final informe anual 2001 sin mensaje - cfe -...

Contenido Aspectos estratégicos Misión, visión y objetivos Estructura orgánica 1. Finanzas 1.1. Política de financiamiento 1.2. Situación financiera 1.3. Indicadores financieros 1.4. Ejercicio presupuestal 2. Transformación corporativa 3. Ampliación de la infraestructura 3.1. Centrales generadoras 3.2. Líneas de transmisión y subestaciones 4. Capacidad de generación 4.1. Capacidad efectiva 4.2. Consumo de combustibles 4.3. Generación 4.4. Productores externos de energía 5. Transmisión, transformación y distribución 5. 1. Transmisión 5. 2. Transformación 5.3. Distribución 6. Comercialización 6.1. Compromiso con los clientes 6.2. Compromisos de servicio 6.3. Ventas por tipo de servicio 6.4. Usuarios por tipo de servicio 6.5. Comercio exterior y compras nacionales 6.6. Precio medio al usuario final 7. Recursos humanos 7.1. Fuerza de trabajo 7.2. Seguridad en el trabajo 8. Programas institucionales 81. Capacitación y certificación de competencia laboral 8.2. Calidad total 8.3. Electrificación rural 8.4. Protección ambiental

Contenido 8.5. Ahorro de energía 8.6. Abastecimiento 8.7. Transparencia y rendición de cuentas 8.8. Informática y telecomunicaciones 9. Indicadores de gestión 9.1. Productividad laboral 9.2. Eficiencia operativa 9.3. Calidad del servicio 9.4. Administrativo financieros Anexos 1. Estados financieros 2. Integrantes de la Honorable Junta de Gobierno, Comité Técnico Delegado de la H. Junta de Gobierno, Comisariado Público, Consejo de Vigilancia y Grupo Directivo 3. Balance de energía eléctrica 4. Glosario

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Misión

o Asegurar, dentro de un marco de competencia y actualizado tecnológicamente, el servicio de energía eléctrica, en condiciones de cantidad, calidad y precio, con la adecuada diversificación de fuentes de energía.

o Optimizar la utilización de la infraestructura física, comercial y de recursos humanos. o Proporcionar una atención de excelencia a nuestros clientes. o Proteger el medio ambiente, promover el desarrollo social y respetar los valores de las

poblaciones donde se ubican las obras de electrificación. Visión

o Una empresa de clase mundial que participe competitivamente en la satisfacción de la demanda de energía eléctrica nacional e internacional, que optimiza el uso de su infraestructura física y comercial, a la vanguardia de la tecnología, rentable, con imagen de excelencia, industria limpia y recursos humanos altamente calificados.

Objetivos

o Mantenernos como la más importante empresa de energía eléctrica nacional. o Operar sobre las bases de indicadores internacionales en materia de productividad,

competitividad y tecnología. o Ser reconocida por nuestros usuarios como una empresa de excelencia que se

preocupa por el medio ambiente, y está orientada al servicio al cliente. o Promover la alta calificación y desarrollo profesional de trabajadores y directivos de

CFE.

Estructura orgánica

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Las modificaciones a la estructura organizacional aprobadas por la Honorable Junta de Gobierno de la CFE durante el año 2001 se encuentran en proceso de Dictamen Administrativo y registro ante la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y la Secretaría de la Contraloría y Desarrollo Administrativo (SECODAM).

Subdirección de

Programación

Dirección de Operación

Dirección de Finanzas

Dirección de Administración

Dirección de Proyectos de

Inversión Financiada

Dirección de Modernización

y Cambio Estructural

Subdirección de Desarrollo de Proyectos

Subdirección de Contratación

de Proyectos de Inversión Financiada

Subdirección de

Construcción

Subdirección de

Administración

Subdirección de Finanzas

Subdirección de Distribución

Dirección General

Subdirección Técnica

Subdirección de Generación

Subdirección de Transmisión,

Transformación y Control

1. Finanzas

4

1.1. Política de financiamiento La política de financiamiento de la CFE está sustentada en tres esquemas básicos:

1. Recursos propios, provenientes de las ventas de energía eléctrica, con los cuales se financia la operación y el mantenimiento del sistema eléctrico, conforme a los montos autorizados en el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF).

2. Inversión privada, que se realiza a través de los Proyectos de Impacto Diferido en el

Registro del Gasto (PIDIREGAS), complementando el crecimiento de la infraestructura de generación, transmisión y transformación. Esta inversión presenta dos modalidades: mediante la participación de entes privados en proyectos de Obra Pública Financiada (OPF) y por medio de Productores Externos de Energía (PEE) en generación. En la primera, la infraestructura pasa a ser propiedad de la CFE al final del contrato, y en la segunda, la inversión continúa como propiedad de los particulares.

3. Banca nacional e internacional y agencias de apoyo a la exportación. Estos recursos

cubren las necesidades de financiamiento del Organismo para la adquisición de equipos y refacciones de origen extranjero, y pago de OPF.

A fin de efectuar el pago oportuno de los proyectos OPF terminados y en operación durante 2001, se contrataron cuatro créditos, por un total de 396,969,163 USD, a plazo de 10 años. Tres créditos fueron suscritos con BBVA Bancomer por 242,190,864 USD, y uno con Credit Suisse First Boston, por 154,778,300 USD. 1.2. Situación financiera 1 En opinión del auditor externo designado por la SECODAM, los estados financieros presentan razonablemente en todos sus aspectos importantes, la situación financiera de la CFE al 31 de diciembre de 2001 y el resultado de sus operaciones, las variaciones en su patrimonio y los cambios en su situación financiera, de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados. Cabe destacar que por tercer año consecutivo, el dictamen de los estados financieros del organismo fue emitido sin salvedades. Balance General El Balance General muestra un activo total que asciende a $519,694 millones, que refleja en términos reales una disminución del 0.4% respecto al año anterior. Asimismo, muestra un pasivo y reservas de $137,399 millones y un patrimonio de $382,295 millones. Del análisis de sus principales rubros destaca lo siguiente:

o El activo circulante prácticamente mantuvo el mismo nivel del año anterior, al ubicarse en

1 (pesos de cierre del 2001)

1. Finanzas

5

$42,554 millones, por el efecto compensado del aumento en las cuentas por cobrar a consumidores y otros deudores, así como la disminución en las disponibilidades de efectivo.

o Las inversiones y cuentas por cobrar a largo plazo, se ubicaron en $1,756 millones al

mes de diciembre, integrados por los adeudos por préstamos a trabajadores, a través del Fondo de Habitación y Servicios Sociales de los Trabajadores Electricistas.

o El activo fijo neto llegó a $464,996 millones, el cual representa el 89.5% del activo total.

o El pasivo a corto plazo alcanzó $28,151 millones, con un decremento del 1.8% respecto

del año anterior, originado por el efecto neto entre la disminución de la deuda documentada (interna, externa y arrendamiento) y el aumento del pasivo corriente.

o El pasivo a largo plazo, que ascendió a $27,230 millones, fue menor en un 20.4%

respecto a diciembre de 2000, debido al desendeudamiento observado en el pasivo titulado y en la fluctuación favorable en el tipo de cambio del peso frente al USD.

o El pasivo laboral con los trabajadores y pensionados tuvo un incremento del 11.8% en el

periodo, que deriva principalmente del incremento salarial por revisión del Contrato Colectivo de Trabajo, de conformidad con el estudio actuarial.

o El patrimonio de la entidad ascendió a $382,295 millones, cifra menor en 0.8% en

términos reales respecto de la registrada en diciembre de 2000, originado principalmente por un efecto neto de la actualización y la afectación directa al patrimonio para incrementar el pasivo laboral.

ESTRUCTURA DEL BALANCEMILLONES DE PESOS (AL CIERRE DE DICIEMBRE DE 2001)

Concepto 2000 Participación % 2001 Participación %

Activo 521,650 100.0 519,694 100.0

Activo fijo neto 464,161 89.0 464,996 89.5 Inversiones y cuentas por cobrar 1,768 0.3 1,756 0.3 Activo circulante 42,700 8.2 42,554 8.2 Otros saldos deudores 2,306 0.4 1,675 0.3 Activo fijo intangible 10,715 2.1 8,713 1.7

Pasivo y patrimonio 521,650 100.0 519,694 100.0

Largo plazo 34,194 6.6 27,230 5.2 Corto plazo 28,667 5.5 28,151 5.4 Reservas 73,416 14.1 82,018 15.8 Patrimonio acumulado 385,373 73.9 382,295 73.6

Estado de Resultados Comparativamente con el cierre a diciembre de 2000, los productos por ventas al detalle

1. Finanzas

6

crecieron 0.3% en términos reales, mientras las ventas de energía eléctrica al usuario final aumentaron 1.3% y el precio medio facturado disminuyó 1 por ciento. Lo anterior impactó el Estado de Resultados de la CFE, de cuyo análisis deriva lo siguiente:

o Los productos ascendieron a $101,313 millones, ubicándose prácticamente en el mismo nivel que los obtenidos en el ejercicio anterior ($101,216 millones).

o El costo de explotación, que incluye los servicios personales, los energéticos, la

depreciación, los indirectos del corporativo y el costo del año de las obligaciones laborales, ascendió a $101,913 millones, observando una disminución en términos reales del 0.5%, originado principalmente por el ahorro en el costo de los energéticos de $2,593 millones, respecto de lo reportado el año anterior.

o El remanente de explotación (pérdida de operación), fue de $600 millones, y de $1,165

millones en 2000, debido principalmente a la insuficiencia de tarifas y al elevado costo de algunos energéticos.

o El subsidio otorgado por el Gobierno Federal a los usuarios del servicio ascendió a

$44,122 millones, observando un incremento del 0.5% respecto al ejercicio anterior. En este sentido, el subsidio fue mayor al aprovechamiento, por lo que existió una insuficiencia tarifaria de $5,606 millones, $5,289 millones en diciembre de 2000, misma que fue aplicada al patrimonio.

o Al cierre del ejercicio, el costo financiero fue de $323 millones, contra un producto

financiero de -$1,172 millones en 2000, debido principalmente a una menor ganancia monetaria (por menor inflación e incremento en los activos monetarios).

o No obstante, la utilidad neta fue de $6,150 millones, que significó un incremento de 2.8%

respecto de 2000.

o Por su parte, la relación precio/costo se ubicó en 0.71. Ésta incluye, del costo financiero, sólo los intereses correspondientes al 25% de la deuda y el 50% del arrendamiento, y excluye subsidios a tarifas, productos y gastos ajenos a la explotación. Las ventas netas a Luz y Fuerza del Centro (LyFC) se consideran en los productos.

1. Finanzas

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ESTADO DE RESULTADOS CONDENSADOMILLONES DE PESOS (AL CIERRE DE DICIEMBRE DE 2001)

Concepto 2000 2001 Variación %

Productos 1 101,216 101,313 0.1

Costo de explotación 102,381 101,913 -0.5Servicios personales 11,907 13,163 10.5Energéticos 52,297 49,704 -5.0Depreciación 16,707 16,651 -0.3Otros 12,873 13,141 2.1Obligaciones laborales 8,597 9,254 7.6

Remanente de explotación -1,165 -600 -48.5

Costo financiero -1,172 323 -127.6Intereses pagados 5,341 6,026 12.8Fluctuaciones -593 -3,105 423.6Intereses ganados 3,333 1,485 -55.4Resultado por posición monetaria -2,587 -1,113 -57.0

Resultado antes de aprovechamiento y subsidio 7 -923 N.A.

Productos y gastos ajenos a la explotación -1,150 -1,940 68.7Aprovechamiento 38,617 38,516 -0.3

Remanente antes de subsidio y de Impuesto Sobre la Renta sobre remanente distribuible -37,460 -37,499 0.1

Subsidio a tarifas 43,906 44,122 0.5

Resultados antes de ISR 6,446 6,623 2.7

Impuesto Sobre la Renta sobre remanente distribuible 464 473 1.9

Utilidad neta 5,982 6,150 2.8

Relación Precio / Costo 0.71 0.71 0.0

1 Incluye energía eléctrica en proceso de facturación y otros. 1.3. Indicadores financieros Del análisis de las principales relaciones financieras, se desprende lo siguiente:

o La CFE tiene una estructura financiera sana, lo que se confirma en los siguientes datos: El activo fijo neto representa el 89.5% del activo total.

El pasivo total equivale al 35.9% del patrimonio. Significa que por cada peso adeudado se tienen $2.8 propios.

El grado de apalancamiento es de 26.4%, que representa un bajo riesgo financiero.

La participación propia en el activo es de 73.6%.

o La CFE tiene una liquidez adecuada, derivada de la relación entre el activo circulante y el

pasivo a corto plazo, que es de 1.5 veces. Esto significa que la CFE, a menos de un año, por cada peso comprometido dispone de $1.50 para afrontar los compromisos en el periodo.

