor. Por ejemplo, en el SIN la punta de la demanda se presenta entre las 20 y 22 horas. En las áreas del norte dicho máximo se registra por la tarde entre las 15 y 17 horas, mientras que en los sistemas del sur se presenta por la noche entre las 20 y 22 horas. Fuera de estos periodos, la carga en los sistemas es menor, aunque en los últimos años el perfil de la demanda ha reducido su diferencia entre las horas de punta con las de carga intermedia o base. Tomando en cuenta estos patrones de comportamiento, el SIN se puede subdividir en Interconectado Norte e Interconectado Sur. El diseño del sistema eléctrico considera el requerimiento de suministro en todos los niveles de demanda. En México como práctica común se reporta el margen de reserva para el momento de ocurrencia de la demanda máxima del SIN, sin embargo, en las diferentes regiones existen puntos de operación donde la demanda regional es mayor a la considerada en el momento de la demanda máxima del SIN. Por lo anterior, se debe asegurar la disponibilidad de capacidad a nivel regional a fin de atender tanto la demanda punta de las áreas como la del SIN. B.4 Parque de generación Los equipos eléctricos, como los de cualquier otro tipo, requieren mantenimiento después de cierto periodo de operación. Esto permite recuperar los estándares de diseño operativo, si bien no los correspondientes a equipos nuevos, sí acercándose a ellos. Además permite reducir la posibilidad de falla y por tanto reestablecer los estándares de disponibilidad. Sin embargo, existen otro tipo de factores que inciden sobre el equipo eléctrico y sobre los cuales no se tiene control. Por ello se debe prever su ocurrencia, de manera de disponer de suficiente capacidad para atender la demanda del sistema aun en esas condiciones.


B-4

Cada tipo de tecnología de generación presenta diferentes comportamientos que influyen en la capacidad efectiva de los equipos de generación, los cuales se describen en las secciones siguientes: Termoeléctricas. Uno de los factores que afectan la capacidad del parque termoeléctrico de generación es la temperatura, particularmente en tecnologías a base de gas donde la temperatura de gases de admisión influye en la potencia de salida de las máquinas. Por ejemplo, en la hora de ocurrencia de la demanda máxima del verano de 2008, la degradación térmica del parque de CFE fue superior a 2,700 MW, 7.3% de la capacidad instalada. Hidroeléctricas. El nivel del agua en los embalses determina la potencia de salida de los generadores. La energía potencial aprovechable depende de la carga hidráulica. Así, el día de la demanda máxima en 2008, la degradación hidráulica por nivel fue de 805 MW, valor equivalente a 2.3% de la capacidad de CFE. En el caso de centrales hidráulicas, la disponibilidad del energético primario afecta la capacidad efectiva de las máquinas, ya sea por las condiciones naturales del recurso hidrológico, o bien por la administración del agua por la CNA. En el noroeste del país donde se tiene una capacidad hidroeléctrica de 941 MW, las condiciones hidrológicas del verano y el manejo del recurso por parte de la CNA sólo permiten un aprovechamiento del orden de 300 MW, menos de la tercera parte de dicha capacidad. Una situación similar, aunque en menor grado, se presenta en el resto de las áreas donde se tienen instaladas centrales de este tipo. Geotermoeléctricas. Después de varias décadas de explotación de los campos geotérmicos, el de Cerro Prieto en Baja California con más de 30 años de explotación ha registrado una disminución en los niveles de producción de vapor, de 6,200 ton/h a 5,000 ton/h, lo que afecta directamente en la disponibilidad de capacidad del parque geotermoeléctrico. De los 720 MW instalados, en 2008 sólo se dispuso de 620 MW. Esta situación se agravará en el mediano plazo ya que los estudios de los yacimientos de vapor indican una reducción futura en la producción del recurso. Para el campo de Los Azufres en Michoacán, con 27 años en operación, se prevé en el mediano plazo una declinación del campo sur, lo que reducirá la capacidad aprovechable para generar energía eléctrica. Eoloeléctricas. Dada la naturaleza aleatoria de la generación de energía eléctrica proveniente de las granjas eoloeléctricas, este tipo de centrales presenta un reto importante en la determinación de su contribución a la reserva del sistema. Para los proyectos programados en la región del Istmo de Tehuantepec, el mayor potencial de despacho se obtendría en el invierno, mientras que la demanda máxima del SIN ocurre durante el verano. A la fecha, para el cálculo del margen de reserva se ha considerado un rango de 10% a 20% de la capacidad instalada de estos recursos. Remoción de operación comercial (Mothball). Existen condiciones particulares en las cuales centrales antiguas o ineficientes ya no se incorporan en el despacho económico por periodos prolongados de tiempo, sin embargo las instalaciones permanecen sin desmantelarse y en condiciones de inspección y con personal mínimo a fin de reincorporarlas en el momento que se requiera. Tal esquema de retiro de operación comercial se denomina Mothball y se ha implementado desde hace varios años en otros sistemas eléctricos en el mundo6

6/ Reliability of the Bulk Electricity Supply in North America, 2004 SUMMER ASSESSMENT, NERC May 2004; and SYSTEM ADEQUACY METHODOLOGY, UCTE, January, 2009.

/. Su objetivo es mantener disponibilidad, al menos en el corto plazo, frente a situaciones no previstas que pudieran


B-5

requerir dicha capacidad, hasta que se disponga de refuerzos en la red de transmisión o se incorporen nuevos proyectos de generación. Este bloque de capacidad no debe considerarse como parte de la reserva del sistema. B.5 Margen de reserva global y regional La potencia que se genera en las plantas eléctricas, se distribuye en el sistema de acuerdo con criterios de despacho económico, así como a la configuración, características y restricciones de la red. Mantener un margen de reserva dentro de los estándares establecidos, permite al operador del sistema interconectado enfrentar condiciones de falla de elementos de generación o transmisión, condiciones hidrológicas adversas y crecimientos imprevistos en la demanda principalmente. La atención de la demanda se logra con los recursos locales de generación y con la participación de aquellos disponibles en las otras regiones del sistema, vía la red de transmisión. En el caso hipotético donde no existieran restricciones de transmisión, la reserva se podría compartir y el margen de reserva sería el mismo en cada una de las regiones. No obstante, las regiones en un sistema eléctrico se interconectan mediante líneas de transmisión, cuyas capacidades dependen de sus propias características físicas, como nivel de voltaje, longitud, características de conductores, etc., así como por la robustez del sistema en las regiones que enlazan. La capacidad de transmisión de la red puede determinarse de modo individual o por grupos denominados corredores o compuertas de transmisión. Así, 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 El límite de transmisión, es el valor máximo de potencia eléctrica que puede intercambiarse entre una o más regiones, preservando la seguridad en la operación del sistema eléctrico en su conjunto y previendo la ocurrencia de falla de algún elemento de transmisión o generación. En la figura B.2 se muestra la red principal de interconexión del SEN. En el caso del SIN se identifican tres enlaces de interconexión entre los sistemas Norte y Sur: Huasteca-Monterrey, Aguascalientes-Saltillo y Tepic-Mazatlán.


B-6

Red principal de interconexión del sistema eléctrico nacional

Figura B.2

En la actualidad, la mayor capacidad que es posible transferir entre el norte y el sur es de 2,700 MW aproximadamente. Esta situación impide compartir plenamente los recursos de generación entre estos sistemas, ya que mientras el Interconectado Norte requiere generación para tener niveles de reserva aceptables, el del sur cuenta con recursos excedentes que no pueden transferirse al norte por restricciones en la transmisión. Asimismo, en función de las variaciones estacionales y horarias de la demanda, se presentan condiciones de operación donde se alcanzan el (los) límite(s) de capacidad de los enlaces entre regiones, los cuales se manifiestan como restricciones que impiden la transferencia de capacidad hacia las regiones deficitarias, cuyos márgenes de reserva resultarán por debajo del MR global, en tanto que en otras se tendrán excedentes de capacidad y con MR superior. Este caso se presenta durante la demanda máxima en las áreas del norte, particularmente para la demanda coincidente de las áreas Norte y Noreste. En esta condición el MR para el Interconectado Norte resultará menor al del SIN, mientras que en el Sur tendrá un valor mayor. Por tanto, disponer de márgenes de reserva globales altos, no significa necesariamente que sea la adecuada en todas las áreas del sistema. En las áreas del norte, las mayores demandas se presentan en verano, debido en gran medida a las condiciones climáticas. En este periodo, cuando el sistema requiere de la mayor disponibilidad de capacidad, ésta se ve disminuida por las altas temperaturas, particularmente la de centrales que operan en base a gas natural. Lo anterior agrava las necesidades de capacidad del Interconectado Norte en los periodos de verano.

