programa de obras e inversiones del sector eléctrico · 3.11 evolución de la capacidad del sector...

SUBDIRECCIÓN DE PROGRAMACIÓN COORDINACIÓN DE PLANIFICACIÓN

Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico 2012-2026

PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO

2012-2026

Subdirección de Programación

Coordinación de Planificación

Comisión Federal de Electricidad Antonio Vivanco Casamadrid Director General Florencio Aboytes García Subdirector de Programación Gonzalo Arroyo Aguilera Coordinador de Planificación Isaac Jiménez Lerma Coordinador de Evaluación Jorge B. García Peña Gerente de Estudios Económicos

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

Subdirección del Centro Nacional de Control de Energía

CFE

Subdirección de Desarrollo de Proyectos CFE

Subdirección de Distribución CFE

Subdirección de Generación CFE

Subdirección de Proyectos y Construcción CFE

Subdirección de Transmisión CFE

ÍNDICE página

INTRODUCCCIÓN i

RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2012-2026 iii

1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 1-1

1.1 Generalidades 1-1

1.2 Introducción 1-1

1.3 Supuestos básicos 1-3 1.3.1 Macroeconómicos 1-3 1.3.2 Población y vivienda 1-5 1.3.3 Precios de combustibles 1-5 1.3.4 Precios de la energía eléctrica 1-6 1.3.5 Autoabastecimiento y cogeneración 1-7 1.3.6 Ahorro de energía eléctrica derivado del PRONASE 1-7 1.3.7 Recuperación de pérdidas no-técnicas 1-9

1.4 Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento 1-10

1.5 Estudio regional del mercado eléctrico, escenario de Planeación 1-15 1.5.1 Distribución de la demanda máxima en 2010 1-15 1.5.2 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta 1-17 1.5.3 Crecimiento esperado del consumo bruto 1-19 1.5.4 Consumo de cargas autoabastecidas 1-21 1.5.5 Reducción de pérdidas 1-23 1.5.6 Ahorros 1-26 1.5.7 Exportación e importación de CFE 1-26

2. INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 2-1

2.1 Evolución del Sistema Eléctrico Nacional 2-1

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

2.2.2.1 Centrales hidroeléctricas 2-6 2.2.2.2 Centrales con hidrocarburos 2-6 2.2.2.3 Centrales carboeléctricas 2-7 2.2.2.4 Centrales geotermoeléctricas 2-7 2.2.2.5 Central nucleoeléctrica 2-8 2.2.2.6 Centrales eoloeléctricas 2-8

2.2.3 Productores Independientes de Energía (PIE) 2-8 2.2.4 Autoabastecimiento y cogeneración 2-9 2.2.5 Autoabastecimiento remoto 2-10

2.3 Generación bruta 2-11

2.4 Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional 2-12

2.5 Pérdidas de energía 2-16 2.5.1 Pérdidas de energía en el nivel de transmisión 2-16 2.5.2 Pérdidas de energía en el nivel de distribución 2-16

3. PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN 3-1

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

3.2 Conceptos de margen de reserva 3-4

3.3 Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 3-7 3.3.1 Temporada Abierta de proyectos eoloeléctricos para autoabastecimiento 3-9

3.3.1.1 Temporadas Abiertas en Oaxaca, Puebla, Tamaulipas y Baja California 3-9 3.3.2 Autoabastecimiento remoto 3-10 3.3.3 Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración 3-12

3.4 Retiros de capacidad de generación 3-13

3.5 Proyectos de rehabilitación y modernización (RM) 3-18 3.5.1 Proyectos futuros de conversión de termoeléctricas a CC 3-20

3.6 Disponibilidad del parque de generación 3-20

3.7 Catálogo de proyectos específicos de generación 3-21 3.7.1 Catálogo de proyectos hidroeléctricos 3-22 3.7.2 Cartera de proyectos hidroeléctricos en fase de factibilidad y diseño 3-23 3.7.3 Proyectos con producción continua 3-24 3.7.4 Proyectos de equipamiento y ampliación de capacidad 3-25 3.7.5 Proyectos con fuente de energía renovable 3-26 3.7.6 Proyectos termoeléctricos 3-27

3.8 Parámetros técnicos de tecnologías 3-28

3.9 Adiciones de capacidad para el servicio público 3-29 3.9.1 Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión 3-30 3.9.2 Capacidad en construcción o licitación 3-32 3.9.3 Capacidad adicional 3-35

3.10 Evolución de la capacidad para el servicio público 3-38 3.10.1 Diferimientos de proyectos de generación 3-44 3.10.2 Repotenciaciones 3-44 3.10.3 Centrales eoloeléctricas 3-44 3.10.4 Centrales carboeléctricas 3-45 3.10.5 Nueva generación limpia 3-45 3.10.6 Tecnología solar 3-45 3.10.7 Participación de tecnologías en la expansión 3-46 3.10.8 Proyectos de cogeneración 3-46 3.10.9 Proyectos de ciclo combinado en el área Occidental 3-47 3.10.10 Proyectos de ciclo combinado en el área Central 3-47 3.10.11 Proyectos de ciclo combinado en el área Noroeste 3-47

3.11 Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico 3-47

3.12 Margen de reserva de capacidad 3-50

3.12.1 Margen de reserva global 3-50 3.12.2 Margen de Reserva Regional 3-53

3.13 Diversificación de las fuentes de generación 3-57

3.14 Fuentes de suministro de gas natural 3-60

3.15 Oportunidades de participación de los particulares en la generación de electricidad 3-62

3.16 Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de combustibles 3-63

3.16.1 Restricciones ecológicas 3-63 3.16.2 Eficiencia del proceso termoeléctrico 3-64 3.16.3 Composición de la generación bruta 3-66 3.16.4 Requerimientos de combustibles fósiles 3-68 3.16.5 Requerimientos de combustibles para centrales con tecnologías de nueva

generación limpia 3-71

4. PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN 4-1

4.1 Introducción 4-1

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

4.3 Expansión de la red de transmisión 4-3

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

4.4.1.1 Obras principales 4-6 4.4.1.2 Red de transmisión asociada a la central Centro 4-10 4.4.1.3 Red de transmisión asociada a central Valle de México II 4-11

4.4.2 Área Oriental 4-12 4.4.2.1 Obras principales 4-12 4.4.2.2 Red asociada a las centrales geotermoeléctricas Humeros Fase A,

Fase B y Humeros III 4-17 4.4.2.3 Red asociada a la central eólica La Venta III 4-18 4.4.2.4 Red asociada a las centrales eólicas de la Temporada Abierta (TA),

Oaxaca II, III, IV y Sureste I (primera fase) 4-19 4.4.2.5 Red asociada a la central hidroeléctrica Chicoasén II 4-20

4.4.3 Área Occidental 4-21 4.4.3.1 Obras principales 4-22 4.4.3.2 Red asociada a la central de cogeneración Salamanca Fase I 4-26 4.4.3.3 Red asociada al proyecto de generación Los Azufres III Fase I 4-27

4.4.4 Área Noroeste 4-28 4.4.4.1 Obras principales 4-29 4.4.4.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II 4-34 4.4.4.3 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo II 4-35 4.4.4.4 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas II 4-36 4.4.4.5 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo III 4-37

4.4.5 Área Norte 4-38 4.4.5.1 Obras principales 4-38 4.4.5.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua) 4-43 4.4.5.3 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez) 4-44

4.4.6 Área Noreste 4-45 4.4.6.1 Obras principales 4-46 4.4.6.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste

(Escobedo) 4-49 4.4.7 Área Baja California 4-50

4.4.7.1 Obras principales 4-51 4.4.7.2 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III 4-54 4.4.7.3 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California II 4-55 4.4.7.4 Red de transmisión asociada a la central eólica Rumorosa I, II y III 4-56

4.4.8 Sistema Baja California Sur 4-57 4.4.8.1 Obras principales 4-58 4.4.8.2 Red de transmisión asociada a la central CI Guerrero Negro IV 4-62 4.4.8.3 Red de transmisión asociada a la central CI Santa Rosalía III 4-63

4.4.9 Área Peninsular 4-64 4.4.9.1 Obras principales 4-64

4.5 Obras e inversiones con financiamiento externo 4-67

4.6 Capacidad de transmisión entre regiones 4-71

4.7 Interconexiones nacionales e internacionales 4-72 4.7.1 Interconexión del área Baja California al Sistema Interconectado Nacional 4-72

4.7.1.1 Interconexión síncrona BC-WECC y asíncrona entre BC-SIN 4-73 4.7.1.2 Interconexión asíncrona BC-WECC y síncrona entre BC-SIN 4-74

4.7.2 Interconexión CFE-Guatemala 4-76 4.7.3 Interconexión del sistema Baja California Sur al Sistema Interconectado Nacional 4-76

4.8 Temporada Abierta Oaxaca 4-77

5. EXPANSIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN 5-1

5.1 Divisiones de Distribución 5-1 5.1.1 Instalaciones actuales de distribución 5-2

5.2 Temas relevantes de distribución 5-4 5.2.1 Sistema de mediciones de distribución 5-4 5.2.2 Desarrollo del Mercado Eléctrico: la importancia de un mercado común y dinámico 5-6 5.2.3 Sistema prototipo para el pronóstico de la demanda máxima de potencia eléctrica

(DMPE) 5-8 5.2.4 Digitalización de las instalaciones del sistema de distribución 5-10 5.2.5 Consolidar el cuarto nivel de operación 5-12

5.3 Metas programadas 5-13 5.3.1 Proyectos y presupuestos de obras 5-13 5.3.2 Metas programadas 5-13

5.4 Proyectos de infraestructura productiva a largo plazo 5-14

5.5 Pérdidas históricas de energía de distribución 5-18 5.5.1 Reducción de pérdidas de distribución 5-19

5.6 Tiempo de interrupción en distribución 5-19

5.7 Sistema eléctrico de distribución del Valle de México 5-21 5.7.1 Capacidad instalada y factor de utilización 5-21 5.7.2 Esquemas de operación del SED 5-22 5.7.3 Mercado eléctrico 2011 5-23 5.7.4 Subestaciones eléctricas móviles 5-23

6. REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2012 - 2026 6-1

6.1 Requerimientos de inversión en generación 6-5

6.2 Requerimientos de inversión en transmisión 6-5

6.3 Requerimientos de inversión en distribución 6-9

7. EFECTOS DE ESCENARIOS ALTERNOS DEL MERCADO ELÉCTRICO 7-1

7.1 Mercado eléctrico 7-1 7.1.1 Pronóstico de las ventas más autoabastecimiento 7-1 7.1.2 Pronóstico del consumo autoabastecido 7-1 7.1.3 Escenario Alto 7-1 7.1.4 Escenario Bajo 7-3 7.1.5 Diferencias en demanda máxima de los escenarios Alto y Bajo respecto al de

Planeación del SIN 7-4 7.1.6 Reducción de pérdidas en escenarios Alto y Bajo 7-5

7.2 Requerimientos de capacidad y retiros de generación 7-8 7.2.1 Escenario Alto 7-8 7.2.2 Escenario Bajo 7-11 7.2.3 Comparación de escenarios 7-15

7.3 Margen de reserva 7-18

7.4 Evolución de la generación bruta y requerimientos de combustibles fósiles 7-19 7.4.1 Generación bruta 7-19 7.4.2 Requerimientos de combustibles fósiles 7-22

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

A.1 Antecedentes A-1

A.2 Niveles recomendados de operación (NRO) en las Grandes Centrales Hidroeléctricas A-3

A.3 Expectativas para el futuro de la generación hidroeléctrica A-5

A.4 Aportaciones hidráulicas A-5

A.5 Aportaciones hidráulicas a las GCH durante 2011 A-7

A.6 Degradación en potencia por unidad de energía extraída A-7

A.7 Capacidad hidroeléctrica disponible A-8

A.8 Concepto de energía almacenada A-10

A.9 Evolución histórica de la energía almacenada A-10

A.10 Rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas A-11

A.11 Generación hidroeléctrica A-12

A.12 Política de operación A-14

ANEXO B NUEVA METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DEL MARGEN DE RESERVA B-1

B.1 Introducción B-1

B.2 Motivación B-2

B.3 Propuesta detallada B-3 B.3.1 Capacidad de generación efectiva B-3 B.3.2 Capacidad de generación indisponible B-3 B.3.3 Valores netos de capacidad de generación y demanda B-5 B.3.4 Capacidad de generación neta disponible B-5 B.3.5 Definición del Margen de Reserva B-5 B.3.6 Utilización del margen de reserva B-8 B.3.7 Margen de reserva regional B-9 B.3.8 Cálculo de MR con metodología actual y anterior B-10 B.3.9 Cálculo de MR regional B-12

ANEXO C EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN EN EL ÁREA NOROESTE CONSIDERANDO DISPONIBILIDAD DE GAS NATURAL C-1

C.1 Introducción C-1

C.2 Antecedentes C-1

C.3 Descripción y alcance del proyecto de gasificación C-3

C.4 Análisis de escenarios de expansión en el área Noroeste C-5 C.4.1 Comparativo gas vs. combustóleo, sin efecto del sistema eléctrico C-7

C.4.1.1 Análisis de los escenarios de expansión en el contexto del SIN C-8

C.5 Programa integral Noroeste—Norte, generación y red de gasoductos C-8 C.5.1 Requerimiento de combustible del nuevo parque de generación en el área

Noroeste C-9 C.5.2 Programa integral de generación y red de gasoductos Norte—Noroeste C-10

ANEXO D ANÁLISIS DEL IMPACTO EN EL PLAN DE EXPANSIÓN DE LAS REFORMAS LEGALES SOBRE ENERGÍAS RENOVABLES D-1

D.1 Introducción D-1

D.2 Antecedentes D-1

D.3 Programas e instrumentos relacionados con la sustentabilidad ambiental y la transición energética, definidos en la LAERFTE D-2

D.3.1 Programa especial para el aprovechamiento de energías renovables D-2

D.4 Estrategia Nacional de Energía D-3

D.5 Resultados del programa de expansión a 2026 D-3 D.5.1 Capacidad D-4 D.5.2 Energía D-5

D.6 Escenarios para utilización máxima de 65% de combustibles fósiles en 2026 D-6

D.6.1 Escenarios de generación para limitar el uso de combustibles fósiles D-6 D.6.2 Escenarios con 65% de generación fósil D-8 D.6.3 Costos estimados de escenarios con 65% de generación fósil D-9 D.6.4 Escenario híbrido D-11

ANEXO E INTERCONEXIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE BAJA CALIFORNIA SUR AL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL E-1

E.1 Introducción E-1

E.2 Principales interconexiones con cable submarino en el mundo E-1

E.3 Sistemas eléctricos a interconectar E-2

E.4 Comportamiento de la demanda en los sistemas a interconectar E-3

E.5 Estudio de Batimetría E-5

E.6 Red de transmisión asociada al proyecto de interconexión BCS-SIN E-6 E.6.1 Red de transmisión asociada en el sistema de BCS E-8 E.6.2 Red de transmisión asociada en el área Noroeste del SIN E-8 E.6.3 Evaluación de la Interconexión E-10 E.6.4 Costo nivelado de generación E-12 E.6.5. Incorporación de gas natural en BCS E-14

E.6.5.1 Gasoducto La Paz—Todos Santos E-14 E.6.5.2 Suministro de gas natural comprimido (GNC) E-15

ANEXO F TECNOLOGÍAS PARA EL ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA F-1

F.1 Introducción F-1

F.2 Descripción de tecnologías disponibles F-1 F.2.1 Almacenamiento de fluidos F-2 F.2.2 Baterías recargables F-2 F.2.3 Sistemas mecánicos F-6 F.2.4 Sistemas electromagnéticos F-7

F.3 Sistemas para almacenamiento de energía en operación F-8 F.3.1 Sistemas en operación comercial F-8 F.3.2 Sistemas en fase de investigación F-9

F.4 Aplicaciones en sistemas eléctricos F-9

F.5 Costos de tecnologías de almacenamiento de energía F-10

ANEXO G ESTIMACIÓN DE LAS EMISIONES A LA ATMÓSFERA EN CENTRALES GENERADORAS G-1

G.1 Introducción G-1

G.2 Metodología empleada en el cálculo de las emisiones G-1 G.2.1 Consideraciones generales G-1 G.2.2 Descripción de factores de emisión y directrices internacionales. G-1

G.3 Generación anual bruta G-2

G.4 Resultados G-2 G.4.1 Emisiones anuales G-2 G.4.2 Índices anuales unitarios G-3

ANEXO H PROYECTOS DE GENERACIÓN PROGRAMADOS CON AUTORIZACIÓN DE INVERSIÓN EN EL PEF H-1

ANEXO I GLOSARIO I-1

ANEXO J ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS J-1

ANEXO K SIGLAS Y ACRÓNIMOS K-1

i

INTRODUCCCIÓN El Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) es el resultado de estudios coordinados dentro del marco de la planificación integral del sistema eléctrico del país. La selección de los componentes del sistema, su programación en el tiempo y la definición de los sitios para su instalación son actividades importantes en el proceso de decisión que conllevan implicaciones técnicas, económicas, ambientales y sociales a nivel nacional. Por los tiempos necesarios para la licitación y construcción de la infraestructura, las decisiones de inversión se deben tomar con 4 a 7 años de anticipación dependiendo del tipo de proyecto. Con base en el Artículo 36 bis de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), la planificación del sistema eléctrico se realiza aprovechando, tanto en el corto como en el largo plazos, las mejores opciones de inversión y producción de energía que permitan satisfacer la demanda futura de electricidad a costo global mínimo y con un nivel adecuado de confiabilidad y calidad. Para ello se consideran los costos de inversión, operación y energía no suministrada, así como lo establecido en la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética (LAERFTE) y su Reglamento, los lineamientos de política energética de la Coordinadora Sectorial y las disposiciones nacionales en materia financiera, ambiental y social. La elaboración del POISE es una actividad dinámica, pues de manera continua se le incorporan las modificaciones en montos y alcances de los proyectos que imponen nuevas circunstancias. El ciclo de revisión integral del POISE es anual y en él se toman como base los escenarios macroeconómicos del país y los precios de combustibles, elaborados cada año por la Secretaría de Energía (SENER). El POISE considera un horizonte de 15 años, de acuerdo con el Decreto que reformó y adicionó el Artículo 33 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, donde se establece el horizonte de 15 años para la Estrategia Nacional de Energía. En el documento se presenta la evolución del sistema de 2012 a 2026. Se incluye el comportamiento esperado del mercado eléctrico y la expansión de la capacidad de generación, transmisión y distribución para atender la demanda de electricidad futura. Asimismo, se detallan las inversiones necesarias en nuevas centrales generadoras, redes de transmisión y distribución de energía eléctrica, así como para el mantenimiento de la infraestructura, a fin de brindar un servicio público de electricidad seguro y eficiente. Por su relevancia en el contexto actual de planificación, en los anexos se exponen los siguientes temas: política de generación hidroeléctrica en el sistema interconectado nacional; nueva metodología para determinar el margen de reserva; expansión de generación a gas natural en área Noroeste; interconexión del sistema eléctrico de Baja California Sur al Sistema Interconectado Nacional; efecto en la planeación por la incorporación de mayor volumen de energía no-fósil; estimación de emisiones en centrales generadoras, así como un resumen de las tecnologías para el almacenamiento de energía.

iii

RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2012-2026 Escenarios macroeconómicos Se consideraron tres escenarios denominados: Planeación.- Es el de referencia para el ejercicio de planeación y considera una tasa media de

crecimiento anual del Producto Interno Bruto (PIB) de 3.6 por ciento Alto.- Es el escenario con mayor crecimiento del PIB con una tasa media de 4.3 por

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

crecimiento de 2.9 por ciento Para el escenario de planeación, se estima que el consumo de electricidad crecerá en promedio 4.0% cada año. En los escenarios alto y bajo, el crecimiento medio anual del consumo de energía se estima en 4.7% y 3.2% respectivamente. Ciclo de planificación anual En cada ciclo el punto de partida es la nueva estimación del consumo de energía y la demanda de electricidad esperada. Con esta base, en el ejercicio de planificación se revisa la programación de centrales y redes eléctricas para hacer los ajustes necesarios de acuerdo al crecimiento de la demanda, la evolución de los precios de combustibles y el desarrollo de nuevas tecnologías. En el corto plazo no se realizan ajustes por no convenir el diferimiento de obras en construcción. En el mediano plazo —más de 4 años— no existe problema para reprogramar fechas en el programa de centrales referente a proyectos que aún no se han licitado. Escenario de precios de combustibles Esta es una información importante que se recibe de la SENER. Los pronósticos sobre precios de combustibles junto con los costos de inversión para las diferentes tecnologías, fueron utilizados en modelos de optimización a fin de determinar el plan para expandir la capacidad de generación y la red eléctrica. En el horizonte de planeación se consideran precios nivelados del gas natural alrededor de 5.3 dólares/MMBtu, el combustóleo nacional e importado estaría en una banda de 10 a 10.9 dólares/MMBtu y el carbón importado alrededor de 3.3 dólares /MMBtu. Estos precios corresponden al escenario medio recibido de la SENER en marzo de 2011. Para diversificar sus fuentes de suministro, Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha emprendido acciones concretas mediante la construcción de terminales de regasificación de gas natural licuado (GNL) en Altamira, Tamaulipas; Rosarito, B.C. y Manzanillo, Colima.

iv

Demanda máxima En el escenario de planeación la demanda máxima del Sistema Interconectado Nacional (SIN) crecerá a una tasa media anual de 4.0 por ciento. Regionalmente las áreas con mayor crecimiento serán Baja California Sur (7%) y Peninsular (5.7%). Para las áreas del norte se estiman tasas de crecimiento anual alrededor de 4.5% y para las regiones del sur 3.7 por ciento. Ahorro de energía eléctrica del PRONASE En concordancia con una de las principales metas de sustentabilidad ambiental de la Estrategia Nacional de Energía —capturar el potencial de ahorro en el consumo final de energía eléctrica identificado en el Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (PRONASE)— SENER preparó tres escenarios prospectivos de ahorro de energía eléctrica para 2011-2026. En los tres casos, se han considerado los cinco rubros de uso final de energía eléctrica indicados en PRONASE: iluminación, equipos de hogar e inmuebles, acondicionamiento de edificaciones, motores industriales y bombas de agua. Estos escenarios fueron utilizados para determinar la evolución futura del consumo de energía. En el escenario de planeación se considera en 2026 un ahorro de 39.2 TWh y para los escenarios alto y bajo se estima un ahorro de 48.3 y 30.3 TWh respectivamente. Para los primeros años de 2012 a 2017, se estimó el ahorro con base en el avance de los programas más importantes. Reducción de pérdidas En los estudios de planificación se ha considerado el objetivo de reducción de pérdidas indicado en la Estrategia Nacional de Energía, donde se establece como meta alcanzar un nivel global de pérdidas de energía de 8 por ciento al 2024. Disponibilidad de unidades generadoras En este ejercicio se ha supuesto que en el periodo habrá suficiencia presupuestal para el mantenimiento del parque de generación de CFE. Esto permitirá lograr un factor medio de disponibilidad equivalente entre 85 y 87 por ciento. Sobre esta base se han determinado los márgenes de reserva necesarios para enfrentar contingencias y desviaciones en pronósticos sin comprometer la confiabilidad del suministro. El incumplimiento de este supuesto afectaría significativamente el funcionamiento del sistema en sus indicadores económicos y de confiabilidad, particularmente en los últimos años donde la reserva se ha ajustado a los valores de diseño del sistema.

v

Composición del parque generador Tomando como base los escenarios oficiales de precios de combustibles, los costos de inversión para las tecnologías y las disposiciones para generar energía limpia en zonas críticas, se determinó el plan de expansión del parque de generación. La mezcla óptima es la que permite satisfacer la demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel de confiabilidad establecido por CFE y cumpliendo con los lineamientos sobre política energética y normativa ambiental. Este plan incluye en los próximos quince años 44,532 MW de capacidad adicional para el servicio público, con la siguiente composición: 8,531 MW en plantas hidroeléctricas, geotermoeléctricas, eoloeléctricas y solares; 1,448 MW en unidades turbogás y de combustión interna; 27,015 MW en centrales de ciclo combinado a gas natural, así como 7,000 MW con nuevas tecnologías de generación limpia. En el total se incluye la capacidad actualmente en construcción y los incrementos por proyectos RM (539 MW). Para el bloque de generación con tecnología limpia se tendrán como opciones las centrales con fuentes de energía renovable, ciclos combinados y carboeléctricas con captura y secuestro de carbono y centrales nucleares. También se estima que en algunos casos la instalación de centrales en puntos cercanos a la frontera norte se podría sustituir por importación de energía. El programa de expansión incluye la repotenciación de unidades generadoras en plantas existentes. Dada su relevancia se continuarán evaluando técnica y económicamente las alternativas para repotenciar unidades en vez de instalar nueva infraestructura. Generación limpia Con el plan de expansión del sistema de generación que se presenta, se estima alcanzar en 2012 una participación de tecnologías limpias de 29% en la capacidad total y de 37.8% al final del horizonte de planeación. Asimismo, se estima en 2012 una participación de fuentes de energía renovable de 6.05% en la capacidad total, de acuerdo con la definición en la LAERFTE, y de 11.3% en 2026. La base para el cálculo incluye la capacidad para el servicio público y la capacidad conectada al sistema para autoabastecimiento remoto. Retiro de unidades generadoras En años recientes CFE ha desarrollado estrategias a fin de mejorar la competitividad del parque de generación, combinando el programa de retiros con la incorporación de tecnologías de generación más eficientes, ya sea mediante la rehabilitación y modernización de unidades o la construcción de nuevas centrales. Tal es el caso de algunas plantas termoeléctricas para las cuales se había previsto su retiro y ahora se ha determinado su factibilidad técnica y económica para repotenciarse o para utilizar otros combustibles. En este periodo se retirarán 11,707 MW. En todos los casos, el área operativa de CFE revisa la problemática local en el sistema antes de realizar dicha acción.

vi

Margen de reserva global En este ejercicio de planeación, ya se considera la nueva metodología para la determinación del margen de reserva, la cual fue aprobada en la tercera sesión ordinaria de la Junta de Gobierno de CFE, celebrada el 9 de septiembre de 2011. Los márgenes de reserva globales en el sistema interconectado nacional se reducirán gradualmente en los próximos años. El control rápido del margen de reserva se dificulta por las centrales generadoras en construcción o que son necesarias por requerimientos regionales, las cuales entrarán en operación en el periodo 2011—2013. En este ciclo de revisión del POISE se difirieron 27 proyectos de generación, resultado del nuevo escenario de crecimiento del consumo y demanda de electricidad, así como por la capacidad de generación disponible. Con el conjunto de estas acciones, el margen de reserva global del sistema interconectado se reducirá gradualmente y cumplirá con los estándares de planificación. El margen de reserva que se obtiene en los últimos años del horizonte de planeación está en una banda de alrededor de 13 por ciento. En el horizonte de planeación se considera la entrada en operación de un bloque importante de generación eólica. Al respecto es importante señalar que en la planificación del sistema estos proyectos se consideran como un recurso de energía, ya que debido a la aleatoriedad del viento, la capacidad asociada a estos desarrollos es intermitente. Por ello, su contribución al margen de reserva es también aleatoria y de bajo impacto en las horas de demanda máxima. Margen de reserva regional Un objetivo en la planificación es lograr un nivel aceptable del margen de reserva en todas las regiones del sistema. Para equiparar los márgenes de reserva en cada una de las regiones se requiere combinar la instalación de capacidad de generación local para cumplir criterios técnicos y económicos, así como de refuerzos de transmisión que incrementan la capacidad de transferencia entre regiones. De esta manera, en la planeación del sistema eléctrico el margen de reserva regional es más restrictivo que el indicador global, al considerar la capacidad de generación como posible de ser transferida entre regiones sin ninguna limitación. A manera de ilustración, en 2017 se estima un margen de reserva global en el SIN de 15.8%, en cambio el margen de reserva para el Interconectado Norte es de 15.5 por ciento. Asimismo, en ese año se estima un margen de reserva en las áreas Noroeste, Norte y Noreste de 14.2% 14.3% y 16.9% respectivamente. Programa de autoabastecimiento La capacidad de generación para autoabastecimiento se estima llegará en 2026 a 13,284 MW, de los cuales 7,730 MW corresponden a autoabastecimiento remoto y 5,554 MW a autoabastecimiento local. La participación a nivel sector eléctrico del autoabastecimiento en la capacidad instalada en 2026 es de 13.4 por ciento.

vii

Requerimientos de combustibles Con el retiro de unidades antiguas y con baja eficiencia, se reduce el consumo de combustóleo a una tasa media anual de -9.85%. En cambio, el requerimiento de gas natural seguirá creciendo a tasas anuales entre 4 y 5%. En 2026 se estima que el requerimiento global de gas natural esté alrededor de 5,700 MMpcd. Desarrollo de la transmisión Se construirán 17,323 km-c de líneas —69 a 400 kV— y se instalarán 45,623 MVA de capacidad de transformación en subestaciones, así como 11,529 MVAr en equipo de compensación reactiva. Expansión de la generación en el área Noroeste En este ejercicio de planificación se incorpora el análisis realizado para adelantar el retiro de unidades generadoras y la programación de nuevas unidades de ciclo combinado a gas natural. Con el suministro de gas natural a esta región del país, se tendrán mejoras importantes, tanto en costos de producción como en la reducción de emisiones contaminantes a la atmósfera. Adicionalmente, el desarrollo de estas centrales permitirá el desarrollo de infraestructura para el transporte de gas natural, la cual traerá beneficios a la industria, comercio y la población en general. Interconexión de BCS El proyecto de interconexión del sistema eléctrico de Baja California Sur al Sistema Interconectado Nacional se ha programado para 2018. En el análisis de opciones se encontró que la mejor estrategia para la integración de este sistema, es combinar el desarrollo de generación local a gas natural con el suministro de energía a través de la interconexión eléctrica. La interconexión eléctrica considera un cable submarino y estaciones convertidoras AC/DC/AC, y una red terrestre en 230 kV que permitirá integrar los sistemas aislados de Guerrero Negro y Santa Rosalía con el resto del sistema eléctrico en BCS. El suministro de gas natural a partir de 2016 permitirá el uso de este energético en unidades generadoras de 43 MW y posteriormente en 2023 en centrales de ciclo combinado pequeñas. Requerimientos de inversión El monto total de inversión necesario para atender el servicio público de energía eléctrica 2012—2026 es de 1,533,359 millones de pesos de 2011, con la siguiente composición: 51.9% para generación, 14.2% en obras de transmisión, 20% para distribución, 13.3% en mantenimiento de centrales y 0.6% para otras inversiones. Del total, se estima que 40.2% se cubriría mediante recursos presupuestales; como inversión complementaria, el 59.8% restante se llevará a cabo a través del esquema de obra pública financiada o bajo la modalidad de producción independiente de energía.

PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2012-2026

1-1

1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 1.1 Generalidades En la planeación del sector eléctrico, las estimaciones de demanda y consumo de energía eléctrica para el mediano y largo plazos constituyen un dato fundamental para dimensionar y diseñar de manera óptima la expansión de capacidad de generación y transmisión, a fin de satisfacer con calidad, confiabilidad y estabilidad, las necesidades en materia de energía eléctrica. Este capítulo presenta las proyecciones del consumo de energía eléctrica y de la demanda de potencia asociada. Asimismo las expectativas más probables de autoabastecimiento de energía eléctrica, a partir de las cuales se determina la parte del consumo que será atendida por el servicio público en el periodo 2011-2026. En este ejercicio, las estimaciones de demanda y consumo consideran explícitamente las acciones para cumplir las metas específicas formuladas en la Estrategia Nacional de Energía de febrero de 2010. Entre ellas disminuir pérdidas de electricidad a niveles comparables a estándares internacionales de 8% y capturar el potencial de ahorro en el consumo final de energía eléctrica identificado en el PRONASE. 1.2 Introducción El estudio del mercado eléctrico requiere del análisis de la información histórica sobre el consumo de electricidad, a partir de las ventas facturadas a los diversos tipos de usuarios y el comportamiento del autoabastecimiento, así como su relación con la evolución de la economía, de los precios de combustibles y de los precios de electricidad para los diferentes tipos de usuarios. Asimismo, considera los ajustes históricos en el consumo, derivados de un uso más eficiente de la electricidad por la evolución tecnológica y la aplicación de programas específicos como el horario de verano o el cambio en las normas oficiales mexicanas (NOM’s), así como los apoyos financieros para la sustitución de equipos de aire acondicionado, focos, refrigeradores, motores y bombas. A través de modelos sectoriales, las metodologías econométricas utilizadas permiten explicar el comportamiento histórico del consumo de electricidad al especificar las variables que resultan relevantes. Esta explicación de las trayectorias históricas del consumo de electricidad es la base para elaborar estimaciones prospectivas de dicho consumo, siempre en términos del comportamiento supuesto o esperado de las diversas variables que han sido consideradas en el diseño de esos modelos. En dichos análisis las variables son muy específicas, como el PIB o el precio (de combustibles, electricidad o incluso, de su relación), y en otros casos son variables de tiempo, que reflejan los efectos de los cambios técnicos graduales y los programas específicos de ahorro y uso eficiente de electricidad. En consecuencia, la construcción de trayectorias prospectivas del consumo de electricidad supone la determinación de estimaciones de las diversas variables que han sido reconocidas como relevantes en los modelos econométricos. Las proyecciones así construidas no incluyen los efectos de los nuevos programas que incidan en el comportamiento del consumo, como los del Ahorro PRONASE y de recuperación de pérdidas no-técnicas. Por lo anterior, es necesario elaborar estimaciones sobre estos efectos e integrarlas a las proyecciones originales derivadas de los modelos.

POISE 2012-2026 PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO

1-2

En el orden macroeconómico, tradicionalmente estos supuestos se han traducido en tres posibles escenarios para la evolución del PIB en un horizonte prospectivo de 15 años —según lo establece desde 2010 el último párrafo de la fracción VI del artículo 33 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal— llamados de Planeación, Alto y Bajo. El escenario de Planeación se identifica como la trayectoria más probable, dadas ciertas determinaciones oficiales de política económica y supuestas las estrategias gubernamentales en el sector. El Bajo recoge la visión tendencial, y el Alto una sensibilidad frente a mayores cambios estructurales de la economía. En el orden demográfico se supone una sola trayectoria, tanto de la población como de la vivienda. En el caso de los combustibles que se utilizan para generar electricidad, también se suponen tres trayectorias de precios, normalmente identificados por las trayectorias de los tres referentes: crudo WTI, gas natural Henry Hub y carbón entregado en el noreste de Europa (cif ARA). Estas trayectorias son la base para estimar la evolución futura de los precios de la electricidad. Finalmente, en el ámbito del cambio técnico y de los programas orientados hacia un uso más eficiente de la electricidad, se diseñan dos estimaciones para cada uno de los tres escenarios:

· Una con base en la variable tiempo de los modelos, que recoge el impacto futuro de la evolución tecnológica y del horario de verano, y supone que el efecto de los otros programas previos de ahorro permanece constante

· La otra estimación recoge el impacto del PRONASE en el uso final de energía eléctrica, por el cambio de las normas en la eficiencia de lámparas, refrigeradores, equipos de aire acondicionado, motores, o por acciones como la sustitución acelerada de focos en los diversos sectores, principalmente el doméstico

Adicionalmente, por tratarse también de nuevos programas, es necesario considerar las trayectorias esperadas al incluir la recuperación en la facturación de pérdidas no-técnicas de electricidad. Para las proyecciones regionales se requiere de la aplicación de modelos de estimación que consideran cuatro aspectos principales:

1) Análisis de tendencias y del comportamiento de los sectores económicos a escala regional

2) Estudio de algunas cargas específicas de importancia regional y nacional 3) Actualización anual de las solicitudes formales de servicio e investigaciones

particulares del mercado regional 4) Estimaciones regionales sobre los proyectos de autoabastecimiento y cogeneración

con mayor probabilidad de realización


1-3

1.3 Supuestos básicos 1.3.1 Macroeconómicos La SENER define para este ejercicio tres escenarios económicos —Planeación, Alto y Bajo— para utilizarse como base de las estimaciones del consumo de electricidad. El de Planeación constituye la trayectoria de referencia del ejercicio de planeación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) para 2011-2026 y la base para estimar los niveles y trayectorias del consumo de energía por sector y región. En el escenario de Planeación, la tasa media de crecimiento anual (tmca) del PIB global durante 2011-2026 es de 3.6 por ciento. Para el Alto se proyecta una tmca del PIB de 4.3% y de 2.9% en el Bajo.

En la figura 1.1 se muestran las tasas anuales históricas del PIB total y de las ventas más autoabastecimiento.

Evolución del PIB y ventas más autoabastecimiento Tasas medias de crecimiento anual 1990—2010

Figura 1.1 En la figura 1.2 se compara el comportamiento real del PIB con la evolución proyectada en los escenarios de Planeación de 1996 a 2011. En general el conjunto de trayectorias económicas muestra una tendencia que se ajusta cada año, tomando como base los valores reales del anterior.

-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

PIB Ventas más autoabastecimiento

tmca


1-4

Se observa que los pronósticos del PIB de 1996 a 2000 tenían una tendencia alta. Sin embargo, por el estancamiento del PIB real de 2001 a 2003, las proyecciones 2002 a 2004 fueron más conservadoras. Y por los resultados económicos de 2004 a 2007, los pronósticos económicos 2005 a 2008 recuperaron cierto optimismo. Sin embargo, la retracción de 2008 y la crisis de 2009 han sido antecedente de perspectivas más conservadoras para la revisión de las bases económicas para el pronóstico de 2008 y 2009: 2.3 y 2.7% respectivamente. Para el ejercicio 2011 la tasa media de crecimiento real del PIB se estima en 3.6%, similar a la del ejercicio anterior.

Comparación de los pronósticos del producto interno bruto

Fuente: SENER

Figura 1.2

En el cuadro 1.1 se indica el comportamiento histórico de las tasas de crecimiento anual del PIB 2000 a 2010.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

Mil Mill $2003

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Real


1-5

Crecimiento anual del PIB en 2000—2010

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

Fuente: INEGI

Cuadro 1.1

1.3.2 Población y vivienda Se utilizaron las cifras de población y vivienda particular habitada más recientes, elaboradas por el Consejo Nacional de Población (CONAPO). A partir de estas proyecciones y con datos oficiales del Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI), se estimó la trayectoria de vivienda total, suma de viviendas individuales y colectivas, así como viviendas ocupadas o desocupadas. La proyección para el crecimiento de la población presenta una tmca de 0.6% durante el periodo de pronóstico, y de 2.4% anual en promedio tanto para las viviendas totales como para las particulares habitadas. Estos supuestos implican un descenso paulatino del tamaño promedio de las familias: de 3.3 miembros en 2010 a sólo 2.5 habitantes por vivienda particular habitada en 2026. 1.3.3 Precios de combustibles La figura 1.3 muestra los precios en dólares constantes de 2011 para el escenario de Planeación. Con relación a 2010, el precio del combustóleo disminuye, el nacional a una tasa media anual de -0.5% y el importado de -0.1%. Por su parte el gas natural aumenta 2.1% en promedio al año en el caso nacional y 1.8% el importado. Para los precios del carbón nacional, se estima un pequeño incremento medio anual del orden de 0.3% y para el importado un decremento anual medio de -2.4 por ciento.

Año

2000 5.96 2/2001 -0.952002 0.092003 1.352004 4.052005 3.212006 5.15 2/2007 3.26 2/2008 1.50 2/

2009 -6.08 2/2010 5.50

PIBtca1/ (%)


1-6

Trayectorias de Precios de Combustibles1/ Escenario de Planeación 2011 – 2026

1/ Los precios nacionales son los promedios aritméticos de los precios entregados en planta. Incluyen costos de transporte Fuente: SENER

Figura 1.3

1.3.4 Precios de la energía eléctrica Las tarifas eléctricas en 2010 continuaron sujetas a ajustes mensuales. Las residenciales (excepto la doméstica de alto consumo [DAC]), las agrícolas, las de bombeo de aguas potables y negras, y las de alumbrado público, se incrementaron mediante factores fijos para recuperar la inflación. Las tarifas industriales de alta y media tensión (HT, HTL, HS, HSL, HM, HMC y OM), las comerciales (2, 3 y 7) y en el sector Residencial la tarifa DAC, se ajustaron con factores variables determinados mensualmente, como función de las variaciones en el costo de suministro. En todos los casos, la proyección para el periodo de pronóstico 2011–2026 del precio medio de los diferentes sectores de usuarios, se realiza con la proyección de ajustes anuales. En un caso —tarifas sujetas a movimientos derivados de la inflación— el ajuste anual depende de las previsiones inflacionarias del periodo, expresadas en el Índice Nacional de Precios al Consumidor. En este caso se ha considerado una ligera racionalización de los subsidios sin que se alcance el equilibrio de su relación precio/costo. En tal grupo se encuentran básicamente las tarifas del sector Residencial 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F, y del sector Agrícola 9CU y 9N. Asimismo la tarifa 6 de bombeo de aguas potables y negras. En el otro caso —tarifas sujetas a ajustes automáticos mensuales vinculados a los movimientos del costo de suministro— el ajuste anual resulta de esas mismas previsiones inflacionarias del periodo y de los movimientos de los precios de combustibles. Ambos determinantes provienen de los escenarios económicos y de precios de combustibles preparados por la SENER.

Gas importado

Gas nacional

Gas Henry Hub

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

11.0

12.0

13.0

14.0

15.0

16.0

17.0

18.0

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026

USD11 /MMBtu

Carbón Pacífico y Golfo (<1.0 % S)

Combustóleo importado

Combustóleo nacional

Carbón nacional (1.0 % S)

Uranio enriquecido


1-7

Para los tres escenarios, los precios sectoriales tienen comportamientos vinculados a la trayectoria de cada escenario económico y a los precios de los combustibles. En consecuencia, en los tres casos las relaciones precio/costo se modifican como resultado de los diferentes movimientos de esos escenarios. La figura 1.4 muestra las trayectorias estimadas del precio medio total para cada uno de los escenarios.

Trayectorias del precio medio total de electricidad Escenarios de Planeación, Alto y Bajo 2011–2026

Fuente: SENER y CFE

Figura 1.4

Como consecuencia de las diversas trayectorias de precios —tanto del de los sectores subsidiados como de los sectores sujetos al mecanismo de ajuste automático— respecto al nivel de 2010 y para el periodo 2011-2016, el precio medio total experimenta una ligera baja en los tres escenarios —Planeación, Alto y Bajo— con tasas medias anuales de -0.9, -0.2 y -1.2%, respectivamente. 1.3.5 Autoabastecimiento y cogeneración El consumo autoabastecido en 2010 en las modalidades establecidas por la LSPEE fue de 26.2 TWh y representó 12.2% de la suma de ventas más autoabastecimiento de electricidad. Se estima que en los tres escenarios, el autoabastecimiento alcance un volumen de 47.1 TWh en 2026. En el escenario de Planeación este volumen representaría en 2026, 10.6% de dicha suma de ventas más autoabastecimiento. 1.3.6 Ahorro de energía eléctrica derivado del PRONASE En concordancia con una de las principales metas de sustentabilidad ambiental de la Estrategia Nacional de Energía —capturar el potencial de ahorro en el consumo final de energía eléctrica identificado en el PRONASE— la SENER preparó tres escenarios prospectivos de ahorro de

0.89

1.00

0.85

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20

1.30

1.40$03/kWh

Historia Planeación Alto Bajo


1-8

energía eléctrica para el periodo 2011-2026, Planeación, Alto y Bajo. Su construcción supone una hipótesis respecto a la participación del ahorro sectorial en el consumo total y al nivel de éxito de las áreas de oportunidad en las que se busca capturar el potencial de ahorro en el consumo de electricidad. En los tres casos, se han considerado los cinco rubros de uso final de energía eléctrica indicados en PRONASE: iluminación, equipos de hogar y de inmuebles, acondicionamiento de edificaciones, motores industriales y bombas de agua agrícolas y de servicios públicos. Asimismo su participación en los diversos sectores de consumo eléctrico: Residencial, Comercial, Servicios, Agrícola, Empresa Mediana y Gran Industria. En el cuadro 1.2 se muestra la trayectoria global y sectorial del ahorro.

Trayectoria ahorro PRONASE Escenario de Planeación

GWh

Fuente: SENER

Cuadro 1.2

El 71.3% del total de ahorro de 39.2 TWh en 2026 se registraría en el sector residencial. Esta fuerte participación se deriva de importantes cambios en la norma oficial mexicana de eficiencia energética de lámparas para uso general y en la sustitución de focos incandescentes por halógenos primero, y por lámparas fluorescentes compactas después. Como se muestra en la figura 1.5, para el escenario Alto el ahorro total en 2026 sería de 48.3 TWh y para el Bajo de 30.3 TWh. En ambos casos con la misma participación del sector residencial.

Sector 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Total Nacional 500 1,371 2,420 3,130 6,422 11,253 16,252 22,228 24,181 Residencial 500 1,371 2,420 3,130 5,709 9,569 13,283 17,223 18,473 Comercial 0 0 0 0 86 213 385 687 796 Servicios 0 0 0 0 201 415 673 985 1,049 Industrial 0 0 0 0 386 957 1,732 3,042 3,520 Empresa Mediana 0 0 0 0 234 579 1,047 1,846 2,134 Gran Industria 0 0 0 0 153 379 685 1,196 1,387 Bombeo Agrícola 0 0 0 0 40 99 179 291 343

Sector 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Total Nacional 26,131 28,083 30,010 31,979 33,901 35,815 37,497 39,172 Residencial 19,720 20,953 22,181 23,406 24,602 25,773 26,862 27,943 Comercial 904 1,012 1,119 1,225 1,329 1,426 1,514 1,601 Servicios 1,113 1,178 1,232 1,300 1,367 1,435 1,476 1,518 Industrial 3,999 4,492 4,979 5,489 5,988 6,499 6,899 7,298 Empresa Mediana 2,422 2,718 3,010 3,314 3,614 3,918 4,168 4,419 Gran Industria 1,577 1,775 1,970 2,175 2,374 2,581 2,730 2,879 Bombeo Agrícola 395 447 498 559 616 681 747 812


1-9

Trayectoria ahorro PRONASE Escenarios de Planeación, Alto y Bajo 2011–2026

Fuente: SENER y CFE

Figura 1.5

1.3.7 Recuperación de pérdidas no-técnicas Se consideran tres trayectorias de recuperación de pérdidas no-técnicas. Se trata de energía eléctrica que es consumida, pero no facturada. El logro de estas metas dependerá —como se indica en la Estrategia Nacional de Energía— de tres acciones: 1) asignación oportuna de recursos financieros y físicos; 2) incorporación gradual de tecnologías avanzadas para la administración de la demanda como redes y medidores inteligentes; y 3) modificación del marco legal para tipificar el robo de energía eléctrica como delito federal grave. Bajo el supuesto de un éxito significativo en el desarrollo de esas acciones para lograr las metas propuestas, en el escenario de Planeación se ha estimado que en 2026 se alcanzará un total de energía recuperada en la facturación de 33.1 TWh. En los sectores Residencial y Comercial se lograría 75% de dicha recuperación. Véase figura 1.6.

39.2

48.3

30.3

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026


TWh


1-10

Trayectorias de recuperación de pérdidas no-técnicas en la facturación Escenarios de Planeación, Alto y Bajo 2011–2026

Fuente: SENER y CFE

Figura 1.6

Para los escenarios Alto y Bajo, los volúmenes de la energía eléctrica que se recuperarían en la facturación serían de 36.7 TWh y 29.2 TWh respectivamente. También corresponde a los sectores residencial y comercial el mayor porcentaje de dicha recuperación. 1.4 Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento La estimación de ventas más autoabastecimiento para un periodo dado está correlacionada con el pronóstico del PIB para el mismo lapso. Como se muestra en la figura 1.2, en los siete años anteriores al actual la estimación del PIB había sido cada vez menor. En consecuencia los pronósticos de la suma de ventas más autoabastecimiento también han mostrado ese comportamiento. Este año el pronóstico del PIB para el periodo 2011-2026 es un poco más optimista, dada la recuperación de la economía en 2010. En correspondencia, para el periodo 2011-2026 y dados todos los supuestos de ahorro y la recuperación de pérdidas no-técnicas en la facturación, el actual pronóstico de ventas más autoabastecimiento prevé una evolución similar a la del ejercicio anterior hasta 2020, y mayor a aquella a partir de 2020. Véase figura 1.7.

33.1

36.7

29.2

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026


TWh


1-11

Comparación de los pronósticos de ventas más autoabastecimiento

Figura 1.7

En el cuadro 1.3 se muestran las tasas de crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento en el periodo 2000-2010.

Crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento 2000—2010

1/ Ventas más autoabastecimiento 2/ Tasa de crecimiento anual 3/ Cifra revisada

Cuadro 1.3 En el capítulo 3 se analizan los efectos sobre los planes de expansión de la generación debidos a estos cambios en las estimaciones.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500TWh

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Real

Año

2000 6.752001 1.742002 1.952003 2.572004 3.942005 4.002006 3.192007 3.14 3/

2008 2.07 3/

2009 -0.77 3/

2010 3.74

(V + A) 1/

tca2/ (%)


1-12

En el pasado decenio 1991-2010 las ventas más autoabastecimiento crecieron 3.9% como consecuencia de una evolución anual de 3.6% de la electricidad suministrada por el sector público y de 6.0% del autoabastecimiento. En particular, desde 2004 el volumen de la autogeneración superó los 20 TWh anuales. Y en 2010 alcanzó los 26.2 TWh. Considerando todos los supuestos descritos, se estima que en el periodo 2011-2026 las ventas más autoabastecimiento del escenario de Planeación crecerán en promedio 4.7% al año. Véanse figura 1.8 y cuadro 1.4. Como resultado de este comportamiento, el volumen de energía que se proyecta consumir en 2026 será de 445.1 TWh. En el Alto sería de 492.0 TWh, y de 393.3 TWh en el Bajo. Véase figura 1.9. Además, de concretarse las estimaciones sobre la trayectoria más probable del autoabastecimiento, las ventas del sector público aumentarán 4.8% en promedio al año, para llegar a 398.0 TWh en 2026. En el escenario Alto, el incremento de las ventas del sector público será de 5.5% anual, para llegar a 444.9 TWh. Y en el Bajo de 3.9% de crecimiento anual, para alcanzar 346.2 TWh al final del periodo de pronóstico.

Ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica histórico y prospectivo Escenario de Planeación 2011-2026

Fuente: SENER y CFE

Figura 1.8

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450Ventas más autobastecimiento de

energía eléctrica 1991-2010tmca 3.9%

TWh

Ventas del Servicio Públicotmca 3.6%

Ventas del Servicio Público con ahorro Pronase y recuperación de

pérdidas no-técnicas.tmca 4.8%

100.2 TWh

214.0 TWh

Consumo autoabastecidotmca 6.0%

Consumo autoabastecido 2011-2026 tmca 3.7%

445.1 TWh

Proyección de ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica con ahorro Pronase y recuperación de pérdidas no-técnicas

tmca 4.7%

398.0 TWh

187.8 TWh


1-13

Proyección de las ventas más el autoabastecimiento de energía eléctrica Escenario de Planeación

(GWh)

1/ Tasa media de crecimiento anual referida a 2010 Incluye deducciones por energía ahorrada y adiciones por energía recuperada por facturación de pérdidas no-técnicas. Fuente: SENER y CFE

Cuadro 1.4

Ventas más autoabastecimiento 1991-2010 y Escenarios 2011-2026

Figura 1.9

Sector 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

1.-Ventas más autoabastecimiento (Original) 214,470 225,435 236,653 247,840 259,705 272,113 285,286 299,209 313,687

2.-Ahorro Pronase 500 1,371 2,420 3,130 6,422 11,253 16,252 22,228 24,181

3.-Diferencia (1-2) 213,970 224,064 234,233 244,711 253,282 260,861 269,034 276,981 289,5054.-Recuperación de pérdidas no-técnicas 0 597 1,258 1,964 2,707 3,482 4,305 5,163 6,176

5.-Ventas más autoabastecimiento (3+4) 213,970 224,661 235,492 246,674 255,989 264,342 273,339 282,144 295,681

6.-Consumo autoabastecido 26,155 26,453 28,002 32,477 35,360 36,479 37,157 38,622 39,672

7.-Ventas del servicio público (5-6) 187,815 198,207 207,490 214,198 220,629 227,864 236,182 243,522 256,010

Sector 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2011-20261/

%

1.-Ventas más autoabastecimiento (Original) 328,324 343,827 359,936 376,711 394,509 413,010 431,445 451,111 4.76

2.-Ahorro Pronase 26,131 28,083 30,010 31,979 33,901 35,815 37,497 39,172 31.33

3.-Diferencia (1-2) 302,193 315,744 329,926 344,732 360,607 377,195 393,947 411,939 4.18

4.-Recuperación de pérdidas no-técnicas 8,992 12,055 15,383 18,992 22,920 27,164 31,696 33,140 n.a.

5.-Ventas más autoabastecimiento (3+4) 311,185 327,799 345,309 363,725 383,527 404,360 425,643 445,079 4.68

6.-Consumo autoabastecido 40,550 41,210 42,188 43,238 44,216 45,266 46,191 47,069 3.74

7.-Ventas del servicio público (5-6) 270,635 286,590 303,121 320,487 339,311 359,094 379,452 398,010 4.81

445.1

492.0

393.3

0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

400.0

450.0

500.0

550.0

600.0


Alto: tmca 5.3%

Planeación: tmca 4.7%

Bajo: tmca 3.9%

TWh

Historia 1991-2010: tmca 3.9%


1-14

Para el caso del escenario de Planeación, en el cuadro 1.5 se presentan las tasas de crecimiento medio anual de ventas y autoabastecimiento de energía eléctrica y sus componentes sectoriales tanto para el periodo histórico 2001-2010 como para el periodo prospectivo 2011-2026. Este escenario integra las estimaciones derivadas de la aplicación de los nuevos programas de ahorro, primordialmente el de iluminación por los cambios de la Norma Oficial Mexicana (NOM). También las trayectorias que se estiman representarán para cada sector la recuperación de energía actualmente consumida pero no facturada. En el mismo cuadro 1.5 se destaca la expectativa de un crecimiento del agregado de ventas más autoabastecimiento de electricidad que es poco más de dos puntos mayor en el periodo prospectivo (4.7%) que en la última década (2.5%). Asimismo la parte principal (89.4%) de la atención a ese consumo de electricidad seguirá proviniendo del servicio público de electricidad, que crecerá más que el consumo autoabastecido. La dinámica de las ventas del servicio público de electricidad descansa en las ventas a la industria y los grandes comercios. Actualmente representan 58.2% de las ventas totales: 37.6% al sector empresa mediana y 20.6% al sector gran industria. En el periodo de pronóstico, estos dos sectores incrementarán sus tasas medias anuales en 4.9 y 4.8%, respectivamente. Conjuntamente lo harán a 4.9% anual, poco menos de medio punto porcentual superior al 4.7% de las ventas totales. Así, en 2026 llegarán a representar 58.6% de las ventas totales del servicio público. Para este mismo periodo de pronóstico, el sector de mayor crecimiento en las ventas será la gran industria, en lo fundamental por el dinamismo relativo de los giros económicos en los que se encuentran los usuarios de este sector. Los sectores residencial, comercial y servicios, que integran el denominado Desarrollo Normal, crecerán 5.0% al año en conjunto, un punto porcentual más que el año pasado (4.0%). Finalmente se estima que las ventas al sector agrícola registren un nivel de volumen ligeramente mayor. Su crecimiento anual es de 2.7%, poco más de medio punto mayor al 2.1% del ejercicio de planeación del año pasado. Ver cuadro 1.5.

Crecimiento medio anual de ventas más autoabastecimiento de electricidad Historia 2001-2010 y Escenario de Planeación 2011-2026

Fuente: SENER y CFE

Cuadro 1.5

2001-2010 2011-2026tmca % tmca %

Ventas más autoabastecimiento 2.5 4.7

Consumo Autoabastecido 9.0 3.7

Ventas del Servicio Público 1.9 4.8 Desarrollo Normal 2.7 5.0 Residencial 3.2 4.6 Comercial 1.1 6.1 Servicios 2.4 4.9 Agrícola 0.9 2.7

Industrial 1.5 4.9 Empresa Mediana 2.8 4.8 Gran Industria -0.4 4.9


1-15

1.5 Estudio regional del mercado eléctrico, escenario de Planeación Para el estudio regional del mercado eléctrico, el país se divide en 120 zonas, sin embargo una vez consolidada la transferencia de los usuarios del Valle de México serán 145 —124 corresponderán a las 13 Divisiones de Distribución originales y 21 a las nuevas del Valle de México— y 11 comunidades o pequeños sistemas aislados —seis de los cuales reciben energía de importación—. Las zonas a su vez se agrupan en áreas o en sistemas. Adicionalmente, debido a su cobertura geográfica, en las áreas Central, Occidental y Oriental se conforman regiones con el objeto de representar mejor al sistema.

Para los pronósticos de la demanda eléctrica se toman en cuenta: § La evolución de las ventas en los sectores tarifarios y zonas del país § Los registros históricos, solicitudes de servicio y encuestas a usuarios de cargas

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

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

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

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

propios recibidos por transmisión y distribución § La caracterización y proyección de las cargas autoabastecidas

§ Los escenarios del consumo sectorial de electricidad

La demanda máxima anual de una zona se calcula utilizando los valores estimados para la energía bruta y el factor de carga de esa zona. El pronóstico de los factores se deriva del análisis de la serie histórica correspondiente, al considerar por separado las demandas de desarrollo normal y cargas importantes. 1.5.1 Distribución de la demanda máxima en 2010 En el cuadro 1.6 y figura 1.10 se muestra su conformación.


1-16

Distribución de la demanda máxima en 2010

Cuadro 1.6

Demanda máxima1,2/ por área y zona (MW), año 2010 Sistema Eléctrico Nacional

1/ Los valores mayores, independientemente de la hora en que ocurren 2/ Excluye exportación

Figura 1.10

(MW) (%)

Interconectado Nacional 35,310 93.1

Baja California 2,229 5.9

Baja California Sur 368 1.0

Aislados 31 0.1

Total no coincidente 37,938 100.0

Demanda 2010Sistemas

Juárez985

43

Guerrero Negro12

VillaConstitución

Mexicali1,243 S. L. Río

Colorado262

Tijuana

797Tecate

Ensenada190

7244

Casas Grandes

Nogales434

2,229

531

Camargo

Cuauhtémoc 335

Cabo San Lucas

161

28

Mazatlán346

Cd. Obregón

Durango287

Sombrerete

Parral150

Culiacán

Guasave203

La Paz166

393

Santa

Loreto12

8

Rosalía14

706

190

Los Mochis369

398

Navojoa

Chihuahua

3,385

5

Caborca 222

959

Guaymas166

43,617Hermosillo

Chetumal

Riviera Maya

Cancún396

Tizimín

89

39

221Ticul

42Motul

1,520

BAJA CALIFORNIA SUR

CENTRAL

OCCIDENTAL

NOROESTE

NORESTE

PENINSULAR

ORIENTAL

BAJA CALIFORNIA

NORTE

ÁREA

67

54

32

1

89

407

Victoria233

Montemorelos135

Nuevo Laredo329

Reynosa562

Piedras Negras274

Sabinas98

Monterrey3,944Saltillo

765

C. del Oro169

CerralvoMonclova

40968

6

7,070

278

Torreón719

Matehuala112

S. L. Potosí782

Aguascalientes

Zacatecas431

Tampico688

Valles181

Río Verde45

Mante81

Matamoros

3

601

122León528

Vallarta

Guadalajara

Los AltosTepic129

78Apatzingán

116219

Manzanillo

Puerto

1,573Cd. Guzmán

137Zamora

Colima146

168

Chapala

Lázaro Cárdenas

574

Uruapan89

208

Irapuato

Salamanca

La Piedad

Morelia229

277

112502

Mérida

171

58

9Campeche

Tapachula173

2172

440 1

9,004Querétaro

824

Celaya

8,175

S. J. Del Río

282

162

Gutiérrez 138Tuxtla

6,356SanCristóbal

Carmen95

Chontalpa

508

VDM Norte

Villahermosa

3,973VDM Centro

2,359

coalcosCoatza-

652

294

Poza Rica

Teziutlán181

VeracruzPapaloapan

235

76

Zihuatanejo

Chilpancingo128

Morelos

Iguala55

Acapulco

Huatulco

Oaxaca180

65

398

Huajuapan

VDM Sur3,723

405Puebla

S. Martín322

249chalco224

367

Jalapa

Tlaxcala648

176

OrizabaTecama-

Córdoba120740

530

646

80Los Ríos

304

Pátzcuaro46

Zacapu57

Gómez Palacio354

Tehuantepec

VDM Norte MW VDM Centro MW VDM Sur MW

Basílica 253 Zócalo 370 Universidad 432

Cuautitlán 662 Benito Juárez 245 Las Lomas 307

Atizapan 378 Polanco 586 Ermita 405

Azteca 552 Tacuba 337 Tenango 132

Tlalnepantla 383 Aeropuerto 190 Toluca 801

Ecatepec 492 Neza 184 Volcanes 419

Naucalpan 386 Chapingo 447 Coapa 332

Pachuca 286 Atlacomulco 270

Tulancingo 165 Valle de Bravo 359

Tula 372 Zitácuaro 62

Ixmiquilpan 44 Altamirano 80

Cuernavaca 124

97Tehuacán

Mata-

80moros

Los Tuxtlas45

Huejutla74

Estructura Área Central


1-17

1.5.2 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta El pronóstico de la demanda máxima bruta del SIN muestra en la figura 1.11 una tendencia moderada al alza —similar al PIB—. La evolución histórica de 2001 a 2010 presenta un crecimiento de 2.6%, y en 2010 la demanda registró un incremento de 5.2 por ciento. Para 2011-2026 se espera una tasa media anual de 4.0 por ciento.

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

Figura 1.11

Al analizar las figuras 1.7 y 1.11 se observan también diferencias significativas entre los valores pronosticados y reales, particularmente en los últimos años. La figura 1.12 indica las tasas de crecimiento en varios periodos de 2001 a 2026 para la demanda máxima de cada área.

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

60,000

65,000

70,000

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026

2006 2007 2008 2009 2010 2011 Real

MW


1-18

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

Figura 1.12

Los cuadros 1.7 y 1.8 presentan las cifras históricas para 2001-2010, así como los pronósticos para la demanda máxima bruta de cada área del SEN.

Demanda máxima bruta (MW) del SEN 2001-2010

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

Cuadro 1.7

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

5.7

4

5

6

7

8 9 Peninsular

2

91

Sistema Interconectado Nacional

2.8 4.34.4

4.3 4.84.8

3.4 3.43.6

2.3 3.33.71.9 3.6

3.7

3.0 3.43.8

3.0 4.34.5

5.4 5.45.7

2.6 3.84.0

3Crecimiento esperado

2011-2020

Evolución histórica

6.1 6.4.7.0

2011-2026

2001-2010

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

SUR

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

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

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

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

2005 8,287 5,684 7,047 2,872 2,997 6,068 1,961 264 1,175 24 31,268

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

2007 8,606 5,786 7,437 3,059 3,130 6,586 2,208 307 1,290 28 32,577

2008 8,435 6,181 8,069 3,072 3,328 6,780 2,092 341 1,404 30 33,680

2009 8,702 6,071 7,763 3,285 3,248 6,886 2,129 360 1,441 31 33,568

2010 9,004 6,375 8,175 3,617 3,385 7,070 2,229 368 1,534 31 35,310

tmca %(2001-2010) 1.9 2.3 3.0 4.3 3.4 3.0 2.8 6.1 5.4 4.1 2.6


1-19

Demanda máxima bruta (MW) del SEN Escenario de Planeación

1/ Incluye exportación

Cuadro 1.8

1.5.3 Crecimiento esperado del consumo bruto Los cuadros 1.9 y 1.10 muestran la información histórica y la correspondiente para cada área del SEN de 2011 a 2026.

Consumo bruto1/ (GWh) del SEN 2001-2010

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

Cuadro 1.9

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

SUR

2011 9,382 6,635 8,669 3,824 3,682 7,587 2,327 384 1,578 32 37,256

2012 9,958 7,024 8,935 4,200 3,745 7,776 2,469 407 1,689 33 38,902

2013 10,385 7,326 9,336 4,509 3,875 8,128 2,579 436 1,809 35 40,707

2014 10,671 7,489 9,566 4,684 3,967 8,468 2,683 462 1,904 36 41,950

2015 10,921 7,593 9,777 4,844 4,042 8,788 2,783 490 1,992 37 43,042

2016 11,148 7,690 9,965 4,987 4,130 9,099 2,882 519 2,080 38 44,080

2017 11,415 7,809 10,191 5,145 4,239 9,448 2,979 551 2,179 39 45,280

2018 11,935 8,144 10,629 5,374 4,415 9,885 3,123 590 2,321 41 47,326

2019 12,402 8,465 11,037 5,597 4,584 10,319 3,267 635 2,463 43 49,272

2020 12,838 8,784 11,462 5,775 4,747 10,757 3,412 683 2,599 46 51,168

2021 13,352 9,163 11,971 6,040 4,937 11,323 3,563 738 2,768 49 53,506

2022 13,853 9,540 12,445 6,302 5,120 11,893 3,713 797 2,939 52 55,797

2023 14,388 10,031 13,027 6,565 5,315 12,506 3,887 861 3,120 55 58,382

2024 14,899 10,490 13,580 6,960 5,511 13,042 4,058 930 3,302 59 60,921

2025 15,483 10,944 14,124 7,336 5,736 13,652 4,258 1,007 3,509 63 63,614

2026 16,161 11,451 14,735 7,660 5,992 14,277 4,461 1,090 3,732 68 66,514

tmca %(2011-2020) 3.6 3.3 3.4 4.8 3.4 4.3 4.3 6.4 5.4 3.9 3.8

tmca %(2011-2026) 3.7 3.7 3.8 4.8 3.6 4.5 4.4 7.0 5.7 4.9 4.0

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

SUR

2001 44,218 32,037 41,178 13,794 15,818 34,455 9,525 1,189 6,161 101 198,476

2002 45,032 33,295 42,283 13,442 16,282 35,586 9,471 1,189 6,387 100 203,067

2003 46,004 34,082 43,789 13,984 16,613 35,968 10,607 1,238 6,802 103 209,190

2004 47,255 34,634 45,177 14,609 17,192 37,279 11,022 1,333 7,252 108 215,861

2005 49,129 36,209 47,734 15,506 18,245 38,630 11,503 1,453 7,468 111 225,988

2006 50,523 37,454 49,239 15,966 18,743 40,221 12,160 1,605 7,927 119 233,957

2007 51,953 38,324 51,603 16,616 19,408 41,081 12,483 1,722 8,574 132 241,896

2008 52,430 39,109 52,405 16,690 19,338 41,828 12,615 1,933 9,097 148 245,594

2009 52,158 39,118 52,179 16,997 19,428 41,497 12,084 1,989 9,426 147 245,023

2010 54,227 40,447 55,602 17,339 20,395 43,452 11,821 2,016 9,360 150 254,808

tmca %(2001-2010) 2.4 2.4 3.0 2.6 3.1 2.5 2.6 5.7 5.0 4.5 2.7


1-20

Consumo bruto1/ (GWh) del SEN Escenario de Planeación

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

Cuadro 1.10

La figura 1.13 muestra las tasas de crecimiento para varios periodos de 2001 a 2026 para el consumo bruto de cada área.