1. Finanzas

8

o Las cuentas por cobrar representan el 13.6% de los productos anuales, equivalentes a

poco más de un mes de facturación, que es un periodo razonable en función de los tiempos de toma de lectura, facturación y cobranza.

o Los productos de explotación equivalen al 21.8% del valor del activo fijo neto, en tanto

que el margen de operación (rentabilidad) resultó negativo en 0.6 por ciento.

o La vida útil remanente de los activos fijos en operación equivale al 57.8% de la vida probable y su depreciación promedio por año es de 3.6%; significa una garantía de por lo menos 16 años de capacidad instalada para generar energía eléctrica.

RELACIONES FINANCIERAS (%)

2000 2001

Balance

Pasivo a largo plazo / activo fijo neto 7.4 5.9Depreciación costo / activo fijo promedio 3.6 3.6Activo fijo neto / activo total 89.0 89.5Depreciación acumulada / activo fijo en operación 52.3 57.8Liquidez: Activo circulante / pasivo a corto plazo 1.5 1.5Activo circulante - materiales para operación / pasivo a corto plazo (veces) 1.1 1.1Apalancamiento: Pasivo / activo 26.1 26.4Patrimonio / pasivo 282.8 278.2Pasivo / patrimonio 35.4 35.9Patrimonio / pasivo (veces) 2.8 2.8Patrimonio / activo 73.9 73.6

Resultados

Costo de explotación / ventas totales 73.7 72.4Depreciación / ventas totales 16.5 16.4Gastos de Oficinas Nacionales / ventas totales 2.5 2.6Cuentas por cobrar / productos 12.2 13.6Rentabilidad1: Productos-costo / productos -1.2 -0.6Productos / activo fijo neto 21.8 21.8

1 No incluye productos y gastos ajenos a la explotación. 1.4. Ejercicio presupuestal Desde el punto de vista presupuestal, el balance primario fue superavitario en $7,115 millones, equivalente al 7.1% de los ingresos totales. Del análisis de sus principales rubros, destaca:

o Los ingresos totales en el periodo ascendieron a $100,557 millones, inferiores en términos reales en 4.8% al año anterior, derivado principalmente de que el precio medio resultó menor en términos reales.

o El gasto programable ascendió a $93,441 millones, 1.9% inferior en términos reales al

ejercido anterior, derivado del aumento del consumo y precio de algunos combustibles, del pago de impuestos y del incremento salarial.

1. Finanzas

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Dentro del gasto programable, destacan los siguientes rubros:

Los materiales y suministros representaron el 51.7% de los ingresos totales y el 55.6% del gasto programable.

Los servicios personales representaron el 18.0% de los ingresos totales y el 19.3% del gasto programable.

La inversión física ascendió a $14,482 millones, cifra que corresponde al 14.4% de los ingresos totales y al 15.5% del gasto programable.

CONCEPTO 2000 2001 Variación ( % )

Ingresos Totales 105,679 100,557 -4.8

Venta de Servicios 78,670 78,272 -0.5 Pagos de LyFC a cuenta de energía 19,439 17,956 -7.6 Ingresos diversos 6,153 4,209 -31.6 Operaciones ajenas 1,417 120 -91.5

Gasto Programable 95,263 93,441 -1.9

Gasto corriente 76,426 78,810 3.1 Servicios personales 16,516 18,090 9.5 Materiales y suministros 51,681 51,963 0.5 Servicios generales 8,229 8,757 6.4

Inversión física 18,552 14,482 -21.9

Operaciones Ajenas 285 150 -47.5

Balance Primario 10,416 7,115 -31.7

Intereses 5,798 6,408 10.5

Balance Financiero 4,618 708 -84.7

Transferencias del Gobierno Federal 0 0 N.A.Endeudamiento Neto -4,405 -1,686 -61.7 Disposiciones 5,055 3,868 -23.5 Amortizaciones 9,460 5,554 -41.3

EJERCICIO PRESUPUESTAL 1

MILLONES DE PESOS (AL CIERRE DE DICIEMBRE DE 2001)

1 Expresado como flujo de caja, a diferencia del Estado de Resultados Condensado, el cual se presenta como devengado.

2. Transformación corporativa

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La década de los 90´s fue un parte aguas en la industria eléctrica. El desarrollo de nuevos materiales dio paso a la tecnología de ciclos combinados de muy alta eficiencia para la generación de energía eléctrica. Este avance, aunado a la evolución de la tecnología de información y del entorno económico y político mundial, propiciaron un movimiento tendiente a modificar la integración de la industria eléctrica. Por lo anterior, en muchos países los monopolios verticalmente integrados dieron paso a mercados estructurados sobre principios de competencia. México no fue ajeno a la tendencia mundial. En 1992 se modificó el marco regulatorio para permitir una mayor participación de la iniciativa privada en el desarrollo del sector eléctrico, y a partir de 1999 hemos asistido a un nutrido debate sobre la estructura de la industria eléctrica nacional. En este contexto, la CFE continúa trabajando con el enfoque de proporcionar un servicio de excelencia a los clientes, aprovechando al máximo los recursos disponibles y mejorando sus indicadores. En el mismo sentido se solicitó a la Honorable Junta de Gobierno autorización para constituir un grupo de trabajo dedicado a coordinar los esfuerzos de la CFE para enfrentar los retos y oportunidades que presenta el nuevo entorno. Así, en 1999 inició el Programa de Transformación Corporativa (PTC), bajo la dirección del Comité de Transformación Corporativa (CTC) de la empresa. El PTC busca transformar a la CFE en una empresa más moderna, integrada por Divisiones de Negocios (DN) con enfoque en resultados financieros y operativos en un ambiente de mayor autonomía dentro del marco jurídico vigente, con el fin de que opere eficientemente ante cualquier esquema de reforma del sector. Esta transformación se está llevando a cabo mediante la implantación de un modelo de mercado interno de energía, que permite simular los resultados de sus DN en un ambiente de competencia. Para lograr un avance sostenible y adecuadamente orientado, el CTC estableció las siguientes premisas:

o Mantener en todo momento la seguridad y operatividad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), asegurando que las actividades mejoren la función operativa, seguridad o eficiencia del mismo.

o Asegurar la viabilidad técnica y económica de las propuestas de transformación, a fin de

garantizar una mejoría de la situación actual.

o Diseñar y operar un mercado virtual de energía para calcular precios de transferencia y fomentar una cultura empresarial de competencia en este entorno.

o Lograr que las propuestas de cambio, desde su diseño, sean prácticas y aplicables en

un horizonte de tiempo limitado.


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A partir del marco establecido por las premisas del programa, se inició un proceso de análisis y estudio que permitió establecer la visión de la transformación y sus iniciativas, así como ajustar el PTC sin dejar de tomar en cuenta los avances de la empresa y la información de otros procesos y de los mercados eléctricos en el mundo. El enfoque pragmático que caracteriza el PTC y la intención explícita de capacitar a la organización han implicado que la mayoría de los cambios se gesten únicamente en el terreno virtual; en contra partida, parte substantiva de los beneficios se han materializado en mejoras tangibles. La visión e iniciativas centrales del PTC, y sus actuales niveles de desarrollo se resumen a continuación. Visión de la Transformación Corporativa Formación de 20 divisiones de negocios virtuales:

Cinco de generación termoeléctrica.

Una de Administración de Contratos con Productores Externos de Energía.

Una de transmisión.

Trece de distribución.

Está en proceso de estudio la creación de una adicional para los servicios especializados, que sería constituida básicamente a partir de áreas de la Subdirección Técnica.

Centro Corporativo

Divisiones de Distribución

1 Bajío

2 Baja California

3 Centro - Oriente

4 Centro - Occidente

5 Centro - Sur

6 Golfo Norte

7 Golfo Centro

8 Jalisco

9 Noroeste

10 Norte

11 Oriente

12 Peninsular

13 Sureste

CENACE (Mercado de Energía)

Unidad Servicios

Especializados

1 División de

Transmi - sión

Centro Corporativo

Divisiones de Generación

1 Central

2 Noroeste

3 Norte

4 Occidente

5 Sureste 6 Administración de

Contratos con Productores Externos de Energía

Divisiones de Generación

1 Central

2 Noroeste

3 Norte

4 Occidente

5 Sureste 6 Administración de


1 Bajío

2 Baja California

3 Centro - Oriente


5 Centro - Sur

6 Golfo Norte

7 Golfo Centro

8 Jalisco

9 Noroeste

10 Norte

11 Oriente

12 Peninsular

13 Sureste


1 Bajío

2 Baja California

3 Centro - Oriente


5 Centro - Sur

6 Golfo Norte

7 Golfo Centro

8 Jalisco

9 Noroeste

10 Norte

11 Oriente

12 Peninsular

13 Sureste

CENACE (Mercado de Energía)

Unidad Servicios

Especializados

1 División de

Transmi - sión


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Con base en un enfoque pragmático, se decidió que las DN se integraran a partir de las áreas administrativas de la CFE, a pesar de que dicha constitución pudiera no ser óptima desde el punto de vista de un mercado real. Así, las cinco gerencias regionales de generación más la Gerencia de Administración de Contratos con Productores Externos de Energía quedaron constituidas formalmente como áreas de la Subdirección de Generación; las 13 gerencias de distribución pertenecen a la Subdirección de Distribución, mientras que la división de Transmisión, se adscribió a la Subdirección de Transmisión, Transformación y Control. En la etapa inicial el énfasis se centró en alcanzar los siguientes criterios:

o Identificar, asignar y regularizar el patrimonio. o Generar estados financieros (con base en el mercado de energía virtual). o Contar con la mayor autonomía de gestión posible dentro del marco normativo vigente. o Establecer contratos para adquirir servicios especializados entre divisiones y otras

áreas de la empresa y de adhesión al mercado de energía. o Desarrollar habilidades en administración de empresas y mercado de energía. o Contar con un Consejo de Evaluación de Resultados (símil de un consejo de

administración). Uno de los principales objetivos del PTC durante el 2001 fue consolidar las DN, para lo que se estableció un programa de seguimiento que considera los siguientes elementos:

o Calidad de la exposición ante el Consejo de Evaluación de Resultados, de acuerdo al dominio de los temas técnico, financiero, administrativo y mercado.

o Capacidad de responder a los cuestionamientos de los consejeros. o Presentación de las iniciativas estratégicas, basadas en estudios financieros, técnicos y

económicos. o Calidad de la información, evaluada con base en las diferencias con los consolidados de

la CFE, con énfasis en los rubros clave. o Avance en el Programa de Regularización de Bienes Inmuebles.

Otra de las grandes vertientes del PTC es el diseño e instrumentación de un mercado virtual de energía eléctrica de la CFE. Éste se basa en precios marginales nodales de la energía, que son ponderados para proporcionar precios regionales de la misma y también considera pagos regionales por la capacidad despachada y la reserva, hasta el límite del 27 por ciento. El pago es determinado por el costo de la tecnología marginal de expansión del sistema (ciclo combinado, operando con gas). Dicho pago es ajustado en forma retrospectiva, a la alza o a la baja, ajustando los pagos de capacidad del año siguiente. El mercado paga los servicios auxiliares mediante un sistema generalizado y uniforme de reconocimiento de costos. Durante el periodo concluyó la depuración de los sistemas de cómputo y el análisis de resultados del mercado, lo que trajo como consecuencia un ligero ajuste a las reglas. Se desarrollaron aplicaciones adicionales, páginas web y sistemas que sirven para monitorear el


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poder de mercado de los generadores, así como para presentar y comunicar resultados, entre otras funciones. También hubo avances en la consolidación del sistema de medición de energía en tiempo real. A finales de 2001 la lectura del 90% de la energía generada en el país podía transmitirse en forma horaria al “nodo central” del mercado de energía en la Ciudad de México. Actualmente continúan los trabajos para mejorar la calidad de la información transmitida. El mercado virtual de energía reviste tal importancia que se creará formalmente una Gerencia de Mercado, dependiente del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), de la Subdirección de Transmisión, Transformación y Control. En la CFE se ha realizado un gran esfuerzo, que ha dado por resultado logros notables encaminados a que la empresa esté preparada para interactuar con niveles óptimos en un entorno mundial cada vez más demandante.