Azcárate (EPECO)

Eagle Pass(AEPTCC)

JUI

CTS

ChetumalESA

VillahermosaDBC

MMT

MPS

Laredo(AEPTCC)

(AEPTCC)

Brownsville

(AEPTCC)

Diablo (EPECO)

El Fresnal(PTECI) (PEEECo)

Oaxaca

Morelos YTP

Imperial Velley

(SDG & E, IID)

Op. 230kV

VAD

A BELICE

Op. 230kV

Miguel(SDG & E)

Tehuantepec

A Sharyland

TIC

Cancún

Mérida

ANG

PEATMD

Poza Rica

TCL

Puebla

Zihuatanejo

Acapulco

Veracruz

Lázaro Cárdenas

Manzanillo

MTAMorelia

ALT II

Tampico

REC CBD

LAM

Saltillo

San Luis Potosí

TMZLeón

IrapuatoSLM

QRO.

Guadalajara

TepicAPT

KDA

PMY

ZacatecasMazatlán

Culiacán Durango

TRS

Torreón

Monclova

ENO

Los MochisTPO

Cd. Obregón

Guaymas

HLI

Hermosillo

SYCCananea

PLD

HAE

Mexicali

Ensenada

Loreto

GAO

PUP

COR

La Paz

ADC

San Luis de la Paz

OLA

ELP

EFR

Juárez

LVD

Tapachula

Aguascalientes

Piedras Negras

Reynosa

Tuxtla

Riviera Maya

Cozumel

Colima

NuevoLaredo

Valles

Tijuana

Ciudad deMéxico

Niveles de Tensión400 kV230 kV161 kV, 138 kV y <34.5 kV115 kV

JOM

Vallarta

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

680 MW

1,400 MW

450 MW

1,000 MW

3,250 MW

780 MW

2,600 MW

EDO

SAU

Pueblo Nuevo

Los Cabos

Monterrey

Matamoros

Camargo

HCP

Chihuahua

MoctezumaOp. 230kV


B-7

En la figura B.3 se ejemplifica la diferencia del MR en el Interconectado Norte con respecto al global del SIN, en la condición de la demanda máxima del Norte y Noreste (NOINE). En el análisis se ha considerado la degradación de capacidad por temperatura.

Margen de reserva (%) en los sistemas Interconectado Norte e Interconectado Nacional

Figura B.3 Por todo lo expuesto, uno de los objetivos en la planificación, es lograr que el margen de reserva en todas las regiones del sistema sea aceptable. Para equiparar los márgenes en cada una de las regiones se requiere la instalación de capacidad de generación local para cumplir con el criterio de reserva, o bien la construcción de refuerzos de transmisión que incrementen los límites de transferencia entre regiones. La decisión involucra muchas variables técnicas y económicas —muchas de ellas con alto grado de incertidumbre—, las cuales deben considerarse en los análisis de planificación del sistema eléctrico: disponibilidad de recursos energéticos primarios en cada región, infraestructura para recepción y transporte de combustibles, política energética, entre otros.


B-8

B.6 Adecuación del método para medir la reserva del Sistema Interconectado Nacional

El valor reportado actualmente en CFE como MR es un indicador que resulta adverso desde el punto de vista conceptual, ya que se calcula con base en la capacidad efectiva nominal total del parque de generación, mientras en la mayoría de las empresas eléctricas se consideran diferentes factores que disminuyen la potencia entregable de las unidades generadoras. Existen diversos factores que afectan la capacidad del parque de generación, los cuales deben incluirse en el cálculo para evaluar la confiabilidad del sistema de una manera efectiva. Por lo anterior, es importante considerar en el cálculo del MR las características del parque de generación, así como de las de la red de transmisión que hasta ahora —en afán de simplificar su comprensión— no han sido incorporados. Además, la capacidad —y por tanto la demanda— debe utilizarse en valores netos en virtud de los siguientes factores:

1. La carga de los usos propios se requiere sólo cuando la unidad se asigna para operar y entregar potencia al sistema.

2. Cuando una unidad se encuentra en mantenimiento o falla total, el suministro para usos propios ya no se requiere, por lo cual tendría que descontarse de la demanda cuando se consideran valores brutos

3. La potencia requerida por los auxiliares no tiene impacto en los flujos a través de las líneas de transmisión

Adicionalmente, deben considerarse los aspectos relativos a condiciones operativas, administrativas y climáticas que afectan las capacidades de las unidades de generación, las cuales modifican su comportamiento y por consecuencia disminuyen su contribución a la reserva del sistema. A partir de la definición de capacidades efectiva y disponible, se describen los parámetros que deben incorporarse en el cálculo de margen de reserva: Capacidad efectiva.- La máxima potencia activa que puede producir una central en condiciones normales de manera continua a lo largo de un periodo de operación. Se entiende como condición normal, en el caso de plantas térmicas, condiciones de temperatura media así como disponibilidad plena de combustible. Para las centrales hidroeléctricas y eoloeléctricas se refiere a la máxima disponibilidad de la energía primaria: estados óptimos de agua y viento. Capacidad indisponible.- Teóricamente una central eléctrica puede entregar potencia al sistema hasta el valor nominal de diseño, sin embargo esta condición no siempre se cumple por diferentes razones. La capacidad indisponible corresponde a aquella parte de la capacidad instalada que no podrá ser entregada como potencia al sistema de manera confiable y cuya condición de indisponibilidad se conoce con cierto grado de certeza. La reducción de capacidad efectiva puede atribuirse a las siguientes causas: 1. Para las tecnologías a gas, la altitud del sitio y la temperatura ambiente impactan de manera importante en la potencia de salida de las máquinas y en menor medida en la eficiencia. Contrario a lo requerido, la capacidad disminuye por la temperatura ambiente en los meses de verano, cuando la demanda registra los valores máximos del año.


B-9

2. Limitación en las centrales eléctricas por decisiones predefinidas por los operadores de las plantas, centros de control o por políticas de energía o ambientales; por modernización o problemas de construcción:

• Declaradas fuera de operación comercial (Mothball) pero cuyas instalaciones no se desmantelan, por lo cual pueden ser reincorporadas al sistema cuando se requiera

• Restricciones de despacho por condiciones ambientales • Centrales modificadas para generar con combustibles alternos

3. Restricciones temporales del sistema de generación:

• Imposibilidad para proporcionar mayor potencia por restricciones de red • En condiciones multi-operativas que limitan la generación de energía eléctrica en favor

de otros propósitos como la extracción de vapor en sistemas de Cogeneración 4. Limitación en la central debido a restricción del suministro de combustible:

• Decremento de capacidad por combustibles de baja calidad o características diferentes a las especificadas

5. Limitaciones en la disponibilidad del recurso primario:

• Centrales hidroeléctricas con decremento de capacidad debido a bajos niveles de los embalses

• Variaciones estacionales de escurrimientos en centrales hidroeléctricas a hilo de agua • Restricciones operativas aguas abajo de centrales hidroeléctricas • Declinación de la producción de vapor en campos geotérmicos • Variación estacional e intermitencia horaria de la velocidad del viento en granjas

eoloeléctricas Mantenimiento e inspecciones técnicas.- Capacidad de generación indisponible por inspección o mantenimiento programado. Incluye la recarga de combustible nuclear. Salidas forzadas.- Son los valores esperados de capacidad no disponible por falla. En el corto plazo existe mayor certidumbre en el comportamiento operativo de las unidades para determinar las unidades con mayor probabilidad de falla, por lo cual se utilizan indisponibilidades de falla del último año registrado, en caso de no haberse programado inspección y/o mantenimiento para resolver el problema.

En el largo plazo crece la incertidumbre por lo cual se utilizan valores esperados de salidas forzadas determinados con base en la estadística en la cual se eliminan los registros atípicos de comportamiento operativo. A la indisponibilidad por falla, se incorporan los valores estadísticos de decremento y causas ajenas.

Demanda interna firme.- Corresponde al pronóstico de la demanda de potencia de los usuarios en el sistema eléctrico y las pérdidas en la red de transmisión ocasionadas para la atención de dicha demanda. No se incluye el consumo propio de las centrales —equipos auxiliares, motores, bombas, etcétera—. La suma de potencias netas entregadas por las centrales, equivalen al pronóstico de demanda neta mensual coincidente del interconectado según el estudio del mercado eléctrico, la cual corresponde al valor máximo integrado. En los valores netos del mercado se incluyen las pérdidas técnicas del sistema. En el cálculo se deben agregar las capacidades provenientes de importación, y restar la potencia de exportaciones a otros países.


B-10

Demanda interrumpible.- En función de los criterios de despacho, el nivel de demanda se ajustará con la Demanda Interrumpible definida para cumplir con los requerimientos de reserva de planeación o de operación. Este tipo de demanda se refiere a la carga —establecida en contratos— con posibilidad de ser interrumpida en los periodos de demanda máxima por medio del control directo del Operador del Sistema o por acción del consumidor a solicitud directa del Operador. Las cargas que se pueden interrumpir para cumplir con los requerimientos de reserva de planeación o de operación se deben reportar como Demanda Interrumpible. En la figura B.4 se muestra gráficamente el resumen de los conceptos para determinar la reserva de capacidad en MW. Una vez definida la capacidad disponible, el margen de reserva en porcentaje se determina con la reserva de capacidad obtenida y la demanda interna firme.