Crecimiento medio anual del consumo bruto por área (%)

Figura 1.13


SUR

2011 56,169 42,365 58,135 18,754 21,438 45,523 12,441 2,089 9,683 151 266,750

2012 59,386 43,981 60,189 19,924 22,183 47,249 12,886 2,209 10,190 157 278,355

2013 61,489 45,548 62,501 21,293 22,851 49,175 13,356 2,355 10,850 164 289,581

2014 63,371 46,725 64,220 22,186 23,451 51,362 13,901 2,505 11,452 171 299,343

2015 65,041 47,542 65,797 23,013 23,942 53,421 14,424 2,666 12,018 175 308,038

2016 66,805 48,527 67,447 23,850 24,586 55,592 14,997 2,838 12,631 180 317,454

2017 68,487 49,464 69,023 24,654 25,232 57,722 15,491 3,020 13,253 186 326,532

2018 71,608 51,573 71,992 25,751 26,279 60,394 16,197 3,231 14,111 196 341,331

2019 74,411 53,590 74,757 26,822 27,287 63,042 16,900 3,478 14,964 207 355,458

2020 77,233 55,746 77,847 27,746 28,333 65,897 17,656 3,749 15,832 219 370,258

2021 80,108 57,982 81,086 28,941 29,385 69,173 18,349 4,041 16,807 232 386,104

2022 83,116 60,352 84,290 30,196 30,478 72,656 19,084 4,368 17,839 247 402,626

2023 86,324 63,441 88,236 31,459 31,639 76,400 19,933 4,717 18,930 264 421,343

2024 89,635 66,511 92,233 33,440 32,894 79,894 20,828 5,106 20,080 282 440,902

2025 92,894 69,189 95,666 35,153 34,144 83,401 21,750 5,517 21,277 302 459,294

2026 96,963 72,382 99,806 36,703 35,666 87,217 22,745 5,969 22,625 322 480,398

tmca %(2011-2020) 3.6 3.3 3.4 4.8 3.3 4.3 4.1 6.4 5.4 3.8 3.8

tmca %(2011-2026) 3.7 3.7 3.7 4.8 3.6 4.5 4.2 7.0 5.7 4.9 4.0

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

5.7

4

5

6

7

8 9 Peninsular

2

91

Sector Eléctrico Nacional

2.6 4.14.2

2.6 4.84.8

3.1 3.33.6

2.4 3.33.72.4 3.6

3.7

3.0 3.43.7

2.5 4.34.5

5.0 5.45.7

2.7 3.84.0

3Crecimiento esperado

2011-2020

Evolución histórica

5.7 6.47.0

2011-2026

2001-2010


1-21

1.5.4 Consumo de cargas autoabastecidas En los cuadros 1.11 y 1.12 se presenta la evolución de la demanda en cargas de proyectos de autoabastecimiento y cogeneración. Los datos se basan en información proporcionada por la SENER en las reuniones del grupo interinstitucional para la elaboración del documento de Prospectiva del Sector Eléctrico 2011-2026.

Demanda autoabastecida (MW) 2001-2010

Cuadro 1.11

Crecimiento esperado de la demanda autoabastecida (MW) 2011-2026

1/ Corresponde a la capacidad de generación instalada

Cuadro 1.12

AÑO LOCAL REMOTO

2001 3,705 122

2002 3,541 476

2003 3,643 1,092

2004 2,843 1,299

2005 2,922 1,401

2006 3,452 1,548

2007 3,954 1,657

2008 4,543 1,776

2009 4,459 2,077

2010 4,525 2,173

tmca %(2001-2010) 4.0 32.7

AUTOABASTECIMIENTO

BLOQUE DE REMOTO MÁS

AÑO LOCAL REMOTO PROYECTOS PROYECTOSRENOVABLES1/ RENOVABLES

2011 4,572 2,344 2,344

2012 4,640 2,862 2,862

2013 4,843 3,670 3,670

2014 4,843 3,917 3,917

2015 4,843 3,917 350 4,267

2016 4,843 3,917 450 4,367

2017 4,843 3,917 800 4,717

2018 4,843 3,917 1,100 5,017

2019 4,843 3,917 1,300 5,217

2020 4,843 3,917 1,600 5,517

2021 4,843 3,917 1,850 5,767

2022 4,843 3,917 2,150 6,067

2023 4,843 3,917 2,400 6,317

2024 4,843 3,917 2,700 6,617

2025 4,843 3,917 3,000 6,917

2026 4,843 3,917 3,200 7,117

tmca %(2011-2020) 0.7 6.1 9.8

tmca %(2011-2026) 0.4 3.8 7.7

AUTOABASTECIMIENTO


1-22

Para determinar la regionalización del autoabastecimiento local y remoto es necesario que en los proyectos se defina la ubicación de las cargas en el sistema eléctrico. A partir de 2015, se prevé la entrada de un grupo de permisionarios de autoabastecimiento de tipo renovable, definidos como Bloque de Proyectos Renovables, de los cuales no se han precisado las cargas que abastecerán por lo cual en los cuadros 1.12 y 1.14 la demanda máxima y consumo asociados a éstos, se denominan de manera genérica. En los cuadros 1.13 y 1.14 se muestran la evolución del consumo de autoabastecimiento y cogeneración.

Consumo autoabastecido (GWh) 2001-2010

Cuadro 1.13

Evolución del consumo autoabastecido (GWh) 2011-2026

Cuadro 1.14

AÑO LOCAL REMOTO TOTAL

2001 11,207 859 12,066

2002 10,536 1,827 12,363

2003 11,434 5,174 16,608

2004 12,918 7,545 20,463

2005 13,390 8,192 21,582

2006 13,127 8,937 22,064

2007 13,323 9,846 23,169

2008 14,115 9,832 23,946

2009 13,959 9,786 23,745

2010 14,256 11,899 26,155

tmca %(2001-2010) 3.3 31.8 9.0

AUTOABASTECIMIENTO

BLOQUE DE REMOTO MÁS

AÑO LOCAL REMOTO PROYECTOS PROYECTOS TOTALRENOVABLES RENOVABLES

2011 14,382 12,072 12,072 26,453

2012 14,881 13,120 13,120 28,002

2013 15,935 16,542 16,542 32,477

2014 16,236 19,125 19,125 35,360

2015 16,236 19,168 1,075 20,243 36,479

2016 16,236 19,168 1,753 20,921 37,157

2017 16,236 19,168 3,218 22,386 38,622

2018 16,236 19,168 4,268 23,436 39,672

2019 16,236 19,168 5,146 24,314 40,550

2020 16,236 19,168 5,806 24,974 41,210

2021 16,236 19,168 6,784 25,952 42,188

2022 16,236 19,168 7,834 27,002 43,238

2023 16,236 19,168 8,812 27,980 44,216

2024 16,236 19,168 9,862 29,030 45,266

2025 16,236 19,168 10,787 29,955 46,191

2026 16,236 19,168 11,665 30,833 47,069

tmca %(2011-2020) 1.3 4.9 7.7 4.7

tmca %(2011-2026) 0.8 3.0 6.1 3.7

AUTOABASTECIMIENTO


1-23

En 2010 se pronosticó que el autoabastecimiento llegaría a 24,800 GWh. El valor real al cierre fue de 26,155 GWh, lo que significa una desviación de 5.5% por arriba de lo previsto. Los proyectos que iniciaron operación en este año fueron: Municipio de Mexicali (10 MW), BII NEE STIPA Energía Eólica (26 MW), Eléctrica del Valle de México (68 MW) y Tractebel Energía de Pánuco (28 MW). En el capítulo 3 se presenta la oferta de proyectos de autoabastecimiento. 1.5.5 Reducción de pérdidas En los procesos de conducción y comercialización de la energía eléctrica se presentan pérdidas, las cuales están compuestas por: técnicas y no-técnicas —energía consumida, pero no facturada por acciones ilícitas, principalmente—. En febrero de 2010 la SENER publicó la Estrategia Nacional de Energía, la cual establece como meta para el periodo de planificación alcanzar un nivel global de pérdidas de 8 por ciento. En 2010 el valor registrado de pérdidas en el SEN fue de 44,252 GWh (18%) y mediante la aplicación del programa de reducción de pérdidas se estima alcanzar la meta en 2024. Para lograr lo anterior, en cada área se lleva a cabo un proceso de reducción gradual de pérdidas en el horizonte de planificación, tomando en cuenta su valor actual. La energía asociada a las pérdidas no-técnicas se reduce a 0.1%, mientras que las ventas se estima aumenten por esta acción en 33.1 TWh. Por otra parte, las pérdidas técnicas se deben reducir para alcanzar el objetivo global de 8%, lo cual implica que en algunas áreas se tendrán que realizar esfuerzos más significativos como es el caso de las Oriental y Occidental, comparados con los de Baja California y Baja California Sur, donde las pérdidas actuales cumplen con la meta establecida, debido a programas previos y coberturas geográficas menores. Se estableció como hipótesis de trabajo que el programa de reducción de pérdidas comience en 2011 y culmine en 2024. La figura 1.14 muestra el comportamiento de las pérdidas en energía del SEN. Se comparan los casos con y sin la aplicación del programa de reducción.


1-24

Pérdidas totales en energía del SEN (GWh) 2010-2026

Figura 1.14

En la figura 1.15 se presenta la evolución de las pérdidas en energía del SEN bajo la consideración de aplicar el programa de reducción.

Pérdidas totales, técnicas y no-técnicas y ventas recuperadas SEN (GWh) 2010-2026

Figura 1.15

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026

86,325

18%

8%

36,93618%

Sin reducción

Con reducción

GWh

8% 8%

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026

36,9368%

33,140

Pérdidas totales

Técnicas

No-técnicas

Energía recuperada (ventas) 483

36,453

GWh

0.1%


1-25

En el cuadro 1.15 se indican las estimaciones de las pérdidas totales por área al aplicar el programa de reducción de pérdidas.

Pérdidas totales por área del SEN (GWh)

Reducción a 8%


Cuadro 1.15

En el cuadro 1.16, se presenta la estimación de ventas recuperadas por área al abatir las pérdidas no-técnicas.

Energía asociada a la reducción de pérdidas no-técnicas SEN (GWh)

Cuadro 1.16


SUR

2010 18,088 6,612 7,943 1,956 2,866 4,327 982 191 1,269 17 44,252

2011 18,434 6,807 8,120 2,113 2,986 4,487 1,029 196 1,304 17 45,494

2012 19,019 6,973 8,279 2,228 3,048 4,630 1,056 206 1,361 18 46,818

2013 19,233 7,089 8,471 2,356 3,100 4,782 1,087 218 1,430 18 47,784

2014 19,314 7,147 8,582 2,428 3,140 4,952 1,120 231 1,488 19 48,421

2015 19,290 7,143 8,661 2,494 3,170 5,119 1,152 244 1,540 19 48,832

2016 19,267 7,153 8,754 2,560 3,206 5,294 1,187 257 1,595 19 49,292

2017 19,181 7,155 8,831 2,621 3,238 5,461 1,216 272 1,649 20 49,643

2018 19,427 7,329 9,071 2,710 3,319 5,682 1,259 290 1,730 20 50,838

2019 18,204 7,139 8,916 2,723 3,270 5,790 1,275 306 1,744 21 49,389

2020 16,833 6,927 8,742 2,733 3,215 5,900 1,292 321 1,754 21 47,740

2021 15,310 6,683 8,537 2,740 3,140 6,009 1,302 338 1,760 21 45,840

2022 13,615 6,399 8,294 2,740 3,053 6,114 1,310 355 1,758 22 43,660

2023 11,743 6,081 8,013 2,736 2,959 6,225 1,320 373 1,748 22 41,220

2024 7,096 5,087 7,025 2,592 2,623 6,142 1,329 400 1,603 21 33,918

2025 7,358 5,299 7,299 2,705 2,726 6,416 1,334 410 1,698 22 35,268

2026 7,684 5,555 7,630 2,829 2,848 6,721 1,396 445 1,806 24 36,936

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

SUR

2011 385 66 59 12 21 35 10 2 8 0.1 597

2012 817 137 122 25 44 73 20 3 17 0.2 1,258

2013 1,274 213 190 41 68 113 31 5 28 0.4 1,964

2014 1,756 292 261 56 94 158 43 8 39 0.5 2,707

2015 2,258 372 335 73 120 206 56 10 51 0.7 3,482

2016 2,789 457 414 91 148 257 70 13 65 0.8 4,305

2017 3,342 544 496 110 178 312 84 16 79 1.0 5,163

2018 3,996 651 593 132 212 374 101 20 97 1.2 6,176

2019 5,815 947 862 192 308 545 147 30 143 1.8 8,992

2020 7,789 1,271 1,156 258 412 732 197 41 196 2.4 12,055

2021 9,933 1,624 1,475 329 524 935 251 55 254 3.2 15,383

2022 12,256 2,007 1,821 407 644 1,155 308 70 320 4.0 18,992

2023 14,779 2,426 2,197 491 775 1,396 371 87 393 4.9 22,920

2024 19,672 3,233 2,921 652 1,028 1,850 491 119 532 6.7 30,506

2025 20,396 3,369 3,036 680 1,068 1,935 513 129 564 7.2 31,696

2026 21,298 3,531 3,173 711 1,116 2,027 537 140 600 7.7 33,140


1-26

1.5.6 Ahorros Bajo la consideración de la trayectoria de ahorros en energía eléctrica, la demanda máxima y la energía bruta del SIN se abaten al final del horizonte 6,416 MW y 44,320 GWh respectivamente. 1.5.7 Exportación e importación de CFE En el cuadro 1.17 se muestran las transacciones de energía de exportación e importación por área de control de 2000 a 2010.

Exportación e importación de energía eléctrica 2000-2010 (GWh)

Cuadro 1.17 En 2010 la exportación fue de 1,348 GWh, de los cuales 839 GWh se enviaron a los sistemas eléctricos de Estados Unidos de América (EUA), 160 GWh a Belice y 349 GWh a Guatemala.

En el mismo año la importación fue de 397 GWh, de los cuales 221 GWh correspondieron al área Baja California, 6 GWh a la Noroeste, 3 GWh a la Norte y 168 GWh a la Noreste. Con la diferencia entre las cifras totales de exportación e importación en 2010, se obtiene un balance neto de exportación de 951 GWh. Para 2011 se prevén importar 591 GWh, de los cuales 266 GWh corresponderán al área Baja California, 4 GWh a la Noroeste, 59 GWh a la Norte, 260 GWh a la Noreste y 2 GWh a la Oriental. La exportación total, en el horizonte de planificación, se estima en 1,348 GWh, cifra igual a la de 2010, de la cual 830 GWh corresponden al área Baja California, 160 GWh a la Peninsular, 10 GWh a la Noreste y 349 GWh a la Oriental.

BALANCEAÑO ORIENTAL NORESTE BAJA PENINSULAR TOTAL NOROESTE NORTE NORESTE BAJA TOTAL NETO

CALIFORNIA CALIFORNIA EX-IMP

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2009 22 27 984 216 1,249 6 3 57 280 346 903

2010 349 10 830 160 1,348 6 3 168 221 397 951

EXPORTACIÓN IMPORTACIÓN


2-1

2. INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 2.1 Evolución del Sistema Eléctrico Nacional La capacidad instalada de generación en 1960 era de 3,021 MW y el suministro de electricidad se efectuaba mediante diversos sistemas aislados. Al paso del tiempo, las redes regionales se interconectaron utilizando mayores tensiones de transmisión (400 kV y 230 kV), la frecuencia se unificó a 60 Hz, se desarrollaron grandes proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos, y se logró la diversificación del parque de generación mediante el uso de grandes fuentes de energía hidráulica, geotérmica, nuclear, carbón y eólica. En el campo de administración de la demanda, se estableció el horario de verano y el uso de tarifas con diferenciación horaria. A partir de 2000 y con base en la LSPEE se permitió a Productores Independientes de Energía (PIE) la entrega de energía eléctrica a CFE. Esta ley también ha permitido a los autoabastecedores privados usar la red de transmisión del servicio público a fin de transportar la energía producida hasta donde se ubican sus cargas. En 2004 entró en operación la primera repotenciación de unidades termoeléctricas convencionales mediante el acoplamiento de nuevas unidades turbogás para la obtención de centrales de ciclo combinado. En 2005 se inició la conversión de unidades turbogás existentes a ciclos combinados con la adición de turbinas de vapor. En octubre de 2009 se publicó el decreto que declaraba la extinción de Luz y Fuerza del Centro (LyFC), organismo que suministraba la energía eléctrica en la región centro del país. El área de influencia de la extinta LyFC se localizaba en los estados de México, Morelos, Hidalgo, Puebla y el Distrito Federal, la cual ahora es atendida por CFE, única empresa autorizada para suministrar el servicio público de energía eléctrica en el territorio nacional. Al 31 de diciembre de 2010, el SEN contaba con una capacidad efectiva de 52,947 MW para el servicio público y un total de 833,081 km de líneas de transmisión y distribución. El SEN se organiza en nueve regiones, como se muestra en la figura 2.1. La operación de estas nueve regiones está bajo la responsabilidad de ocho centros de control ubicados en las ciudades de México, Puebla, Guadalajara, Hermosillo, Gómez Palacio, Monterrey y Mérida; las dos regiones de Baja California se administran desde Mexicali. El Centro Nacional en el Distrito Federal coordina la operación económica y la seguridad del SEN. Las siete áreas del macizo continental se encuentran interconectadas y forman el SIN. Su objetivo consiste en compartir los recursos y reservas de capacidad ante la diversidad de demandas y situaciones operativas. Esto hace posible el intercambio de energía para lograr un funcionamiento más económico y confiable en su conjunto. Las dos regiones de la península de Baja California permanecen como sistemas aislados. El sistema de Baja California (norte) opera ligado a la red eléctrica de la región occidental de EUA ―el Western Electricity Coordinating Council (WECC)― por medio de dos enlaces de transmisión a 230 kV. Esto permite a CFE realizar exportaciones e importaciones económicas de capacidad y energía, y recibir apoyo en situaciones de emergencia.


2-2

Regiones del Sistema Eléctrico Nacional

Figura 2.1 2.2 Estructura del sistema de generación 2.2.1 Capacidad efectiva instalada La capacidad de generación para el servicio público a diciembre de 2010 (52,947 MW) creció 2.44% respecto a 2009 (51,686 MW). Esta nueva capacidad resultó de agregar 1,161.86 MW, y de modificar la instalada en 99.0 MW: § Adiciones:

§ TG 1/, Aragón (ext. LyFC), 32 MW § CAR 1/, Petacalco U7, 678.36 MW § CC 1/, Norte Durango (PIE), 450 MW § EOL 1/, 2/ Yuumil’iik, 1.5 MW

§ Modificaciones:

§ HID 1/, Infiernillo, +120.0 MW § CI 1/, Santa Rosalía, -2.0 MW § TC 1/, Nachi Cocom, -2 X 24.5 MW § TC 1/, Francisco Pérez Ríos (Tula), +30.0 MW

En el cuadro 2.1 se clasifica la capacidad por tecnología en las diferentes regiones y en la figura 2.2 se señala su participación en 2010.

1/ Véase nomenclatura en la nota 3/ del cuadro 2.2 2/ Inició su operación en noviembre de 2010, aunque su fecha oficial es julio de 2011

7

77

88

44

55

6

3

1

22

99

5.- Norte

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

2.- Oriental3.- Occidental4.- Noroeste

6.- Noreste

1.- Central


2-3

Capacidad efectiva por tecnología 1/ (MW) Servicio público

1/ Al 31 de diciembre de 2010 2/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional 3/ Incluye la eoloeléctrica Yuumil’íik

Cuadro 2.1

Capacidad efectiva al 31 de diciembre Servicio público 1/

1/ No incluye autoabastecimiento ni cogeneración 2/ Incluye la eoloeléctrica de Yuumil’iik

Figura 2.2

Tecnología Central Oriental Occidental Noroeste Norte NoresteBaja California

Baja California Sur

PeninsularPequeños Sistemas 2/ Total

Termoeléctrica convencional 2,280 2,217 3,466 2,052 936 1,100 320 113 393 12,876

Ciclo combinado 1,038 2,807 1,098 735 2,588 7,012 1,262 1,481 18,022

Turbogás 822 206 24 100 161 284 299 236 377 28 2,537

Combustión interna 183 31 214

Carboeléctrica 2,778 2,600 5,378

Hidroeléctrica 1,748 6,136 2,532 941 28 118 11,503

Nucleoeléctrica 1,365 1,365

Geotermoeléctrica 40 195 720 10 965

Eoloeléctrica 3/ 85 2 1 87

Total 5,888 12,856 10,093 3,828 3,713 11,114 2,601 531 2,252 70 52,947

52,947 MW 2/

Termoeléctrica convencional24.3%

Ciclo combinado34.0%

Turbogás 4.8%

Combustión interna 0.4% Carboeléctrica 10.2%

Geotermoeléctrica yEólica 2.0%

Nucleoeléctrica2.6%

Hidroeléctrica21.7%

2010


2-4

2.2.2 Principales centrales generadoras En la figura 2.3 se señala la ubicación de las centrales que destacan por su tamaño, tecnología o importancia regional. Sus nombres y la información sobre capacidad y generación en 2010 se presentan en el cuadro 2.2.

Principales centrales generadoras en 2010 Servicio público

Figura 2.3

8

7

Termoeléctrica convencional

Carboeléctrica

Nucleoeléctrica

Dual

Ciclo combinado

269

Geotermoeléctrica

Combustión interna

48

32

30

39

51

41

49

33

Hidroeléctrica

35

31

59

57

60

36, 3743

52

53

54

58

38

40 42

62

44

4

63

24

323

2

1

1112

10

5 20

64

15

16

27

29

22 6728

14

66

13

19

34

25

55

47

6521

56

6

Turbogás

Eoloeléctrica

18

61

50

17

46

45


2-5

Principales centrales: capacidad efectiva 1/, generación bruta y factor de planta, en 2010 Servicio público

1/ Al 31 de diciembre 2/ Productor Independiente de Energía 3/ HID:Hidroeléctrica, TC:Termoeléctrica convencional, CC:Ciclo combinado, TG:Turbogás, CAR:Carboeléctrica, NUC:Nucleoeléctrica, GEO:Geotermoeléctrica, EOL: Eoloeléctrica, CI:Combustión interna, DUAL:Dual 4/ COM:Combustóleo, GAS:Gas, K:Carbón, UO2:Óxido de Uranio, DIE:Diésel 5/ Fuente: SENER 6/ Calculado con la capacidad media anual equivalente 7/ Incluye las eoloeléctricas Guerrero Negro y Yuumil’iik

Cuadro 2.2

Capacidad Generación Factor de 6/

Centrales Unidades efectiva bruta plantaMW GWh %

1 Infiernillo Central Guerrero La Unión HID 1 6 1,160 3,946 40.42 La Villita (José María Morelos) Central Michoacán Lázaro Cárdenas HID 1 4 300 1,471 56.03 Tula (Francisco Pérez Ríos) Central Hidalgo Tula TC, CC COM y GAS 2 11 2,095 8,684 47.44 Valle de México Central México Acolman TC, CC GAS 1 7 999 5,568 63.65 Necaxa [extinta LyFC] Central Puebla J. Galindo HID 1 10 109 349 36.56 Generación Distribuida [extinta LyFC] Central México y D F Varios TG GAS 13 14 448 1,835 46.87 Angostura (Belisario Domínguez) Oriental Chiapas V. Carranza HID 1 5 900 2,849 36.18 Chicoasén (Manuel Moreno Torres) Oriental Chiapas Chicoasén HID 1 8 2,400 7,258 34.59 Malpaso Oriental Chiapas Tecpatán HID 1 6 1,080 4,206 44.5

10 Peñitas Oriental Chiapas Ostuacán HID 1 4 420 1,446 39.311 Temascal Oriental Oaxaca San Miguel HID 1 6 354 1,781 57.412 Caracol (Carlos Ramírez Ulloa) Oriental Guerrero Apaxtla HID 1 3 600 1,478 28.113 Humeros Oriental Puebla Chignautla GEO 1 8 40 326 93.014 La Venta Oriental Oaxaca Juchitán EOL 1 104 85 166 22.415 Laguna Verde Oriental Veracruz Alto Lucero NUC UO2 1 2 1,365 5,879 49.216 Dos Bocas Oriental Veracruz Medellín CC GAS 1 6 452 2,175 54.917 San Lorenzo Oriental Puebla Cuautlacingo CC GAS 1 3 382 2,420 72.318 Tuxpan (Adolfo López Mateos) Oriental Veracruz Tuxpan TC, TG COM y GAS 1 7 2,263 7,398 37.319 Tuxpan II, III, IV y V ( PIE ) 2/ Oriental Veracruz Tuxpan CC GAS 3 12 1,973 14,845 5/ 85.920 Aguamilpa Solidaridad Occidental Nayarit El Nayar HID 1 3 960 2,143 25.521 El Cajón (Leonardo Rodríguez Alcaine) Occidental Nayarit Santa María del Oro HID 1 2 750 1,232 18.722 Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) Occidental Hidalgo Zimapán HID 1 2 292 1,299 50.823 Manzanillo I y II Occidental Colima Manzanillo TC COM 2 6 1,900 5,871 35.324 Salamanca Occidental Guanajuato Salamanca TC COM y GAS 1 4 866 582 7.725 Villa de Reyes Occidental San Luis Potosí Villa de Reyes TC COM 1 2 700 3,168 51.726 Petacalco (Plutarco Elías Calles) Occidental Guerrero La Unión DUAL, CAR K 1 7 2,778 15,578 66.627 El Sauz Occidental Querétaro P. Escobedo CC GAS 1 7 603 3,421 64.828 El Sauz (Bajío) ( PIE ) 2/ Occidental Guanajuato S. Luis de la Paz CC GAS 1 4 495 4,084 5/ 94.229 Los Azufres Occidental Michoacán Cd. Hidalgo GEO 1 15 195 1,535 90.130 El Novillo (Plutarco Elías Calles) Noroeste Sonora Soyopa HID 1 3 135 647 54.831 Huites (Luis Donaldo Colosio) Noroeste Sinaloa Choix HID 1 2 422 1,074 29.032 Puerto Libertad Noroeste Sonora Pitiquito TC COM 1 4 632 2,447 44.233 Guaymas II (Carlos Rodríguez Rivero) Noroeste Sonora Guaymas TC COM 1 4 484 1,283 30.334 Mazatlán II (José Aceves Pozos) Noroeste Sinaloa Mazatlán TC COM 1 3 616 2,386 44.235 Topolobampo II (Juan de Dios Bátiz) Noroeste Sinaloa Ahome TC COM 1 3 320 1,606 57.336 Hermosillo Noroeste Sonora Hermosillo CC GAS 1 2 227 1,586 79.837 Hermosillo ( PIE ) 2/ Noroeste Sonora Hermosillo CC GAS 1 1 250 1,976 5/ 90.238 Naco Nogales ( PIE ) 2/ Noroeste Sonora Agua Prieta CC GAS 1 2 258 2,269 5/ 100.439 Francisco Villa Norte Chihuahua Delicias TC COM y GAS 1 5 300 832 31.740 Lerdo (Guadalupe Victoria) Norte Durango Lerdo TC COM 1 2 320 1,087 38.841 Samalayuca I y II Norte Chihuahua Cd. Juárez TC, CC COM y GAS 2 8 838 4,668 63.642 Gómez Palacio Norte Durango Gómez Palacio CC GAS 1 3 240 1,210 57.643 El Encino (Chihuahua II) Norte Chihuahua Chihuahua CC GAS 1 5 619 4,731 87.244 La Laguna II ( PIE ) 2/ Norte Durango Gómez Palacio CC GAS 1 3 498 3,881 5/ 89.045 Norte Durango ( PIE ) 2/ Norte Durango Durango CC GAS 1 3 450 1,478 5/ 93.846 Chihuahua III ( PIE ) 2/ Norte Chihuahua Juárez CC GAS 1 3 259 1,819 5/ 80.247 Altamira Noreste Tamaulipas Altamira TC COM y GAS 1 4 800 2,094 29.948 Río Escondido (José López Portillo) Noreste Coahuila Río Escondido CAR K 1 4 1,200 8,359 79.549 Carbón II Noreste Coahuila Nava CAR K 1 4 1,400 8,126 66.350 Huinalá I y II Noreste Nuevo León Pesquería CC, TG GAS 3 8 978 4,808 56.151 Río Bravo (Emilio Portes Gil) Noreste Tamaulipas Río Bravo TC, CC COM y GAS 1 4 511 1,576 35.252 Saltillo ( PIE ) 2/ Noreste Coahuila Ramos Arizpe CC GAS 1 2 248 1,498 5/ 69.153 Río Bravo II, III y IV ( PIE ) 2/ Noreste Tamaulipas Valle Hermoso CC GAS 3 9 1,490 8,765 5/ 67.254 Monterrey III ( PIE ) 2/ Noreste Nuevo León S. N. Garza CC GAS 1 2 449 3,042 5/ 77.355 Altamira II, III, IV y V ( PIE ) 2/ Noreste Tamaulipas Altamira CC GAS 3 15 2,652 18,104 5/ 77.956 Tamazunchale ( PIE ) 2/ Noreste San Luis Potosí Tamazunchale CC GAS 1 6 1,135 7,720 5/ 77.657 Presidente Juárez Baja California Baja California Rosarito TC, CC, TG COM y GAS 3 13 1,303 4,873 42.758 Mexicali ( PIE ) 2/ Baja California Baja California Mexicali CC GAS 1 3 489 1,876 5/ 43.859 Cerro Prieto Baja California Baja California Mexicali GEO 4 13 720 4,710 74.760 Punta Prieta Baja California Baja California Sur La Paz TC COM 1 3 113 638 64.761 San Carlos (Agustín Olachea A.) Baja California Baja California Sur San Carlos CI COM y DIE 1 3 104 673 73.862 Baja California Sur I Baja California Baja California Sur La Paz CI COM y DIE 1 2 79 495 71.663 Valladolid (Felipe Carrillo Puerto) Peninsular Yucatán Valladolid TC, CC COM y GAS 2 5 295 1,410 54.664 Mérida II Peninsular Yucatán Mérida TC, TG COM y GAS 2 3 198 906 52.365 Valladolid III ( PIE ) 2/ Peninsular Yucatán Valladolid CC GAS 1 3 525 3,536 5/ 76.966 Campeche ( PIE ) 2/ Peninsular Campeche Palizada CC GAS 1 1 252 1,580 5/ 71.567 Mérida III ( PIE ) 2/ Peninsular Yucatán Mérida CC GAS 1 3 484 3,016 5/ 71.1

Suma 97 444 49,256 235,779 54.6Otras termoeléctricas 7/ 49 181 2,070 1,200 6.6

Otras hidroeléctricas 65 155 1,621 5,559 39.1Total 211 780 52,947 242,538 54.0

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


2-6

2.2.2.1 Centrales hidroeléctricas El mayor desarrollo hidroeléctrico del país, con 4,800 MW, se localiza en la cuenca del río Grijalva y está integrado por las centrales Angostura (Belisario Domínguez), Chicoasén (Manuel Moreno Torres), Malpaso y Peñitas (Ángel Albino Corzo). A diciembre de 2010 representaba 41.7% de la capacidad hidroeléctrica total en operación. Otro desarrollo importante está en la cuenca del río Balsas, ubicado al occidente del país. Incluye las centrales Caracol (Carlos Ramírez Ulloa), Infiernillo y La Villita (José María Morelos), con un total de 2,060 MW, que corresponden a 17.9% de la capacidad hidroeléctrica. En 2007 entró en operación en la cuenca del río Santiago la central El Cajón con 750 MW, que junto con los 960 MW de Aguamilpa participan con 1,710 MW, lo que equivale a 14.9% de la capacidad con esta tecnología. Huites (Luis Donaldo Colosio) en el noroeste, con dos unidades de 211 MW cada una y Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) en el centro del país, también con dos unidades de 146 MW cada una, representan 6.2% de la capacidad hidroeléctrica total. El 19.3% restante se encuentra distribuido principalmente en cuencas de menor tamaño a lo largo y ancho del país, principalmente en las regiones centro y sur. 2.2.2.2 Centrales con hidrocarburos La energía termoeléctrica generada con estos combustibles proviene de plantas con diferentes tecnologías y capacidades. El gas natural ha cobrado especial importancia por su uso intensivo en los ciclos combinados recientes (de alta eficiencia térmica). Adicionalmente, por restricciones ecológicas se ha incrementado su utilización en las TC ubicadas en las grandes ciudades, por lo cual el empleo del combustóleo disminuye aceleradamente. El combustóleo se emplea esencialmente en centrales termoeléctricas convencionales (TC) y de combustión interna de nueva tecnología. Para facilitar el suministro de este combustible, éstas se localizan cerca de los puertos (Tuxpan, Manzanillo, Mazatlán, Puerto Libertad, Guaymas, Topolobampo y La Paz) o en la proximidad de las refinerías de Petróleos Mexicanos (PEMEX) (Tula, Salamanca, Altamira y Poza Rica). Otras plantas que también lo utilizan son: Villa de Reyes, Lerdo, Samalayuca y Francisco Villa, con fuentes de suministro en Salamanca y Cadereyta. El diésel se utiliza en unidades TG que operan durante las horas de demanda máxima, para abastecer zonas aisladas y por restricciones en la disponibilidad de gas en algunas centrales de ciclo combinado. A fin de hacer competitivo el parque de generación existente, en 2004 entró en operación la primera repotenciación de unidades termoeléctricas convencionales para formar ciclos combinados, específicamente la de Valle de México unidad 4 (TC) de 300 MW, a la cual se acoplaron las nuevas unidades turbogás 5, 6 y 7 de 83.1 MW cada una.


2-7

En 2005 se realizó por primera vez la conversión de unidades turbogás a ciclos combinados, con la unidad 1 (TG) de Hermosillo, de 131.9 MW y la nueva unidad 2 (TV3/) de 93.2 MW, para un total de 225.1 MW. En 2006 entró en operación comercial en la central Chihuahua —El Encino— la conversión de la unidad 4 (TG) de 130.8 MW a ciclo combinado, mediante la integración de la unidad 5 (TV) de 65.3 MW, formándose el paquete 2, con una capacidad total de 196.1 MW. De manera similar, en 2007, con la conversión de la unidad TG existente en Río Bravo (145.1 MW) a la que se integraron las 1 y 2 (TV de 33 MW cada una), se formó el ciclo combinado con una capacidad total de 211.1 MW. Con la conversión de las dos unidades TG de San Lorenzo (2 X 133.00 MW), a las cuales se les integró una TV de 116.12 MW, en 2009 se agregaron 382.12 MW en este tipo de centrales. La extinta LyFC programó la construcción de 14 unidades TG con 32 MW cada una, las cuales operan con eficiencias térmicas del orden de 37%. A diciembre de 2010 ya habían entrado en operación el total de estas unidades con 448 MW. En Baja California Sur se tienen en servicio las centrales de combustión interna con combustóleo: San Carlos, Baja California Sur I y II —Coromuel— y Guerrero Negro II —Vizcaíno—, con una capacidad total de 193.8 MW. 2.2.2.3 Centrales carboeléctricas En Petacalco (Presidente Plutarco Elías Calles), ubicada en el estado de Guerrero, cerca de Lázaro Cárdenas, Michoacán, las primeras seis unidades de esta central tienen una capacidad de 2,100 MW, y la posibilidad de quemar carbón y/o combustóleo. En marzo de 2010 entró en operación la unidad 7, con 678.36 MW, la cual quema exclusivamente carbón. Actualmente la central emplea sólo carbón importado. Carbón II con 1,400 MW utiliza combustible nacional e importado y Río Escondido (José López Portillo) con 1,200 MW, consume sólo nacional; ambas se localizan en Coahuila. 2.2.2.4 Centrales geotermoeléctricas El mayor aprovechamiento de esta energía se ubica cerca de Mexicali, Baja California, en la central Cerro Prieto con 720 MW y representa 75% de la capacidad geotermoeléctrica instalada. El 25% restante se encuentra en Los Azufres, Michoacán (194.5 MW), Humeros, Puebla (40 MW), y Tres Vírgenes, Baja California Sur (10 MW). Los registros recientes de producción de vapor en el campo geotérmico de Cerro Prieto muestran una tendencia decreciente. En 2006 la producción promedio fue de 6,215 ton/hr. En 2010 fue del orden de 5,000 ton/hr y para el mediano plazo se estima bajará a 4,250 ton/hr. Con este nivel, la capacidad que se podrá despachar será de aproximadamente 550 MW.

3/ Turbina de vapor


2-8

2.2.2.5 Central nucleoeléctrica Laguna Verde consta de dos unidades de 682.4 MW cada una y se localiza en el estado de Veracruz. En 2010 estuvo en proceso de rehabilitación y modernización, con lo cual se prevé que su capacidad aumentará a 810 MW por unidad. El incremento de la capacidad se formalizará cuando se completen las pruebas que realiza la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias, necesarias para otorgar la “licencia de operación” con la nueva capacidad. 2.2.2.6 Centrales eoloeléctricas La Venta, Yuumil’iik y Guerrero Negro, con 84.65 MW, 1.5 MW y 0.60 MW, aprovechan la energía eólica en Oaxaca, Quintana Roo y Baja California Sur, respectivamente. Aun cuando el uso de esta forma de energía es apenas incipiente, se prevé un gran auge en los próximos años, sobre todo en la región del Istmo de Tehuantepec, en Oaxaca. 2.2.3 Productores Independientes de Energía (PIE) Con la entrada en operación de la central Norte Durango, en agosto de 2010, con 450 MW, la capacidad instalada en esta modalidad ―para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para su venta a CFE― alcanzó 11,907 MW en 22 centrales de ciclo combinado que operan con gas natural. Véase cuadro 2.3. Su capacidad total equivale a 35.4% del total con base en hidrocarburos (33,649 MW) y a 22.5% respecto a la capacidad total instalada para servicio público (52,947 MW).


2-9

Características generales de los Productores Independientes de Energía

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

Cuadro 2.3

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

Capacidad No Central FEO1/ Unidades Composición2/ neta

(MW)3/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

22. Norte Durango Ago-2010 3 2 TG y 1 TV 450.0

Total 11,906.9


2-10

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

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

Cuadro 2.4

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

Autoabastecimiento remoto (MW)

Cuadro 2.5

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Proyectos existentes (sin PEMEX) 1,263 1,390 1,462 1,396 1,436 1,283 1,938 1,992 2,170 2,735 2,778 2,598 PEMEX 1,727 2,075 2,060 2,095 2,271 2,406 2,088 2,514 2,178 2,143 2,124 2,132 Arancia 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 ENERTEK 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 PEGI 177 177 177 177 177 0 0 0 0 0 0 0 MICASE 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 Energía y Agua Pura de Cozumel 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 Iberdrola Energía Monterrey 285 619 619 619 619 619 619 619 529 Energía Azteca VIII 56 131 131 131 131 131 131 131 86 Tractebel (Enron ) 284 284 284 284 284 284 284 284 Bioenergía de Nuevo León 7 7 7 7 8 13 13 17 Termoeléctrica del Golfo 250 250 250 250 250 250 290 Termoeléctrica Peñoles 260 260 260 260 260 260 290 Impulsora Mexicana de Energía 24 24 24 24 24 24 24 AGROGEN 10 10 10 12 12 12 12 Hidroelectricidad del Pacífico 8 8 8 9 9 9 9 Proveedora de Electricidad de Occidente 19 19 19 19 19 19 Italaise 4 4 5 5 5 5 Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 30 36 36 36 Generadora Pondercel 65 65 65 65 BSM Energía de Veracruz 13 13 13 13 Hidroeléctrica Cajón de Peña 1 1 1 Proenermex 2 11 11 Procter and Gamble 45 45 Parques Ecológicos de México 80 80 Eurus 250 250 Hidrorizaba 6 6 Municipio de Mexicalí 10 BII NEE STIPA Energía Eólica 26 Eléctrica del Valle de México 68 Tractebel Energía de Pánuco 28Total 3,316 3,802 3,891 4,201 5,118 5,475 5,835 6,315 6,270 6,813 7,228 7,126

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Arancia 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 ENERTEK 67 75 69 87 79 72 75 75 75 75 75 75 PEGI 40 40 40 47 0 0 0 0 0 0 0 0 MICASE 4 4 4 4 5 7 7 7 7 7 0 Iberdrola Energía Monterrey 277 474 450 439 527 530 530 530 529 Energía Azteca VIII 52 15 21 15 20 77 77 77 77 Tractebel (Enron ) 270 255 208 229 229 229 229 229 Bioenergía de Nuevo León 7 3 5 7 7 12 12 16 PEMEX 222 79 132 158 156 210 210 210 Energía y Agua Pura de Cozumel 12 12 11 12 12 12 12 12 Termoeléctrica del Golfo 166 230 230 230 230 230 230 Termoeléctrica Peñoles 198 230 230 230 230 230 230 Impulsora Mexicana de Energía 8 12 10 15 15 15 15 AGROGEN 2 6 6 6 6 6 6 Hidroelectricidad del Pacífico 8 8 9 8 17 17 17 Proveedora de Electricidad de Occidente 13 18 19 29 29 19 Italaise 1 1 1 1 1 1 Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 30 53 53 36 Generadora Pondercel 15 15 15 15 BSM Energía de Veracruz 3 2 2 2 Hidroeléctrica Cajón de Peña 1 1 1 Proenermex 2 6 9 Procter and Gamble 11 43 Parques Ecológicos de México 50 50 Eurus 250 250 Hidrorizaba 1 1 Municipio de Mexicali 6 BII NEE STIPA Energía Eólica 12 Eléctrica del Valle de México 46 Tracrebel Energía de Pánuco 25Total 116 128 122 476 1,092 1,288 1,401 1,548 1,657 1,761 2,077 2,169


2-11

2.3 Generación bruta La figura 2.4 muestra la energía generada por tipo de tecnología, necesaria para atender el servicio público en los dos últimos años, la cual muestra un crecimiento de 3.2% en 2010 respecto al año anterior.

Energía producida 2009—2010 Servicio público 1/

1/ Excluye autoabastecimiento local y remoto, cogeneración y excedentes

Figura 2.4

Destaca en 2010 el aumento en la generación de las hidroeléctricas (tipo año húmedo), además de la disminución importante en la generación de energía con tecnología nuclear, debido a que Laguna Verde estuvo en proceso de rehabilitación y modernización.

2010

Combustión interna 0.5%

242,538 GWh



Turbogás 1.4% Carboeléctrica 13.2%Geotermoeléctrica y

Eólica 2.8% Nucleoeléctrica

2.4%


2009

Combustión interna 0.5%

235,107 GWh



Turbogás 1.6% Carboeléctrica 12.4%

Geotermoeléctrica y Eólica 3.0%




2-12

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

a) La red troncal se integra por líneas de transmisión y subestaciones en muy alta tensión (400 kV y 230 kV), que transportan grandes cantidades de energía entre regiones. Es alimentada por las centrales generadoras y abastece al sistema de subtransmisión, así como a las instalaciones en 400 kV y 230 kV de algunos usuarios industriales

b) Las redes de subtransmisión en alta tensión (entre 161 kV y 69 kV) tienen una

cobertura regional. Suministran energía a las de distribución en media tensión y a cargas conectadas en esos voltajes

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

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

d) Las redes de distribución en baja tensión (entre 240 V y 220 V) alimentan las cargas

de los usuarios de bajo consumo

Infraestructura de transmisión actual del SEN

Figura 2.5

51,199 49,190

426,363

306,329

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

Troncal Subtransmisión Distribución (Media tensión)

Distribución (Baja tensión)

km


2-13

En total, al 31 de diciembre de 2010 el SEN contaba con 833,081 km de líneas de transmisión y distribución. Del monto anterior, 6.1% correspondían a líneas de 400 kV y 230 kV (red troncal), 5.9% desde 161 kV hasta 69 kV (subtransmisión), y el 88.0% restante a media y baja tensión, desde 60 kV hasta 220 V. Asimismo, se tenía una capacidad instalada en subestaciones de 269,919 MVA; 168,285 MVA en subestaciones de transmisión, 58,389 MVA en subestaciones de distribución y 43,245 MVA en transformadores de distribución. La capacidad de transmisión entre regiones del sistema depende de las condiciones operativas del SEN. Para el proceso de la planificación del SEN, actualmente se consideran 50 regiones, lo cual permite desarrollar estudios electrotécnicos detallados de la red troncal de transmisión. En los cuadros 2.6a y 2.6b se indica el límite máximo de transmisión de potencia entre regiones en 2010. La figura 2.6 muestra la capacidad de algunos de los principales corredores de transmisión del SEN. El detalle de las líneas y subestaciones de distribución se presenta en el capítulo 5.

Sistema Eléctrico Nacional Capacidad de transmisión entre corredores de transmisión (MW) en 2010

Figura 2.6

Azcárate (EPECO)

Eagle Pass(AEPTCC)

JUI

CTS

ChetumalESA

VillahermosaDBC

MMT

MPS

Laredo(AEPTCC)

(AEPTCC)

Brownsville

(AEPTCC)

Diablo (EPECO)

El Fresnal(PTECI) (PEEECo)

Oaxaca

Morelos YTP

Imperial Velley

(SDG & E, IID)

Op. 230kV

VAD

A BELICE

Op. 230kV

Miguel(SDG & E)

Tehuantepec

A Sharyland

TIC

Cancún

Mérida

ANG

PEATMD

Poza Rica

TCL

Puebla

Zihuatanejo

Acapulco

Veracruz

Lázaro Cárdenas

Manzanillo

MTAMorelia

ALT II

Tampico

REC CBD

LAM

Saltillo

San Luis Potosí

TMZLeón

IrapuatoSLM

QRO.

Guadalajara

TepicAPT

KDA

PMY

ZacatecasMazatlán

Culiacán Durango

TRS

Torreón

Monclova

ENO

Los MochisTPO

Cd. Obregón

Guaymas

HLI

Hermosillo

SYCCananea

PLD

HAE

Mexicali

Ensenada

Loreto

GAO

PUP

COR

La Paz

ADC

San Luis de la Paz

OLA

ELP

EFR

Juárez

LVD

Tapachula

Aguascalientes

Piedras Negras

Reynosa

Tuxtla

Riviera Maya

Cozumel

Colima

NuevoLaredo

Valles

Tijuana

Ciudad deMéxico

JOM

Vallarta

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

600 MW

1,400 MW

450 MW

900 MW

3,015 MW

780 MW

2,600 MW

EDO

SAU

Pueblo Nuevo

Los Cabos

Monterrey

Matamoros

Camargo

HCP

Chihuahua

MoctezumaOp. 230kV


2-14

Capacidad de enlaces entre regiones en 2010

Continúa…

1/ Operación inicial en 230 kV

Cuadro 2.6a

Región Subestación Región Subestación Tensión kV No. de circuitos Capacidad máxima total (MW)

Nacozari Nacozari Moctezuma Nuevo Casas Grandes II 4001/ 2 180Cananea Santa Ana 230 2Nacozari Hermosillo III 230 1Hermosillo IV Planta Guaymas II 230 1Hermosillo V Planta Guaymas II 230 2Pueblo Nuevo Los Mochis II 230 2Pueblo Nuevo Louisiana 4001/ 1Guamúchil II Culiacán III 230 2Guamúchil II La Higuera 4001/ 1Louisiana La Higuera 4001/ 1El Habal Culiacán Potencia 230 2Mazatlán II La Higuera 400 2

Mazatlán Mazatlán II Tepic Tepic II 400 2 850Juárez Samalayuca Moctezuma Moctezuma 230 3 600

Moctezuma Chihuahua Norte 230 2Moctezuma El Encino 4001/ 1

Chihuahua Camargo II Laguna Gómez Palacio 230 2 250Torreón Sur Jerónimo Ortiz 400 1Lerdo Durango II 230 1

Durango Jerónimo Ortiz Aguascalientes Fresnillo Potencia 230 1 200Mazatlán II Durango II 230 1Mazatlán II Jerónimo Ortiz 400 1Andalucía Saltillo 230 1Torreón Sur Saltillo CC 400 1

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

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

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

Tamos Poza Rica II 400 2Minera Autlán Pantepec 230 1

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

Champayán Anáhuac Potencia 400 2Altamira Anáhuac Potencia 400 1

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

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

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

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

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

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

San Luis Potosí Aguascalientes 900

Carapan Salamanca 750

Aguascalientes Salamanca 1,600

Guadalajara Aguascalientes 950

Guadalajara Carapan 700

Monterrey Saltillo 1,300

Manzanillo Guadalajara 1,700

Huasteca Poza Rica 1,000

Huasteca Valles 1,100

Río Escondido Monterrey 2,400

Reynosa Monterrey 1,350

Río Escondido Nuevo Laredo 380

Matamoros Reynosa 1,340

Mazatlán Durango 350

Laguna Saltillo 300

Moctezuma Chihuahua 500

Laguna Durango 400

Los Mochis Culiacán 500

Mazatlán Culiacán 900

Hermosillo Obregón 400

Obregón Los Mochis 400

Enlace Características

Nacozari Hermosillo 150


2-15

Capacidad de enlaces entre regiones en 2010 …Continuación

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

Cuadro 2.6b

Región Subestación Región Subestación Tensión kV No. de circuitos Capacidad máxima total (MW)

Salamanca PV Santa María 400 2Salamanca PV Celaya III 230 2Lázaro Cárdenas Potencia Ixtapa Potencia 230 1Lázaro Cárdenas Potencia Ixtapa Potencia 4001/ 1Lázaro Cárdenas La Unión 115 1

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

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

Malpaso II Minatitlán II 400 2Malpaso II Coatzacoalcos II 400 1Minatitlán II Temascal II 400 1Chinameca Potencia Temascal II 400 1Mazatepec Zocac 230 1Jalacingo Zocac 230 1Ojo de Agua Potencia Puebla II 400 1Temascal II Puebla II 400 1Temascal II Tecali 400 1Cerro de Oro Tecali 400 2Malpaso II Peñitas 230 2Malpaso II Tabasco 400 2Querétaro Maniobras Tula 400 2Héroes de Carranza Tula 230 1La Manga Valle de México 230 1Dañu Jilotepec 230 1Pitirera Donato Guerra 400 2Los Azufres Ciudad Hidalgo 115 1Lázaro Cárdenas Donato Guerra 400 1Poza Rica II Tula 400 1Tuxpan Texcoco 400 3Tres Estrellas Teotihuacan 400 2San Martín Potencia Texcoco 400 1San Lorenzo Potencia Texcoco 400 1Yautepec Topilejo 400 3Zapata Tianguistenco 230 1Zapata Cuernavaca 85 2Zocac Texcoco 230 2Los Ríos Santa Lucía 230 1Macuspana II Santa Lucía 230 1Tabasco Escárcega Potencia 400 2Lerma Mérida II 115 1Lerma Ticul II 115 1Kala Maxcanu 115 1Escárcega Potencia Ticul II 230 1Escárcega Potencia Ticul II 400 2Tizimín Cancún 115 1Valladolid Nizuc 115 1Valladolid Tulum 115 1Valladolid Balam 230 1Valladolid Nizuc 230 1Valladolid Nizuc 4001/ 1Valladolid Playa del Carmen 4001/ 1Ticul II Kambul 115 1Ticul II Xul-Ha 230 1La Herradura Rumorosa 230 1La Herradura La Rosita 230 1Presidente Juárez Popotla 115 1Presidente Juárez Puerto Nuevo 115 1Presidente Juárez Ciprés 230 1Presidente Juárez Lomas 230 1Florido Lomas 69 1

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

Mexicali II Ruíz Cortines 161 1Cerro Prieto I Parque Ind. San Luis 2302/ 1Cerro Prieto II Chapultepec 230 1

Villa Constitución Villa Constitución La Paz Las Pilas 115 2 90Olas Altas El Palmar 230 2El Triunfo Santiago 115 1

Enlace Características

Salamanca Querétaro 1,300

Lázaro CárdenasAcapulco

350

Veracruz Puebla 1,500

Veracruz Temascal 250

Grijalva Coatzacoalcos 1,850

Coatzacoalcos Temascal 1,425

Poza Rica Puebla 310

Temascal Puebla 3,015

Grijalva Tabasco 1,200

Querétaro Central 1,350

Lázaro Cárdenas Central 2,200

Poza Rica Central 3,500

Puebla Central 1,800

Tabasco Campeche 780

Campeche Mérida 580

Mérida Cancún 770

Mérida Chetumal 150

La Paz Los Cabos 240

Tijuana Mexicali 520

Tijuana Ensenada 230

WECC (EUA) 800

MexicaliSan Luis Río Colorado

250


2-16

2.5 Pérdidas de energía En el proceso de conducción y comercialización de la energía eléctrica se presentan pérdidas tanto técnicas (por efecto joule), como no―técnicas por (acciones ilícitas). Con objeto de reducir las pérdidas técnicas en la red eléctrica en los niveles de transmisión y distribución, CFE ha realizado estudios que han servido como marco de referencia para plantear acciones y estrategias que permitan su disminución. En febrero de 2010, la SENER publicó la Estrategia Nacional de Energía, la cual establece como meta para 2024 alcanzar un nivel de pérdidas comparable con estándares internacionales de ocho por ciento. Para lograr esta meta se requieren las siguientes acciones: § Asignación oportuna de recursos financieros y físicos § Incorporación gradual de tecnologías avanzadas para la medición de energía y detección

de ilícitos § Modificación del marco legal para tipificar el robo de energía eléctrica como delito federal

grave Adicionalmente, una gran parte de las obras que se realizan para atender el crecimiento de la demanda tienen como efecto colateral la disminución de pérdidas técnicas. Con la incorporación a la red de nuevas líneas, subestaciones y mejoras a redes de distribución, se han obtenido beneficios tales como: liberación de capacidad instalada, uso racional de la energía, disminución en el consumo de energéticos y reducción de contaminantes a la atmósfera. 2.5.1 Pérdidas de energía en el nivel de transmisión Entre las acciones implementadas destacan las modificaciones de los calibres de conductores en líneas; así mismo, en el caso de las nuevas se modificó el criterio para determinar el calibre de conductores en función de su factor de utilización. Las acciones más relevantes han sido:

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

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

Con una selección adecuada del calibre del conductor es posible obtener beneficios marginales para la disminución de pérdidas, los cuales llevan a planes de costo global mínimo. En la figura 2.7 se muestra el comportamiento histórico de las pérdidas de energía en el nivel de transmisión para el SEN, CFE y la extinta LyFC. 2.5.2 Pérdidas de energía en el nivel de distribución Por su magnitud, es en el proceso de distribución donde se presenta el principal nicho de oportunidad para lograr una reducción, tanto en las pérdidas técnicas como en las no―técnicas, y así alcanzar el porcentaje establecido como meta en la Estrategia Nacional de Energía. En el nivel de distribución se elaboran estudios en cada zona con objeto de efectuar un diagnóstico que identifique las magnitudes de pérdidas, su origen y solución.


2-17

Las principales acciones para la disminución de las técnicas son: § Instalación de compensación capacitiva en los circuitos primarios § Reducción de la longitud de los circuitos primarios y secundarios § Recalibración de los conductores de los circuitos primarios y secundarios

Mención especial merece la implantación reciente en el área de distribución de CFE de un procedimiento sistematizado para identificar las pérdidas técnicas, y a partir del balance de energía del proceso, se obtendrán por deducción las pérdidas no técnicas. Esto permitirá ejercer acciones específicas para su reducción en cada zona de distribución. En la figura 2.8 se muestra la evolución de su comportamiento durante los últimos cinco años para el SEN, CFE y la extinta LyFC. Con las acciones antes mencionadas y la autorización de los recursos presupuestales suficientes, se espera poder alcanzar la meta establecida. Finalmente, en la figura 2.9 se presenta el comportamiento de las pérdidas de energía totales para el SEN, CFE y la extinta LyFC en 2006—2010.

Pérdidas de energía en el proceso de transmisión 1/

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

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

Figura 2.7

2010

2009

2008

2007

2006

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

Extinta LyFC

CFE (sin extinta LyFC) SEN

4.64

1.45 2.41

3.72

1.62

2.39

3.24

1.562.24

3.00

1.59 2.23

1.75 2.00 2.37

%


2-18

Pérdidas de energía en el proceso de distribución 1/

1/ % = (energía recibida – energía entregada) x 100 energía recibida Fuente: Grupo de Trabajo de Análisis de Pérdidas (GTANPER)

Figura 2.8

Pérdidas de energía totales 1/

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

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

Figura 2.9

2010

2009

2008

2007

2006

0

5

10

15

20

25

30

35

Extinta LyFC


31.68

12.31

16.10

30.83

12.46

16.09

31.47

11.7915.73

31.84

11.70 15.77

31.64

11.5515.69

%

2010

2009

2008

2007

2006

0

5

10

15

20

25

30

35

Extinta LyFC


33.93

11.0017.82

32.60

11.2617.77

32.79

10.66 17.34

32.80

10.6017.29

32.47

10.87 17.50

%


3-1

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

i. Desarrollar fuentes de energía renovable a fin de alcanzar una participación de 25% en la capacidad de generación. En esta definición se incluyen tanto grandes como pequeñas centrales hidroeléctricas


3-2

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

iii. Desarrollar la generación a base de carbón, con una participación máxima de 15 por ciento. Así mismo se recomienda atender los compromisos de sustentabilidad ambiental implementando las tecnologías necesarias para el abatimiento de emisiones

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

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

De acuerdo con los lineamientos del Programa Especial para el Aprovechamiento de las Energías Renovables y las nuevas definiciones para estas fuentes de energía, en agosto de 2009 se establece una participación mínima de las fuentes renovables para 2012, tanto en capacidad de generación (7.6%) como en la energía generada (4.5-6.6%). Las cotas aplican al total de capacidad o energía considerando el servicio público y el autoabastecimiento remoto. En este programa y de acuerdo con la LAERFTE, se excluyen centrales hidroeléctricas con capacidad para generar más de 30 MW. Estos lineamientos se conformaron para impulsar la participación de renovables en la generación de electricidad y acotar la participación del carbón y de gas natural. Respecto a este último, prevalecían condiciones de alta volatilidad en sus precios, llegando a niveles de 13 dólares/MMBtu, por lo que su participación se limitó para evitar la dependencia de un energético con alta incertidumbre en sus precios y disponibilidad. En la actualidad, se han incrementado las reservas internacionales de gas natural y sus precios han disminuido notablemente, por lo que en este ejercicio se plantea una mayor utilización de tecnologías a base de este combustible. Así mismo, se atienden las metas consideradas en la Estrategia Nacional de Energía (ENE), enviada por la SENER al Congreso. Uno de los objetivos de la Estrategia plantea diversificar las fuentes de energía, incrementando para 2025 la participación de tecnologías limpias en la capacidad de generación a 35% (servicio público y autoabastecimiento remoto). Como parte del análisis se realizaron estudios de largo plazo cuyo resultado es el plan de mínimo costo, que incorpora la participación de generación limpia planteada en la ENE. Estos análisis sirvieron de base para la elaboración del Programa de Requerimientos de Capacidad (PRC) que se presenta en este capítulo. En el anexo D se presenta el análisis del impacto en el plan de expansión de las reformas a la LAERFTE, en particular al artículo 11, fracción III, transitorio segundo, de junio de 2011. En los últimos años ha cobrado especial importancia la participación de la iniciativa privada en la generación de energía eléctrica principalmente bajo las modalidades de autoabastecimiento y cogeneración. La instalación de nuevas centrales con base en estos esquemas influirá de manera importante en el desarrollo del SEN, ya que será necesario adaptar la red eléctrica para proporcionar los servicios de transmisión y respaldo requeridos. Las decisiones de inversión para estos proyectos dependen principalmente de los particulares. Los estudios que se presentan se realizan para tres sistemas: SIN, Baja California y Baja California Sur. En cada caso se efectúa un análisis conjunto del sistema de generación y la red troncal de transmisión, con objeto de ubicar adecuadamente la nuevas centrales.


3-3

Aunque en la actualidad los tres sistemas operan de manera aislada, los estudios de expansión desarrollados en los últimos años, han considerado la factibilidad de interconexión entre ellos, lo cual obedece a aspectos técnicos y económicos que favorecen su realización: incremento de la seguridad de los sistemas y los ahorros económicos derivados de compartir los recursos de generación ante la diversidad de ocurrencia de la demanda, lo que posibilita optimizar los costos de inversión y producción a nivel global. En estudios recientes, se concluyó la conveniencia técnica y económica de interconectar el área Baja California al SIN. Esta interconexión aportará entre otros beneficios, apoyar la demanda de punta del sistema Baja California (BC) a partir de los recursos de generación del SIN, y en los periodos de menor demanda en Baja California exportar al SIN los excedentes de capacidad y energía tipo base (geotérmica y ciclo combinado) de esta área, aprovechando la diversidad de la demanda entre los dos sistemas. Con esta interconexión, se reducirán los costos de inversión en infraestructura de generación y los de producción globales. Además, el enlace de Baja California al SIN abrirá nuevas oportunidades para efectuar transacciones de potencia y energía con diversas compañías eléctricas del oeste de EUA, mediante los enlaces actuales con los sistemas eléctricos de California. La primera fase de esta interconexión se ha programado para 2015. Así mismo, tal interconexión permitirá aprovechar para México el recurso eólico existente en la región de la Rumorosa. Debido al tamaño reducido del sistema BC, el monto de capacidad eólica que se podría integrar a este sistema es pequeño, a consecuencia de problemas de generación en demandas bajas, de regulación de frecuencia y enlaces. La flexibilidad de la alternativa de interconexión seleccionada —estación asíncrona en BC—, permitirá considerar la opción de ubicar estaciones similares en los enlaces fronterizos. Con ello, se resolvería también el problema de flujos de potencia circulantes, incremento de niveles de corto circuito y los efectos adversos de las centrales eoloeléctricas de exportación (sin conexión a la red de CFE) previstas para instalarse en el futuro. En el caso del sistema Baja California Sur (BCS), se ha programado su interconexión al SIN en el mediano plazo. Entre los beneficios se tiene el posponer proyectos de generación con tecnologías que requieren altos costos de inversión y operación en el área, la integración de los sistemas de Guerrero Negro y Santa Rosalía, y además del beneficio ambiental al disminuir la construcción de centrales generadoras en esta región predominantemente turística. En este ejercicio de planificación, se ha considerado la interconexión del sistema BCS al SIN a partir de 2018, mediante un cable submarino y una red terrestre que conecte todo el estado de BCS. Adicionalmente, se asume la disponibilidad de gas natural a partir de 2016, lo que permitirá la instalación de tecnologías a gas y se evitará la generación a base de combustóleo y diésel, reduciendo con ello el impacto de emisiones contaminantes asociadas a la generación de electricidad en ese sistema y los costos de producción. Dado el tamaño del sistema BCS, se han analizado varios escenarios con diferentes niveles de participación de la interconexión con el SIN para la atención de la demanda en dicho sistema. Mediante la interconexión se podría atender la demanda, hasta un límite que estará determinado por la capacidad del sistema BCS para responder de manera segura ante la contingencia de la interconexión. Los análisis efectuados indican que la interconexión podría atender hasta un 35 % de la demanda.


3-4

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

§ Desviaciones en el pronóstico de la demanda § Bajas aportaciones a centrales hidroeléctricas § Retrasos en la entrada en operación de nuevas unidades o líneas de transmisión § Fallas de larga duración en unidades térmicas § Contingencias mayores (indisponibilidad de gasoductos, desastres naturales)

3.- Como la energía eléctrica no se puede almacenar y por lo tanto se debe producir cuando se necesita, el valor del MR depende de los tipos de centrales que lo conforman, de la capacidad y disponibilidad de las unidades generadoras y de la estructura del sistema de transmisión. Los requerimientos de capacidad en sistemas aislados o débilmente interconectados se determinan de manera individual, en función de sus curvas de carga y demandas máximas. Cuando diversos sistemas regionales se encuentran sólidamente interconectados, es posible reducir el MR, ya que los recursos de capacidad de generación pueden compartirse eficientemente entre las regiones. Sin embargo, no siempre es posible técnica y económicamente compartir todos los recursos, ya que el mallado de las redes eléctricas es gradual y depende, entre otros aspectos, del desarrollo económico del país. En la planificación de sistemas eléctricos no existe un punto de vista único para evaluar el MR. Hay métodos basados en la probabilidad de pérdida de carga, criterios económicos en función del costo de falla, evaluaciones deterministas sustentadas en valores medios de disponibilidad de las centrales generadoras y en el comportamiento estacional de la demanda. La junta de Gobierno de CFE aprobó en septiembre de 2011 la nueva metodología para el cálculo del margen de reserva. Los cambios significativos respecto a la metodología anterior son los siguientes 1. Se utilizan valores netos de capacidad de generación (CGN) y de demanda máxima

coincidente (DMN)


3-5

2. Se reconoce la indisponibilidad en la capacidad de generación (CGI) debido a los siguientes factores:

· Efecto de la temperatura · Niveles de almacenamiento en centrales hidroeléctricas · Declinación de campos geotérmicos · Variabilidad del viento · Disponibilidad de radiación solar · Programa y ejecución de mantenimientos

3. En la nueva metodología el MR se utilizará para cubrir

· Reserva operativa (6% de la demanda máxima) · Fallas aleatorias de unidades generadoras · Eventos críticos en el sistema (2% de la demanda máxima)

4. En la metodología anterior, el MR se cubría totalmente con capacidad de generación. En

esta metología, el MR se cubrirá con los recursos de:

· Capacidad de generación disponible · Demanda Interrumpible (DI) · Capacidad en interconexiones con sistemas vecinos (CI)

De esta manera, en el cálculo del margen de reserva de generación (MRG), la capacidad de generación neta disponible (CGND) se compara con la demanda máxima neta coincidente (DMN).

CGND = CGN – CGI MRG = CGND – DMN

Para determinar el margen de reserva, con base en los recursos disponibles de capacidad (RDC), se obtendrá el indicador como porcentaje de la demanda máxima neta coincidente.

RDC = MRG + DI +CI

Margen de reserva (MR) = (RDC/DMN) x 100 (%) La propuesta incorpora indicadores regionales para los sistemas eléctricos que controlan las áreas de control del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). En el anexo B, se describe con mayor detalle la nueva metodología de cálculo de MR. En los estudios de planificación se desarrollan planes conjuntos de expansión para los sistemas de generación y transmisión, con el fin de utilizar generación remota de otras áreas. El indicador de margen de reserva global supone la disponibilidad de capacidad de transmisión para llevar la potencia y la energía a cualquier lugar del sistema. En áreas deficitarias en capacidad de generación, se realizan estudios para asegurar la reserva de generación y transmisión regional. En éstas la confiabilidad del suministro depende de la capacidad de transmisión disponible en los enlaces con otros sistemas. Ante tales condiciones de operación, podrían alcanzarse los límites operativos de los enlaces, lo cual limitaría la transferencia hacia las regiones importadoras de capacidad, y ello podría conducir al incumplimiento de los niveles de reserva, en tanto que en otras se tendrían


3-6

excedentes de capacidad. En estos casos, se mantiene como la mejor solución el desarrollar los proyectos de generación indicados en el programa y no construir nuevas líneas de transmisión que tendrían una utilización temporal. En la situación anterior, los indicadores de reserva global no describen adecuadamente el comportamiento regional del sistema, por lo que es necesario calcular el margen de reserva local. Para este análisis se considera la capacidad de generación local y la capacidad de importación del resto del sistema mediante enlaces de transmisión. La nueva metodología regional será idéntica a la presentada para el SIN con las precisiones siguientes:

· En todas las áreas se considerará la reserva de capacidad disponible en interconexiones con áreas vecinas y en su caso en interconexiones con sistemas externos a CFE

· La demanda interrumpible se ubicará regionalmente Complementando lo anterior, el MRE se define como la diferencia entre la energía disponible respecto al consumo anual demandado. Dicha energía considera la generación termoeléctrica por generarse pero que no se despacha —se reitera que ésta no se almacena—, más la hidroeléctrica acumulada en los grandes vasos, la cual puede transferirse interanualmente para convertirse en energía eléctrica. En particular para el caso de la energía del parque hidroeléctrico, la Junta de Gobierno de CFE aprobó en noviembre de 2004 el documento Diagnóstico sobre márgenes de reserva y el siguiente acuerdo: Como criterio adicional de planificación y de operación, se deberá alcanzar al final de cada año un nivel predeterminado de energía almacenada en las grandes centrales hidroeléctricas (GCH). Con base en dicho acuerdo y en la experiencia operativa, se establece iniciar cada año con un almacenamiento mínimo entre 15,000 GWh y 18,000 GWh en las GCH, el cual dependerá de las condiciones evaluadas en cada año y las probables eventualidades.