3. Ampliación de la infraestructura

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Durante el 2001 la CFE continuó la promoción de los esquemas de participación privada permitidos por el marco legal vigente, con la finalidad de atraer la inversión necesaria para la ejecución de los proyectos de infraestructura eléctrica requeridos para el cumplimiento de los programas de incremento a la capacidad de generación, transmisión y transformación de energía eléctrica en el país. En este sentido, se han efectuado esfuerzos importantes para simplificar los procesos de licitación, lo que ha permitido dar mayor transparencia a la contratación de proyectos, con lo que se pretende mantener el interés de los inversionistas y que además permita atender el compromiso contraído con el ejecutivo federal. 3.1. Centrales generadoras Inversión financiada directa Bajo la modalidad Construcción, Arrendamiento y Transferencia (CAT) entraron en operación comercial las centrales ciclo combinado (CCC) Chihuahua (1era. Etapa) y Rosarito III (Unidades 8 y 9), la central geotermoeléctrica (CG) Tres Vírgenes y la central diesel (CDi) Puerto San Carlos II, con capacidades comprometidas para entregar a la red de: 445, 497, 10 y 39 MW respectivamente, para un total de 992 MW. En la modalidad OPF (Obra Pública Financiada), se continuó con la construcción de la central geotermoeléctrica (CG) Los Azufres II y Campo Geotérmico con capacidad de 100 MW, así como con la 2ª. Etapa de la central hidroeléctrica (CH) Manuel Moreno Torres con 930 MW de capacidad. En la misma modalidad también inició la conversión de la unidad turbogas de El Sauz a ciclo combinado, con capacidad de 137 MW, para una capacidad conjunta en construcción de 1,167 MW. En la misma modalidad están programadas para licitarse durante el año 2002, las centrales de combustión interna (CCI) Guerrero Negro II y Baja California Sur I, con capacidad de 9 y 37 MW, respectivamente; la conversión de la unidad turbogas Hermosillo a ciclo combinado, para adicionar 82 MW de capacidad; la central carboeléctrica (CCa) Petacalco II con 700 MW, así como la CH El Cajón con 676 MW. La capacidad conjunta a licitar bajo esta modalidad es de 1,504 MW. Inversión con recursos presupuestales Continuó el Programa de Contingencia con la construcción de 507 MW: 247 MW de la central termoeléctrica (CT) Valle de México (Repotenciación de la U-4), y 129 y 130 MW de las unidades de turbogas de El Sauz y El Encino, respectivamente. Obras de servicios asociados a centrales de generación En la central dual (CD) Presidente Plutarco Elías Calles (Petacalco) se realizaron las pruebas y puesta en operación de las unidades 3, 4, 5 y 6, utilizando carbón como combustible, lo que permitió operar el sistema de manejo de cenizas de la central. Cabe mencionar que por el


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momento sólo las unidades 1 y 2 queman combustóleo, y está previsto efectuar pruebas con carbón durante los paros para mantenimiento que están programados durante el año 2002.

Fecha ProgramadaUnidad, Módulo Capacidad1 de Operación

Tipo Central o Fase Esquema (MW) Comercial

En operación comercial: 992.2

CC Chihuahua, 1era Etapa, (Chihuahua II, Encinos) 1 CAT 445.0 Mayo de 2001CG Tres Vírgenes 1 CAT 10.0 Junio de 2001CC Rosarito III, U-8 y 9, (Presidente Juárez) 1 CAT 497.6 Julio de 2001CDi Puerto San Carlos II, (Gral. Agustín Olachea) 2 CAT 39.7 Diciembre de 2001

En construcción: 1,674.4

Obra pública financiada (OPF) 1,167.0

CG Los Azufres II y Campo Geotérmico 4 OPF 100.0 Enero de 2003CC El Sauz conversión de TG a CC 1 OPF 137.0 Octubre de 2003CH Manuel Moreno Torres (2da. Etapa) 1, 2 y 3 OPF 930.0 Abril de 2004

Recursos presupuestales (PRE) 507.4

CT Valle de México (Repotenciación U-4) 1 PRE 246.8 Junio de 2002CT El Sauz (Unidad turbogas) 1 PRE 129.7 Junio de 2002CT El Encino (Unidad turbogas) 1 PRE 130.9 Junio de 2002

Para licitación en 2002 1,504.5

CCI Guerrero Negro II 1, 2 y 3 OPF 9.0 Diciembre de 2003CCI Baja California Sur I 1 OPF 37.5 Junio de 2004CC Hermosillo, conversión de TG a CC 1 OPF 82.0 Julio de 2004CCa Petacalco II 1 OPF 700.0 Octubre de 2006CH El Cajón 1 y 2 OPF 676.0 Mayo de 2007

1 Capacidad neta.

PROYECTOS CON INVERSION FINANCIADA DIRECTAY RECURSOS PRESUPUESTALES

Inversión financiada condicionada En este esquema de inversión las obras son propiedad de los privados, quienes mantienen contratos de capacidad y energía con la CFE. En la modalidad de PEE se incrementó la capacidad en 971 MW con la entrada en operación de las CCC Hermosillo con 229 MW, Saltillo con 247 MW y Tuxpan II con 495 MW. Continuaron las etapas constructivas de las centrales CCC Río Bravo II, Monterrey III, Bajío, Altamira II y Campeche, con capacidades en MW de 495, 488, 495, 495 y 252, respectivamente. Asimismo, se inició la construcción las CCC Naco-Nogales, Rosarito IV (Unidades 10 y 11), Tuxpan III y IV, Chihuahua III y Altamira III y IV con capacidades en MW de 258, 489, 983, 259 y 1,036, respectivamente. Con estas centrales se incrementará la capacidad de generación en


16

5,251 MW. Al final del periodo estaban en proceso de licitación 1,914 MW, integrados por las CCC Río Bravo III con 495 MW, Río Bravo IV con 490 MW, Tuxpan V con 479 MW, y La Laguna II con 450 MW. Para el año 2002 se tiene programado publicar las convocatorias para la licitación de las CCC Mexicali II, Altamira V, Agua Prieta II, Tamazunchale y Valladolid III, con capacidades en MW de 261, 1,026, 456, 1,016 y 508, respectivamente, para un total de 3,267 MW.

Fecha ProgramadaUnidad, Módulo Capacidad

1de Operación

Tipo Central o Fase (MW) Comercial

En operación comercial: 971.4

CC Hermosillo 1 228.9 Octubre de 2001CC Saltillo 1 247.5 Noviembre de 2001CC Tuxpan II 1 495.0 Diciembre de 2001

En construcción: 5,251.3

CC Río Bravo II 1 495.0 Enero de 2002CC Monterrey III 1 488.9 Marzo de 2002CC Bajío 1 495.0 Marzo de 2002CC Altamira II 1 495.0 Mayo de 2002CC Campeche 1 252.4 Marzo de 2003CC Naco-Nogales 1 258.0 Abril de 2003CC Rosarito IV (Unidades 10 y 11) 1 489.0 Abril de 2003CC Tuxpan III y IV 1 y 2 983.0 Mayo de 2003CC Chihuahua III 1 259.0 Mayo de 2003CC Altamira III y IV 1 y 2 1,036.0 Octubre de 2003

Licitados: 1,914.2

CC Río Bravo III 1 495.0 Abril de 2004CC Tuxpan V 1 479.2 Marzo de 2005CC Río Bravo IV 1 490.0 Abril de 2005CC La Laguna II 1 450.0 Abril de 2005

Para licitación en 2002 3,267.0

CC Mexicali II 1 261.0 Junio de 2005CC Altamira V 1 1,026.0 Junio de 2005CC Agua Prieta II 1 456.0 Abril de 2006CC Tamazunchale 1 1,016.0 Abril de 2006CC Valladolid III 1 508.0 Abril de 2006

1 Capacidad neta.

PROYECTOS CON INVERSION FINANCIADA CONDICIONADAPRODUCTOR EXTERNO DE ENERGIA

3.2. Líneas de transmisión y subestaciones Líneas de transmisión

o Inversión financiada directa y con recursos presupuestales


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Durante el periodo se construyeron un total de 2,957 km-c de longitud, de los cuales 1,184 corresponden a tensiones de 400 kV, 743 de 230 kV y 1,030 a menores de 230 kV. Para la etapa constructiva había un total de 4,415 km-c de longitud: 1,986 para tensiones de 400 kV; 1,333 de 230 kV y 1,096 menores a 230 kV.


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Nivel de Nombre de la obra Esquema Longitud enTensión (kV) km-c

Concluidas 2,957.1

400 1,183.7

Kilómetro 20 - Escárcega Potencia CAT 302.4Malpaso - Kilómetro 20 CAT 108.7Champayan Entronque Altamira -Guemez Línea-1 OPF 2.0Champayan Entronque Altamira -Guemez Línea-2 OPF 2.0Ixtapa Potencia - Pie de la Cuesta OPF 215.0Puerto Altamira - Champayan Línea- 1 OPF 66.2Tres Estrellas - Poza Rica II OPF 108.8Yautepec Potencia Entronque Tecali - Topilejo OPF 62.0Aeropuerto - Cumbres PRE 58.2Almoloya - Atlacomulco II PRE 27.5Anahuac Ciclo Combinado. Aeropuerto PRE 120.0Cañada Entronque Aguascalientes Potencia - Atequiza PRE 57.0Mazatlán II - Puerto Industrial. 3 PRE 44.8Monterrey 3 - Huinala I PRE 0.7Saltillo Ciclo Combinado Entronque. Villa García-Torreón Sur PRE 6.0Tamos Entronque Altamira - Poza Rica PRE 2.4

230 743.3

Cerro Prieto II - Puerto Industrial San Luis Río Colorado OPF 65.0El Quemado Entronque Mezcala - Los Amates OPF 7.4Juile - Juchitan II OPF 147.0Louisiana Entronque Mochis Industrial - Mochis II OPF 62.0Louisiana Entronque. Topolobampo II - Mochis Industrial OPF 36.0Pie de la Cuesta Entrada Mezcala - Los Amates OPF 1.5Pie de la Cuesta Entrada Mezcal - El Quemado OPF 63.0Río Escondido - Piedras Negras OPF 35.0Anahuac Ciclo Combinado Entronque Río Bravo - Matamoros Potencia. PRE 18.8Cañada Entronque Aguascalientes Oriente - Calera II PRE 13.4Jalacingo - El Castillo PRE 53.0Las Delicias Ciclo Combinado Entronque San Luis de la Paz II - Querétaro PRE 2.0Las Delicias Ciclo Combinado Entronque San Luis de la Paz II - Queretaro PRE 4.3Lomas Entronque Rosarito II - Ciprés PRE 6.6Malpaso - Planta IndustrialI.3 PRE 4.6Niños Héroes Entronque Tesistán - Térmica Zapopan PRE 9.2Panamericana Potencia Entronque Presidente. Juárez - Tijuana 1 PRE 6.2Pantepec Entronque Poza Rica I - Minera Autlán PRE 2.6Potrerillos Entronque León II - León III PRE 80.0San Luis de la Paz II Entronque Querétaro I - San. Luis Potosí. PRE 1.4Texcoco Entronque Zocac - Valle de México PRE 2.0Ticul II - Sur Mérida Pot. PRE 121.2Uruapan Pot. Ent. Uruapan III - Apatzingan I PRE 0.3Zamora Pot Ent. Carapan II - Ocotlan PRE 0.8

Menores de 230 1,030.1

En construcción 4,415.3

400 1,986.4

Huinalá - P.V. Monterrey. CAT 34.0P.V. Monterrey - HYLSA. CAT 8.0P.V. Monterrey - Entronque Escobedo - Huinalá CAT 18.0Anahuac Pot. - El Potosí OPF 516.0Champayan - Anahuac Pot. OPF 194.0El Fresnal C.C. - Nacozari ( Tend. 1er Circ) OPF 200.0El Sabino Entronque Angostura - Chicoasen OPF 24.0El Salto - Teotihuacan OPF 296.0Laja Entronque Huinalá - Guemez OPF 2.0Poza Rica II - El Salto ( Necaxa ) OP. Inicial 230 KV OPF 128.0Salamanca P.V. - Potrerillos OPF 154.0Tecali - Yautepec (Tend.Primer Circuito) OPF 212.0Tres Estrellas - Poza Rica II (Línea 2) OPF 110.4Atlacomulco II - Atlacomulco I PRE 90.0

230 1,333.0

Rosarito II - Ciprés ( sólo serán 3 Circs) CAT 360.0Carapan II - Uruapan Pot. (Tend. 1er. circ.) OPF 136.0Cárdenas II - Comalcalco Ote. OPF 90.0El Potosí Entronque S. Luis Potosí I - S. Luis Potosí II OPF 53.2El Sabino - Cintalapa ( Tend. 1er. Circ.) OPF 112.0San Luis Potosí I - San Luis Potosí II OPF 22.8Zaachila - Ejutla OPF 43.0Zaachila Entronque Temascal II - Oaxaca Pot. OPF 50.0Anahuac C.C. - Lauro Villar PRE 144.0Imperial Valley - La Rosita (2º. Circuito) PRE 10.0La Pila - Entronque S. Luis Potosí PV-S.L.P. II (2º. Circ.) PRE 8.0Metrópoli - La Rosita PRE 4.0Metrópoli - Rumorosa PRE 4.0Rosarito II - Tijuana I PRE 57.0San Bernabé Entronque Águilas - Topilejo PRE 56.0Temascal II - Oaxaca Pot. (Tend. 1er. Circ.) PRE 183.0

Menores de 230 1,095.9

PRINCIPALES LINEAS DE TRANSMISION CONCLUIDAS Y EN CONSTRUCCION


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Para inversión financiada en la modalidad OPF, en el periodo se encontraban en proceso de licitación 1,846 km-c, además de 2,834.9 km-c programados para su licitación durante el año 2002. Subestaciones

o Inversión financiada directa y con recursos presupuestales Se construyeron un total de 7,451.5 MVA, integrados por 2,428 en tensiones de 400 kV, 4,156 de 230 kV y 867.5 menores a 230 kV. En proceso constructivo hay un total de 3,813 MVA, de los cuales 2,250 corresponden a tensiones de 400 kV, 1,333 de 230 kV y 230 menores a 230 kV.