Determinación de la reserva de capacidad

Nota: La demanda interna firme se ajusta con el valor definido como demanda interrumpible

Figura B.4

Procedimiento de cálculo.- El margen de reserva se determinará mediante la relación:

MR = Capacidad disponible (CD) – Demanda interna firme (DI) Demanda interna firme (DI)

Donde, CD = CE – DCTO – MTTO – SF – FOC – DHNV – LRP CE Capacidad efectiva neta DCTO Decremento por temperatura MTTO Mantenimiento e inspección programados

Capacidad bruta efectiva

en sitio

Usospropios

Decrementos Salidas forzadas

Mantenimiento e inspección

Capacidad disponible

Demanda máxima interna

Demanda interrumpible

Demanda interna firme

Reserva de capacidad


B-11

SF Salidas forzadas por falla FOC Fuera de servicio temporal, sin desmantelamiento de las instalaciones (Mothball) DHNV Decremento de capacidad hidroeléctrica por bajos niveles o volúmenes de los

embalses LRP Decremento por limitación de la disponibilidad del recurso primario e intermitencia del

mismo DI Corresponde a las potencias netas demandadas por los usuarios más las pérdidas

técnicas por transmisión y ajustada por la demanda interrumpible Esta revisión surge en virtud de que los indicadores actualmente utilizados en CFE para medir la reserva del sistema eléctrico, no puede ser comparada con la de empresas eléctricas de otros países ya que se determinan con metodologías diferentes. El objetivo es proponer una metodología que incorpore conceptos aceptados internacionalmente para reflejar mejor la disponibilidad de capacidad a fin de atender la demanda máxima a nivel nacional y regional.


C-1

ANEXO C SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA ZONA METROPOLITANA DEL VALLE DE MÉXICO

C.1 Antecedentes históricos En un inicio la aplicación de la energía eléctrica se orientó a la actividad industrial, siendo el motor eléctrico un medio más flexible en comparación con los convencionales como el empleo del vapor, para contar con la fuerza motriz necesaria en procesos tales como la explotación minera, producción textil y otras ramas manufactureras. De manera simultánea se obtenían progresos en la aplicación de energía eléctrica en la telegrafía, transporte y lámparas para iluminación entre otras. La electricidad se introdujo en México de una manera masiva a finales del siglo XIX. Esta industria, junto con las de minería, comunicaciones y transportes fueron las más beneficiadas por las políticas económicas que el Estado fomentaba con urgencia, pues había que abrir rápidamente las puertas del progreso. Una primera aplicación de la energía eléctrica en el Valle de México ocurrió durante el régimen de Porfirio Díaz. En esas fechas se instaló por primera vez alumbrado en la Plaza de la Constitución, la Alameda Central y las principales vías de la ciudad de México. En el centro del país se estableció la empresa The Mexican Light and Power Company, de origen canadiense, la cual en una etapa inicial atendía a la industria de la capital y el sistema de transporte de tranvías y para 1910 generaba 40 MW que constituían 80% del total a nivel nacional, donde destacó el primer gran proyecto hidroeléctrico: la planta Necaxa que actualmente continúa en operación. En 1937 solo 38% de la población del país contaba con el servicio de electricidad, el cual era de mala calidad, para las empresas eléctricas el mercado lucrativo consistía principalmente en usuarios en zonas urbanizadas e industria. Sin embargo, las poblaciones rurales que constituían alrededor de 11 millones de habitantes no contaban con el servicio. Debido a lo anterior, el gobierno federal creó, el 14 de agosto de 1937, la Comisión Federal de Electricidad que tendría por objeto organizar y dirigir un sistema nacional de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, basado en principios técnicos y económicos, sin propósitos de lucro y con la finalidad de obtener con un costo mínimo, el mayor rendimiento posible en beneficio de los intereses generales (Ley promulgada en la ciudad de Mérida, Yucatán el 14 de agosto de 1937 y publicada en el Diario Oficial de la Federación el 24 de agosto de 1937). Un proyecto de generación relevante de CFE que suministraría electricidad al Valle de México era el sistema hidroeléctrico Ixtapantongo (Sistema Miguel Alemán), ubicado en el Estado de México. En 1960 CFE aportaba ya 54% de los 2,308 MW de capacidad instalada, la empresa Mexican Light and Power Company 25%, la American and Foreign Power Company 12%, y el resto de las compañías en el país 9 por ciento. Posteriormente, el 27 de septiembre de 1960 el presidente Adolfo López Mateos decidió nacionalizar la industria eléctrica; a partir de entonces se comenzó a integrar el Sistema Eléctrico Nacional, lo que extendió la cobertura del suministro y aceleró la industrialización.


C-2

El gobierno adquirió The Mexican Light and Power Company, la American and Foreign Power Company y creó la Compañía Mexicana de Luz y Fuerza Motriz con 19 plantas generadoras que servían al Distrito Federal y a los estados de Puebla, México, Michoacán, Morelos e Hidalgo. En 1963 se modificó la denominación social a Compañía de Luz y Fuerza del Centro, S.A. (CLyFC) que tan sólo 11 años después iniciaría su liquidación, en 1974. La industria eléctrica en México se fue desarrollando en sistemas aislados, en donde cada uno operaba a distintos niveles de voltaje, obedeciendo a especificaciones europeas o estadounidenses. Ante la necesidad de integración del Sistema Eléctrico Nacional para mejorar la confiabilidad en el suministro CFE definió y unificó los criterios técnicos normalizando los voltajes de operación y la frecuencia a 60 Hz, con la finalidad de estandarizar los equipos, reducir sus costos y los tiempos de fabricación, almacenaje e inventarios. En 1985 CFE y CLyFC firmaron el Convenio de Delimitación de Zonas, donde la zona de influencia de la segunda quedó reducida en más de 50% de su extensión original; zonas de Michoacán y Guerrero pasaron a manos de CFE y se determinó un polígono de influencia de CLyFC. En 1994 un decreto presidencial descentralizó CLyFC y la transformó en Luz y Fuerza del Centro, con personalidad jurídica y patrimonio propio, conservando la zona de influencia asignada. Recientemente, el 11 de octubre de 2009 mediante decreto presidencial se declara la extinción de LyFC, siendo ahora CFE la responsable del suministro de energía eléctrica en todo el país. C.2 Delimitación geográfica de la Zona Metropolitana del Valle de México La demarcación del área de servicio para la ZMVM que ahora atiende CFE corresponde a la determinada en el convenio de 1985 entre CFE y CLyFC en donde se determinaron de manera explícita los municipios y estados a los cuales pertenecería dicha zona. Este polígono comprende el Distrito Federal y cuatro estados que colindan geográficamente con la ciudad de México; su extensión ocupa un área de 20,531 km2 y cubre: 16 Delegaciones del Distrito Federal 82 Municipios del estado de México 48 Municipios de Hidalgo 3 Municipios de Puebla 2 Municipios de Morelos Para ilustrar la delimitación geográfica se presenta la figura C.1.


C-3

Delimitación geográfica de la ZMVM

Figura C.1 A pesar de que el área de atención solo abarca 1% del territorio nacional, la importancia del sistema eléctrico de la ZMVM reside en que representa un porcentaje considerable del total de demanda, energía y número de clientes del país, debido en gran medida a la participación económica de la zona en la economía nacional. Los porcentajes de participación se muestran en la figura C.2.

Participación del sistema eléctrico de la ZMVM1

1/ Información al cierre de 2008 2/ Se estima considerando la demanda máxima del SIN

Figura C.2

DistritoFederal

Estado de México

Estado deGuerrero

Estado deMorelos

Estado de Hidalgo

Estado de Puebla

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

ZMVM Resto del SEN

Extensión territorial

Demanda 2 EnergíaDisponible

Clientes

99%

1%

22.7%

77.3% 79.5% 81.2%

20.5%18.8%


C-4

C.3 Características del sistema eléctrico existente en la Zona Metropolitana del Valle de México