3-7

3.3 Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración El cuadro 3.1 muestra la evolución esperada de la capacidad para estos proyectos. Se basa en información proporcionada por la SENER en las reuniones del grupo interinstitucional para la elaboración del documento Prospectiva del Sector Eléctrico 2011−2026. Las plantas de autoabastecimiento y cogeneración para satisfacer cargas ubicadas en el mismo sitio de la central se agrupan en el concepto de autoabastecimiento local. A su vez, las que inyectan la energía a la red de transmisión del servicio público para proveer a otros centros de consumo, se consideran en el rubro de autoabastecimiento remoto. El programa a 2014 considera aquellos proyectos de autoabastecimiento y/o cogeneración, con alta probabilidad de realización. Para ese año se espera alcanzar una capacidad total de 10,084 MW. Posterior a 2014 se prevén bloques de autoabastecimiento con base en renovables y se estima su desarrollo por particulares con apoyo en los estímulos que las actuales reglamentaciones contemplan para el aprovechamiento de estas energías. Con la incorporación de esta capacidad y la programada para el servicio público, será posible alcanzar al final del periodo las metas de participación de fuentes renovables de energía y generación limpia, planteadas en la ENE. El cumplimiento de la meta requiere un esfuerzo conjunto de CFE y los inversionistas privados para lograr el objetivo. El bloque de capacidad eoloeléctrica se instalará principalmente en las regiones del Istmo de Tehuantepec, La Rumorosa en Baja California y Tamaulipas. La capacidad solar aprovechará los altos niveles de radiación solar en el norte del país, principalmente. El desarrollo de proyectos de biomasa se asocia con esquemas de cogeneración, particularmente en ingenios donde es posible aprovechar las necesidades de vapor y electricidad. La instalación de minihidráulicas se prevé con mayor potencial en el sureste del país.


3-8

Evolución de la capacidad bruta de proyectos de autoabastecimiento y cogeneración

(MW)

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

Cuadro 3.1

PERMISIONARIO 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Proyectos existentes (sin PEMEX) 2,597.7 2,597.7 2,597.7 2,597.7 2,597.7 2,597.7 2,597.7 2,597.7 PEMEX 2,132.1 2,132.1 2,132.1 2,132.1 2,132.1 2,132.1 2,132.1 2,132.1 Arancia 29.2 29.2 29.2 29.2 29.2 29.2 29.2 29.2 Enertek 120.0 120.0 120.0 120.0 120.0 120.0 120.0 120.0 Micase 10.7 10.7 10.7 10.7 10.7 10.7 10.7 10.7 Iberdrola Energía Monterrey 528.8 528.8 528.8 528.8 528.8 528.8 528.8 528.8 Energía Azteca VIII 85.5 85.5 85.5 85.5 85.5 85.5 85.5 85.5 Energía y Agua Pura de Cozumel 32.1 32.1 32.1 32.1 32.1 32.1 32.1 32.1 Termoeléctrica del Golfo 290.0 290.0 290.0 290.0 290.0 290.0 290.0 290.0 Termoeléctrica Peñoles 290.0 290.0 290.0 290.0 290.0 290.0 290.0 290.0 Hidroelectricidad del Pacífico (Trojes) 9.2 9.2 9.2 9.2 9.2 9.2 9.2 9.2 Impulsora Mexicana de Energía 24.0 24.0 24.0 24.0 24.0 24.0 24.0 24.0 Bioenergía de Nuevo León 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 Tractebel (Enron ) 284.0 284.0 284.0 284.0 284.0 284.0 284.0 284.0 Agrogen 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 Proveedora de Electricidad de Occidente (Chilatan) 19.0 19.0 19.0 19.0 19.0 19.0 19.0 19.0 Italaise 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 36.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 Generadora Pondercel 65.0 65.0 65.0 65.0 65.0 65.0 65.0 65.0 BSM Energía de Veracruz 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8 Hidroeléctrica Cajón de Peña 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 Proenermex 11.3 11.3 11.3 11.3 11.3 11.3 11.3 11.3 Procter and Gamble 44.9 44.9 44.9 44.9 44.9 44.9 44.9 44.9 Parques Ecológicos de México 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 Eurus 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0 Hidrorizaba 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 Municipio de Mexicali 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 BII NEE STIPA Energía Eólica 26.4 26.4 26.4 26.4 26.4 26.4 26.4 26.4 Eléctrica del Valle de México 67.5 67.5 67.5 67.5 67.5 67.5 67.5 67.5 Sub Total Existentes 7,097.4 7,091.4 7,091.4 7,091.4 7,091.4 7,091.4 7,091.4 7,091.4 Eoliatec del Istmo (1a Etapa) 22.0 22.0 22.0 22.0 22.0 22.0 Sub Total Eólicos Red Existente 0.0 0.0 22.0 22.0 22.0 22.0 22.0 22.0 Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca (1a Etapa) 90.0 90.0 90.0 90.0 90.0 90.0 90.0 Fuerza Eólica del Istmo (1a. Etapa) 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 Fuerza Eólica del Istmo (2a. Etapa) 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 Gamesa Energía (1a Etapa) 72.0 72.0 72.0 72.0 72.0 72.0 Eoliatec del Istmo (2a Etapa) 72.2 72.2 72.2 72.2 72.2 72.2 Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca (2a Etapa) 137.5 137.5 137.5 137.5 137.5 137.5 Gamesa Energía (2a Etapa) 72.0 72.0 72.0 72.0 72.0 72.0 Energía Alterna Istmeña (Preneal) 215.9 215.9 215.9 215.9 215.9 Eoliatec del Istmo (3a Etapa) 70.0 70.0 70.0 70.0 70.0 Gamesa Energía (3a Etapa) 70.0 70.0 70.0 70.0 70.0 Eoliatec del Pacífico, SAPI de CV (1a y 2a Etapa) 160.5 160.5 160.5 160.5 160.5 Gamesa Energía (4a Etapa) 74.0 74.0 74.0 74.0 74.0 Energía Eólica Mareña (Preneal) 180.0 180.0 180.0 180.0 180.0 Fuerza y Energía BII HIOXO (Unión Fenosa) 227.5 227.5 227.5 227.5 Sub Total Eólicos Temporada Abierta 0.0 140.0 523.7 1,294.1 1,521.6 1,521.6 1,521.6 1,521.6 Reconfiguración Minatitlán 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 Madero Nuevo 25.0 25.0 25.0 25.0 25.0 25.0 Nuevo PEMEX 340.0 340.0 340.0 340.0 340.0 Combustibles Limpios Minatitlán 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 Combustibles Limpios Cadereyta 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 Combustibles Limpios Madero 25.0 25.0 25.0 25.0 25.0 Sub Total PEMEX 0.0 0.0 70.0 520.0 520.0 520.0 520.0 520.0 Tracrebel Energía de Pánuco 27.5 27.5 27.5 27.5 27.5 27.5 27.5 27.5 Ecosys III 1.7 1.7 1.7 1.7 1.7 1.7 1.7 Transformadora de Energía Eléctrica de Juárez 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 Compañía de Energía Mexicana 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 Piasa Cogeneración 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 Ibedrola Energía La Laguna 41.3 41.3 41.3 41.3 41.3 41.3 41.3 RumoCannon (1a Etapa) 72.0 72.0 72.0 72.0 72.0 72.0 72.0 Gobierno del Estado de Guerrero 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 Autoabastecimiento Renovable 1.0 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 Sociedad Autoabastecedora de Energía Verde de Aguascalientes 3.2 3.2 3.2 3.2 3.2 3.2 3.2 Galectra (Grupo Salinas) 36.0 36.0 36.0 36.0 36.0 36.0 Eólica Santa Catarina (COMEXHIDRO) 22.0 22.0 22.0 22.0 22.0 22.0 Hidroatlixco 9.2 9.2 9.2 9.2 9.2 9.2 Intavan México (1a Etapa) 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 Bioeléctrica de Occidente 35.4 35.4 35.4 35.4 35.4 Los Vergeles (GSER) 161.0 161.0 161.0 161.0 161.0 Consorcio Integrador Sonora 80M (1a Etapa) 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 Electricidad del Golfo 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 Electricidad de Oriente 19.0 19.0 19.0 19.0 19.0 GDC Generadora (Grupo México) 250.0 250.0 250.0 250.0 250.0 Compañía Eólica de Tamaulipas 54.0 54.0 54.0 54.0 Electricidad del Istmo 20.0 20.0 20.0 20.0 Sub Total Permisionarios Varios 27.5 224.1 339.1 854.5 928.5 928.5 928.5 928.5

Total 1/ 7,124.9 7,455.5 8,046.2 9,782.0 10,083.5 10,083.5 10,083.5 10,083.5


3-9

3.3.1 Temporada Abierta de proyectos eoloeléctricos para autoabastecimiento Debido al interés de los particulares por participar en la modalidad de autoabastecimiento con esta tecnología, la SENER solicitó a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) ejercer las acciones necesarias para conducir un procedimiento de la Temporada Abierta (TA), con el propósito de identificar las necesidades de infraestructura de transmisión y establecer los compromisos necesarios por parte de CFE y los particulares. Esta infraestructura permitirá evacuar la energía producida por las centrales eólicas que se instalarán en el Istmo de Tehuantepec, Oaxaca. La red de TA entró en operación en noviembre de 2010. La capacidad total de proyectos de generación que se conectarán a esta red de TA asciende a 1,927 MW, de los cuales 1,521 MW serán de proyectos de autoabastecimiento y 406 MW de PIE que venderán su energía a CFE para utilizarla en el servicio público. De esta última, 100 MW de la Fase II del proyecto Sureste I se conectarán a esta red. Existe la posibilidad de que los proyectos Sureste I Fase I y Sureste II también utilicen esta red, lo que se daría en el caso de aquellos particulares que posean o adquieran derechos de transmisión y se interesen en el esquema de productor independiente de energía definido para estos proyectos. 3.3.1.1 Temporadas Abiertas en Oaxaca, Puebla, Tamaulipas y Baja California Además de la TA existente en la zona del Istmo de Tehuantepec, la CRE emitió en el Diario Oficial de la Federación (DOF) del 8 de agosto de 2011, una Convocatoria para la Celebración de Temporadas Abiertas de Reserva de Capacidad de Transmisión y Transformación de Energía Eléctrica, por desarrollarse en diversos estados de la República (Oaxaca, Puebla, Tamaulipas y Baja California). Lo anterior a efecto de programar de manera concertada la ampliación o modificación de la infraestructura de transmisión y transformación del Sistema Eléctrico Nacional, con el fin de reservar capacidad en la red eléctrica. Las Temporadas Abiertas para Oaxaca, Tamaulipas y Baja California se asocian a proyectos eoloeléctricos, en tanto que la de Puebla a proyectos hidroeléctricos. El 19 de octubre de este año, la CRE público en el DOF el Acuerdo por el que Modifica la Convocatoria para las Temporadas Abiertas. En esta publicación se menciona el número de solicitudes de inscripción para reserva de capacidad de transmisión en alguno de los estados que refiere la Convocatoria y la capacidad asociada a estas. La CRE solicitó a la CFE, hacer un diseño preliminar del reforzamiento necesario de la red de transmisión para satisfacer los requerimientos de estos proyectos. La metodología para asignar la capacidad de transmisión será del tipo subasta, una vez que la CRE de a conocer a los interesados los costos estimados de las diferentes alternativas de diseño analizadas por CFE, para atender los requerimientos solicitados por los participantes. Para la TA de Oaxaca, la CRE con base a las solicitudes realizadas por parte de los participantes, estimó una capacidad de 4,000 MW eoloeléctricos, en los cuales se incluyeron 800 MW de CFE. Con la finalidad de sumar sinergias entre los proyectos de generación y disminuir los costos de red de transmisión, CFE consideró la opción de añadir a los 4,000 MW eoloeléctricos los proyectos hidroeléctricos La Parota y Paso de la Reina para el servicio público con una capacidad total de 1,440 MW.


3-10

Para la TA de Tamaulipas, que se localiza en el corredor Reynosa-Matamoros, la CRE recibió cartas de intención para una capacidad de 1,212 MW. La capacidad total de la nueva red por construirse, estará destinada a proyectos de autoabastecimiento eólico. En el caso de la TA de Puebla, la cual incluye solicitudes para proyectos de autoabasto en Veracruz, los refuerzos de la red de transmisión existente consideran adiciones de 500 MW de capacidad de proyectos hidroeléctricos. Finalmente para la TA de Baja California, ubicada en la zona de la Rumorosa, la capacidad total de la nueva red que se construya, estará destinada a proyectos de autoabastecimiento eólico por 900 MW. 3.3.2 Autoabastecimiento remoto En el cuadro 3.2, se presenta el programa de adiciones y modificaciones de capacidad de autoabastecimiento y cogeneración para atender carga remota.


3-11

Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 1/

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

Cuadro 3.2

La figura 3.1 indica la ubicación de los proyectos considerados para 2011–2014; la capacidad señalada corresponde a la comprometida para autoabastecimiento remoto. En el periodo 2011-2014 se adicionarán 2,577 MW, posteriormente se estima la incorporación de 3,200 MW de capacidad a partir de energías renovables. De esta forma, al final del periodo se agregarán 5,777 MW de capacidad de autoabastecimiento.

Año Adiciones MW Modificaciones MW

2011 Transformadora de Energía Eléctrica de Juárez 6.0 Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro -6.0 Compañía de Energía Mexicana 29.7 Piasa Cogeneración 13.4 Ibedrola Energía La Laguna 40.0 RumoCannon (1a Etapa) 72.0 Gobierno del Estado de Guerrero 1.0 Autoabastecimiento Renovable 1.0 Soc. Autoabastecedora de Energía Verde de Aguascalientes 3.2 Desarrollos Eólicos Mexicanos (1a Etapa) 90.0 Fuerza Eólica del Istmo (1a Etapa) 50.0

306.3 -6.0

2012 Fuerza Eólica del Istmo (2a Etapa) 30.0 Gamesa Energía (1a Etapa) 72.0 Eoliatec del Istmo (1a Etapa) 22.0 Eoliatec del Istmo (2a Etapa) 72.2 Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca (2a Etapa) 137.5 Autoabastecimiento Renovable 2.8 Gamesa Energía (2a Etapa) 72.0 Galectra (Grupo Salinas) 36.0 Eólica Santa Catarina (COMEXHIDRO) 22.0 Hidroatlixco 8.5 Intavan México (1a Etapa) 45.0

520.0

2013 Energía Alterna Istmeña (Preneal) 215.9 PEMEX Cosoleacaque -17.0 Eoliatec del Istmo (3a Etapa) 70.0 PEMEX Lázaro Cárdenas -5.2 Gamesa Energía (3a Etapa) 70.0 PEMEX Independencia -54.0 Eoliatec del Pacífico, SAPI de CV (1a y 2a Etapa) 160.5 PEMEX Petroquímica Morelos -25.6 Gamesa Energía (4a Etapa) 74.0 PEMEX Cactus -27.0 Energía Eólica Mareña (Preneal) 180.0 PEMEX Pajaritos -15.5 Bioeléctrica de Occidente 9.0 PEMEX Escolín -28.0 Los Vergeles (GSER) 161.0 CD PEMEX -20.3 Consorcio Integrador Sonora 80M (1a Etapa) 20.0 PEMEX Ref Antonio Dovalí -2.1 Electricidad del Golfo 29.7 PEMEX La Venta -14.0 Electricidad de Oriente 18.8 PEMEX Salamanca -1.5 GDC Generadora (Grupo México) 180.0 Nuevo PEMEX 260.0

1,448.9 -210.2 2/

2014 Fuerza y Energía BII HIOXO (Unión Fenosa) 227.5 Compañía Eólica de Tamaulipas 54.0 Electricidad del Istmo 19.8

301.3

Subtotal 2,576.5 -216.2

Total 2,360.3


3-12

Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 1/

5,777 MW

1/ Autoabastecimiento remoto

Figura 3.1 3.3.3 Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración La figura 3.2 muestra gráficamente la evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración.

Nuevo Pemex (2013: 260 MW)

Piasa Cogeneración (2011: 13.4 MW)

- Desarrollos Eólicos Mexicanos (1a Etapa) (2011: 90 MW)- Fuerza Eólica del Istmo (1a Etapa) (2011: 50 MW)- Temporada Abierta (2012: 405.7 MW)- Temporada Abierta (2013: 770.4 MW)- Temporada Abierta (2014: 227.5 MW)

Eólica Santa Catarina (2012: 22 MW)

Bioeléctrica de Occidente(2013: 9 MW)

Electricidad de Oriente(2013: 18.8 MW)

Hidroatlixco(2012: 8.5 MW)

Transformadora de Energía Eléctrica de Juárez(2011: 6 MW)

Programa adicional 2015-2026Tipo MW

Eoloeléctrica Solar Biomasa Minihidro

Total

1,800700350350

3,200

Compañía de Energía Mexicana (2011: 29.7 MW)

Iberdrola Energía La Laguna(2011: 40 MW)

RumoCannon (1a Etapa)(2011: 72 MW)

Gobierno del Edo. de Guerrero(2011: 1 MW)

Autoabastecimiento Renovable (2011: 1 MW; 2012: 2.8 MW)Sociedad Autoabastecedora de Energía

Verde de Aguascalientes (2011: 3.2 MW)

Consorcio Integrador Sonora 80M (1a Etapa)(2013: 20 MW)

Electricidad del Golfo (2013: 29.7 MW)

Galectra (Grupo Salinas)(2012: 36 MW)

GDC Generadora (Grupo México)(2013: 180 MW)

Intavan México (1a Etapa) (2012: 45 MW)Los Vergeles (GSER) (2013: 161 MW)Compañía Eólica de Tamaulipas (2014: 54 MW)

Electricidad del Istmo(2014: 19.8 MW)


3-13

Evolución del autoabastecimiento y cogeneración

Figura 3.2 3.4 Retiros de capacidad de generación Al cierre de 2010, 18,192 MW de capacidad instalada tenían una antigüedad de 25 o más años en operación y 12,966 MW 30 años o más, lo que representa respectivamente 34.4 y 24.5% de la capacidad total. Para definir el desarrollo del sistema de generación, se tomó en cuenta un programa de retiros basado en el análisis de costos de operación y los años de servicio de las unidades generadoras. Las consideraciones para definirlos se apoyan principalmente en razones operativas, económicas o por antigüedad, 30 años para las unidades termoeléctricas convencionales y turbogás.

4,956 4,986 5,0575,554 5,554 5,554 5,554 5,554 5,554 5,554 5,554 5,554 5,554 5,554 5,554 5,554 5,554

2,169 2,4702,990

4,228 4,530 4,880 4,980 5,330 5,630 5,830 6,130 6,380 6,680 6,930 7,230 7,530 7,730

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

MW

Local Remoto


3-14

Programa de retiros de unidades generadoras Total 11,707 MW

Figura 3.3 Con base en la revisión del ritmo de crecimiento del consumo de electricidad, las condiciones actuales del parque de generación, los programas de mantenimiento, rehabilitación y modernización, los proyectos de repotenciación de algunas termoeléctricas convencionales y los costos de inversión para nuevas centrales generadoras, CFE ha decidido —como una medida para incrementar la eficiencia de producción— continuar con un programa intensivo de retiros. El análisis inicia con la verificación de cuáles unidades programadas para retiro el año anterior salieron de operación. Para aquellas que no se retiraron, se analizan los argumentos expuestos por las áreas operativas para reprogramar su salida. De acuerdo con el POISE 2011-2025, en 2010 se proponía retirar 1,008.5 MW y solo salieron las dos unidades (1 y 2) de la CT Nachi-Cocom con 49 MW y la unidad 6 de CI en Santa Rosalía con 2 MW. A la fecha la CT Jorge Luque (224 MW), sin operar desde octubre de 2009, sigue siendo activo a cargo del Servicio de Administración y Enajenación de Bienes (SAE). Esto ha impedido a CFE dar de baja dicha capacidad. Las unidades 1 y 2 de la CT Salamanca (316 MW); las 1, 2 y 3 de la TG Las Cruces (43 MW), y las 1 y 2 de la GEO Cerro Prieto I (75 MW), con un total de 434 MW, programados para retiro en 2010, oficialmente salieron de operación el 1 de enero de 2011. Asimismo, la unidad 1 de la CT Lerma no ha sido operada desde marzo de 2007. Por razones operativas, se trasladó la unidad 1 de la TG El Verde (24 MW) en el área Occidental, a Xul-Ha, en el Peninsular.


3-15

Además, con el atraso en la entrada en operación de nueva capacidad en las áreas del norte, y con el fin de prevenir cortes de carga, se reprogramó el retiro de 238 MW de TG para el año 2015. En resumen, en 2011-2026 se ha planeado retirar de operación 11,707 MW, superior en 614 MW al programa anterior. Ver figura 3.3. La antigüedad media a la fecha de retiro es de 37.8 años y la eficiencia media de la unidades de 30.6 por ciento. Estas acciones permitirán a CFE, incrementar la eficiencia del parque de generación y por tanto mejorar su competitividad. En el cuadro 3.3a y 3.3b se presenta en detalle el programa de retiros de unidades del servicio público para 2011–2026.


3-16

Programa de retiros de unidades generadoras1/

Escenario de Planeación

Continúa…

Cuadro 3.3a

Año Nombre Unidad Tipo MW Mes Área2011 Salamanca 1 y 2 TC 316.0 Enero Occidental

Las Cruces 1, 2 y 3 DTG 43.0 Enero OrientalCerro Prieto I 1 y 2 GEO 75.0 Enero Baja CaliforniaAzufres 11 y 12 GEO 2.9 Enero OccidentalJorge Luque 1 y 2 TC 64.0 Septiembre CentralJorge Luque 3 y 4 TC 160.0 Septiembre CentralLerma (Campeche) 1 TC 37.5 Septiembre PeninsularDos Bocas 3 y 4 CC 126.0 Noviembre OrientalDos Bocas 6 CC 100.0 Noviembre Oriental

924.4

2012 Cerro Prieto I 3 y 4 GEO 75.0 Enero Baja CaliforniaHumeros 1, 2 y 5 GEO 15.0 Enero OrientalDos Bocas 1, 2 y 5 CC 226.0 Junio OrientalSanta Rosalía 9, 10 y 11 CI 4.8 Noviembre Aislados

320.8

2013 Valle de México 1, 2 y 3 TC 450.0 Abril CentralSalamanca 3 TC 300.0 Mayo OccidentalSalamanca 4 TC 250.0 Mayo Occidental

1,000.0

2014 Azufres 2, 3, 4 y 5 GEO 20.0 Abril OccidentalSamalayuca 1 y 2 TC 316.0 Noviembre NorteUniversidad 1 y 2 TG 24.0 Noviembre NoresteFundidora 1 TG 12.0 Noviembre NoresteChávez 1 y 2 TG 28.0 Noviembre NorteLeona 1 y 2 TG 24.0 Noviembre NoresteCd. Obregón 1 DTG 14.0 Noviembre NoroesteTecnológico 1 DTG 26.0 Noviembre NoresteMexicali 1 DTG 26.0 Noviembre Baja CaliforniaMonclova 1 y 2 TG 48.0 Noviembre NoresteMexicali 2 y 3 DTG 36.0 Noviembre Baja CaliforniaParque 2 DTG 18.0 Noviembre NorteCuliacán 1 DTG 30.0 Noviembre NoroesteSanta Rosalía 5 y 8 CI 3.8 Noviembre AisladosSanta Rosalía 3 y 4 CI 2.4 Noviembre Aislados

628.2

2015 Humeros 3, 4, 6, 7 y 8 GEO 25.0 Abril OrientalLerma (Campeche) 2, 3 y 4 TC 112.5 Noviembre PeninsularFelipe Carrillo Puerto 1 y 2 TC 75.0 Noviembre PeninsularNonoalco 1 y 2 TG 64.0 Noviembre CentralValle de México 4 TG 28.0 Noviembre CentralValle de México 3 TG 32.0 Noviembre CentralValle de México 2 TG 28.0 Noviembre CentralLechería 1, 2 y 3 TG 96.0 Noviembre CentralNonoalco 3 Y 4 TG 84.0 Noviembre CentralLechería 4 TG 42.0 Noviembre Central

586.5

2016 M. Álvarez M. (Manzanillo) 3 TC 300.0 Abril OccidentalM. Álvarez M. (Manzanillo) 4 TC 300.0 Abril OccidentalHuinalá 2/ 1, 2,3 y 4 CC 249.2 Abril NoresteHuinalá 2/ 5 CC 128.3 Abril NoresteLos Cabos 1 DTG 30.0 Abril Baja California SurLos Cabos 2 DTG 27.4 Abril Baja California SurLos Cabos 3 DTG 27.2 Abril Baja California SurC. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 3/ 1 y 2 TC 168.0 Noviembre NoroesteC. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 3/ 3 y 4 TC 316.0 Noviembre Noroeste

1,546.2


3-17

…Continuación

CI: Combustión interna TC: Termoeléctrica convencional TG: Turbogás CC: Ciclo combinado GEO: Geotermoeléctrica DTG: Turbogás a base de diésel 1/ Servicio público 2/ En revisión factibilidad de proyecto de repotenciación 3/ Se analizará la posibilidad de su conversión a gas

Cuadro 3.3b

Año Nombre Unidad Tipo MW Mes Área2017 J. Aceves Pozos (Mazatlán II) 1 TC 158.0 Abril Noroeste

Puerto Libertad 1, 2, 3 y 4 TC 632.0 Abril Noroeste790.0

2018 J. Aceves Pozos (Mazatlán II) 2 TC 158.0 Abril NoroesteTijuana 1 y 2 1 TG 60.0 Abril Baja CaliforniaAzufres 6, 9 y 10 GEO 15.0 Abril OccidentalCd. Constitución 1 DTG 33.2 Abril Baja California SurPunta Prieta II 1 y 2 TC 75.0 Abril Baja California Sur

341.2

2019 Altamira 3 y 4 TC 500.0 Abril NoresteFrancisco Villa 4 y 5 TC 300.0 Abril Norte

800.0

2020 Chankanaab 1 y 2 DTG 28.0 Abril PeninsularCancún 1 y 2 DTG 28.0 Abril PeninsularFco. Pérez Ríos (Tula) 1 y 2 TC 660.0 Noviembre CentralFco. Pérez Ríos (Tula) 5 TC 300.0 Noviembre CentralMérida II 1 TC 84.0 Noviembre PeninsularMérida II 2 TC 84.0 Noviembre PeninsularFelipe Carrillo Puerto 4 y 5 CC 140.0 Noviembre PeninsularFelipe Carrillo Puerto 3 CC 80.0 Noviembre Peninsular

1,404.0

2021 Cerro Prieto I 5 GEO 30.0 Enero Baja CaliforniaJ. Aceves Pozos (Mazatlán II) 3 TC 300.0 Abril NoroestePresidente Juárez 5 y 6 TC 320.0 Abril Baja California

650.0

2022 Guadalupe Victoria (Lerdo) 1 y 2 TC 320.0 Noviembre Norte320.0

2023 El Sauz 1, 2 y 3 CC 156.0 Julio OccidentalEl Sauz 4 CC 68.0 Julio Occidental

224.0

2024 Fco. Pérez Ríos (Tula) 1 y 2 CC 138.0 Marzo CentralFco. Pérez Ríos (Tula) 3 CC 100.0 Marzo CentralFco. Pérez Ríos (Tula) 4 y 5 CC 144.0 Marzo CentralFco. Pérez Ríos (Tula) 6 CC 107.0 Marzo CentralVilla de Reyes 1 y 2 TC 700.0 Abril Occidental

1,189.0

2025 La Paz 1 DTG 18.0 Abril Baja California SurLa Paz 2 DTG 25.0 Abril Baja California SurGómez Palacio 1 y 2 CC 146.8 Mayo NorteGómez Palacio 3 CC 93.0 Mayo Norte

282.8

2026 A. López Mateos (Tuxpan) 1 y 2 TC 700.0 Noviembre Oriental700.0

Total de retiros 11,707.1


3-18

3.5 Proyectos de rehabilitación y modernización (RM) En el cuadro 3.4a y 3.4b se presentan los proyectos térmicos e hidroeléctricos que han sido incluidos en los Presupuestos de Egresos de la Federación (PEF), de 2006 a 2012, en la modalidad de Obra Pública Financiada (OPF) y otros con recursos propios, y que aún se encuentran en proceso de licitación o de ejecución. Estos han sido analizados y justificados por la Subdirección de Generación de CFE. En el mediano plazo tales acciones permitirán recuperar los índices de eficiencia y disponibilidad del parque de generación termoeléctrico. La rehabilitación de centrales generadoras tiene como fin mejorar o modernizar principalmente los sistemas de aislamiento, enfriamiento, control y protección, y se orienta hacia aquellos equipos con un alto índice de fallas. Los beneficios que se obtienen de una rehabilitación son los de un incremento en la confiabilidad del equipo, extensión de vida útil, recuperación de sus parámetros de diseño, y mejora en disponibilidad y eficiencia. En algunos casos se obtendrán aumentos de eficiencia de hasta 16 puntos porcentuales. El programa actual de proyectos RM considera: la central nucleoeléctrica Laguna Verde, unidades 1 y 2 que incrementarán su capacidad en 127.6 MW cada una. En las centrales termoeléctricas Poza Rica (unidades 1 a 3) y Huinalá, se efectuarán las conversiones a ciclo combinado, a fin de obtener respectivamente un aumento de 16.8 y 15.6 puntos porcentuales en su eficiencia. Adicionalmente se modernizará la CCC El Sauz paquete 1, con un incremento de 9.4 puntos porcentuales en eficiencia. La termoeléctrica Altamira U1 y U2 se convertirá a lecho fluidizado y utilizará coque de petróleo proveniente de la reconfiguración de la refinería Minatitlán, lo que disminuirá sus costos de producción y se obtendrá un incremento en la eficiencia de 2.95 y 2.86 puntos porcentuales para las U1 y U2, respectivamente. La CT José López Portillo unidades 1 a 4 se someterá a una rehabilitación, con ello se incrementará su capacidad en 30 MW en cada unidad y mejorará su eficiencia de 2.9 a 4 puntos porcentuales y la disponibilidad de 4.9 a 7.5 puntos porcentuales. En cuanto a los proyectos hidroeléctricos, se desarrollan acciones de rehabilitación y modernización en la modalidad de recursos propios. Con éstas se recuperarán los índices de eficiencia y se incrementará la capacidad en algunas de ellas. Las centrales con mayores beneficios por el incremento de la eficiencia son: Temascaltepec que incrementará su eficiencia en 53.3 puntos porcentuales, San Simón con 48.1 puntos porcentuales y Patla con 30.8 puntos porcentuales. Las centrales más relevantes en cuanto a incremento en capacidad son: Villita, la cual tendrá un aumento en su capacidad de 10 MW en cada una de las unidades 1 y 4, Patla que incrementará su capacidad en 18.1 MW y Lerma con 30.1 MW. La capacidad total que se aumentará con el proceso de modernización y rehabilitación en los proyectos hidroeléctricos es de 140.6 MW. Como resultado de los incrementos en eficiencia y capacidad se tendrá una generación adicional de más de 700 GWh promedio anuales.


3-19

Proyectos de rehabilitación y modernización (OPF)

1/ Conversión a ciclo combinado 2/ Conversión a coque de petróleo 3/ Se estima que en abril de 2012 se tendrá lista para operar cada unidad con 810 MW Fuente: Subdirección de Generación

Cuadro 3.4a

Proyectos de rehabilitación y modernización (Recursos propios)

Fuente: Subdirección de Generación

Cuadro 3.4b

Central Térmica Unidad(es) Eficiencia % Disponibilidad %Capacidad

(MW)Situación

PEF 2006Laguna Verde 1 1.2 5.2 127.6 En construcción Dic-113/

2 0.9 4.1 127.6 En construcción Dic-113/

Huinalá 1/ 6 15.6 53.9 En revisión de bases Ene-14

PEF 2007CCC Poza Rica 1/ Paq. 1 16.8 85.7 En construcción Ago-12CCC El Sauz Paq. 1 9.4 49.9 En construcción Jun-13

PEF 2009CT Altamira 2/ 1 2.95 59.13 8.0 En actualización de vigencia Sep-15

2 2.86 83.77 8.0 En actualización de vigencia Ene-16

PEF 2012CT José López Portillo 1 2.90 4.90 30.0 En trámite de registro May-16

2 3.30 3.60 30.0 En trámite de registro Dic-163 3.30 6.70 30.0 En trámite de registro Oct-154 4.00 7.50 30.0 En trámite de registro Mar-15

Mejora en

Fecha estimada de reincorporación

Central Hidroeléctrica Unidad(es) Eficiencia %Generación

(GWh)Capacidad

(MW)Situación

Villita 1 y 4 4.0 73.7 20.0 En proceso Mar-12Cóbano 1 y 2 11.0 32.5 8.0 En proceso Mar-12Santa Rosa 1 y 2 8.1 23.3 8.8 En proceso Mar-12Cupatitzio 1 y 2 8.0 13.7 7.6 En proceso Mar-12Botello 1 20.8 18.1 5.0 En proceso Mar-12Platanal 2 15.4 15.8 3.4 En proceso Mar-12Zumpimito 1, 2, 3 y 4 7.5 13.1 2.0 En proceso Mar-12Novillo 1 y 2 2.0 9.4 0.0 En proceso Sep-12Sanalona 1 y 2 8.8 6.9 0.0 En proceso Sep-12Colotlipa 16.0 3.3 0.0 En proceso Sep-12Tepexic 1, 2 y 3 13.1 50.5 9.0 En proceso Dic-13Patla 1, 2 y 3 30.8 102.7 18.1 En proceso Dic-13Tezcapa 1 8.1 1.9 0.5 En proceso Dic-13Tuxpango 1, 2, 3 y 4 17.0 38.0 5.6 En proceso Dic-14Necaxa 1 a la 10 22.6 140.2 15.9 En proceso Dic-14Lerma 1, 2 y 3 28.8 144.6 30.1 En proceso Dic-14Alameda 1, 2 y 3 14.1 17.4 1.7 En proceso Dic-14Temascaltepec 1, 2, 3 y 4 53.3 5.3 2.7 En proceso Dic-14San Simón 1 48.1 2.8 1.4 En proceso Dic-14Cañada 1 11.3 0.2 0.2 En proceso Dic-14Fernández Leal 1 22.9 2.5 0.2 En proceso Dic-14Tlilan 1 18.9 1.9 0.5 En proceso Dic-14Villada 1 20.2 0.3 0.04 En proceso Dic-14

Mejora enFecha estimada de reincorporación


3-20

3.5.1 Proyectos futuros de conversión de termoeléctricas a CC Como parte de las opciones para incrementar eficiencia y capacidad del parque de generación existente, CFE analiza la posibilidad de repotenciar –conversión de termoeléctricas a base de combustóleo a CC–, centrales tales como: Rio Bravo U3; Samalayuca U’s 1 y 2; Francisco Villa U5; Topolobampo II; así como la modernización de los 2 paquetes de ciclo combinado de la CC Tula y del Paquete 1 del CC El Sauz; entre otros. Para este tipo de proyectos se analiza la factibilidad técnica en función de las condiciones de operación de las unidades de vapor, determinadas por su antigüedad, así como la rentabilidad económica y financiera para cada caso. La factibilidad técnica deberá prever garantías para alcanzar la extensión de vida útil, eficiencia, disponibilidad y capacidad. La experiencia de operación de las repotenciaciones a la central Manzanillo Us 1 y 2, que entrarán en operación en 2012, será fundamental para el desarrollo de proyectos de este tipo en el mediano y largo plazos. 3.6 Disponibilidad del parque de generación La evolución histórica de la disponibilidad equivalente del parque termoeléctrico de CFE se presenta en la figura 3.4. En 2010 el valor medio de disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE, reportado por la Subdirección de Generación, fue cercano a 89 por ciento.

Disponibilidad media del parque termoeléctrico de CFE

Fuente: Subdirección de Generación

Figura 3.4

82.5 82.8 82.8

88.9

78.0980.8

85.1 84.7 83.9 84.582.8

78.781.6

82.9

79.8

0

25

50

75

100

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

% Disponibilidad


3-21

A su vez, en la figura 3.5 se indican las expectativas en este rubro para los próximos años y se incluyen los valores de las centrales hidráulicas y de producción independiente de energía. En esta estimación se supone 100% de suficiencia presupuestal para el mantenimiento requerido en el parque de generación.

Para los próximos quince años, los índices de disponibilidad del parque térmico de CFE se incrementan. Para 2011 la disponibilidad del parque térmico de CFE se estimó en 85.2%. En los años posteriores la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE se incrementará paulatinamente a 88.4%, debido a la realización de rehabilitación y modernización de unidades. En la disponibilidad del parque térmico de CFE mostrada se han descontado indisponibilidades por mantenimiento, falla, causas ajenas y decremento, éste último no incluye la disminución por temperatura que se presenta estacionalmente en las centrales a base de gas.

Estimación de la disponibilidad del parque de generación

Sistema interconectado nacional

1/ Fuente: Subdirección de Generación

Figura 3.5

3.7 Catálogo de proyectos específicos de generación Para conformar el programa de centrales del plan de expansión del sistema de generación se considera un catálogo general de proyectos de generación. Dentro de los diferentes tipos de centrales se ha definido un conjunto de ellas como proyectos específicos, debido principalmente a su característica de ubicación predefinida en las regiones donde se encuentran los recursos energéticos para generación de energía eléctrica.

86.888.4 87.4 86.6 86.8

88.5 87.485.2 86.7

88.087.3 86.6

88.2 87.5 86.8 86.6

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Disponibilidad delparque térmico de CFE1/

Disponibilidad del parque

hidroeléctrico 1/Disponibilidad PIE

94.0 %

87.9 %


3-22

3.7.1 Catálogo de proyectos hidroeléctricos CFE cuenta con una lista extensa de posibles desarrollos hidráulicos para su aprovechamiento en generación de electricidad, con diferentes niveles de estudio: identificación, gran visión, prefactibilidad, factibilidad y diseño. Dentro del conjunto de opciones se ubican proyectos que requieren infraestructura completa –embalse, equipo turbo-generador y red de transmisión–, mientras en otros es factible aprovechar la infraestructura civil existente para incorporar equipo de generación; también aquellas centrales hidroeléctricas existentes en donde es factible instalar nuevas unidades generadoras para ampliar su capacidad. En el cuadro 3.5 se presenta el resumen del catálogo de proyectos hidroeléctricos que han alcanzado un nivel de estudio de prefactibilidad, factibilidad y diseño. De ellos, se define la cartera de proyectos candidatos para analizarse en los estudios de expansión de largo plazo.

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

PAEB: Proyecto de acumulación de energía por bombeo 1/ Potencia expresada a la salida del generador 2/ P: Prefactibilidad, F: Factibilidad, D: Diseño

Cuadro 3.5

Área Proyecto UbicaciónCapacidad

total 1/

(MW)

Generación media anual

(GWh)

Nivel de estudio 2/

Noreste PAEB Monterrey Nuevo León 2 x 100 200 292 FNorte Madera Chihuahua 2 x 203 406 640 FOccidental San Cristóbal Jalisco 2 x 37 74 146 POccidental Mascota Corrinchis Jalisco 2 x 17 34 51 POccidental Mascota El Carrizo Jalisco 2 x 85 170 446 POccidental Amuchiltite Jalisco 2 x 20 40 142 POccidental Puerto Vallarta Jalisco 1 x 14 14 76 POccidental Pinihuán San Luis Potosí 1 x 3 3 24 POccidental El Meco San Luis Potosí 1 x 3 3 23 POccidental Arroyo Hondo Jalisco 2 x 38 76 220 FOccidental Las Cruces Nayarit 2 x 245 490 805 FOriental La Parota Guerrero 3 x 300 900 1,361 DOriental Sistema Xúchiles Veracruz 4 X 11; 1 X 10 54 436 FOriental Reforma Oaxaca 2 x 67.5 135 197 POriental Colorado Oaxaca 2 x 30 60 263 POriental Cuanana Oaxaca 2 x 40 80 350 POriental El Tigre Oaxaca 2 x 19 38 166 POriental Independencia Oaxaca 2 x 35 70 307 POriental Atoyaquillo Oaxaca 2 x 17 34 149 POriental Tenosique (Kaplan) Tabasco/Chiapas 3 x 140 420 2,022 FOriental Chicoasén II Chiapas 3 x 75 225 571 FOriental Omitlán Guerrero 2 x 117 234 789 FOriental Acala (Kaplan) Chiapas 3 x 45 135 277 FOriental Ixtayutla Oaxaca 2 x 265 530 1,596 FOriental Paso de la Reina Oaxaca 2 x 270 540 1,600 FOriental Rehabilitación Bombaná Chiapas 1 x 0,4 0.4 42 FOriental Cosautlán Veracruz/Puebla 2 x 6.5 13 100 FOriental Sistema Pescados Veracruz 2 x 60 120 376 FOriental El Pescado Guerrero 2 x 8.5 17 68 FOriental Ostutla Guerrero 2 X 103 206 690 F

Número de unidades x

potencia por unidad


3-23

3.7.2 Cartera de proyectos hidroeléctricos en fase de factibilidad y diseño Los proyectos hidroeléctricos de esta cartera se incluyen como candidatos en el análisis de expansión para su incorporación en el sistema eléctrico. Esto es posible cuando alcanzan el nivel de proyectos con estudios avanzados y se dispone de un conjunto de datos hidroenergéticos —capacidad, nivel de desfogue, gasto de diseño y eficiencia global—; parámetros del vaso —Namino, Namo, volúmenes—; estadística de escurrimientos de la cuenca, así como la estimación adecuada del requerimiento de inversión para la infraestructura de la obra civil y del equipo electromecánico. En este nivel se encuentran los proyectos reportados en el cuadro 3.6. De ellos, Tenosique, Chicoasén II, Paso de la Reina, Sistema Pescados, Las Cruces, Xúchiles, El Pescado y Acala forman parte del programa de requerimientos 2011-2026. En el caso de los proyectos Paso de la Reina y las Cruces, se están analizando esquemas para reducir costos, de tal manera que mejore su rentabilidad y permita adelantar sus fechas de entrada en operación al sistema, con relación a las consideradas en el programa que se presenta en la sección 3.10. No obstante, aun cuando los proyectos Cosautlán y Ampliación Zimapán, no se incorporaron en el plan de expansión, CFE continuará con el proceso de revisión de costos y parámetros para considerarlos nuevamente en el ejercicio de planificación de 2012. La selección de algunos de estos proyectos ayudará al cumplimiento de las disposiciones legales y reglamentarias para incentivar la participación de energías renovables y la atención de los compromisos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.


3-24

Proyectos hidroeléctricos en etapa de factibilidad y diseño1/

1/ Información de las fichas técnicas de la Coordinación de Proyectos Hidroeléctricos, proporcionadas en abril de 2011

Cuadro 3.6

3.7.3 Proyectos con producción continua A nivel mundial existen problemas para el abasto de energéticos primarios a base de combustibles fósiles, así como los impactos en el cambio climático derivados de su uso. Ante ello, CFE ha estudiado una serie de proyectos hidroeléctricos de pequeña capacidad y producción continua de energía, los cuales aportarían beneficios regionales de suministro y una disminución en la utilización de combustibles fósiles para la generación de electricidad. En el cuadro 3.7 se muestra el conjunto de proyectos de este tipo que CFE analiza para su incorporación en los estudios de expansión. Estos podrían resultar competitivos comparados con las tecnologías convencionales.

ProyectoNo. de

UnidadesCapacidad

centralEnergía

generableCuenca

(MW) (GWh)Tenosique 3 420 2,022.0 UsumacintaChicoasén II 3 225 571.3 GrijalvaSistema Xúchiles 5 53.5 436.0 Blanco y MetlacAmpliación Zimapán 2 566 706.4 MoctezumaLa Parota 3 900 1,361.0 PapagayoAmuchiltite 2 40 142.0 SantiagoAcala 3 135 277.5 GrijalvaSistema Pescados 2 120 375.7 La AntiguaCosautlán 2 13 100.4 HuixilapanLas Cruces 2 490 805.4 San PedroMadera 2 406 640.4 PapigochicPaso de la Reina 2 540 1,600.4 VerdeAmpliación La Villita 2 150 49.3 BalsasRehabilitación Bombaná 1 0.4 42.3 BombanáOmitlán 2 234 788.6 OmitlánEl Pescado 2 17 68.3 Balsas


3-25

Proyectos hidráulicos con alto factor de planta y de pequeña capacidad

1/ I: Identificación

Cuadro 3.7

3.7.4 Proyectos de equipamiento y ampliación de capacidad CFE analiza permanentemente la manera de utilizar eficientemente los recursos disponibles, y plantea opciones para diversificar las fuentes de su parque de generación. Para ello, se identificaron tres proyectos factibles para la incorporación de unidades generadoras en presas existentes. Las características técnicas se presentan en el cuadro 3.8.

Proyectos factibles de equipamiento

1/ GV: Gran visión, F: Factibilidad

Cuadro 3.8 Para algunas centrales en operación se analiza la posibilidad de aumentar su capacidad a fin de incrementar su potencia para atender la demanda máxima del sistema. En el cuadro 3.9 se muestran las características de los proyectos propuestos. En los estudios de expansión se analizaron las ampliaciones de Villita y Zimapán, contenidas además en la cartera de proyectos del cuadro 3.6.

Agua Tinta Usumacinta Chiapas 13 110 IBelisario Domínguez Usumacinta Chiapas 21 180 IBenito Juárez Tacotalpa Chiapas 29 258 ICampo Grande Tacotalpa Chiapas 58 509 IEl Amolar Bajo Usumacinta Chiapas 29 255 ILa Fortuna Usumacinta Chiapas 24 211 ILas Tazas Usumacinta Chiapas 36 313 ISan Antonio Isidro B Usumacinta Chiapas 14 124 ISan Pedro I Tacotalpa Chiapas 12 103 I

Nivel de estudio 1/

Proyecto Cuenca Estado

Potencia

Instalable

(MW)

Generación

Media Anual

(GWh)

Amistad Internacional La Amistad Coahuila 12 48 FM. Hidalgo Miguel Hidalgo (El Fuerte) Sinaloa 11 57 GVJ.O. de Domínguez J. O. de Domínguez Sinaloa 8 37 GV

Proyecto Presa EstadoPotencia

Instalable (MW)

Generación Media Anual

(GWh)

Nivel de estudio 1/


3-26

Catálogo de proyectos hidroeléctricos propuestos para ampliar la capacidad

1/ La potencia y generación corresponden a la ampliación, con excepción del proyecto Ampliación Zimapán 2/ La generación corresponde a horas punta; la CH Ing. Fernando Hiriart Valderrama (presa Zimapán) reduce su factor de planta de 0.53 a 0.14 3/ D: diseño, F: factibilidad

Cuadro 3.9

3.7.5 Proyectos con fuente de energía renovable El uso de estos recursos naturales, renovables para todo efecto práctico, permite reducir la utilización de hidrocarburos y otros combustibles fósiles, no renovables. El vapor geotérmico se ha venido explotando hace más de treinta y siete años en México. Las tecnologías para este tipo de aprovechamiento han logrado avances importantes en eficiencia, por lo cual se han estudiado la adición o reemplazo de unidades en los principales campos geotérmicos. Por otro lado los principales aprovechamientos de generación eoloeléctrica se ubican en el Istmo de Tehuantepec en Oaxaca, y se han iniciado estudios para el aprovechamiento de este recurso en otras regiones del país. En el cuadro 3.10 se muestra el catálogo de este tipo de proyectos en estudio de prefactibilidad, factibilidad, licitación y construcción. CFE ha iniciado la utilización de la energía solar para producción de electricidad y en 2013 entrarán en operación 14 MW de tecnología termo-solar en el proyecto de ciclo combinado Agua prieta II. Además se encuentran en proceso dos proyectos piloto solares fotovoltaicos en Santa Rosalía, BCS y Cerro Prieto en Mexicali, BC, de 1 MW y 5 MW respectivamente. Otros proyectos de este tipo se encuentran en estudio en otras regiones del país. En Baja California, también se estudia un proyecto piloto mareomotriz de 10 MW.

Área Proyecto Ubicación

Número de unidades x

potencia por unidad 1/

Capacidad total 1/

(MW)

Generación media anual 1/

(GWh)

Nivel de estudio 3/

Central Ampliación La Villita Michoacán 2 x 75 150 49 DNoroeste Ampliación Mocúzari Sonora 1 x 7 7 42 FNoroeste Ampliación Oviáchic Sonora 1 x 6 6 26 FOccidental Ampliación Zimapán2/ Hidalgo 2 x 283 566 706 DOccidental Ampliación Santa Rosa Jalisco 1 x 49 49 41 F


3-27

Catálogo de proyectos con Fuente de Energía Renovable

1/ F: Factibilidad P: Prefactibilidad C: Construcción

Cuadro 3.10

3.7.6 Proyectos termoeléctricos Para hacer factible su construcción, requieren de una serie de estudios técnicos y ambientales, con el fin de seleccionar la mejor ubicación en la región determinada en los estudios de expansión. El cuadro 3.11 se refiere a estos proyectos.

Número de Capacidad Generaciónunidades por unidad media anual

(MW) (GWh)GeotermiaOccidental Azufres III (Fase II) 1 25 Michoacán 186.2 POriental Humeros III 2 2 x 26.8 Puebla 396.1 FBaja California Ejido Nuevo Léon I 1 53.5 Baja California 398.4 PBaja California Ejido Nuevo Léon II 1 26.6 Baja California 186.2 PBaja California Ejido Saltillo I 1 53.5 Baja California 398.4 PBaja California Ciclo Binario Cerro Prieto 1 8.6 Baja California 55.4 PBaja California Sur Ciclo Binario Santa Rosalía 1 1.5 Baja California Sur 11.2 POccidental Cerritos Colorados 1a etapa 1 26.6 Jalisco 186.2 POccidental Cerritos Colorados 2a etapa 2 26.6 Jalisco 372.3 POriental El Chichonal 1 26.6 Chiapas 186.2 POccidental Ciclo Binario Cuitzeo 1 1.5 Michoacán 11.2 P

EólicaNoroeste Eólico Noroeste 67 1.5 Sonora-Chihuahua 219.0 POriental Eólico Sur 67 1.5 Chiapas - Oaxaca 262.8 PBaja California Sur Baja California Sur 20 1.5 BCS 52.6 PBaja California Sur Guerrero Negro II 6 4 BCS P

SolarBaja California Termosolar - geotérmico Cerro Prieto 1 50 Baja California 52.6 PBaja California Termosolar 1 50 Baja California 100.7 PBaja California Fotovoltaico Mexicali 1 50 Baja California 87.6 PBaja California Sur Proyecto piloto Santa Rosalía 1 1 Baja California Sur 1.3 CBaja California Proyecto piloto Cerro Prieto 1 5 Baja California 10.0 C

MareomotrizBaja California Proyecto Mareomotriz Piloto Rosarito 1 10 Baja California 17.0 F

Área Proyecto EstadoNivel de estudio 1/


3-28

Proyectos termoeléctricos con estudios de sitio terminados o en proceso

CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna CT:Central térmica 1/ Incluye 14 MW de campo solar

Cuadro 3.11

Para los proyectos de repotenciación en Manzanillo I y II la capacidad que se indica corresponde a la de ciclo combinado una vez efectuada dicha repotenciación. 3.8 Parámetros técnicos de tecnologías En el cuadro 3.12 se presentan características y datos técnicos obtenidos del documento COPAR de Generación. Avances tecnológicos recientes han permitido alcanzar eficiencias por arriba de 50% en ciclos combinados, superando las de centrales carboeléctricas con valores de 43% y de termoeléctricas convencionales con valores entre 32 y 40 por ciento.

Área Proyecto Capacidad Observaciones(MW)

Baja California CC Baja California III (La Jovita) 294 Sitio La Jovita

Baja California Sur CI Baja California Sur III (Coromuel) 43 Sitio San FranciscoCI Baja California Sur IV (Coromuel) 43 Sitio San FranciscoCI Guerrero Negro III 11 Sitio Vizcaíno CI Guerrero Negro IV 7 Sitio Vizcaíno CI Santa Rosalía II 15 Sitio MinaCI Santa Rosalía III 11 Sitio Mina

Noreste CC Noreste (Escobedo) 1,034 Por definir

Noroeste CC Agua Prieta II (híbrido) 1/ 477 Sitio Ejido Agua Prieta

Norte CC Norte II (Chihuahua) 459 Sitio El EncinoCC Norte III (Juárez) 954 Sitio Cereso

Occidental Manzanillo I Repotenciación U1 760 CT Manuel ÁlvarezManzanillo I Repotenciación U2 760 CT Manuel ÁlvarezManzanillo II Repotenciación U1 760 CT Manzanillo IIManzanillo II Repotenciación U2 760 CT Manzanillo II

Cogeneración Salamanca fase I 470 Sitio Refinería SalamancaOccidental I 470 Por definir

Central Valle de México II 601 CT Valle de MéxicoValle de México III 601 CT Valle de MéxicoCentro 660 Sitio HuexcaCentro II 660 Sitio Huexca

TOTAL 9,850


3-29

Características y datos técnicos de proyectos típicos

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

Cuadro 3.12

Si bien en el cuadro 3.12 se incluyen las centrales térmicas convencionales, estas han dejado de ser competitivas debido a los altos precios del combustóleo, la reducida eficiencia de conversión así como los altos niveles de emisiones de contaminantes a la atmósfera. Las últimas unidades de este tipo entraron en operación en 1996 en la CT Tuxpan. 3.9 Adiciones de capacidad para el servicio público Los resultados de los estudios de planificación indican que para satisfacer la demanda del servicio público en los próximos quince años se requerirán 43,992 MW de capacidad adicional; 6,464 MW se encuentran terminados y en proceso de construcción o licitación y 37,529 MW corresponden a proyectos futuros. Además se incluyen los incrementos de capacidad resultantes de los trabajos de rehabilitación y modernización (RM), 538.8 MW en total: en las unidades de la nucleoeléctrica Laguna Verde (255 MW); en la CT Altamira (16 MW) y carboeléctrica Río Escondido (120 MW); en El Sauz U5 (7 MW) y varias centrales hidroeléctricas que se describen en la sección de RM. Como resultado

TecnologíaPotencia

Bruta (MW)

Eficiencia Bruta

(%)

Vida económica

(años)

Factor de

planta

Usos propios

(%)Termoeléctrica convencional 2 X 350 39.56 30 0.75 3.6

2 X 160 36.39 30 0.65 3.92 X 84 32.45 30 0.65 4.0

Turbogás 1/

Aeroderivada gas 41.6 36.69 30 0.13 1.3 Aeroderivada gas 102.8 39.25 30 0.13 1.8 Industrial gas 84.8 29.45 30 0.13 1.2 Industrial gas F 186.6 33.49 30 0.13 1.1 Industrial gas G 258.4 34.89 30 0.13 1.1 Aeroderivada diésel 39.2 37.16 30 0.13 1.6

Ciclo combinado gas 1/

1F x 1 283.4 50.58 30 0.80 2.2 2F x 1 569.7 50.94 30 0.80 2.3 3F x 1 853.3 50.89 30 0.80 2.2 1G x 1 372.0 51.22 30 0.80 2.0 2G x 1 753.8 51.53 30 0.80 2.1

Combustión interna 2/ 42.2 44.25 25 0.65 3.9

2 X 18.4 43.73 20 0.65 7.33 X 3.6 37.81 20 0.65 9.1

Carboeléctrica 2 X 350 37.87 30 0.80 7.2Carb. supercrítica c/desulf. 700 43.09 30 0.80 10.6

Nuclear (ABWR) 1,400 34.92 60 0.90 3.5


3-30

de la capacidad adicional programada más los incrementos debido a proyectos RM, el total de adiciones de capacidad en el periodo será de 44,532 MW. Ver figura 3.6.

Adiciones de capacidad 2011–2026 Servicio público 1/

(MW)

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 2/ Incluye incrementos en RM de Laguna Verde, Altamira, Río Escondido, modificación de capacidad en el Sauz U5; y varias centrales

hidroeléctricas (538.8 MW)

Figura 3.6

3.9.1 Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión La capacidad adicional requerida para los próximos quince años se puede obtener combinando de diversas maneras las tecnologías disponibles. La mezcla óptima es la que permite satisfacer la demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel de confiabilidad establecido por CFE y cumpliendo con los lineamientos de política energética nacional y la normativa ambiental. Tomando como base los escenarios de precios de los combustibles definidos por la SENER, los costos de inversión para las diversas tecnologías de generación disponibles y la normativa para generar energía eléctrica con gas natural en zonas ambientalmente críticas, se determinó un plan de expansión del sistema de generación. Ver cuadro 3.13.

6,464

37,529

539

44,532

Terminadas, en construcción o

licitación

Capacidad adicional

Total de adiciones

Incremento 2/

en RM


3-31

Capacidad adicional por tecnología en 2011–2026 1/ Servicio público (MW)

1/ Resultados de estudios de planificación, no incluye autoabastecimiento local ni remoto 2/ Nueva generación limpia: ciclo combinado y carboeléctrica con captura y secuestro de CO2, nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación de capacidad 3/ Incluye incrementos en RM de Laguna Verde, Altamira, Río Escondido, modificación de capacidad en el Sauz U5; y varias centrales hidroeléctricas (538.8 MW) 4/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente

Cuadro 3.13

En la definición del plan de expansión, se considera en particular la disponibilidad de gas natural (GN) en las diferentes regiones del país de acuerdo con la infraestructura actual de la red de transporte de GN y los puntos de suministro. Para reforzar el sistema de suministro y transporte de gas natural, CFE desarrolla: la terminal de regasificación de gas natural en Manzanillo —TRGNL—, así como los nuevos gasoductos en el corredor Chihuahua; Tamazunchale—El Sauz; y Morelos. En el noroeste del país, la falta de infraestructura de transporte de gas natural en Sonora y Sinaloa, así como la limitada capacidad para la recepción de carbón en los puertos de Guaymas y Topolobampo, han impedido el desarrollo de centrales generadoras de mayor eficiencia o menores costos de producción. Sin embargo, el Gobierno Federal lanzó recientemente un programa de desarrollo de infraestructura para gasificar los estados de Sonora y Sinaloa, con base en los altos niveles de reserva de gas natural en los Estados Unidos, y los bajos precios de este combustible en los mercados de Norteamérica. Esto marca un cambio importante en el desarrollo de tecnologías de generación a base de gas en la región noroeste del país. En este programa de expansión se considera el desarrollo de ciclos combinados en Topolobampo, Guaymas y Mazatlán, lo que permitirá retirar unidades termoeléctricas antiguas a base de combustóleo que no se habían retirado de operación al no existir otras opciones de generación. Con lo anterior, se reducirán de manera considerable los costos de producción y el impacto al ambiente en esta región del país. En el Anexo C, se presenta con mayor amplitud el escenario de gas en el noroeste del país. Por otro lado, como parte de esa estrategia, Petroleos Mexicanos (PEMEX) reforzará el sistema troncal de transporte del norte al centro y en el sureste del país, con lo que se incrementará la disponibilidad de gas natural y de su red de transporte. La mayor disponibilidad de gas en regiones donde ya se disponía de este energético y la introducción en regiones donde no se contaba con él, marca un cambio importante en la participación de este energético en el desarrollo de la infraestructura de generación a base de

Tecnología Total (MW)

Ciclo combinado 3,750 23,723 27,473Hidroeléctrica 750 3,881 4,631Geotermoeléctrica 104 254 357Turbogás 596 221 817Combustión interna 130 43 173Eoloeléctrica 1,115 2,408 3,523Solar 20 0 20Nueva Generación Limpia 2/ 0 7,000 7,000Subtotal 6,464 37,529 43,992Incremento en RM 3/ 539 0 539

Total 4/ 7,003 37,529 44,532

Terminados, construcción o licitación

Licitación futura


3-32

este combustible. Por tanto, la participación de tecnologías a base de gas se incrementará con relación a ejercicios pasados, como resultado de las acciones antes descritas. La tecnología de ciclo combinado tiene el atractivo de su alta eficiencia y la limpieza en el proceso de conversión de la energía, lo cual permite reducir niveles de contaminación y ofrecer flexibilidad para utilizar otros energéticos con la integración de estaciones gasificadoras. En el mediano y largo plazos, en función de la maduración de tecnologías para captura y secuestro de CO2, se podrían combinar las tecnologías, aun considerando los bajos niveles de este tipo de emisiones en comparación con tecnologías a base de combustóleo y carbón. En el programa de expansión que se presenta, se estima para 2026 una participación de 52.6% de tecnologías a base de gas natural. Por otro lado, proyectos definidos como Nueva Generación Limpia (NGL), podrían satisfacerse con ciclos combinados y carboeléctricas que incorporarían equipos para captura y secuestro de CO2, nucleoeléctricas, importación de energía, o bien fuentes de energía renovable. 3.9.2 Capacidad en construcción o licitación El programa de unidades generadoras terminadas, en proceso de construcción o de licitación se presenta en el cuadro 3.14. Se incluye información sobre: región donde se ubicará, tipo de tecnología, año del concurso, modalidad de financiamiento, capacidad y año previsto para iniciar la operación comercial. En el área Noroeste se construye el proyecto Agua Prieta II, el cual incluye la adición de la central termo-solar Agua Prieta II con 14 MW. En el área Norte se construye el CC Norte II cuya fecha de entrada en operación está prevista para abril de 2013. En esta misma, se ha iniciado el proceso de licitación del CC Norte III con fecha de operación en 2015. En el área Central se adjudicó y firmó el contrato para el proyecto de CC Centro con capacidad de 660 MW. En el área Oriental se están construyendo los proyectos geotermoeléctricos de Humeros Fases A y B con 54 MW en total, bajo el esquema de obra pública financiada, así como los eoloeléctricos de La Venta III y Oaxaca I, II, III y IV con capacidad total de 507 MW, en el esquema de productor independiente de energía. En el área Occidental, se encuentran en proceso de construcción la repotenciación de las unidades 1 y 2 de la central Manzanillo I, que una vez repotenciadas tendrán una capacidad conjunta de 1,520 MW, así como la central hidroeléctrica La Yesca con 750 MW. El proyecto de cogeneración Salamanca Fase I, que proveerá vapor a los procesos de la refinería de PEMEX en Salamanca y generará electricidad para el sistema eléctrico ya se encuentra en proceso de construcción. Todos ellos se construyen bajo el esquema de obra pública financiada. En el área Baja California se encuentran en proceso de licitación el CC Baja California III en La Jovita, en Ensenada, BC, con capacidad de 294 MW; y Baja California II TG Fase I de 124 MW. En la zona Mexicali, BC, se encuentra en proceso de construcción un proyecto solar de 5 MW y en Santa Rosalía el proyecto denominado piloto solar con una capacidad de 1 MW.


3-33

En Baja California Sur se están construyendo las centrales de combustión interna de Baja California Sur III y IV en el sitio Coromuel con capacidad bruta de 43 MW cada una, así como la central Guerrero Negro III con 11 MW de capacidad, en el sistema aislado del mismo nombre. En proceso de licitación se encuentran: Guerrero Negro IV, con capacidad de 7 MW; y las centrales de combustión interna Santa Rosalía II y III con capacidades de 15 MW y 11 MW respectivamente.

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

HID: Hidroeléctrica CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diésel EO: Eoloeléctrica TG: Turbogás GEO: Geotermoeléctrica OPF: Obra pública financiada PIE: Productor independiente de energía 1/ Incluye termosolar de 14 MW 2/ Las cifras están redondeadas, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 3/ Traslado de TG El Verde a Xul-ha con incremento en capacidad de 1.7 MW

Cuadro 3.14

La figura 3.7 muestra la ubicación de las centrales terminadas y en proceso de construcción, mientras la figura 3.8 expone los proyectos en proceso de licitación.

Fecha ModalidadProyecto Ubicación Tipo de de

concurso financiamiento 2011 2012 2013 2014 2015

Modificación de capacidad Xul-ha 3/ Quintana Roo DTG OPF 1.7

Subtotal 2 0 0 0 0

Oaxaca I Oaxaca EO 2008 PIE 101.4Oaxaca II, III y IV Oaxaca EO 2009 PIE 304Humeros Fase A Puebla GEO 2008 OPF 27Guerrero Negro III Baja California Sur CI 2009 OPF 11Piloto Solar Baja California Sur SOLAR 2010 OPF 1Piloto Solar Baja California SOLAR 2011 OPF 5Humeros Fase B Puebla GEO 2009 OPF 27Manzanillo I rep U1 Colima CC 2009 OPF 460Manzanillo I rep U2 Colima CC 2009 OPF 460La Yesca U1 y U2 Nayarit HID 2007 OPF 750Baja California Sur III (Coromuel) Baja California Sur CI 2009 OPF 43La Venta III Oaxaca EO 2008 PIE 101.4Centro Morelos CC 2011 OPF 660Norte II (Chihuahua) Chihuahua CC 2008 PIE 459Agua Prieta II 1/ Sonora CC 2009 OPF 463Termosolar Agua Prieta II Sonora SOLAR 2011 OPF 14Salamanca Fase I Guanajuato TG 2010 OPF 470Baja California Sur IV (Coromuel) Baja California Sur CI 2010 OPF 43

Subtotal 332 1,959 2,109 0 0

Santa Rosalía II Baja California Sur CI 2011 OPF 15Santa Rosalía III Baja California Sur CI 2011 OPF 11Guerrero Negro IV Baja California Sur CI 2011 OPF 7Baja California II TG Fase I Baja California TG 2011 OPF 124Baja California III (La Jovita) Baja California CC 2010 PIE 294Sureste I y II Oaxaca EO 2011 PIE 608Azufres III Fase I Michoacán GEO 2011 OPF 50Norte III (Juárez) Chihuahua CC 2011 PIE 954

Subtotal 0 15 1,033 61 954

Total anual 2/ 334 1,973 3,142 61 954

Acumulado 2/ 334 2,307 5,449 5,510 6,464

Proyectos en proceso de licitación

Año de operaciónCapacidad bruta MW

Proyectos terminados en 2011

Proyectos en proceso de construcción


3-34

Centrales terminadas o en proceso de construcción Servicio público

4,400 MW1/

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

Figura 3.7

Requerimientos de capacidad en proceso de licitación

Servicio público 2,063 MW1/

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

Figura 3.8

La Yesca U1 y U2 (750 MW)

MW

Norte II (Chihuahua)(459 MW)

750

2,502

4,4001/

Ciclo combinado

Hidroeléctrica

Total

Eoloeléctrica 507

Geotermoeléctrica 54 Humeros Fase A y B(2x27 MW )

Oaxaca II, III y IV(3x101.4MW)

Oaxaca I(101.4 MW)

Baja California Sur III(Coromuel)(43 MW)

Combustión interna 97

La Venta III101.4 MW

Agua Prieta II (463 MW)

Termosolar Agua Prieta II(14 MW)

Guerrero Negro III(11 MW)

Manzanillo I rep U1(460 MW)

Manzanillo I rep U2(460 MW)

Piloto Solar(1 MW)

Turbogás-cogeneración 470

Solar 6

Baja California Sur IV

(Coromuel)(43 MW)

Salamanca Fase I(470 MW )

Piloto Solar(5 MW)

Centro(660 MW)

Termo solar 14

CicloCombinado

CombustiónInterna

Turbogás

Geotermoeléctrica

Eoloeléctrica

TOTAL

MW

1,248

33

124

50

608

Santa Rosalía II y III(15 y 11 MW)

Baja California III (La Jovita)

(294 MW)

Baja California II TG Fase I(124 MW)

Guerrero Negro IV(7 MW)

Norte III (Juárez)

(954 MW)

Azufres IIIFase I

(50 MW)

Sureste I y II(2x304 MW)

2,0631/


3-35

3.9.3 Capacidad adicional Se refiere a la capacidad futura que se licitará en función de su fecha programada de entrada en operación. En el cuadro 3.15a y 3.15b se presentan los requerimientos de generación en esta categoría. Las figuras 3.9 y 3.10 muestran la ubicación de tales proyectos.