Nivel de Nombre de la obra Esquema CapacidadTensión (kV) MVA

Concluidas 7,452

400 2,428

San Jerónimo Potencia Banco. 5. SF6 CAT 500Yautepec Potencia Banco. 2 OPF 500Aeropuerto Ampliación. (Reynosa) PRE 500Atlacomulco maniobras PRE 178Tepic II Ampliación. Banco. 4 PRE 375Texcoco Banco. 5 PRE 375

230 4,156

División del Norte OPF 400Escárcega Potencia Banco. 4 OPF 100Francisco Villa Banco. 4 OPF 100Guadalajara Norte Ampliación. Banco. 3 OPF 60La Rosita Banco 1 OPF 300Loma Banco. 1 OPF 300Louisiana Banco 1 OPF 300Monclava Banco. 3 OPF 133Nueva Rosita Banco. 4 OPF 133Obregón 4 Banco. 5 OPF 100Pantepec Banco. 1 OPF 132Parque Industrial San Luis Rio Colorado Banco 2 OPF 300Pie de la Cuesta Banco 1 OPF 300Potrerillos Banco. 1 OPF 133Río Escondido Banco. 3 OPF 100San Luis Potosí II Ampliación Banco.2 OPF 100Uruapan Potencia Banco. 1 OPF 100Uruapan Potencia. Banco. 2 OPF 133Zamora Potencia. Banco. 1 OPF 133Culiacán Potencia Sustitución Banco.2 PRE 400Guamuchil II Banco. 2 PRE 100Metrópoli Banco. 3 PRE 99Pueblo Nuevo Banco. 2 PRE 100Reforma Banco. 4 ( Provisional) PRE 100

Menores de 230 867.5

En construcción 3,813.0

400 2,250.0

El Potosí Bancos. 1 y 2 OPF 875El Sabino OPF 500San Martín Potencia Banco.1 OPF 500San Lorenzo Potencia Banco.2 PRE 375

230 1,333.0

Juchitan II Banco. 2 OPF 100Terranova Banco. 1 OPF 400Zaachila Banco. 1 OPF 300Lomas Banco.2 PRE 133Paso del Norte Banco 1 PRE 400

Menores de 230 230.0

PRINCIPALES SUBESTACIONES CONCLUIDAS Y EN CONSTRUCCION


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Al cierre del año y en la modalidad OPF, estaban en proceso de licitación 1,100 MVA, y programados 3,922.2 MVA para licitarse durante el 2002.

4. Capacidad de generación

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4.1. Capacidad efectiva Al finalizar el periodo, la capacidad efectiva de generación ascendió a 36,236 MW, que comparada con el cierre del año anterior de 35,386 MW, resultó un incremento de 851 MW, equivalente al 2.4 por ciento. El incremento de la capacidad de generación durante el periodo se debe a la entrada en operación comercial de la CCC Chihuahua II (Encinos), unidades 1,2 y 3 con 423 MW; la CCC Presidente Juárez, unidades 1 y 2 con 496 MW; la CG Tres Vírgenes con 10 MW, y la CDi Gral. Agustín Olachea con 41 MW. Por otra parte, hubo disminuciones a la capacidad por 120 MW, debido a retiros, modificaciones y enajenaciones. Al 31 de diciembre de 2001 la capacidad efectiva de generación de la CFE se integró por 155 centrales, que incorporaron 526 unidades generadoras, mismas que utilizan diferentes fuentes de energía para producir electricidad.

Tipo 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Centrales Unidades

Total 33,920 33,944 34,384 34,839 35,386 36,236 155 526

Hidrocarburos 19,504 19,522 20,296 20,729 21,174 22,041 79 292

Combustóleo o gas 14,071 14,058 14,058 14,058 14,058 14,058 28 93 Ciclo combinado 1,912 1,942 2,463 2,463 2,914 3,733 10 40 Dual 2 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 1 6 Turbogás 1,301 1,301 1,555 1,990 1,986 2,007 32 79 Combustión interna 121 121 120 118 116 143 8 74

Fuentes Alternas 14,416 14,422 14,088 14,110 14,212 14,195 76 234

Hidroeléctrica 9,761 9,761 9,427 9,390 9,390 9,390 64 182 Carboeléctrica 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2 8 Nucleoeléctrica 1,309 1,309 1,309 1,368 1,365 1,365 1 2 Geotermoeléctrica 744 750 750 750 855 838 7 34 Eoloeléctrica 2 2 2 2 2 2 2 8

1 Al 31 de diciembre. 2 La central de Petacalco, a partir del año 2001 inició la quema de carbón en cuatro de sus seis unidades.

CAPACIDAD EFECTIVA POR TIPO ( MW ) 1 2001

4.2. Consumo de combustibles Al cuantificar el consumo de combustibles en valores equivalentes de energía, el combustóleo es el de mayor consumo durante el periodo, con 22 millones de metros cúbicos (380 mil barriles diarios) y una participación de 60.8 por ciento. El segundo lugar lo ocupa el gas natural con un volumen de 10 mil millones de metros cúbicos (970 millones de pies cúbicos diarios), equivalentes al 17.1 por ciento. El consumo de este combustible está en incremento debido a la entrada de nuevos ciclos combinados. En tercer lugar está el carbón con 11.3 millones de toneladas (31,200 toneladas diarias), es


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decir el 14.1%, mientras que el uranio ocupa el cuarto lugar en consumo con un porcentaje de 5.8%, equivalentes a 29.4 toneladas equivalentes de uranio enriquecido. El último sitio lo ocupa el diesel con 472 mil metros cúbicos (8,100 barriles diarios), con el 1.2 por ciento.

CONSUMO DE COMBUSTIBLES

Combustible Unidad 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Hidrocarburos Combustóleo 10 6 m 3 17.240 19.743 21.677 21.288 22.896 21.952 Gas natural 10 9 m 3 5.106 5.617 6.526 7.264 9.128 10.032 Diesel 10 6 m 3 0.246 0.343 0.500 0.454 0.660 0.472 Carbón 10 6 ton 8.984 8.853 9.345 9.468 9.566 11.398 Uranio 1 ton 26.039 34.228 30.566 32.936 27.481 29.419

1 Toneladas equivalentes de uranio enriquecido.

4.3. Generación Durante el periodo, la generación de energía eléctrica alcanzó 190,881 GWh, equivalentes a un incremento de 0.46 por ciento. La participación de la generación a base de hidrocarburos aumentó de 65.6% a 68.2%, mientras que la generación hidroeléctrica disminuyó en 14.7% con respecto al año 2000. Los tipos de centrales que tuvieron incrementos fueron: turbogas en 3.5%; ciclo combinado en 26.6%; las centrales de combustóleo o gas (vapor convencional) en 0.6% y la central dual en 4.0 por ciento. Las unidades con mayor contribución en el proceso de generación son las que utilizan combustóleo o gas (vapor convencional), con una participación del 47 por ciento. La generación con fuentes alternas a los hidrocarburos fue del 31.8%, siendo las de mayor aportación las unidades hidroeléctricas y carboeléctricas con 14.6% y 9.7%, respectivamente.


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GENERACIÓN BRUTA POR TIPO ( GWh )

Tipo 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Total 149,970 159,831 168,982 179,068 189,995 190,881

Hidrocarburos 88,336 100,803 112,377 113,181 124,556 130,204

Combustóleo o gas 74,129 81,559 85,207 84,128 89,254 89,773 Dual 1

2,775 7,001 12,692 11,234 13,569 14,109 Ciclo combinado 10,661 11,233 13,184 15,526 16,417 20,789 Turbogás 352 547 980 1,912 4,896 5,066 Combustión interna 419 462 314 381 420 467

Fuentes Alternas 61,634 59,028 56,605 65,887 65,439 60,677

Hidroeléctrica 30,287 25,527 23,722 32,005 32,613 27,810 Carboeléctrica 17,735 17,575 17,956 18,251 18,696 18,567 Nucleoeléctrica 7,878 10,456 9,265 10,002 8,221 8,726 Geotermoeléctrica 5,729 5,466 5,657 5,623 5,901 5,567 Eoloeléctrica 5 4 5 6 8 7

1 La central de Petacalco, a partir del año 2001 inició la quema de carbón en cuatro de sus seis unidades. 4.4. Productores externos de energía Los PEE cuentan con una capacidad efectiva de 1,456 MW, que incluye las CCC: Mérida III (484 MW), Hermosillo (229 MW), Saltillo (248 MW) y Tuxpan II (495 MW). Durante el año, las aportaciones de los PEE a la red eléctrica de la CFE fueron de 4,036 GWh, integrados de la siguiente forma: Mérida III proporcionó 3,196 GWh, operando durante todo el año; Hermosillo con 440 GWh, que empezó su operación comercial en octubre; Saltillo con 211 GWh, cuyo arranque fue en noviembre; y Tuxpan II que aportó 189 GWh en el mes de diciembre. La energía entregada a la red de la CFE no incluye las aportaciones por la puesta en servicio de las centrales.

5. Transmisión, transformación y distribución

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5.1. Transmisión La red de transmisión, conformada por los niveles de tensión de 400, 230 y 161 kV, creció en 1,577 km, alcanzando la cifra de 36,848 km. En alta tensión, donde los niveles son de 138, 115, 85 y 69 kV, el incremento fue de 1,169 km, para llegar a 40,796 km. Con la integración de 14,619 km adicionales a la red de distribución, ésta llegó a los 554,374 km en tensiones de 34.5, 23, 13.8, 6.6, 4.16 y 2.4 kV, incluyendo baja tensión. Con lo anterior, la longitud total de la red eléctrica alcanzó los 632,018 km.

LONGITUD DE LÍNEAS ( km )

Nivel de tensión (kV) 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Total 552,073 572,187 587,476 601,030 614,653 632,018

Transmisión 31,116 31,804 33,063 34,079 35,271 36,848

400 11,337 11,908 12,249 12,399 13,165 13,695 230 18,878 19,374 20,292 21,224 21,598 22,645 161 456 456 456 456 508 508 150 445 66 66 0 0 0

Subtransmisión 36,379 36,846 38,226 38,844 39,627 40,796

138 1,171 1,171 1,176 1,018 1,029 1,051 115 31,422 32,003 33,406 34,151 34,972 36,199 85 220 185 185 185 185 186 69 3,566 3,487 3,459 3,490 3,441 3,360

Distribución 484,578 503,537 516,187 528,107 539,755 554,374

34.5 54,897 55,638 57,135 58,996 60,300 61,756 23 20,505 22,056 22,765 23,323 23,756 24,663

13.8 211,533 219,253 226,922 233,232 239,748 246,304 6.6 1 683 688 600 587 582 572

Baja tensión 196,960 205,902 208,765 211,969 215,369 221,079

1 Incluye tensiones de 4.16 y 2.4 kV.

Para lograr una operación segura y económica del sistema eléctrico, el CENACE con sus ocho áreas de control se encargan de establecer las políticas, criterios y normas de operación, además de planear y analizar las necesidades de mantenimiento del parque de generación y del sistema de transmisión. 5.2. Transformación En paralelo al desarrollo del sistema de transmisión y de su interconexión, la CFE realizó actividades para incrementar la capacidad de transformación en subestaciones, contando a fines del periodo con 146,634 MVA, de las cuales el 71.2% son reductoras y 28.8% elevadoras. La tasa de crecimiento con respecto al año 2000 fue de 5.1 por ciento.

5. Transmisión, transformación y distribución

25

CAPACIDAD EN SUBESTACIONES ( MVA )

Tipo 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Total 117,173 121,636 126,703 134,409 139,519 146,634

Reductoras 74,769 81,154 84,798 92,311 97,501 104,349

Elevadoras 42,404 40,482 41,905 42,098 42,018 42,285

5.3. Distribución El sistema de distribución y alta tensión de la CFE está constituido por 595,170 km de líneas (554,374 km de distribución y 40,796 km de alta tensión) y 1,371 subestaciones con 33,078 MVA instalados. Los sistemas de distribución crecen con una tasa del 2.72% anual. Para atender de manera eficaz los requerimientos de energía eléctrica de los nuevos clientes, se aplican procesos de ingeniería con tecnologías de vanguardia que permiten analizar las diferentes opciones disponibles y seleccionar las más viables y mejores para la empresa, tanto en lo técnico como en lo económico. A fin de optimizar y modernizar la distribución, se determinó que la ejecución de la planeación, construcción, mantenimiento y operación de las redes de distribución se integrara en un sólo sistema de distribución. Automatización Derivado de las acciones realizadas en la red de distribución, los tiempos de interrupción y el número de usuarios afectados han disminuido, minimizando las pérdidas económicas, especialmente en los sectores comercial e industrial. Desde diciembre del 2001, 81 ciudades cuentan con sistemas automatizados, con un total de 2,368 puntos que permiten aislar las fallas, haciendo posible que se restablezca el servicio con mayor rapidez. Lo anterior mejoró la continuidad en el suministro de energía eléctrica y la calidad en el servicio a los clientes.