C.3.1 Transmisión, Subtransmisión y Distribución La infraestructura de transmisión instalada está integrada en primer lugar por un doble circuito en el nivel de tensión de 400 kV, el cual se extiende geográficamente en la ZMVM formando un anillo, que representa la red troncal; en este nivel se tienen 16 enlaces externos (líneas de transmisión) que provienen de fuentes de generación lejanas con distancias mayores a 200 km, además de cinco enlaces externos en el nivel de tensión de 230 kV. Ver figura C.3. La energía proveniente de los enlaces externos es recibida en subestaciones de potencia, las que a través de la transformación alimentan a la red de subtransmisión en 230 kV; internamente se tienen múltiples circuitos en 230 kV que en su mayoría forman anillos e interconectan subestaciones reductoras con bancos 230/85 kV y 230/23 kV hacia el nivel de distribución. La red en el nivel de voltaje de 85 kV está dedicada para suministro a clientes con demandas de tipo industrial y comercial, sin embargo, en ciertos sectores se tiene red en este nivel de tensión que suministra energía a bancos de distribución 85/23 kV, y permite apoyar la subtransmisión y distribución. Actualmente el suministro en la red de distribución se realiza por medio de circuitos radiales en el nivel de tensión de 23 kV, alimentados precisamente por las subestaciones con relación de transformación 230/23 y 85/23 kV. Debido al rezago constructivo y al requerimiento de nuevos servicios de suministro de energía que es necesario atender, la extinta LyFC instaló nuevas subestaciones de distribución de tipo móvil, consistentes en equipo de transformación y alimentadores en distribución que requieren un menor esfuerzo de obra civil y con aplicación temporal, sin embargo su capacidad es menor a una subestación convencional. Estas subestaciones se ubican típicamente debajo de los circuitos de 230 y 85 kV, y su aplicación resuelve temporalmente el servicio a clientes, en tanto se construye la subestación definitiva. En la red Troncal de 400 kV se tienen instalados Compensadores Estáticos de VAr (CEV) que apoyan al soporte de voltaje local en la ZMVM, durante la condición normal de operación y durante la eventual salida de algún circuito en el nivel de tensión de 400 kV. Las subestaciones Texcoco, Topilejo y Nopala cuentan con CEV en el nivel de 400 kV con capacidad de 300 MVAr capacitivos y 90 MVAr inductivos cada uno, y Cerro Gordo con un CEV en 230 kV con capacidad de 300 MVAr capacitivos y 75 MVAr inductivos. Adicionalmente las subestaciones de distribución tienen compensación capacitiva fija en el nivel de tensión de 23 kV y 85 kV, con un total de 2,634 MVAr instalados; sin embargo su capacidad disponible se ve reducida en la práctica, debido a que no se han rehabilitado parte de estos capacitores.


C-5

Enlaces externos hacia la Zona Metropolitana del Valle de México

Figura C.3 C.3.2 Generación Internamente en la ZMVM las principales fuentes de generación son: la central Valle de México con una capacidad efectiva instalada de 999.3 MW y la central Tula con una capacidad efectiva instalada de 2,034.6 MW. La figura C.4 muestra su ubicación geográfica. Adicionalmente, se tiene generación local de menor escala y eficiencia, así como de mayor costo operativo que apoyan ante condiciones de máxima demanda o emergencia, y consiste en las unidades turbogás ubicadas en Nonoalco, Lechería y Valle de México con 548 MW de capacidad efectiva. Por otra parte, existe generación de tipo hidroeléctrico disponible formada por las centrales Necaxa, Patla, Tepexic, Lerma y plantas pequeñas que en conjunto tienen una capacidad efectiva de 288 MW. Por otro lado, la central Jorge Luque a 4 kilómetros al sur de la subestación Victoria, debido a sus altos costos operativos y antigüedad ha sido retirada por CFE a raíz de la extinción de LyFC; su ubicación representa un punto estratégico para la generación de energía interna y por tal razón se tiene en programa ubicar nueva generación aprovechando el sitio existente. Los puntos principales de generación externos a la ZMVM que constituyen 67% de la energía total requerida se ubican en: la región Sureste con aportación del parque hidroeléctrico del sistema Grijalva, las zonas de Tuxpan y Poza Rica con las centrales de ciclo combinado y térmica convencional, la zona Lázaro Cárdenas con centrales del tipo Dual (combustóleo o carbón) y centrales hidroeléctricas (Infiernillo y Villita), y finalmente la contribución de la región Huasteca con la generación del ciclo combinado de Tamazunchale que es la más reciente.

N

T

H

T

H

T

H

T

T

H

T

T

Tula

Santa CruzTopilejo

Nopala

Bernabé

Tecali

Ojo de Agua Pot.

Altamira

Laguna Verde

Poza Rica II

Puebla II

Acatlán

Tepic II

Atequiza

Tesistán

a Mazatlán II

Manzanillo

Mazamitla

Carapan

Aguamilpa

Zocac

PetacalcoLázaro Cárdenas

Potencia

VillitaInfiernillo

Pitirera

DañuZimapán

Donato Guerra

Salamanca

Temascal II

Texcoco

QuerétaroPotencia

LorenzoPotencia

La Paz

YautepecPotencia

Victoria

La Manga

El Potosí Champayán Puerto Altamira

Cerro de Oro

San MartínPotencia

Tamos

Cañada

AguascalientesPotencia

Almoloya

Primero de Mayo

Enlace a 400 kV

ZMVM

Enlace a 230 kV

Teotihuacan

Hid

roel

éctr

icas

del

Sure

ste

Querétaro Maniobras

Tianguistenco

Zapata

Tres Estrellas

Tuxpan

Tamazunchale

El Cajón

a Güémez

AnáhuacPotencia


C-6

Principales puntos de generación local en la ZMVM

Figura C.4 No obstante el parque de generación instalado, la mayoría de las centrales eléctricas se han envejecido y degradado, con equipos con antigüedad de hasta 100 años como es el caso de la central Necaxa. Esto se ve reflejado en la disponibilidad de la capacidad ante la demanda máxima del área. Históricamente en los últimos 5 años se ha tenido un despacho medio de generación de 2,697 MW para esta condición de demanda, lo cual representa 31.9% de la demanda total. Recientemente se instaló el proyecto denominado Generación Distribuida (GD) que consiste en 14 unidades turbogás de 32 MW (total 448 MW), faltando una de entrar en operación. La incorporación de la GD ha permitido reducir las pérdidas eléctricas técnicas, así como disminuir la carga en la transformación existente y proporcionar soporte de voltaje en forma local. Para determinar los sitios del proyecto de GD se consideraron fundamentalmente tres criterios: instalación cercana a bancos de transformación altamente cargados, disponibilidad de espacio en la subestación y factibilidad en el suministro de gas.

Central Tula

Central Valle de México

Centrales hidroeléctricasNecaxa, Tepexic y Patla

Generación Distribuida

AtencoEcatepecRemediosVictoria

Villa de las FloresCuautitlán

Coyotepec (2)VallejoCoapa

IztapalapaMagdalenaSanta Cruz


C-7

C.4 Condición operativa del área Central El Área de Control Central (ACC) forma parte de las ocho áreas de control que integran el sistema eléctrico del país y está encargada del suministro a la región Central y la ZMVM, donde esta última significa 90% de la demanda total del ACC. A continuación se describen aspectos en la operación. C.4.1 Comportamiento de la demanda La demanda del ACC presenta su máximo valor en invierno, particularmente en las dos primeras semanas de diciembre. Adicionalmente, en forma típica se presentan valores altos de demanda en las primeras semanas del año tal como se observa en la figura C.5, donde se grafican los registros de la demanda semanal histórica. La composición de la demanda de la ZMVM representa una mezcla entre cargas del tipo industrial, comercial y residencial.

Demanda máxima semanal instantánea registrada

Figura C.5


C-8

El crecimiento histórico del área Central en los últimos nueve años consiste en una tasa media anual de 2.05%; para los próximos 15 años se estima una tasa de crecimiento anual de 2.92% sin considerar el rezago existente en la atención de nuevos servicios. Ver figura C.6. Por lo tanto, es factible que ante el cumplimiento de estos servicios por parte de CFE, se alcancen tasas de crecimiento mayores durante los primeros 5 años.

Demanda máxima integrada del área Central

Figura C.6 Por ejemplo, la zona Pachuca corresponde a carga de tipo residencial e industrial, donde se tienen altas expectativas de crecimiento con nuevos desarrollos industriales como el Parque Industrial Reforma y Tulancingo; además actualmente cuenta con una importante demanda netamente industrial como son las empresas cementeras ubicadas al sur de Tula. Esta región incluye la ciudad de Pachuca, capital de estado. También en la zona Toluca hay una mezcla de carga de tipo residencial y en gran medida industrial y la demanda industrial fundamentalmente se concentra en la zona de Lerma; el crecimiento esperado se prevé hacia la parte norte de la ciudad de Toluca, en Totoltepec y San Cristóbal. Esta región incluye la ciudad de Toluca, capital de estado. Para la zona Cuernavaca que predominantemente comprende carga de tipo residencial y comercial, el crecimiento esperado en la demanda es el ubicado en la ciudad de Cuernavaca, también capital de estado. Adicionalmente, la zona norponiente tiene carga del tipo industrial, y se espera un crecimiento en puntos como Requena, Jorobas, Jasso, Coyotepec y Tepozotlán entre otros; el poniente del Distrito Federal tiene carga netamente industrial en la zona Vallejo, Lechería, La Quebrada, así

6,884

8,4358,565

13,187

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

12,000

13,000

14,000

1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

MW

h/h

Año

Histórico Pronóstico

Tasa anual histórica 1998-2008 = 2.05 %

Tasa anual pronosticada2009- 2024 = 2.92 %


C-9

como en la zona nororiente en Texcoco, Ecatepec y Cerro Gordo, que esperan crecimientos y cambios en el tipo de demanda con nuevos desarrollos habitacionales. Hacia el oriente del Distrito Federal existe una alta densidad de carga de tipo habitacional, como las localidades de Netzahualcóyotl, Chalco e Iztapalapa, y los puntos de crecimiento esperados son Tecomitl y Juchitepec entre otros. Otro punto con altas expectativas de crecimiento en desarrollos habitacionales se prevé para localidades como Tecamac y Zumpango en el estado de México, los cuales se ubican en la parte norte de la ZMVM. Finalmente, para el Distrito Federal se tienen expectativas relevantes de crecimiento comercial y habitacional, debido al crecimiento vertical que se está generando en la capital del país con nueva carga de este tipo. C.4.2 Situación en la operación La situación operativa actual se puede resumir en los siguientes puntos:

La deficiencia de generación local ocasiona una importación considerable de energía de los sistemas vecinos, lo cual ha provocado niveles bajos de margen de reserva operativo

Con el propósito de prevenir la reducción del margen de reserva local, es necesaria la entrada en operación de nuevos proyectos de generación local, tales como son Valle de México y Jorge Luque, los cuales ya están programados

El centro de operación del área Central ha implementado acciones de emergencia para anticipar los efectos de contingencias múltiples que pueden derivar en situaciones de operación críticas

Se han realizado programas de rehabilitación y modernización en unidades de las centrales Tula y Valle de México que permiten mejorar su disponibilidad y eficiencia; sin embargo, se presentan atrasos en los procesos de modernización y mantenimiento de otras unidades

Para apoyar el suministro de la energía se cuenta con compensación del tipo capacitiva fija en derivación (capacitores) en subestaciones de distribución; actualmente el incremento de capacidad se encuentra limitado, debido al espacio físico disponible en las instalaciones existentes

La red troncal en 400 kV se encuentra sometida en algunas horas del día a cargas altas, por lo que algunos corredores de trasmisión del área Central transmiten flujos altos de potencia

Dentro de la ZMVM se encuentran zonas industriales que provocan contaminación, esto conlleva al deterioro de torres y circuitos del sistema eléctrico, que en casos específicos son corredores de transmisión importantes ya que alimentan zonas de alta demanda industrial. Ello hace necesario su rehabilitación y recalibración

Existen centros de carga importantes en la ZMVM que dependen de una fuente o punto

de suministro, y no se cuenta con respaldo ante posibles fallas. Por ello es necesario reforzar la infraestructura eléctrica para la atención de este tipo de cargas


C-10

También existen centros de carga distantes alimentados con circuitos radiales; esta condición provoca que en algunos casos se observen niveles de voltaje bajos en el punto de recepción

Adicionalmente a lo mencionado, una parte considerable de las instalaciones de la ZMVM, que eran antes responsabilidad de LyFC, tienen más de 30 años de uso, lo cual es un factor de riesgo para el suministro ya que la probabilidad de falla es mayor. C.5 Planificación del área Central De acuerdo con los artículos 4º y 7º de la LSPEE, CFE es responsable de la planeación del SIN. Para dicho efecto la Subdirección de Programación de CFE ha determinado la infraestructura necesaria en la red Troncal del área Central y en los sistemas de subtransmisión de las zonas de la Región Central CFE (Altamirano, Atlacomulco, Ixmiquilpan, Valle de Bravo y Zitácuaro). Previo a su extinción, LyFC presentaba ante las autoridades sectoriales y hacendarias de manera independiente a CFE su propio programa de obras. Debido a que había instalaciones de CFE dentro del área de influencia de LyFC, se programaron algunos proyectos con obras comunes; es decir, era necesaria la ejecución de obras por parte de ambas entidades para lograr el objetivo del proyecto. Sin embargo, la mayoría de los proyectos sólo estaban a cargo de LyFC y representaban un alto porcentaje del universo de obras. En la actualidad el área de Planificación de CFE será la única encargada de estudiar y programar la infraestructura necesaria para atender las necesidades de suministro en el área que previamente LyFC tenía a su cargo. Para ello será necesario obtener información de la red principal, determinar el crecimiento de demanda a nivel zonas de distribución, así como integrar la información de puntos con carga reprimida por falta de infraestructura. C.6 Panorama en el corto y mediano plazos C.6.1 Acciones necesarias Ante la situación mencionada para la ZMVM, se requieren acciones a corto plazo para garantizar la continuidad del suministro, como son:

Aprovechamiento óptimo de la capacidad de generación instalada, y disponibilidad ante condiciones de máxima demanda de potencia activa y reactiva. Para dicho efecto, será necesario concretar los programas de mantenimiento preventivo y correctivo de centrales generadoras

Rehabilitación de equipos instalados de compensación reactiva del tipo capacitivo, que permita mejorar los márgenes de suministro hacia la ZMVM

Mantenimiento y supervisión adecuada en instalaciones de transmisión y transformación

Culminación de obras de infraestructura eléctrica que se encuentran en proceso, dándoles prioridad de acuerdo a las necesidades detectadas


C-11

A mediano plazo se requieren las siguientes acciones:

Adiciones de generación interna en la ZMVM. Es relevante el aprovechamiento al máximo de los sitios existentes como Valle de México, Jorge Luque, Tula, así como explorar otros sitios potenciales

Adiciones de refuerzos de transmisión, transformación y compensación, que debido a la alta densidad poblacional de la zona, es conveniente la utilización de derechos de paso existentes

Modernización de las instalaciones eléctricas de la ZMVM que así lo requieran En el caso de la programación de adiciones de generación, refuerzos de transmisión, transformación y compensación, el área de Programación de CFE está revisando en forma continua y sistemática las necesidades del SEN a fin de tener un programa integral de infraestructura, con su adecuada ubicación en el tiempo de acuerdo con su prioridad y con el menor costo total a largo plazo. C.6.2 Obras prioritarias Para el corto plazo, las obras prioritarias en la red troncal son descritas brevemente a continuación. Todos estos proyectos tenían autorización de la SHCP y LyFC ya había iniciado su construcción y ejercido montos significativos.

• Subestación Deportiva Consiste en una nueva subestación denominada Deportiva que se ubica en el poniente de la ciudad de Toluca, con transformación 400/230 kV, así como el entronque de la línea Donato Guerra-San Bernabé en 400 kV, un doble circuito que entronca la línea San Bernabé-Estadio en 230 kV y el cambio de entronque de subestación Atenco a la línea San Bernabé-Deportiva. La realización del proyecto permitirá el suministro a la zona Toluca y la atención de nuevos servicios, así mismo aportará beneficios en la confiabilidad de suministro en la zona y una reducción considerable en los costos operativos. Su ubicación se muestra en la figura C.7.


C-12

Proyecto Subestación Deportiva

Figura C.7

• Repotenciación de la línea de transmisión Tula-Nochistongo y tendido del segundo circuito Jorobas-Tula Consiste en la repotenciación del circuito existente Tula-Nochistongo en 230 kV de 22 kilómetros de longitud, instalando doble conductor por fase, así como el tendido de 26 kilómetros de línea aislada en 400 kV y que operará en 230 kV. La realización del proyecto permitirá el suministro hacia la ZMVM y clientes en alta tensión de la zona industrial cementera, se incrementará la capacidad de transmisión desde el punto de generación Tula hacia la zona norte de la Ciudad de México y se tendrá como beneficio adicional la reducción en costos operativos. La ubicación se muestra en la figura C.8.

Estadio

TolucaAtenco

Tianguistenco

El Cerrillo

Toluca 2000

a DonatoGuerra

Deportiva

A Zapata

a Remedios

a San Bernabé


Enlace a 400 kV


Enlace a 230 kV

Simbología


C-13

Proyecto Tula-Nochistongo

Figura C.8

• CEV La Paz

Consiste en la instalación de un CEV que se ubicará en la subestación La Paz, con capacidad de 300 MVAr capacitivos y 300 MVAr inductivos. Este proyecto permitirá incrementar la capacidad del suministro de energía hacia la ZMVM, evitando probables cortes de energía en distintas zonas ante posibles disturbios o fallas y se incrementará la confiabilidad operativa. La ubicación se muestra en la figura C.9.

• La Paz entronque Tuxpan-Texcoco

Consiste en la instalación de un doble circuito con una longitud aproximada de 32 kilómetros en el nivel de tensión de 400 kV hacia la subestación La Paz y entroncando la línea de transmisión existente Tuxpan-Texcoco de tres conductores por fase. Este proyecto, de máxima prioridad, permitirá incrementar la capacidad del suministro de energía hacia la ZMVM, y evitará la saturación de los circuitos del anillo troncal en 400 kV. La ubicación se muestra en la figura C.10.

Tula

a Poza Rica II

ApascoLafarge

Jasso

Cruz Azul

Nochistongo

Jorobas

a Héroes de Carranza

Opera

ción in

icial e

n 2

30 k

V

a Querétaro maniobras


Enlace a 400 kV


Ciclo combinado



Enlace a 230 kV

Simbología


C-14

Proyecto CEV La Paz

Figura C.9

Proyecto La Paz entronque Tuxpan-Texcoco

Figura C.10

La Paz

Chapingo

Aurora

Ayotla

Iztapaluca

Texcoco

a Santa Cruz


Enlace a 400 kV


Enlace a 230 kV

Simbología


La Paz

a Teotihuacan

a Tuxpan

a San Lorenzo

potenciaa San Martín

Potencia

Chapingo

Aurora

Ayotla

Iztapaluca

a Zocac

Texcoco

a Santa Cruz


Enlace a 400 kV


Enlace a 230 kV

Simbología



C-15

• Subestación Lago

Consiste en la instalación de una nueva subestación con transformación de 400 kV a 230 kV que será alimentada por un doble circuito en 400 kV desde la subestación Teotihuacan y a su vez alimentará la subestación Madero en el nivel de 230 kV. La realización de este proyecto contribuye al incremento de la capacidad de transformación, apoyando el suministro y calidad de servicio en la zona Noreste. Adicionalmente aporta beneficios como evitar la saturación de puntos importantes en la infraestructura de transmisión existente y reducir los costos operativos, así como incrementar la confiabilidad. Su ubicación se muestra en la figura C.11.