Requerimientos de capacidad adicional Servicio público

Continúa…

Cuadro 3.15a

Proyecto Ubicación Tipo 2014 2015 2016 2017 2018 2019Baja California II Baja California CC 276Rumorosa I y II Baja California EO 200Baja California Sur V (Coromuel) Baja California Sur CI 43Sureste III Oaxaca EO 304Humeros III Puebla GEO 54Rumorosa III Baja California EO 100Centro II Morelos CC 660Noreste (Escobedo) Nuevo León CC 1,034Todos Santos Baja California Sur CC 80Todos Santos II Baja California Sur TG 49Topolobampo II Sinaloa CC 700Sureste IV Oaxaca EO 304Mexicali Baja California GEO 100Guaymas II Sonora CC 747Chicoasén II Chiapas HID 225Tamaulipas I Tamaulipas EO 200Sureste V Oaxaca EO 300Topolobampo III Sinaloa CC 700Valle de México II Estado de México CC 601Guaymas III Sonora CC 747Río Moctezuma Hidalgo, Querétaro HID 190Manzanillo II rep U1 Colima CC 460Baja California IV (Ensenada) Baja California CC 565Occidental I (Bajío) Aguascalientes CC 470Azufres III Fase II Michoacán GEO 25Tamaulipas II Tamaulipas EO 200Sureste VI Oaxaca EO 300La Parota U1, U2 Y U3 Guerrero HID 900Villita Ampliación Michoacán HID 150Manzanillo II rep U2 Colima CC 460Norte IV (Chihuahua) Chihuahua CC 918Mérida IV Yucatán CC 378Tamaulipas III Tamaulipas EO 200El Pescado (Balsas) Guerrero HID 17Valle de México III Estado de México CC 601Total anual 1/ 476 1,161 1,863 3,177 3,857 2,724Acumulado 476 1,636 3,499 6,676 10,533 13,257

Año de operaciónCapacidad bruta (MW)


3-36

Requerimientos de capacidad adicional Servicio público

…Continuación

HID: Hidroeléctrica NGL: Nueva generación limpia CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diésel GEO: Geotermoeléctrica EO: Eoloeléctrica TG: Turbogás 1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 2/ Incluye incrementos en RM de Laguna Verde, Altamira, Río Escondido, modificación de capacidad en el Sauz U5; y varias centrales hidroeléctricas (538.8 MW)

Cuadro 3.15b

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

Proyecto Ubicación Tipo 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Noreste II y III (Monterrey) Nuevo León CC 1,041Azufres IV Michoacán GEO 75Salamanca Guanajuato CC 629Acala Chiapas HID 135Paso de la Reina Oaxaca HID 540Jorge Luque Estado de México CC 601Baja California V (SLRC) Sonora CC 591Todos Santos III Baja California Sur TG 129Mazatlán Sinaloa CC 867Guadalajara I Jalisco CC 453Occidental II (SLP) San Luis Potosí CC 940Coahuila I Coahuila EO 150Sistema Pescados (La Antigua) Veracruz HID 120Xúchiles (Metlac) Veracruz HID 54Central (Tula) Hidalgo CC 1,160Cruces Nayarit HID 490Noreste IV (Sabinas) Coahuila NGL 700Norte V (Torreón) Coahuila CC 944Coahuila II Coahuila EO 150Valladolid IV Yucatán CC 567La Paz Baja California Sur CC 130Tamazunchale II San Luis Potosí CC 1,121Oriental I y II Veracruz NGL 1,400Omitlán Guerrero HID 234Pacífico II Guerrero NGL 700Central II (Tula) Hidalgo CC 1,160Noreste V (Sabinas) Coahuila NGL 700Tenosique Chiapas-Tabasco HID 420Madera Chihuahua HID 406Baja California VI (Mexicali) Baja California CC 554Pacífico III Guerrero NGL 700Mérida V Yucatán CC 540Norte VI (Chihuahua) Chihuahua CC 918Todos Santos IV Baja California Sur CC 130Noroeste IV y V Sonora NGL 1,400Noreste VI Tamaulipas CC 1,041Los Cabos TG Baja California Sur TG 43Occidental III (Bajío) Aguascalientes CC 940Oriental III y IV Veracruz NGL 1,400Total anual 1/ 3,021 4,954 2,361 2,884 3,386 4,242 3,424Acumulado 16,278 21,233 23,594 26,478 29,864 34,106 37,529Adiciones de capacidad terminadas, en proceso de construcción o licitación 6,464Incremento en RM 2/ 539Total de adiciones para el Sistema Eléctrico Nacional 44,532

Año de operaciónCapacidad bruta (MW)


3-37

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

Requerimientos de capacidad adicional 2014-2019 Servicio público

13,257 MW1/


Figura 3.9

Hidroeléctrica

Ciclocombinado

Combustióninterna

Turbogás

Geotermoeléctrica

Total

MW

1,482

9,397

43

49

179

13,2571/

Valle de México II y III

(2x601MW)

Manzanillo II rep. U1 y U2

(2 x460 MW)

Noreste (Escobedo)(1,034 MW)

Norte IV (Chihuahua)(918 MW)

Topolobampo II y III

(2x700 MW)

Río Moctezuma(190 MW)

Todos Santos(80 MW)

Azufres IIIFase II(25 MW)

Centro II(660 MW )

(43 MW)

Chicoasén II

(2 x 304 MW)

Eólica 2,108

Baja California II(276 MW)

Rumorosa

(3x100MW)

Humeros III(54 MW)

Mexicali(100 MW)

La Parota(3x300 MW)

(Ensenada)(565 MW)

El Pescado

(17 MW)(Balsas)

Mérida IV(378 MW)

Villita Ampliación(150 MW)

Tamaulipas

(3 x 200 MW)

I,II y III

Baja California VCoromuel

(225 MW)

Sureste III y IV(2 x 300 MW)

Sureste V y VI

I,II y III

(2 x 747 MW)Guaymas II y III

Occidental I (Bajío)(470 MW)

Baja California IV

Todos Santos II (49 MW)


3-38

Requerimientos de capacidad adicional 2020-2026 Servicio público

24,272 MW1/


Figura 3.10

3.10 Evolución de la capacidad para el servicio público Cada año, como parte del proceso de planificación se revisan de manera sistemática las fechas de operación programadas para los proyectos de generación. Lo anterior, basado en los cambios de las expectativas económicas del país, las cuales inciden directamente en la estimación de la demanda de electricidad, como se ha expuesto en el capítulo 1. Adicionalmente, algunos proyectos sufren demora por causas diversas, durante el proceso constructivo. En el cuadro 3.16 se muestran los proyectos que se han diferido al comparar los programas de requerimientos de capacidad 2009 y 2010. A su vez, en el cuadro 3.17 se comparan los programas de 2010 y 2011. Se observa que se han pospuesto 27 proyectos, los cuales aún no han sido contratados o no han iniciado su proceso de construcción, previo análisis de la reserva regional en función de las nuevas expectativas de demanda.


3-39

Destacan en el corto plazo el diferimiento de las centrales eoloeléctricas La Venta III, Oaxaca I a IV, la geotermoeléctrica Los Humeros Fase A y la repotenciación de Manzanillo I U1.

Proyectos de generación diferidos POISE 2009 vs POISE 2010

Cuadro 3.16

Proyectos de generación diferidos

POISE del 27 de noviembre de 2009 POISE del 24 de noviembre de 2010

Proyecto MW Mes Año Proyecto MW Mes Año

Norte (La Trinidad) 466 Ene 2010 Norte (La Trinidad) 466 Ago 2010Carboeléctrica del Pacífico 678 Feb 2010 Carboeléctrica del Pacífico 678 Mar 2010

Baja California II TG Fase I 124 Jun 2011 Baja California II TG Fase I 124 Abr 2013

Cerro Prieto V 107 Jun 2012 Mexicali 100 Abr 2017

Río Moctezuma 92 Abr 2014 Río Moctezuma 190 Abr 2019

Occidental I (Bajío) 470 Abr 2015 Occidental I (Bajío) 470 Abr 2017

Occidental II (Bajío) 470 Abr 2016 Occidental II (Bajío) 470 Abr 2021

Salamanca Fase II 629 Abr 2017 Salamanca 629 Abr 2020

Mérida 567 Abr 2018 Mérida 567 Abr 2020Norte IV (Chihuahua) 918 Abr 2018 Norte IV (Chihuahua) 918 Abr 2019Tenosique 420 Sep 2018 Tenosique 420 Sep 2021

Hermosillo 836 Abr 2019 Hermosillo 836 Jul 2020Manzanillo II rep U2 460 Abr 2019 Manzanillo II rep U2 460 Abr 2020

Guadalajara I 453 Abr 2020 Guadalajara I 453 Abr 2021Norte V (Torreón) 944 Abr 2020 Norte V (Torreón) 944 Abr 2022Oriental I y II 1,400 Abr 2020 Oriental I y II 1,400 Abr 2023Paso de la Reina 510 Sep 2020 Paso de la Reina 540 Sep 2023

Carboeléctrica del Pacífico II 700 Abr 2021 Pacífico II y III 1,400 Abr 2023Carboeléctrica del Pacífico III 700 Abr 2021Mazatlán 867 Ago 2021 Mazatlán 867 Abr 2023

Occidental III (Bajío) 940 Abr 2022 Occidental III (Bajío) 940 Abr 2025Valladolid 540 Ago 2022 Valladolid 540 Abr 2024

Cruces 475 Abr 2023 Cruces 490 Abr 2024Noroeste II y III 1,400 Abr 2023 Noroeste II y III 1,400 Abr 2024Central II (Tula) 580 Sep 2023 Central III (Tula) 580 Sep 2024


3-40

Proyectos de generación diferidos POISE 2010 vs POISE 2011

Cuadro 3.17 El cuadro 3.18 y la figura 3.11 muestran las cifras estimadas de la capacidad de generación para el servicio público 2011–2026.

Proyectos de generación diferidos

POISE del 24 de noviembre de 2010 POISE del 24 de noviembre de 2011

Proyecto MW Mes Año Proyecto MW Mes AñoOaxaca I 101 Dic 2010 Oaxaca I 101 Ene 2012Humeros Fase A 27 Mar 2011 Humeros Fase A 27 Dic 2011La Venta III 101 Jun 2011 La Venta III 101 Abr 2012Guerrero Negro III 11 Jul 2011 Guerrero Negro III 11 Mar 2012Manzanillo I rep U1 460 Sep 2011 Manzanillo I rep U1 460 May 2012Oaxaca II, III y IV 304 Sep 2011 Oaxaca II, III y IV 304 Dic 2011Sureste IV 304 Abr 2016 Sureste IV 304 Abr 2017Occidental I (Bajío) 470 Abr 2017 Occidental I (Bajío) 470 Abr 2018La Parota U1 y U2 450 Sep 2017 La Parota U1, U2 y U3 900 Dic 2018Noreste II (Monterrey) 520 Abr 2018 Noreste II y III (Monterrey) 1,041 Abr 2020Valle de México III 601 Sep 2018 Valle de México III 601 Sep 2019El Pescado (Balsas) 17 Abr 2019 El Pescado (Balsas) 17 Jun 2019Sistema Pescados (La Antigua) 120 Abr 2019 Sistema Pescados (La Antigua) 120 Jun 2021Xúchiles (Metlac) 54 Abr 2019 Xúchiles (Metlac) 54 Jun 2021Mérida 567 Abr 2020 Valladolid IV 567 Oct 2022Noreste IV (Sabinas) 700 Abr 2021 Noreste IV (Sabinas) 700 Abr 2022Tenosique 420 Sep 2021 Tenosique 420 Abr 2024Noreste V (Sabinas) 700 Jul 2022 Noreste V (Sabinas) 700 Abr 2024Baja California VI (Mexicali) 554 Abr 2023 Baja California VI (Mexicali) 554 Abr 2025Pacífico II y III 1,400 Abr 2023 Pacífico II 700 Abr 2024Central II (Tula) 580 Sep 2023 Central II (Tula) 1,160 Abr 2024Valladolid 540 Abr 2024 Mérida V 540 Abr 2025

Pacífico III 700 Abr 2025Noreste VI 1,041 Abr 2025 Noreste VI 1,041 Abr 2026Occidental III (Bajío) 940 Abr 2025 Occidental III (Bajío) 940 Abr 2026


3-41

Evolución esperada de la capacidad Servicio público 1/ 2/

(MW)

1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto 2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 3/ Incluyen incrementos en RM de Laguna Verde, Altamira, Río Escondido; modificación de capacidad en el Sauz U5; y

varias centrales hidroeléctricas (538.8 MW)

Cuadro 3.18

Evolución de la capacidad 1/ 2/ Servicio público

(MW)

1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto 2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 3/ Incluyen incrementos en RM de Laguna Verde, Altamira, Río Escondido; modificación de capacidad en el Sauz U5; y varias centrales

hidroeléctricas (538.8 MW)

Figura 3.11 Como resultado de los estudios de expansión del sistema de generación y de los ajustes mencionados, en el cuadro 3.19a y 3.19b se presenta el PRC previsto a fin de atender las necesidades de demanda de electricidad para el servicio público en 2011–2026.

Año

Capacidad a diciembre de

2010Adiciones

acumuladas

Incrementos en RM

acumulados 3/Retiros

acumulados

Capacidad a diciembre de

cada año2010 52,9472011 334 7 924 52,3632012 2,307 317 1,245 54,3252013 5,449 345 2,245 56,4952014 5,986 403 2,873 56,4622015 8,100 471 3,460 58,0582016 9,963 539 5,006 58,4432017 13,140 539 5,796 60,8302018 16,997 539 6,137 64,3462019 19,721 539 6,937 66,2702020 22,742 539 8,341 67,8872021 27,697 539 8,991 72,1912022 30,058 539 9,311 74,2322023 32,942 539 9,535 76,8922024 36,328 539 10,724 79,0892025 40,570 539 11,007 83,0482026 43,993 539 11,707 85,772

Retiros Adiciones 3/

-11,707

44,532

52,947

85,772

Total adiciembre de 2010



3-42

En el Anexo G de este documento, se presenta la relación del nombre de los proyectos de generación programados y que cuentan con autorización de inversión y el nombre con el que se han registrado en el PEF.

Programa de requerimientos de capacidad para servicio público 1/


Continúa…

Cuadro 3.19a

Bruta NetaAño Mes Proyecto Tipo MW MW Área

2011 Dic Oaxaca II, III y IV EO 304 300 ORIDic Humeros Fase A GEO 27 25 ORIDic Piloto Solar SOLAR 1 1 AIS

332 326

2012 Ene Oaxaca I EO 101 100 ORIEne La Yesca U1 6/ HID 375 373 OCCMar Guerrero Negro III CI 11 10 AISAbr La Venta III EO 101 100 ORIAbr Santa Rosalía II CI 15 13 AISAbr Baja California Sur III (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr La Yesca U2 6/ HID 375 373 OCCAbr Piloto Solar SOLAR 5 5 BCMay Manzanillo I rep U1 3/ CC 460 447 OCCMay Humeros Fase B GEO 27 25 ORISep Manzanillo I rep U2 3/ CC 460 447 OCC

1,973 1,934

2013 Abr Agua Prieta II 3/ CC 463 451 NORAbr Termosolar Agua Prieta II SOLAR 14 14 NORAbr Sureste I y II EO 608 600 ORIAbr Baja California II TG Fase I 3/ TG 124 123 BCAbr Baja California III (La Jovita) 3/ CC 294 286 BCAbr Baja California Sur IV (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr Norte II (Chihuahua) 3/ CC 459 447 NTEAbr Guerrero Negro IV CI 7 7 AISAbr Salamanca Fase I 3/ 4/ TG 470 460 OCCSep Centro 3/ CC 660 644 CEL

3,142 3,072

2014 Abr Santa Rosalía III CI 11 10 AISAbr Baja California II 3/ CC 276 268 BCAbr Azufres III Fase I GEO 50 45 OCCJun Rumorosa I y II EO 200 197 BC

537 520

2015 Abr Norte III (Juárez) 3/ CC 954 928 NTEAbr Baja California Sur V (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr Sureste III EO 304 300 ORIAbr Humeros III GEO 54 50 ORIJun Rumorosa III EO 100 99 BCSep Centro II 3/ CC 660 644 CEL

2,115 2,061

2016 Abr Noreste (Escobedo) 3/ CC 1,034 1,006 NESAbr Todos Santos 9/ CC 80 77 BCSAbr Todos Santos II 9/ TG 49 48 BCSAbr Topolobampo II 3/ CC 700 683 NOR

1,863 1,813

2017 Abr Sureste IV EO 304 300 ORIAbr Mexicali GEO 100 93 BCAbr Guaymas II 3/ CC 747 700 NORAbr Chicoasén II HID 225 224 ORIAbr Tamaulipas I EO 200 200 NESAbr Sureste V EO 300 296 ORIJun Topolobampo III 3/ CC 700 680 NORSep Valle de México II 3/ CC 601 585 CEL

3,177 3,079

2018 Abr Guaymas III CC 747 668 NORAbr Río Moctezuma HID 190 188 OCCAbr Manzanillo II rep U1 3/ 5/ CC 460 447 OCCAbr Baja California IV (Ensenada) 3/ CC 565 550 BCAbr Occidental I (Bajío) 3/ CC 470 459 OCCAbr Azufres III Fase II GEO 25 23 OCCAbr Tamaulipas II EO 200 200 NESAbr Sureste VI EO 300 296 ORIDic La Parota U1, U2 Y U3 HID 900 896 ORI

3,857 3,727

Fecha de entrada Capacidaden Operación


3-43

Programa de requerimientos de capacidad para servicio público 1/


…Continuación

CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica NGL: Nueva generación limpia: Ciclo combinado y carboeléctrica con captura y secuestro de CO2, nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación de capacidad 1/ Resultado de estudios de planificación 2/ Instalación de central o inyección de potencia 3/ Capacidad media anual 4/ Proyecto de cogeneración de CFE – PEMEX 5/ Proyectos en revisión, se estudian proyectos nuevos en Manzanillo, Guadalajara o Bajío 6/ Se han registrado retrasos en el proceso de construcción por lo que las fechas factibles de entrada en operación son noviembre y

octubre de 2012 para las unidades 1 y 2 respectivamente 7/ Se está analizando la factibilidad de suministro de combustible a esta central 8/ Se está revisando la ubicación con base en la definición de gasoductos 9/ Capacidad ISO

Cuadro 3.19b


2019 Abr Villita Ampliación HID 150 149 CELAbr Manzanillo II rep U2 3/ 5/ CC 460 447 OCCAbr Norte IV (Chihuahua) 3/ CC 918 892 NTEAbr Mérida IV 3/ CC 378 368 PENAbr Tamaulipas III EO 200 200 NESJun El Pescado (Balsas) HID 17 17 ORISep Valle de México III 3/ 7/ CC 601 585 CEL

2,724 2,657

2020 Abr Noreste II y III (Monterrey) 3/ CC 1,041 1,013 NESAbr Azufres IV GEO 75 68 OCCAbr Salamanca 3/ CC 629 610 OCCJul Acala HID 135 134 ORISep Paso de la Reina HID 540 538 ORISep Jorge Luque 3/ 7/ CC 601 585 CEL

3,021 2,948

2021 Abr Baja California V (SLRC) 2/ 3/ CC 591 575 BCAbr Todos Santos III /9 TG 129 123 BCSAbr Mazatlán 3/ CC 867 843 NORAbr Guadalajara I 3/ CC 453 440 OCCAbr Occidental II (SLP) 3/ CC 940 918 OCCAbr Coahuila I EO 150 150 NTEJun Sistema Pescados (La Antigua) HID 120 120 ORIJun Xúchiles (Metlac) HID 54 54 ORISep Central (Tula) 3/ 4/ CC 1,160 1,129 CELSep Cruces HID 490 488 OCC 4,954 4,840

2022 Abr Noreste IV (Sabinas) NGL 700 655 NESAbr Norte V (Torreón) 3/ CC 944 916 NTEAbr Coahuila II EO 150 150 NTEOct Valladolid IV 3/ CC 567 551 PEN

2,361 2,272

2023 Abr La Paz /9 CC 130 124 BCSAbr Tamazunchale II CC 1,121 1,085 NESAbr Oriental I y II NGL 1,400 1,337 ORIAbr Omitlán HID 234 232 ORI

2,884 2,778

2024 Abr Pacífico II NGL 700 655 CELAbr Central II (Tula) 3/ CC 1,160 1,129 CELAbr Noreste V (Sabinas) 4/ NGL 700 655 NESAbr Tenosique HID 420 418 ORIAbr Madera HID 406 404 NTE

3,386 3,261

2025 Abr Baja California VI (Mexicali) 2/ 3/ CC 554 538 BCAbr Pacífico III NGL 700 655 CELAbr Mérida V 3/ CC 540 525 PENAbr Norte VI (Chihuahua) 3/ CC 918 892 NTEAbr Todos Santos IV /9 CC 130 122 BCSAbr Noroeste IV y V NGL 1,400 1,337 NOR

4,242 4,069

2026 Abr Noreste VI 2/ 3/ CC 1,041 1,013 NESAbr Los Cabos TG 8/ 9/ TG 43 42 BCSAbr Occidental III (Bajío) 3/ CC 940 918 OCCAbr Oriental III y IV NGL 1,400 1,337 ORI

3,424 3,310Total 43,992 42,667

Fecha de entrada Capacidaden Operación


3-44

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

a) Condiciones del mercado eléctrico b) Aumento en los tiempos de gestión para permisos de uso de suelo y ambientales c) Cambios en la normatividad

En el sistema Baja California, el proyecto de la Central Baja California III (La Jovita), se ha venido posponiendo debido a la negativa de las autoridades municipales para otorgar los permisos de uso de suelo correspondiente, por lo que se analiza la posibilidad de cambio de sitio. La consecuencia del retraso es la importación de capacidad para atender el margen de reserva, se reduce la flexibilidad operativa y se aumentan los costos de producción en ese sistema. Por otro lado, en los sistemas aislados de Guerrero Negro y Santa Rosalía, se ha pospuesto la central Santa Rosalía II al declararse desierta su licitación; y en el caso de Santa Rosalía III y Guerrero Negro IV, el retraso en la licitación se debe a diversas condicionantes impuestas por las autoridades hacendarias y del sector. Recientemente se liberaron tales condicionantes, con lo que su licitación se realizará en el corto plazo. 3.10.2 Repotenciaciones En el programa de expansión se incluyen repotenciaciones para las unidades 1 y 2 de la CT Manzanillo I. La capacidad total resultante será de 760 MW en cada una, con una eficiencia cercana a 50 por ciento. El mismo arreglo aplica para las unidades 1 y 2 de Manzanillo II. La experiencia que se tenga en la CT Manzanillo I será fundamental para las repotenciaciones programadas posteriormente y para otras que sin estar aún en programa, podrían llevarse a cabo en algunas centrales termoeléctricas del parque existente. Por lo anterior y con base en los avances tecnológicos, en la evolución de costos y en los requerimientos de transmisión asociados a la segunda fase, se está analizando la conveniencia de que la capacidad adicional requerida para Manzanillo II se proporcione mediante ciclos combinados nuevos en otros sitios del área Occidental, con lo que se podrían reducir riesgos inherentes en repotenciaciones, tales como extensión de vida útil, eficiencia y capacidad. La decisión dependerá de que los beneficios económicos logrados al repotenciar sean significativos, en comparación con los obtenidos en ciclos combinados nuevos. 3.10.3 Centrales eoloeléctricas Como parte del Programa de Energías Renovables a Gran Escala (PERGE), la Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico de la SENER solicitó a CFE, en abril de 2005, incluir en el plan de expansión cinco proyectos eoloeléctricos de 101.4 MW cada uno. Así el PRC 2011-2026 considera como centrales de este tipo: La Venta III y Oaxaca I, II, III y IV, con una capacidad total de 507 MW, por ubicarse en el Istmo de Tehuantepec en la región de La Ventosa en 2011 y 2012. Todos estos proyectos se encuentran actualmente en construcción. Los proyectos Sureste I, II, III y IV con una capacidad total de 1,216 MW se mantienen en el periodo 2013-2016. A su vez en el actual ejercicio de planificación se incluyeron los proyectos


3-45

Tamaulipas I, II y III, de 200 MW cada uno programados para 2017, 2018 y 2019 respectivamente. En el área Norte los proyectos Coahuila I y II de 150 MW cada uno, para 2021 y 2022. En Baja California los proyectos Rumorosa I, II y III con un total del 300 MW de capacidad programados para 2014 y 2015. Así mismo, como se ha indicado en la sección 3.3.1 existe el interés de varios particulares por instalar capacidad de este tipo en Oaxaca, Tamaulipas y Baja California. En esta última, hay interés de los privados por desarrollar proyectos con base en esta tecnología para exportación a Estados Unidos. 3.10.4 Centrales carboeléctricas Sobre la base de los escenarios de precios de los combustibles definidos por la SENER en marzo de 2011 y los costos de inversión para las diversas tecnologías de generación, el desarrollo de centrales basadas en el uso de carbón sería competitivo en el largo plazo al considerar el límite en la capacidad de generación con gas natural. De esta manera se incluyen, dentro de los proyectos denominados de Nueva Generación Limpia, la opción para cuatro plantas carboeléctricas supercríticas de 700 MW cada una, dos en Lázaro Cárdenas, Mich. y dos en la región de Sabinas, Coah. Sin embargo, a diferencia de las carboeléctricas convencionales, se plantea la incorporación de equipo para la captura y secuestro de CO2. La opción de gasificación integrada a ciclo combinado se prevé también como una alternativa para esta capacidad. 3.10.5 Nueva generación limpia En la mezcla de tecnologías para el mediano y largo plazos, se consideran adiciones de capacidad con nuevas tecnologías de generación limpia, como la incorporación de dispositivos para captura y secuestro de CO2 en centrales de ciclo combinado y carboeléctricas; también fuentes renovables como eoloeléctricas y solar, nuclear o importación de capacidad. En este programa se incluye una parte de la capacidad con tecnologías convencionales a base de combustibles fósiles, y otra utilizando fuentes de energía renovable tales como centrales eólicas, hidráulicas, geotérmicas, solares y a base de biomasa, etc., de conformidad con lo establecido en la Ley para el Aprovechamiento de las Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética y el Programa Especial para el Aprovechamiento de las Energías Renovables. De esta manera, a los proyectos con base en renovables contenidos en el programa, se agregará parte de la capacidad definida como nueva generación limpia, con lo cual se atenderán los lineamientos de mediano y largo plazo sobre la participación de tecnologías limpias en la capacidad de generación, tal como lo establece la Estrategia Nacional de Energía 3.10.6 Tecnología solar Se han programado dos centrales solares piloto con capacidad de 1 y 5 MW con fecha de operación en 2011 y 2012 respectivamente. Estas permitirán adquirir experiencia en la construcción y operación de este tipo de tecnologías para un desarrollo en mayor escala en el mediano y largo plazos. Por otra parte, CFE ha atendido diversas solicitudes de inversionistas privados interesados en instalar proyectos de generación con tecnología solar. Las solicitudes para analizar la prefactibilidad de interconectar tales proyectos a la red de servicio público ascienden (a finales de 2011) a un total de 642 MW.


3-46

3.10.7 Participación de tecnologías en la expansión En la figura 3.12 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad efectiva para el servicio público en 2010 y 2026.

Participación de tecnologías en la capacidad de generación Servicio público

1/ Incluyen incrementos en RM de Laguna Verde, Altamira, Río Escondido; modificación de capacidad en el Sauz U5; y varias centrales hidroeléctricas (538.8 MW) 2/ Nueva generación limpia (NGL): ciclo combinado y carboeléctrica con captura y secuestro de CO2; nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación de capacidad

Figura 3.12

Al final del periodo, las tecnologías a base de gas natural alcanzarán una participación de 55.0%, respecto a la capacidad total del servicio público; las fuentes renovables alcanzarán una participación de 24.4%; las que operan a base de combustóleo, coque y diésel reducirán su participación a 4.1%; y el carbón disminuirá su participación a 6.4 por ciento. La tecnología nuclear participará con 1.9 por ciento. Para 2026, las adiciones de capacidad con NGL representan 8.2% de la capacidad del servicio público. Con lo anterior, el total de generación limpia alcanzará una participación de 34.5 por ciento. 3.10.8 Proyectos de cogeneración En la región Bajío, SENER, PEMEX y CFE decidieron la instalación de un proyecto de cogeneración asociado a la Refinería de Salamanca. Se ha programado una central con turbinas a gas natural con una capacidad total de 470 MW, la cual también generará vapor que se utilizaría en los procesos de refinación. Actualmente se analiza la necesidad de una segunda fase asociada a la refinería de Salamanca, así como nuevos proyectos de este tipo asociados a la refinería de Tula.


Turbogás2.8%

Combustión interna0.4%


Carboeléctrica6.4%


Geotermoeléctrica1.2%

Eoloeléctrica4.2%


3.3%

Coque0.4%

NGL8.2%

Solar0.023%

202685,772 MW 1/


Turbogás4.8%



Carboeléctrica10.2%



Eoloeléctrica0.2%


24.3%

2010 real52,947 MW

2/


3-47

3.10.9 Proyectos de ciclo combinado en el área Occidental Además de las repotenciaciones de Manzanillo I y II, se han programado los proyectos Occidental I, II y III para 2018, 2021 y 2026: el primero tiene una capacidad de 470 MW y el segundo y tercero de 940 MW; se instalarán en la región del Bajío. También se incluye el ciclo combinado de Guadalajara I con 453 MW en 2021. En función de los refuerzos en la infraestructura de transporte y disponibilidad de gas hacia la región Bajío, algunos de los proyectos de generación previstos en el área Occidental podrían direccionarse al sitio donde se ubica la termoeléctrica de Salamanca. 3.10.10 Proyectos de ciclo combinado en el área Central En esta área, SENER solicitó a CFE incorporar dos proyectos de ciclo combinado en el estado de Morelos. Así se han programado Centro y Centro II para 2013 y 2015, los cuales se ubicarán en el sitio denominado Huexca, en el municipio de Yecapixtla en Morelos. En diciembre de 2011 se firmó el contrato para la construcción del proyecto Centro. Al incorporar los ciclos combinados de Centro y Centro II, se han reprogramado los proyectos de Valle de México II y III para 2017 y 2019 respectivamente. Por la misma razón se ha pospuesto Jorge Luque para 2020 y Central I y II para 2021 y 2024 respectivamente; los dos últimos se ubicarán en Tula, Hidalgo. Para el caso de los proyectos Valle de México III y Jorge Luque, se está analizando la factibilidad de suministro de gas natural. 3.10.11 Proyectos de ciclo combinado en el área Noroeste Con la disponibilidad de gas en esta área, se desarrollará un programa de generación a base de este combustible. Se han programado los proyectos CC Topolobampo II y III de 700 MW cada uno en 2016 y 2017; CC Guaymas II y III de 747 MW cada uno en 2017 y 2018; y CC Mazatlán de 867 MW en 2021. 3.11 Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico La figura 3.13 muestra la evolución de la expansión del sistema y del sector eléctrico. Se presentan los montos de capacidad del servicio público y autoabastecimiento remoto, lo cual constituye la capacidad que se controla en el sistema eléctrico. Así, se adicionarán 44,532 MW y se retirarán 11,707 MW del servicio público, y los permisionarios de autoabastecimiento remoto agregarán 5,561 MW. El sistema eléctrico contará al final del periodo con una capacidad de 93,502 MW. Las adiciones de capacidad totales de permisionarios —remoto más local— serán de 6,159 MW, con lo que el sector eléctrico tendrá en 2026 una capacidad de 99,056 MW. De esta capacidad, la del servicio público representará 86.6% y la de los autoabastecedores 13.4 por ciento.


3-48

Evolución de la capacidad1/ del sistema y sector eléctrico 4/ (MW)

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 2/ Incluyen incrementos en RM de Laguna Verde, Altamira, Río Escondido; modificación de capacidad en el Sauz U5; y varias centrales hidroeléctricas

(538.8 MW) 3/ Sistema eléctrico 4/ Sector eléctrico

Figura 3.13

En la figura 3.14 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad efectiva en 2010 y 2026 para el sistema eléctrico, donde se incluye el servicio público y el autoabastecimiento remoto. Al final del periodo, la participación de tecnologías a base de gas natural será de 52.1%, respecto a la capacidad total del sistema eléctrico; las fuentes renovables alcanzarán una participación de 28.6%; las que operan a base de combustóleo, coque y diésel reducirán su participación a 4.2%; y el carbón disminuirá su participación a 5.9 por ciento. La tecnología nuclear contribuirá con 1.7 por ciento. Para 2026, las adiciones de capacidad NGL representarán 7.5% de la capacidad del sistema eléctrico. De esta manera la generación limpia tendrá una participación de 37.8 por ciento.

Retiros Adiciones

-11,707

44,532

52,947

85,772


Total a diciembre de 2026

4,956

5,561

99,0564/

5,554

60,0724/

50,6914/

Servicio público 2/ Autoabastecimiento remoto Autoabastecimiento local

2,169

5987,730

55,116 3/

50,0933/93,5023/


3-49

Participación de tecnologías en la capacidad de generación Sistema eléctrico 1/2/

1/ Incluyen incrementos en RM de Laguna Verde, Altamira, Río Escondido; modificación de capacidad en el Sauz U5; y varias centrales hidroeléctricas (538.8 MW) 2/ Incluye autoabastecimiento remoto 3/ Nueva generación limpia (NGL): Ciclo combinado y carboeléctrica con captura y secuestro de CO2; nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación de capacidad

Figura 3.14

En la figura 3.15 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad efectiva en 2010 y 2026 para el sector eléctrico. Al final del periodo, la participación de tecnologías a base de gas natural será de 49.1%; las fuentes renovables alcanzarán una participación de 27.0%; las que operan a base de combustóleo, coque y diésel se reducirán a 4.0%, y el carbón disminuirá su participación a 5.6 por ciento. La tecnología nuclear participará con 1.6%, mientras la capacidad NGL representará 7.1% de la del sector eléctrico. De esta manera la participación de generación limpia será de 35.7 % del total de la capacidad del sector eléctrico.


Turbogás2.8%



Carboeléctrica5.9%



Eoloeléctrica8.2%


3.0%Coque0.8%

NGL7.5%Solar

0.8%

Biomasa0.5%

202693,502 MW 1/2/


Turbogás5.4%



Carboeléctrica9.7%



Eoloeléctrica0.8%


23.4%

Coque0.8%

2010 real55,116 MW

3/


3-50

Participación de tecnologías en la capacidad de generación Sector eléctrico

1/ Incluyen incrementos en RM de Laguna Verde, Altamira, Río Escondido; modificación de capacidad en el Sauz U5; y varias centrales hidroeléctricas (538.8 MW) 2/ Incluye autoabastecimiento local y remoto 3/ Nueva generación limpia (NGL): Ciclo combinado y carboeléctrica con captura y secuestro de CO2; nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación de capacidad

Figura 3.15

3.12 Margen de reserva de capacidad 3.12.1 Margen de reserva global La figura 3.16 muestra la evolución del MR en el SIN, de acuerdo con la nueva metodología aprobada por la Junta de Gobierno de CFE en septiembre de 2011. Ver anexo B. En la revisión anual del programa, se realizan ajustes a los requerimientos de capacidad en función de los nuevos escenarios de mercado eléctrico. Esto resulta en un ajuste gradual de las adiciones de capacidad. El ajuste rápido del MR se dificulta ya que la decisión de realizar los proyectos toma entre 4 y 5 años antes de su entrada en operación. En el corto plazo no es posible ajustar el MR al valor deseado por no ser conveniente posponer proyectos que ya están en construcción o por compromisos ya establecidos para adquisición de combustible, como es el caso del plan integral de Manzanillo. La disminución del MR en 2011–2015 resulta de los diferimientos de centrales generadoras efectuados en los ciclos de planificación de años anteriores y el actual. En 2008 no se adicionó capacidad en el SIN, para 2009 se aumentaron 659 MW y en 2010 se incorporaron 1,245 MW. En 2011 se incorporarán sólo 332 MW de capacidad efectiva que ya se encuentran en proceso de construcción.


Turbogás2.6%



Carboeléctrica5.6%



Eoloeléctrica7.8%


2.8%Coque0.8%

NGL7.1%Solar

0.7%Biomasa0.4%

Autoabastecimiento local5.6%

202699,056 MW 1/2/


Turbogás4.9%



Carboeléctrica9.0%



Eoloeléctrica0.7%


21.4%

Autoabastecimiento local8.2%

Coque0.8%

2010 real60,072 MW

3/


3-51

Para ajustar los niveles de margen de reserva, se han reprogramado 27 proyectos que aún no están en proceso de construcción o licitación y cuyo diferimiento no ocasiona un déficit de capacidad regional, o bien cuya entrada en operación no esté obligada por contratos de compra de combustible.

Margen de reserva 1/

Sistema interconectado nacional

1/ Valores mínimos de verano 2/ Valor real

Figura 3.16

Se observa que el MR, como resultado del proceso de planificación, se estabiliza en los últimos años del horizonte de planeación en alrededor del 13 por ciento. Este margen, como se explica en el Anexo B, servirá para cubrir la reserva operativa, falla de equipos y eventos críticos. El hecho de disponer de MR altos en algunos años, si bien representa costos adicionales también proporciona beneficios económicos en la operación del sistema ya que permite despachar las tecnologías de generación más eficientes y dejar en reserva fría las más costosas. Así mismo, en caso de variaciones significativas en los precios de los combustibles se tiene flexibilidad para aprovechar situaciones coyunturales y lograr una operación más económica. El beneficio de contar con un margen de reserva adecuado es el de la seguridad de abasto eléctrico ante situaciones no previstas, tales como restricciones en el suministro de algún tipo de combustible, según ocurrió en 2007 con el gas natural, con el suministro de carbón a la central de Petacalco y el desgajamiento de un cerro en San Juan de Grijalva, en Chiapas, que dejaron fuera de operación una capacidad considerable, sin que hubiera afectaciones a la demanda.

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 20262/


3-52

En los cuadros 3.20 y 3.21 se presenta el MR para los sistemas Baja California y Baja California Sur respectivamente; la evolución de la capacidad considera el plan de expansión incluido en el PRC y los criterios establecidos para la planificación de estos sistemas. En 2008 no se incrementó la capacidad de generación en el área Baja California y en 2009 inició su operación la central Baja California (277 MW). Para 2013 se tiene programada la entrada de Baja California II TG Fase I (124 MW) y Baja California III (294 MW); en 2014 la de varios proyectos como Baja California II (276 MW) y Rumorosa I y II (200 MW). A partir de 2015 se considera la interconexión al SIN. Para Baja California, durante 2008 y 2009 las demandas máximas fueron de 2,092 MW y 2,129 MW respectivamente, y estuvieron por debajo de la registrada en 2007 con 2,208 MW. Para 2010 la demanda máxima fue de 2,229 MW y en 2011 de 2,237 MW. A pesar del bajo crecimiento de la demanda en Baja California, al posponerse los proyectos Cerro Prieto V, debido a la declinación en la producción de vapor en el campo geotérmico de Cerro Prieto, y al declararse desierta la licitación de Baja California II TG Fase I, la cual se encuentra en un nuevo proceso de licitación, así como la posposición de fallo de la CC Baja California III (La Jovita) por problemas de autorización de uso de suelo por las autoridades municipales, hacen necesario que, para garantizar la confiabilidad del suministro y seguridad del sistema se importe capacidad durante 2011-2013.

Margen de reserva del sistema Baja California

1/ A partir de 2015 se interconectará al SIN mediante un enlace de transmisión de 300 MW de capacidad 2/ Considera importación de energía en periodos de verano para los años que se indican, así como degradaciones estacionales 3/ No incluye exportación. La demanda de 2011 corresponde a la real 4/ Criterio de reserva: 15% de la demanda máxima

Cuadro 3.20

Para atender el crecimiento de la demanda en el sistema Baja California Sur, se requerirán aproximadamente 752 MW de capacidad adicional para poder cumplir con los criterios de reserva y reemplazar unidades antiguas con altos costos de operación. Se ha programado la interconexión de este sistema al SIN en 2018 y se ha estimado dicha capacidad de interconexión en 300 MW, por lo que a partir de ese año se considera como criterio de reserva la pérdida de la mitad de dicha capacidad.

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Capacidad instalada (MW) 2,418 2,430 2,848 3,144 3,097 3,097 3,197 3,707 3,624 3,654 3,935 3,935 3,855 3,855 4,609 4,609Interconexión al SIN (MW) 1/ 104 218 229 133 270 163 300 600 600 288 521Importación de EUA (MW) 312 409 117 35 15 212Capacidad total (MW) 2/ 2,729 2,839 2,965 3,144 3,200 3,315 3,426 3,707 3,757 3,924 4,097 4,270 4,470 4,667 4,896 5,130Demanda (MW) 3/ 2,373 2,469 2,579 2,683 2,783 2,882 2,979 3,123 3,267 3,412 3,563 3,713 3,887 4,058 4,258 4,461Reserva de capacidad (MW) 356 370 387 460 417 432 447 584 490 512 534 557 583 609 639 669Margen de reserva (%) 4/ 15.0 15.0 15.0 17.2 15.0 15.0 15.0 18.7 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0


3-53

Margen de reserva del sistema Baja California Sur

1/ Considera degradación de capacidad 2/ La demanda de 2011 corresponde a la real 3/ Criterio de reserva: la más restrictiva de capacidad total de las dos unidades mayores o 15% de la demanda máxima.

Cuadro 3.21

3.12.2 Margen de Reserva Regional Un objetivo en la planificación, es lograr un nivel aceptable del margen de reserva en todas las regiones del sistema. Para equiparar los márgenes en cada una de las regiones se requiere la instalación de capacidad de generación local para cumplir criterios técnicos y económicos, así como de refuerzos de transmisión que incrementen los límites de transferencia entre regiones. La atención de la demanda se logra combinando los recursos locales de generación y la disponible en otras regiones del sistema, vía la red de transmisión. La capacidad de los enlaces de transmisión depende de sus propias características físicas, como nivel de voltaje, longitud, características de conductores, etc., así como por la robustez del sistema en las regiones que enlazan: soporte de voltaje, diferencia angular, distancia eléctrica. El límite de transmisión, es el valor máximo de potencia eléctrica que puede intercambiarse entre una o más regiones, preservando la seguridad en la operación del sistema eléctrico en su conjunto, considerando la ocurrencia de falla en algún elemento de transmisión o generación. La figura 3.17 muestra, para la condición de demanda máxima del SIN, los MR del Interconectado Norte (IN), formado por las áreas Noroeste, Norte y Noreste y el Interconectado Sur (IS), que incluye las áreas Occidental, Centro, Oriental y Peninsular. En el análisis se han considerado los factores que afectan la capacidad del parque de generación, de acuerdo a la nueva metodología de cálculo de MR. Así también se incluye la aportación a la reserva debida a la capacidad de interconexiones y demanda interrumpible, ubicadas regionalmente.

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Capacidad total (MW) 1/ 448 491 534 534 577 624 624 582 582 582 711 711 841 841 930 973Interconección al SIN 300 300 300 300 300 300 300 300 300Demanda (MW) 2/ 384 407 436 462 490 519 551 622 670 719 777 839 905 977 1,058 1,144Margen de reserva requerida (MW) 3/ 75 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 130 130 130 130Reserva de capacidad resultante (MW) 64 84 98 72 86 106 73 259 212 163 234 172 235 164 171 128


3-54

Margen de reserva regional 1/ Nueva metodología Sistemas interconectados norte y sur

1/Demanda máxima del SIN

Figura 3.17

Para esta condición de demanda, se observa que en general el MR en el IN es menor al del IS, lo cual se debe a las restricciones de transmisión existentes entre dichos sistemas. En las áreas del norte, las mayores demandas se presentan en verano, debido en gran medida a condiciones climáticas. En este periodo, el sistema requiere de la mayor disponibilidad de capacidad, sin embargo la misma se ve disminuida por las altas temperaturas, particularmente la de centrales que operan a gas natural. Esto agrava las necesidades de capacidad del Interconectado Norte en los meses de verano. Por lo anterior, los mantenimientos al parque generador se programan en la medida de lo posible, para disponer de la mayor capacidad en los periodos donde se presenta la demanda máxima de cada una de las áreas. Con todo lo anterior, en función de la capacidad y topología de los enlaces de transmisión entre regiones, se compartirán los recursos de capacidad entre las regiones del sistema. La diversidad en los niveles de MR en cada una de las áreas, depende de los recursos de capacidad y transmisión disponibles en el punto de operación para el cual es más crítico el funcionamiento de los sistemas. En las figuras 3.18a hasta 3.18d se presentan los resultados de los análisis de reserva regionales para la condición de demanda máxima del SIN.

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026SI Norte 23.5 21.2 19.7 17.0 17.6 15.5 15.1 14.2 14.0 13.0 13.3 13.4 12.5 12.6 12.5

SI Sur 23.6 21.2 19.7 17.2 18.1 16.0 15.6 14.6 14.5 13.7 14.0 14.0 13.2 13.2 13.1


3-55

Margen de reserva regional 1/ Nueva metodología áreas Norte y Noroeste


Figura 3.18a

Margen de reserva regional 1/ Nueva metodología áreas Noreste y Occidental


Figura 3.18b

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026NORTE 20.5 19.0 17.6 15.7 16.3 14.3 13.9 13.0 12.9 11.9 13.1 12.3 12.4 13.1 11.7

NOROESTE 21.0 19.1 17.8 15.7 16.2 14.2 13.9 13.0 12.9 11.8 13.1 12.3 12.4 13.0 11.7

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026NORESTE 26.3 22.3 20.9 18.5 19.0 16.9 16.5 15.5 15.3 14.3 15.4 14.5 14.5 13.2 13.6

OCCIDENTAL 26.6 26.7 23.9 18.4 19.5 17.4 17.0 16.0 15.8 15.3 16.5 15.5 15.4 14.3 14.5


3-56

Margen de reserva regional 1/ Nueva metodología áreas Central y Oriental


Figura 3.18c

Margen de reserva regional 1/ Nueva metodología área Peninsular y SIN


Figura 3.18d

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026CENTRAL 21.9 18.7 17.8 16.0 16.5 14.5 14.2 13.3 13.2 12.3 13.5 12.6 12.7 11.7 12.0

ORIENTAL 23.5 20.2 19.3 17.7 18.6 16.5 16.1 15.1 14.9 14.4 15.6 14.6 14.6 13.5 13.7

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026PENINSULAR 21.5 18.4 17.4 16.4 16.9 14.9 14.5 13.5 13.4 12.0 13.6 12.7 12.8 11.4 10.7

SIN 23.6 21.2 19.7 17.1 17.9 15.8 15.4 14.5 14.3 13.5 14.7 13.8 13.8 13.0 12.9


3-57

En el Anexo B se presenta la nueva metodología para la determinación del margen de reserva del SIN y regional, así como la reserva global y a nivel de áreas, para el punto de operación en demanda máxima del SIN. 3.13 Diversificación de las fuentes de generación Frente a la volatilidad en los precios de los combustibles y la incertidumbre en la evolución y costos de las tecnologías para generación de electricidad, la diversificación adquiere una importancia relevante para reducir riesgos. Así, un plan de expansión con mayor grado de diversificación, aun con un mayor costo, permitiría reducir la exposición al riesgo. Las ventajas más importantes de una estrategia de diversificación son: mayor protección contra la volatilidad de los precios de los energéticos primarios, menor dependencia de un proveedor único de combustibles y reducción de la contaminación atmosférica mediante el uso de fuentes de energía renovable y generación limpia. En este ejercicio de planificación, de acuerdo con información proporcionada por la SENER, se han considerado precios nivelados de 5.3 dólares/MMBtu para el gas nacional, de 10 dólares/MMBtu para combustóleo doméstico y de 3.3 dólares/MMBtu para el carbón importado. En este escenario y con los costos actuales de inversión de las tecnologías de generación, la expansión de menor costo en el mediano y largo plazos se logra mediante una participación mayoritaria de proyectos basados en tecnologías de ciclo combinado. A continuación se describen brevemente algunas ventajas de aquellas tecnologías que se han considerado en los análisis de largo plazo. Centrales carboeléctricas. El uso del carbón resulta atractivo tomando en cuenta que: a) estas plantas constituyen una tecnología madura, b) resulta el energético primario con más reservas a nivel mundial y c) el precio del energético ha sido menos volátil, aunque en los últimos años se ha incrementado. Sin embargo, actualmente hay una gran presión mundial para reducir las emisiones de gas de efecto invernadero, por lo que las tecnologías para carboeléctricas deberán considerar en el futuro la captura y secuestro de CO2. Además de las inversiones necesarias en estas centrales, se requieren otras para la recepción y manejo del carbón, así como la construcción o adecuación de puertos e infraestructura para el transporte de este energético en el territorio nacional. Para las centrales incluidas en el plan de expansión se deberá desarrollar infraestructura en Lázaro Cárdenas, Michoacán, así como en las regiones con recursos potenciales de carbón en Coahuila, a fin de reactivar el desarrollo de esta tecnología. Centrales nucleoeléctricas. En los últimos años, el avance de esta tecnología ha permitido un incremento importante en la seguridad de su operación, los costos nivelados de generación serán competitivos con ciclos combinados si el precio del gas se ubica en el orden de 12 dólares/MMBtu, por lo que su utilización se prevé en el largo plazo. Tiene el atractivo de reducir la emisión de gases de efecto invernadero, lo que aumenta su competitividad en escenarios con bajas emisiones de CO2.


3-58

Centrales hidroeléctricas. Los costos de inversión de estas son mayores a los de tecnologías a base de combustibles fósiles y en algunos casos, donde se requiere inundar grandes extensiones de tierra, existen problemas sociales y ambientales derivados de su construcción. En la mayoría de los casos los factores de planta son bajos e involucran una alta incertidumbre en la disponibilidad del recurso hidrológico. Estas centrales podrían operar competitivamente dependiendo de su tipo, ya sea en las horas de demanda máxima o con producción continua. Ofrecen los beneficios siguientes: I) utilizan energía renovable, II) no contaminan el ambiente, III) su construcción tiene el mayor componente de integración nacional, y IV) las obras civiles y las presas generalmente pueden destinarse a otros usos como riego, control de avenidas en ríos, agua potable, turismo y navegación, entre otros. Ciclos combinados con gasificación integrada. El atractivo de esta tecnología es la posibilidad del aprovechamiento de diversos combustibles mediante su gasificación, el gas de síntesis obtenido es utilizado en las turbinas a gas de un ciclo combinado. La gasificación de carbón, biomasa y residuos de refinación son opciones por considerar. Con este proceso será posible avanzar en la solución del problema ambiental asociado con la combustión de energéticos primarios de baja calidad. Aunque el nivel de emisiones por la combustión del gas es menor a la del carbón o combustóleo, los ciclos combinados podrán considerarse como tecnología de generación limpia al incorporar dispositivos para la captura y secuestro de CO2. En las figuras 3.19 y 3.20 se presenta la composición de la capacidad instalada en 2010 y 2026 en función de los energéticos utilizados, tanto para el servicio público como para el sistema eléctrico que incluye el autoabastecimiento remoto. Para el caso del servicio público, el uso de combustibles fósiles en la capacidad instalada de generación reducirá su participación de 73.7% en 2010 a 65.5% en 2026, sin considerar que parte de la capacidad identificada como NGL pudieran utilizar combustibles fósiles que incrementarían esta participación. En el contexto del sistema eléctrico, donde al servicio público se agrega la capacidad de autoabastecimiento remoto, la generación limpia tendría una participación del 37.8% en la capacidad total en 2026, sin considerar que parte de la identificada como NGL pudiera utilizar combustibles fósiles.


3-59

Capacidad bruta por tipo de combustible Servicio público

1/Nueva generación limpia (NGL): Ciclo combinado y carboeléctrica con captura y secuestro de CO2; nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación de capacidad

Figura 3.19

Capacidad bruta por tipo de combustible Sistema eléctrico 1/

1/ Incluye autoabastecimiento remoto 2/Nueva generación limpia (NGL): Ciclo combinado y carboeléctrica con captura y secuestro de CO2; nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación de capacidad

Figura 3.20

Combustibles fósiles73.7%


Geotermia1.8%

Eólica0.2%

Nuclear2.6%

201052,947 MW

1/



Geotermia1.2%

Eólica4.2%

Nuclear1.9%

NGL8.2%

Solar0.23%

202685,772 MW

2/



Geotermia1.8%

Eólica0.8%

Nuclear2.5%

201055,116 MW



Geotermia1.1%

Eólica8.2%

Nuclear1.7%

Biomasa0.5%NGL

7.5%

Solar0.8%

202693,502 MW


3-60

3.14 Fuentes de suministro de gas natural Gas natural licuado. Tomando en cuenta la problemática del suministro de gas nacional o de la importación de gas del sur de Texas, y con el objeto de diversificar el suministro a algunas centrales eléctricas, CFE ha considerado como alternativa la importación de Gas Natural Licuado (GNL) y la instalación de terminales para su almacenamiento y regasificación en las costas del Golfo de México, en el occidente del país y en la península de Baja California. Zona Golfo de México: CFE adjudicó un contrato de compra de este combustible a partir de una estación de almacenamiento y regasificación de GNL en el puerto de Altamira, Tamaulipas. Esta terminal inició su operación comercial en septiembre de 2006 con una capacidad de 300 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), la cual se incrementó a 500 MMpcd en enero de 2008. Con este contrato se suministrará gas a las centrales Altamira V, Tamazunchale y Tuxpan V. Para estar en condiciones de incrementar el suministro y la capacidad de transporte hacia el centro del país, se requerirá adicionar capacidad de condensación y evaporación en la terminal de GNL en Altamira. Asimismo, se necesitará construir un gasoducto adicional al existente Naranjos-Tamazunchale hasta la región Central del país, con el objeto de abastecer a las nuevas centrales de generación. Zona Occidente: El desarrollo de las terminales de GNL ha sido un elemento clave para garantizar la disponibilidad en el suministro futuro de gas natural. En particular en la región Occidental, Se han llevado a cabo los siguientes proyectos: i) Compra de gas natural licuado Exship (en el barco) en el puerto de Manzanillo, para lo cual fue necesario desarrollar infraestructura adicional: a) ampliación del canal de Tepalcates para la entrada de los buquetanques a la laguna de Cuyutlán, b) recinto portuario, que involucra la construcción del muelle para esos transportes con una capacidad de hasta 230,000 toneladas, y el dragado correspondiente, c) desvío del ferrocarril y del camino de acceso a Manzanillo. ii) En marzo de 2008 se contrató la instalación de una terminal de almacenamiento y regasificación de GNL en Manzanillo con una capacidad de producción de 500 MMpcd, lo que dará seguridad al suministro de tal combustible en el occidente del país y permitirá desarrollar los proyectos de repotenciación a ciclos combinados de las CT Manzanillo I y II, y ciclos combinados en la región. iii) Construcción de un gasoducto de 30 pulgadas de diámetro entre Manzanillo y la ciudad de Guadalajara, el cual entró en operación en julio de 2011 para atender parte del suministro de gas a esa región. Zona Baja California: A fin de garantizar su abastecimiento a centrales actuales y futuras del área Baja California, CFE ha contratado la compra de gas natural en esta área teniendo como precio de referencia el del sur de California (SOCAL). El proyecto incluyó la construcción de la terminal de almacenamiento y regasificación de GNL con una capacidad de hasta 1,000 MMpcd y un gasoducto con una longitud aproximada de 75 km y diámetro de 30 pulgadas. Este proyecto entró en operación en julio de 2008 con una capacidad contratada por CFE de 235 MMpcd. La capacidad excedente a la contratada se destina a otros mercados en el sur y oeste de Estados Unidos Americanos (EUA). Cambio estructural en el mercado de gas natural en México. En años recientes, se han logrado importantes avances tecnológicos para la extracción del gas, lo que ha permitido hacer


3-61

rentable la recuperación del llamado “shale gas”. Este tipo de gas se encuentra en formaciones rocosas con alto contenido orgánico y arcilloso. Esto ha propiciado un incremento sustancial en la oferta de este energético en los Estados Unidos y Canadá, así como en sus reservas. En México, la mayor parte de las reservas de shale gas se encuentran ubicadas en el norte del país y a lo largo de la costa del Golfo de México. PEMEX perforó el primer pozo exploratorio en febrero de 2011 en Coahuila, la estimación de recursos potenciales es entre 150 y 459 trillones de pies cúbicos (TPC) de shale gas. Por otra parte, la Energy Information Administration (EIA) de los EUA, considera que México cuenta con reservas recuperables de shale gas por 681 TPC. Se estima que con el ritmo de consumo actual, se podrían cubrir 60 años. El incremento sustancial en la oferta de este energético en los Estados Unidos y Canadá, así como en sus reservas, además de modificar radicalmente los precios relativos internacionales, hacen de Norte América la región con el gas más barato del mundo. Por lo anterior, la SENER, en conjunto con Pemex, CFE y la CRE, han decidido emprender una estrategia integral para avanzar en el desarrollo de la infraestructura de transporte y comercialización de gas natural, la cual puede involucrar la participación de particulares en las soluciones de suministro de gas natural de México. La estrategia planteada, junto con un nuevo marco regulatorio, permitiría ampliar la cobertura de gas natural al 100% de las entidades del país. Asimismo, se ampliaría la cobertura en varios de los estados que cuentan con acceso limitado a gas natural. La SENER pretende promover proyectos estratégicos a partir de fortalecer la coordinación de Pemex y CFE, con el fin de identificar sinergias y evaluar el crecimiento de la red buscando el mayor beneficio para el país, con la participación de inversionistas privados: Dentro de las redes de transporte de gas natural desarrollados por CFE se encuentran las siguientes: Gasoducto Manzanillo-Guadalajara programado para 2011 cuya trayectoria es la siguiente: Manzanillo, Colima– Guadalajara, Jalisco, con una longitud de 300 km, diámetro de 30 pulgadas, capacidad de 500 MMpcd y una inversión estimada de 358 MMUSD. Con este gasoducto se garantizará el transporte de gas natural para las centrales eléctricas en la región occidente del país, a clientes industriales y otros del sector público de energía. Gasoducto Centro, con una longitud de 160 km y cuya trayectoria es La Magdalena Soltepec en el estado de Tlaxcala – Yecapixtla en Morelos, el diámetro será de 30 pulgadas y una capacidad de 320 MMpcd, la inversión estimada de 246 MMUSD, este ducto abastecerá a partir de junio de 2013 la central de ciclo combinado Centro y posteriormente a la central Centro II. Gasoducto corredor Chihuahua, este ducto abastecerá a partir de julio 2013, con una trayectoria de la frontera con EUA – El Encino en Chihuahua, con diámetro de 36 pulgadas, capacidad de 850 MMpcd y una inversión estimada de 395 MMUSD, este ducto abastecerá a las centrales de ciclo combinado Norte II, Norte IV, Norte V y Norte VI. Gasoducto Tamazunchale – El Sauz para entrar en operación en enero de 2014, el cual tiene la siguiente trayectoria Tamazunchale en San Luís Potosí – El Sauz en el estado de Querétaro, la longitud que tendrá es de 200 km, un diámetro de 30 pulgadas y una inversión


3-62

estimada de 300 a 350 MMUSD, este ducto es estratégico para alimentar a las centrales programadas de ciclo combinado en el centro del país como lo son Valle de México II, Valle de México III y Jorge Luque. Gasoducto Norte-Noroeste cuyas trayectorias por la parte Noroeste serán Sasabe – Puerto Libertad (Fase I), en Sonora; Puerto Libertad – Guaymas – Topolobampo, en Sinaloa; y por la parte Norte El Encino – Jiménez, en Chihuahua; Jiménez – Topolobampo – Mazatlán estas últimas en Sinaloa. La longitud total del gasoducto será de 2,133 km aproximadamente. Este gasoducto tendrá diferentes diámetros de ducto, 36 pulgadas de Chihuahua – Jiménez; 24 pulgadas de Jiménez –Topolobampo – Guaymas - Puerto Libertad; 30 pulgadas de Puerto Libertad – Sasabe – Tucson; y 20 pulgadas de Mazatlán – Topolobampo. La capacidad total será de 1,470 MMpcd, con una inversión estimada de 3,000 a 3,500 MMUSD. El gasoducto Norte-Noroeste cerrará el circuito con el corredor Chihuahua, fortaleciendo la operación y flexibilidad del sistema de gasoductos en el norte del país y permitirá abastecer a las centrales a gas programadas en Sonora y Sinaloa, entre las que se encuentran Topolobampo II y III, Guaymas II y III y Mazatlán. La puesta en operación de este en su primera fase será en 2014, la de El Encino – Jiménez – Topolobampo en septiembre de 2015, Puerto Libertad – Guaymas – Topolobampo en septiembre de 2016 y la última a Mazatlán será en septiembre de 2018. Asociado a este gasoducto y en tanto entran en operación los nuevos CC programados en Topolobampo, Guaymas y Mazatlán, se ha previsto la operación a gas de las centrales termoeléctricas Puerto Libertad, Topolobampo II y la unidad 3 de Mazatlán II, a partir de 2014, 2016 y 2018 respectivamente, hasta la fecha programada para su retiro. Gasoducto Nuevo Pemex con trayectoria CPG Nuevo PEMEX - entronque del gasoducto Mayakán, con longitud de 100 km, diámetro 30 pulgadas, capacidad de 300 MMpcd y con una inversión de 154 MMUSD, incrementará la capacidad de transporte de gas natural hacia la Península de Yucatán a fin de satisfacer los requerimiento del sector eléctrico, industrial, comercial y residencial en la península, se prevé su entrada en operación en 2014. Sistema BCS. Actualmente las plantas de CFE en Baja California Sur operan a base de combustóleo y diésel. CFE puede cambiar el insumo de estas plantas a gas natural con baja inversión, generando importantes ahorros en costos de producción y adicionalmente, se reducirá sustancialmente las emisiones de CO2, SOx, NOx y partículas suspendidas. 3.15 Oportunidades de participación de los particulares en la generación de

electricidad De acuerdo con el estudio sobre el Desarrollo de Mercado Eléctrico, durante 2010 la generación de energía para autoabastecimiento fue de 26.2 TWh, mientras la de 2009 fue de 23.7 TWh. Se estima que durante 2011–2015, tal modo de producción crecerá hasta alcanzar 36.5 TWh y a 2026 será de 47.1 TWh. El programa de expansión definido en este documento constituye la referencia para las adiciones de capacidad al sistema de generación, que podrán satisfacerse mediante proyectos desarrollados y operados por CFE o por particulares, conforme a las modalidades previstas en la LSPEE.


3-63

3.16 Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de combustibles

3.16.1 Restricciones ecológicas Para la estimación del consumo de combustibles, es necesario considerar las restricciones ambientales que impone la legislación para cada región del SEN, esencialmente en aquellas en las cuales se utilizan energéticos tipo fósil. La Norma Ambiental Mexicana referida al control de niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera —humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno— está regulada por zonas y por la capacidad del equipo de combustión en fuentes fijas que utilizan combustibles sólidos, líquidos o gaseosos. Se consideran dos zonas de aplicación: las críticas y el resto del país. La primera está integrada por tres áreas metropolitanas, dos municipios fronterizos con EUA, tres centros de población y un corredor industrial. Ver figura 3.21. En estas zonas se ubican centrales generadoras que utilizan una mezcla de combustóleo y gas natural, lo cual permite cumplir con la regulación ambiental.


3-64

Zonas críticas definidas en la Norma Oficial Mexicana

Figura 3.21 3.16.2 Eficiencia del proceso termoeléctrico El consumo específico (CE) es la variable principal para determinar la eficiencia en el proceso de conversión de energía. Los requerimientos de combustibles para producir un kWh varían inversamente con la eficiencia. Su magnitud es significativamente diferente para cada tecnología. El parque de generación termoeléctrico existente cuenta con unidades cuya eficiencia varía de 32 a 52 por ciento. Su mejora se debe fundamentalmente a avances tecnológicos en los nuevos desarrollos de plantas generadoras. La figura 3.22 presenta comparativamente su clasificación para 2010 y 2026.

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

1

87

9

4

5

2

6

Zonas metropolitanas:

Centros de población :

Municipios:

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

4. Tijuana, BC5. Ciudad Juárez, Chih.

3

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

Corredores industriales :


3-65

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

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

Figura 3.22 En la figura 3.23 se muestra la evolución histórica de la eficiencia de las unidades generadoras de 2006 a 2010 y la evolución esperada de 2011 a 2026, de acuerdo con el equipo existente y los programas de requerimientos de capacidad y de retiros. Al final del periodo sólo el 1.1% del parque generado tendrá una eficiencia menor a 30 por ciento. Se observa para 2011 un decremento de dos decimas con relación a los tres años anteriores. Esta cifra resulta de una parte real −enero a octubre− y una pronosticada −noviembre a diciembre−, que refleja una mayor participación de energía suministrada con base en combustóleo (eficiencia de 35%), respecto a 2008-2010. Aun cuando la generación producida con gas (eficiencia de 50%) también se incremento en 2011, en el balance no fue suficiente para mantener el nivel de los años previos. Para 2012-2026 se considera que no existen restricciones en el suministro de gas.

E2,795

(7.2%)

MB11,823(30.3%)

B1,035

(2.7%) A13,736

(35.1%)

R6,862

(17.6%)P2,773

(7.1%)

201039,025 MW

E27,230

(41.9%)

MB16,492

(25.4%)

B7.677

(11.8%)

A9,059

(13.9%) R3,809

(5.9%)P

775(1.1%)

202665,042 MW

Rango de eficiencia (%)

Clasificación

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


3-66

Eficiencia termoeléctrica1/ Servicio público

1/ Excluye tecnologías nuclear, eoloeléctrica y geotermoeléctrica

Figura 3.23

3.16.3 Composición de la generación bruta En las figuras 3.24 y 3.25 se presenta la participación de las distintas tecnologías en el despacho de generación para 2010 y 2026, tanto para el servicio público como para el sistema eléctrico, donde se incluye el autoabastecimiento remoto. Es importante destacar la reducción en la generación termoeléctrica convencional, el incremento con ciclos combinados y eoloeléctricas, y la participación de tecnologías con base en nueva generación limpia NGL.

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Servicio público 2011 39.2 40.7 40.9 40.9 40.9 40.7 41.5 42.7 43.9 44.3 44.7 45.2 45.7 46.2 46.5 47.2 47.3 47.6 47.8 47.9 47.9

35

37

39

41

43

45

47

49

Eficiencia%


3-67

Generación bruta por tipo de tecnología Servicio público


1/ Nueva generación limpia (NGL): Carboeléctrica con captura y secuestro de CO2 2/ Nueva generación limpia (NGL): Ciclo combinado con captura y secuestro de CO2, nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación de capacidad

Figura 3.24

Generación bruta por tipo de tecnología

Sistema eléctrico Escenario de Planeación

1/ Nueva generación limpia (NGL): Carboeléctrica con captura y secuestro de CO2 2/ Nueva generación limpia (NGL): Ciclo combinado con captura y secuestro de CO2, nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación de capacidad

Figura 3.25


Turbogás1.3%






Eoloeléctrica0.1%


15.9%

Autoabastecimientoremoto4.7%

2010 Real254,437 GWh

Ciclo combinado55.9% Turbogás

0.2% Combustión interna0.3%

Hidroeléctrica8.7%

Carboeléctrica8.4%



Eoloeléctrica2.5%


1.9%

Coque0.5%

NGL4.4%

NGL5.9%

Solar0.003%

Autoabastecimiento remoto7.0%

2026 Planeación479,650 GWh

1/2/


Turbogás0.2% Combustión

interna0.3%

Hidroeléctrica9.4%

Carboeléctrica9.0%


Geotermoeléctrica1.9%Eoloeléctrica

2.7%


2.0%

Coque0.5%

NGL4.9%

NGL 6.3%

Solar0.003%



Turbogás1.4%






Eoloeléctrica0.1%Termoeléctrica

convencional16.7%

2010 Real242,538 GWh

1/2/


3-68

3.16.4 Requerimientos de combustibles fósiles Se muestran en la figura 3.26 y cuadro 3.22. Las tasas medias de crecimiento anual se prevén de 4.40% para gas natural y 1.27% para carbón. Por el contrario, el combustóleo y el diésel decrecerán 9.85% y 8.21%, respectivamente.