6. Comercialización

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6.1. Compromiso con los clientes Mejorar la atención al cliente es un objetivo prioritario de la CFE. Para esto se han consolidado los programas para la instalación de módulos de autoatención, centros de servicios por teléfono y de atención personal a grandes clientes. Durante el año, inició la operación del portal de la CFE (www.cfe.gob.mx), donde los clientes pueden consultar la facturación de su servicio y su historial de consumo. Este portal cuenta con la más alta tecnología para garantizar un servicio eficiente y alta disponibilidad. Contiene, entre otras secciones de interés:

o Información para proveedores e inversionistas o Estados financieros trimestrales de la CFE o Todas las licitaciones que realiza la empresa o El programa anual de adquisiciones o Visitas virtuales a centrales de generación o Recomendaciones para uso eficiente de energía o Acceso al Centro meteorológico de la empresa, con servicio en línea o Sección para niños o Síntesis informativa y noticias del sector eléctrico o Visita al Museo Tecnológico de la CFE

También se diseñó un nuevo formato del aviso-recibo, que permite a los usuarios conocer detalladamente la forma en la que se integran los conceptos de cargo. Por otro lado, en la encuesta de percepción sobre el servicio realizada en 2001, la CFE obtuvo una calificación general de 8.2 (en una escala de 0 a 10), lo que colocó a la empresa como la entidad de servicios mejor evaluada, superando instituciones bancarias, de agua potable, compañía telefónica y otras. Al cierre del periodo operaban 974 módulos CFEmático, que permiten realizar más de 1.4 millones de operaciones mensuales, equivalentes al 14.5% de la cobranza de la entidad, mayor en cuatro puntos porcentuales respecto al periodo anterior. Asimismo, con 111 Centros de Servicio al Cliente está cubierto el 100% de las áreas urbanas del país, beneficiando a 60 millones de habitantes, a los que se proporciona telefónicamente toda la gama de servicios a que tienen acceso en nuestras oficinas, excepto pagos. La CFE brinda atención personal a 10,500 empresas consideradas como grandes clientes, ofreciéndoles todo tipo de servicios de apoyo, consulta y asesoría. Este servicio ha probado su utilidad en casos como los cambios de tarifa, donde personal de la CFE explica ampliamente las modificaciones y sus repercusiones, dando opciones para mejorar la administración de la energía eléctrica. El número de atención telefónica 071 continúa operando en todas las zonas de la República donde la CFE proporciona servicio. Anualmente, más de 15 millones de llamadas son atendidas.


27

6.2. Compromiso de servicio Además de contar con indicadores de control de gestión para dar seguimiento a los diferentes procesos de la CFE, se han establecido 11 compromisos de servicio, cuya finalidad es lograr la mejora continua y que sus clientes la perciban. Los valores de los compromisos de servicio han venido evolucionando desde 1998 con representatividad en cada zona del país, hasta llegar a concertarlos de manera nacional en el ejercicio de 2001. Con esto se logró ofrecer nacionalmente el mismo nivel de servicio. A continuación pueden observarse los compromisos de servicio, con las metas urbanas y rurales, establecidas para el año 2001.


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Compromisos de servicio

Compromiso Siglas Descripción Unidad Urbano Rural

1 Restablecimiento de suministro individual. RSI

Tiempo máximo para restablecer el suministro a clientes servidos con acometida individual en baja tensión.

Hora 10 30

2 Restablecimiento de suministro sector fuera.

RSS

Tiempo máximo para restablecer el suministro a todos los clientes alimentados de un sector o área de distribución fallada.

Hora 4 10

3 Restablecimiento de suministro en alimentador de media tensión.

RSM

Tiempo máximo para restablecer el suministro a todos los clientes alimentados de un circuito, o un servicio individual, de media tensión.

Hora 2 6

4 Máxima espera en fila. MEF

Tiempo máximo que un cliente debe esperar en fila para recibir atención.

Minuto 15 15

5 Atención de solicitudes de suministro para servicios especiales y electrificación.

SSE

Tiempo máximo para dar una respuesta por escrito a una solicitud de suministro especial o de electrificación.

Días 10 15

6 Atención de solicitudes de suministro para servicios en media tensión y fraccionamientos.

SMT

Tiempo máximo para dar una respuesta por escrito a una solicitud de suministro en tensiones mayores de 1 kV y menores a 35 kV o a una solicitud de fraccionadores, en ambos casos para cargas hasta de 500 kVA.

Días 10 15

7 Conexión de nuevos suministros en tarifas 1 y 2.

CT1

Tiempo máximo para conectar nuevos suministros en tarifas 1 y 2, cuando no es necesario construir o modificar la red de distribución.

Días 2 8

8 Conexión de nuevos suministros en tarifas de media tensión. CMT

Tiempo máximo para conectar un suministro en tensiones mayores de 1 kV, pero menores o iguales a 35 kV, cuando no es necesario construir o modificar la red de distribución.

Días 3 5

9 Atención de inconformidades por alto consumo. IAC

Tiempo máximo para dar respuesta a un cliente que presenta -en la unidad comercial, el centro de servicios al cliente o el módulo CFEmático- una inconformidad por alto consumo.

Días 4 5

10 Reconexión de servicios cortados por falta de pago.

RSC Tiempo máximo para reconectar un

suministro en baja o en media tensión que fue cortado por falta de pago.

Días 1 3

11 Construcción de obras y conexión de suministros derivados de solicitud de servicio especial.

COC

Tiempo máximo para la construcción de obras y conexión de suministros que requirieron una solicitud especial, en baja o en media tensión, individual o colectiva, para cargas hasta 500 kVA.

Días 30 45


29

6.3. Ventas por tipo de servicio Durante el 2001, las ventas totales ascendieron a 165,943 GWh, mayores en 1.6% a las registradas en 2000. Las ventas directas al público ascendieron a 127,593 GWh superiores en 1.3%, destacando las ventas al sector doméstico, que crecieron en 7.3%, al comercial con 5.6%, servicios con 3.4% y la mediana industria con 2.7 por ciento. De las ventas directas, el 59.3% fue a la industria, el 25% al servicio doméstico, el 6.7% al comercio, el 5.8% al riego agrícola y el 3.2% al servicio público.

VENTAS ( GWh ) Tipo de servicio 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Total 127,272 135,890 143,308 152,012 163,276 165,943

Ventas directas al público 97,518 104,794 110,711 117,431 125,927 127,593

Industrial 57,789 63,356 66,626 71,078 76,390 75,747 Empresa mediana 28,696 31,107 33,943 36,466 39,422 40,505 Gran industria 29,093 32,249 32,683 34,612 36,968 35,242

Doméstico 22,614 23,824 25,740 27,234 29,711 31,871 Comercial 6,142 6,538 7,077 7,476 8,064 8,518 Agrícola 7,461 7,565 7,648 7,910 7,815 7,376 Servicios 3,512 3,511 3,620 3,733 3,947 4,081

LyFC 28,466 31,045 32,520 34,450 37,154 38,079 Exportación 1,288 51 77 131 195 271

85

88

91

94

97

100

URBANO 92.35 93.38 96.14 96.88 96.04 96.62 93.24 97.48 94.53 96.76 93.07 RURAL 93.77 95.02 96.54 98.03 97.02 97.83 95.10 97.94 94.51 92.39 94.88

RSI RSS RSM MEF SSE SMT CT1 CMT IAC RSC COC

CUMPLIMIENTO (%)


30

6.4. Usuarios por tipo de servicio El número de usuarios incrementó en 4.5 por ciento. El sector doméstico participó con el 88%, seguido del comercial con 10.3%, mismo que alcanzó un crecimiento de 5.8% durante el año. El sector servicios tuvo una tasa de crecimiento de 6.8% y la mediana industria de 9.7 por ciento. El número de usuarios de la gran industria pasó de 497 en el año 2000 a 520 en 2001.

USUARIOS 1

Tipo de servicio 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Total 15,854,694 16,498,025 17,173,208 17,863,061 18,682,052 19,529,442

Doméstico 14,011,456 14,571,767 15,144,986 15,753,373 16,450,831 17,165,695 Comercial 1,605,094 1,673,489 1,748,613 1,810,684 1,912,809 2,024,017 Servicios 82,132 88,575 105,270 112,283 119,589 127,779 Industrial 74,782 80,098 87,105 96,225 106,553 116,840

Empresa mediana 74,408 79,696 86,678 95,762 106,056 116,320 Gran industria 374 402 427 463 497 520

Agrícola 81,230 84,096 87,234 90,496 92,270 95,111

1 Al 31 de diciembre.

6.5. Comercio exterior y compras nacionales Las compras nacionales en 2001 incrementaron en 146.4% respecto a 2000. Las importaciones fueron de 327 GWh, de las cuales 235 GWh corresponden al Sistema Norte, 82 GWh a Baja California, 6 GWh al Sistema Noreste y 4 GWh al Noroeste. Por su parte, las exportaciones alcanzaron un volumen de 271 GWh, superiores en 39% a las realizadas en 2000.

COMERCIO EXTERIOR Y COMPRAS NACIONALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA ( GWh ) 1

Concepto 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Compras nacionales 312 197 126 60 1,350 3,326 Importaciones 1,387 1,512 1,510 655 1,069 327 Exportaciones 1,288 51 77 131 195 271

1 Energía facturada.

6.6. Precio medio al usuario final 1

El precio medio al usuario final es el resultado de la política tarifaria fijada por las autoridades. Los ajustes tarifarios establecidos en los acuerdos respectivos desde 1995 combinan


31

incrementos súbitos, tendientes a corregir rezagos de precios, con ajustes mensuales relacionados con la inflación nacional y con los precios de los combustibles utilizados en la generación de energía eléctrica. Dicho precio medio en el año 2001 registró un pequeño retroceso de 0.8% con respecto al año 2000; no obstante, fue 4.8% superior al de 1999, año en que los precios de los combustibles alcanzaron su nivel más bajo.

Precio medio al usuario final 1

moneda constante de 2001

60.8 60.258.7

62.0 61.562.2

56.00

58.00

60.00

62.00

64.00

66.00

1996 1997 1998 1999 2000 2001Año

¢ 20

01 /

kWh

1 No incluye el Impuesto al Valor Agregado (IVA). El precio está deflactado con el Índice Nacional de Precios al Consumidor (INPC). No incluye exportación ni ventas a LyFC.

7. Recursos humanos

32

7.1. Fuerza de trabajo Al término del año 2001, laboraban en la empresa 77,542 trabajadores, de los cuales 55,255 son considerados como permanentes, con contrato por tiempo indefinido y 14,888 como temporales que realizan una sustitución, o bien ocupan una plaza en adición a las convenidas. El resto son trabajadores eventuales, que son contratados principalmente en el área de construcción por obra determinada y que suman 7,399.

Trabajadores 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Total 1 69,119 70,342 72,879 72,449 74,871 77,542

Permanentes 53,510 53,881 54,775 54,631 54,617 55,255

Temporales 9,889 11,738 11,173 11,565 12,790 14,888

Eventuales 5,720 4,723 6,931 6,253 7,464 7,399

1 Al 31 de diciembre.

7.2. Seguridad en el trabajo Los índices de frecuencia de accidentes por cada millón de horas trabajadas muestran una tendencia a disminuir, ya que durante el año pasaron de 4.6 a 3.6. También el índice de accidentes por cada 100 trabajadores presenta una tendencia a la baja, pasando de 0.9 a 0.7. No obstante, el índice de gravedad tuvo un pequeño incremento de 0.674 a 0.684, que se refleja en los días perdidos por cada 1,000 horas trabajadas.