Proyecto Subestación Lago

Figura C.11

Texcoco

Teotihuacan

Valle de México

Lago

Ecatepec

CerroGordo

Chapingo

Kilómetrocero

Esmeralda Madero

Xalostoc

a Tula

Azteca


Enlace a 400 kV


Ciclo combinado



Enlace a 230 kV

Simbología


D-1

ANEXO D EVALUACIÓN DE PLANTAS EÓLICAS EN LA PLANEACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO

D.1 Estimación del costo de respaldo de capacidad en plantas eólicas Por la naturaleza intermitente del viento, las plantas eólicas se consideran una fuente de energía con un aporte pequeño de capacidad firme al sistema. La producción de energía eléctrica mediante viento, y consecuentemente su capacidad firme, tiene fuertes variaciones estacionales y horarias. Para comparar los costos unitarios de generación de las centrales eólicas frente a otras tecnologías convencionales, es necesario integrar los costos adicionales para respaldar, con turbinas de gas (TG), la capacidad no firme de las intermitentes. En esta sección se presenta una metodología para estimar el costo de respaldo de capacidad y sus resultados. Para la eólica se considera un factor de planta medio de 40%, y se supone que un porcentaje de la capacidad instalada es firme. El factor de planta mencionado corresponde razonablemente al promedio de los mejores sitios de La Ventosa en Oaxaca, aunque en el resto de la región y otros lugares del país con buen viento dicho factor sería significativamente menor. La fracción de capacidad firme podría ser determinada sólo cuando se hayan incorporado diversos parques eólicos en diferentes sitios. El costo unitario de inversión, incluyendo los intereses durante la construcción, se estima en 2,000 dólares por kW instalado. Por otro lado, se consideran turbinas de gas de tipo industrial, cuyo costo de inversión es el más bajo, operando sólo durante dos horas diarias de lunes a viernes (horas pico), lo cual equivale a un factor de planta de 6% anual. Debido a que las TG son máquinas volumétricas que utilizan el aire del ambiente, su capacidad nominal se ve afectada por las condiciones de altitud y temperatura del sitio donde se ubiquen. En este caso se supone de manera conservadora que la pérdida de capacidad es de únicamente 10 por ciento. El costo unitario de inversión se estima en 671 dólares por kW de capacidad en sitio, cifra que incorpora los intereses durante la construcción así como el sobrecosto por la capacidad nominal perdida antes mencionada. El costo unitario de generación de la fuente renovable se determina de modo integral para el paquete Eólica–TG, considerando el total de costos y el agregado de energía de ambas tecnologías (la TG representa 10.6% de la generación del paquete). Por su parte, el costo de respaldo se estima mediante la diferencia entre el costo unitario de generación del paquete Eólica–TG menos el correspondiente a la eólica sin respaldo. El cuadro D.1 presenta el detalle de parámetros y cálculos realizados para la estimación del costo de respaldo de capacidad. Se aprecia que mientras el costo unitario de generación de una planta eólica sin respaldo es de 77.5 dólares por MWh, este indicador se eleva en 19.6 dólares por MWh al incorporar el costo requerido para respaldar 80% de la capacidad considerada no firme. Estas cifras consideran un precio del gas natural de 7.5 dólares por MMBtu. Si únicamente se toman en cuenta los costos fijos de la TG, el monto del respaldo aumentaría a 20.6 dólares por MWh (1 dólar más). Esto significa que al agregar la energía de la turbina y el combustible asociado, el costo de respaldo se reduciría siempre que el precio del gas natural no rebase un cierto límite (8.4 dólares por MMBtu en este caso).


D-2

Estimación del costo de respaldo de capacidad para centrales eólicas

Cuadro D.1

Unidad

Capacidad bruta ISO MW 100 100 89 100 89

Degradación por altitud y temperatura del sitio

10% 10%

Capacidad bruta en sitio MW 100 100 80 100 80

Costo instantáneo ISO dól / kW 1,786 1,786 570 1,786 570

Costo instantáneo en sitio dól / kW 1,786 1,786 633 1,786 633

Costo inicio operación dól / kW 2,000 2,000 671 2,000 671

Costo total de inversión MM dól 200 200 54 200 54

Vida útil años 20 20 30 20 30

Tasa real de descuento 12% 12% 12% 12% 12%

Anualidad de inversión MM dól 23.9 23.9 6.0 23.9 6.0

Usos propios 0.1% 0.1% 0.8% 0.1%

Factor de planta 40.0% 40.0% 6.0% 40.0%

Generación neta anual GWh 350 350 42 350

Costo nivelado de inversión

dól / MWh 68.3 76.2 85.3

Eficiencia bruta 29.3%

Consumo específico neto MMBtu / MWh 11.7

Precio nivelado combustible dól / MMbtu 7.5

Costo nivelado de combustible

dól / MWh 9.4

Costo fijo de O&M dól / MW año 32,293 32,293 14,260 32,293 14,260

Costo variable de O&M dól / MWh 0.1

Costo anual de O&M MM dól 3.23 3.2 1.3 3.2 1.3

Costo nivelado de O&M dól / MWh 9.2 11.5 12.8

Costo nivelado total dól / MWh 77.5 97.1 98.1

Costo del respaldo dól / MWh 19.6 20.6

Eólica sin respaldo

PaqueteEólica - TG

PaqueteEólica - TG (costos fijos)


D-3

D.2 Comparación de costos unitarios de generación Con la finalidad de analizar de manera sencilla la competitividad de los parques eólicos con respaldo de capacidad, en esta sección se comparan sus costos unitarios de generación frente a los correspondientes a la tecnología de ciclo combinado (CC). Para tomar en cuenta la incertidumbre sobre el comportamiento futuro de los costos de los combustibles y de las inversiones requeridas, se especifican rangos razonables de variación para estos parámetros. Un tratamiento semejante se realiza con el factor de planta de las eólicas, dada la diversidad de los niveles de vientos en los distintos sitios. Considerando una central eólica con 40% de factor de planta y 2,000 dólares por kW instalado como monto de inversión unitaria y 671 dólares por kW para la turbina de gas de respaldo, el costo unitario de generación del paquete Eólica-TG competiría con el CC cuando el precio del gas natural estuviera alrededor de los 11 dólares por MMBtu. Si la inversión en la eólica se reduce a 1,800 dólares por kW, el precio de equilibrio del gas sería menor, cercano a 10 dólares por MMBtu. El análisis gráfico de la comparación, se muestra en la figura D.1.

Costo nivelado de generación para Eólica con respaldo y Ciclo Combinado, por precio de combustible y rango de inversión

Figura D.1 Si el factor de planta para la central eólica disminuye a 30%, el precio del gas que equilibra los costos de generación de ambas tecnologías estaría arriba de 15 dólares por MMBtu. Esta estimación no considera la energía de la TG y su combustible asociado. La figura D.2 compara los costos unitarios de generación de ambas tecnologías bajo tres escenarios sobre los precios de combustible (6.0, 7.5 y 9.0 dólares por MWh), los montos de inversión y los factores de planta de la eólica (30%, 35% y 40%).

40

50

60

70

80

90

100

110

6 7 8 9 10 11

Cost

o n

ivela

do (

dól /

MW

h)

Precio del gas natural (dól/MMBtu)

Eólica (FP =40%)

Ciclo Combinado

Inversión alta (2,200 dól/kW)

Inversión baja (1,800 dól/kW)


D-4

Destaca que, aun en el caso más optimista —precios altos del gas natural y tecnología renovable con inversiones bajas y factor de planta alto— el costo de la energía producida con viento (91 dólares por MWh) es mayor que la generada con un ciclo combinado (entre 84 y 87 dólares por MWh). Si en el análisis se incorpora el costo por emisiones de gases de efecto invernadero, sobre la base de 16.9 dólares por tonelada de CO2, valuadas a razón de 6.4 dólares por MWh para el CC y 1.1 dólares para el paquete Eólica-TG, el costo de la energía eólica se asemeja al ciclo combinado, aunque únicamente bajo los escenarios optimistas citados. La posición de competitividad de la energía del viento empeora significativamente con menores factores de planta y/o bajos precios del gas. Así, tomando en cuenta los escenarios medios para los parámetros e incluyendo las externalidades, el costo de la energía eólica es superior en 22 dólares por MWh si el factor de planta es 40%, elevándose 34 dólares si este factor se reduce a 35%.