Evolución de los requerimientos de combustibles Servicio público 1/

1/ Incluye los requerimientos de combustibles de los proyectos con tecnología NGL

Figura 3.26

Requerimientos de combustibles para generación de energía eléctrica Servicio público 1/

1/ No incluye los requerimientos de combustibles de los proyectos con tecnología NGL

Cuadro 3.22

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

2010 Real

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Calor(Terajoule / día)

Gas natural

Gas natural licuado

Carbón

Combustóleo

DiéselCoque

Nueva Generación Limpia (NGL Carbón)

NGL Gas

Combustible Unidades 2010 real 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Combustóleo m3 / día 24,902.2 29,077.5 19,291.4 19,259.3 19,222.9 17,260.6 15,785.2 11,323.5 11,080.8

Gas MMm3 / día 73.0 78.6 87.3 91.5 91.2 93.7 96.9 103.2 108.4

Gas natural MMm3 / día 57.7 61.4 64.9 63.4 62.5 62.0 64.9 71.2 75.6

Gas natural licuado MMm3 / día 15.3 17.3 22.4 28.1 28.7 31.7 32.0 32.0 32.8

Diésel m3 / día 1,053.5 1,372.6 764.4 385.6 345.4 352.6 326.1 327.7 327.3

Carbón MMt / año 14.7 16.0 17.5 16.3 16.2 17.0 17.3 17.8 18.2

Coque MMt / año 0.3 0.4 0.4 0.4

Combustible Unidades 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 tmca (%)

Combustóleo m3 / día 10,541.3 8,853.5 6,901.0 6,956.5 6,099.0 6,139.6 5,104.0 4,738.3 -9.85

Gas MMm3 / día 116.8 121.4 130.0 132.5 136.5 140.3 143.0 145.3 4.40

Gas natural MMm3 / día 83.6 88.4 97.2 100.4 104.1 107.7 110.8 113.4 4.32

Gas natural licuado MMm3 / día 33.2 33.0 32.7 32.1 32.4 32.5 32.2 31.9 4.69

Diésel m3 / día 323.8 325.9 298.3 336.1 298.0 297.0 284.8 267.3 -8.21

Carbón MMt / año 18.1 18.1 18.1 18.0 18.2 18.2 17.9 18.0 1.27

Coque MMt / año 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 3.36


3-69

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

n Al aumento en el uso de gas natural en centrales existentes, por su bajo precio en relación con el combustóleo y para cumplir con la normativa ambiental

n Al incremento de la capacidad instalada en ciclos combinados con base en gas

natural n A las centrales carboeléctricas actualmente en operación y a las programadas

entre los años 2022 y 2025, con tecnologías de nueva generación limpia (NGL)

n A la suposición de que las centrales localizadas en las regiones de La Paz y Todos Santos en Baja California Sur, operan con gas a partir de 2016

n Al retiro de unidades termoeléctricas convencionales con baja eficiencia y bajo

factor de planta La figura 3.27 indica el volumen de gas natural utilizado en diferentes regiones del país. En 2010 los mayores consumos ocurrieron en las regiones Noreste, Oriental, Norte, Central, Occidental y Peninsular. Se espera utilizar este energético en el área Baja California Sur a partir de 2016.

Consumo de gas natural para generación de energía eléctrica Servicio público 1/


Figura 3.27

Baja California

Noroeste

Norte

Central

Oriental

Peninsular

Noreste

Occidental

107.6

145.3

Millones de metros cúbicos diarios(MMm3/día)

73.0 Registrado

2026

2018

2010

2012 77.3

Pronosticados

3.9 4.6 6.7 8.9

Baja California Sur

0.9 2.2

3.1 3.3 14.0 14.9

5.1 8.114.9

28.5

26.5 32.5 30.8 36.1

7.3 8.612.1

19.5

12.0 11.9 10.7

9.8

5.1 6.2 5.3 7.9

10.0 12.1 12.2 17.5


3-70

Los cuadros 3.23a y 3.23b muestran la estimación de los requerimientos de este energético para las regiones del norte y sur del país. En 2026, 78% del gas natural empleado en la generación de electricidad para servicio público será gas por ducto y 22% gas natural licuado de importación. En las estimaciones de este combustible, no se consideran los consumos asociados a 4,200 MW de la parte de capacidad identificada como NGL (7,000 MW).

Consumo de gas natural en las regiones del norte del Sistema Eléctrico Nacional (MMm3/día) Servicio público 1/


Cuadro 3.23a

Consumo de gas natural en las regiones del sur del Sistema Eléctrico Nacional (MMm3/día) Servicio público 1/


Cuadro 3.23b

Área 2010real 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Baja California Norte 3.9 4.4 4.6 5.2 5.1 5.7 6.1 6.1 6.7 7.0 7.0 7.7 7.5 8.0 8.4 8.9 8.9

Gas natural 1.1 1.3 1.5 1.5 1.8 2.2 2.4 2.4 2.2 2.1 2.3 3.2 3.7 4.0 4.2 5.1 5.4Gas natural licuado 2.8 3.1 3.1 3.7 3.3 3.4 3.7 3.7 4.4 4.9 4.7 4.4 3.8 4.1 4.2 3.8 3.6

Baja California Sur 1.4 1.3 0.9 0.9 1.0 1.1 1.2 1.4 1.6 2.0 2.2Gas natural 1.4 1.3 0.9 0.9 1.0 1.1 1.2 1.4 1.6 2.0 2.2

Noroeste 3.1 3.0 3.3 4.2 6.5 6.2 9.4 13.4 14.8 14.7 15.0 16.7 17.0 17.0 17.5 16.3 14.9Gas natural 3.1 3.0 3.3 4.2 6.5 6.2 9.4 13.4 14.8 14.7 15.0 16.7 17.0 17.0 17.5 16.3 14.9

Norte 10.0 11.9 12.1 12.2 12.4 13.0 12.5 12.4 12.2 13.7 14.1 14.4 15.3 16.4 16.8 18.1 17.5Gas natural 10.0 11.9 12.1 12.2 12.4 13.0 12.5 12.4 12.2 13.7 14.1 14.4 15.3 16.4 16.8 18.1 17.5

Noreste 26.5 31.5 32.5 31.6 31.2 31.5 31.9 32.9 30.8 32.1 32.2 32.4 30.9 33.0 34.0 34.3 36.1Gas natural 18.1 22.7 23.3 23.1 22.7 23.2 23.9 24.9 23.2 24.4 24.8 25.3 24.1 24.5 24.8 25.2 27.3Gas natural licuado 8.4 8.8 9.2 8.5 8.5 8.3 8.0 8.0 7.6 7.7 7.4 7.1 6.8 8.5 9.2 9.1 8.8

Área 2010real 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Occidental 5.1 5.1 8.1 12.4 11.5 11.8 11.5 12.0 14.9 18.4 21.2 25.0 26.6 26.5 26.0 26.3 28.5

Gas natural 5.1 5.1 3.1 2.0 1.4 0.1 3.2 5.9 9.7 11.4 12.3 11.8 12.1 14.3Gas natural licuado 5.1 10.4 10.1 11.8 11.5 11.8 14.9 15.3 15.3 15.2 15.2 14.2 14.2 14.2 14.2

Central 7.3 7.3 8.6 8.8 8.0 9.2 7.8 8.8 12.1 12.8 14.4 17.2 17.6 17.7 19.3 19.5 19.5Gas natural 7.3 6.2 8.0 7.7 5.6 5.5 3.4 4.7 10.6 11.8 13.1 15.6 15.6 16.4 18.6 18.7 18.2Gas natural licuado 1.1 0.6 1.0 2.4 3.8 4.4 4.1 1.4 1.0 1.3 1.6 2.0 1.3 0.7 0.8 1.2

Oriental 12.0 11.8 11.9 11.4 11.2 11.0 10.9 10.8 10.7 10.7 10.6 10.6 10.4 10.3 10.1 10.1 9.8Gas natural 7.9 7.4 7.4 7.0 6.7 6.6 6.5 6.4 6.3 6.3 6.2 6.2 6.0 6.0 5.8 5.8 5.7Gas natural licuado 4.0 4.3 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.3 4.3 4.3 4.1

Peninsular 5.1 3.8 6.2 5.7 5.4 5.4 5.5 5.4 5.3 6.5 6.0 4.9 6.0 6.1 6.5 7.5 7.9Gas natural 5.1 3.8 6.2 5.7 5.4 5.4 5.5 5.4 5.3 6.5 6.0 4.9 6.0 6.1 6.5 7.5 7.9

TOTAL 73.0 78.6 87.3 91.5 91.2 93.7 96.9 103.2 108.4 116.8 121.4 130.0 132.5 136.5 140.3 143.0 145.3

Gas natural 57.7 61.4 64.9 63.4 62.5 62.0 64.9 71.2 75.6 83.6 88.4 97.2 100.4 104.1 107.7 110.8 113.4

Gas natural licuado 15.3 17.3 22.4 28.1 28.7 31.7 32.0 32.0 32.8 33.2 33.0 32.7 32.1 32.4 32.5 32.2 31.9


3-71

3.16.5 Requerimientos de combustibles para centrales con tecnologías de nueva generación limpia

En la estimación del consumo de combustibles, es de suma importancia considerar la reducción de emisiones contaminantes con el fin de satisfacer las restricciones ambientales que impone la legislación. Es por ello que el plan de expansión incluye centrales identificadas como NGL (7,000 MW), para las cuales aún no se define su tecnología ni su energético primario. Ver cuadro 3.24.

Proyectos a partir de nueva tecnología con Nueva Generación Limpia (NGL)

Nueva generación limpia (NGL): 1/ Carboeléctrica (con captura y secuestro de CO2) 2/ Ciclo combinado (con captura y secuestro de CO2), nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación de capacidad

Cuadro 3.24

Los proyectos definidos como Nueva Generación Limpia, incorporarán dispositivos para captura y secuestro de CO2 en ciclos combinados y carboeléctricas. Sin embargo, también se consideran como parte de esta tecnología la nuclear y las fuentes renovables como eólicas, solar, así como la importación de energía. Como no está definida la tecnología de las centrales del cuadro 3.24, sus requerimientos de combustibles no se contabilizan en el total de los consumos necesarios, pero si en él calor, para satisfacer la energía del servicio público. En el cuadro 3.25 se presentan los requerimientos alternos de combustible (los más probables) para estas centrales.


2022 Abr Noreste IV (Sabinas) 1/ NGL 700 655 NES700 655

2023 Abr Oriental I y II 2/ NGL 1,400 1,337 ORI1,400 1,337

2024 Abr Pacífico II 1/ NGL 700 655 CELAbr Noreste V (Sabinas) 1/ NGL 700 655 NES

1,400 1,310

2025 Abr Pacífico III 1/ NGL 700 655 CELAbr Noroeste IV y V 2/ NGL 1,400 1,337 NOR

2,100 1,992

2026 Abr Oriental III y IV 2/ NGL 1,400 1,337 ORI1,400 1,337

Total 7,000 6,631

en OperaciónFecha de entrada Capacidad


3-72

Requerimientos de combustibles alternos de las centrales generadoras con Nueva Generación Limpia (NGL)

Tecnologías probables; A Ciclo combinado, B Importación, C Carboeléctrica, D Nucleoeléctrica, 1/ Combustible utilizado en la simulación

Cuadro 3.25

Las figuras 3.28a y 3.28b muestran los requerimientos de gas y carbón, para servicio público, con y sin proyectos de NGL (combustibles utilizados en la simulación).

Capacidad

(MW) 2022 2023 2024 2025 2026

GWh 2,899 5,212 5,228 5,212 5,212

Carbón (MMt/año) 1/ 2.6 1.6 2.2 2.2 2.2 2.2

Gas (MMm3/día) 3.2 1.5 2.7 2.7 2.7 2.7

GWh 6,130 11,020 10,987 10,921

Carbón (MMt/año) 3.9 1.9 3.5 3.5 3.5

Uranio (t/año) 33.1 16.6 29.8 29.7 29.5

Gas (MMm3/día)

1/ 6.4 0.5 4.0 5.7 5.7 5.6

GWh 3,002 5,396 5,396

Carbón (MMt/año) 1/ 1.9 1.3 1.7 1.7

Gas (MMm3/día) 3.0 1.5 2.7 2.7

GWh 2,898 5,211 5,211

Carbón (MMt/año) 1/ 2.6 1.6 2.2 2.2

Gas (MMm3/día) 3.2 1.5 2.7 2.7

GWh 3,002 5,396

Carbón (MMt/año) 1/ 1.9 1.3 1.7

Gas (MMm3/día) 3.0 1.5 2.7

GWh 5,804 11,216

Carbón (MMt/año) 3.9 1.8 3.6

Uranio (t/año) 33.1 15.7 30.3

Gas (MMm3/día)

1/ 6.2 0.5 3.8 5.8

GWh 6,063

Carbón (MMt/año) 3.9 1.9

Uranio (t/año) 33.1 16.4

Gas (MMm3/día)

1/ 6.4 0.5 4.9

Total 7,000 MW Generación (GWh) 2,899 11,342 22,147 35,613 49,415

Oriental III y IV A/, C/, D/

Veracruz 1,400

700

Noreste V (Sabinas) A/, B/, C/

Río Escondido, Coahuila

Oriental I y II A/, C/, D/

Veracruz

Noroeste IV y V A/, B/, C/, D/

Hermosillo, Sonora 1,400

Pacífico III A/, C/

Lázaro Cárdenas, Michoacán

1,400

Pacífico II A/, C/

Lázaro Cárdenas, Michoacán 700

700

Proyecto UbicaciónGeneración y combustibles alternos

Consumo Máximo

Noreste IV (Sabinas) A/, B/, C/

Río Escondido, Coahuila700


3-73

Evolución de los requerimientos de gas y carbón Servicio público

Gas (MMm3/día)

Figura 3.28a

Carbón (MMt/año)

Figura 3.28b

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Sin NGL Con NGL

Histórico

31.2

45.3

39.750.5

49.1

63.560.6

71.976.4

73.0

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

Sin NGL Con NGL

Histórico

11.39

13.88

11.50

10.83

13.68

14.69

12.17

14.91

14.69

14.66


4-1

4. PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN 4.1 Introducción En la planificación se efectúa un balance técnico-económico entre el desarrollo de la generación y la transmisión para lograr la confiabilidad adecuada, a costo mínimo, del suministro de electricidad, por lo que una red de transmisión confiable permitirá integrar y aprovechar eficientemente los recursos de generación instalados en el sistema. El objetivo es diseñar un sistema para operar en condiciones normales y ante contingencias sencillas —criterio n-1— con las características siguientes: § Sin sobrecargas en elementos § Operación dentro de rangos de tensión establecidos § Sin problemas de estabilidad angular § Con capacidad de transferencia entre regiones para compartir reservas de generación § Alta confiabilidad en el suministro de energía a usuarios § Con controles apropiados para dar flexibilidad a la operación

El intercambio de grandes bloques de energía entre regiones se efectúa a través de la red troncal, integrada por líneas con niveles de tensión de 400 kV y 230 kV. Adicionalmente la de subtransmisión distribuye regionalmente la energía con enlaces desde 161 kV hasta 69 kV. Al paso del tiempo, se ha conformado un sistema interconectado que cubre la mayor parte del territorio nacional y actualmente sólo los sistemas de la península de Baja California se encuentran separados del resto del país. El sistema de transmisión principal se ha mallado en el nivel de 400 kV en las regiones Central, Oriental, Noreste y Occidental del país. En cambio, en las áreas Norte, Noroeste y Peninsular se encuentra en etapa de robustecimiento, con una red de transmisión en algunas zonas aislada en 400 kV la cual opera inicialmente en 230 kV y gradualmente se realiza su cambio de tensión a 400 kV. 4.2 Metodología para expandir la red de transmisión 4.2.1 Plan de transmisión de costo mínimo Su objetivo principal es determinar un programa de expansión óptimo que satisfaga no sólo criterios técnicos sino también de rentabilidad. Análisis de costo mínimo: se comparan opciones con nivel de confiabilidad equivalente en el horizonte de estudio. Para cada una de ellas se calcula el Valor Presente (VP) de los costos de inversión, operación y mantenimiento, y pérdidas eléctricas. El plan más económico es aquel cuyo VP resulta menor. Análisis de rentabilidad: cuantifica los beneficios de los planes para evaluar si la inversión asociada tiene una rentabilidad aceptable. Los indicadores utilizados son la relación Beneficio/Costo (B/C) y la Tasa Interna de Retorno (TIR). La metodología para el cálculo de los beneficios y costos asociados se describe en el documento Evaluación Económica y Financiera de Proyectos de Transmisión1/.

1/ Evaluación Económica y Financiera de Proyectos de Transmisión. Comisión Federal de Electricidad. 2007


4-2

El plan de transmisión permite definir y/o confirmar las adiciones a la infraestructura, analizando opciones de red para distintos puntos de operación del sistema eléctrico según el escenario de planeación para la demanda. Para establecer el proyecto de expansión se siguen tres etapas: § Definición de escenarios de demanda § Determinación de los planes de transmisión para el año horizonte § Incorporación de proyectos en cada año del periodo de estudio

4.2.2 Escenario de demanda Para planificar la expansión de la red eléctrica principal, se consideran las variables definidas en el escenario de planeación del mercado eléctrico. Ver capítulo 1. 4.2.3 Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte2/ Para su determinación se toman como marco de referencia: § La topología del sistema del año en curso § Los proyectos de transmisión en la etapa de construcción y los comprometidos

En el análisis se evalúan diferentes condiciones base para el despacho de generación, demanda y puntos de operación. Los planes de transmisión propuestos para el año horizonte deberán ser equivalentes y cumplir con los siguientes criterios de planificación de CFE: § Confiabilidad § Seguridad en la operación § Calidad del servicio

4.2.4 Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión A partir de los planes del año horizonte, se proceden a ubicar los proyectos requeridos en el tiempo de modo que los propuestos para cada año cumplan con los criterios ya mencionados.

2/ Least-Cost Transmission Planning Considering Power Industry Restructuring. R.R. Austria et al. International Conference IASTED, Orlando, Florida, USA.October 1997


4-3

4.3 Expansión de la red de transmisión

Ha sido planificada de manera coordinada con la expansión de la generación, descrita en el capítulo anterior, para satisfacer los requerimientos del mercado eléctrico sobre la base del escenario de Planeación. A continuación se muestra el resumen del programa multianual de CFE para líneas, subestaciones y equipo de compensación. El cuadro 4.1a considera la construcción de 17,323 kilómetros-circuito (km-c) de líneas en el periodo, de los cuales se estima que 4,369 km-c se realizarían con recursos presupuestales y 12,954 km-c como Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo (PIP).

Resumen del programa de líneas de transmisión 2012–2026

Cuadro 4.1a Para subestaciones se han programado instalar 45,623 Megavolt-ampere (MVA) de transformación, 11,794 MVA con recursos presupuestales y 33,829 MVA como PIP. El cuadro 4.1b muestra el resumen correspondiente.

Año Subtotal400 y 230 kV

2012 21 402 423 384 8072013 128 130 258 471 7292014 654 242 896 349 1,2452015 158 129 287 367 6542016 1,355 988 2,343 769 3,1122017 451 386 837 307 1,1442018 483 462 945 385 1,3302019 15 428 443 125 5682020 465 438 903 50 9532021 323 215 538 81 6192022 1,146 776 1,922 146 2,0682023 522 131 653 185 8382024 620 226 846 181 1,0272025 728 115 843 404 1,2472026 982 982 982Total 8,051 5,068 13,119 4,204 17,323

Líneas km-c

400 kV 230 kV 161-69 kV Total


4-4

Resumen del programa de subestaciones 2012–2026

Cuadro 4.1b En el rubro de equipo de compensación se tiene proyectado incorporar 11,529 MVAr compuestos por reactores, capacitores y compensadores estáticos de potencia reactiva, como se indica en el cuadro 4.1c.

Resumen del programa de equipo de compensación 2012–2026

Cuadro 4.1c


2012 330 1,073 1,403 70 1,4732013 1,725 533 2,258 60 2,3182014 2,460 965 3,425 60 3,4852015 3,125 1,750 4,875 60 4,9352016 4,450 2,333 6,783 510 7,2932017 1,325 2,278 3,603 3,6032018 2,175 1,948 4,123 200 4,3232019 1,000 1,467 2,467 30 2,4972020 1,485 1,485 20 1,5052021 1,300 633 1,933 1,9332022 1,805 1,805 13 1,8182023 2,625 943 3,568 43 3,6112024 1,875 1,858 3,733 13 3,7462025 2,000 1,083 3,083 3,0832026Total 24,390 20,154 44,544 1,079 45,623

Subestaciones MVA

400 kV 230 kV 161-69 kV Total


2012 795 795 130 9252013 100 100 188 2882014 545 28 573 108 6812015 75 200 275 125 4002016 745 745 313 1,0582017 75 75 218 2932018 333 288 621 223 8442019 390 390 84 4742020 150 440 590 110 7002021 962 962 349 1,3112022 833 833 236 1,0692023 267 267 181 4482024 1,684 1,684 150 1,8342025 150 70 220 2202026 984 984 984Total 8,088 1,026 9,114 2,415 11,529

Compensación MVAr

400 kV 230 kV 161-69 kV Total


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4.4 Proyectos por área de control Derivado de la problemática que se prevé en cada una de las áreas de control y haciendo uso de la metodología de planificación y los modelos electrotécnicos, se define un programa de obras de transmisión para el de corto y mediano plazos. 4.4.1 Área Central El área Central incluye la Zona Metropolitana del Valle de México (ZMVM) y la región Central, que cubre geográficamente el Distrito Federal, Estado de México y parte de los estados de Hidalgo, Morelos, Guerrero y Michoacán. La ZMVM integrada por las divisiones de distribución Valle de México Norte, Centro y Sur, tiene 90% del consumo del área Central. El 10% restante corresponde a las zonas eléctricas Valle de Bravo, Atlacomulco, Altamirano, Zitácuaro e Ixmiquilpan. La infraestructura de transmisión principal está integrada por un anillo de transmisión, compuesto por un doble circuito en el nivel de tensión de 400 kV que se extiende geográficamente en la ZMVM. En este nivel existen 16 enlaces externos que provienen de fuentes de generación lejanas con distancias mayores a 200 km, además de cinco enlaces externos en el nivel de tensión de 230 kV y dos de 85 kV. Adicionalmente para la regulación dinámica de voltaje se cuenta con Compensadores Estáticos de VArs (CEV) ubicados en las subestaciones de Texcoco, Nopala, Topilejo (-90, + 300 MVAr cada uno) y Cerro Gordo (-75, + 300 MVAr). Internamente en la ZMVM las principales fuentes de generación son: la central Valle de México con una capacidad efectiva de 999.3 MW y la central Tula con una capacidad efectiva de 2,094.6 MW. La red troncal de la ZMVM en 400 kV registra altos niveles de transmisión en ciertas trayectorias del anillo troncal, con los flujos de potencia más altos a nivel nacional, y ante la falla de un circuito se opera con valores cercanos al límite de transmisión. En 2011 se espera una demanda máxima integrada de 9,382 MW para el área. Históricamente los niveles de demanda máxima se han presentado en los meses de noviembre y diciembre, alcanzando su valor más alto en la segunda semana de diciembre. El área es importadora de energía y el suministro depende en gran medida de los enlaces existentes con las áreas vecinas. Por su déficit de generación local, podría ser propensa a problemas de estabilidad de voltaje. Esta es una característica típica de las grandes ciudades del mundo. Debido al crecimiento natural de la demanda y la atención a nuevos servicios en alta y media tensión, se espera que en el corto y mediano plazos se presente un importante crecimiento en el consumo de energía. El suministro a la ciudad de Pachuca, el Parque Industrial Reforma y los poblados aledaños como son Juandhó, Actopan y Atotonilco, se lleva a cabo por medio de tres circuitos en 85 kV que se encuentran limitados en su capacidad de conducción, lo que podría afectar la confiabilidad del servicio. Adicionalmente, se espera un alto crecimiento industrial que requiere nueva infraestructura para lograr un suministro confiable y de calidad. El abastecimiento de agua potable hacia las ciudades de México y Toluca se lleva a cabo por medio del sistema de bombeo Cutzamala, el cual depende eléctricamente de la


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SE Donato Guerra con transformación 400/115 kV, que también abastece la energía requerida por las zonas Valle de Bravo y Altamirano. Ante el probable crecimiento de la demanda del sistema Cutzamala se estima en el mediano plazo la necesidad de un incremento en la capacidad de transformación. Un punto eléctrico de gran relevancia para el suministro de energía eléctrica del área Central es la subestación Valle de México, la cual enlaza 15 líneas de transmisión en 230 kV con las unidades generadoras de la central. La zona donde se encuentra ubicada presenta altos índices de contaminación, provocados por polvo, vapor de agua, entre otros agentes contaminantes, los cuales inciden en el aislamiento de la subestación provocando fallas y afectaciones a la carga. Asimismo los enlaces en 230 kV provenientes de Valle de México hacia Cerro Gordo, de los que depende el suministro del centro de la ciudad de México, podrían en el corto plazo estar muy cerca de su saturación. Además, debido a que se trata de una red prácticamente radial alimentada de un solo punto, el perfil de voltaje se ve afectado ante una contingencia sencilla de los enlaces en 230 kV. Por otro lado, gran parte de los equipos instalados en la ZMVM tienen una antigüedad superior a los 30 años, y en consecuencia una mayor probabilidad de falla; adicionalmente, su mantenimiento se complica considerando su obsolescencia. Esta condición se presenta en distintas subestaciones con relaciones de transformación 230/23 kV y 85/23 kV. 4.4.1.1 Obras principales Para atender el crecimiento de la demanda en el corto y mediano plazos con la confiabilidad y seguridad requeridas, se han programado obras para atender la problemática del área. A continuación se describen los principales proyectos. Como apoyo para el control y soporte de voltaje se tiene en construcción —con fecha de entrada en servicio en abril de 2012— un Compensador Estático de VAr en la subestación La Paz (±300 MVAr). Esta obra complementará a los cuatro equipos similares instalados, los cuales proporcionan control dinámico de voltaje, compensando los voltajes ante la salida de líneas de transmisión en 400 kV, aumentan la capacidad de transmisión de las líneas que alimentan el área Central y mejoran la confiabilidad y seguridad operativa del suministro a la zona conurbada del Valle de México. Con el objeto de atender el suministro a la ciudad de Pachuca y sus poblaciones aledañas, se tiene programada para octubre de 2012 la ampliación de la subestación Parque Industrial Reforma con transformación 400/230 kV, entroncando la línea existente Poza Rica II-Tula en 400 kV, y el refuerzo de transmisión Parque Industrial Reforma-Kilómetro 110 en 230 kV lo cual, además de incrementar la confiabilidad de la zona, representará ahorros operativos considerables. Adicionalmente, como parte del programa de reforzamiento en la zona, se está revisando la conveniencia de utilizar el nivel de tensión de 115 kV. Para disminuir los altos flujos de potencia y resolver probables saturaciones en el anillo de 400 kV, será prioritario reforzar la infraestructura de transmisión. Para ello se tiene en programa para octubre de 2012 la construcción de la trayectoria Nochistongo-Victoria en 230 kV que en conjunto con los proyectos de repotenciación de las trayectorias provenientes de la subestación Tula (Tula-Nochistongo y Tula-Teotihuacan) incrementarán la capacidad de transmisión, reduciendo la eventual saturación del circuito Tula-Victoria en 400 kV.


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Debido a la condición existente en la subestación Valle de México y su importancia para el suministro de energía eléctrica en la ZMVM, se tiene en programa la modernización de la sección en 230 kV para 2012 —con equipamiento aislado en SF6 y encapsulado— y la reconfiguración de los circuitos que inciden. El resultado será una nueva instalación que aportará como beneficios: incremento en la confiabilidad de suministro, reducción del nivel de corto circuito, ahorro significativo en el reemplazo de equipamiento en las subestaciones aledañas, aprovechamiento óptimo de espacio físico en el sitio y menor vulnerabilidad ante la contaminación. Por otro lado, se tiene en programa para mayo de 2013 la construcción del entronque en la subestación La Paz de la línea Tuxpan-Texcoco, que incrementará la capacidad de transmisión de los corredores en 400 kV, y como beneficio adicional se tendrá una mejora en el comportamiento eléctrico evitando la centralización en un punto de recepción de energía que resulta en beneficios a la confiabilidad del abastecimiento de energía. Para reforzar el suministro hacia el centro de la ciudad de México se tiene en programa para marzo de 2014 el proyecto subestación Lago, que aportará beneficios importantes, tales como la reducción del flujo de potencia en corredores de transmisión, incremento en la capacidad de transformación de la ZMVM, disminución de costos operativos por reducción de pérdidas técnicas, incremento en la confiabilidad y apoyo al suministro del centro de la ciudad de México con cargas asociadas en el nivel de 85 kV, como es el Sistema Colectivo Metro y las subestaciones San Lázaro, Nonoalco y Jamaica. Con la finalidad de atender los incrementos de demanda en subestaciones con transformación 230/23 kV y 85/23 kV y garantizar continuidad en el suministro, se han programado 22 proyectos, que consisten en ocho nuevas subestaciones, la modernización por deterioro y antigüedad de 12 subestaciones y dos proyectos de sustitución de cables subterráneos. En la figura 4.1 se muestran en un diagrama eléctrico la ubicación de los principales proyectos mencionados.


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Principales proyectos en la red troncal del área Central

Figura 4.1 Adicionalmente se ha proyectado para 2017 el doble circuito Valle de México-Victoria en 400 kV como parte de la red asociada a la central CC Valle de México II. Este desarrollo en combinación con el entronque en la SE Valle de México de la LT Teotihuacan-Lago permitirían alcanzar el objetivo deseado. Para el crecimiento pronosticado en la zona Valle de Bravo y en particular del sistema de Bombeo Cutzamala, se tiene en programa la SE Ixtapantongo Potencia con transformación de 400/115 kV y 375 MVA3/, la cual solucionaría el problema en la transformación de la SE Donato Guerra. Su operación iniciaría en mayo de 2017. También se tiene previsto para el mediano plazo la entrada en operación de nuevos puntos de transformación en la red troncal de 400 kV, como son Tecomitl Potencia y Chimalpa II que evitarán la saturación de los enlaces internos de la red troncal, además de reducir costos operativos. En los cuadros 4.2a, 4.2b y 4.2c se muestran los refuerzos programados.

3/ Se considera adicionalmente una fase de reserva Nota: a partir de esta página, solo se repetirá el número 3 de cita, sin pie de página alguno.

a Querétaro Maniobras

a Yautepec Potencia

a San Lorenzo Potencia

a San Martín Potencia

a Lázaro Cárdenas Potencia

Atlacomulco

San Bernabé

DonatoGuerra

Topilejo

SantaCruz

La Paz

Texcoco

Teotihuacan

Victoria

Nopala

a Po

za R

ica II

a Tu

xpan

Zona Metropolitana del Valle de México

Tula

Deportiva

Parque Industrial Reforma

TecomitlPotencia

Chimalpa II

Valle de México

Lago

a Pitirera

a Yautepec Potencia

VolcánGordo

IxtapantongoPotencia

Ciclo Combinado

Subestación a 400 kV

Enlace a 400 kV


Compensador Estático de VAr

Delimitación geográfica de la ZMVM


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Principales obras programadas para el área Central 2012–2021

1/ Tendido del primer circuito

Cuadro 4.2a

T. Transformador, AT. Autotransformador

Cuadro 4.2b

Ind. Inductivo Cap. Capacitivo

Cuadro 4.2c

Parque Industrial Reforma-Kilómetro 110 230 2 76.4 Abr-12Victoria-Nochistongo 230 2 67.2 Oct-12Parque Industrial Reforma entronque Tula-Poza Rica II 400 2 7.0 Oct-12La Paz entronque Tuxpan-Texcoco L3 400 2 66.0 May-13Ayotla-Chalco 1 230 1 9.6 Oct-13Teotihuacan-Lago 400 2 51.0 Mar-14Lago entronque Madero-Esmeralda 230 2 29.0 Mar-14Chimalpa II entronque Nopala-San Bernabé 400 2 1.0 Oct-15Chimalpa II entronque Remedios-Águilas 230 4 16.0 Oct-15Coyotepec entronque Victoria-Nochistongo 230 2 1.0 Nov-15Victoria-Valle de México 400 2 50.0 Mar-17Valle de México entronque Teotihuacan-Lago 400 2 1.0 Mar-17Ixtapantongo Potencia entronque Lázaro Cárdenas-Donato Guerra 400 2 5.0 May-17Tecomitl Potencia-Ayotla 230 2 14.0 Nov-17Tecomitl Potencia entronque Yautepec-Topilejo 400 2 14.0 Nov-17Lechería-Victoria 230 2 4.0 Mar-20Total 412.2

Tensión kV

Longitud km-c

Fecha de entrada

Línea de TransmisiónNúm. de circuitos

Parque Industrial Reforma Banco 4 1 T 100 230 /85 Abr-12Parque Industrial Reforma Banco 5 1 AT 330 400 /230 Oct-12Chalco Banco 5 1 T 100 230 /85 Oct-13Lago Bancos 1 y 2 2 AT 660 400 /230 Mar-14Chimalpa II Banco 1 4 AT 500 400 /230 Oct-15Coyotepec 1 T 100 230 /85 Nov-15Volcán Gordo Banco 1 4 T 500 400 /115 Jul-16Tecomitl Potencia Banco 1 4 AT 500 400 /230 Nov-17Ixtapantongo Potencia Banco 1 4 T 500 400 /115 May-17Lechería Bancos 1 Y 2 2 T 200 230 /85 Mar-20Tula Banco 3 3 AT 375 400 /230 Nov-20Total 3,865

Capacidad MVA

Relación de transformación

Fecha de entrada

Subestación Cantidad Equipo

La Paz CEV Compensador Estático de VAr 400 300/300 Ind./Cap. Abr-12Total 600.0

Tensión kV

Capacidad MVAr

Fecha de entrada

Compensación Equipo


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4.4.1.2 Red de transmisión asociada a la central Centro El proyecto de generación consiste en la instalación de un ciclo combinado con capacidad de 660 MW. Entrará en operación para septiembre de 2013. La central se ubicará en el sitio denominado Huexca (aeropista) que se encuentra en el municipio de Yecapixtla, estado de Morelos. La red asociada está programada para entrar en operación en marzo de 2013 y prevé la construcción de una nueva subestación de potencia en el nivel de 400 kV en un predio aledaño a la planta generadora. Consiste en seis alimentadores en 400 kV (dos para LT Yautepec-Huexca y cuatro para recibir la generación). En forma adicional se requiere la ampliación de la subestación Yautepec con dos alimentadores en 400 kV. Para transmitir la energía generada es necesaria la construcción de un doble circuito (Yautepec-Huexca) en el nivel de 400 kV de tres conductores por fase y calibre 1113 MCM del tipo ACSR, con longitud de 26.5 kilómetros. Ver figura 4.2

Red de transmisión asociada a la central Centro

Figura 4.2

a Santa Cruza San Bernabé

a Tecali

Topilejo

Yautepec

CC Centro660 MW

Ciclo Combinado


Enlace a 400 kV


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4.4.1.3 Red de transmisión asociada a central Valle de México II El proyecto de generación se ubicará en el predio existente de Valle de México. El sitio se encuentra ubicado geográficamente al noreste del estado de México, específicamente en el municipio de Acolman. Estará conectado en el nivel de tensión 400 kV. La red asociada tiene fecha de entrada en operación para marzo de 2017, y consiste en la instalación de una subestación encapsulada y aislada en Hexafloruro de Azufre (SF6), dentro del predio de la subestación Valle de México con 8 alimentadores en el nivel de 400 kV para la conexión de las nuevas unidades generadoras y líneas de transmisión. Adicionalmente contempla la construcción de la línea de transmisión Valle de México-Victoria en 400 kV de 25 km de longitud, el entronque de 0.5 km de la línea Teotihuacan-Lago en la subestación Valle de México y dos alimentadores en la subestación Victoria.

Red de transmisión asociada a central Valle de México II

Figura 4.3

Ciclo Combinado


Enlace a 400 kV

a Tula

a La Manga

a Nopala

Victoria

Kilómetro cero

Esmeralda Madero

Azteca

Cerro Gordo

Lago

Valle de México601 MW

Texcoco

Teotihuacan

a Tulaa Tecamac

Chapingo

Cartagena

Xalostoc


Enlace a 230 kV

CEV

Ecatepec


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4.4.2 Área Oriental Su infraestructura eléctrica atiende ocho estados: Guerrero, Morelos, Puebla, Tlaxcala, Veracruz, Oaxaca, Tabasco y Chiapas. Asimismo, el área está conformada por cuatro Divisiones de Distribución que son: Oriente, Centro Oriente, Centro Sur y Sureste. En 2011 la demanda máxima del área fue de 6,577 MW. La capacidad de generación a diciembre de 2010 era de 12,856 MW, de los cuales 48% corresponden a hidroeléctricas principalmente del Complejo Grijalva ubicada en el sureste de México. La operación de la red eléctrica principal del sureste en 400 kV está ligada al despacho de la generación hidroeléctrica, para cubrir los periodos de demanda máxima del área y del SIN. Dada la longitud de dicha red se requieren para su control esquemas de compensación capacitiva e inductiva. Por un lado, en la condición de punta para el área Oriental o para el SIN es necesario transmitir grandes bloques de energía lo cual requiere de compensación dinámica de potencia reactiva, y por el otro lado en los puntos de demanda mínima con bajo despacho hidroeléctrico, se requiere tener en servicio reactores en derivación y condensadores síncronos. Se estima que esta última condición de operación cambie al entrar en operación la generación eólica en el Istmo de Tehuantepec y se realice una coordinación eolo-hidroeléctrica. En 2010 entraron en operación comercial en el Istmo de Tehuantepec las centrales eólicas Eléctrica del Valle de México con 67.5 MW y Bii Nee Stipa con 26.4 MW de capacidad. Estos parques en la modalidad de autoabastecimiento se interconectaron en el nivel de 115 kV de la subestación Juchitán II. Para finales de 2011 iniciará su operación Oaxaca I con 101 MW de capacidad y se interconectará en el nivel de 230 kV de la subestación La Venta II. Adicionalmente en 2012 entrará en operación comercial el proyecto La Venta III con 101 MW la cual se interconectará en 230 kV en la subestación La Venta II. Los proyectos incluidos la Temporada Abierta (TA) entrarán en operación de 2011 a 2014 con una capacidad de 1,925 MW (autoabastecedores con 1,521 MW y los proyectos PIE Oaxaca II, III y IV y Sureste I [primera fase] con 404 MW). La red asociada a la TA incluye una línea de transmisión con dos circuitos de 400 kV de la subestación Ixtepec Potencia a Juile, la cual entró en operación en 2010. También se tiene prevista la adición de 1,715 MW con los proyectos Sureste I (segunda fase), II, III, IV, V y VI para el servicio público entre 2013 y 2017. Para la segunda fase de Sureste II y los Sureste III a VI, se está analizando su inclusión en una nueva TA Oaxaca con red de transmisión partiendo de la zona Tehuantepec hacia Acapulco y al centro del país. 4.4.2.1 Obras principales Actualmente y de acuerdo con el crecimiento esperado de la demanda, se tienen identificados refuerzos en la transmisión y transformación en diferentes puntos de la red eléctrica como las zonas Veracruz, Papaloapan, Poza Rica y Villahermosa. En 2012 se tiene prevista la entrada en operación del segundo banco de 100 MVA en la subestación Macuspana II para atender los crecimientos naturales de la demanda en las zonas Los Ríos y Villahermosa. La nueva subestación Comalcalco Potencia 230/115 kV de 225 MVA3/ de capacidad y la construcción de 45 km-c de línea de transmisión en 230 kV, resolverán la problemática en la zona Chontalpa en el estado de Tabasco. Su entrada en operación está programada para enero de 2013.


4-13

También se tiene prevista para enero de 2013, la entrada en operación del tercer banco de 100 MVA en la subestación Amatlán II para atender los crecimientos naturales de la demanda en la zona Orizaba. Ante la baja disponibilidad de generación en la zona Papaloapan, se considera necesario agregar infraestructura con el fin de aumentar la capacidad de transformación y el control del voltaje ante altos flujos de potencia en 115 kV. Se prevé que con la entrada en operación en febrero de 2013 de la subestación Cerro de Oro 400/115 kV con 375 MVA3/, se garantice el suministro de energía eléctrica a esta zona. De acuerdo al crecimiento de la demanda de las zonas Poza Rica y Teziutlán, su transformación estaría llegando a su límite operativo. El proyecto Papantla banco 1, 400/115 kV de 375 MVA3/ de capacidad, evitará la saturación de la transformación y la transmisión en 115 kV de las zonas; se prevé su entrada en operación en febrero de 2013. En la figura 4.4 se muestran los principales proyectos del área.

Principales proyectos en la red troncal del área Oriental

Figura 4.4 Así mismo, para evitar sobrecarga en la transformación de la SE Pantepec, se considera instalar en abril de 2013 un segundo banco 230/115 kV de 100 MVA, para garantizar el suministro al norte del estado de Veracruz así como a la zona Huejutla. Para evitar sobrecarga en la transformación de la SE Kilómetro Veinte, se considera agregar en abril de 2014 un segundo banco 230/115 kV de 225 MVA, para garantizar el suministro en la zona Villahermosa.

Juile

Laguna Verde

Veracruz II

Coatzacoalcos II

VillahermosaDos Bocas

Chicoasén

Peñitas

El Sabino

Malpaso II

Tuxpan

OaxacaPotencia

Tecali

Poza Rica II

El Castillo

Cerro de Oro

Caracol

La Ciénega

Mazatepec

Jalacingo

Angostura

TapachulaPotencia

Temascal I Temascal II

Pie de la Cuesta

Minatitlán II

San Lorenzo Los Ríos

Tres Estrellas

Juchitán II

La Venta II-III

Cárdenas II

Zapata

a Tula

La Malinche

a Lázaro CárdenasPotencia

Barra Vieja

Manlio Fabio Altamirano

Papantla

Ixtepec Potencia

ComalcalcoPotencia

Km.20

Tabasco

a Teotihuacan

a La Paz

a Zictepec

a Topilejoa Texcoco

a Santa Lucíaa Escárcega

La Parota

Amatlán II

Macuspana II

Oaxaca I-IV

IxtapaPotencia

a Minera Autlán

Pantepec

Puebla II

a Morelos

a NuevaCuernavaca Yautepec

Potencia

Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Eoloeléctrica

Ciclo combinado

Nucloeléctrica

Turbogás

Hidroeléctrica




HuatulcoPotencia

Olmeca

Tagolaba Paso de la Reina

Chicoasén II

Tenosique

Mezcala

CC Centro

Op. Ini.230 kV

Op. Ini.230 kV


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El proyecto La Malinche banco 1, 230/115 kV de 225 MVA3/ de capacidad y 83.1 km-c en 230 kV y 115 kV, permitirá atender el incremento de la demanda en la zona Tlaxcala, evitando la saturación de los bancos de la SE Zocac. Su entrada en operación está programada para abril de 2015. Para la zona Oaxaca se tiene en programa para mayo de 2016 el tendido del segundo circuito (133 km) de la línea Temascal II-Oaxaca Potencia en 230 kV para atender los crecimientos y dar confiabilidad al suministro de la carga en la zona Oaxaca. Para la zona Los Ríos en el estado de Tabasco, se prevé ampliar en mayo de 2016 la capacidad de transformación con el segundo banco 230/115 KV de 100 MVA en la subestación Los Ríos. Para la zona Acapulco se considera la nueva subestación Barra Vieja de 225 MVA3/ y para la zona Ixtapa el segundo banco de 100 MVA, ambos con relación 230/115 kV para entrar en operación a finales de 2016. Para incrementar la confiabilidad de la zona Tapachula se tenderá el segundo circuito de la línea Angostura–Tapachula Potencia en el nivel de 400 kV con una longitud de 193.5 km-c para mayo de 2016. En esta misma zona se instalará un segundo banco 400/115 KV de 225 MVA en la subestación Angostura, con el fin de atender el crecimiento normal de la demanda de las zonas Tapachula y San Cristóbal para diciembre de 2016. Para 2017 se prevé un segundo banco 400/230 kV de 225 MVA de capacidad en la SE Puebla II, derivado del posible aumento en demanda de las cargas industriales en la zona Puebla. En este año en la zona Tehuantepec está en programa la subestación Tagolaba 230/115 kV con 225 MVA3/ de capacidad y en la zona Morelos se ha considerado a la subestación Alpuyeca con capacidad de 225 MVA3/. Para incrementar la transmisión de Puebla al centro, se tenderá el circuito de la línea Tecali-Yautepec Potencia en el nivel de 400 kV con una longitud de 118 km-c para abril de 2017. En 2017 se tiene en programa la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica Chicoasén II con 225 MW para interconectarse a la red de 400 kV entre las subestaciones Manuel Moreno Torres y Juile. Para mayo de 2017 se halla en programa la nueva subestación Dos Bocas 230/115 kV de tipo compacto para atender el crecimiento de la demanda de la zona Veracruz. Con la entrada en operación en diciembre de 2018 del proyecto Huatulco Potencia 230/115 kV de 225 MVA3/ de capacidad, se garantizará el suministro de energía eléctrica con calidad y confiabilidad a la zona Huatulco al operar el sistema en 230 kV entre Tehuantepec y Huatulco. Este año entrará en operación la Central Hidroeléctrica La Parota con 900 MW para interconectarse en 400 kV con el centro del país. En 2020 para la costa chica de los estados de Oaxaca y Guerrero se tiene en programa la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica Paso de la Reina con 540 MW con red de 230 kV hacia la zona Oaxaca y transformación 230/115 kV en el sitio de la central para atender los crecimientos de dicha costa. Este mismo año el proyecto Olmeca 230/115 kV de 225 MVA3/ de capacidad, garantizará el suministro de energía eléctrica con calidad y confiabilidad a la zona Villahermosa. Para 2022-2026 se prevén varias ampliaciones en la transformación del área. Por ejemplo en el estado de Puebla, se considera la ampliación de la transformación de la SE Tecali con un segundo transformador 400/230 kV, así como las subestaciones Tehuacán Potencia y Atlixco


4-15

Potencia 400/115 KV con capacidad de 375 MVA3/ cada una con el fin de descargar la red de subtransmisión de 115 kV. En 2024 se tiene en programa la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica Tenosique con 420 MW para interconectarse en 230 kV de forma radial de la subestación Los Ríos. En los cuadros 4.3a, 4.3b y 4.3c se resumen las características de los principales refuerzos de líneas de transmisión, transformación y compensación respectivamente en el área Oriental para 2012-2021.

Principales obras programadas para el área Oriental 2012-2021

1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito

Cuadro 4.3a

Cárdenas II entronque Cárdenas II - Comalcalco Oriente 230 2 3.4 Ago-12Comalcalco Potencia entronque Cárdenas II - Comalcalco Ote. 230 2 2.0 Ago-12Mezcalapa Switcheo - Cárdenas II 230 1 45.0 Ago-12Papantla entronque Laguna Verde - Poza Rica II 400 2 4.6 Feb-13Huexca - Yautepec Potencia 400 2 53.0 Mar-13La Malinche entronque Puebla II - Zocac 230 2 4.8 Abr-15Angostura - Tapachula Aeropuerto 2/ 400 2 193.5 May-16La Ciénega - Oaxaca Potencia 230 1 26.5 May-16Temascal II - Oaxaca Potencia 2/ 230 2 132.9 May-16Chicoasén II entronque Manuel Moreno Torres - Juile 400 2 8.0 Oct-16Barra Vieja entronque Pie de la Cuesta - Los Amates 230 2 68.0 Oct-16Tecali - Yautepec Potencia 2/ 400 2 118.0 Abr-17Juchitán II - Salina Cruz I 2/ 230 2 38.0 Abr-17Manlio Fabio Altamirano - Dos Bocas 1/ 230 2 17.5 Dic-17La Parota - Yautepec Potencia 400 2 500.0 Jun-18Paso de la Reina - La Ciénega 230 2 220.0 Dic-18Tabasco entronque Villahermosa Norte - Cárdenas II 230 2 43.0 May-20Tenosique - Los Ríos 230 2 104.0 Mar-21Total 1,582.2

Fecha de entrada

Núm. de circuitos

Longitud km-c

Linea de TransmisiónTensión

kV


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Principales obras programadas para el área Oriental 2012-2021

AT. Autotransformador T. Transformador

Cuadro 4.3b

Cuadro 4.3c

Macuspana II Banco 4 1 AT 100 230 /115 May-12Comalcalco Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 Ago-12Amatlán II Banco 3 3 AT 100 230 /115 Dic-12Cerro de Oro Banco 1 4 T 500 400 /115 Feb-13Papantla Banco 1 4 T 500 400 /115 Feb-13Pantepec Banco 2 3 AT 100 230 /115 Abr-13Kilómetro Veinte Banco 2 3 AT 225 230 /115 Abr-14La Malinche Banco 1 4 AT 300 230 /115 Abr-15Los Ríos Banco 2 3 AT 100 230 /115 May-16Barra Vieja Banco 1 4 AT 300 230 /115 Oct-16Angostura Banco 7 3 T 225 400 /115 Dic-16Ixtapa Potencia Banco 2 3 AT 100 230 /115 Dic-16Puebla II Banco 4 3 AT 225 400 /230 Mar-17Tagolaba Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 Abr-17Alpuyeca Banco 1 4 AT 300 230 /115 Jul-17Dos Bocas Banco 7 (SF6) 4 AT 300 230 /115 Dic-17Huatulco Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 Dic-18Paso de la Reina Banco 1 4 AT 300 230 /115 Dic-18Olmeca Banco 1 4 AT 300 230 /115 May-20Tecali Banco 3 3 AT 225 400 /230 Jul-21Total 5,100

Capacidad MVA


Fecha de entrada


El Cerro MVAr Capacitor 115 15 Mar-12San Rafael II MVAr Capacitor 115 15 Mar-12Teziutlán MVAr Capacitor 115 15 Mar-12Xalapa II MVAr Capacitor 115 15 Mar-12Matamoros MVAr Capacitor 115 22.5 Abr-12Villahermosa II MVAr Capacitor 115 22.5 Ago-12Ciudad Industrial MVAr Capacitor 115 15 Ago-12Teapa MVAr Capacitor 115 15 Ago-12Córdoba I MVAr Capacitor 115 15 Mar-13Fortín MVAr Capacitor 115 15 Mar-13Huejutla MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-13Tempoal II MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-13Conejos MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-14Ometepec MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-14Esfuerzo MVAr Capacitor 115 15 Oct-14Las Trancas MVAr Capacitor 115 15 Oct-14Tapachula Potencia MVAr Reactor 400 100 May-16Chicoasén II MVAr Reactor 400 133.3 Oct-16Martínez de la Torre II MVAr Capacitor 115 15 Dic-17Huimanguillo MVAr Capacitor 115 7.5 May-18Tabasquillo MVAr Capacitor 115 15 May-18La Parota MVAr Reactor 400 233.3 Jun-18Huatulco Potencia MVAr Reactor 230 18 Dic-18Esperanza MVAr Capacitor 115 15 May-19Tlaxiaco MVAr Capacitor 115 7.5 Dic-20Total 1,159.6

Tensión kV

Capacidad MVAr

Fecha de entrada



4-17

4.4.2.2 Red asociada a las centrales geotermoeléctricas Humeros Fase A, Fase B y Humeros III

La central geotermoeléctrica Humeros actualmente cuenta con ocho unidades de 5 MW cada una, las cuales se retirarán con la entrada en operación de estos proyectos de generación. Está ubicada en la zona de distribución Teziutlán. Los proyectos Humeros Fase A y Fase B consideran la instalación de dos unidades de 27 MW cada una y tienen fecha de entrada en operación en diciembre de 2011 y mayo de 2012 respectivamente. El proyecto de generación Humeros III adicionará 54 MW de capacidad para abril de 2015. La red de transmisión asociada para la Fase A, consiste de una línea desde esta central hasta el entronque de la línea Humeros II–Humeros en 115 kV de 1.4 km de dos circuitos tendido del primero. Figura 4.5.a. Para la Fase B se completa el esquema con la construcción de la nueva subestación Humeros III que considera cuatro alimentadores en 115 kV y un transformador 115/13.8 kV de 9.4 MVA de capacidad con fecha de entrada en operación en noviembre de 2011. Asimismo esta fase incluye la construcción de una línea en 115 kV, de dos circuitos 6.4 km-c para entroncar Humeros III a la línea Humeros II-Libres y el tendido del segundo circuito de 1.4 km para conectar ambas fases a la subestación Humeros III. Figura 4.5.b. La central Humeros III se interconectará con la red existente interna en el campo geotérmico Humeros. Figura 4.5.b.

Red asociada a las centrales geotermoeléctricas Humeros Fase A, Fase B y Humeros III

Figura 4.5.a

Figura 4.5.b


Enlace a 115 kV

Estructura de doble circuito tendido de un circuito

Geotermoeléctrica

Humeros III54 MW

Humeros Fase B(Unidad 10)

27 MW

a Zacapoaxtla a Teziutlán

SE Humeros II

a Libres Humeros Fase A(Unidad 9)

27 MW

SE HumerosIII

a Zacapoaxtla a Teziutlán

SE Humeros II

a Libres Humeros Fase A(Unidad 9)

27 MW

Humeros8 x 5 MW


4-18

4.4.2.3 Red asociada a la central eólica La Venta III Esta planta eólica se construirá en el municipio de Juchitán, con una capacidad de 101 MW. La central entrará en operación en abril de 2012 y su red de transmisión asociada consiste en un alimentador en 230 kV en subestación La Venta II para su interconexión a la red del servicio público. La figura 4.6 muestra la red asociada.

Red asociada a la central eólica La Venta III

Figura 4.6

Eoloeléctrica


Enlace a 230 kV

Oaxaca IJuchitán II

La Venta II

a Juile a Juilea Matías Romero Potencia

Eurus

Parques Ecológicos de

México

Op. Ini. 115 kV

a Huatulco

La Venta III101 MW


4-19

4.4.2.4 Red asociada a las centrales eólicas de la Temporada Abierta (TA), Oaxaca II, III, IV y Sureste I (primera fase)

Se tiene programada la entrada en operación del proyecto de TA que incorporará 1,925 MW de capacidad de generación entre 2011 y 2014, de los cuales 1,521 MW provendrían de centrales de autoabastecimiento y 404 MW de las plantas eólicas Oaxaca II, III, IV y Sureste I (primera fase). Este desarrollo de infraestructura consiste en una línea de transmisión de doble circuito de 271.6 km-c en 400 kV de tres conductores por fase 1113 ACSR, que parte de la nueva subestación colectora Ixtepec Potencia (antes La Ventosa), ubicada en la zona del Istmo de Tehuantepec, hacia la SE Juile. Adicionalmente el proyecto considera el tendido del segundo circuito en 400 kV de aproximadamente 154.2 km entre las subestaciones Juile-Cerro de Oro y un reactor de 75 MVAr en la SE Juile. En total incluye 425.8 km-c de líneas de transmisión en este nivel de tensión. La SE Ixtepec Potencia está conformada por dos bancos transformadores de 400/115 kV y tres bancos de 400/230 kV con una capacidad total de 1,875 MVA3/. Asimismo incluye seis bahías de alimentadores en 400 kV. También se ha instalado en la subestación un dispositivo dinámico de control de voltaje (CEV) de ±300 MVAr en 400 kV. Las obras asociadas a los proyectos Oaxaca II, III, IV y Sureste I (primera fase) consisten en 3 alimentadores de 230 kV en la subestación Ixtepec Potencia para recibir en este punto 404 MW de generación. En la figura 4.7 se muestra la red de transmisión asociada al proyecto de TA.

Red asociada a las centrales eólicas de la Temporada Abierta, Oaxaca II, III, IV y Sureste I (primera fase)

Figura 4.7

a Temascal II

IxtepecPotencia

a Cerro de Oro Juile

a Manuel Moreno Torres

Temporada Abierta : 1925 MW

Permisionarios : 1521 MW

CEV

Enlace a 230 kV

Enlace a 400 kV


Eoloeléctrica

±300 MVAr

Oaxaca II 101 MW

Oaxaca IV101 MW

Oaxaca III101 MW

Sureste I Fase I101 MW


4-20

4.4.2.5 Red asociada a la central hidroeléctrica Chicoasén II Este proyecto de generación se ubicará sobre la cuenca del río Grijalva en el municipio de Chicoasén en el estado de Chiapas, aproximadamente 25 kilómetros al noroeste de Tuxtla Gutiérrez y a 8 km al noroeste de la central Hidroeléctrica Manuel Moreno Torres. Eléctricamente estará ubicado en la zona Tuxtla Gutiérrez en el Área de Control Oriental. Esta central estará compuesta por tres unidades de 75 MW cada una y se estima tenga una generación media anual de 489 GWh con un factor de planta de 25% y una vida útil de 50 años. La central entrará en operación en abril de 2017, y dentro del alcance de la planta se considera la construcción de la subestación Chicoasén II con cinco alimentadores de 400 kV. En esta misma subestación se prevé la instalación de 4X33 MVAr de compensación reactiva inductiva en 400 kV; tres unidades son provenientes de la subestación Manuel Moreno Torres. Como red asociada se considera el entronque de la línea de transmisión de 400kV LT Manuel Moreno Torres-Juile. La figura 4.8 muestra la red asociada.

Red asociada a la central hidroeléctrica Chicoasén II

Figura 4.8

a Juile

Manuel Moreno Torres

225 MWa Malpaso

a Juile

Chicoasén II

a San Cristóbal

a AngosturaEl Sabino

a Ocozocuatla

a Tuxtla I

a Tuxtla Sur

Juy-Juy

Hidroeléctrica



Enlace a 400 kV

Enlace a 115 kV

Reactor


4-21

4.4.3 Área Occidental Se encuentra ubicada en la parte centro y occidente del país y comprende nueve estados. Para el análisis de redes eléctricas se subdivide en tres regiones, las cuales están conformadas por la región Bajío: Aguascalientes, Guanajuato, Querétaro, San Luis Potosí y Zacatecas; región Centro Occidente: Colima y Michoacán, y región Jalisco: Jalisco y Nayarit. En junio de 2011 la demanda máxima integrada fue de 8,669 MW. A nivel región, Bajío representa 55% de esta demanda, Jalisco 27% y Centro Occidente 18 %. En la Bajío se encuentran zonas con densidades altas de carga de tipo industrial, residencial y riego agrícola. La región Jalisco presentó una demanda máxima de 2,341 MW en junio de 2011 y la zona metropolitana de Guadalajara es la principal carga de la región. La empresa acerera SERSIINSA, con una demanda de 800 MW en el nivel de 230 kV es la carga más importante de la región Centro Occidente. Debido a que el comportamiento de la demanda horaria a nivel área es muy similar durante las horas de día, su factor de carga anual es de 77%; los requerimientos de suministro se mantienen constantes la mayor parte del tiempo. A diciembre de 2010 la capacidad de generación instalada era de 11,552 MW, 56% se encuentra ubicada en la región Centro Occidente, 24% en la Bajío y 20% en la Jalisco. A nivel área, 25% de la generación es del tipo hidroeléctrico con un factor de planta anual para las centrales Aguamilpa (960 MW) de 25%, el Cajón (750 MW) con 19% y para Zimapán (292 MW) de 51 porciento. A su vez, la carboeléctrica Plutarco Elías Calles (2,778 MW) que representa 24% de la capacidad instalada, cubre en la práctica parte de la demanda de las áreas Occidental, Central y Oriental. Para las centrales hidroeléctricas en el área, el despacho está programado principalmente para apoyar las horas de mayor demanda del SIN y en parte se ajusta a cubrir la demanda máxima regional. Sin embargo, para cumplir con el suministro se requiere importar energía desde otras áreas la mayor parte del tiempo. Para atender la demanda de la región Bajío se tienen enlaces, principalmente con el área Noreste, con longitudes que van de 200 hasta 260 km. En el caso de Guadalajara, la ciudad se abastece principalmente de la CT Manzanillo localizada a 200 km y la CH El Cajón ubicada a 170 km de distancia aproximadamente. Para cubrir el déficit de generación local y contar con la confiabilidad y seguridad necesarias, el área cuenta con enlaces de transmisión en 400 y 230 kV con las áreas vecinas. Con la Noroeste se tienen dos líneas en 400 kV, seis hacia la Noreste en el mismo nivel de tensión, una con la Norte en 230 kV, con la Central cinco en 400 kV y tres en 230 kV y finalmente una línea en 230 kV con la Oriental. Para atender el crecimiento natural de la demanda del área, en el mediano plazo será necesario contar con los siguientes proyectos de transmisión, transformación y compensación.


4-22

4.4.3.1 Obras principales Para mejorar el control de voltaje en la demanda mínima, entrarán en operación en septiembre de 2012, 180 MVAr de compensación reactiva inductiva conectada en el terciario de los bancos de potencia 400/230 kV en las subestaciones Atequiza, Zapotlanejo y Tepic II. Para la misma fecha, en 400 kV entrará en operación en la SE Acatlán un reactor de 70 MVAr proveniente de la subestación Temascal II, y dos reactores de 75 MVAr y 50 MVAr se conectarán en la subestación Carapan. El banco 1 de la subestación Guadalajara Industrial 230/23 kV con capacidad de 60 MVA, permitirá atender el crecimiento de demanda en el sureste de la zona metropolitana de Guadalajara y resolverá el problema de transformación 230/69 kV de la SE Guadalajara II. Su entrada en operación se prevé para noviembre de 2012. El proyecto Nuevo Vallarta 230/115 kV banco 1, con capacidad de transformación de 225 MVA3/ atenderá los crecimientos de demanda de la zona Vallarta. Evitará la sobrecarga de la actual SE Vallarta Potencia. La entrada en operación se tiene programada para marzo de 2013. El proyecto de las líneas de subtransmisión Santa Fe-Chipilo y Santa Fe-San José Iturbide con fecha de entrada en operación para abril de 2014, considera la construcción de 52 km-c de líneas de subtransmisión de 115 kV. La finalidad de este proyecto es reducir la carga en la subestación San Luis de la Paz II, aprovechando la reserva de transformación de la subestación Santa Fe. El banco 5 de Tepic II 230/115 kV con capacidad de 100 MVA, reforzará la transformación de esta subestación y permitirá atender el crecimiento de la zona Tepic. Su entrada en operación se prevé para septiembre de 2014. El banco 5 de Acatlán 230/115 kV con capacidad de 100 MVA, tiene como finalidad complementar la conversión de voltaje de operación de 69 kV a 115 kV en las zonas Costa y Minas. La entrada en operación se programa para septiembre de 2014. El Compensador Estático de Var de la subestación Vallarta Potencia con una capacidad de 50/150 MVAr Inductivo/Capacitivo, tiene como objetivo preservar la calidad de voltaje en la zona Vallarta y su entrada en operación se prevé para marzo de 2015. El proyecto de transformación Querétaro I banco 1 230/115 kV con capacidad de 225 MVA, satisfará el crecimiento en la zona Querétaro al sustituir el banco de 100 MVA de esta subestación para abril de 2015. El banco 2 de Guadalajara Industrial permitirá atender el crecimiento del sureste de la zona metropolitana de Guadalajara. Reforzará la transformación 230/69 kV de la SE Guadalajara II, con la entrada en operación de un banco 230/69 kV con capacidad de 225 MVA3/. Su operación se prevé para junio de 2015. El banco 1 de Apatzingán Potencia con capacidad de 375 MVA3/, evitará el transporte de energía de Lázaro Cárdenas-Carapan-Apatzingán, lo cual disminuirá las pérdidas eléctricas de las zonas Carapan, Uruapan y Apatzingán y liberación de capacidad de transformación en la subestación Carapan. Su operación se prevé para febrero de 2016. El banco 1 de la subestación Purépecha 400/115 kV con capacidad de 375 MVA3/, atenderá el crecimiento de la demanda de las zonas Carapan y Ciénega y descargará los bancos 230/115 kV de las subestaciones Ocotlán (2x100 MVA) y Zamora (100 MVA) en abril de 2016.


4-23

Para 2017-2021, se programan varios refuerzos de transmisión y transformación en el área, en los que destacan los siguientes proyectos. La red de transmisión asociada a la modernización de las unidades uno y dos de Manzanillo II considera repotenciar a tres conductores por fase las líneas en 400 kV entre las subestaciones Manzanillo II y Tapeixtles Potencia, y una nueva línea en 400 kV entre las subestaciones Tapeixtles Potencia y Acatlán para octubre de 2018. El banco 4 de Potrerillos atenderá el crecimiento de demanda de la zona León, con la entrada en operación de un banco 400/115 kV con capacidad de 375 MVA3/, para abril de 2018. Este mismo año se tiene programada la adición de transformación 400/115 kV en la SE La Pila en la zona San Luis Potosí. Para abril de 2018, el proyecto San José el Alto considera la construcción de una subestación 400/230 kV con capacidad de 375 MVA3/ que se alimentará con un doble circuito en 400 kV desde la subestación Querétaro Potencia Maniobras. La red asociada a éste proyecto se interconecta en 230 kV con las subestaciones Querétaro I, Conín y El Sauz, lo que disminuirá el flujo del enlace Querétaro Potencia-Querétaro Potencia Maniobras en 400 kV. Sin embargo con los nuevos escenarios de mercado eléctrico y el diferimiento en la construcción del proyecto de Cogeneración salamanca Fase I, se revisará su fecha de entrada en operación. En 2019 se incluye un banco 230/115 kV en Pátzcuaro, Michoacán y una tercera fuente de alimentación en 230 kV hacia la zona Vallarta desde la subestación Cerro Blanco. Para 2021, la adición de un banco 400/230 kV en la zona metropolitana de Guadalajara. Finalmente entre 2022 y 2026, se tienen programados otros refuerzos en el área, un corredor en 400 kV entre las zonas Lázaro Cárdenas y Salamanca y de 400 kV entre las zonas San Luis Potosí y Querétaro. En la figura 4.9 se muestran los principales proyectos para 2012-2021.

Principales proyectos en la red troncal del área Occidental

Figura 4.9

Tepic II

Aguamilpa

Pitirera

Villita

Las Delicias

Azufres

Charcas Potencia

Zacatecas II

Primerode Mayo

Villa de Reyes

a Tula

Zimapán

a Ixtapa Potencia

El Cajón

a Donato Guerra

a Las Mesas

a Anáhuac Potencia

a Ramos Arizpe

a Vicente Guerrero II

a Mazatlán II

La Yesca

Nuevo Vallarta

Moctezuma Potencia

La Pila

San JoséEl Alto

Apatzingán Potencia

Cadereyta

Cañada

CCSalamanca

PotrerillosCerro Blanco



Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Estructura de doble circuitoTendido de un circuito

CEV

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Turbogás

Térmica Convencional

Carboeléctrica

Geotermoeléctrica

TesistánIxtlahuacán

Acatlán

Niños HéroesZapopan

Guadalajara

El Potosí

San Luis de la Paz

Querétaro I

Pátzcuaro Potencia

GuadalajaraIndustrial

Mazamitla

Lázaro Cárdenas Potencia

Reactor en media tensión

Jiliapan

Tapeixtles

Carapan

Vallarta Potencia

CC Occidental I

Atequiza

Zapotlanejo

Purépecha

Dañu

Silao II

ManzanilloI y II

PedroMoreno


4-24

En los cuadros 4.4a, 4.4b y 4.4c se muestran los principales refuerzos de líneas de transmisión, transformación y compensación respectivamente, programados para el área Occidental durante 2012-2021.