Índice de frecuencia

3.604.604.54

5.686.83

6.01

0.001.002.003.004.005.006.007.008.00

1996 1997 1998 1999 2000 2001Año

Acc

iden

tes

po

r ca

da

mill

ón

de

ho

ras

trab

ajad

as

7. Recursos humanos

33

Índice de accidentes

0.70.90.9

1.21.21.4

0.00.20.40.60.81.01.21.41.6

1996 1997 1998 1999 2000 2001Año

Acc

iden

tes

po

r ca

da

100

trab

ajad

ore

s

Índice de gravedad

0.684

0.674

0.7900.784

0.678

0.572

0.300

0.600

0.900

1996 1997 1998 1999 2000 2001Año

Día

s p

erd

ido

s p

or

cad

a m

il h

ora

s tr

abaj

adas

8. Programas institucionales

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8.1. Capacitación y certificación de competencia laboral El Programa Institucional de Capacitación, establecido para desarrollar el capital intelectual de los trabajadores en el marco de una empresa de clase mundial tiene, como líneas de acción, fomentar la cultura corporativa, favorecer una cultura de calidad a nivel institucional, e impulsar la competitividad y la certificación de competencias. Este programa contribuyó a que el indicador Días Anuales de Capacitación (DAC) registrara un aumento de 7.73 a 10.03, superándose en 2.3 días la meta anual establecida. Los aspectos que se privilegian en el Programa son: capacitación para el trabajo (en el puesto actual y el inmediato superior), los dirigidos a fomentar la cultura corporativa, calidad total, innovación gubernamental para mandos medios y superiores, y desarrollo personal, entre otros. En el periodo se obtuvieron los siguientes resultados globales:

CAPACITACIÓN

Concepto 2001

Actividades de capacitación 39,666

Participantes en cursos 265,994

Horas de instrucción 1,208,883

Horas hombre CFE 1 4,138,266

Horas hombre trabajador 2 1,276,924

Total horas hombre 5,515,190

1 Cursos dentro de la jornada de trabajo.2 Cursos fuera de la jornada de trabajo.

Se firmó un contrato con la Universidad de San Diego, y convenios de colaboración con el Instituto Latinoamericano de Comunicación Educativa, el Instituto Politécnico Nacional, la Universidad Nacional Autónoma de México y el Instituto Nacional de Educación para Adultos. Asimismo, acorde con la línea de impulsar la capacitación a distancia, se transmitieron 22 eventos de esta naturaleza con alcance nacional, logrando una audiencia de 6,877 trabajadores. En materia de Certificación de Competencia Laboral, durante el periodo se certificaron 16,772 Unidades de Competencia Laboral, superando en un 39% la meta establecida que era de 12,000; de éstas, 4,555 correspondieron a trabajadores evaluados en el corporativo, y el resto a trabajadores de áreas foráneas. Además, en el año se acreditaron 41 Centros de Evaluación de Competencia Laboral en áreas


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foráneas y dos en el corporativo: el Centro de Capacitación Ciudad de México (CECAP) y el Centro de Capacitación en Calidad (CECAL), que sumados a los 23 establecidos con anterioridad hacen un total de 66. En estos centros se evalúa al personal para poder certificarse en las diversas normas técnicas de competencia laboral. 8.2. Calidad total Certificación ISO 9000 Durante el periodo fueron certificados 74 centros de trabajo, con lo que se llegó a un total de 258, superando los 222 previstos para el 2001. Adicionalmente, concluyó el sistema de aseguramiento de calidad, con la incorporación de cinco zonas de distribución, un área de transmisión y una gerencia de distribución. Certificación ISO 14001 La certificación de cinco centros de trabajo durante el periodo, hace un total de 24 centros certificados, cumpliendo la meta de llegar a 23 en el periodo. Premio a la Calidad de la CFE Este año, las áreas ganadoras fueron: Central Termoeléctrica Monterrey, Subárea de Transmisión y Transformación Temascal, Área de Control Oriental, Zona de Distribución Zitácuaro y Subárea de Control Guerrero–Morelos. 8.3. Electrificación rural Mediante los beneficios de la electrificación, 778 poblados rurales y 469 colonias populares fueron incorporados al desarrollo económico y social del país, favoreciendo a más de 246 mil habitantes.


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ELECTRIFICACION RURAL ( INCREMENTOS ANUALES )

Concepto 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Poblados rurales 1,782 1,619 1,587 958 967 778 Colonias populares 572 730 580 378 440 469 Habitantes beneficiados 613,048 578,794 499,341 276,731 292,843 246,290 Hogares servidos 122,610 115,759 99,868 55,346 58,569 49,258 Postes instalados 53,984 48,132 41,371 26,428 24,764 18,689 Módulos solares 1,648 0 0 0 0 0 Longitudes de líneas (km) 2,135 1,702 1,611 1,065 964 779 Pozos para riego agrícola 65 429 185 1 4 1 Hectáreas de riego 1,722 6,083 2,834 20 44 10 Inversión (miles de $) 431,861 480,783 476,915 376,953 416,304 408,537

1 Se consideran poblados rurales, ampliaciones a poblados y colonias populares.

8.4. Protección ambiental La CFE inició la actualización de su Programa Institucional de Protección Ambiental 2001-2006 para alinearlo con las políticas y objetivos ambientales contenidos en el Plan Nacional de Desarrollo (PND) y en los programas sectoriales 2001-2006 de medio ambiente y recursos naturales, así como en el de energía. Las acciones emprendidas fueron las siguientes: Cinco centros de trabajo, dos centrales termoeléctricas, dos turbogas y una hidroeléctrica obtuvieron la certificación ambiental ISO 14401. Actualmente hay 24 centros certificados en este sistema. En cumplimiento a la normatividad ambiental, la CFE sometió 24 proyectos para la evaluación de la Secretaria de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) y obtuvo de ésta las autorizaciones de impacto y riesgo ambiental. Algunas de las principales acciones para promover la protección al entorno en las zonas donde la CFE realiza actividades fueron las siguientes:

o Como resultado del Convenio de Coordinación para la realización de auditorías ambientales CFE-Procuraduría Federal de Protección al Ambiente (PROFEPA), durante el 2001 se liberaron los programas de obras y actividades de cuatro instalaciones. Asimismo, se elaboraron los términos de referencia para la contratación del servicio del dictamen por parte de un auditor coordinador que permitirá obtener durante el año 2002 las revalidaciones de ocho centrales, que cuentan actualmente con su certificado como industria limpia a través de los programas de mejora continua.

o Se realizaron ocho visitas de seguimiento en las áreas de construcción y se revisó el

cumplimiento de las condicionantes de impacto ambiental de 342 proyectos eléctricos, con la finalidad de asegurar el cumplimiento de compromisos derivados de


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autorizaciones de la SEMARNAT a proyectos de la CFE. o Continuó el esquema de manejo de vegetación en el derecho de vía para la construcción

de líneas de transmisión. Cuando es detectada la presencia de especies en riesgo establecidas en la normatividad correspondiente, se han establecido programas para su cuidado (rescate-relocalización).

o La CFE firmó un contrato con la empresa Ecología, Laboratorios y Consultores de

México, S.A. de C.V. para destruir bifenilos policlorados en una cantidad mínima de 1,570,000 kg y máxima de 2,100,000 kg., que serán incinerados en Alemania. A diciembre de 2001 se habían retirado un total de 1,681,415 kg. sólidos y 82,682 kg. líquidos.

o Continuó el programa de diagnóstico ambiental en subestaciones eléctricas, almacenes,

agencias comerciales, talleres y plantas regeneradoras de aceite. Entre otros objetivos, este programa busca dar una orientación adecuada al presupuesto de estas instalaciones para su regularización en materia ambiental, así como reducir y, en su caso, eliminar observaciones y sanciones de la autoridad.

o Se realizó el diagnóstico ambiental a dos gerencias divisionales de distribución y un

área de transmisión.

o Los requerimientos de la PROFEPA en diversas instalaciones de la empresa fueron

atendidos. De éstos, seis que corresponden a actas de inspección, ocho a emplazamientos y diez a resoluciones administrativas.

o Con el fin de mejorar la observancia de la normativa ambiental interna durante los

procesos de construcción, generación, transmisión y distribución de energía, inició la actualización de esta normativa y la transformación de especificaciones de la CFE, a través de su sistema institucional de normalización.

o Continuó el desarrollo de un sistema institucional de información ambiental, que permite

contar con el registro sistemático de las actividades y resultados de la protección ambiental, tanto para mejorar su difusión interna y externa, como para apoyar la toma de decisiones.

8.5. Ahorro de energía Durante el año, la CFE continuó con las acciones de ahorro de energía eléctrica en sus instalaciones y con los usuarios del servicio eléctrico. En este último caso, la empresa contó con el apoyo del Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE) y del Fideicomiso para el Aislamiento Térmico (FIPATERM), destacando los siguientes resultados:


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o Programas internos. Cuatro proyectos en alumbrado y dos de acondicionamiento

ambiental en edificios de la empresa fueron terminados. A la fecha hay un total de 17 proyectos con aplicación de medidas de ahorro. Por otra parte, se impartieron 11 cursos de capacitación a personal de la CFE en materia de ahorro y uso eficiente de energía, que sumados a los anteriores dan un total de 83 eventos.

o Instalaciones de los usuarios en los sectores productivo y social. Concluyeron

235 proyectos, de los que 71 corresponden a industrias, 39 a comercios y servicios, 18 a servicios municipales y 107 a establecimientos de la pequeña y mediana empresa. Con éstos, el total de proyectos realizados asciende a 1,748.

o Sector doméstico. Durante el periodo pudieron instalarse un millón de lámparas

ahorradoras. Esta cifra, sumada a la de años anteriores, hace un total de 8.6 millones de unidades en el país, incluyendo al Proyecto Iluminación Mexicana (ILUMEX). Se realizó aislamiento térmico en 3,714 viviendas, para alcanzar la cifra de 74 mil. Otras acciones comprenden el reemplazo de 11,673 equipos de aire acondicionado obsoletos por otros de mayor eficiencia; además de la realización de 1,269 diagnósticos energéticos. Con lo señalado, a la fecha se han cambiado 19,276 equipos de aire acondicionado y efectuado 10,615 diagnósticos.

o Programa de incentivos y desarrollo de mercado. Este programa tiene por objeto

incentivar el mercado de equipos eficientes para el sector productivo. Durante el 2001 se logró la comercialización de 75,569 motores, 216 compresores y 973 mil equipos de alumbrado comercial de bajo consumo eléctrico. Las cifras acumuladas comprenden: 90,978 motores, 669 compresores y 2.8 millones de equipos de alumbrado.

o Horario de verano. Esta medida tuvo vigencia del 6 de mayo al 30 de septiembre,

representando ahorros de 933 GWh en consumo y 908 MW en potencia.

o Sector agropecuario. Las acciones coordinadas por la Comisión Nacional del Agua (CNA), permitieron la rehabilitación de 1,292 sistemas de bombeo agrícola, para reducir el consumo eléctrico. En granjas avícolas pudieron instalarse 400,000 lámparas ahorradoras. Actualmente se han realizado un total de 12,624 instalaciones agrícolas, con 1.1 millones de lámparas.

o Promoción y capacitación. En el marco de la Décima Edición del Premio Nacional

para el Ahorro de Energía Eléctrica se hizo un reconocimiento a las empresas e instituciones que han destacado por su ahorro de energía. Se impartieron 65 cursos para informar y crear conciencia sobre las ventajas del ahorro y uso eficiente de la energía, además de imprimir y distribuir 5.9 millones de diversos materiales sobre el tema. A la fecha, pueden contarse 943 cursos y la distribución de cerca de 50 millones de impresos.

o Formación de una cultura de ahorro de energía. En siete estados de la República


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participaron 3,843 maestros de primaria y secundaria en 69 talleres de capacitación. La población estudiantil que estos maestros atiende es de 154 mil alumnos. A la fecha se han impartido 954 talleres con la participación de 24,303 maestros en 20 estados del país.

o Ahorros obtenidos. Los ahorros obtenidos en el 2001, tomando en cuenta los

proyectos que iniciaron en años anteriores y que continúan, fueron de 2,561 GWh en energía y de 866 MW en demanda. Adicionalmente, con la aplicación del Horario de Verano los ahorros fueron de 933 GWh en energía y de 908 MW en capacidad.