Comparación de costos nivelados de generación para diferentes escenarios (dólares / MWh)

Figura D.2 Por otra parte, aunque la energía producida en centrales carboeléctricas de última generación tiene costos por externalidades de 13.2 dólares por MWh (el doble que un ciclo combinado) y costo de inversión de aproximadamente 2,200 dólares por kW, también es una mejor opción que la producida con viento, excepto con precios altos del carbón (120 dólares por tonelada, equivalente a 4.8 dólares por MMBtu) y, simultáneamente, con un elevado factor de planta en la eólica (40%).

62.887.6 98.6 112.8

73.2 89.5 100.7 115.283.7 91.3 102.8 117.6

64.495.2 107.2 122.6

74.997.1 109.3 125.0

85.3 98.9 111.4 127.4

66.0102.8 115.8 132.4

76.5104.7 117.9 134.8

86.9 106.6 120.0 137.2

Esc

enarios

cost

o d

e infr

aest

ruct

ura

Escenarios costo del gas natural (dól / MMBtu)

Bajo (6.0) Medio (7.5) Alto (9.0)

Bajo

Medio

Alto

Ciclo combinado (sin externalidad) Eólica, con respaldo (FP 40% - 35% - 30%)Externalidad CO2 (CC = 6.4 dól /MWh, Eólica-TG = 1.1 dól /MWh)


D-5

D.3 Comparación de costos unitarios de generación considerando a la central eólica como fuente de energía

Esta comparación consiste en valorar únicamente la energía de la central, es decir considerar al parque eólico como una fuente de energía sin capacidad firme. Con este enfoque la referencia para la comparación serían los costos variables de una central de ciclo combinado (esencialmente los del gas natural desplazado). Bajo esta segunda óptica de evaluación, los resultados son prácticamente los mismos que los presentados en la sección anterior. Así, la figura D.3 muestra que para el rango de inversiones en central eólica se requerirían valores de precios del gas natural entre 10 y 12 dólares/MMBtu para que la energía eoloeléctrica sea competitiva con los costos variables de producción del CC.

Costo nivelado de generación para Eólica sin respaldo y Ciclo Combinado (costos variables), por precio de combustible

Figura D.3 Además, como lo muestra la figura D.4, las diferencias entre costos unitarios de generación para CC y la central eólica se mantienen en montos muy semejantes a los registrados en la sección previa, no obstante que los niveles de referencia para cada tecnología son apreciablemente menores.

40

50

60

70

80

90

100

110

6 7 8 9 10 11

Cost

o n

ivela

do (

dól /

MW

h)

Precio del gas natural (dól/MMBtu)

Ciclo Combinado

Inversión alta (2,200 dól/kW)

Inversión baja (1,800 dól/kW)


D-6

Costo nivelado de generación para Eólica sin respaldo y Ciclo Combinado (costos variables), para diferentes escenarios (dólares / MWh)

Figura D.4 D.4 Conclusiones El análisis realizado muestra que, aun considerando los costos por externalidades de emisiones de bióxido de carbono, la competitividad de las centrales eólicas requiere de precios de gas natural de al menos 9 dólares por MMBtu, en las condiciones más optimistas. En consecuencia, para incorporar este tipo de fuente renovable dentro de los planes de expansión sería necesario tener incentivos económicos que compensen la diferencia de costos con las tecnologías más competitivas, o bien contar con lineamientos de política energética que permitan su inclusión en dichos planes.

44.170.7 80.8 94.3

54.6 70.7 80.8 94.365.0 70.7 80.8 94.3

44.177.5 88.6 103.4

54.677.5 88.6 103.4

65.0 77.5 88.6 103.4

44.184.4 96.4 112.5

54.684.4 96.4 112.5

65.0 84.4 96.4 112.5

Esc

enarios

cost

o d

e infr

aest

ruct

ura

Escenarios costo del gas natural (dól / MMBtu)

Bajo (6.0) Medio (7.5) Alto (9.0)

Bajo

Medio

Alto

Ciclo combinado, costos variables (sin extern.) Eólica, sin respaldo (FP 40% - 35% - 30%)Externalidad CO2 (CC = 6.4 dól /MWh)


E-1

ANEXO E GLOSARIO Aportaciones hidráulicas Volumen de agua captado por una presa o embalse durante un periodo, para generación de energía eléctrica o para otros fines alternos. Área de control Entidad que tiene a su cargo el control y la operación de un conjunto de centrales generadoras, subestaciones y líneas de transmisión dentro de un área geográfica. Autoabastecimiento Suministro de los requerimientos de energía eléctrica de un miembro o varios de una sociedad de particulares mediante una central generadora propia. Autoabastecimiento local Suministro a cargas de proyectos de autoabastecimiento con ubicación cercana al sitio de la central generadora; no utilizan la red de transmisión del servicio público. Autoabastecimiento remoto Suministro a cargas de proyectos de autoabastecimiento localizadas en un sitio diferente al de la central generadora, utilizando la red de transmisión del servicio público. Capacidad Potencia máxima de una unidad generadora, una central de generación o un dispositivo eléctrico, especificada por el fabricante o por el usuario, dependiendo del estado de los equipos. Capacidad adicional comprometida La disponible en los próximos años a través de fuentes de generación en proceso de construcción, licitación o ya contratadas, así como de compras firmes de capacidad, incluyendo importaciones. Capacidad adicional no comprometida La necesaria para satisfacer la demanda futura, cuya construcción o licitación aún no se ha iniciado. De acuerdo con la LSPEE y su reglamento, estas adiciones de capacidad se cubrirán con proyectos de producción independiente de energía o de CFE. Capacidad adicional total Suma de la capacidad comprometida y la no comprometida. Capacidad bruta La efectiva de una unidad, central generadora o sistema de generación. Incluye la potencia requerida para usos propios. Capacidad de placa La especificada bajo condiciones de diseño por el fabricante de la unidad generadora o dispositivo eléctrico. Capacidad de transmisión Potencia máxima que se puede transmitir a través de una o un grupo de líneas, desde un nodo emisor a otro receptor tomando en cuenta restricciones técnicas de operación como: límite térmico, caída de voltaje, límite de estabilidad, etc.


E-2

Capacidad disponible Igual a la efectiva del sistema menos la capacidad indisponible por mantenimiento, falla, degradación y/o causas ajenas. Capacidad efectiva La potencia de la unidad determinada por las condiciones ambientales y el estado físico de las instalaciones. Corresponde a la capacidad de placa corregida por efecto de degradaciones permanentes, debidas al deterioro o desgaste de los equipos que forman parte de la unidad. Capacidad existente La correspondiente a los recursos disponibles en el sistema eléctrico (centrales de generación y compras de capacidad firme) en una fecha determinada. Capacidad neta Igual a la bruta de una unidad, central generadora o sistema eléctrico, menos la necesaria para usos propios. Capacidad retirada La que se pondrá fuera de servicio, por terminación de la vida útil o económica de las instalaciones o por vencimiento de contratos de compra de capacidad. Capacidad termoeléctrica de base y semibase Aquella que usualmente se despacha durante demandas bajas e intermedias de la curva de carga. Capacidad termoeléctrica de punta Aquella que usualmente se despacha solo durante las horas de mayor demanda en la curva de carga. Carga La potencia requerida por dispositivos que consumen electricidad y se mide en unidades de potencia eléctrica (kW, MW). Cogeneración Producción de electricidad conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria o ambas. Consumo Energía entregada a los usuarios con recursos de generación del sector público (CFE, LyFC y PIE), proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, y a través de contratos de importación. Consumo bruto El que debe suministrarse con el fin de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación. Curva de demanda horaria Gráfica que muestra la variación secuencial de la demanda de potencia horaria en un intervalo. Curva de duración de carga Se conforma con los valores de la curva de demanda horaria, ordenados de mayor a menor. Son valores de demanda no secuenciales.


E-3

Curva de referencia Es la curva resultante de demanda horaria o de duración de carga para un sistema eléctrico interconectado en un intervalo, después de filtrar los valores de demanda atípicos causados por efectos aleatorios (huracanes u otras situaciones meteorológicas extraordinarias, condiciones de emergencia, efectos por falla en equipo eléctrico, etc.). Nivel recomendado de operación Define la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación de una central hidroeléctrica. Al seguir los niveles recomendados, la producción de la central se maximiza. Degradación Reducción de la capacidad de una unidad como consecuencia del deterioro, la falla de componentes o por cualquier otra condición limitante. Demanda Potencia en MW requerida para suministrar la energía eléctrica en un instante dado (demanda instantánea). Demanda base Potencia mínima registrada en el sistema en un cierto período. Demanda bruta Potencia que debe ser generada y/o importada para satisfacer los requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales generadoras. Demanda integrada Igual a la potencia media en un intervalo de tiempo (MWh/h). Demanda integrada horaria Demanda media en una hora (MWh/h). Demanda máxima El valor mayor de potencia requerida en un periodo. Demanda máxima bruta El valor mayor de la potencia que debe ser generado y/o importado para satisfacer los requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales generadoras. Demanda máxima coincidente Suma de las demandas de las áreas de un sistema eléctrico interconectado, en el momento cuando ocurre la demanda máxima del sistema. Demanda máxima no coincidente Suma de las demandas máximas de las áreas de un sistema eléctrico, sin considerar el tiempo cuando se presentan. Es mayor o igual a la demanda máxima coincidente. Demanda media Igual a la energía bruta en un período (MWh), dividida entre el número de horas del mismo (MWh/h). Demanda mínima Potencia mínima registrada en el sistema eléctrico en un intervalo.