Principales obras programadas para el área Occidental 2012–2021

1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido de dos circuitos

Cuadro 4.4a


Cuadro 4.4b

230 4 9.4 Nov-12Nuevo Vallarta entronque Tepic II-Vallarta Potencia 230 2 21.6 Mar-13Santa Fe–Chipilo y Santa Fe–San José Iturbide 115 1 52.0 Abr-14Tesistán-Zapopan-Niños Héroes 230 2 56.6 Mar-15Apatzingán Potencia-Apatzingán 230 1 14.0 Feb-16El Llano entronque Aguascalientes Potencia-Cañada 400 2 40.0 Oct-16El Potosí-San Luis II 230 1 18.0 Feb-17Tarimbaro entronque Carapan-Morelia 230 2 32.0 Sep-17San José El Alto-Querétaro Potencia Maniobras 400 2 72.0 Abr-18La Pila entronque Anáhuac Potencia-El Potosí, línea uno 400 2 24.0 Abr-18La Pila entronque Anáhuac Potencia-El Potosí, línea dos 400 2 24.0 Abr-18Jiliapan-Cadereyta 230 2 124.0 Oct-18Manzanillo II-Tapeixtles Potencia 400 2 20.0 Oct-18Tapeixtles Potencia-Acatlán 1 400 2 177.0 Oct-18Cerro Blanco-Vallarta Potencia 1 230 2 100.0 May-19Uruapan Potencia-Pátzcuaro Potencia 1 230 2 60.0 Sep-19Salamanca CC-Celaya III 230 1 40.0 Dic-19Cajititlán-Ocotlán 230 1 57.0 Oct-20Cajititlán entronque Atequiza-Guadalajara II 1 230 2 12.0 Oct-20Total 953.6

Guadalajara Ind. entronque Guadalajara I-Guadalajara II 2

Tensión kV

Núm. de circuitos

Longitud km-c

Fecha de entrada

Línea de Transmisión

Guadalajara Industrial Banco 1 1 T 60 230 /23 Nov-12Nuevo Vallarta Banco 1 4 AT 300 230 /115 Mar-13Tepic II Banco 5 3 AT 100 230 /115 Sep-14Acatlán Banco 5 4 AT 100 230 /115 Sep-14Querétaro I Banco 1 Sustitución 3 AT 225 230 /115 Abr-15Guadalajara Industrial Banco 2 4 T 300 230 /69 Jun-15Apatzingán Potencia Banco 1 4 AT 500 400 /230 Feb-16Purépecha 4 T 500 400 /115 Abr-16Salamanca II Banco 2 Sustitución 4 T 500 400 /115 Nov-16Guadalajara Industrial Banco 3 1 T 60 230 /23 Jun-17Niños Héroes Banco 3 1 T 100 230/69 Jun-17Tesistán Banco 6 1 T 60 230 /23 Ago-17Tarimbaro Banco 1 4 AT 133 230 /115 Sep-17Potrerillos Banco 4 4 T 500 400 /115 Abr-18San José El Alto Banco 1 4 AT 500 400 /230 Abr-18La Pila Banco 1 Sustitución 7 T 875 400 /115 Abr-18Corregidora Banco 1 4 AT 300 230 /115 Abr-18Soyatal Banco 1 4 AT 300 230 /115 May-18Cajititlán Banco 1 4 AT 133 230 /115 Jun-18Cadereyta Banco 1 4 AT 300 230 /115 Oct-18Cerro Blanco Banco 1 4 AT 500 400 /230 May-19Pátzcuaro Potencia Banco 1 4 AT 133 230 /115 Sep-19Acatlán Banco 6 3 AT 300 400 /230 Oct-19Zapotlanejo Banco 2 3 AT 375 400 /230 Abr-21Total 7,154

Capacidad MVA


Fecha de entrada



4-25

Principales obras programadas para el área Occidental 2012–2021

Ind. Inductivo Cap. Capacitivo CEV: Compensador Estático de VAr

Cuadro 4.4c

Abasolo I MVAr Capacitor 115 30.0 Feb-12San Juan del Río Oriente MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-12Atequiza MVAr Reactor 13.8 60.0 Sep-12Tepic II MVAr Reactor 34.5 60.0 Sep-12Zapotlanejo MVAr Reactor 34.5 60.0 Sep-12Acatlán MVAr Reactor 400 70.0 Sep-12Carapan MVAr Reactor 400 125.0 Sep-12Nuevo Vallarta MVAr Capacitor 115 15.0 Mar-13Silao Potencia MVAr Capacitor 115 30.0 Abr-13Zamora MVAr Capacitor 115 30.0 Abr-13Boquilla MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-13Pátzcuaro Norte MVAr Capacitor 115 30.0 Sep-13Silao II MVAr Capacitor 115 30.0 Feb-14Jarretaderas MVAr Capacitor 115 15.0 Mar-14Vallarta I MVAr Capacitor 115 15.0 Mar-14Vallarta Potencia CEV Compensador Estático de VAr 230 50/150 Ind./Cap. Mar-15Zacatecas II MVAr Capacitor 115 30.0 May-15Fresnillo Norte MVAr Capacitor 115 15.0 May-15Sayula MVAr Capacitor 115 7.5 Dic-16Salamanca II MVAr Capacitor 115 30.0 Ene-17Fresnillo Potencia MVAr Capacitor 115 30.0 May-17Jurica MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-18La Pila MVAr Reactor 400 233.3 Abr-18Zacatecas II CEV Compensador Estático de VAr 230 70/200 Ind./Cap. May-18Flamingos MVAr Capacitor 115 15.0 May-18Campestre MVAr Capacitor 115 15.0 Sep-19Valle de Guadalupe MVAr Capacitor 115 15.0 Sep-19Acatlán MVAr Reactor 400 100.0 Oct-19Pénjamo MVAr Capacitor 115 30.0 May-20El Mirador MVAr Capacitor 115 7.5 Oct-20La Estrella MVAr Capacitor 115 7.5 Dic-20Laguna Seca MVAr Capacitor 115 30.00 May-21Zapoltitic MVAr Capacitor 115 15.00 Oct-21Colima II MVAr Capacitor 115 30.0 Dic-21Total 1,703.3

Tensión kV

Capacidad MVAr

Fecha de entrada



4-26

4.4.3.2 Red asociada a la central de cogeneración Salamanca Fase I Esta planta entrará en operación en abril de 2013, con una capacidad de 470 MW. Tiene como objetivo suministrar vapor a la refinería Ing. Antonio M. Amor de Pemex y participar en el corto plazo en el suministro de energía eléctrica a la región Bajío del área Occidental. Para octubre de 2012 se requiere una nueva subestación en 230 kV encapsulada en SF6 con los alimentadores necesarios para la conexión de las unidades turbogás y líneas de transmisión. Esta obra está dentro del alcance de la central. Igualmente dentro de la planta se considera la construcción de 1.4 km-circuito de líneas de transmisión en 230 kV, calibre 1113 ACSR de uno y dos conductores por fase para las acometidas de ocho líneas. Figura 4.10. Actualmente el proyecto ha presentado problemas en la disponibilidad del terreno, por lo que es probable que surja un ajuste en su fecha de entrada en operación.

Red asociada a la central de cogeneración Salamanca Fase I

Figura 4.10

a Santa María

a Salamanca II

Salamanca

a Cela

ya II

I

a Celaya III

a Irapuato II

a Irapuato II

a Salamanca II

Aguamilpa

Pitirera

Villita

Las Delicias

Azufres

Charcas Potencia

Villa de Reyes

a Tula

Zimapán

a Ixtapa Potencia

Lázaro CárdenasPotencia

El Cajón

a Donato Guerra

a Las Mesas

a Anáhuac Potencia

a Ramos Arizpea Jerónimo Ortiz

a Mazatlán II

La Yesca

Cañada

El Potosí

Vallarta Potencia

LasFresas

El Sauz



Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Turbogás


Carboeléctrica

Geotermoeléctrica


Enlace a 115 kV


ManzanilloI y II

Salamanca Fase I470 MW


4-27

4.4.3.3 Red asociada al proyecto de generación Los Azufres III Fase I El proyecto de generación tiene fecha de entrada en operación para abril de 2014, con una capacidad de generación de 50 MW, la cual considera la sustitución de 4 plantas generadoras a contrapresión de 5 MW cada una (20 MW) por una unidad de 50 MW a condensación, la cual se interconectará con la actual subestación Azufres Switcheo. Con la capacidad de generación adicional neta de 30 MW y dada la infraestructura eléctrica existente donde se interconectará esta central, no se requiere red de transmisión asociada. Sin embargo, dentro del alcance del proyecto de generación se incluyen entronques en 115 kV para interconectar la unidad con la red existente en el campo geotérmico Los Azufres programada para octubre de 2013.

Red asociada al proyecto de generación Los Azufres III Fase I

Figura 4.11

Aguamilpa

Infiernillo

Villita

Las Delicias

Azufres

Charcas Potencia

Villa de Reyes

a Tula

Zimapán

a Ixtapa Potencia

LázaroCárdenasPotencia

El Cajón

a Donato Guerra

a Las Mesas

a Anáhuac Potencia

a Ramos Arizpea Jerónimo Ortiz

a Mazatlán II

La Yesca

Cañada

El Potosí

Vallarta Potencia

LasFresas

El Sauz



Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Turbogás


Carboeléctrica

Geotermoeléctrica


Enlace a 115 kV


a Aeropuerto

a Zinapécuaro

Azufres Distribución

AzufresSwitcheo

a Acámbaro

a Ciudad

Hidalgo

U – 14

U – 9

a campo sur

a unidad 15

ManzanilloI y II

Azufres III Fase I50 MW


4-28

4.4.4 Área Noroeste El área Noroeste proporciona el suministro de energía eléctrica a los estados de Sonora y Sinaloa. Eléctricamente está dividida en 13 zonas. Sus centros de carga más importantes son Hermosillo y Ciudad Obregón en Sonora, así como Culiacán, Los Mochis y Mazatlán en Sinaloa. Su sistema eléctrico se caracteriza por una estructura longitudinal, con un total de 1,200 km entre sus extremos y enlaces entre zonas en niveles de 230 kV y 115 kV, principalmente. Actualmente, sólo el enlace Mazatlán-Culiacán opera en 400 kV y para este año está programada la conversión a 400 kV del enlace Culiacán-Los Mochis. Desde 2005 se halla permanentemente conectada con el resto del SIN a través de los enlaces Mazatlán-Tepic, con el área Occidental, además de Mazatlán-Durango y Nacozari-Moctezuma, con el área Norte. En agosto de 2011 registró una demanda máxima de 3,772 MWh/h, lo que representó un crecimiento de 4.29% con respecto al año anterior. La capacidad de generación instalada a diciembre de 2010 fue de 3,828 MW, compuesta por unidades termoeléctricas convencionales (53%), centrales hidroeléctricas (25%), ciclos combinados (20%) y unidades turbogás (2%). Del total anterior, 55% se localiza en el estado de Sonora, donde se ubica la mayor parte de la generación base y 45% se sitúa en Sinaloa, donde predominan las centrales hidroeléctricas. Actualmente se tienen instalados 941 MW en unidades hidroeléctricas; sin embargo, el agua almacenada en los embalses se utiliza primordialmente para riego, por lo que sólo se dispone de una fracción de esta capacidad para atender la demanda máxima del área. El agua de los embalses es administrada por la Comisión Nacional del Agua (CNA), quien proporciona a CFE una cuota mensual en volumen para su utilización. Estadísticamente, la capacidad hidroeléctrica posible de utilizar en la condición de demanda máxima del área es de alrededor de 325 MW. Durante los meses de junio a septiembre la generación hidroeléctrica permanece baja. Las principales contribuciones se realizan con Huites y El Novillo, las cuales deben ser administradas de manera que se cubra la demanda máxima del área. En cuanto a la generación térmica, la capacidad efectiva instalada actualmente alcanza los 2,787 MW. Durante el verano —cuando se presenta la demanda máxima— la capacidad realmente disponible se reduce cerca de 8% por el efecto de la temperatura ambiente, mantenimientos, fallas de las mismas unidades o disponibilidad del agua. La demanda máxima del área se presenta en verano, caracterizada por la elevación en la temperatura ambiente y por el comportamiento del sector industrial, particularmente dentro de los ramos minero y acuícola. Esta situación origina altos flujos de potencia en la red de transmisión troncal. En 2011 —durante la condición de demanda máxima— se importaron 680 MW, de los cuales cerca de 60% se realizó a través del enlace Mazatlán-Tepic y el resto por Mazatlán-Durango. Por el enlace Nacozari-Moctezuma se exportaron 21 MW. Con el crecimiento reciente en la demanda del área y considerando la infraestructura eléctrica actual, se prevé que en el corto plazo se presentarán flujos de potencia altos entre las zonas Mazatlán-Culiacán-Los Mochis. Asimismo, se estima que podría alcanzarse la capacidad nominal de algunos bancos de transformación 230/115 kV, particularmente en las zonas Culiacán, Guasave, Navojoa y Guaymas.


4-29

Por otra parte, destaca la importancia de los nuevos proyectos de generación, como la central de ciclo combinado Agua Prieta II, programada para entrar en operación comercial en abril de 2013, la cual permitirá disminuir la transmisión de potencia desde el área Occidental e incrementar el intercambio de energía entre las áreas Noroeste y Norte para diversos puntos de operación, aprovechando la diversidad de la demanda entre estos sistemas. En el mediano y largo plazos se han considerado adiciones de generación en Topolobampo (1,400 MW), Guaymas (1,494 MW), Mazatlán (867 MW) y Hermosillo (1,400 MW). Con este programa de generación se pretende mejorar el balance oferta-demanda, reducir las necesidades de importación, disminuir las pérdidas eléctricas y mejorar el perfil de voltaje. Adicionalmente, será posible retirar prácticamente todo el parque térmico convencional, el cual opera con unidades antiguas y de baja eficiencia. 4.4.4.1 Obras principales Con el objetivo de mantener el nivel deseado de confiabilidad y satisfacer la demanda futura de electricidad, se han programado para el mediano y largo plazos los proyectos de transmisión y transformación que se describen a continuación. En la figura 4.12 se muestran algunas de las obras más importantes en 2012-2021. Para junio de 2012 está programado el traslado de un banco trifásico 230/115 kV de 62.5 MVA de capacidad de la subestación Cananea hacia El Fresnal, motivado por el incremento de carga ante el apoyo que el gobierno del estado de Sonora pretende dar al desarrollo de la zona Cananea-Nacozari. El proyecto permitirá alimentar la carga normal y los desarrollos industriales en la población de Agua Prieta, mejorando la confiabilidad y reduciendo significativamente las pérdidas eléctricas. En julio de 2012 entrará en operación la nueva subestación El Mayo en la zona Navojoa, con un banco de transformación 230/115 kV de 225 MVA3/ de capacidad, más red asociada en 115 kV. El proyecto permitirá atender el incremento en la demanda de la zona y evitar la saturación de los bancos de 100 MVA de la subestación Pueblo Nuevo. Como parte de la red asociada a Agua Prieta II, en octubre de 2012 se terminará la construcción de las líneas El Fresnal-Cananea en 230 kV, y Ejido Agua Prieta entronque El Fresnal-Nacozari en 400 kV, que operará inicialmente en 230 kV. Para junio de 2013 se considera la instalación de 45 MVAr de compensación reactiva capacitiva en derivación en la zona Agrícola Hermosillo. El proyecto permitirá mejorar el perfil de voltaje en las subestaciones de la zona ante el incremento en la capacidad de los desarrollos acuícolas que operan en esta región. En junio de 2013 está programada la construcción de una línea en 115 kV, de 55 km de longitud, entre las zonas Guasave y Los Mochis, la cual permitirá atender el incremento en la demanda de la zona Guasave y disminuir el flujo de potencia a través de los bancos de transformación de la subestación Guamúchil Dos, aprovechando la transformación existente en Los Mochis.


4-30

Principales proyectos en la red troncal del área Noroeste

Figura 4.12 Como parte del crecimiento de la red troncal, en abril de 2014 se construirá el primer circuito entre las subestaciones Nacozari y Hermosillo Cinco, con una longitud de 201 km, aislado en 400 kV y operado inicialmente en 230 kV. Con el proyecto se aprovecharán los intercambios internos y externos de generación de los estados de Sonora y Sinaloa con el resto del SIN. Además, se incrementará la capacidad de transmisión entre las regiones Hermosillo y Nacozari, proporcionando una trayectoria confiable para la generación ubicada en esta última. Para abril de 2015 está programada la interconexión del área Baja California con el SIN, por medio de un enlace asíncrono con una capacidad de 300 MW. El proyecto incluye la construcción de un doble circuito en 400 kV tendido del primero, con una longitud (estimación preliminar) de 390 km, entre las subestaciones Seis de Abril, en el área Noroeste y Cucapáh, en Baja California, así como la instalación de una estación asíncrona en Cucapáh. En la zona Culiacán está programada la ampliación de la SE La Higuera 230/115 kV, con un banco de transformación de 225 MVA de capacidad. El proyecto está considerado para abril de 2015, y con su entrada en operación se evitará la saturación de las subestaciones La Higuera y Culiacán Tres. En octubre de 2015, como parte de la red de transmisión asociada a Topolobampo II, se considera la construcción de una línea en 400 kV de dos circuitos, tres conductores por fase, entre Topolobampo CC y Choacahui, además de la ampliación de la capacidad de transformación 400/230 kV de esta subestación.

Nacozari

Obregón

Los Mochis

El Fresnal

Mazatlán II

Hermosillo V

Seis de Abril

Topolobampo

NogalesAeropuerto

Pueblo Nuevo

Guamúchil

PuertoPeñasco

El Habal

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado




Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Op. Ini.230 kV

Culiacán

El Mayo

Op. Ini.230 kV

a Cucapáh

a Nuevo Casas Grandes

a Durango II

a Jerónimo Ortiz

a Tepic II

Puerto Libertad

Agua Prieta II

Agrícola Hermosillo

Topolobampo II y III

Guaymas II y III

Cananea

Op. Ini.230 kV

Seri

Guaymas

GuaymasCereso

Hermosillo Aeropuerto

Comedero

Sanalona

HumayaBacurato

El Fuerte

Huites

El Novillo

Topolobampo CC

Enlace a 115 kV

Hermosillo IV



4-31

Para abril de 2016 se ha programado la entrada en operación de Peñasco Potencia, con un banco 230/115 kV de 225 MVA3/ de capacidad. El proyecto permitirá atender el incremento en la demanda de Puerto Peñasco y evitará la saturación de los bancos de 100 MVA de la subestación Seis de Abril. En abril de 2016 se reforzará el enlace Hermosillo-Santa Ana con la construcción de una línea de transmisión en 230 kV, de dos circuitos tendido del primero y 150 km de longitud, entre las subestaciones Hermosillo Loma y Santa Ana. Para junio del mismo año se construirá el segundo circuito en 230 kV de la línea Santa Ana-Nogales Aeropuerto, con una longitud de 100 km. Este último permitirá atender el crecimiento de la demanda en la zona Nogales. Debido al retiro de la central generadora Guaymas II, en abril de 2016 se instalará un segundo banco de transformación 230/115 kV de 100 MVA en la subestación Guaymas Cereso, el cual evitará la saturación de la transformación existente en la zona. En octubre de 2016 se construirá la red asociada a la central de ciclo combinado Guaymas II, la cual consiste en el entronque de la línea Guaymas II-Obregón Tres, más un doble circuito tendido del primero de 109 km hacia Bácum y otro de 25 km hacia Guaymas Cereso. Adicionalmente, en diciembre del mismo año se tiene previsto reforzar el corredor Los Mochis-Obregón-Hermosillo, mediante un doble circuito en 400 kV de aproximadamente 460 km, originado por la entrada en operación de la central generadora Topolobampo III. Este proyecto incluye la adición de 750 MVA3/ de transformación 400/230 kV en Bácum y 750 MVA3/ más en Seri. En octubre de 2017, como parte de la red de transmisión asociada a la central generadora Guaymas III, se ha considerado la construcción de un tercer circuito en 400 kV de Choacahui hacia La Higuera, con una longitud aproximada de 245 km, por el manejo de los flujos de potencia esperados en este corredor, principalmente en invierno. Con la finalidad de reducir los costos de producción y las emisiones contaminantes en el área Baja California Sur (BCS), se está analizando su interconexión con el SIN mediante un cable submarino en corriente directa a través del Mar de Cortés, entre los sitios Bahía Kino, en el Noroeste y El Infiernito en BCS. Tentativamente, el enlace entraría en operación en 2018 con una capacidad de 300 MW, a reserva de finalizar los estudios técnicos y económicos correspondientes. En el anexo E se detallan las características de esta interconexión. En junio de 2019 entrará en operación un banco de transformación 230/115 kV de 225 MVA3/ de capacidad en la subestación Esperanza, en la costa de Hermosillo. Su objetivo es atender el crecimiento de la demanda en esta región, originado principalmente por proyectos acuícolas, por lo cual su fecha de entrada pudiera anticiparse en función de la dinámica con que se desarrolle este sector. Con el propósito de mantener un perfil de voltaje adecuado en la parte sur del estado de Sonora, en junio de 2020 se instalará un Compensador Estático de VAr en 230 kV en la subestación Bácum, con una capacidad de ±220 MVAr. El proyecto permitirá soportar la transmisión de potencia a través de la red troncal en ambos sentidos (verano e invierno). Para octubre de 2020 se considera la construcción de un tercer circuito en 400 kV en los corredores Mazatlán-Tepic y Mazatlán-Culiacán, como parte de la red de transmisión asociada a la central generadora Mazatlán, programada para entrar en operación en 2021. En junio de 2021 se instalará un segundo banco de transformación 230/115 kV en la subestación Nogales Aeropuerto, de 100 MVA de capacidad. El proyecto incluye el tendido del segundo circuito de 230 kV entre Nogales Aeropuerto y Nogales Norte, de 24 km de longitud.


4-32

Finalmente, en octubre de 2024 se considera la construcción de un doble circuito en 400 kV de Puerto Libertad hacia Hermosillo, con una longitud aproximada de 210 km, además de transformación 400/230 kV en la zona Hermosillo, asociados a las centrales generadoras Noroeste IV y V. En los cuadros 4.5a, 4.5b y 4.5c se muestran las principales obras de transmisión, transformación y compensación programadas para el área Noroeste durante 2012-2021.

Principales obras programadas para el área Noroeste 2012–2021

1/ Operación inicial 230 kV 2/ Tendido del primer circuito 3/ Tendido del segundo circuito

Cuadro 4.5a

AT. Autotransformador

Cuadro 4.5b

El Fresnal-Cananea 230 2 151.4 Oct-12Nacozari-Hermosillo Cinco1/ 2/ 400 2 201.0 Abr-14Seis de Abril-Cucapáh2/ 400 2 390.0 Abr-15Topolobampo CC-Choacahui 400 2 120.0 Oct-15Santa Ana-Loma2/ 230 2 150.0 Abr-16Santa Ana-Nogales Aeropuerto3/ 230 2 100.0 Jun-16Guaymas CC-Bácum2/ 230 2 109.0 Oct-16Guaymas CC-Guaymas Cereso 230 1 25.0 Oct-16Choacahui-Pueblo Nuevo3/ 400 2 141.0 Dic-16Pueblo Nuevo-Obregón Cuatro 400 2 140.0 Dic-16Bácum-Obregón Cuatro3/ 400 2 30.0 Dic-16Bácum-Obregón Cuatro 230 2 60.0 Dic-16Seri-Guaymas Cereso 400 2 250.0 Dic-16Bácum-Guaymas Cereso3/ 400 2 95.0 Dic-16Hermosillo Cuatro-Hermosillo Cinco3/ 230 2 33.0 Dic-16Choacahui-La Higuera2/ 400 2 245.0 Oct-17Hermosillo Aeropuerto-Esperanza3/ 230 2 58.1 Jun-19Mazatlán Dos-Tepic Dos2/ 400 2 255.0 Oct-20La Higuera-Mazatlán Dos2/ 400 2 210.0 Oct-20Nogales Aeropuerto-Nogales Norte3/ 230 2 24.1 Jun-21Total 2,787.6

Longitud km-c

Fecha de entrada

Línea de TransmisiónTensión

kVNúm. de circuitos

El Mayo Banco 1 4 AT 300 230 /115 Jul-12Seis de Abril Banco 3 4 AT 500 400 /230 Abr-15La Higuera Banco 4 3 AT 225 230 /115 Abr-15Choacahui Banco 2 3 AT 375 400 /230 Oct-15Peñasco Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 Abr-16Guaymas Cereso Banco 2 3 AT 100 230 /115 Abr-16Seri Bancos 1 y 2 7 AT 875 400 /230 Dic-16Bácum Bancos 3 y 4 7 AT 875 400 /230 Dic-16Esperanza Banco 1 4 AT 300 230 /115 Jun-19Nogales Aeropuerto Banco 2 3 AT 100 230 /115 Jun-21Total 3,950

Capacidad MVA


Fecha de entrada



4-33

Principales obras programadas para el área Noroeste 2012–2021


Cuadro 4.5c

El Mayo MVAr Capacitor 115 22.5 Jul-12Subestación Tres Costa MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-13Subestación Cuatro Costa MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-13Subestación Seis Costa MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-13Hernando de Villafañe MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-13Hermosillo Cinco MVAr Reactor 230 28.0 Abr-14Seis de Abril (Barra) MVAr Reactor 400 50.0 Abr-15Seis de Abril MVAr Reactor 400 133.3 Abr-15Seri MVAr Reactor 400 175.0 Dic-16Bácum MVAr Reactor 400 175.0 Dic-16Choacahui MVAr Reactor 400 75.0 Oct-17Bácum CEV Compensador Estático de VAr 230 220/220 Ind./Cap. Jun-20La Higuera MVAr Reactor 400 75.0 Oct-20Mazatlán Dos MVAr Reactor 400 75.0 Oct-20Total 1,308.8

Tensión kV

Capacidad MVAr

Fecha de entrada



4-34

4.4.4.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II Esta planta generadora está programada para entrar en operación en abril de 2013, con una capacidad de 463 MW. Se ubicará en el sitio denominado Ejido Agua Prieta, aproximadamente a 7 km al norte de la central Naco-Nogales, en el municipio de Agua Prieta, Sonora. Por su ubicación permitirá el intercambio de potencia en ambos sentidos entre las áreas Noroeste y Norte en diferentes puntos de operación, e incrementará la confiabilidad en el suministro y la flexibilidad en la operación del SIN. Agua Prieta II inyectará su potencia en el nivel de 230 kV. Las principales obras de transmisión asociadas a esta central son: un doble circuito en 400 kV operado inicialmente en 230 kV, de 6.9 km de longitud, que entroncará la línea El Fresnal-Nacozari además de una línea de transmisión de doble circuito en 230 kV, de 75.7 km de longitud, entre las subestaciones El Fresnal y Cananea. La figura 4.13 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II

Figura 4.13

MineraMilpillas

MineraMaría

Observatorio

a Santa AnaMexicanaCananea

SubestaciónCananea

Agua PrietaAgua Prieta II

463 MWOp. Ini. 230 kV

Op.

Ini. 2

30 k

VEl Fresnal

a Nuevo Casas Grandes

Op. In

i. 230

kV

La CaridadFundición

Nacozaria Hermosillo III La Caridad

Ciclo Combinado



Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV


4-35

4.4.4.3 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo II Esta planta generadora está programada para entrar en operación en abril de 2016, con una capacidad de 700 MW. De manera preliminar se ha considerado que se ubicará cerca de la central termoeléctrica Topolobampo II, en el municipio de Ahome, Sinaloa. Con la operación de este proyecto se pretende dar inicio a la utilización de un sistema de transporte de gas que cubriría la mayor parte del territorio de Sonora y Sinaloa, lo que permitirá instalar ciclos combinados con eficiencias superiores y precios de gas natural competitivos, así como retirar plantas termoeléctricas convencionales que han llegado al final de su vida económica, manteniendo al mismo tiempo el balance oferta-demanda en el área. De acuerdo con las indicaciones de la Secretaría de Energía (SENER), el proyecto se construirá bajo la modalidad de Productor Independiente de Energía (PIE). El punto de recepción de la generación será la subestación denominada Topolobampo CC, por lo que el PIE deberá construir la red necesaria para transmitir la energía desde la central hasta esta subestación. A cargo de CFE, el proyecto considera la construcción de una línea en 400 kV de dos circuitos, tres conductores por fase, de aproximadamente 60 km de longitud, desde Topolobampo CC hacia la subestación Choacahui, donde se conectará con la red eléctrica principal del Noroeste. Adicionalmente, se instalará un segundo banco de transformación 400/230 kV, de 375 MVA de capacidad en la subestación Choacahui. La figura 4.14 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo II

Figura 4.14

Los Mochis

Mazatlán II

Topolobampo

Pueblo Nuevo

Guamúchil

El Habal

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Culiacán

El Mayo

a Durango II

a Jerónimo Ortiz

a Tepic II

Topolobampo II700 MW

a Obregón IV a Obregón III

Comedero

Sanalona

Humaya

Bacurato

El Fuerte

Huites


Topolobampo CC



Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV

Op. Ini.230 kV


4-36

4.4.4.4 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas II

Esta planta generadora está programada para entrar en operación en abril de 2017, con una capacidad de 747 MW. Tentativamente se ha considerado que se ubicará al sur de la población de Empalme, Sonora. Con su instalación se reducirán los costos de operación del SIN, al utilizar tecnologías más eficientes y económicas, aprovechando la red de gasoductos que se pretende construir a lo largo del área Noroeste. Por su ubicación resultará estratégica para la operación del área Noroeste, ya que coadyuvará al suministro de la demanda en dos de los polos con mayor desarrollo dentro del área: Hermosillo y Ciudad Obregón. Guaymas II se conectará a la red de transmisión en el nivel de tensión de 230 kV. Dentro del alcance de su red asociada se considera la construcción de la nueva subestación Guaymas CC, donde se ubicará la generación. Adicionalmente, se construirán 162 km-c de líneas de transmisión aislados y operados en 230 kV, además de doce alimentadores en 230 kV. La figura 4.15 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas II

Figura 4.15

Obregón

Hermosillo V

Pueblo Nuevo

Hermosillo IV

Op. Ini.230 kV

a Puerto Libertad

Op. Ini.115 kV


Guaymas II747 MW

GuaymasCereso

Guaymas

a Santa Anaa Nacozari

Huites

a Los Mochis

a Choacahui

El Mayo

El Novillo

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado


Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV


Enlace a 115 kV


Hermosillo III

Op. Ini.230 kV

Op. Ini.230 kV



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4.4.4.5 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo III Esta planta generadora está programada para entrar en operación en junio de 2017, con una capacidad de 700 MW. Tentativamente, se ubicará en el mismo predio de Topolobampo II, con lo que se tendrá una capacidad instalada de 1,400 MW en este sitio. Con la entrada en operación de este proyecto se pretenden retirar las cuatro unidades generadoras instaladas en la planta de vapor Puerto Libertad (632 MW), por lo que para mantener un nivel adecuado de confiabilidad y seguridad en el sistema, será necesario introducir la red de 400 kV entre Los Mochis y Hermosillo. Para tal efecto se construirán 773 km-c de líneas de transmisión, de los cuales 656 km-c son aislados y operados en 400 kV y 117 km-c en 230 kV. Adicionalmente, se requiere la instalación de 1,500 MVA3/ de transformación 400/230 kV, de los cuales 750 MVA3/ se ubicarán en la subestación Seri, de la zona Hermosillo y 750 MVA3/ en Bácum, perteneciente a la zona Obregón. La figura 4.16 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo III

Figura 4.16

a Nacozari

Obregón

Los Mochis

Hermosillo V

Topolobampo

Pueblo Nuevo

Hermosillo IV

a Culiacán

El Mayo

Op. Ini.230 kV

a Puerto Libertad

Op. Ini.115 kV


Topolobampo II Topolobampo III

700 MW

Guaymas II

GuaymasCereso

Seri

Guaymas

a Santa Ana

Guamúchil

Huites

El Fuerte

El Novillo

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado



Topolobampo CCSubestación a 230 kV


Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV




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4.4.5 Área Norte El Área de Control Norte (ACN) abarca los estados de Chihuahua, Durango y parte de Coahuila. Está conformada por cinco subáreas: Juárez, Chihuahua, Camargo, Laguna y Durango y tiene enlaces con las áreas Noroeste, Noreste y Occidental. La demanda máxima de verano del área en junio de 2011 fue de 3,682 MW. La capacidad efectiva de generación instalada actual es de 3,713 MW. Sin embargo en los últimos años la capacidad disponible del parque generador durante este periodo ha sido en promedio de 85%, debido a factores ambientales propios del área como la temperatura, fallas técnicas y la capacidad indisponible por mantenimiento. Para cubrir este déficit en los periodos de demanda máxima, el área importa energía eléctrica a través de los enlaces de transmisión con áreas vecinas principalmente del Noreste, ya que durante la demanda máxima de verano 2011 dicha área fue la principal fuente de inyección de potencia con más de 500 MW. Durante 2012-2026 se instalarán 4,899 MW de capacidad total bruta, en nuevas centrales de generación con tecnología de ciclo combinado principalmente. Esta adición de generación cubre el retiro, para el mismo periodo, de 1,222 de MW de capacidad en unidades que ya han cumplido su vida útil y deben reemplazarse con centrales más eficientes. Las obras de transmisión y transformación programadas en el corto y mediano plazos se describen a continuación. 4.4.5.1 Obras principales En el mediano plazo se tienen previstos nuevos proyectos de ampliación de la capacidad de transformación como son: Para finales de 2012 está prevista la entrada en operación de la subestación San Pedro 230/115 kV con una capacidad instalada de 100 MVA3/, que atenderá principalmente los requerimientos de la industria minera que ha presentado la zona Cuauhtémoc en los últimos años. En 2013, derivado del cambio de tensión de operación de 230 kV a 400 kV de la línea El Encino-Moctezuma, se pondrá en operación una transformador de 300 MVA3/ - 400/230 kV en la SE Moctezuma. Este equipo será un traslado procedente de la SE Malpaso, para aliviar el problema de saturación de la transformación 400/230 kV de 450 MVA en la SE El Encino en los periodos de demanda máxima —los de mayor intercambio de potencia con el área Noreste— mientras entra en operación la nueva central ciclo combinado Norte II en 2013. Para 2015, propiciado principalmente por usuarios de riego agrícola, es necesaria la puesta en operación de un segundo transformador 230/115 kV de 100 MVA en la SE Mesteñas de la zona Camargo-Delicias. En este mismo año, un nuevo polo de atención para usuarios del sector agrícola ha detonado la necesidad de incorporar nueva infraestructura eléctrica de transformación. En este caso se trata de una subestación 230/34.5 kV de 60 MVA con su red eléctrica asociada, y atenderá las necesidades de la región Laguna Encinillas en la zona Chihuahua. El proyecto que toma el nombre de dicha región, se trata de un esfuerzo de financiamiento entre los usuarios y CFE, los primeros bajo el esquema de aportaciones (red eléctrica) y


4-39

recursos externos por la empresa (transformación); por ello se hace viable para la fecha indicada. Bajo este mismo concepto de financiamiento, para la atención del crecimiento de la demanda del sector minero es necesario incrementar la capacidad de transformación 230/115 kV con 100 MVA en la zona Cuauhtémoc, mediante la nueva subestación Cahuisori, que igual que en el caso anterior, será mediante el esquema de aportaciones. Otro proyecto para 2015, para satisfacer las recientes necesidades del sector minero es la ampliación de la capacidad de transformación 230/115 kV con 100 MVA, en la SE Santiago II de la zona Parral–Santiago. También para 2015, se tiene prevista la puesta en servicio de la nueva SE Vicente Guerrero II, con una capacidad instalada de 100 MVA3/ en la zona Durango, para atender los crecimientos naturales del sector minero de la parte sur de dicho estado. En la zona Torreón–Gómez Palacio, para 2016 se tiene en programa la entrada en operación de un segundo transformador 400/115 kV de 375 MVA de capacidad en la SE Torreón Sur, para evitar sobrecarga en el transformador actual, ya que los transformadores 230/115 kV que anteriormente apoyaban el suministro local de la zona, se han retirado para instalarse en otros puntos del sistema. Para 2016 se tienen en programa las ampliaciones de transformación 230/115 kV en las subestaciones Terranova en la zona Juárez con 300 MVA y Chihuahua Norte con 300 MVA3/ en la zona Chihuahua. En la figura 4.17 se muestran algunas de las obras más importantes.


4-40

Principales proyectos en la red troncal del área Norte

Figura 4.17 Durante 2019 se ha programado la ampliación de la capacidad de transformación 230/115 kV en varias subestaciones mediante la instalación de un segundo o tercer banco: por ejemplo, en la subestación Quevedo de la zona Cuauhtémoc con el segundo transformador de 100 MVA y el tercer transformador de 100 MVA en la subestación Francisco Villa de la zona Camargo-Delicias, y el segundo banco de 300 MVA en la subestación Paso del Norte de la zona Juárez. También como un proyecto de ampliación en la capacidad de transformación 230/115 kV, para 2020 está programado el segundo transformador de 100 MVA en la subestación Ascensión II de la zona Casas Grandes-Janos. Durante 2021 las ampliaciones se realizarán en la subestación Camargo II (zona Camargo-Delicias) con un tercer banco 230/115 kV de 100 MVA y también el tercer banco 230/115 kV en la subestación Cuauhtémoc II, en la zona Cuauhtémoc. Para 2024, el último proyecto de ampliación de la transformación para el actual horizonte de planeación, consiste en la construcción de una nueva subestación de potencia 230/115 kV con 100 MVA3/ llamada Canatlán II en la zona Durango.

Francisco Villa

Santiago II

Camargo II

Cuauhtémoc II

a Mazatlán II

Lerdo

Durango II

Moctezuma

QuevedoChihuahua

Norte

San Pedro Potencia

Jerónimo Ortiz

El Encino

Samalayuca

Op. Ini.230 kV

CC Norte III

a Fresnillo Potencia

a Ramos Arizpe

a Río Escondido

a Nacozari

Ciclo Combinado




Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

CC Norte II y IV

Paso del Norte

Vicente Guerrero II

La Trinidad

Op. Ini.230 kV


Gómez Palacio

Torreón Sur

Andalucía

Nuevo Casas Grandes

Ascensión II

Terranova

Mesteñas

Samalayuca Sur

Laguna Encinillas

Cahuisori

Valle de JuárezReforma

a Saltillo


4-41

En los cuadros 4.6a, 4.6b y 4.6c se muestran los principales refuerzos de líneas de transmisión, transformación y compensación respectivamente, programados en el área Norte entre 2012 y 2021.

Principales obras programadas en el área Norte 2012-2021

1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito 3/ Operación inicial 230 kV

Cuadro 4.6a


Cuadro 4.6b

Tensión Núm. de Longitud Fecha de

kV circuitos km-c entradaEl Encino II entronque Francisco Villa - Chihuahua Norte 230 2 19.8 Oct-12El Encino II entronque Francisco Villa - Ávalos (Línea 2) 230 2 19.8 Oct-12El Encino II entronque El Encino - Chuvíscar 230 2 3.2 Oct-12La Trinidad - Jerónimo Ortiz 2 230 1 38.5 Nov-12López Mateos - San Pedro Potencia 1 230 2 21.3 Dic-12El Encino II - Cuauhtémoc II 2 230 2 121.5 Abr-14Cereso entronque Samalayuca - Reforma (Línea 1) 230 2 3.0 Oct-14Cereso entronque Samalayuca - Reforma (Línea 2) 230 2 3.0 Oct-14Cereso entronque Samalayuca - Paso del Norte 230 2 3.0 Oct-14Cereso - Terranova 230 1 15.0 Oct-14Cereso - Paso del Norte 1 230 2 35.0 Jun-16El Encino II - Francisco Villa 1,3 400 2 55.0 Oct-18El Encino II - El Encino 1 230 2 2.0 Oct-18Cuauhtémoc II - Quevedo 2 230 2 92.7 Abr-19Camargo II - Santiago II 1 230 2 120.0 Abr-20Nuevo Casas Grandes II - Ascensión II 230 1 62.9 Jun-20Torreón Sur - Andalucía 1,3 400 2 15.0 Oct-21Total 630.7

Línea de Transmisión

Capacidad Relación de Fecha de

MVA transformación entradaSan Pedro Potencia Banco 1 4 AT 133 230 /115 Dic-12Moctezuma Bco. 4 Ampliación 4 AT 300 400 /230 Mar-13Mesteñas Banco 2 3 AT 100 230 /115 Abr-15Laguna Encinillas Banco 1 1 T 60 230 /34.5 Abr-15Santiago II Banco 2 3 AT 100 230 /115 Abr-15Cahuisori Potencia Banco 1 4 AT 133 230 /115 Abr-15Vicente Guerrero II Banco 1 4 AT 133 230 /115 May-15Terranova Banco 2 3 AT 300 230 /115 Abr-16Chihuahua Norte Banco 5 4 AT 400 230 /115 Abr-16Torreón Sur Banco 5 3 T 375 400 /115 May-16Quevedo Banco 2 3 AT 100 230 /115 Abr-19Francisco Villa Banco 3 3 AT 100 230 /115 Abr-19Paso del Norte Banco 2 3 AT 300 230 /115 Abr-19Ascensión II Banco 2 3 AT 100 230 /115 Jun-20Cuauhtémoc II Banco 3 1 AT 100 230 /115 Abr-21Camargo II Banco 3 3 AT 100 230 /115 Abr-21Total 2,835



4-42

Principales obras programadas en el área Norte 2012-2021

Cuadro 4.6c

Vicente Guerrero MVAr Capacitor 115 15.0 Nov-12Moctezuma MVAr Reactor 400 100.0 Mar-13Santiago II MVAr Capacitor 115 15.0 Abr-13Galeana MVAr Capacitor 115 7.5 May-13Janos MVAr Capacitor 115 7.5 May-13Palomas MVAr Capacitor 115 7.5 May-13San Buenaventura MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-14Nueva Holanda MVAr Capacitor 115 15.0 Abr-14Los Altares MVAr Capacitor 115 7.5 May-14Nicolás Bravo MVAr Capacitor 115 7.5 May-14Manitoba MVAr Capacitor 115 15.0 May-14Sombrerete MVAr Capacitor 115 7.5 May-15División del Norte MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-15Divisadero MVAr Capacitor 115 7.5 May-16Chihuahua Planta MVAr Capacitor 115 30.0 May-16Boquilla MVAr Capacitor 115 15.0 May-17Paso del Norte MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-17Terranova MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-17Industrial MVAr Capacitor 115 30.0 May-19Patria MVAr Capacitor 115 30.0 May-19Namiquipa MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-19Tres Manantiales MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-20Carolinas MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-20La Cuesta MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-20Torres MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-20Zaragoza MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-20San Ignacio MVAR Capacitor 115 15.0 Jun-20Madera MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-21Total 550.0

Compensación EquipoTensión

kVCapacidad

MVArFecha de entrada


4-43

4.4.5.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua) Esta planta de generación está programada para entrar en operación en abril de 2013 en el sitio El Encino II con 459 MW de capacidad de generación. Atenderá necesidades de energía del área suministrando directamente a las zonas Chihuahua, Cuauhtémoc y Camargo-Delicias. Su red eléctrica consiste principalmente en la construcción de la SE El Encino II y su interconexión con las líneas Chihuahua Norte-Francisco Villa, Ávalos-Francisco Villa y El Encino-Chuvíscar, en el nivel de 230 kV. La figura 4.18 muestra la red asociada a este proyecto de generación que se ubica en las inmediaciones del actual sitio El Encino, la cual tiene fecha de entrada en operación en octubre de 2012.

Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua)

Figura 4.18

a Moctezuma

a Francisco Villa

a Chihuahua Norte

a Ávalos

a Río Escondido

a Ávalos

a Chuvíscar

a Cuauhtémoc II

a División del

NorteEl Encino

CC Norte II459 MW

Ciclo Combinado

Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV



4-44

4.4.5.3 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez) Esta planta de generación entrará en operación en abril de 2015 y se ubicará en el sitio Cereso, en el trayecto de las líneas que salen de la CT Samalayuca a la SE Reforma, a 15 km aproximadamente de la SE Reforma, al sur de Cd. Juárez. El proyecto considera la construcción de la nueva subestación Cereso, que se utilizará como punto de inyección de la generación del productor independiente. Para ello es necesario realizar el entronque de las tres líneas en 230 kV que salen de la CT Samalayuca hacia Cd. Juárez. Adicionalmente se construirá una nueva línea de transmisión de 15 km de longitud desde la nueva central a la SE Terranova, también en 230 kV. El proyecto considera once alimentadores en la subestación Cereso en 230 kV para la interconexión de la nueva planta y un alimentador más en la SE Terranova para recibir la línea procedente de esta nueva central. La figura 4.19 muestra la red eléctrica asociada a esta planta, con fecha de entrada en operación en octubre de 2014.

Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez)

CC Norte III954 MW

a Central Samalayuca

Ciclo Combinado

Enlace a 230 kV

a Paso del Norte

a Reforma

a Central Samalayuca

a Terranova

Figura 4.19


4-45

4.4.6 Área Noreste Comprende los estados de Nuevo León, Tamaulipas, una gran parte de Coahuila y algunos municipios de San Luis Potosí. Su red troncal incluye líneas de transmisión en 400 kV y 230 kV que conectan tres áreas del SIN: Norte, Occidental y Oriental. Tiene un enlace de interconexión en 230 kV, cuatro en 138 kV y uno en 69 kV con el Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) a lo largo de la frontera con Texas. Tres de los enlaces son del tipo asíncrono, utilizando tecnología HVDC Back-to-Back Light (BtB Light), Variable Frequency Transformer (VFT) y HVDC BtB convencional, de 36 MW, 100 MW y 150 MW de capacidad respectivamente. En 2011 su demanda máxima alcanzó 7,587 MW y en los últimos cinco años la tmca ha sido de 4.9 por ciento. Está integrada por las regiones Noreste y Huasteca, enlazadas a través de un doble circuito en 400 kV de 400 km de longitud. La región Noreste representa 87% del total de la demanda como área. Por otro lado, la región Huasteca cuenta con una gran cantidad de generación y baja demanda; es una región exportadora de energía. El principal centro de consumo del área es la Zona Metropolitana de Monterrey (ZMM), que registró en agosto de 2011 una demanda máxima de 3,813 MW. La ZMM se alimenta a través de un anillo y cinco enlaces de 400 kV lo cual permite recibir y distribuir en la zona la energía generada por las plantas carboeléctricas ubicadas en Piedras Negras y las termoeléctricas convencionales y de ciclo combinado situadas en las zonas Reynosa, Matamoros y región Huasteca. Por el crecimiento de su demanda sobresale también la zona Reynosa, donde el suministro de energía proviene de las centrales generadoras Emilio Portes Gil (Río Bravo) y Río Bravo II, III y IV, mediante líneas de 400 kV, 230 kV y 138 kV, se enlaza con las zonas Monterrey, Matamoros y Nuevo Laredo. La zona Saltillo ha mostrado en los últimos cinco años un incremento medio anual en la demanda de 2.4 por ciento. En 2007 y 2008 se tenía una expectativa firme de crecimiento importante en la industria automotriz, que consideraba instalarse en el parque industrial Derramadero. No se concretó debido al desfavorable escenario económico mundial que afectó principalmente a tal ramo en 2009. Actualmente, se espera un crecimiento moderado en el corto y mediano plazos, por lo cual se estima que la transformación 400/115 kV requerirá refuerzo hasta 2015. En la zona Monclova, los crecimientos esperados en el corto plazo ocasionarán que la transformación 230/115 kV alcance su valor máximo en 2014. Relativo a la zona Piedras Negras, el pronóstico de crecimiento medio anual en el mediano plazo será de 2.8%, por lo cual se estima que en los próximos cinco años se alcance el límite de transmisión en las líneas que enlazan las ciudades de Piedras Negras y Acuña. En la región Huasteca, el crecimiento en el corto plazo de las zonas Valles, Río Verde y Mante hará necesario el incremento de la capacidad de transformación 400/115 kV instalada en la subestación Anáhuac Potencia.


4-46

Posteriormente, en el mediano plazo, con el aumento de la demanda pronosticado para el área Noreste se requerirá incrementar la capacidad de transformación 400/115 kV en las zonas Victoria, Tampico y ZMM. 4.4.6.1 Obras principales Con la finalidad de atender la demanda y no saturar la transformación existente en las subestaciones Río Bravo y Aeropuerto, ambas en la zona Reynosa, se ha programado la construcción del proyecto Guerreño Banco 1. La entrada en operación de esta obra se tiene prevista para 2013 y contempla un banco de transformación 400/138 kV de 375 MVA3/ de capacidad nominal. Otro proyecto relevante es Anáhuac Potencia Banco 2, transformación 400/115 kV con capacidad de 225 MVA programada para 2013. Esta obra incrementará la oferta de suministro en 115kV de las zonas Mante, Río Verde y Valles, permitiendo resolver el problema de saturación del banco actual. En la zona Monclova se ha programado para 2014 la instalación de un segundo banco de transformación con iguales características al actual en la subestación Monclova, 230/115 kV y 100 MVA de capacidad. El objetivo principal de esta obra es reducir la carga del banco existente y evitar que rebase su capacidad nominal en el corto plazo. Para 2015 se tiene planeado el proyecto Regiomontano Banco 1, que consiste en la construcción de una subestación 400/115 kV con capacidad de 375 MVA3/. Se instalará en la parte sureste del área metropolitana de Monterrey y uno de sus mayores beneficios será evitar la saturación de transformadores en la subestación Huinalá. Al poniente de la zona Saltillo se espera un fuerte crecimiento de carga en el parque industrial Derramadero. Si llegara a concretarse el desarrollo, sería necesario en 2015 construir la obra Derramadero Banco 1, 375 MVA3/ de transformación 400/115 kV. No obstante, se revisará periódicamente la evolución de la demanda para precisar el momento adecuado en el cual deba entrar en operación el proyecto. Hacia el mediano plazo, destaca el proyecto de reforzamiento del enlace en 400 kV entre las regiones Noreste y Huasteca. Mediante líneas de 400 kV en la trayectoria Champayán-Güémez y Güémez-Regiomontano (aproximadamente 400 km de longitud) se incrementará la capacidad de transmisión de este enlace. La construcción de esta obra estará en función del crecimiento esperado en la demanda de la ZMM y del plan de expansión de la generación en el sistema norte el cual contempla, para la región Noreste en 2016, la central Noreste (Escobedo) que inyectará 1,034 MW directamente a esta zona. El enlace operado a 138 kV entre las ciudades Acuña y Piedras Negras se reforzará mediante el tendido del segundo circuito de 230 kV entre las subestaciones Acuña II y Piedras Negras Potencia. La fecha para concretar el proyecto se ubica en 2016. A finales del mediano plazo se prevé la necesidad de compensación capacitiva en la zona Nuevo Laredo. Ante falla de la línea en 400 kV Carbón Dos-Arroyo del Coyote, se hace necesaria la instalación de compensación reactiva capacitiva de respuesta inmediata que aporte reactivos al momento de la falla. Para ello, se ha programado un compensador estático de vars (CEV) en el bus de 138 kV de subestación Arroyo del Coyote con capacidad de 200 MVAr capacitivos.


4-47

En la figura 4.20 se observan las principales obras programadas en el área Noreste para el corto y mediano plazos.

Principales Proyectos en la red troncal del área Noreste

Figura 4.20 En el largo plazo se tiene planeado incrementar la capacidad de transformación en la red de subtransmisión de la ZMM. En la subestación Tecnológico se tiene prevista su ampliación mediante un segundo banco 400/115 kV de 375 MVA en 2017 y, para 2021, se ha programado la subestación Monterrey Poniente: transformación 400/115 kV con 375 MVA3/ de capacidad, cuyo propósito es atender el prominente crecimiento en la región poniente de la ZMM. Para mantener un perfil de voltaje adecuado, se ha detectado la necesidad de instalar en la ZMM compensación de potencia reactiva capacitiva, a partir de 2020. Asimismo, se contempla la ubicación de compensación inductiva en la subestación Regiomontano, con un reactor de línea de 100 MVAr en 400 kV para 2016. Hacia el final del horizonte de planificación se encuentra la red de transmisión asociada a las centrales Noreste IV y V en Sabinas, Coahuila, la cual requerirá en 2021 y 2022 la construcción de dos enlaces en 400 kV: Río Sabinas-Lampazos y Río Sabinas-Frontera, con longitudes aproximadas de 105 y 127 km, respectivamente. Para las zonas Reynosa y Matamoros se estima que al final del periodo de planeación se requerirá incrementar la oferta de suministro en 138 kV debido al crecimiento natural de la demanda. Por tal motivo se tiene programado Matamoros Potencia Banco 2 de 225 MVA en 2023 y Guerreño Banco 2 con 375 MVA en 2024.

Ciclo Combinado

Hidroeléctrica

Turbogás




Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Carboeléctrica

Enlace a 138 kV


Huinalá

a Lajas

a Reynosa

a Reynosa

Plaza

San Jerónimo Potencia

a Saltillo

Villa de García

Escobedo

a Lampazos

San Nicolás

Hylsa

Tecnológico

Monterrey Pot.

Las Glorias

Monterrey

a Monclova

a Primero de Mayo

Las Mesas

a Poza Rica II

a Pantepec

Minera Autlán

Tampico

a Querétaro Maniobras

Altamira

Puerto AltamiraChampayán

Güémez

Matamoros

Anáhuac

Río Bravo

a Sharyland(AEPTCC)

Falcón (AEPTCC)

Arroyo del Coyote

(AEPTCC)

La Amistad

a Laredo

a Eagle Pass(AEPTCC)

Piedras Negras Potencia

a Hércules Potencia

Frontera

El Salero

Saltillo

Río Escondido Carbón II

Monterrey

a Torreón Sur

a Andalucía

Derramadero

Guerreño

Lampazos

a El Potosí

RegiomontanoRamos Arizpe

Potencia

Lajas

CEV

Enlace asíncrono


4-48

Los cuadros 4.7a, 4.7b y 4.7c muestran las principales obras de transmisión, transformación y compensación programadas durante 2012-2021.

Principales obras programadas para el área Noreste 2012–2021

1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito

Cuadro 4.7a

T. Transformador AT. Autotransformador

Cuadro 4.7b


Cuadro 4.7c

Guerreño entronque Aeropuerto-Anáhuac Tamaulipas Potencia 400 2 2.4 Abr-13Regiomontano entronque Huinalá-Lajas 400 2 26.8 Abr-15Derramadero entronque Ramos Arizpe Potencia-Primero de Mayo 400 2 10.4 May-15Güémez-Regiomontano 1 400 2 220.0 May-16Champayán-Güémez 1 400 2 193.0 May-16Regiomontano entronque Huinalá-Lajas 400 2 28.0 May-16Piedras Negras Potencia-Acuña Dos 2 230 2 86.0 Jul-16Huinalá-Tecnológico 1 400 2 35.0 Ago-18Monterrey Poniente entronque Escobedo-Villa de García 400 2 14.0 Jun-21Arroyo del Coyote-Carbón Dos 2 400 2 179.1 Jul-21Total 794.7



Longitud km-c

Fecha de entrada

Anáhuac Potencia Banco 2 3 T 225 400 /115 Ene-13Guerreño Banco 1 4 T 500 400 /138 Abr-13Monclova Banco 4 3 AT 100 230 /115 May-14Regiomontano Banco 1 4 T 500 400 /115 Abr-15Derramadero Banco 1 4 T 500 400 /115 May-15San Jerónimo Banco 2 3 T 375 400 /115 May-15Escobedo Banco 4 3 T 375 400 /115 Oct-15Tamos Banco 2 3 T 225 400 /115 Abr-16Las Glorias Banco 2 3 T 375 400 /115 May-16Güémez Banco 2 3 T 225 400 /115 May-17Tecnológico Banco 2 3 T 375 400 /115 May-17Nava sustitución Bancos 1 y 2 4 AT 133 230 /138 Jul-18Monterrey Poniente Banco 1 4 T 500 400 /115 Jun-21Total 4,408

Fecha de entrada

Subestación Cantidad EquipoCapacidad

MVARelación de

transformación

CapacidadMVAr

Xochipilli MVAr Capacitor 115 22.5 Jun-12Libertad MVAr Capacitor 115 15.0 May-13Santander MVAr Capacitor 115 15.0 May-13Jiménez Capacitor 115 7.5 May-13Tancol MVAr Capacitor 115 15.0 Abr-14Universidad MVAr Capacitor 115 15.0 Abr-14Acuña Dos MVAr Capacitor 138 27.0 Jun-14Derramadero MVAr Reactor 400 75.0 May-15Champayán MVAr Reactor 400 62.0 May-16Regiomontano MVAr Reactor 400 100.0 May-16Regidores MVAr Capacitor 115 22.5 Jun-16Campestre Capacitor 138 30.0 Ene-17Arroyo del Coyote MVAr Compensador Estático de VAr 138 0.0/200 Ind./Cap. May-18Arroyo del Coyote MVAr Reactor 400 62.0 Jul-21Total 668.5

Tensión kV

Fecha de entrada



4-49

4.4.6.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste (Escobedo)

La planta se ubicará en la ZMM en el municipio General Escobedo, Nuevo León, aproximadamente a tres y medio kilómetros de distancia de la subestación Escobedo. Tendrá una capacidad de 1,034 MW y entrará en operación en abril de 2016. La red estará disponible en octubre de 2015 y transmitirá la energía generada hacia los usuarios de la zona mencionada. La entrada de la nueva generación incrementa el flujo de potencia del actual banco de transformación 400/115 kV de 375 MVA de capacidad en subestación Escobedo. Además trae como consecuencia un aumento considerable en el nivel de corto circuito de la zona. Debido a esto, la red asociada a la central considera la construcción de un banco de transformación de 375 MVA y relación 400/115 kV, en la subestación Escobedo. Además, se incluyen 40.3 km-circuito de línea de transmisión en 115 kV para las trayectorias Escobedo-Cumbres y Escobedo-Parque Industrial Escobedo. En la figura 4.21 se muestra esta red. Finalmente, considera la instalación de tres alimentadores en 400 kV, dos en Escobedo y uno en Huinalá, así como 21 alimentadores en 115 KV distribuidos en las subestaciones Escobedo, Pemex, Cumbres, Parque Industrial Escobedo y Santo Domingo.

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste (Escobedo)

Figura 4.21

Ciclo Combinado

Enlace a 400 kV


a Monclova

Noreste1,034 MW

Escobedo

a Lampazosa Aeropuerto

a Monterrey Potencia

a Huinaláa San Nicolás

a Villa de García

a Villa de García

Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV

a Parque Industrial Escobedoa Cumbres



4-50

4.4.7 Área Baja California El área Baja California se divide en dos regiones: Costa y Valle. La primera está compuesta por las zonas Tijuana, Tecate y Ensenada, y la segunda por Mexicali y San Luis Río Colorado. Ambas regiones operan interconectadas en el nivel de 230 kV a través de dos circuitos entre las subestaciones La Rosita y La Herradura, que forman el enlace Costa-Valle. El sistema eléctrico opera permanentemente interconectado con el de San Diego Gas & Electric (SDG&E) e Imperial Irrigation District (IID), por medio de dos enlaces en 230 kV, uno entre las subestaciones La Rosita (CFE)-Imperial Valley (EUA), en el valle de Mexicali y otro entre las subestaciones Tijuana I (CFE)-Otay Mesa (EUA), en la ciudad de Tijuana. Estos enlaces permiten llevar a cabo transacciones de compra-venta de energía eléctrica en el mercado del oeste de EUA. La generación instalada a diciembre de 2010 alcanzó 2,601 MW. Los principales centros de generación son la central térmica Presidente Juárez con 1,303 MW, el ciclo combinado Mexicali con 489 MW y la geotermoeléctrica de Cerro Prieto con una capacidad de generación instalada de 720 MW, que ha disminuido su producción, como consecuencia de la declinación del campo geotérmico, y su capacidad a 540 MW. La demanda máxima en 2011 fue de 2,237 MW y el crecimiento medio en los últimos cinco años fue de 0.3 por ciento. Por su ubicación geográfica, ha sido un área estratégica para el desarrollo de empresas maquiladoras. En la zona Tijuana predomina el suministro de carga residencial e industrial y la demanda se mantiene sin variaciones importantes en sus distintas estaciones. Sin embargo, existe dificultad para adicionar nuevos elementos de transmisión dentro de la ciudad, por lo accidentado del terreno y la densidad de carga, lo cual plantea la necesidad de planificar un sistema de subtransmisión robusto en 115 kV, que permita satisfacer la creciente demanda de servicios en el mediano plazo. La zona Ensenada se clasifica como predominantemente residencial y de servicios turísticos, con una demanda máxima nocturna, la cual permanece constante la mayor parte del año. Suministra energía a diversas poblaciones rurales dispersas que se ubican al sur de Ensenada, situación que ante contingencias sencillas podría ocasionar bajos voltajes, principalmente en las subestaciones de San Felipe, San Simón y San Quintín, lo cual hace necesaria la adición de compensación capacitiva. En la región Valle, el clima afecta considerablemente el comportamiento de la demanda debido a las variaciones extremas de la temperatura. Durante el verano predomina la carga industrial y de equipos de refrigeración residencial, comercial y de servicios; sin embargo, durante el invierno la demanda disminuye alrededor de 40 por ciento. La zona San Luis Río Colorado se alimenta radialmente desde Mexicali, y ante diversas contingencias se estima necesario reforzar la infraestructura para controlar voltajes. Por tal razón, en el mediano plazo se requiere formar un anillo interno en la ciudad de San Luis Río Colorado y reforzar la red de transmisión de la zona en 230 kV. El sistema de Baja California ha presentado un crecimiento limitado debido a la última recesión ocurrida a nivel mundial y que afectó la economía de EUA, lo cual ha repercutido en el sector industrial y minero. El área durante los meses de verano requiere importar energía del WECC, motivado por los retrasos en la aprobación de los proyectos de generación, lo que pone en riesgo el suministro del sistema en condición de falla.


4-51

4.4.7.1 Obras principales Se ha programado en abril de 2014 la adición de capacidad de transformación con la nueva SE Santa Isabel Potencia de 225 MVA de capacidad, mediante la cual se podrá atender el suministro de la zona Mexicali. En 2013 se pretende instalar la central Baja California III en el sitio La Jovita al norte de la ciudad de Ensenada. Su conexión al sistema será mediante la construcción de una línea de transmisión en 2012 que entroncará la LT Presidente Juárez-Ciprés. Se han programado adiciones de transformación en las subestaciones Centenario, San Luis Rey, Cachanilla y Wisteria de 40 MVA de capacidad cada una y relación 230/13.8 kV que permitirá el suministro confiable y seguro de la demanda de la región valle. Ver figura 4.22.

Principales proyectos en la red troncal del área Baja California

Figura 4.22 Asimismo, se tiene el proyecto de la interconexión del área al SIN para abril de 2015, mediante un enlace de transmisión en 400 kV, entre las subestaciones Seis de Abril del área Noroeste y Cucapáh (futura), a través de una estación asíncrona de 300 MW de capacidad ubicada en la subestación Cucapáh. Con las obras involucradas se formarán dos anillos en 230 kV que rodearán la ciudad de Mexicali. El enlace de transmisión Mexicali II-Tecnológico en 2016 permitirá la formación de un anillo interno en 230 kV entre las subestaciones Centro, Cetys, Tecnológico y Aeropuerto II.

Ciclo Combinado

Turbogás




Enlace a 230 kV

Ciprés

San Simón

Lomas

RumorosaTijuana I

Tecnológico

Cañón

San Felipe

a Otay Mesa (EUA)

Herradura

CC

Mexicali II

a Imperial Valley (EUA) Aeropuerto

Cetys

La Rosita

Cerro Prieto II

Centenario

Sánchez Taboada

Cerro Prieto III

Parque Ind. San Luis

Trinidad

Metrópoli

Panamericana

Enlace a 115 kV

Geotérmoeléctrica

Baja california

IIIEstación

a Seis de abril

Valle de Puebla

Cucapáh

Rubí

Enlace a 400 kV

+200/-75 MVAr

Potencia

Potencia

Wisteria

Centro

Xochimilco

Orizaba

Baja

California IV

Eoloeléctrica

CEV

Rumorosa III

Rumorosa I y II

asíncrona

Baja

San Luis

CaliforniaII

Rey

Chapultepec

Presidente Juárez

Mexicali

Santa IsabelPotencia

Cachanilla

Operación inicial en 230 kV



4-52

En enero de 2016 en la zona Tijuana sobresale el cambio de tensión en la red de subtransmisión de 69 kV a 115 kV de la parte sur y poniente de la ciudad, lo que permitirá incrementar la capacidad de transmisión y atender su desarrollo. Se formará un anillo externo en 115 kV entre las subestaciones Presidente Juárez, Metrópoli Potencia, La Herradura y Tijuana I. Para atender los crecimientos de las poblaciones ubicadas al sur de la ciudad de Ensenada, San Quintín, San Simón y San Felipe, así como los desarrollos turísticos sobre el golfo de California, se ha programado la adición de 100 MVA3/ de capacidad de 230/115 kV en la subestación Cañón para junio de 2017. Posteriormente, en 2018, el PRC considera un nuevo proyecto de 565 MW en el área de influencia cercana al sitio La Jovita, por lo cual se ha programado una red en 400 kV que interconectará las zonas Ensenada y Tijuana y permitirá el suministro de la ciudad de Tijuana. En la zona Tijuana hay programada compensación capacitiva en las subestaciones La Herradura, Panamericana Fraccionamiento, Tijuana I, Metrópoli Potencia, Tecate II, Industrial y Lago en 115 kV, con el propósito de mejorar el voltaje en las ciudades de Tijuana y Tecate. De 2012 a 2021 se incorporarán 296 MVAr. En los cuadros 4.8a, 4.8b y 4.8c se presentan las obras principales en 2012-2021.