8.6. Abastecimiento Adquisiciones, arrendamientos y servicios La Entidad, al amparo de los procedimientos establecidos en la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público llevó a cabo contrataciones de bienes muebles, arrendamientos y servicios por 13 286.9 millones de pesos. De la cifra anterior a la proveeduría nacional se le adjudicaron 10 443 millones de pesos, o sea el 79%, y a los proveedores extranjeros en 21% restante que equivale a 2844 millones de pesos. Eficiencia en la realización de licitaciones Este año se alcanzó un promedio de 55 días para la realización de los procesos de licitación en materia de adquisiciones, arrendamientos y servicios, siendo 26% inferior al tiempo establecido en la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público, que marca hasta 75 días para la licitación nacional y 80 días para internacional. Así, las áreas regionales licitan en un promedio de 53 días entre la fecha de la publicación de la convocatoria y la fecha de entrega del contrato al proveedor, es decir un 29.3% por debajo del tiempo establecido en la Ley, y en el corporativo este tiempo es de 55 días, un 26% inferior al tiempo de Ley. Transparencia en el abastecimiento De acuerdo a lo previsto en el Programa de Transparencia de la CFE, la Entidad y el Organismo Transparencia Mexicana (TM) firmaron un Convenio de colaboración con el propósito de realizar Pactos de Integridad durante los procedimientos de contratación de bienes, arrendamientos, y servicios, obra pública y proyectos de inversión financiada que realice la CFE, así como para que representantes de TM asistan como observadores de calidad a los actos de las licitaciones más relevantes que lleve a cabo la empresa. Se formularon así los "Lineamientos para llevar a cabo el proceso de participación de los observadores sociales en las licitaciones publicas convocadas por la CFE", y a partir de que fueron aprobados y difundidos, se emitieron 85 invitaciones derivadas de 57 licitaciones


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públicas. Consecuentemente con el Programa de Transparencia, en el Portal de la CFE en internet se encuentran para su difusión entre los interesados los siguientes aspectos : Cómo venderle a la CFE, principales centros compradores, el Programa Anual de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios de CFE, información sobre las licitaciones públicas que convoca la empresa, incluyendo las licitaciones a convocar, los bienes, arrendamientos o servicios requeridos, el proveedor adjudicado y las personas físicas y morales que participaron en dicha licitación. Del mismo modo, el Portal muestra los resultados generales de las adquisiciones, los arrendamientos y los servicios llevados a cabo por la CFE. Asimismo, y ante Notario Público, se recibieron los Códigos de Ética de las principales empresas proveedoras de la CFE. Estos códigos reflejan las normas que cada firma se ha auto impuesto en sus actividades y relaciones comerciales, lo que les permite ser parte integrante de las acciones de Transparencia emprendidas por el Gobierno Federal Desarrollo de proveedores

En materia de abastecimientos, la CFE opera en un esquema desconcentrado, por lo que en el año 2001, el 84% de las operaciones de adquisiciones, arrendamientos y servicios se llevaron a cabo por los centros compradores regionales y solo el 16% restante en la Ciudad de México por la Gerencia de Abastecimientos. De esta manera se propicia, entre otros aspectos, la compra a pequeños proveedores locales, cercanos a las áreas regionales de la CFE. En el año 2001 la empresa adquirió bienes, arrendamientos y servicios con las micro, pequeñas y medianas empresas nacionales, por 1,295 millones de pesos. Destaca que este monto es 12% superior a lo que señala la regla novena del Acuerdo mediante el cual se dan a conocer las reglas en materia de compra del sector público para la participación de las micro, pequeñas y medianas empresas para las reservas del Tratado del Libre Comercio de América del Norte, y para la determinación del grado de integración nacional, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 24 de noviembre de 1994. Cabe señalar que la CFE promueve la incorporación de nuevos proveedores, con objeto de fortalecer a las micro, pequeñas y medianas empresas. Así, se informa a los proveedores potenciales sobre como venderle a CFE, los centros compradores del organismo, productos que requieren prueba de laboratorio, servicios que proporciona el Laboratorio de Pruebas de Equipos y Materiales (LAPEM) de la CFE, y sobre los programas de apoyo para proveedores derivados de convenios suscritos con Nacional Financiera (NAFIN), así como sobre los cursos para proveedores que ofrece la propia CFE. 8.7. Transparencia y rendición de cuentas Como parte del programa impulsado por el Gobierno Federal, en la CFE se definió impulsar 81 acciones, entre las que destacan:


41

o Más de 500,000 visitas al nuevo portal de la CFE, entre el 1º de mayo al 31 de diciembre del 2001.

o La publicación trimestral de los estados financieros en medios de comunicación impresos y en el Portal de la CFE.

o La instalación de 25 Consejos Consultivos Estatales, que son presididos por los gobernadores de los estados, y con la participación de los sectores sociales y productivos en los programas de trabajo de la CFE en cada entidad, dando transparencia a su desarrollo.

o La instalación de medios electrónicos para la atención, como los 974 módulos CFEmático ubicados en 110 ciudades del país.

o La atención en el número telefónico 071 de cobertura nacional, que da servicio las 24 horas del día, los 365 días del año.

o La emisión del nuevo recibo de luz, con importe y subsidio desglosado y el lema “Comprometidos con la honestidad”, el cual llega a más de 19 millones de usuarios.

o El control de gestión vía electrónica con firma digital, utilizado en las oficinas nacionales. o La difusión de los 11 estándares de servicio en agencias comerciales, CFEmáticos y en

el 071. 8.8. Informática y telecomunicaciones La puesta en operación de equipos de videoconferencia ha facilitado la comunicación desde distintas regiones, agilizando la toma de decisiones y contribuyendo a la retroalimentación entre las diferentes áreas de la empresa. Los equipos de videoconferencia también se utilizan para la capacitación a distancia.

9. Indicadores de gestión

42

9.1. Productividad laboral Los indicadores de productividad laboral tuvieron la siguiente evolución: el crecimiento de personal de operación pasó de 1.13% a 2.09%; los usuarios por trabajador de operación incrementaron en 2.39%; las ventas por trabajador de operación disminuyeron ligeramente en 0.46%; la capacidad instalada por trabajador de generación fue superior en 1.52%; las líneas de transmisión por trabajador aumentaron en 5.21%, originado por la incorporación de líneas de transmisión de 400 y 230 kV; y los usuarios por trabajador de distribución presentaron un incremento de 1.68 por ciento.

PRODUCTIVIDAD LABORAL

Indicador Unidades 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Crecimiento de personal de operación % 0.63 1.83 1.18 0.85 1.13 2.09

Usuarios por trabajador de operación Usuarios / trabajador 280.25 285.49 293.92 302.64 312.81 320.28

Ventas por trabajador de operación GWh / trabajador 1.771 1.853 1.933 2.035 2.158 2.148

Capacidad instalada por trabajador en MW / trabajador 1.95 1.98 1.97 1.99 1.98 2.01 generación

Líneas de transmisión por trabajador km / trabajador 48.89 44.76 46.82 47.54 46.37 48.78 de líneas de transmisión

Usuarios por trabajador de distribución Usuarios / trabajador 475.28 479.77 490.59 509.14 528.59 537.45 9.2. Eficiencia operativa La disponibilidad de centrales termoeléctricas base presentó un ligero incremento de 0.38 puntos porcentuales, influyendo en este resultado la disminución de las indisponibilidades por mantenimiento programado; las centrales hidroeléctricas presentan un comportamiento favorable de 2.17 puntos porcentuales, al reducirse en forma importante las indisponibilidades por causas ajenas. La eficiencia térmica presentó un comportamiento ligeramente inferior en 0.24 puntos porcentuales. Las pérdidas de energía observan un incremento de 0.16 puntos porcentuales respecto al año anterior, derivado del acelerado crecimiento de la demanda del servicio de energía eléctrica y al diferimiento de obras de inversión para la ampliación y modernización en subestaciones y en líneas de transmisión y distribución. También influyó en este resultado la metodología de cálculo utilizada, que es diferente a la de años anteriores.


43

EFICIENCIA OPERATIVA (%)

Indicador 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Disponibilidad promedio central 85.04 84.70 83.79 84.56 82.80 83.18 termoeléctrica base

Disponibilidad promedio central 78.72 80.90 86.09 83.96 89.01 91.18 hidroeléctrica

Eficiencia térmica central 35.09 35.28 35.30 35.32 35.08 34.84 termoeléctrica base

Pérdidas de energía 1 11.08 10.63 10.67 10.97 10.60 10.76

1 Los porcentajes están referidos a la energía neta recibida de generación y considera procesos de transmisión, transformación y distribución, así como los ciclos de facturación.

9.3. Calidad del servicio El valor correspondiente al tiempo de interrupción por usuario presentó una variación desfavorable de 10%, como consecuencia de las afectaciones provocadas por el huracán “Juliette” en líneas y redes de distribución de las divisiones de Baja California y la Noroeste; así como de la tormenta tropical “Chantal” en la división Peninsular. Sin incluir estas afectaciones, que es la forma como se estima la meta anual, el Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU) de 2001 fue de 127.97 minutos, que significa una disminución de 0.79 minutos en comparación con el 2000 de 128.76 minutos. Las inconformidades por cada 1,000 usuarios por bimestre registran una mejoría de 7.82%, al reducirse de 4.92 a 4.53. El plazo de conexión a nuevos usuarios mejoró en 6.39%, al pasar de 1.30 días a 1.22 días.

CALIDAD DEL SERVICIO


Tiempo de interrupción por usuario Minutos / usuarios 203.27 235.59 224.8 230.13 138.01 151.80

Inconformidades por 1000 Promedio Inc. / 1000 6.16 5.84 5.34 5.24 4.92 4.53 usuarios - mes Usuarios / mes Plazo de conexión a nuevos usuarios Días 1.81 1.60 1.40 1.29 1.30 1.22

9.4. Administrativo financieros La relación de gastos administrativos entre productos de explotación presentó una importante disminución de 2.34 puntos porcentuales. La cobertura de inventarios tuvo un resultado desfavorable en 3.45%, al incrementarse de 30.93 a 32.00 meses, originado por un crecimiento mayor del saldo de almacenes y una reducción en el consumo de materiales de explotación en este periodo.


44

El indicador de crecimiento de personal en el corporativo presentó un ligero incremento de 0.69 puntos porcentuales con relación al registrado en 2000; sin embargo, se considera que este crecimiento es aceptable en función de las modificaciones registradas en la empresa.

ADMINISTRATIVO FINANCIEROS


Gastos de servicios administrativos/ % 5.69 5.30 5.36 6.88 5.88 8.22 productos de explotación

Cobertura de inventarios en almacenes meses 27.29 25.89 28.13 30.31 30.93 32.00 de operación

Crecimiento de personal en el corporativo % 1.09 1.10 0.88 1.40 0.59 1.28

Anexos

45

Estados financieros (Se incluirán completos dictamen, estados financieros y notas anexas.)

Anexos

46

H. Junta de Gobierno Titulares Suplentes Presidente: Ing. Ernesto Martens Rebolledo Secretario de Energía Lic. Francisco Gil Díaz Secretario de Hacienda y Crédito Público Dr. Luis Ernesto Derbez Bautista Secretario de Economía Lic. Víctor Lichtinger Waisman Secretario de Medio Ambiente y Recursos Naturales Lic. Josefina Vázquez Mota Secretaria de Desarrollo Social Ing. Raúl Muñoz Leos Director General de Petróleos Mexicanos Sr. Leonardo Rodríguez Alcaine Secretario General del SUTERM Ing. Luis Silva Costilla Secretario de Estadística, Promoción y Control Interno del SUTERM Ing. Luis Díaz Vargas Secretario de Acción Política y Asesoría de Industrias Conexas del SUTERM

Lic. Nicéforo Guerrero Reynoso Subsecretario de Electricidad, SENER Dr. Carlos Hurtado López Subsecretario de Egresos, SHCP Lic. Juan Antonio García Villa Subsecretario de Normatividad y Servicios a la Industria y al Comercio Exterior, SE Lic. Cristóbal Jaime Jáquez Director General de la Comisión Nacional del Agua Lic. Antonio Sánchez Díaz de Rivera Subsecretario de Desarrollo Social y Humano, SEDESOL Ing. Armando Leal Santa Ana Director General de PEMEX-Refinación

Secretariado de la H. Junta de Gobierno Lic. José Rafael Robles Díaz Secretario y Director de Asuntos Jurídicos, SENER

Lic. Fernando Bueno Montalvo Prosecretario y Coordinador de Asuntos Jurídicos, CFE

Anexos

47

Comité Técnico Delegado de la H. Junta de Gobierno Titulares Suplentes Presidente: Lic. Nicéforo Guerrero Reynoso Subsecretario de Electricidad, SENER Dr. Carlos Hurtado López Subsecretario de Egresos, SHCP Lic. Juan Antonio García Villa Subsecretario de Normatividad y Servicios a la Industria y al Comercio Exterior, SE Lic. Cristóbal Jaime Jáquez Director General de la Comisión Nacional del Agua Lic. Antonio Sánchez Díaz de Rivera Subsecretario de Desarrollo Social y Humano, SEDESOL Ing. Armando Leal Santa Ana Director General de Pemex-Refinación Ing. Luis Díaz Vargas Secretario de Acción Política y Asesoría de Industrias Conexas, SUTERM

Lic. Jorge Collard de la Rocha Director General de Programación y Presupuesto de Energía e Infraestructura, SHCP Lic. Mario Gallegos Duarte Asesor Económico de la Subsecretaría de Normatividad y Servicios a la Industria y al Comercio Exterior, SE Ing. Jesús Campos López Subdirector General de Construcción de la Comisión Nacional del Agua Lic. Carlos Montemayor Guerrero Director General de Medición y Seguimiento de Programas de Desarrollo Social, SEDESOL Ing. Jesús Aguirre Osete Gerente de Programación y Coordinación Operativa, Pemex-Refinación

Secretariado del Comité Lic. Fernando Bueno Montalvo Secretario y Coordinador de Asuntos Jurídicos, CFE

Lic. Jaime González Vázquez Prosecretario y Asesor de la Dirección de Finanzas, CFE

Anexos

48

Comisariado Público Propietario Suplente C. P. Francisco Barrio Terrazas Secretario de Contraloría y Desarrollo Administrativo

Lic. Alejandro Torres Palmer Subsecretario de Control y Auditoría de la Gestión Pública, SECODAM

Consejo de Vigilancia Titulares Suplentes Coordinador: Lic. Alejandro Torres Palmer Subsecretario de Control y Auditoría de la Gestión Pública, SECODAM