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Demanda neta Potencia que los generadores entregan a la red de transmisión para satisfacer las necesidades de los consumidores. Es igual a la demanda bruta menos la carga de usos propios asociados a la generación. Disponibilidad Porcentaje de tiempo en el cual una unidad generadora está disponible para dar servicio, independientemente de requerirse o no su operación. Este índice se calcula restando a 100% el valor de la indisponibilidad. Energía almacenada Energía potencial susceptible de convertirse en eléctrica en una central hidroeléctrica, en función del volumen útil de agua almacenado y del consumo específico para la conversión de energía. Energía bruta La que debe suministrarse con el fin de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación. Energía neta La total entregada a la red. Se calcula sumando la generación neta de las centrales del sistema, la energía de importación de otros sistemas eléctricos, y la adquirida de excedentes de autoabastecedores y cogeneradores. Factor de carga La relación de las demandas media y máxima registradas en un intervalo. Se define también como el consumo en el periodo, dividido entre la demanda máxima multiplicada por la duración del periodo. Factor de diversidad Número superior a la unidad, que resulta al dividir la suma de las demandas máximas de las diferentes áreas (o subsistemas) que componen un sistema eléctrico interconectado, entre su demanda máxima coincidente. Factor de planta La relación entre la energía eléctrica producida por un generador o conjunto de generadores, durante un intervalo de tiempo determinado, y la energía que habría sido producida si este generador o conjunto de generadores hubiese funcionado durante el mismo intervalo a su potencia máxima posible. Se expresa en porcentaje. Fuente de energía primaria Toda fuente de energía. Las tecnologías de suministro y de uso final son las encargadas de transformar la energía primaria en eléctrica. Generación bruta La energía de las unidades o centrales eléctricas medida a la salida de los generadores. Incluye el consumo en usos propios de la central. Generación neta La energía eléctrica que una central generadora entrega a la red de transmisión. Es igual a la generación bruta menos la energía utilizada en los usos propios de la central.


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Indisponibilidad Estado donde la unidad generadora se halla inhabilitada total o parcialmente para suministrar energía, por alguna acción programada o fortuita debida a mantenimiento, falla, degradación de capacidad y/o causas ajenas. Indisponibilidad por causas ajenas Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora se encuentra indisponible a causa de la ocurrencia de algún evento o disturbio ajeno a la central como: falla en las líneas de transmisión, fenómenos naturales, falta de combustible, etc. Indisponibilidad por degradación Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o central generadora disminuye su potencia máxima, sin salir de operación, por problemas de funcionamiento en alguno de sus componentes. Indisponibilidad por fallas Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o central generadora se halla indisponible debido a la salida total de una unidad o por fallas en los equipos de la central. Indisponibilidad por mantenimiento Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora permanece fuera de servicio por trabajos de conservación de los equipos. Margen de reserva Diferencia entre la capacidad efectiva y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada como porcentaje de la demanda máxima. Margen de reserva operativo Diferencia entre la capacidad disponible y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada como porcentaje de la demanda máxima. Nivel de aguas máximas de operación Elevación de apertura del vertedor prevista en condiciones ordinarias. Nivel de aguas máximas extraordinarias Nivel máximo del agua que admite la presa en condiciones de seguridad al ocurrir la avenida de diseño. Nivel de aguas mínimas de operación Elevación mínima del agua que permita operar las turbinas. Pérdidas no técnicas Energía que pierde un sistema eléctrico por usos ilícitos, errores de medición o de facturación. Pérdidas técnicas Término referente a la energía (MWh) que se disipa en forma de calor en los procesos de transmisión, transformación y distribución. También se aplica a la potencia asociada a dichos procesos (MW). Permisionarios Los titulares de permisos de generación, exportación o importación de energía eléctrica.


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Productor independiente de energía Titular de un permiso para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para su venta a CFE. Proyecto de autoabastecimiento Desarrollo de generación construido por una sociedad de particulares con la finalidad de atender los requerimientos de energía eléctrica de los miembros de dicha sociedad. Red Conjunto de elementos de transmisión, transformación y compensación interconectados para el transporte de la energía eléctrica. Red troncal Red de transmisión principal que interconecta las regiones del sistema, permitiendo el transporte de grandes bloques de energía de los centros de generación a los de consumo. Sector eléctrico Conjunto de participantes, tanto públicos como privados, que intervienen en los procesos de generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica. Sector público Elementos que intervienen en los procesos de generación, transmisión y distribución para atender el servicio público de energía eléctrica. Servicio público Suministro de electricidad por la generación de CFE, extinta LyFC, PIE, excedentes de autoabastecimiento y cogeneración, e importación realizada por CFE. Sincronismo Manera como operan todos los generadores conectados a una red de corriente alterna para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico. La velocidad eléctrica de cada generador (velocidad angular del rotor por el número de pares de polos) debe ser igual a la frecuencia angular del voltaje de la red en el punto de conexión. Sistema interconectado Sistemas eléctricos regionales que comparten a través de enlaces sus recursos de capacidad y funcionamiento económico, confiable y eficiente en su conjunto. Ventas Energía eléctrica facturada a los usuarios del servicio público.


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ANEXO F ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS Bl Barril Btu Unidad térmica inglesa CAR Carboeléctrica CC Ciclo combinado CI Combustión interna COM Combustóleo DIE Diésel EO Eoloeléctrica GEO Geotermoeléctrica GWh Gigawatt-hora GWh / año Gigawatt-hora por año GWh / mes Gigawatt-hora por mes HID Hidroeléctrica Hz Hertz K Carbón kg kilogramo km kilómetro km-c kilómetro-circuito kV kilovolt kW kilowatt kWh Kilowatt-hora kWh / m3 Kilowatt-hora por metro cúbico m metro m3 metro cúbico m3 / kWh metro cúbico por kilowatt-hora MMBtu millones de Btu MMm3 millones de metros cúbicos MMm3 / día millones de metros cúbicos por día MMm3 / mes millones de metros cúbicos por mes MMpcd millones de pies cúbicos diarios msnm metros sobre el nivel del mar MVA Megavolt-ampere MMt millones de toneladas MVAr Megavolt-ampere-reactivos MW Megawatt MW / GWh Megawatt por gigawatt-hora MWh Megawatt-hora NUC Nucleoeléctrica p probabilidad de ocurrencia s segundo t tonelada TC Termoeléctrica convencional TG Turbogás TV Turbina de vapor TWh Terawatt-hora UO2 uranio V volt


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ANEXO G SIGLAS Y ACRÓNIMOS BM Banco Mundial CAT Construir, Arrendar y Transferir CENACE Centro Nacional de Control de Energía CFE Comisión Federal de Electricidad CNA Comisión Nacional del Agua CONAPO Consejo Nacional de Población COPAR Costos y Parámetros de Referencia CRE Comisión Reguladora de Energía DOF Diario Oficial de la Federación DAC Doméstica de Alto Consumo ERCOT Electric Reliability Council of Texas EUA Estados Unidos de América GCH Grandes Centrales Hidroeléctricas FEO Fecha de Entrada en Operación GNL Gas Natural Licuado LSPEE Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica LyFC Luz y Fuerza del Centro MDL Mecanismo para un Desarrollo Limpio MR Margen de Reserva MRE Margen de Reserva de Energía MRO Margen de Reserva Operativo NAME Nivel de Aguas Máximas Extraordinarias NAMINO Nivel de Aguas Mínimas de Operación NAMO Nivel de Aguas Máximas de Operación NERC North American Electric Reliability Corporation NRO Niveles Recomendados de Operación OP Obra Presupuestal OPF Obra Pública Financiada PEF Presupuesto de Egresos de la Federación PEMEX Petróleos Mexicanos PERGE Programa de Energías Renovables a Gran Escala PIB Producto Interno Bruto PIE Productor Independiente de Energía PIP Proyectos de Infraestructura Productiva POISE Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico PRC Programa de Requerimientos de Capacidad RLSPEE Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica RM Rehabilitación y Modernización SE Sector Eléctrico SEN Sistema Eléctrico Nacional SENER Secretaría de Energía SHCP Secretaría de Hacienda y Crédito Público SIEPAC Sistema de Interconexión Eléctrica para los Países de América Central SIN Sistema Interconectado Nacional TA Temporada Abierta TIR Tasa Interna de Retorno tmca Tasa media de crecimiento anual trca Tasa real de crecimiento anual


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UCTE Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity VFT Variable Frequency Transformer WECC Western Electricity Coordinating Council ZMCM Zona Metropolitana de la Ciudad de México ZMM Zona Metropolitana de Monterrey

“2010, Año de la Patria.

Bicentenario del Inicio de la Independencia y Centenario del Inicio de la Revolución.”

Documents

POISE2010-2024.pdf