Principales obras programadas en el área Baja California 2012–2021

1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito 3/ Tendido del tercer y cuarto circuito 4/Operación Inicial 230 kV

Cuadro 4.8a

Centenario entronque La Rosita - Sánchez Taboada 230 2 5.6 Abr-12San Luis Rey entronque Cerro Prieto II-Parque Industrial 230 2 6 Oct-12La Jovita entronque Presidente Juárez - Ciprés 1, 2 230 4 18.6 Oct-12Ejido San Luis entronque Chapultepec - Parque Industrial 1, 2 230 4 6.4 Oct-13LT Rumorosa Eólico - La Herradura 230 2 80 Dic-13Wisteria entronque La Rosita - Cerro Prieto II 230 2 9 Jun-14Cachanilla entronque Centro - Orizaba 230 2 3 Jun-14LT Santa Isabel - Santa Isabel Potencia 1, 2 230 4 8 Jun-14Santa Isabel Potencia entronque La Rosita - Wisteria 230 2 6 Jun-14Cerro Prieto III entronque La Rosita - Cerro Prieto II 230 2 2 Abr-15Sánchez Taboada entronque La Rosita - Cerro Prieto II 230 2 9 Abr-15LT Cucapáh - Cerro Prieto II 2 230 2 20 Abr-15Cucapáh entronque La Rosita - Cerro Prieto II 230 2 2 Abr-15Mexicali II - Tecnológico 1 230 2 11 Jun-16Ciprés - Cañón 1 230 2 84 Jun-17LT CC Ensenada - La Herradura 4 400 2 160 Oct-17LT La Jovita - CC Ensenada 230 2 30 Oct-17La Jovita entronque Presidente Juárez - Lomas 3 230 2 18.4 Oct-17Ejido San Luis entronque San Luis Rey - Parque Industrial 3 230 4 6.4 Oct-20LT Ciprés - Cañón 2 230 2 84 Abr-21Total 569.4



Longitud km-c

Fecha de entrada


4-53

Principales obras programadas en el área Baja California 2012–2021

AT. Autotransformador T. Transformador EA. Estación Asíncrona

Cuadro 4.8b

Cuadro 4.8c

Centenario banco 1 1 T 40 230 /13.8 Abr-12San Luis Rey Banco 1 1 T 40 230 /13.8 Oct-12Santa Isabel Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /161 Jun-14Cachanilla Banco 1 1 T 40 230 /13.8 Jun-14Cucapáh 3 EA 300 400 /230 Abr-15Centenario Banco 2 1 T 40 230 /13.8 Abr-15Metrópoli Potencia Banco 2 4 AT 300 230 /115 Ene-16Tijuana I Banco 4 4 AT 300 230 /115 Ene-16Cañón Banco 1 4 AT 133 230 /115 Jun-17La Herradura Banco 2 1 AT 225 230 /115 Oct-17Parque Industrial San Luis Banco 5 1 T 50 230 /34.5 Abr-18Wisteria Banco 2 1 T 40 230 /13.8 Abr-18El Rubí Banco 2 4 AT 300 230 /115 Jun-20Panamericana Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 Jun-20Parque Industrial San Luis Banco 4 3 AT 225 230 /161 Oct-20Total 2,633

Fecha de entrada


MVARelación de

transformación

Panamericana Fraccionamiento MVAr Capacitor 115 22.5 Mar-14Cañón MVAr Capacitor 115 15 Abr-15San Quintín MVAr Capacitor 115 7.5 Oct-15La Herradura MVAr Capacitor 115 30 Ene-16Metrópoli Potencia MVAr Capacitor 115 30 Ene-16Tijuana I MVAr Capacitor 115 30 Ene-16Tecate II MVAr Capacitor 115 15 Jun-16Industrial MVAr Capacitor 115 22.5 Abr-18Universidad MVAr Capacitor 115 15 Abr-18González Ortega MVAr Capacitor 161 21 Abr-20Nacozari MVAr Capacitor 161 10.5 Abr-20Packard MVAr Capacitor 161 10.5 Abr-20La Mesa MVAr Capacitor 115 15 Jun-20Lago MVAr Capacitor 115 15 Jun-20Francisco Villa MVAr Capacitor 115 15 Abr-21Carranza MVAr Capacitor 161 10.5 Abr-21Mexicali Oriente MVAr Capacitor 161 10.5 Abr-21Total 295.5

Fecha de entrada


kVCapacidad

MVAr


4-54

4.4.7.2 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III La planta con 294 MW de capacidad se ubicará en el predio denominado La Jovita, al norte de la ciudad de Ensenada en Baja California; se interconectará a la red eléctrica del área en abril de 2013. Con esta central se pretende satisfacer localmente el suministro de la zona Ensenada y exportar los excedentes hacia la zona Tijuana. Es un punto estratégico de generación debido a la saturación del sitio Presidente Juárez, con ventajas adicionales entre las cuales destaca su cercanía a la terminal de GNL. Así mismo, su incorporación al sistema evitará la necesidad de comprar energía de importación durante el periodo de punta del verano, para mantener las condiciones de reserva regional de generación del área, y así cumplir con los lineamientos del WECC. El proyecto se conectará con líneas de transmisión en 230 kV a través de un doble circuito de 9.2 km desde la nueva subestación ubicada en el predio denominado La Jovita hasta el entronque de la línea de transmisión Presidente Juárez-Ciprés, incorporando a partir de octubre de 2012 al sistema eléctrico 18.4 km-c. La figura 4.23 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III

Figura 4.23

El Sauzala Lomas

a Ciprés

a Lomasa Ciprés

a Presidente Juárez

Jatay

Baja California III294 MW

Ciclo Combinado

Enlace a 230 kV


Enlace a 115 kV


4-55

4.4.7.3 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California II La planta con 276 MW de capacidad se ubicará en el predio denominado Ejido San Luis, al oriente de la ciudad de San Luis Río Colorado en Sonora; se interconectará a la red eléctrica del área en abril de 2014. Con esta central se pretende satisfacer localmente el suministro de la zona San Luis Río Colorado. Adicionalmente, se evitará la necesidad de compra de energía del WECC durante el periodo de punta del verano, así mismo será posible satisfacer los requerimientos de reserva en estado estable y contingencia comprometidos con el WECC.

El proyecto se conectará con líneas de transmisión en 230 kV a través de un doble circuito de 3.2 km desde la nueva subestación ubicada en el predio denominado Ejido San Luis hasta el entronque de la línea de transmisión Cerro Prieto II-Parque Industrial San Luis, incorporando a partir de octubre de 2013 al sistema eléctrico 6.4 km-c. La figura 4.24 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California II

Figura 4.24

Ciclo Combinado

Enlace a 230 kV


Enlace a 161 kV

Hidalgo

Parque Industrial

Ruiz Cortines

San Luis Rey

Baja California II276 MWA Cerro Prieto II

A Chapultepec

Op. Ini. 161 kV

A Mexicali II

A Cerro Prieto I


San Luis

Op. Ini. 161 kV

Op.

Ini

. 16

1 kV


4-56

4.4.7.4 Red de transmisión asociada a la central eólica Rumorosa I, II y III La planta eólica con 300 MW de capacidad, se ubicará en las inmediaciones de la población de La Rumorosa, al oriente de la ciudad de Tecate en Baja California. La primera fase que considera el proyecto La Rumorosa I y II de 200 MW se interconectará a la red eléctrica en junio de 2014 y posteriormente en una segunda fase de 100 MW se incorporará al sistema el proyecto eólico La Rumorosa III en 2015. El proyecto se conectará al sistema con líneas de transmisión en el nivel de 230 kV a través de un doble circuito de 80 km desde la nueva subestación de interconexión hasta la subestación La Herradura, incorporando a partir de octubre de 2013, 80 km-c al sistema eléctrico. La figura 4.25 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central eólica Rumorosa I, II, y III

Figura 4.25


Enlace a 230 kV

La Rosita

Imperial Valley (EUA)

Herradura

Rumorosa I y II

a MetrópoliPotencia

Eoloeléctrica

Rumorosa III

Rumorosa

200 MW

100 MW



4-57

4.4.8 Sistema Baja California Sur La Subárea de Control Baja California Sur (SCBCS) administra el despacho de energía del estado de Baja California Sur e incluye diversas poblaciones entre las que destacan La Paz, San José del Cabo y Cabo San Lucas. Está formada por un pequeño sistema interconectado que se divide en tres zonas eléctricas: Constitución, La Paz y Los Cabos. Históricamente ha presentado un crecimiento importante de su demanda, sin embargo se ha contraído ligeramente en los últimos años. Adicionalmente, existen dos pequeños sistemas eléctricos (Guerrero Negro y Santa Rosalía) que operan aislados entre sí y del resto del sistema; se ubican al norte del estado. En 2011 el sistema presentó una demanda de 385 MW, con un crecimiento medio de 5.9% en los últimos cinco años. La capacidad de generación instalada a diciembre de 2010 alcanzó 531 MW, de los cuales 183 MW son de tipo combustión interna, 113 MW TC y 75 MW de turbogás móvil. El costo de operación de estas unidades de generación es uno de los más altos del país. Sin embargo, ante el retraso en la autorización de proyectos para construir centrales generadoras eficientes, se ha optado por esta solución para no restringir carga. La zona Constitución tiene una capacidad instalada de 157 MW, de los cuales 104 MW son de generación base tipo combustión interna. Registró una demanda máxima de 50 MW, por lo que sus excedentes se exportan hacia la zona La Paz, a través de dos líneas de transmisión de 195 km de longitud en 115 kV y calibre 477 ACSR. La zona La Paz tiene una capacidad instalada de 235 MW, de los cuales 192 MW son de generación base y presentó una demanda máxima de 173 MW. Se interconecta con la zona Los Cabos a través de los enlaces entre las subestaciones Olas Altas-El Palmar en 230 kV y la LT El Triunfo-Santiago en 115 kV, con los cuales se exporta el excedente de energía hacia la zona Los Cabos. La zona Los Cabos tiene una capacidad instalada de 85 MW de tipo turbogás fija y 55 MW de tipo móvil y su demanda máxima fue de 162 MW. Ha mostrado en los últimos años un desarrollo turístico extraordinario y se pronostican altas tasas de crecimiento en el mediano plazo. El constante crecimiento de la demanda y la restricción para instalar generación base en la zona Los Cabos, ha ocasionado que la transferencia de energía se lleve a cabo desde la zona La Paz. Al importar energía de la zona La Paz, en algunas condiciones de operación se deja de despachar generación turbogás costosa en la zona Los Cabos, y se reducen los costos de operación. El sistema aislado de Guerrero Negro tiene una capacidad instalada de 11 MW con generadores de combustión interna; además se han instalado dos unidades turbogás de 2.9 y 12.5 MW para realizar el suministro en condiciones de emergencia. En 2010, presentó una demanda máxima de 13 MW. La red troncal es longitudinal con 600 km de líneas en 34.5 kV y un enlace en 115 kV desde la SE Vizcaíno a Bahía Asunción de 110 km. El sistema de Santa Rosalía registró en 2010 una demanda máxima de 16 MW; cuenta con una capacidad instalada de 19 MW, de los cuales 9 MW son generación tipo combustión interna y 10 MW son geotérmicos, aunque se ha instalado una turbojet de 12.5 MW para el suministro en condiciones de emergencia. La red troncal es completamente radial con una línea de transmisión en 115 kV de 36 km de longitud desde la subestación Tres Vírgenes hasta la subestación Santa Rosalía. Adicionalmente, hay dos circuitos de transmisión en 34.5 kV, uno al sur sobre la costa de 67 km y un circuito de 58 km al noroeste de Santa Rosalía para el suministro de San Ignacio.


4-58

4.4.8.1 Obras principales En 2015 se ha programado la adición de 100 MVA3/ de transformación 230/115 kV en la SE Central Diésel Los Cabos, que en conjunto con la LT Central Diésel Los Cabos entronque Olas Altas-El Palmar, evitarán la sobrecarga de los bancos de transformación ubicados en la subestación El Palmar, lo cual permitirá satisfacer los incrementos en la demanda de los complejos turísticos entre San José del Cabo y Cabo San Lucas. Se adicionan tres nuevas subestaciones de 30 MVA de capacidad de 115/13.8 kV, SE Camino Real en la zona La Paz, SE Cabo Falso y SE Monte Real en la zona Los Cabos, así como dos ampliaciones en la capacidad existente en las subestaciones Recreo y Palmira en la zona La Paz de 30 MVA cada una. Permitirán satisfacer los crecimientos pronosticados en la demanda del área. Ver figura 4.26. En 2021 la adición de 100 MVA3/ de transformación 230/115 kV en la nueva SE Libramiento San José, con los enlaces Libramiento San José entronque El Palmar–San José del Cabo y LT Libramiento San José-Monte Real en 115 kV, evitarán la sobrecarga de los bancos de transformación ubicados en la subestación El Palmar, lo cual permitirá satisfacer los incrementos en la demanda en San José del Cabo. Para el mediano plazo se incorporarán 230 MVAr de compensación capacitiva en forma distribuida en el área.

Principales proyectos en la red troncal de la subárea Baja California Sur

Figura 4.26

Turbogás



Enlace a 115 kV

Enlace a 230 kV

San José del Cabo

Cabo San Lucas II

Térmica Los

Cabos

Cabo Bello Cabo del Sol

Cabo Real

Palmilla

El Triunfo

Santiago

Punta Prieta II Punta Prieta I

Palmira

La PazBledales

Olas Altas

a Villa Constitución

Combustión interna

El Palmar+150/-50 MVAr

Coromuel

Monte Real

Cabo Falso

Recreo

Camino Real

Aeropuerto Los Cabos

Libramiento San José


4-59

Un proyecto importante considera realizar la interconexión entre los dos sistemas aislados de Santa Rosalía y Guerrero Negro en 2014, a través de una línea de transmisión de doble circuito tendido del primero de 125 km en 115 kV entre la subestación Vizcaíno y la futura Mezquital. La figura 4.27 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la interconexión de los sistemas aislados

Figura 4.27 Otro proyecto relevante es la interconexión del sistema de BCS con el SIN en 2018, que involucra los sistemas aislados de Santa Rosalía y Guerrero Negro, para lograr la integración de todo el sistema eléctrico mexicano. Se realizará mediante un cable submarino desde Bahía de Kino en el estado de Sonora a El Infiernito en el estado de Baja California. Además, la construcción de líneas de transmisión en 230 kV en la península para transmitir la energía a los centros de carga, primero hacia los sistemas aislados, después hacia Villa Constitución (zona Villa Constitución) y finalmente hasta Olas Altas en la zona La Paz. Se ha programado la red de transmisión necesaria, equipo de transformación y compensación para realizar una transmisión de 300 MW provenientes del SIN. Ver figura 4.28, en el anexo E se detallan las características de esta interconexión.

Subestación a 34.5 kV

Enlace a 115 kV

MujicaLaguneros

VizcaínoGolfo de

California

Jesús María

Bahía Asunción

Guerrero Negro I

ParadorBahía

de Los Ángeles

Nuevo Rosarito

Santa Rosaliita

Puerto Nuevo

San Roque

Bahía Tortugas

Punta Eugenia

Punta PrietaSan Hipólito

La Bocana

Punta Abreojos

Zapata

Benito Juárez

Mulegé

Tres Vírgenes

San Ignacio

Sonora


Combustión interna

O c é a n o P a c í f i c o

Santa Rosalía

Mezquital

Mina

San BrunoGeotermoeléctrica

Enlace a 34.5 kV


4-60

Proyecto de interconexión Baja California Sur-SIN

Figura 4.28

Enlace a 230 kV


Enlace a 115 kV

MujicaLaguneros

VizcaínoGolfo de

California

Jesús María

Bahía Asunción

Guerrero Negro I

ParadorBahía

de Los Ángeles

Nuevo Rosarito

Santa Rosaliita

Puerto Nuevo

San Roque

Bahía Tortugas

Punta Eugenia

Punta PrietaSan Hipólito

La Bocana

Punta Abreojos

Zapata

Benito Juárez

Mulegé

Tres Vírgenes

San Ignacio

Sonora

Bahía Kino

El Infiernito

A Loreto


Combustión interna

Enlace submarino a 230 kV


HVDC Light converter

Santa Rosalía

Mezquital

Mina

San Bruno

Geotermoeléctrica

Enlace a 34.5 kV


4-61

En los cuadros 4.9a, 4.9b y 4.9c se muestran los principales refuerzos.

Principales obras programadas para la subárea Baja California Sur

2012–2021

Cuadro 4.9a


Cuadro 4.9b


Cuadro 4.9c

Mezquital Maniobras - Vizcaíno 115 2 250.0 Abr-14Central Diésel Los Cabos entronque Olas Altas - El Palmar 230 2 40.0 Jun-15El Infiernito - Mina 230 2 280.0 Abr-18Mina - Loreto 230 2 386.0 Abr-18Loreto - Villa Constitución 230 2 282.0 Abr-18Villa Constitución - Olas Altas 230 2 394.0 Abr-18El Palmar entronque Central Diésel Los Cabos - Olas Altas 230 2 2.0 Oct-20Libramiento San José entronque El Palmar - Olas Altas 230 2 2.0 Jun-21Libramiento San José entronque El Palmar - San José del Cabo 115 2 20.0 Jun-21Libramiento San José - Monte Real 115 2 6.0 Jun-21Total 1,662.0



Longitud km-c

Fecha de entrada

Cabo Falso Banco 1 1 T 30 115/13.8 Jun-13Monte Real Banco 1 1 T 30 115/13.8 Jun-13Camino Real Banco 1 1 T 30 115/13.8 Jun-14Recreo Banco 2 1 T 30 115/13.8 Jun-14Central Diésel Los Cabos Banco 1 4 AT 133 230 /115 Jun-15Palmira Banco 2 1 T 30 115/13.8 Jun-16Mina Banco 1 4 AT 133 230 /115 Jun-18Villa Constitución Banco 1 4 AT 133 230 /115 Jun-18Olas Altas Banco 2 3 AT 100 230 /115 Jun-18Libramiento San José Banco 1 4 AT 133 230 /115 Jun-21Total 783


MVARelación de

transformaciónFecha de entrada

Vizcaíno Capacitor 115 5.0 Abr-14Palmilla MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-14San José del Cabo MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14El Palmar MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-16Bledales MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-16Villa Constitución MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-16Cabo Real MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-17Loreto CEV Compensador Estático de Var 230 150/150 Ind./Cap. Abr-18Total 230.0


kVCapacidad

MVArFecha de entrada


4-62

4.4.8.2 Red de transmisión asociada a la central CI Guerrero Negro IV La central eléctrica de 7 MW de capacidad se ubicará en el predio denominado Vizcaíno, al oriente de la ciudad de Guerrero Negro en Baja California Sur; se interconectará en abril de 2013 a la red eléctrica del sistema aislado de Guerrero Negro en el estado de Baja California Sur. El propósito de la central es atender localmente las necesidades de energía eléctrica del sistema aislado de Guerrero Negro, destacando los poblados de Vizcaíno, Guerrero Negro, Bahía Asunción y Bahía Tortugas. El proyecto se conectará al sistema a través de la instalación de alimentadores en 34.5 kV en la subestación Vizcaíno; además incluye la construcción de un circuito de 44 km entre las subestaciones Vizcaíno y Benito Juárez Maniobras, que sustituirá el circuito existente con calibre 3/0 que se encuentra en condiciones de obsolescencia. La red entrará en operación a partir de octubre de 2012. La figura 4.29 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central de CI Guerrero Negro IV

Figura 4.29


Combustión Interna

Enlace a 34.5 kV

Enlace a 115 kV

Laguneros

Mujica

a Díaz Ordaz

Guerrero Negro IV7 MW a Rancho

El Silencio

Vizcaíno

a Bahía Asunción

Benito Juárez Maniobras

a Guerrero Negro I

Turbogás


4-63

4.4.8.3 Red de transmisión asociada a la central CI Santa Rosalía III Esta planta eléctrica de 11 MW de capacidad se ubicará en el predio denominado Mina, adyacente a la central Santa Rosalía II, ubicado al noroeste de la ciudad de Santa Rosalía en Baja California Sur; se interconectará en abril de 2014 a la red eléctrica del sistema aislado de Santa Rosalía en el estado de Baja California Sur. El propósito de la central es atender localmente las necesidades de energía eléctrica del sistema aislado de Santa Rosalía. La demanda por suministrar considera a las poblaciones costeras de Santa Rosalía, San Bruno y Mulegé con actividades de turismo, así como San Ignacio en la parte central de la península de Baja California. Recientemente han cobrado auge las actividades de minería, lo que repercute en mayores expectativas de desarrollo regional. Este proyecto de generación sustituye el retiro de las unidades de combustión interna instaladas en el nivel de 2.4 kV en la central Santa Rosalía con 6.2 MW de capacidad, las cuales presentan una condición de obsolescencia y a la fecha de retiro una antigüedad mayor a 40 años. La Central Santa Rosalía únicamente mantendrá instalada la unidad turbogás para atender condiciones de emergencia y el resto de las unidades serán retiradas. El proyecto se conectará al sistema por medio de la instalación de alimentadores en el nivel de 34.5 kV, en la subestación Mina. Su red asociada programada para octubre de 2013 consiste en la construcción de un transformador de 20 MVA en la subestación Santa Rosalía de relación 34.5/13.8 kV y los alimentadores en 13.8 kV para los circuitos de alimentación a la población de Santa Rosalía y la unidad turbojet. El nivel de tensión de 2.4 kV será desmantelado. La figura 4.30 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central de CI Santa Rosalía III

Figura 4.30

Santa Rosalía III11 MW

CentralSanta Rosalía

a Tres Vírgenes

Santa Rosalía II

Turbogás

Combustión Interna

Enlace a 34.5 kV

Enlace a 115 kV


4-64

4.4.9 Área Peninsular La conforman los estados de Campeche, Quintana Roo y Yucatán. La red de transmisión troncal eléctrica opera en los niveles de tensión de 400 kV, 230 kV y 115 kV. La demanda máxima integrada del área en 2011 alcanzó 1,544 MW. La tasa media de crecimiento en los últimos cinco años llegó a 4.1 por ciento. La capacidad de generación efectiva a diciembre de 2010 fue de 2,254 MW, incluido el sistema aislado de Holbox, de los cuales 56% corresponden a centrales de ciclo combinado bajo el esquema de producción independiente de energía. Para la atención del suministro de la demanda del área Peninsular, desde principios de 2011 entró en operación el corredor de transmisión Tabasco-Escárcega-Ticul II en 400 kV, el cual ha ayudado a garantizar el suministro confiable de energía al área ante problemas de abasto de gas natural. Desde 2010 existe déficit de suministro de gas natural para el área peninsular, debido a limitaciones operativas en la presión del gasoducto en el tramo Cactus-Ciudad PEMEX. Se restringió la capacidad a 150 MMpcd y a la fecha no hay definición para normalizarlo en alrededor de 200 MMpcd. Adicionalmente se tienen problemas con la calidad del gas natural entregado, lo cual en ocasiones incumple la especificación del gas en los contratos con AES Mérida III y Compañía de Generación Valladolid. Estas condicionantes afectan actualmente la disponibilidad de estas centrales, y de Transalta Campeche. 4.4.9.1 Obras principales Para proporcionar el suministro de energía requerido y mantener la estabilidad de voltaje en la zona Ciudad del Carmen, se ha programado para 2013 incrementar la compensación capacitiva en las subestaciones Carmen y Concordia, de 15 a 22.5 MVAr y de 7.5 a 15 MVAr respectivamente. Se prevé que en 2015 la demanda de la zona Ciudad del Carmen sea de 103 MW. Por tanto, para mantener un perfil de voltaje adecuado en la zona, en marzo del mismo año se analiza la posibilidad de instalar en 115 kV un Compensador Estático de Var en la subestación Carmen. Dado el crecimiento sostenido en demanda para las zonas Cancún y Riviera Maya, con una tasa media de crecimiento 2004-2009 de 9.03% y una tasa de crecimiento pronosticada 2010-2025 de 7.41%, ante una demanda de 749 MW en 2014 podrían presentarse problemas de estabilidad de voltaje en las zonas mencionadas. Para incrementar la capacidad y confiabilidad en la transmisión del suministro de energía hacia estas zonas, se ha definido el proyecto Conversión a 400 kV Ticul-Valladolid-Riviera Maya. El alcance considera la conversión del voltaje de operación de 230 kV a 400 kV de las líneas existentes Ticul II-Valladolid, Valladolid-Nizuc y Valladolid-Playa del Carmen. La subestación Riviera Maya de 750 MVA3/ de capacidad total incluye dos bancos de transformación, uno 400/230 kV y otro 400/115 kV, red asociada para operar los enlaces en 400 kV y 230 kV. Su entrada en operación está programada para marzo de 2014. Con estas obras se completa el corredor de transmisión en 400 kV para el área.


4-65

El proyecto Xpujil-Xul Ha consiste en una línea de transmisión aislada en 230 kV y operada en 115 kV, la cual permitirá proporcionar un mejor suministro de energía a la zona Chetumal. Su entrada en operación se prevé para junio de 2017. En la figura 4.31 se muestran algunas de las obras más importantes para el área.

Principales proyectos en la red troncal del área Peninsular

Figura 4.31 En el mediano plazo, para 2018 se visualizan proyectos de refuerzos en la transmisión y transformación hacia la zona Mérida, donde se ha programado la subestación Chichi Suárez 230/115 kV con 225 MVA3/ de capacidad, mientras que para 2019 en la zona Riviera Maya se requerirá de compensación dinámica por lo cual está programado un CEV de +300/-90 MVAr en el nivel de 400 kV. Para marzo de 2019 se instalarán 225 MVA3/ de transformación 230/115 kV en la subestación Sabancuy II. Esto último también incluye el tendido del segundo circuito en 230 kV de la línea Escárcega Potencia-Sabancuy II, lo anterior para satisfacer la demanda de la zona Ciudad del Carmen. Para el largo plazo, con el crecimiento de demanda estimado hacia la zona Cancún y Riviera Maya, están previstos refuerzos en la red de transmisión y transformación por lo que se ha programado la subestación Tulum 230/115 kV y su red asociada, así como la línea Valladolid-Tulum aislada en 400 kV y operada en 230 kV para 2022. Para el mismo año está programado el segundo circuito de la línea de transmisión Escárcega Potencia-Xpujil-Xul Ha para reforzar eléctricamente a la zona Chetumal. Por otra parte en 2025 se consideran adiciones de transformación en las zonas Cancún, Chetumal, Tizimín y Mérida. También se tiene previsto instalar bancos de capacitores en alta tensión en diferentes puntos del área.

Ticul II

Xul Ha

Escárcega Potencia

Valladolid

Edzná

Sabancuy II

Xpujil

Santa Lucía

a Tabasco Potencia

a Macuspana II

a Los Ríos

Nizuc

Playa del Carmen

Balam

Riviera Maya

Kanasín Potencia

Norte

Caucel Potencia

Mérida Potencia

+50 MVAr-0 MVAr

Tulum

Ciclo Combinado




Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kVCEV

Enlace a 115 kVReactor

Chichi Suárez

Norte

MéridaPotencia

CaucelPotencia

Kanasín Potencia

Chichi Suárez

Mérida

Dzitnup

Carmen

Balam

Nizuc

Playa del Carmen

Riviera Maya

Cancún y

Riviera Maya

Op. Ini. 115 kVOp. Ini. 115 kV

Op. Ini. 1

15 kV

Op. Ini. 230 kV


4-66

En los cuadros 4.10a, 4.10b y 4.10c se muestran los principales refuerzos de líneas de transmisión, subestaciones y compensación respectivamente programados en el área Peninsular.

Principales obras programadas en el área Peninsular 2012-2021

1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito 3/ Operación inicial 115 kV

Cuadro 4.10a


Cuadro 4.10b


Cuadro 4.10c

Tensión Núm.de Longitud Fecha de

kV circuitos km-c entrada

Riviera Maya entronque Valladolid - Nizuc 230 2 4.0 Mar-14

Riviera Maya entronque Valladolid - Playa del Carmen 230 2 4.0 Mar-14

Riviera Maya entronque Valladolid - Nizuc y Valladolid - Playa del Carmen 400 2 2.0 Mar-14

Dzitnup entronque Ticul II - Valladolid 400 2 4.0 Mar-14

Dzitnup entronque Valladolid - Nizuc y Valladolid - Playa del Carmen 400 2 4.0 Mar-14

Ticul II - Dzitnup 400 2 2.0 Mar-14

Xpujil - Xul Ha 1,3 230 2 105.0 Jun-17Chichi Suárez entronque Norte - Kanasin 230 4 6.0 Abr-18

Escárcega Potencia - Sabancuy II 2 230 2 63.0 Mar-19Total 194.0

Líneas de Transmisión

Riviera Maya Banco 1 4 AT 500 400 /230 Mar-14Riviera Maya Banco 2 4 T 500 400 /115 Mar-14Playa del Carmen Banco 3 3 AT 100 230 /115 Abr-14Ticul II Banco 4 3 AT 100 230 /115 Mar-15Chichi Suárez Banco 1 3 AT 225 230 /115 Abr-18Sabancuy II Banco 2 4 AT 300 230 /115 Mar-19Valladolid Banco 4 3 AT 100 230 /115 Abr-19Total 1,825


Fecha de entrada


MVA

Capacidad

MVArCarmen MVAr Capacitor 115 7.5 Mar-13Concordia MVAr Capacitor 115 7.5 Mar-13Dzitnup MVAr Reactor 400 144.6 Mar-14Riviera Maya MVAr Reactor 400 116.6 Mar-14Aktunchen MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14Yalku MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14Carmen CEV Compensador Estático de VAr 115 0.0/50 Ind./cap. Mar-15Riviera Maya CEV Compensador Estático de VAr 400 90/300 Ind./cap. Abr-19Xul Ha MVAr Capacitor 115 30.0 Sep-19Valladolid MVAr Capacitor 115 30.0 Sep-21Total 806.2

Fecha de entrada


kV


4-67

4.5 Obras e inversiones con financiamiento externo El primer plan de financiamiento externo para el programa de transmisión se aprobó en 1996, cuando CFE convocó 11 paquetes bajo el esquema financiero Construir, Arrendar y Transferir (CAT), denominados serie 200. En agosto de 1997 se presentaron a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) ocho paquetes de la serie 300, modificando a partir de esa fecha la modalidad de financiamiento bajo el esquema OPF, los cuales fueron autorizados e iniciaron su licitación en 1998. Por la serie 400, se enviaron a la SHCP 14 paquetes en agosto de 1998, licitados en 2000 y 2001. En junio de 1999 se remitieron a la misma secretaría para su autorización cinco paquetes de la serie 500 correspondientes a la cuarta etapa. Todos los proyectos de las series 200, 300, 400, 500 y 600 ya se encuentran en operación. Los paquetes de la serie 700 se integraron en 2001, en los cuales se empezaron a incluir las redes de transmisión asociadas a centrales eléctricas. Lo anterior con el fin de garantizar que el desarrollo de la red y la central se realizaran de manera coordinada. Resalta la conversión de tensión de 69 kV a 115 kV en la zona Tijuana, considerada en el paquete 706 para 2016. El cuadro 4.11 presenta las metas correspondientes. En los cuadros siguientes se indican las fechas de entrada en operación actualizadas para las obras aún pendientes en cada serie.

Metas para la serie 700

1/ Fecha de entrada en operación

Cuadro 4.11

En junio de 2002 se estructuraron los paquetes de obras serie 800, en los cuales destacan por su importancia los proyectos de transformación Vicente Guerrero y el refuerzo al anillo de 400 kV de la zona Monterrey en el paquete 803 Noine. El cuadro 4.12 resume los proyectos y considera las nuevas fechas de entrada en operación.



Cuadro 4.12

SLT 706 Sistemas Norte (Tercera Fase) May-16 9 280Total 9 280

Proyecto FEO ¹ km-c MVA MVAr

SLT 803 Noine (Segunda Fase) May-15 15 133SLT 803 Noine (Tercera Fase) Ago-18 35SLT 805 El Occidente (Primera Fase) Jun-15 11 300SLT 805 El Occidente (Segunda Fase) Jun-17 60 3Total 61 493 3



4-68

El cuadro 4.13 presenta los proyectos de la serie 900 que se autorizaron en el PEF para el ejercicio fiscal de 2004. Una obra importante es la transformación en la subestación Tepic incluida en el paquete 901 Pacífico, con entrada en operación en septiembre de 2014.



Cuadro 4.13

En junio de 2004 se enviaron a la SHCP, a través de la SENER, los paquetes de la serie 1000 mostrados en el cuadro 4.14. Se considera el proyecto de transformación en la subestación Pedro Moreno en el paquete 1003.



Cuadro 4.14

Los paquetes de la serie 1100 se enviaron para su autorización en junio de 2005 y se muestran en el cuadro 4.15. Resulta de gran relevancia la red de transmisión asociada al proyecto de generación CC Agua Prieta II. Adicionalmente se han programado proyectos de transmisión y transformación para el área Oriental, con los paquetes Transmisión y Transformación del Oriental y Transmisión y Transformación del Sureste. Asimismo, resalta por su importancia el denominado Transformación del Noreste en el paquete 1116.



Cuadro 4.15 En junio de 2006 se integraron los paquetes de la serie 1200, los cuales se muestran en el cuadro 4.16. Destaca la red de transmisión asociada a la central CC Norte II.

SLT 901 Pacífico (Segunda Fase) Sep-14 43 99Total 43 99


SE 1003 Subestaciones Eléctricas de Occidente (Segunda Fase) Ago-17 23 133Total 23 133


LT 1106 Red de Transmisión Asociada a la CC Agua Prieta II Oct-12 165SLT 1111 Transmisión y Transformación del Central-Occidental (Segunda Fase) Mar-13 37 300 15SLT 1112 Transmisión y Transformación del Noroeste (Segunda Fase) Abr-14 201 28SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Primera Fase) Feb-13 182 1,000SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Segunda Fase) Abr-15 83 300SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Tercera Fase) May-16 159SE 1116 Transformación del Noreste (Tercera Fase) Abr-13 94 500SE 1116 Transformación de Noreste (Cuarta Fase) Abr-15 96 500SLT 1119 Transmisión y Transformación del Sureste (Segunda Fase) Mar-15 7Total 1,024 2,600 43



4-69



Cuadro 4.16

La relación de paquetes de la serie 1300 para su autorización en el PEF para el ejercicio fiscal 2008, se envió a la SHCP en junio de 2007. Destaca el proyecto 1301 Interconexión de Baja California que consiste en unir el área Baja California Norte al SIN a través de un enlace asíncrono. Asimismo se solicitó autorización para el proyecto de red asociada a la central Baja California III. Ver cuadro 4.17.



Cuadro 4.17

En mayo de 2008 se enviaron a la SHCP los proyectos de la serie 1400, para su autorización y registro en el Presupuesto de Egresos de la Federación para el ejercicio fiscal 2009. Se incluye el incremento en la transformación para la zona de Pueblo Nuevo en el paquete 1401. El proyecto 1404 incluye los aumentos de la transformación en las zonas Valles, San Luis Potosí, Orizaba y Veracruz. Ver cuadro 4.18.



Cuadro 4.18 El listado de paquetes de la serie 1500 se envió en mayo 2009 a la SHCP. Destaca la red asociada a CCI Guerrero Negro IV. Ver cuadro 4.19.

SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California (Tercera Fase) Abr-12 5 40 2SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California (Cuarta Fase) Jun-16 3 40 2SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California (Quinta Fase) Jun-16 17SLT 1203 Transmisión y Transformación Oriental-Sureste (Segunda Fase) Oct-12 42 30 2LT 1225 Red de Transmisión Asociada a la CC Norte II Oct-12 39Total 106 110 6


SLT 1301 Interconexión de Baja California Abr-15 423 800 283SE 1302 Transformación del Noreste (Primera Fase) May-15 21 500 75SLT 1304 Transmisión y Transformación del Oriental (Segunda Fase) Jun-17 47 3001313 Red Asociada a Baja California III Oct-13 18Total 509 1,600 358


SLT 1401B Se's y Lt's Áreas Baja California y Noroeste (Segunda Fase) Jul-12 98 300 22SLT 1404 Subestaciones del Oriente Ene-13 48 324SLT 1405 Subestaciones y Líneas de Transmisión de las Áreas Sureste y Peninsular Ago-12 63 300 52Total 209 924 74



4-70



Cuadro 4.19

En mayo de 2010 se enviaron a la SHCP los proyectos de la serie 1600, para su autorización y registro en el Presupuesto de Egresos de la Federación para el ejercicio fiscal 2011. Por su magnitud e importancia se considera el entronque de la línea de transmisión Tuxpan–Texcoco en la subestación La Paz en 400 kV incluida en el paquete 1602 y al proyecto de la subestación Lago con la línea Teotihuacan-Lago en 400 kV incluida en el paquete 1603, el cual permitirá atender el suministro a la zona Metropolitana del Valle de México. Ver cuadro 4.20.



Cuadro 4.20 El cuadro 4.21 presenta los proyectos de la serie 1700, enviados en mayo de 2011 a la SHCP. Entre las obras importantes se incluye la conversión de 230 kV a 400 kV del troncal del área Peninsular desde Ticul hasta la Riviera Maya y la interconexión de los sistemas aislados Guerrero Negro y Santa Rosalía, así como la red de transmisión asociada a la CCC Norte III.


Cuadro 4.21

1510 Red de Transmisión Asoc. a CCI Guerrero Negro IV Oct-12 43Total 43


SLT 1601 Transmisión y Transformación Noroeste - Norte Jun-13 29 133SLT 1601 Transmisión y Transformación Noroeste - Norte (Segunda Fase) Jun-13 129 15LT 1602 Transmisión La Paz Entronque Tuxpan - Texcoco May-13 66SLT 1603 Subestación Lago Mar-14 80 660SLT 1604 Ayotla - Chalco Oct-13 9 1331612 Red de Transmisión Asociada a CCI Santa Rosalía III Oct-13 20Total 313 946 15


SE 1701 Subestación Chimalpa Dos Banco 1 Ampliación Oct-15 17 500SLT 1702 Transmisión y Transformación Baja - Noine Jun-14 155 499SLT 1703 Conversión a 400 kV de la Riviera Maya Mar-14 28 1,000 261SLT 1704 Interconexión Sistemas Aislados Guerrero Negro y Santa Rosalía Abr-14 125 5SLT 1705 Transmisión y Transformación Occidental - Oriental Abr-14 52Red de Transmisión Asociada a la CC Baja California II (Mexicali) Oct-13Red de Transmisión Asociada a la CE Rumorosa I, II y III Dic-13 80Red de Transmisión Asociada a la CC Noreste (Escobedo) Oct-15 40 375Red de Transmisión Asociada a la CH Chicoasén II Oct-16 8 133LT Red de Transmisión Asociada a la CCC Norte III Oct-14 24Total 529 2,374 399



4-71

4.6 Capacidad de transmisión entre regiones En general, la capacidad de transmisión de los enlaces entre las regiones del sistema depende de las condiciones operativas del sistema. Así, la potencia máxima que se puede transmitir por un enlace depende de los siguientes factores: § Límite térmico de los conductores § Límite aceptable de caída de voltaje en un enlace de transmisión § Margen de seguridad que permita preservar la integridad y estabilidad del sistema ante

la desconexión imprevista de una unidad generadora o de una línea de transmisión En el caso de la red eléctrica principal, el segundo y tercer factores son los que restringen con mayor frecuencia la potencia máxima de transmisión en los enlaces. En ciertas áreas del país los centros de generación y consumo de electricidad se encuentran alejados entre sí, por lo cual su interconexión se ha realizado de manera gradual en la medida en que los proyectos se han justificado técnica y económicamente. La figura 4.32 muestra los límites de transmisión estimados para 2015 en algunos de los principales corredores de transmisión del SEN, considerando los proyectos que entrarán en operación ese año. Por ejemplo, la demanda máxima del sistema interconectado norte que incluye las áreas Noroeste, Norte y Noreste ocurre en el verano; en esa condición se requiere importar grandes bloques de energía del sistema sur. El apoyo se obtiene utilizando los corredores del Pacífico, Bajío y del Golfo de México. Para el primero se tendrá un límite de transmisión de 1,000 MW entre las zonas Tepic y Mazatlán, para el segundo un límite de 1,000 MW entre las zonas Bajío y Saltillo y para el tercero un límite de 1,400 MW entre las zonas Altamira y Monterrey. Adicionalmente entre las áreas Norte y Noreste habrá un límite de 680 MW y entre el Noroeste y Norte de 450 MW, considerando los ciclos combinados Agua Prieta II y Norte II, que entrarán en operación en 2013. Para el sistema sur, por ejemplo, el límite entre las zonas Lázaro Cárdenas, el área Central y la región Occidente se estima en 2,600 MW. Entre la región de Temascal del área Oriental y el área Central se considera un límite de 3,250 MW, y entre Tabasco y el área Peninsular de 1,200 MW.


4-72

Capacidad de transmisión entre corredores de transmisión al 2015

Figura 4.32 4.7 Interconexiones nacionales e internacionales 4.7.1 Interconexión del área Baja California al Sistema Interconectado Nacional Actualmente, el ACBC está permanentemente interconectada al sistema eléctrico de San Diego Gas and Electric (SDG&E) en 230 kV a través de la LT Tijuana-Otay Mesa en la ciudad de Tijuana y LT La Rosita-Imperial Valley en la ciudad de Mexicali. A principios de la década pasada, con la finalidad de proveer de energía al sistema eléctrico de San Diego, California, EUA, se instalaron en territorio mexicano en las cercanías de la SE La Rosita, los proyectos de generación SEMPRA (600 MW) e InterGen (470 MW). Esta generación se suma al flujo de potencia proveniente de Arizona que incide en la subestación Imperial Valley que produce una congestión al no existir elementos de transmisión suficientes para evacuar la generación hacia la ciudad de San Diego.

Azcárate (EPECO)

Eagle Pass(AEPTCC)

JUI

CTS

ChetumalESA

VillahermosaDBC

MMT

MPS

Laredo(AEPTCC)

(AEPTCC)

Brownsville

(AEPTCC)

Diablo (EPECO)

El Fresnal(PTECI) (PEEECo)

Oaxaca

Morelos YTP

Imperial Velley

(SDG & E, IID)

Op. 230kV

VAD

A BELICE

Op. 230kV

Miguel(SDG & E)

Tehuantepec

A Sharyland

TIC

Cancún

Mérida

ANG

PEATMD

Poza Rica

TCL

Puebla

Zihuatanejo

Acapulco

Veracruz

Lázaro Cárdenas

Manzanillo

MTAMorelia

ALT II

Tampico

REC CBD

LAM

Saltillo

San Luis Potosí

TMZLeón

Irapuato SLM

QRO.

Guadalajara

TepicAPT

KDA

PMY

ZacatecasMazatlán

Culiacán Durango

TRS

Torreón

Monclova

ENO

Los MochisTPO

Cd. Obregón

Guaymas

HLI

Hermosillo

SYCCananea

PLD

HAE

Mexicali

Ensenada

Loreto

GAO

PUP

COR

La Paz

ADC

San Luis de la Paz

OLA

ELP

EFR

Juárez

LVD

Tapachula

Aguascalientes

Piedras Negras

Reynosa

Tuxtla

Riviera Maya

Cozumel

Colima

NuevoLaredo

Valles

Tijuana

Ciudad deMéxico

JOM

Vallarta

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

680 MW

1,400 MW

450 MW

1,000 MW

3,250 MW

1200 MW

2,600 MW

EDO

SAU

Pueblo Nuevo

Los Cabos

Monterrey

Matamoros

Camargo

HCP

Chihuahua

MoctezumaOp. 230kV

SISTEMA NORTE

SISTEMA SUR

1,000 MW

Ciclo combinado

Eoloeléctrica

Hidroeléctrica

Nucleoeléctrica

Turbogás

Geotermoeléctrica

Carboeléctrica


Dual

Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV

Enlace a 161 kV, 138 kV o 34.5 kV




Subestación a 161 kV, 138 kV o 34.5 kV


4-73

La dificultad en la aprobación de los proyectos de transmisión en territorio americano, ha contribuido a que el sistema de SDG&E no considere en la etapa de planificación el criterio n-1 y utilice esquemas de protección especiales para aliviar sobrecargas en la red de transmisión. La falta de refuerzos de transmisión en la red de SDG&E ha propiciado que parte del flujo proveniente de Arizona se transmita a través del enlace Costa-Valle del sistema Baja California. La interconexión en general ha beneficiado mutuamente los sistemas cuando se han presentado disturbios internos, que han evitado afectaciones prolongadas a usuarios del servicio. Con el crecimiento del sistema oeste de EUA, las complicaciones para realizar nuevas incorporaciones de elementos de transmisión y generación en territorio de EUA, así como la múltiple cantidad de proyectos de generación que pretenden incorporar, agrava la situación incrementando la problemática existente. Derivado de la interconexión síncrona existente entre BC y el WECC se han observado algunos efectos en BC entre los que destacan: flujos de potencia inadvertidos, aumento de pérdidas eléctricas, incremento en los niveles de corto circuito, cumplimiento en los criterios de operación del WECC así como para mantener un margen de reserva operativa de acuerdo a los lineamientos del WECC. Debido a la diversidad de la carga que se presenta en el SIN con respecto al área Baja California, en ciertas horas, puntos de operación y periodos estacionales existe la factibilidad de intercambiar potencia eléctrica entre ambos sistemas, por lo que en los últimos años CFE ha realizado estudios para interconectar el área BC con el SIN de manera que se integre en uno solo el sistema eléctrico mexicano. Desde el punto de vista operativo, se busca el despacho de energía con unidades menos costosas, de modo que se obtenga un beneficio económico global. Así, la interconexión del sistema eléctrico de Baja California con el resto del SIN permitirá utilizar mejor la infraestructura de generación del SEN, y contrarrestar el efecto de las condiciones climatológicas que se presentan en el área Baja California, las cuales producen un comportamiento muy variable a lo largo del año: una demanda alta en el periodo de verano por las altas temperaturas y una disminución considerable en el invierno, motivada por las bajas temperaturas que se alcanzan específicamente en Mexicali y San Luis Río Colorado. Para lograr lo anterior, se han analizado las siguientes propuestas de interconexión. 4.7.1.1 Interconexión síncrona BC-WECC y asíncrona entre BC-SIN Debido a las características del SIN y del sistema eléctrico de Baja California, conectado en forma permanente con el WECC, y en razón de las reglas y estrategias de operación que se han establecido para cada uno de ellos, el enlace de interconexión debe ser necesariamente asíncrono. Este proyecto involucra la construcción de un enlace asíncrono entre BC y el SIN y no se modifican los enlaces existentes con el WECC. La interconexión se ha programado para 2015, la primera etapa con 300 MW de capacidad de intercambio. La segunda estará en función de la tendencia de crecimiento en la demanda en ambos sistemas y de la magnitud en la instalación de posibles proyectos eólicos de generación en el Área de Control de Baja California.


4-74

Interconexión síncrona BC-WECC y asíncrona entre BC-SIN

Figura 4.33

4.7.1.2 Interconexión asíncrona BC-WECC y síncrona entre BC-SIN Se está analizando la posibilidad de interconectar en corriente alterna el sistema BC y el SIN de manera síncrona mediante un doble circuito en 400 kV entre las subestaciones Cucapáh al sur de la ciudad de Mexicali y Seis de Abril al noroeste del estado de Sonora. Para realizar a cabo esta propuesta, es necesario que se considere la instalación de estaciones asíncronas en la frontera, específicamente en la subestación La Rosita y Tijuana I en los enlaces de interconexión entre el ACBC y el WECC. Esta alternativa permitirá un flujo de importación o exportación con el WECC controlado durante cualquier condición de operación, así como beneficios adicionales en cuanto a la eliminación o disminución de los efectos adversos a la red de CFE, que se indican a continuación:

· Flujos inadvertidos en el enlace Costa-Valle y eventual incremento en pérdidas · Incremento en las corrientes de corto circuito · Criterios de operación del WECC para el intercambio entre áreas · Margen de reserva operativa en el ACBC de acuerdo al WECC · Problemática de sobre-generación en invierno · Generación eólica de exportación al SIN · Generación eólica de exportación a EUA · Generación instalada en California que impacta a la red del ACBC · Afectación al ACBC por perturbaciones en el WECC


Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Rumorosa

La Rosita

Mexicali II

Imperial Valley

Tijuana I

Metrópoli

La Herradura

Otay Mesa

A North Gila

Miguel

A P. Libertad II

Seis de AbrilA P. Libertad II

A Ind. Caborca

Cerro Prieto III Cerro Prieto II

4x33.33 MVArCucapáh

Wisteria Centro

Estados Unidos de América

SEMPRA

CC Mexicali

InterGen Expansión

100 MVAr50 MVAr

Ciclo combinado

Sycamore



Estación asíncrona

Enlace a 500 kV

300 MW

Reactor


4-75

Interconexión asíncrona BC-WECC y síncrona entre BC-SIN

Figura 4.34 La capacidad de las estaciones asíncronas sería modular de acuerdo a las necesidades del ACBC, inicialmente se considera la instalación de 100 MW de capacidad en las subestaciones La Rosita y Tijuana I. La capacidad de transmisión entre BC y el SIN estaría limitada a la capacidad de transformación en las subestaciones Cucapáh y Seis de Abril; en una primera etapa considera una capacidad de 375 MVA. Adicionalmente, la CRE solicitó a CFE un estudio de factibilidad para determinar la expansión de la infraestructura de transmisión requerida en BC para un posible desarrollo de una temporada abierta. CFE realizó los estudios de factibilidad para incorporar 962 MW de generación eólica en la región de la Rumorosa los cuales serán transmitidos al SIN a través de la interconexión BC-SIN. Los refuerzos mínimos requeridos para transmitir esta cantidad de potencia consideran una subestación colectora denominada Rumorosa eólico a la cual se interconectarían en los niveles de 115 kV y 230 kV los diferentes proyectos eólicos. Posteriormente mediante un doble circuito en 400 kV entre las subestaciones Rumorosa eólico–Cucapáh de aproximadamente 86 km se interconectaría al sistema de CFE. Requiere l tendido del segundo circuito en 400 KV entre las subestaciones Cucapáh y Seis de Abril, así como enlaces en 230 kV en el área Noroeste como son LT Seis de Abril–Santa Ana de 160 km y LT Puerto Libertad–Hermosillo Aeropuerto de 210 km entre los refuerzos más importantes.


Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Rumorosa

La Rosita

Mexicali II

100 MW

Imperial Valley

Tijuana I100 MW

Metrópoli

La Herradura

Otay Mesa

A North Gila

Miguel

A P. Libertad II

Seis de AbrilA P. Libertad II

A Ind. Caborca

Cerro Prieto III Cerro Prieto II

4x33.33 MVAr

Cucapáh

Wisteria Centro

Estados Unidos de América

Sempra

CC Mexicali

InterGen Expansión

2x100 MVAr 3x33.33 MVAr2x50 MVAr

Ciclo combinado

Sycamore



Estación asíncrona

Enlace a 500 kV

Reactor


4-76

Otro aspecto importante de mencionar, es que la interconexión de BC-SIN permitirá atender las expectativas de desarrollos turísticos de los poblados de Puerto Peñasco y el golfo de Santa Clara en la costa del estado de Sonora. Existe en esta región gran potencial de desarrollo turístico que involucra complejos turísticos, los cuales requerirán energía eléctrica en el mediano plazo. 4.7.2 Interconexión CFE-Guatemala Se ha construido la línea de transmisión de doble circuito Tapachula Potencia-Suchiate en 400 kV, tendido del primer circuito con una longitud de 27 km-c, dos conductores por fase calibre 1113 ACSR en torres de acero, y un alimentador en 400 kV ubicado en la SE Tapachula Potencia para la interconexión con la red eléctrica de Guatemala en la SE Los Brillantes. Este proyecto hace posible la participación de CFE en el mercado eléctrico de Guatemala y en el futuro en el mercado centroamericano mediante transacciones de potencia y energía. Asimismo, el enlace de interconexión permite suministrar potencia y energía a la red de Guatemala, reducir las pérdidas y mejorar el margen de potencia reactiva de ese sistema. Se ha estimado un límite de 200 MW para transferencias de México a Guatemala y de 70 MW en sentido contrario. El proyecto quedó sincronizado en abril de 2010 con un intercambio actual de 120 MW debido a restricciones en la red interna de Guatemala. En Centroamérica se tiene en construcción el proyecto SIEPAC, el cual incrementará los niveles de transferencia de energía entre las naciones involucradas. La interconexión CFE-Guatemala podría complementarse con un dispositivo asíncrono, el cual permitiría incrementar el límite de transmisión, y mejorar la confiabilidad y seguridad operativa de los sistemas. 4.7.3 Interconexión del sistema Baja California Sur al Sistema Interconectado

Nacional El sistema eléctrico interconectado de Baja California Sur es longitudinal (500 km) y con frecuencia se ve sometido a huracanes y tormentas tropicales durante la temporada de lluvias. Se caracteriza por una actividad turística de gran importancia, principalmente en las poblaciones de Cabo San Lucas, San José del Cabo y La Paz. El suministro de la demanda de la zona Los Cabos se realiza con generación local mediante unidades que consumen diésel, con alto costo de operación y alto impacto ambiental. Para satisfacer los crecimientos en el mediano plazo, se analiza la conveniencia de interconectar este sistema con el SIN, de tal manera que se pueda contar con una fuente de energía segura, confiable y a un menor costo, así como facilitar el desarrollo sustentable de esta región del país. La infraestructura necesaria para una de las opciones estudiadas consiste en realizar la interconexión a través del Mar de Cortés, mediante un cable de potencia submarino. Se estima que el proyecto podría tener una capacidad de intercambio de 300 MW, con fecha de entrada en operación para 2018. En el anexo E se detallan las características de esta interconexión.


4-77

4.8 Temporada Abierta Oaxaca En junio de 2011 se inició un segundo proceso de TA Oaxaca. Con base a las solicitudes realizadas por parte de los participantes se estima una capacidad de 4,000 MW eoloeléctricos, en los cuales se incluyen 800 MW de CFE. Actualmente la red de transmisión denominada “del sureste al centro” ya está aprovechada a su máxima capacidad con la generación proveniente de las centrales hidroeléctricas del sureste (4,800 MW) y los proyectos eólicos incluidos en el primer proceso de TA (2,632 MW). Por lo anterior, cualquier adición de proyectos de generación en la región sureste, deberá ir asociada a una nueva red de transmisión en 400 kV paralela a la red troncal actual de esta región al centro. De otra manera no sería posible conectar nuevos proyectos en esa parte del Sistema Interconectado Nacional. Para atender este nuevo requerimiento, se analizaron dos opciones de red. Ambas exigen ir desde el centro de generación (Oaxaca) hasta el centro de carga Zona Metropolitana del Valle de México (ZMVM). Ello obliga mayores requerimientos de red. La necesidad de corredores de transmisión hasta el centro del país es debido a que no existen centros de carga importantes en su trayectoria que pudieran consumir los montos de generación considerados, y localmente la ZMVM no tiene la capacidad de recepción para recibir estos montos de generación en un solo punto, por lo que también es necesario reforzar su red de transmisión y transformación. En la definición de la red de interconexión se consideraron las siguientes hipótesis: § Un factor de simultaneidad de 80% para la generación eólica en el Istmo de

Tehuantepec § La posibilidad de disminuir el despacho de la generación eólica en caso de presentarse

durante la operación factores de simultaneidad mayores a 80% § El punto de interconexión será en los niveles de 230 kV y 115 kV en una nueva

subestación denominada Xipe § Una coordinación hidro-eoloeléctrica con las futuras centrales de La Parota y Paso de la

Reina Con base en lo anterior y a los análisis realizados, la infraestructura necesaria para la interconexión de 4,000 MW eólicos de la TA Oaxaca, a construirse por un nuevo corredor directo entre el Istmo de Tehuantepec y el centro del país con una longitud aproximada de 650 km es la que se muestra en figura 4.35, y tiene un costo instantáneo de 291 mil dólares/MW con base en el COPAR 2011. En esta opción, CFE pagaría por concepto de red 20% del total de la infraestructura asociada a la TA Oaxaca, ya que únicamente incorporaría 800 MW de generación eólica. Los permisionarios pagarían 80 por ciento. Tanto CFE como los permisionarios pagarían el mismo costo de red por MW instalado. Con la finalidad de sumar sinergias entre los proyectos de generación y disminuir los costos de red de transmisión, también se analizó otro corredor con una longitud aproximada de 800 km a construirse por la costa chica de Oaxaca y Guerrero (figura 4.36). Este corredor adicionalmente


4-78

permite interconectar los proyectos hidráulicos La Parota y Paso de la Reina para el servicio público con una capacidad total de 1,440 MW. La infraestructura necesaria para la interconexión de la TA Oaxaca con una capacidad de 4,000 MW eólicos y 1,440 MW hidráulicos, tiene un costo instantáneo de 271 mil dólares/MW. Con esta opción de red, ahora CFE pagaría 41.2% del total de la infraestructura de la red, ya que incorporaría 800 MW de generación eólica y 1,440 MW de generación hidráulica. Tanto CFE como los permisionarios pagarían el mismo costo de red por MW instalado.

Red de transmisión asociada a la TA Oaxaca a construirse por el centro del país

Figura 4.35

S i m b o l o g í a

Ciclo Combinado

Enlaces a 400 kVEnlaces a 230 kVEnlaces a 115 kV

Nucleoeléctrica

Termoeléctrica Convencional

Turbogás

Dual

EólicaHidroeléctrica

Generación

Transmisión

Subestaciones

Enlaces a 161 kV,138 kV y < 34.5 kV

ReactorCompensador Estático de VAr

JuileKm 20

Tecali

Cerro de Oro

a Tamos

Temascal II

Tula

Op. 230 kV

Minatitlán II

Juchitán II

Guatemala

Macuspana II

Cd. deMéxico

Zihuatanejo

Caracol600MW

Poza Rica

1,973MWTres Estrellas

2,100MWTuxpan

163MW

Tlaxcala

Jalapa

Teziutlán

220MWMazatepec

Yautepec

354MWTemascal I

Peñitas420MW

Campeche252MW

Los RíosVillahermosaChontalpa

Veracruz

Laguna Verde 1,365MW

Puebla

a Lázaro Cárdenas

1,080MWMalpaso

Tapachula

Angostura900MW

Tuxtla

San Lorenzo

G o l f od e

M é x i c o


382MW

aLos Brillantes

Coatzacoalcos

2,400MWTorres

Manuel Moreno

Tabasco

IxtepecPotencia

FabioManlio

Altamirano

a Escárcega

275km-3x1113

Centro1,320MW

La Parota600MW

Op. 230 kV

225MWCopainalá

Xipe

Paso de

540MWla Reyna

Acapulco

Red de transmisión en Corriente Alterna asociada a la Temporada Abierta Oaxaca

Corredor de 650 km

Sitio PotencialArriaga

4000MW

Almoloya

Donato Guerra

150-3x1113

Ayala

80-3x1113

Topilejo

OaxacaSwitcheo 275km-3x1113

3X100 MVAr

40%3x266 MVAr

3X100 MVAr

40%3x266 MVAr

+900 MVAr-270 MVAr

+500 MVAr-150 MVAr

Chalco4X125 MVA400/230 kV2x100 MVA230/85 kV


4-79

Red de transmisión asociada a la TA Oaxaca a construirse por la costa chica de Oaxaca y Guerrero

Figura 4.36

S i m b o l o g í a

Ciclo Combinado

Enlaces a 400 kVEnlaces a 230 kVEnlaces a 115 kV

Nucleoeléctrica

Termoeléctrica Convencional

Turbogás

Dual

EólicaHidroeléctrica

Generación

Transmisión

Subestaciones

Enlaces a 161 kV,138 kV y < 34.5 kV

ReactorCompensador Estático de VAr

JuileKm 20

Tecali

a Tamos

Temascal II

Tula

Op. 230 kV

Minatitlán II

Juchitán II

Guatemala

Macuspana II

Cd. deMéxico

Zihuatanejo

Caracol600MW

Poza Rica

1,973MWTres Estrellas

2,100MWTuxpan

163MW

Tlaxcala

Jalapa

Teziutlán

220MWMazatepec

354MWTemascal I

Peñitas420MW

Campeche252MW

Los RíosVillahermosaChontalpa

Veracruz

Laguna Verde 1,365MW

Puebla

a Lázaro Cárdenas

1,080MWMalpaso

Tapachula

Angostura900MW

Tuxtla

San Lorenzo

G o l f od e

M é x i c o


aLos Brillantes

Oaxaca

Coatzacoalcos

2,400MWTorres

Manuel Moreno

Tabasco

IxtepecPotencia

FabioManlio

Altamirano

a Escárcega

225-3X1113

300-3x1113

245-3

X1113

La Parota900MW

Op. 230 kV

225MWCopainalá

110-2X1113

17-1113

3X100 MVAr

+500 MVAr-150 MVAr

Xipe

Paso dela Reyna

3X100 MVAr

3X100 MVAr

Sitio PotencialArriaga

+900 MVAr-270 MVAr

40%3x265 MVAr

7X125 MVA400/230 kV

13X125 MVA400/230 kV16X125 MVA400/115 kV

540MW7X125 MVA400/230 kV

Cerro de Oro

Acapulco

382MW

Almoloya

Topilejo

Centro1,320MW

Yautepec

Ayala

80-3X1113

150-3X1113

4X75 MVA230/115 kV

Red de transmisión en Corriente Alterna asociada a la Temporada Abierta Oaxaca

Corredor de 800 km

4000MW


5-1

5. EXPANSIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN 5.1 Divisiones de Distribución CFE da servicio a todo el país a través de 13 Divisiones de Distribución formalmente constituidas, y en el Valle de México mediante el comodato celebrado con el Servicio de Administración y Enajenación de Bienes, tal y como se muestra en la figura 5.1.

Divisiones de Distribución

1.- División Valle de México Norte2.- División Valle de México Centro3.- División Valle de México Sur4.- Zona Tulancingo5.- Zona Pachuca6.- Zona Tula7.- Zona Cuernavaca

3

2

1

7

4

6

5

Figura 5.1


5-2

5.1.1 Instalaciones actuales de distribución En los cuadros 5.1, 5.2 y 5.3 se muestra la estadística de instalaciones del sistema eléctrico de distribución al cierre de 2010, así como el número de clientes, ventas e instalaciones en operación desglosadas por División de Distribución.

Comparativo de instalaciones, clientes y ventas de energía por División de Distribución 2002 y 2010

Cuadro 5.1

Tipo de Instalación Año y Crecimiento

Baja California

Noroeste Norte Golfo Norte

Golfo Centro

Bajío Jalisco Centro Occidente

Centro Sur

Centro Oriente

Oriente Sureste Peninsular Total

€ 2,002.00 3,296 3,315 4,027 5,928 1,798 3,888 2,871 1,730 2,269 2,153 2,632 2,045 1,972 37,923

2,010.00€ 3,981 4,313 4,706 7,604 2,082 4,818 3,559 1,932 2,665 2,340 3,259 2,891 2,524 46,671

% anual 2.39 3.34 1.97 3.16 1.85 2.72 2.72 1.39 2.03 1.05 2.70 4.42 3.13 2.63

€ 2,002.00 3,133 4,214 4,808 3,181 2,482 4,000 2,380 2,746 2,735 1,717 3,556 4,762 2,942 42,655

€ 2,010.00 3,071 4,524 5,684 3,784 2,981 4,517 2,845 2,986 2,953 1,782 3,869 4,842 3,062 46,900

% anual -0.25 0.89 2.11 2.20 2.32 1.53 2.25 1.05 0.96 0.47 1.06 0.21 0.50 1.19

€ 2,002.00 13,251 29,463 33,419 23,878 23,083 49,754 18,256 19,765 27,486 15,601 27,061 44,902 14,978 340,897

€ 2,010.00 16,283 35,748 37,805 27,229 27,711 58,700 22,227 21,946 29,303 17,580 31,846 54,100 17,033 397,513

% anual 2.61 2.45 1.55 1.66 2.31 2.09 2.49 1.32 0.80 1.50 2.06 2.36 1.62 1.94

€ 2,002.00 3,185 3,870 1,840 4,155 1,609 2,345 1,903 1,365 1,556 1,106 1,763 1,857 1,290 27,844

€ 2,010.00 4,475 5,048 2,245 5,319 2,369 3,381 2,566 1,797 1,975 1,364 2,310 2,582 1,875 37,305

% anual 4.34 3.38 2.52 3.14 4.96 4.68 3.81 3.49 3.03 2.66 3.43 4.20 4.79 3.72

€ 2,002.00 1,009 1,312 1,524 2,009 1,234 2,483 1,930 1,416 1,351 1,288 1,852 2,068 939 20,415

€ 2,010.00 1,399 1,773 1,889 2,802 1,616 3,402 2,540 1,857 1,899 1,841 2,492 2,983 1,355 27,848

% anual 4.17 3.83 2.72 4.25 3.43 4.01 3.49 3.45 4.35 4.57 3.78 4.69 4.69 3.96

€ 2,002.00 9,368 11,060 13,412 24,685 7,370 14,587 9,573 7,845 6,078 7,309 9,246 5,309 5,127 130,969

€ 2,010.00 11,546 13,898 15,210 27,278 8,912 19,177 11,585 8,692 7,085 8,277 9,896 7,363 7,555 156,473

% anual 2.65 2.90 1.58 1.26 2.40 3.48 2.41 1.29 1.93 1.57 0.85 4.17 4.97 2.25

1/ Incluye la capacidad de transformación a media tensión en instalaciones de Transmisión.

Energía vendida (GWh)

Capacidad instalada en subestaciones de distribución (MVA)/1

Longitud de líneas de alta tensión en distribución (km)

Longitud de líneas de media tensión en distribución (km)

Capacidad instalada en redes de distribución (MVA)

Cantidad de usuarios (miles)


5-3

Clientes y ventas de energía de Distribución del Valle de México 2009 y 2010

Cuadro 5.2

Instalaciones de distribución en operación, 2010

Cuadro 5.3

Tipo de Instalación Año y Crecimiento

Valle de México

2009 13,442

2010 13,822

% anual 2.83

2009 1,731

2010 1,741

% anual 0.56

2009 27,986

2010 28,850

% anual 3.09

2009 5,723

2010 5,940

% anual 3.80

2009 6,254

2010 6,545

% anual 4.66

2009 30,115

2010 30,162

% anual 0.16

1/ Incluye la capacidad de transformación a media tensión

en instalaciones de Transmisión

Energía vendida (GWh)

Capacidad instalada en subestaciones de distribución (MVA) /1

Longitud de líneas de alta tensión en distribución (km)

Longitud de líneas de media tensión en distribución (km)

Capacidad instalada en redes de distribución (MVA)

Cantidad de usuarios (miles)

Unidades MVA2,332 46,671

1,127,617 37,30583,976

327 13,822127,018 5,940

19,762103,738

km69 kV-138 kV 46,9002.4 kV-34.5 kV 397,513Menores a 2.4 kV 253,848Sub Total 698,261

1,74128,85052,481

Sub Total 83,072Total 781,333

1/ Incluye la capacidad de transformación a media tensión en instalaciones de Transmisión

Sub Total

Sub Total VDM

Subestaciones de distribución/1Transformadores Valle de México

Transformadores CFENivelSubestaciones de distribuciónRedes de distribución

Menores a 2.4 kV

69 kV-138 kV Líneas de distribución Valle de México

Total

Redes de distribución

Líneas de distribución CFENivel de tensión

2.4 kV-34.5 kV


5-4

5.2 Temas relevantes de distribución 5.2.1 Sistema de mediciones de distribución Las mediciones para determinar el comportamiento del sistema de distribución se obtienen mediante el Sistema de Monitoreo de la Calidad de la Energía (SIMOCE), cuyo objetivo es obtener información de los principales elementos del sistema de distribución (líneas de alta tensión, subestaciones y circuitos de distribución), para integrarlas a los sistemas de predicción de la demanda y de análisis con el fin de garantizar la mejor toma de decisiones en la operación, el mantenimiento y la planificación de las instalaciones de dicho sistema. Las ventajas operativas que aporta este sistema son: § Reportes de los parámetros de los elementos de la red de distribución en cualquier

condición de operación, tales como: voltaje, corriente, potencia y energía activa y reactiva, factor de potencia, desbalance y distorsión armónica

§ Gráficas de perfiles que permiten identificar el comportamiento del voltaje y la demanda de potencia en los sistemas de distribución

§ Informe para el balance de energía y el análisis de pérdidas en la red de distribución de

energía eléctrica § Información base para los análisis de fallas o eventos que se presentan en las

subestaciones de distribución En la figura 5.2 se muestra de manera esquemática la operación del SIMOCE.


5-5

Esquema general del SIMOCE

Figura 5.2 La implementación del SIMOCE y su adecuado funcionamiento requiere de la participación multidisciplinaria de los procesos de planificación, medición, comunicaciones y control e informática. Tal acción se inició en 2004 y al tercer trimestre de 2011, se tiene un avance de 66% en la instalación de medidores y de 51% en su monitoreo, como se muestra en la figura 5.3.

Avance de la implantación del SIMOCE

Figura 5.3

1. ReportesHistóricos

2. Reporte deeventos

Concentrador deinformación delos diferentesMedidores

MedidoresMultifunción

S.E. 1 …..

1. Convertidor deprotocolo


Servidor de Medición de Calidad de la Energía

Clientes

• Planeación

• Operación

• Mantenimiento

• Medición

• Sistemas de Distribución, etc.

Clientes

• Zonas de

Distribución

• Subáreas de

Control, etc.

Red INTRANET C.F.E.

Usuarios AT

Concentrador deinformación de losdiferentes MedidoresMedidores

Multifunción

S.E. ‘N’

Concentrador deinformación delSCADA zonal

UCM y Subestaciones

Zona 1…N


2. Reporte deeventos

0.00

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

1,400.00

1,600.00

1,800.00

BCA NOE NTE GNT GCT BAJ JAL COC CSR COR OTE STE PEN V.MÉX. NTE V.MÉX. CTO V.MÉX. SUR

Puntos totales por medir Equipos adquiridos Equipos monitoreados

BCA Baja California GNT Golfo Norte JAL Jalisco COR Centro Oriente PEN Peninsular VMS Valle de México SurNOE Noroeste GCT Golfo Centro COC Centro Occidente OTE Oriente VMN Valle de México NteNTE Norte BAJ Bajío CSR STE Sureste VMC Valle de México CtoCentro Sur


5-6

5.2.2 Desarrollo del Mercado Eléctrico: la importancia de un mercado común y dinámico

El Desarrollo del Mercado Eléctrico (DME) inicia con la elaboración del escenario base o semilla, que se elabora por investigación directa del mercado y el cual se realiza por procedimientos de tendencia, considerando el crecimiento histórico del mercado regional, el cual se realiza conjuntamente entre las Subdirecciones de Programación (SP) y de Distribución (SD). Al aplicar al escenario base los modelos econométricos elaborados por la SP, se derivan tres escenarios adicionales: § Escenario de Planeación: es la base para la realización de los estudios

técnico-económicos que determinan la expansión de mínimo costo en generación, transmisión y distribución

§ Escenarios Alto y Bajo: representan las bandas de confianza superior e inferior. El mercado eléctrico estará restringido por dichas bandas que se determinan con base en la evolución de las variables definidas en los estudios econométricos

Para obtener un mercado eléctrico base mejor sustentado, la SD con fundamento en la revisión conjunta con la SP del proceso, actualizó el procedimiento de elaboración del DME de Distribución (DMED), considerando los factores regionales al nivel de SED, destacándose los siguientes: § Incluir en el pronóstico de potencia el correspondiente a la energía, como un elemento

de razonabilidad que proporcione mayor certidumbre al resultado obtenido

§ Estimar la tasa de crecimiento del desarrollo normal a partir de la evolución histórica del consumo en la tarifa residencial

§ Modelar el crecimiento de clientes importantes y polos de desarrollo con criterios específicos para cada tipo de carga

El desarrollo del mercado eléctrico se considera común, al considerar como fuente principal el modelo econométrico y los ajustes necesarios para modelar la desagregación de la demanda desde los niveles de carga, circuito, subestación y SED, considerando los factores regionales descritos anteriormente. En la figura 5.4 se muestra de manera conceptual la operación del mercado eléctrico común.