Ing. Felipe Ramón y Castañeda Coordinador de Sector de los Órganos de Vigilancia y Control, SECODAM

Representación de la Secretaría de Energía Ing. Jorge Bazúa Rueda Director General de Operación Financiera del Subsector Electricidad, SENER

Ing. Ignacio Armendáriz Molina Director General de Operaciones Productivas del Subsector Electricidad, SENER

Representación de la H. Junta de Gobierno Lic. Nicéforo Guerrero Reynoso Subsecretario de Electricidad, SENER

Lic. Alberto Pani Bano Coordinador de Asesores del Subsecretario de Electricidad, SENER

Secretario del Consejo Ing. Felipe Ramón y Castañeda Coordinador de Sector de los Órganos de Vigilancia y Control, SECODAM

Anexos

49

Grupo Directivo

Ing. Alfredo Elías Ayub

Director General Ing. Arturo Hernández Álvarez Director de Operación Lic. Francisco J. Santoyo Vargas Director de Finanzas Lic. Gerardo Ruiz Esparza Director de Administración

Ing. Eugenio Laris Alanís Director de Proyectos de Inversión Financiada Lic. José Antonio López Morales Director de Modernización y Cambio Estructural

Anexos

50

Balance de energía eléctrica

7

(0.023)

5,567

(20.044)

27,810

(100.134)

COMBUSTÓLEO

C

E

N

T

R

A

LE

S

T

É

R

M

I

C

A

S

36,708

(132.172)

88,108

(317.246)

1,216

(4.379)

22,739

(81.876)

8,726

(31.420)

157,498(567.094)

PÉRDIDAS DECALOR EQUIVALENTES

(221.577)

33,383 (120.202)

SUBTOTAL(341.779)

IMPORTACIÓN327

(1.177)

1,008 (3.631)

SUBTOTAL

(1,612.462)

PÉRDIDAS PORCONVERSIÓN

(1,045.368)

(284.720)HIDROELÉCTRICA

(56.992)GEOTERMIA

(0.067)EÓLICA

GAS NATURAL

10,032 x 10 6m

3

DIESEL

CARBÓN

URANIO

1

BRUTA

190,881(687.295)

GENERACIÓNDE GENERACIÓN

181,158(652.285)

ENERGIA NETA

187,082(673.985)

PÉRDIDAS

20,284(73.034)

31

21.951 x 10 6 m 3

0.472 x 10 6m

3

11.398 x 10 6

ton

29.419 ton

(355.329)

(915.191)

(18.252)

(226.992)

(96.699)

USOS PROPIOS

9,723(35.011)

DE GENERACIÓN

AGRÍCOLA

7,376

(26.557)

SERVICIO PÚBLICO4,081

(14.695)

INDUSTRIAL

75,470

(271.742)

COMERCIAL

8,518

(30.669)

RESIDENCIAL

31,871

(114.757)

GWh (Petajoule)

(0.112)

OTROSPERMISIONARIOS

4,589(16.523)

PRODUCTORES EXTERNOS DE ENERGÍA

TRANSPORTE PÚBLICO

277(0.996)

VENTAS DIRECTAS

127,593(459.417)

859(3.093)

38,044(136.985)

VENTAS NETAS ALyFC

271(0.975)

EXPORTACIÓN

165,908(597.376)

VENTAS

AUTOABASTECIMIENTOA CARGAS REMOTAS

4

3

ENERGÍADISPONIBLE

USOS PROPIOS DE TRASMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN,

MÁS DIFERENCIAS ESTADÍSTICAS

ENERGÍAS

RENOVABLES

2

2

2

2

1

Notas:

3

Autoabastecimiento para cargas remotas, más excedentes.

Incluye puesta en servicio.

Consumo calorífico calculado suponiendo un consumo específico igual al de las centrales térmicas.

4

La eficiencia térmica equivalente de conversión del sistema de g eneración completo es de 35.17%,lo que implica un consumo específico equivalente de 10,238.957 kjoule /kWh.

7

(0.023)

5,567

(20.044)

27,810

(100.134)

COMBUSTÓLEO

C

E

N

T

R

A

LE

S

T

É

R

M

I

C

A

S

36,708

(132.172)

88,108

(317.246)

1,216

(4.379)

22,739

(81.876)

8,726

(31.420)

157,498(567.094)

PÉRDIDAS DECALOR EQUIVALENTES

(221.577)

33,383 (120.202)

SUBTOTAL(341.779)

IMPORTACIÓN327

(1.177)

1,008 (3.631)

SUBTOTAL

(1,612.462)

PÉRDIDAS PORCONVERSIÓN

(1,045.368)

(284.720)HIDROELÉCTRICA

(56.992)GEOTERMIA

(0.067)EÓLICA

GAS NATURAL

10,032 x 10 6m

3

DIESEL

CARBÓN

URANIO

1

BRUTA

190,881(687.295)

GENERACIÓNDE GENERACIÓN

181,158(652.285)

ENERGIA NETA

187,082(673.985)

PÉRDIDAS

20,284(73.034)

31

21.951 x 10 6 m 3

0.472 x 10 6m

3

11.398 x 10 6

ton

29.419 ton

(355.329)

(915.191)

(18.252)

(226.992)

(96.699)

USOS PROPIOS

9,723(35.011)

DE GENERACIÓN

AGRÍCOLA

7,376

(26.557)

AGRÍCOLA

7,376

(26.557)


(14.695)


(14.695)

INDUSTRIAL

75,470

(271.742)

INDUSTRIAL

75,470

(271.742)

COMERCIAL

8,518

(30.669)

COMERCIAL

8,518

(30.669)

RESIDENCIAL

31,871

(114.757)

RESIDENCIAL

31,871

(114.757)

GWh (Petajoule)GWh (Petajoule)

(0.112)

OTROSPERMISIONARIOS

4,589(16.523)

PRODUCTORES EXTERNOS DE ENERGÍA

TRANSPORTE PÚBLICO

277(0.996)

VENTAS DIRECTAS

127,593(459.417)

859(3.093)

38,044(136.985)

VENTAS NETAS ALyFC

271(0.975)

EXPORTACIÓN

165,908(597.376)

VENTAS

AUTOABASTECIMIENTOA CARGAS REMOTAS

4

3

ENERGÍADISPONIBLE

USOS PROPIOS DE TRASMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN,

MÁS DIFERENCIAS ESTADÍSTICAS

ENERGÍAS

RENOVABLES

2

2

2

2

1

Notas:

3

Autoabastecimiento para cargas remotas, más excedentes.

Incluye puesta en servicio.

Consumo calorífico calculado suponiendo un consumo específico igual al de las centrales térmicas.

4

La eficiencia térmica equivalente de conversión del sistema de g eneración completo es de 35.17%,lo que implica un consumo específico equivalente de 10,238.957 kjoule /kWh.

Anexos

51

Glosario Abreviaturas y símbolos

CCa Central carboeléctrica CCC Central de ciclo combinado CCI Central combustión interna CD Central dual CDi Central diesel CG Central geotermoeléctrica CH Central hidroeléctrica CN Central nucleoeléctrica CT Central termoeléctrica CTG Central turbogas G Giga (10 9 ) GW Gigawatt GWh Gigawatt-hora J Joule k Kilo (10 3) kg Kilogramo km Kilómetro km-c Kilómetro-circuito kV Kilovolt kW Kilowatt kWh Kilowatt-hora m Metro m3 Metro cúbico M Mega (10 6) MVA Megavolt-ampere MW Megawatt MWh Megawatt-hora ppm Partes por millón P Peta ( 10 15 ) s Segundo T Tera (10 12) Ton Tonelada USD Dólar americano

Siglas

CAT Construcción, Arrendamiento y Transferencia

Anexos

52

CCNNIE Comités Consultivos Nacionales de Normalización y de las Instalaciones Eléctricas

CENACE Centro Nacional de Control de Energía CFE Comisión Federal de Electricidad COMPRANET Sistema Electrónico de Contrataciones Gubernamentales CONAE Comisión Nacional para el Ahorro de Energía CNA Comisión Nacional del Agua CTC Comité de Transformación Corporativa DAC Días Anuales de Capacitación DN Divisiones de Negocios FIDE Fideicomiso de Ahorro de Energía FIPATERM Fideicomiso para el Aislamiento Térmico ILUMEX Iluminación Mexicana INE Instituto Nacional de Ecología INPC Índice Nacional de Precios al Consumidor IVA Impuesto al Valor Agregado LAPEM Laboratorio de Pruebas de Equipos y Materiales LyFC Luz y Fuerza del Centro NIF Norma de Información Financiera NTCL Normas Técnicas de Competencia Laboral OPF Obra Pública Financiada PAESE Programa de Ahorro de Energía del Sector Eléctrico PEE Productor Externo de Energía PEF Presupuesto de Egresos de la Federación PEMEX Petróleos Mexicanos PICT Programa Institucional de Calidad Total PIDIREGAS Proyectos de Impacto Diferidos de los Registros del

Gasto PND Plan Nacional de Desarrollo PRE Recursos presupuestales PROFEPA Procuraduría Federal de Protección al Ambiente PTC Programa de Transformación Corporativa SECODAM Secretaría de la Contraloría y Desarrollo Administrativo SEDESOL Secretaría de Desarrollo Social SE Secretaría de Economía SEMARNAT Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales SEN Sistema Eléctrico Nacional SENER Secretaría de Energía SHCP Secretaría de Hacienda y Crédito Público SUTERM Sindicato Único de Trabajadores Electricistas de la

República Mexicana TIU Tiempo de Interrupción por Usuario TM Transparencia Mexicana

Anexos

53

Términos

Barril (b) Unidad de medida en la industria petrolera. Para convertirlo a litros se utiliza un factor de 158.987 o de 42 galones. Un barril de combustóleo es igual a 6,783 pies cúbicos de gas natural (seco).

Bifenilos policlorados Grupo de hidrocarburos aromáticos sintéticos, resistentes al fuego, usados como aislantes en aplicaciones eléctricas, principalmente en trasformadores. Son también conocidos como askareles.

Capacidad efectiva Es la potencia máxima en MW que una unidad generadora puede alcanzar en un periodo determinado, bajo condiciones específicas, sin exceder los límites aprobados de diseño.

Capacidad neta Resultado de restarle a la capacidad efectiva los usos propios de la central. Se expresa en MW.

Carboeléctrica, central Instalación para generar energía eléctrica, que utiliza carbón como combustible.

Combustión interna, central

Instalación para generar energía eléctrica, que utiliza como combustible diesel u otros energéticos (combustóleo, gas licuado, gasolina)

Eoloeléctrica, central Instalación para generar energía eléctrica, que utiliza la energía del viento.

Fuentes alternas Aquéllas que son diferentes a los hidrocarburos, como son: hidroeléctricas, carboeléctricas, nucleoeléctricas, geotermoeléctricas, eoloeléctricas y otras.

Geotermoeléctrica, central

Instalación para generar energía eléctrica, que utiliza el vapor que se obtiene de los yacimientos geotérmicos.

Hidrocarburos Compuestos químicos resultantes de la combinación de átomos del carbono con hidrógeno.

Hidroeléctrica, central Instalación donde se genera energía eléctrica, aprovechando la energía potencial del agua.

Joule (J) Unidad de energía o de cantidad de calor, que corresponde al trabajo de una fuerza de un newton cuyo punto material de aplicación se desplaza un metro en la dirección de la fuerza. Un Joule = 0.2388 calorías.

Millones de pies cúbicos (mmpc)

Unidad de medida en la industria petrolera, utilizada para el gas natural (seco). Un metro cúbico es igual a 35.315 pies cúbicos.

Newton (N) Unidad de medida de las fuerzas, equivalente a la fuerza necesaria para que un cuerpo cuya masa es de 1 kg adquiera una aceleración de 1 m/s por segundo.

Anexos

54

Nucleoeléctrica, central Instalación donde se genera energía eléctrica, a través de la fisión nuclear.

Termoeléctrica, central Instalación para generar energía eléctrica, donde se aprovechan los calores producidos por la quema de combustibles, la fisión del átomo de uranio y los vapores endógenos.

Turbina Motor que consiste de una flecha rotatoria con propelas y hojas que se mueven por un fluido.

Turbogas, generador Turbina para generar energía eléctrica, que usa gas natural o diesel como combustible.

Equivalentes caloríficos: Combustóleo = 41.7 MJ/litro Gas natural (seco) = 35.4 MJ/m3

Diesel = 38.7 MJ/litro Carbón = 19.1 GJ/ton Uranio = 3.3 MJ/gramo NOTAS: Los totales en los cuadros pueden no coincidir con las sumas de las parciales, debido al redondeo de cifras. Algunas cifras reportadas en informes anuales anteriores varían de acuerdo a revisiones, reclasificaciones y estimaciones que se realizan en forma periódica y sistemática. EN CONTRAPORTADA: www.cfe.gob.mx

final informe anual 2001 sin mensaje - cfe -...

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