5-7

Esquema general del mercado eléctrico

Figura 5.4 Uno de los factores más importantes en el DME consiste en el correspondiente a las cargas importantes, las cuales se definen como aquellas cuya magnitud es igual o mayor a 20 MW. Esta misma definición se da también a un conjunto de cargas que suman como mínimo esta cantidad en una misma región y que requiere el suministro de energía en un mismo año. Dado el dinamismo de las solicitudes de suministro de energía para este tipo de cargas a lo largo del año, así como el ajuste de la demanda máxima del año n+1 por el cierre del año, no es factible considerar en el documento anual del DME estos factores dinámicos del crecimiento de la demanda en el corto plazo. Lo anterior presenta la dificultad de justificar en su momento, las obras de infraestructura eléctrica necesarias para atender el crecimiento de la demanda considerando el efecto de estas cargas y la demanda ya ocurrida. Para que se consideren estos factores dinámicos, se ha desarrollado conceptualmente una mejora al DME, lo que dará origen al Mercado Eléctrico Dinámico (MED), el cual es el resultado de considerar la demanda máxima al cierre del año (n+1) de las áreas de control y zonas de distribución, y de la inclusión en las subestaciones de amortiguamiento de las cargas importantes no identificadas de manera específica en el escenario de Planeación.

SIMOCE

ALTA DE SOLICITUDES SPOT

FUTURAS

ALTA DE PERMISIONARIOS

A P C C

DEMANDA POR BCOs,

ENERGÍA EN BCOs.

PRONÓSTICO GLOBAL DE ENERGÍA DE

ZONAs Y SEDs

PRONÓSTICO GLOBAL DE LA DEMANDA MÁX.

DE ZONAs, SEDs, SEs.

SP

REPORTE MERCADO

ELÉCTRICO DE SEs

CONFIGURACIÓN MANUAL DE

TRANSFERENCIAS

ESTUDIOS REDES M.T.

MERCADO ELÉCTRICO

ECONOMÉTRICO(NUMÉRICO)

CAPTURA PRONÓSTICO DE LA DEMANDA MÁXIMA

(SP)

FIN

INICIO

IMPORTAR DATOS SICOM

Coordinación de DistribuciónDesarrollo del Mercado Eléctrico (Común)

ALTA DE SOLICITUDES

USUARIOS A.T.

RAZONABILIDAD DEL

PRONÓSTICO DE DMP Y ENERGÍA

SICOM ENERGÍA POR

SECTOR

PRONÓSTICO GLOBAL DE

ENERGÍA POR SECTOR

RAZONABILIDAD DEL

PRONÓSTICO DE ENERGÍA

Factores de

diversidad

ALTA DE POLOS DE DESARROLLO

DEMANDAS DE USUARIOS

M.T. (>200 KW)

U V P(COMERCIAL)

ENERGÍA DEL SECTOR

RESIDENCIAL

CÁLCULO DE TASA DE

CRECIMIENTO DEL

DESARROLLO RESIDENCIAL.

PDM Y ENERGÍA

CTOs

AJUSTE ZONAs, SEDs, SEs, BCOs,

CTOs (COMÚN)

REPORTES DE PRONÓSTICO

SEMILLA O BASE DE

DISTRIBUCIÓN

1

1

REPORTES DE PÉRDIDAS

CONCILIAR CON SUBDIRECCIÓN

DE PROGRAMACIÓN

ENTREGA A LA SUBDIRECCIÓN

DE PROGRAMACIÓN


5-8

En la figura 5.5 se muestra de manera conceptual la operación del MED.

Esquema general del mercado eléctrico dinámico

Figura 5.5 5.2.3 Sistema prototipo para el pronóstico de la demanda máxima de potencia

eléctrica (DMPE) CFE en conjunto con el Instituto Nacional de Astrofísica Óptica y Electrónica (INAOE), a través del Fondo Sectorial de Investigación y Desarrollo Tecnológico en Energía (FSIDTE) del CONACYT desarrollan un proyecto, el cual tiene por objetivo mejorar los modelos estadísticos tendenciales actuales para el pronóstico de la demanda, mediante una herramienta que incorpore diferentes métodos, modelos y variables para realizar dicho pronóstico. El prototipo considera un modelo híbrido, el cual utiliza múltiples modelos (series de tiempo, redes neuronales artificiales, máquinas de soporte vectorial, reglas M5 y regresión lineal multivariable). Estos algoritmos tienen la ventaja de describir el comportamiento histórico de las variables de una forma más precisa que las regresiones convencionales. Adicionalmente se usa un método de pronóstico multipaso, el cual consiste en generar un modelo de estimación


5-9

en cada uno de los pasos para el horizonte dado, cuyo objetivo es minimizar el error del pronóstico mediante correcciones automáticas en cada paso del mismo. La figura 5.6 muestra el método desarrollado e implementado en el prototipo para el pronóstico de la demanda máxima (DMPE).

Esquema general del pronóstico de la demanda máxima de distribución

Validación de Estimadores

Pronóstico de la DMPE

Selector de Variables(hasta n)

Preparación de Datos

Base de datos

Estimador de Entradas

Generador de Modelos de Aprendizaje

Estimadores DMPE

n = n+1 … m

n = Año basem = Horizonte

Estimadorn+1 ... M

Modelo Híbrido

Filtrado de Variables

Figura 5.6 Las siguientes variables son consideradas para el pronóstico, las cuales se desagregan en los diversos niveles del sistema eléctrico de distribución bajo estudio: § Demanda máxima § Energía facturada § Usuarios por sector § Población § Salario mínimo § Producto interno bruto (PIB) § Indice de precios al consumidor (IPC)

Un selector basado en correlaciones es utilizado para seleccionar, del total de variables, las que mejor describan el comportamiento de la demanda de potencia eléctrica. Este selector cuenta con un algoritmo de búsqueda exhaustiva que evalúa todas las combinaciones de variables hasta encontrar el mejor conjunto, el cual incluye las variables con mayor correlación con la demanda pero con la menor correlación entre sí, lo cual permite evitar la redundancia de variables, disminuyendo la dimensionalidad de los modelos.


5-10

El prototipo genera diversos pronósticos, por lo cual mediante un análisis estadístico se seleccionan los algoritmos que presenten los menores errores de aproximación y no sean significativamente diferentes. Lo anterior permite generar un pronóstico de la DMPE adicionando sus respectivos intervalos de confianza. Las ventajas de la herramienta desarrollada son las siguientes:

§ Método general, aplicable a cualquier zona § Selección de la mejor combinación de variables § Menor error que con pronósticos directos § Modelo dinámico § Modelo híbrido: predicción usando algoritmos de aprendizaje

computacional y series de tiempo § Modo automático con un pronóstico con el menor error de ajuste y las

mejores variables § Modo manual que permite seleccionar las variables y el método de

pronóstico a consideración del ingeniero de planeación § Visualización de pronósticos con diferentes escenarios para la toma de

decisiones

Actualmente el prototipo está en etapa de prueba; sin embargo el proyecto con el INAOE, incluye la implementación en el módulo del Desarrollo del Mercado Eléctrico de Distribución (DMED) del Sistema Integral de Administración de Distribución (SIAD). 5.2.4 Digitalización de las instalaciones del sistema de distribución Se cuenta con una base de datos geográfica y de atributos de las instalaciones del sistema eléctrico de distribución, que incluye lo necesario para apoyar los procesos básicos de distribución y es un insumo básico para la confiabilidad física y financiera del activo fijo. El sistema que administra esta base de datos es el Sistema de Información Geográfica y Eléctrica de Distribución (SIGED). La base de datos tiene un avance de 94% en la digitalización de la red de media tensión y 62% en la red de baja tensión, haciendo un total de 81% del total de la red de distribución. Las gráficas 5.7 y 5.8 muestran el avance de la digitalización de las instalaciones del sistema de distribución.


5-11

Línea primaria y secundaria digitalizada Octubre 2011

Gráfica 5.1

Avance de la digitalización en las Divisiones de Distribución Octubre 2011

Gráfica 5.2

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120% 94%

62%

81%

Línea PrimariaLínea SecundariaTotal

Nacional

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

98%

83%

99%

77%

45%51%

93% 97%

86%

100%

86% 87%77%


5-12

5.2.5 Consolidar el cuarto nivel de operación En el documento de “Fronteras y responsabilidad operativa entre los niveles jerárquicos de la operación”, se definen los límites y atribuciones de los cuatro niveles de operación del Sistema Eléctrico Nacional, que se describen a continuación: § El primer nivel corresponde al Centro Nacional de Control de Energía

(CENACE), responsable de la seguridad y la economía global del SEN

§ El segundo nivel considera a las ocho Áreas de Control del SEN,

responsables de coordinar, supervisar, controlar y operar la generación y

la seguridad de la red troncal en 400 kV y 230 kV de áreas geográficas del

sistema y son coordinadas por el primer nivel

§ El tercer nivel corresponde a las Subáreas de Control, responsables de la

operación de instalaciones con voltajes mayores o iguales a 69 kV y

menores a 230 kV

§ El cuarto nivel controla la operación del sistema en niveles de voltaje

menores a 69 kV, en el ámbito del proceso de distribución

La figura 5.9 muestra la frontera entre el tercer y cuarto nivel de operación.

Fronteras operativas entre el tercer y cuarto nivel de operación

Figura 5.7

4º Nivel 3er Nivel

FronteraOperativa

´


5-13

La Subdirección de Distribución programa realizar el control y operación del sistema eléctrico de distribución en media tensión en 38 zonas de distribución, de las cuales 35 son operadas total o parcialmente por la Subdirección del CENACE y tres por la Subdirección de Transmisión. Por otro lado, la Subdirección del CENACE tiene pendiente el control y operación del sistema eléctrico de distribución de alta tensión en 33 zonas de distribución, de las cuales 30 son operadas en coordinación con la Subdirección de Distribución y en tres con la Subdirección de Transmisión. La consolidación del cuarto nivel de operación, considera operar en 38 Centros de Control de Distribución (CCD) y se espera se efectúe en tres años, lo que requiere tener operando en promedio 12 CCD´s por año. En paralelo, con la consolidación de este nivel de operación se inicia la interoperabilidad entre sistemas de nueva tecnología, para potencializar las capacidad de cada uno de estos sistemas que de manera independiente están dedicados a la operación del sistema eléctrico de distribución mediante el uso común de sus bases de datos. De esta manera se espera que en los próximos cinco años, se pueda tener la interacción de sistemas de control supervisorio (SCADA) con sistemas: § De Información Geográfica (GIS.-Geographical Interface System) § Para la Administración de Distribución (DMS.-Distrubuted Management System) § Para la Administración de Interrupciones (OMS.-Outage Management System) § De Información del Cliente (CIS.- Customer Information System) § Para la Administración de la Fuerza de Trabajo (WFM.- Workforce Management) § Para la Localización Automática de Vehículos (AVL.- Automatic Vehicle Location) § Para la Administración de los Datos de Medición (MDM.- Meter Data Management) § De Infraestructura Avanzada de Medición y/o de Lectura Automática de Medición

(AMI/AMR.- Advanced Metering Infrastructure/Automatic Meter Reading)

5.3 Metas programadas 5.3.1 Proyectos y presupuestos de obras Como resultado de los estudios de ingeniería de distribución realizados para satisfacer la demanda incremental y la calidad en el suministro de energía eléctrica, se presenta el reporte del programa de obras e inversiones correspondiente. 5.3.2 Metas programadas Considerando las tasas de crecimiento de usuarios y ventas proyectados para el horizonte 2012-2026, en el cuadro 5.4 se presenta el resumen de las metas para los proyectos de distribución:


5-14

Metas programadas en proyectos de distribución 1/ 2012 -2010 2/

1/ Las metas físicas reportadas de 230 kV son las asociadas a transformación de muy alta tensión a media tensión 2/ Actualmente están en proceso de elaboración los estudios de los sistemas eléctricos de distribución de 2021-2026

Cuadro 5.4

5.4 Proyectos de infraestructura productiva a largo plazo Con la finalidad de construir las obras que permitan atender el crecimiento normal de usuarios y recuperar a su vez parte del rezago en inversiones, se han estructurado paquetes de Proyectos de Infraestructura Productiva a Largo Plazo (PIP), integrados por obras que presentaron los mejores resultados en su evaluación financiera. En todos los casos se garantiza que al entrar en operación estas obras, los ingresos generados sean suficientes para el pago de capital e intereses. En los cuadros 5.5 a 5.13 se presentan las metas de los diferentes paquetes propuestos por la Subdirección de Distribución. El cuadro 5.5 presenta los paquetes de la serie 900 que se autorizaron en el ejercicio fiscal de 2004. La serie 900 considera la construcción de 80 km-c de líneas de 115 kV y la instalación de 20 MVA, necesarios para atender el crecimiento de la demanda de las zonas de distribución San Cristóbal y Tapachula.

Metas programadas en paquetes serie 900


Cuadro 5.5

Líneas Subestaciones Compensación

Año km-c MVA MVAr

230 kv - 69 kv 230 kv - 69 kv 230 kv - 69 kv

2012 665 1,711 166

2013 1,428 5,261 150

2014 1,260 1,958 170

2015 489 1,371 45

2016 196 1,321 8

2017 339 1,529 15

2018 486 2,078 60

2019 164 1,351 105

2020 842 2,759 158

Total 5,869 19,339 877

914 División Centro Sur (Segunda Fase) Jun-14 80 20 1.2 Total 80 20 1.2



5-15

En junio de 2004 se enviaron a la SHCP, a través de la SENER, los paquetes de la serie 1000 mostrados en el cuadro 5.6. Esta serie considera 20 km-c y 20 MVA para atender la demanda de la zona de distribución Valle de Bravo con fecha de entrada en operación en agosto de 2014.



Cuadro 5.6

Los paquetes de la serie 1100 se enviaron para su autorización en junio de 2005 y se muestran en el cuadro 5.7. Estos proyectos consideran 285.6 km-c y 250 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución Los Mochis, Guasave, Culiacán, Monterrey, Celaya, Irapuato, Huejutla, Poza Rica, San Juan del Río, Puebla, Acapulco e Iguala con entrada en operación de febrero de 2012 a agosto de 2013.



Cuadro 5.7 En junio de 2006 se integraron los paquetes de la serie 1200, los cuales se muestran en el cuadro 5.8. Estos proyectos consideran 465.2 km-c y 569.4 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución Navojoa, Moctezuma, Casas Grandes, Camargo, Ciudad Juárez, Chihuahua, León, Celaya, Guadalajara, Los Altos, Mante, Puebla, Tlaxcala, Teziutlán, Xalapa, Orizaba, Tuxtla Gutiérrez, Huatulco, Chontalpa, Oaxaca y Rivera Maya, con fechas de entrada en operación de octubre de 2012 a mayo de 2013.

SE 1006 Central-Sur (Tercera Fase) Ago-12 20 20 1.2 Total 20 20 1.2


SE 1120 Noroeste (Segunda Fase) Mar-13 20 30 1.8SE 1120 Noroeste (Tercera Fase) Ago-13 47.6 60 3.6SE 1122 Golfo Norte (Segunda Fase) May-13 16 30 1.8SE 1124 Bajío Centro (Tercera Fase) Nov-12 28.3SE 1125 Distribución (Tercera Fase) Feb-12 68.7 20 1.2SE 1125 Distribución (Cuarta Fase) Jun-12 60 20 1.2SE 1126 Centro Oriente (Primera Fase) Abr-13 109.8SE 1128 Centro Sur (Segunda Fase) Jul-13 45 90 5.4 Total 285.6 250 124.8



5-16



Cuadro 5.8 La serie 1300 se integró en junio de 2007 y sus proyectos se muestran en el cuadro 5.9. Ellos consideran 713.5 km-c y 365.8 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución Cananea, Mazatlán, Tijuana, Guasave, Obregón, Saltillo, Huejutla, Camargo, Torreón, Casas Grandes, Zihuatanejo, Morelos, Irapuato, Torreón, Chapala, Costas, Minas, Cancún y Mérida, con fechas de entrada en operación de septiembre de 2012 a diciembre de 2013.



Cuadro 5.9 En junio de 2008 se integraron los paquetes de la serie 1400, los cuales se muestran en el cuadro 5.10. Estos proyectos consideran 29.7 km-c y 420 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución Durango, Tampico, Los Mochis, Obregón, Victoria, Monterrey, Poza Rica, Teziutlán, Veracruz, León e Irapuato, con fechas de entrada en operación de enero de 2013 a mayo de 2014.

SE 1210 Norte - Noroeste (Sexta Fase) Feb-13 24.7SE 1210 Norte - Noroeste (Séptima Fase) Oct-12 50 30 1.8SE 1210 Norte - Noroeste (Octava Fase) Ene-14 100 120 7.2SE 1211 Noroeste - Central (Segunda Fase) Ene-13 15.8 90 4.8SE 1211 Noroeste - Central (Cuarta Fase) Dic-16 34 60 3.6SE 1211 Noroeste - Central (Quinta Fase) Abr-13 116SE 1212 Sur - Peninsular (Segunda Fase) Mar-13 60 3.6SE 1212 Sur - Peninsular (Tercera Fase) Mar-12 52 60SE 1212 Sur - Peninsular (Quinta Fase) Abr-13 8.4 60 3.6SE 1212 Sur - Peninsular (Sexta Fase) Mar-14 36 49.4 3SE 1212 Sur - Peninsular (Séptima Fase) Ene-13 21.3 50 3SE 1212 Sur - Peninsular (Octava Fase) May-13 7 50 3 Total 465.2 569.4 93.6


SE 1320 Distribución Noroeste (Segunda Fase) Dic-13 14.2 32.5 1.2SE 1320 Distribución Noroeste (Tercera Fase) Sep-12 23.5 3.7 63.6SE 1320 Distribución Noroeste (Cuarta Fase) Dic-12 88 50 1.2SE 1321 Distribución Noroeste (Segunda Fase) Abr-13 163 30 16.8SE 1321 Distribución Noroeste (Tercera Fase) Jul-12 2.6 30 1.8SE 1321 Distribución Noreste (Cuarta Fase) May-13 22.5SE 1322 Distribución Centro (Segunda Fase) Abr-13 50 20 1.2SE 1322 Distribución Centro (Tercera Fase) Abr-13 175.4 19.6 30.3SE 1322 Distribución Centro (Cuarta Fase) Jun-13 15 30 1.8SE 1322 Distribución Centro (Quinta Fase) Abr-13 176.3 100 3.6SE 1323 Distribución Sur (Segunda Fase) Sep-13 5.5 50 3 Total 713.5 365.8 147



5-17



Cuadro 5.10 Para atender la demanda de las zonas de distribución Victoria, Mazatlán, Nogales, Navojoa, Obregón, Los Mochis, Atlacomulco, Valle de Bravo, Acapulco, Zihuatanejo, Morelos, Campeche, Rivera Maya, Veracruz y Poza Rica, en junio de 2009 se integraron los paquetes de la serie 1500, los cuales se muestran en el cuadro 5.11. Estos proyectos consideran 264.7 km-c y 432.7 MVA, con fechas de entrada en operación de enero de 2013 a diciembre de 2014.



Cuadro 5.11 En junio de 2010 se integraron los paquetes de la serie 1600, los cuales se muestran en el cuadro 5.12. Estos proyectos consideran 122.8 km-c, 1970 MVA para atender la demanda de las Divisiones de Distribución Valle de México Norte, Valle de México Sur, Valle de México Centro y las zonas Pachuca, León, Morelos, Reynosa, Sabinas, Guaymas, Hermosillo, Culiacán, Delicias, Xalapa, Mérida y Los Ríos con fechas de entrada en operación de julio de 2013 a diciembre de 2013.

1420 Distribución Norte (Primera Fase) Mar-13 50 31420 Distribución Norte (Segunda Fase) Sep-13 4 50 31420 Distribución Norte (Tercera Fase) May-14 3 30 1.81420 Distribución Norte (Quinta Fase) Abr-13 7 150 91421 Distribución Sur (Primera Fase) Ene-13 8 50 31421 Distribución Sur (Segunda Fase) Sep-13 4.7 50 31421 Distribución Sur (Tercera Fase) Ene-13 3 40 2.4 Total 29.7 420 25.2


1520 Distribución Norte (Primera Fase) Dic-13 1 110 6.61520 Distribución Norte (Segunda Fase) Dic-13 5.7 11520 Distribución Norte (Tercera Fase) Dic-13 5.2 80 4.81520 Distribución Norte (Cuarta Fase) Dic-14 2 30 1.81521 Distribución Sur (Primera Fase) Jun-13 113.2 41.7 1.81521 Distribución Sur (Segunda Fase) May-13 121.21521C Distribución Sur (Tercera Fase) Ene-13 15.4 140 8.41521D Distribución Sur (Cuarta Fase) Dic-13 1 30 1.8 Total 264.7 432.7 25.2



5-18



Cuadro 5.12 El proyecto 1620 está compuesto mayoritariamente por obras de modernización para sustituir instalaciones obsoletas en el Valle de México que actualmente no cumplen con las características necesarias para alcanzar los estándares de servicio eléctrico proporcionado por CFE. En junio de 2011 se integraron los paquetes de la serie 1700, los cuales se muestran en el cuadro 5.13. Estos proyectos consideran 291.9 km-c, 762.5 MVA para atender la demanda de las Divisiones de Distribución Valle de México Norte, Valle de México Centro y las zonas Culiacán, Guasave, Guaymas, Nogales, Casas Grandes, Cuauhtémoc, Torreón, Chihuahua, Saltillo, Nuevo Laredo, Monterrey, Tampico, Coatzacoalcos, Papaloapan, Cancún y Campeche, con fechas de entrada en operación de diciembre de 2014 a julio de 2015.



Cuadro 5.13 5.5 Pérdidas históricas de energía de distribución

En el cuadro 5.14 se resume el comportamiento histórico de las pérdidas en el sistema eléctrico de distribución de las 13 Divisiones de Distribución de CFE y el Valle de México. Las pérdidas de energía en el Valle de México incluyendo las áreas correspondientes a los estados de Hidalgo y Morelos, se muestran en el cuadro 5.14, observando un aumento de pérdidas al cierre de 2010. El nivel registrado fue de 31.7%, el cual representa un total de 14,804 GWh. Para los años subsecuentes, se espera reducir el nivel de pérdidas considerando las estrategias que se han establecido para la modernización de la red eléctrica en la zona centro del país.

1620 Distribución Valle de México (Primera Fase) Jul-13 24.2 780 43.21620B Distribución Valle de México (Segunda Fase) Nov-13 21.5 780 46.81621 Distribución Norte - Sur Dic-13 77.1 410 24.6 Total 122.8 1,970 114.6


SE 1720 Distribución Valle de México Dic-14 17.4 240 14.4SE 1721 Distribución Norte Jul-15 170.5 362.5 36SE 1722 Distribución Sur Dic-14 104 160 9.5 Total 291.9 762.5 59.9



5-19

Energía en GWh

1/ No se consideran las áreas atendidas por la extinta LyFC

Cuadro 5.14

5.5.1 Reducción de pérdidas de distribución Mediante los estudios a corto plazo y su evaluación correspondiente, se identifican los proyectos y acciones que posibilitarán la reducción de pérdidas. La Estrategia Nacional de Energía, emitida por la SENER en febrero de 2010, considera los lineamientos enmarcados en tres ejes rectores: § Seguridad energética § Eficiencia económica y productiva § Sustentabilidad ambiental

En el segundo eje se establece la meta de alcanzar un nivel de pérdidas de 8% a nivel nacional. Esta meta es consistente con las mejores prácticas a nivel mundial. 5.6 Tiempo de interrupción en distribución Uno de los indicadores que CFE utiliza para medir la calidad en el suministro de energía eléctrica entregada a sus clientes, es el tiempo de interrupción por usuario (TIU), el cual indica el tiempo de interrupción promedio que tienen los clientes en un área geográfica delimitada, la cual puede ser un área de distribución, una zona, una división o a nivel nacional. Este indicador se obtiene de multiplicar el tiempo de interrupción por el número de usuarios afectados por esa interrupción, entre el número de usuarios totales del área para la cual se determina el índice (área, zona, división, etc.), siendo el equivalente del SAIDI por sus siglas en inglés (System Average Interruption Duration Index) que se utiliza en otras empresas eléctricas a nivel mundial. En la figura 5.10 se puede apreciar la evolución histórica del TIU a nivel nacional.

Año 1/ Recibida Entregada Pérdidas CFE % Año Recibida Entregada Pérdidas VDM %

2000 143,185 127,509 15,676 10.9 2000 37,205 29,954 7,251 19.52001 145,563 129,347 16,216 11.1 2001 38,843 30,044 8,799 22.72002 149,452 133,611 15,841 10.6 2002 39,554 29,622 9,932 25.12003 153,981 137,030 16,951 11.0 2003 40,546 29,645 10,901 26.92004 159,858 141,917 17,941 11.2 2004 41,794 30,329 11,465 27.42005 168,304 148,750 19,554 11.6 2005 43,139 30,577 12,562 29.12006 175,057 154,839 20,218 11.6 2006 45,206 30,902 14,304 31.62007 181,303 160,094 21,209 11.7 2007 45,745 31,181 14,564 31.82008 184,872 163,076 21,796 11.8 2008 46,186 31,651 14,535 31.52009 185,016 161,968 23,047 12.5 2009 45,354 31,372 13,982 30.82010 193,067 169,308 23,759 12.3 2010 46,723 31,919 14,804 31.7


5-20

Evolución histórica del TIU

Figura 5.8 El proyecto de Telecontrol de Redes de Distribución Aéreas (EPROSEC) tiene como objetivo disminuir el TIU, mediante la reducción del tiempo de restablecimiento y reducción de clientes afectados. Las obras de distribución incluidas en el proyecto EPROSEC, permitirán en el corto plazo la disminución del TIU a nivel nacional a 40 minutos. La meta para diciembre de 2012 es la de contar con 32,036 equipos operando; a octubre de 2011 se tiene un avance de 25.0%, con 8006 equipos en operación. La información sobre este proyecto se presenta en el cuadro 5.15.

1450

1311

1066

1015

745

613570

516 502467

386341

289240

200156 149 155 137 124 107 102 88 82

80.3 71.271.5

80.4 74 67.455.9

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

1,100

1,200

1,300

1,400

1,500

1,600

Min


5-21

Metas físicas del proyecto EPROSEC

Cuadro 5.15 Para las Divisiones del Valle de México se tiene una meta a diciembre de 2012 de 3220 equipos, de los cuales a octubre de 2011, se tienen operando 1606, que representan 49.9 por ciento. 5.7 Sistema eléctrico de distribución del Valle de México 5.7.1 Capacidad instalada y factor de utilización A diciembre de 2010, la capacidad instalada en distribución es de 14,167 MVA, con un incremento de 5.1% con respecto al último año. El factor de utilización (FU) registrado en bancos de subestaciones de 85 kV fue 66%, en subestaciones de 115 kV de 65% y de 63% en subestaciones de 230 kV. Véase figura 5.12.

BAJA CALIFORNIA 693 221 31.9NOROESTE 3,407 548 16.1NORTE 2,443 990 40.5GOLFO NORTE 3,993 1,292 32.4GOLFO CENTRO 2,719 248 9.1BAJÍO 2,293 772 33.7JALISCO 3,167 606 19.1CENTRO OCCIDENTE 851 236 27.7CENTRO SUR 2,314 1,094 47.3CENTRO ORIENTE 1,732 305 17.6ORIENTE 2,835 750 26.5SURESTE 3,687 555 15.1PENINSULAR 1,902 389 20.5

SUB TOTAL 32,036 8,006 25.0

Valle de México Norte 968 374 38.6Valle de México Centro 684 231 33.8Valle de México Sur 814 569 69.9Centro Sur * 154 103 66.9Centro Oriente ** 600 329 54.8

SUB TOTAL 3,220 1,606 49.9

* Se considera la zona Cuernavaca

** Se consideran las zonas Tulancingo, Pachuca y Tula

VALLE DE MÉXICO

DIVISIÓNTotal de EPROSEC necesario para el

proyecto

Total de equipo operando

Porcentaje de avance


5-22

Factor de utilización en los bancos de subestaciones

Figura 5.9 5.7.2 Esquemas de operación del SED La visión de CFE incluye la modernización de las instalaciones para incorporar diseños modulares tanto para subestaciones nuevas como para sustituir las ya existentes. La modernización se basa en aspectos de confiabilidad, seguridad operativa, simplicidad y economía, privilegiando la seguridad hacia el personal. Los diseños de las nuevas subestaciones están basados en la estandarización institucional y experiencias exitosas de CFE y otras empresas a nivel internacional. Se propone el uso de subestaciones aisladas en hexafloruro de azufre (SF6), tableros metálicos con aislamiento integral del equipo de maniobra en SF6, transformadores de potencia sumergidos en líquido biodegradable de mínima flamabilidad y cables de alta tensión con aislamiento seco retardante a la flama. Las subestaciones serán telecomandadas, con automatismos que permitan no tener personal operando las instalaciones, con envío selectivo de información a los tres procesos de control a través de un único equipo. Ante la creciente demanda del Valle de México, CFE exploró opciones en esquemas diferentes con respecto a la capacidad y nivel de voltaje de las subestaciones de distribución. El enfoque se dirige a instalar subestaciones con gran capacidad de transformación en 230 kV ya que resulta ser el esquema técnico–económico más sustentable. Se incluyen dos alimentadores para recibir las líneas de transmisión, con una configuración en anillo para los niveles de muy alta tensión, con dos transformadores trifásicos con capacidad nominal de 60 MVA transformado a 23 kV, 16 alimentadores de media tensión y dos bancos de capacitores de 9 MVAr cada uno. El arreglo de barras será barra principal + barra auxiliar con interruptor de amarre o transferencia. En la medida que en una zona determinada la carga aumente, se construirá una nueva subestación con características análogas a las descritas anteriormente.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

SE 85 kV SE 230 kV SE Móviles SE 115 kV

66% 63% 71% 65%

Demanda Máxima MVA Capacidad instalada MVA


5-23

5.7.3 Mercado eléctrico 2011 Al cierre de 2011 la demanda máxima instantánea en el Valle de México fue de 8,929 MW registrada el 6 de diciembre a las 19:52 hrs. MW. Se determinó mediante el análisis del mercado eléctrico que las factibilidades pendientes de atender se estarán suministrando en 2012, lo que se refleja en los crecimientos para el año indicado anteriormente.

Demanda máxima y pronóstico a 2026 en el área Central

Figura 5.10

5.7.4 Subestaciones eléctricas móviles El Servicio de Administración y Enajenación de Bienes en su atribución para tomar el control y disponer de todos los bienes, derechos y activos del sistema eléctrico que alimenta al Valle de México, entregó a la Comisión Federal de Electricidad los transformadores móviles disponibles en contratos existentes con diferentes fabricantes. CFE recibió nueve subestaciones eléctricas móviles con las siguientes características:

Características de S.E.’s Móviles

Cantidad Descripción

6 Subestaciones eléctricas móviles 30 MVA 85/23 kV

2 Subestaciones eléctricas móviles 45 MVA 220/23 kV

1 Subestación eléctrica móvil SF6 30 MVA 85/23 kV

Cuadro 5.16 De conformidad con las políticas operativas de CFE, la aplicación de una subestación móvil es exclusivamente para atender mantenimientos, emergencias en el sistema eléctrico y para la atención de instalaciones existentes saturadas considerando que las obras programadas no cuentan con el tiempo suficiente para entrar en operación en el corto plazo o con los recursos para la construcción de las obras definitivas.

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

MW 8,159 8,384 8,240 8,488 8,780 9,223 9,797 10,241 10,530 10,779 11,007 11,270 11,767 12,218 12,652 13,178 13,690 14,230 14,743 15,327 16,006

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

Años

Real Pronóstico


5-24

Por lo anterior y de acuerdo con la proyección del mercado eléctrico, el estudio de capacidad contra demanda, la disponibilidad de transformadores fijos, así como las necesidades de respaldo y emergencia, se determinó la aplicación de las subestaciones eléctricas móviles antes descritas, considerando las siguientes aplicaciones:

Aplicación de S.E.’s móviles

Descripción

Aplicación

Justificación

SE Móvil 30 MVA 85/23 kV SE Barrientos Respaldo durante la etapa constructiva de la modernización de la SE Barrientos

SE Móvil 30 MVA 85/23 kV SE Zumpango Respaldar capacidad saturada hasta que entre en operación la nueva subestación

SE Móvil 30 MVA 85/23 kV SE Chalco Respaldar capacidad saturada hasta que entre en operación la nueva subestación

SE Móvil 30 MVA 85/23 kV SE Chalco Respaldar capacidad saturada hasta que entre en operación la nueva subestación

SE Móvil 45 MVA 220/23 kV SE Chimalhuacán Respaldar capacidad saturada de SE Chalco hasta que entre en operación la nueva subestación

Cuadro 5.17

El resto de las subestaciones eléctricas se encuentran en almacén en espera de ser aplicadas en el sistema con los conceptos arriba mencionados.


6-1

6. REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2012 - 2026 El monto total necesario para atender el servicio público de energía eléctrica proporcionado por CFE, para el periodo 2012–2026, asciende a 1,533,359 millones de pesos, con la siguiente composición: 52% para generación, 14.1% en obras de transmisión, 20% para distribución, 13.3% en mantenimiento de centrales y 0.6% para otras inversiones. El cuadro 6.1 resume los requerimientos de inversión.

En el horizonte de planificación considerado, se estima que 40.4% del monto total de inversiones se cubrirá mediante recursos presupuestales; como inversión complementaria, el 59.6% restante se llevará a cabo a través del esquema de obra pública financiada o con la modalidad de producción independiente de energía.

Para los proyectos de generación, la SENER definirá la modalidad en apego a lo que establece el artículo 125 del Reglamento de la LSPEE.

Resumen de requerimientos de inversión 2012-2026 1,2/

(millones de pesos de 2011)

1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes, considerando un tipo de cambio de 12.9 pesos/dólar Los montos incluyen una cantidad para contingencias de 16% para los proyectos de transmisión y subtransmisión 2/ Excluye inversiones de autoabastecimiento

Cuadro 6.1

CONCEPTO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

GENERACIÓN 48,323 43,314 47,886 39,991 36,113 46,341 36,543 37,154

TRANSMISIÓN 11,795 14,150 13,554 16,987 13,656 13,245 12,306 12,237

DISTRIBUCIÓN 26,346 27,524 22,228 19,774 20,339 21,287 21,460 21,253

MANTENIMIENTO 11,065 7,904 10,108 10,764 11,446 11,819 12,494 13,004

Subtotal 97,529 92,892 93,776 87,516 81,554 92,692 82,803 83,648OTRAS INVERSIONES PRESUPUESTALES

462 476 490 505 520 536 552 569

Total 97,991 93,368 94,266 88,021 82,074 93,228 83,355 84,217

CONCEPTO 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 TOTAL

GENERACIÓN 48,541 65,885 81,963 89,581 101,689 62,910 9,889 796,123

TRANSMISIÓN 13,694 14,728 18,254 16,297 16,778 15,718 13,463 216,862

DISTRIBUCIÓN 20,409 17,308 17,554 17,878 17,758 17,944 18,197 307,259

MANTENIMIENTO 13,854 14,939 15,402 16,619 17,557 18,587 18,950 204,512

Subtotal 96,498 112,860 133,173 140,375 153,782 115,159 60,499 1,524,756

OTRAS INVERSIONES PRESUPUESTALES

586 604 622 641 660 680 700 8,603

Total 97,084 113,464 133,795 141,016 154,442 115,839 61,199 1,533,359


6-2

La variación anual de las inversiones es el resultado del perfil de inversión y año de entrada en operación de cada proyecto. No se consideran las inversiones requeridas para proyectos cuyas fechas de operación comercial son posteriores al último año del horizonte de planificación considerado en este documento.

La figura 6.1 resume las inversiones por proceso para el período 2012-2026.

Inversiones por proceso1/

1/ Excluye inversiones de autoabastecimiento

Figura 6.1

El desglose de los montos de inversión necesarios para atender el servicio público de energía eléctrica proporcionado por CFE se presenta en el cuadro 6.2. Esos se han agrupado en los conceptos de generación, transmisión, distribución, mantenimiento de centrales y otras inversiones. Las cifras indicadas provienen de aplicar costos típicos a las obras definidas en capítulos previos.

796,123

216,862

307,259

204,512

8,603

Generación Transmisión Distribución Mantenimiento Otras

1,533,359 millones de pesos de 2011


6-3

Requerimientos de inversión 2012-2019 1,2/


Continúa…

Cuadro 6.2

GENERACIÓN 48,323 43,314 47,886 39,991 36,113 46,341 36,543 37,154 PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 25,310 20,753 25,690 7,041 711 3,143 829

1 Nuevos Ciclos Combinados 9,947 15,773 24,506 6,743 711 3,143 829

2 Nuevas Centrales Eólicas 15,363 4,980 1,184 298

OBRA PÚBLICA FINANCIADA 17,365 18,922 19,035 31,086 34,586 42,505 35,011 36,6253 Nuevas Hidroeléctricas 1,613 688 7,001 9,375 10,579 9,551 7,040 7,8044 Nuevas Geotermoeléctricas 114 1,408 1,725 100 1,197 1,052 419 9125 Nuevos Ciclos Combinados 8,700 8,429 7,474 12,615 21,320 13,931 16,384 20,3566 Nuevas Centrales Eólicas 6,790 17,958 11,168 4,4677 2,048 1,597 288 148 Rehabilitaciones y Modernizaciones 2,101 3,318 2,547 2,192 437 139 Nueva Generación Limpia 284 695

10 Nuevas Turbogas 2,505 2,787 1,053 3,086 OBRA PRESUPUESTAL 5,648 3,639 3,161 1,864 816 693 703 529

11 Hidroeléctricas 1,150 633 721 634 802 688 703 52912 Rehabilitaciones y Modernizaciones 4,498 3,006 2,440 1,230 14 5

TRANSMISIÓN 11,795 14,150 13,554 16,987 13,656 13,245 12,306 12,237 OBRA PÚBLICA FINANCIADA 4,122 6,149 2,755 1,596 6,484 5,825 4,731 4,269

13 Programa de Transmisión 4,122 6,149 2,755 1,596 6,484 5,825 4,731 4,269 OBRA PRESUPUESTAL 7,673 8,001 10,799 15,391 7,172 7,420 7,575 7,968

14 Programa de Transmisión 1,250 1,338 3,926 9,079 2,162 1,942 1,577 1,42315 Modernización de Transmisión (S T y T) 4,843 4,994 5,128 4,604 3,458 3,789 4,156 4,55716 Modernización de sistemas de control (CENACE) 611 670 719 787 860 931 1,011 1,07717 Modernización Área Central 969 999 1,026 921 692 758 831 911

DISTRIBUCIÓN 26,346 27,524 22,228 19,774 20,339 21,287 21,460 21,253

OBRA PÚBLICA FINANCIADA 5,727 5,419 1,595 153 2,547 3,187 3,135 3,25118 Programa de Subtransmisión 5,727 5,419 1,595 153 2,547 3,187 3,135 3,251

OBRA PRESUPUESTAL 20,619 22,105 20,633 19,621 17,792 18,100 18,325 18,00219 Programa de Subtransmisión 3,383 5,187 3,800 2,788 849 1,063 1,045 1,08420 Programa de Distribución 6,156 6,021 6,056 6,157 6,203 6,347 6,649 6,30621 Programa de Distribución Área Central 4,945 4,644 4,603 4,476 4,426 4,466 4,398 4,29722 Modernización de Distribución 6,135 6,253 6,174 6,200 6,314 6,224 6,233 6,315

23 MANTENIMIENTO 11,065 7,904 10,108 10,764 11,446 11,819 12,494 13,004

Subtotal 97,529 92,892 93,776 87,516 81,554 92,692 82,803 83,648

24 OTRAS INVERSIONES PRESUPUESTALES 462 476 490 505 520 536 552 569

TOTAL 97,991 93,368 94,266 88,021 82,074 93,228 83,355 84,217

CONCEPTO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019


6-4

Requerimientos de inversión 2020-2026 1,2/


…Continuación

1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes, considerando un tipo de cambio de 12.9 pesos/dólar. Los montos incluyen una cantidad para contingencias de 16% para los proyectos de transmisión y subtransmisión 2/ No incluye inversiones de autoabastecimiento

Cuadro 6.2 (continuación)

TOTAL

2012-2026

GENERACIÓN 48,541 65,885 81,963 89,581 101,689 62,910 9,889 796,123

PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 83,477

1 Nuevos Ciclos Combinados 61,652

2 Nuevas Centrales Eólicas 21,825

OBRA PÚBLICA FINANCIADA 47,730 65,360 81,431 89,121 101,537 62,910 9,889 693,113

3 Nuevas Hidroeléctricas 7,780 6,302 7,003 5,661 2,272 82,669

4 Nuevas Geotermoeléctricas 1,258 8,185

5 Nuevos Ciclos Combinados 29,193 16,628 10,886 10,635 16,909 15,447 3,208 212,115

6 Nuevas Centrales Eólicas 3,350 3,350 47,083

7 Nuevas Unidades de Combustión Interna 3,947

8 Rehabilitaciones y Modernizaciones 10,608

9 Nueva Generación Limpia 9,499 38,027 60,192 72,825 82,356 47,463 6,269 317,610

10 Nuevas Turbogas 1,053 412 10,896

OBRA PRESUPUESTAL 811 525 532 460 152 19,533

11 Hidroeléctricas 811 525 532 460 152 8,340

12 Rehabilitaciones y Modernizaciones 11,193

TRANSMISIÓN 13,694 14,728 18,254 16,297 16,778 15,718 13,463 216,862

OBRA PÚBLICA FINANCIADA 4,933 5,233 7,356 5,320 5,067 3,595 1,516 68,951

13 Programa de Transmisión 4,933 5,233 7,356 5,320 5,067 3,595 1,516 68,951

OBRA PRESUPUESTAL 8,761 9,495 10,898 10,977 11,711 12,123 11,947 147,911

14 Programa de Transmisión 1,644 1,744 2,452 1,774 1,689 1,199 505 33,704

15 Modernización de Transmisión (S T y T) 4,998 5,483 6,016 6,606 7,252 7,965 8,364 82,213

16 Modernización de sistemas de control (CENACE) 1,119 1,171 1,227 1,276 1,320 1,366 1,405 15,550

17 Modernización Área Central 1,000 1,097 1,203 1,321 1,450 1,593 1,673 16,444

DISTRIBUCIÓN 20,409 17,308 17,554 17,878 17,758 17,944 18,197 307,259

OBRA PÚBLICA FINANCIADA 1,876 88 74 123 319 202 142 27,838

18 Programa de Subtransmisión 1,876 88 74 123 319 202 142 27,838

OBRA PRESUPUESTAL 18,533 17,220 17,480 17,755 17,439 17,742 18,055 279,421

19 Programa de Subtransmisión 625 30 25 42 107 68 47 20,143

20 Programa de Distribución 6,870 6,723 6,614 6,898 6,703 6,761 6,893 97,357

21 Programa de Distribución Área Central 4,745 4,133 4,599 4,576 4,315 4,632 4,819 68,074

22 Modernización de Distribución 6,293 6,334 6,242 6,239 6,314 6,281 6,296 93,847

23 MANTENIMIENTO 13,854 14,939 15,402 16,619 17,557 18,587 18,950 204,512

Subtotal 96,498 112,860 133,173 140,375 153,782 115,159 60,499 1,524,756

24 OTRAS INVERSIONES PRESUPUESTALES 586 604 622 641 660 680 700 8,603

TOTAL 97,084 113,464 133,795 141,016 154,442 115,839 61,199 1,533,359

2026CONCEPTO 2020 2021 2022 2023 2024 2025


6-5

6.1 Requerimientos de inversión en generación

Las inversiones en generación del cuadro 6.2 se clasifican en tres rubros: producción independiente de energía (PIE), conceptos 1 y 2; obra pública financiada (OPF), rubros 3 a 10; y obra presupuestal (OP), conceptos 11 y 12.

En la modalidad OPF se incluyen las inversiones aprobadas con este esquema, así como las correspondientes a nuevas centrales hidroeléctricas, geotermoeléctricas, ciclos combinados, unidades de combustión interna, rehabilitaciones y modernizaciones, y generación limpia. En la categoría de nueva generación limpia se incluyen plantas de ciclo combinado y carboeléctricas con captura y secuestro de CO2, nucleoeléctricas o importación de capacidad. En la modalidad de PIE se consideran únicamente las centrales ya aprobadas con este esquema de financiamiento. Las inversiones por modalidad de financiamiento para la rehabilitación y modernización de centrales generadoras y su mantenimiento se presentan en el cuadro 6.3. El total de los montos de Obra presupuestal y Obra pública financiada corresponden a los conceptos 12 y 8 del Cuadro 6.2, lo cual se indica entre paréntesis después de cada concepto.

Programa de inversiones de rehabilitación y modernización de centrales generadoras (millones de pesos de 2011)

Cuadro 6.3 6.2 Requerimientos de inversión en transmisión El total en proyectos OPF y OP del programa de transmisión corresponde a los montos indicados en los conceptos 13 y 14 del cuadro 6.2.

2012 2013 2014 2015 2016 2017 Total

Obra presupuestal (12)Modernización de centrales hidroeléctricas 630 630 Mantenimiento a unidades hidroeléctricas 286 282 92 660 Modernización de centrales termoeléctricas 816 560 437 246 2,059 Equipamiento de centrales geotérmicas 100 100 Estudios de inversión en fuentes renovables 809 881 804 2,494 Central Eoloeléctrica La Venta II 104 104 Proyecto Undimotriz 157 157 C.T. Tula unidad 5 955 967 967 965 3,855 Proyecto piloto de planta solar de 5 MW 212 212 Inversión presupuestaria en RM 53 53 30 19 14 5 173 Otros 376 262 110 749 Subtotal 4,498 3,006 2,440 1,230 14 5 11,193

Obra pública financiada (8)CCC Huinalá Unidad 6 319 383 96 798 CCC Poza Rica 551 551 CCC El Sauz Paquete 1 830 484 1,314 CT Altamira Unidades 1 y 2 139 1,664 1,664 1,591 197 5,255 CT José López Portillo 262 787 787 601 240 13 2,690 Subtotal 2,101 3,318 2,547 2,192 437 13 10,608 Total 6,599 6,324 4,987 3,422 451 18 21,801


6-6

Para el programa de subtransmisión las inversiones en las dos modalidades de financiamiento corresponden a los rubros 18 y 19 del mismo cuadro.

A su vez el cuadro 6.4 presenta las inversiones de transmisión y subtransmisión, en líneas, subestaciones y equipos de compensación reactiva por modalidad de financiamiento para transmisión y subtransmisión. El total en cada variante corresponde a la suma de inversiones en los conceptos 13 y 18 para OPF y los rubros 14 y 19 para OP del cuadro 6.2.

Inversiones en líneas, subestaciones y compensación por modalidad de financiamiento 1/


1/ COPAR Transmisión y Transformación 2011

Cuadro 6.4

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019Líneas

Obra Presupuestal 1,230 2,114 2,853 5,463 1,097 1,082 910 796

Obra Pública Financiada 2,510 3,925 1,148 425 3,291 3,244 2,731 2,387

Total 3,740 6,039 4,001 5,888 4,388 4,326 3,641 3,183

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Total

Líneas

Obra Presupuestal 796 957 959 780 806 891 327 21,061

Obra Pública Financiada 2,387 2,871 2,877 2,338 2,418 2,671 982 36,205

Total 3,183 3,828 3,836 3,118 3,224 3,562 1,309 57,266

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019Subestaciones

Obra Presupuestal 2,980 4,143 4,625 5,985 1,785 1,796 1,599 1,494

Obra Pública Financiada 7,052 7,333 3,098 1,311 5,353 5,386 4,795 4,483

Total 10,032 11,476 7,723 7,296 7,138 7,182 6,394 5,977

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Total

Subestaciones

Obra Presupuestal 1,217 677 1,342 831 888 308 128 29,798

Obra Pública Financiada 3,652 2,031 4,026 2,492 2,663 922 386 54,983

Total 4,869 2,708 5,368 3,323 3,551 1,230 514 84,781

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019Compensación

Obra Presupuestal 423 268 248 419 129 127 113 217

Obra Pública Financiada 287 310 104 13 387 382 340 650

Total 710 578 352 432 516 509 453 867

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 TotalCompensación Obra Presupuestal 256 140 176 205 102 68 97 2,988 Obra Pública Financiada 770 419 527 613 305 204 290 5,601

Total 1,026 559 703 818 407 272 387 8,589


6-7

La inversión en infraestructura clasificada por niveles de tensión se presenta en el cuadro 6.5. El monto total de la inversión en todos estos niveles corresponde a la suma de los rubros 13, 14, 18 y 19 del cuadro 6.2.

Inversiones por nivel de tensión 1/ (millones de pesos de 2011)

1/ COPAR Transmisión y Transformación 2011

Cuadro 6.5

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019Líneas 400 kV 974 2,191 1,591 3,187 2,137 2,033 1,091 1,523 230 kV 596 918 592 1,461 1,067 1,097 1,485 842 161 -69 kV 2,170 2,930 1,818 1,240 1,184 1,196 1,065 818

Total 3,740 6,039 4,001 5,888 4,388 4,326 3,641 3,183

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 TotalLíneas 400 kV 1,799 2,914 2,655 2,341 2,653 3,388 1,218 31,695 230 kV 911 709 877 464 203 124 77 11,423 161 -69 kV 473 205 304 313 368 50 14 14,148

Total 3,183 3,828 3,836 3,118 3,224 3,562 1,309 57,266

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019Subestaciones 400 kV 1,538 1,830 1,957 2,184 1,868 1,355 964 869 230 kV 2,908 2,954 1,654 1,434 1,911 2,030 1,711 1,374 161 -69 kV 5,586 6,692 4,112 3,678 3,359 3,797 3,719 3,734

Total 10,032 11,476 7,723 7,296 7,138 7,182 6,394 5,977

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 TotalSubestaciones 400 kV 806 1,086 1,766 1,451 898 588 280 19,440 230 kV 1,918 1,310 3,267 1,595 2,289 420 21 26,796 161 -69 kV 2,145 312 335 277 364 222 213 38,545

Total 4,869 2,708 5,368 3,323 3,551 1,230 514 84,781

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019Compensación 400 kV 378 259 144 230 266 265 219 434 230 kV 17 34 7 25 49 118 132 197 161 -69 kV 315 285 201 177 201 126 102 236

Total 710 578 352 432 516 509 453 867

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 TotalCompensación 400 kV 683 334 496 700 269 212 387 5,276 230 kV 74 1 19 65 60 798 161 -69 kV 269 225 206 99 73 2,515

Total 1,026 559 703 818 407 272 387 8,589


6-8

El cuadro 6.6 muestra y detalla el programa de modernización de la infraestructura de transmisión, que se presenta en el rubro 15 del cuadro 6.2.

Programa de inversiones de transmisión (millones de pesos de 2011)

Cuadro 6.6

En el cuadro 6.7 se detalla el programa de inversiones del CENACE, el cual se presenta en el rubro 16 del cuadro 6.2.

Programa de inversiones del CENACE (millones de pesos de 2011)

Cuadro 6.7

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Total

Modernización de subestaciones

2,367 2,567 2,311 1,634 1,797 1,977 2,175 2,392 2,632 2,895 3,184 3,503 3,853 4,238 4,450 41,975

Modernización de líneas

708 797 1,056 1,043 1,148 1,262 1,388 1,527 1,680 1,848 2,033 2,236 2,461 2,708 2,843 24,738

Equipo operativo y herramental

214 226 203 124 137 150 165 182 200 220 241 266 292 322 338 3,280

Mobiliario y equipo de oficina

70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 74 1,054

Equipo de transporte

70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 74 1,054

Equipo diverso 196 106 107 106 116 128 142 156 171 187 206 227 249 274 288 2,659

Equipo de maniobra

127 114 75 75 83 91 101 111 121 133 146 161 177 195 205 1,915

Equipo de laboratorio

27 28 30 34 37 41 45 49 54 60 66 73 80 88 92 804

Construcción infraestructura acceso a Red Nacional de F.O.

1,064 1,016 1,206 1,448 4,734

Total 4,843 4,994 5,128 4,604 3,458 3,789 4,156 4,557 4,998 5,483 6,016 6,606 7,252 7,965 8,364 82,213

Proyectos 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Total

Construcción de nuevos centros

47 47 47 48 49 49 56 56 59 59 62 62 64 64 64 833

Ampliación de centros de control

30 32 32 35 35 35 37 38 40 40 42 42 45 45 45 573

Modernización y equipo del CENAL y Áreas de Control

120 130 140 160 169 185 200 215 225 238 256 268 275 290 297 3,168

Sistemas de tiempo real 165 190 207 228 266 295 320 350 392 410 415 420 425 430 435 4,948Prog. de equipo de cómputo de seguridad informática (CENACE)

66 78 86 95 105 110 125 133 140 152 165 181 199 215 230 2,080

Programa de equipo de comunicaciones (CENACE)

94 99 105 110 116 122 128 134 100 105 116 121 125 130 135 1,740

Inversión Área Central 67 72 76 85 94 101 111 117 125 129 133 140 145 150 157 1,702

Otros 22 22 26 26 26 34 34 34 38 38 38 42 42 42 42 506

Total recursos presupuestales

611 670 719 787 860 931 1,011 1,077 1,119 1,171 1,227 1,276 1,320 1,366 1,405 15,550


6-9

6.3 Requerimientos de inversión en distribución El programa de inversión para distribución se muestra en el cuadro 6.8, el cual detalla la información de redes y su modernización. Los subtotales corresponden a los conceptos 20 y 22 del cuadro 6.2.

Programa de inversión presupuestal en redes de distribución (millones de pesos de 2011)

Cuadro 6.8

Redes de distribución

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Total

Construcción y ampliación de líneas

331 277 282 288 294 303 722 318 388 368 381 678 370 437 411 5,848

Construcción y ampliación de subestaciones

537 368 360 386 356 386 410 409 486 466 587 450 453 488 467 6,609

Ampliación de redes

1,828 1,860 1,898 1,938 1,979 2,038 1,790 1,901 2,038 2,018 1,878 1,918 1,872 1,945 2,053 28,954

Adquisición de transporte

743 451 460 469 479 494 571 492 569 549 793 614 561 617 598 8,460

Adquisición de equipo de cómputo y comunicaciones

320 393 401 410 418 431 490 434 510 490 370 563 498 486 472 6,686

Adquisición de equipo y muebles

87 197 167 165 163 161 145 154 173 165 137 152 173 160 168 2,367

Adquisición de herramientas y equipo de laboratorio

345 345 345 345 345 345 345 345 345 345 395 354 412 370 380 5,361

Adquisición de acometidas y medidores

1,521 1,521 1,521 1,521 1,521 1,521 1,550 1,562 1,621 1,601 1,571 1,610 1,588 1,598 1,665 23,492

Construcción y rehabilitación de centros de atención

394 561 573 585 597 615 556 602 685 665 444 484 682 592 613 8,648

Adquisición de materiales para la reducción de pérdidas no técnicas

50 48 49 50 51 53 70 89 55 56 58 75 94 68 66 932

Subtotal 6,156 6,021 6,056 6,157 6,203 6,347 6,649 6,306 6,870 6,723 6,614 6,898 6,703 6,761 6,893 97,357

Modernización de distribución

Subestaciones 1,040 1,041 1,035 1,040 1,060 1,045 1,046 1,060 1,056 1,063 1,048 1,047 1,059 1,054 1,057 15,751

Líneas 1,854 1,999 1,896 1,921 1,956 1,928 1,930 1,956 1,949 1,963 1,933 1,933 1,955 1,945 1,950 29,068

Redes 2,017 2,006 2,024 2,019 2,057 2,028 2,030 2,057 2,050 2,064 2,033 2,033 2,056 2,046 2,051 30,571

Equipo de transporte

374 375 373 374 381 376 376 382 380 383 377 377 381 379 380 5,668

Herramientas y equipo de laboratorio

223 223 221 222 227 224 224 227 226 228 224 224 227 226 226 3,372

Equipo de oficinas y muebles

42 25 38 39 37 36 36 37 36 37 36 36 37 36 36 544

Equipo de cómputo y comunicaciones

158 158 160 158 162 160 160 162 161 162 160 160 162 161 161 2,405

Edificios 427 426 427 427 434 427 431 434 435 434 431 429 437 434 435 6,468

Subtotal 6,135 6,253 6,174 6,200 6,314 6,224 6,233 6,315 6,293 6,334 6,242 6,239 6,314 6,281 6,296 93,847

Total 12,291 12,274 12,230 12,357 12,517 12,571 12,882 12,621 13,163 13,057 12,856 13,137 13,017 13,042 13,189 191,204


6-10

La clasificación de la inversión en redes de distribución y su modernización por División de Distribución se detalla en el cuadro 6.9, donde no se incluyen las divisiones del Valle de México.

Programa de inversión presupuestal en redes de distribución (millones de pesos de 2011)

1/ Incluye: Construcciones y ampliaciones de subestaciones, líneas y redes; construcción y rehabilitación de centros de atención; adquisiciones de herramientas y

equipos de laboratorio, equipos de cómputo y comunicaciones, equipos de oficina y muebles, equipos de transporte, materiales para la reducción de pérdidas no-técnicas y acometidas y medidores

2/ En subestaciones, líneas y redes

Cuadro 6.9

Redes 1/

División 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Total

Baja California 371 362 365 371 373 382 400 380 414 405 398 415 403 407 415 5,861

Noroeste 546 534 537 546 550 563 590 559 609 596 587 612 594 600 611 8,634

Norte 726 712 716 728 734 751 786 746 813 795 782 816 793 800 815 11,513

Golfo Norte 591 578 581 590 596 609 638 605 660 645 635 662 644 649 662 9,345

Centro Occidente 248 243 244 248 250 256 268 254 277 271 266 278 270 272 278 3,923

Centro Sur 381 373 375 381 384 393 412 390 425 416 409 427 415 419 427 6,027

Oriente 435 425 427 435 438 448 469 445 485 475 467 487 473 477 487 6,873

Sureste 502 491 493 502 506 517 542 514 560 548 539 562 546 551 562 7,935

Bajío 692 677 681 692 697 714 748 709 772 756 744 776 754 760 775 10,947

Golfo Centro 358 350 352 358 360 369 386 366 399 391 384 401 389 393 400 5,656

Centro Oriente 334 326 328 334 336 343 360 342 372 364 358 374 363 366 374 5,274

Peninsular 393 384 387 393 396 405 425 402 438 429 422 440 428 432 440 6,214

Jalisco 579 566 570 579 583 597 625 594 646 632 623 648 631 635 647 9,155

Subtotal 6,156 6,021 6,056 6,157 6,203 6,347 6,649 6,306 6,870 6,723 6,614 6,898 6,703 6,761 6,893 97,357

Modernización 2/

División 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Total

Baja California 369 376 372 373 380 375 375 380 379 381 376 376 380 378 379 5,649

Noroeste 544 555 547 550 560 552 553 560 558 562 554 553 560 557 558 8,323

Norte 726 740 730 733 747 736 737 747 744 750 738 738 747 743 745 11,101

Golfo Norte 589 600 593 595 606 598 598 606 604 608 599 599 606 603 604 9,008

Centro Occidente 247 252 249 250 254 251 251 254 253 255 251 251 254 253 254 3,779

Centro Sur 380 387 382 384 391 385 386 391 390 392 386 386 391 389 390 5,810

Oriente 433 441 436 438 446 439 440 446 444 447 441 440 446 443 444 6,624

Sureste 500 510 503 505 514 507 508 515 513 516 509 508 514 512 513 7,647

Bajío 690 703 694 697 710 700 701 710 707 712 702 702 710 706 708 10,552

Golfo Centro 356 363 359 360 367 362 362 367 366 368 363 363 367 365 366 5,454

Centro Oriente 332 339 335 336 342 337 338 342 341 343 338 338 342 340 341 5,084

Peninsular 392 399 394 396 403 397 398 403 402 404 398 398 403 401 402 5,990

Jalisco 577 588 580 583 594 585 586 594 592 596 587 587 594 591 592 8,826

Subtotal 6,135 6,253 6,174 6,200 6,314 6,224 6,233 6,315 6,293 6,334 6,242 6,239 6,314 6,281 6,296 93,847

Total 12,291 12,274 12,230 12,357 12,517 12,571 12,882 12,621 13,163 13,057 12,856 13,137 13,017 13,042 13,189 191,204


6-11

Finalmente, el cuadro 6.10 muestra el programa de inversión en las tres divisiones del Valle de México, el cual se reporta en el concepto 21 del cuadro 6.2.

Programa de inversión presupuestal en redes de distribución, área Central (millones de pesos de 2011)

Cuadro 6.10

Modernización de distribución

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Total

Construcción y ampliación de líneas

336 315 313 304 301 303 299 292 322 281 312 311 293 315 327 4,624

Construcción y ampliación de subestaciones

336 315 313 304 301 303 299 292 322 281 312 311 293 315 327 4,624

Ampliación de redes 2,318 2,178 2,157 2,098 2,075 2,094 2,062 2,014 2,225 1,937 2,156 2,145 2,023 2,171 2,259 31,912

Adquisición de transporte 361 339 336 327 323 326 321 314 347 302 336 334 315 338 352 4,971

Adquisición de equipo de cómputo y comunicaciones

359 337 334 325 321 324 319 312 344 300 334 332 313 336 350 4,940

Adquisición de equipo y muebles

65 61 61 59 58 59 58 57 63 54 61 60 57 61 64 898

Adquisición de herramientas y equipo de laboratorio

159 149 148 144 142 144 141 138 152 133 148 147 139 149 155 2,188

Adquisición de acometidas y medidores

723 679 673 654 647 653 643 628 694 604 672 669 631 677 704 9,951

Construcción y rehabilitación de centros de atención

288 271 268 261 258 260 256 250 276 241 268 267 251 270 281 3,966

Total 4,945 4,644 4,603 4,476 4,426 4,466 4,398 4,297 4,745 4,133 4,599 4,576 4,315 4,632 4,819 68,074


7-1

7. EFECTOS DE ESCENARIOS ALTERNOS DEL MERCADO ELÉCTRICO

7.1 Mercado eléctrico En el capítulo 1 se señalaron los supuestos básicos para la estimación del desarrollo del mercado eléctrico en los próximos años, en lo que se refiere a los pronósticos global, regional y sectorial del escenario de Planeación. En esta sección se indican los pronósticos realizados para los escenarios Alto y Bajo a partir de los modelos sectoriales y regionales. 7.1.1 Pronóstico de las ventas más autoabastecimiento Las tasas de crecimiento para cada uno de los escenarios considerados se resumen en el cuadro 7.1.

Crecimiento medio anual de las ventas más autoabastecimiento

Cuadro 7.1 En la sección 1.3 del capítulo 1, la figura 1.9 muestra la evolución anual histórica y esperada del consumo final para los escenarios Alto y Bajo. 7.1.2 Pronóstico del consumo autoabastecido La estimación en este rubro se ha considerado igual para todos los escenarios. Ver sección 1.5 en el capítulo 1. 7.1.3 Escenario Alto En los cuadros 7.2 y 7.3 se indica la estimación regional del consumo bruto y la demanda máxima bruta para este escenario.

2010-2025 2011-2026

% %

Alto 5.1 5.3

Planeación 4.3 4.7

Bajo 3.5 3.9

Escenario


7-2

Consumo bruto1/ (GWh) Escenario Alto

1/ Incluye consumo final, pérdidas y usos propios 2/ Incluye exportación

Cuadro 7.2

Demanda máxima bruta (MW) Escenario Alto


Cuadro 7.3

AÑO CENTRAL ORIENTAL2/ OCCIDENTAL NOROESTE NORTE NORESTE2/ BAJA BAJA PENINSULAR2/ PEQS. SENCALIFORNIA2/CALIFORNIA SISTEMAS

SUR

2011 56,371 42,479 58,291 18,807 21,510 45,666 12,482 2,097 9,708 152 267,564

2012 59,901 44,271 60,639 20,066 22,366 47,675 12,985 2,227 10,273 158 280,562

2013 62,407 46,049 63,256 21,562 23,159 49,895 13,533 2,390 11,015 166 293,431

2014 64,579 47,333 65,248 22,552 23,865 52,376 14,143 2,555 11,681 173 304,505

2015 66,512 48,196 67,014 23,497 24,457 54,765 14,735 2,729 12,310 177 314,392

2016 68,619 49,271 68,951 24,456 25,227 57,311 15,398 2,919 12,998 183 325,332

2017 70,789 50,316 70,774 25,419 26,007 59,874 15,986 3,126 13,712 188 336,191

2018 74,531 52,815 74,490 26,703 27,251 63,118 16,815 3,390 14,713 201 354,027

2019 77,942 55,268 78,155 27,962 28,491 66,716 17,679 3,672 15,725 213 371,824

2020 81,576 57,907 81,894 29,196 29,815 70,542 18,608 3,997 16,770 226 390,531

2021 85,230 60,681 86,465 30,690 31,163 74,359 19,539 4,353 17,931 242 410,652

2022 89,090 63,630 91,150 32,195 32,564 78,566 20,444 4,745 19,175 259 431,818

2023 93,297 67,360 95,512 33,756 34,083 83,286 21,496 5,171 20,504 278 454,743

2024 97,678 71,420 100,159 36,189 35,729 87,889 22,646 5,645 21,926 299 479,580

2025 102,043 75,358 104,828 38,287 37,401 92,585 23,825 6,136 23,406 322 504,191

2026 107,468 79,478 110,454 40,295 39,429 97,772 25,127 6,685 25,091 347 532,146

tmca %(2011-2020) 4.2 3.7 3.9 5.3 3.9 5.0 4.6 7.1 6.0 4.2 4.4

tmca %(2011-2026) 4.4 4.3 4.4 5.4 4.2 5.2 4.8 7.8 6.4 5.4 4.7

AÑO CENTRAL ORIENTAL1/ OCCIDENTAL NOROESTE NORTE NORESTE1/ BAJA BAJA PENINSULAR1/ PEQS. SINCALIFORNIA1/CALIFORNIA SISTEMAS

SUR

2011 9,394 6,698 8,669 3,875 3,682 7,587 2,347 386 1,592 32 37,256

2012 9,961 7,026 8,938 4,207 3,747 7,782 2,473 409 1,691 33 38,902

2013 10,402 7,328 9,339 4,516 3,891 8,167 2,582 438 1,811 35 40,768

2014 10,764 7,493 9,633 4,707 4,009 8,573 2,703 467 1,919 36 42,261

2015 11,086 7,608 9,894 4,904 4,109 8,964 2,824 498 2,023 37 43,616

2016 11,406 7,757 10,152 5,090 4,227 9,355 2,952 531 2,131 38 45,002

2017 11,799 7,945 10,449 5,305 4,369 9,800 3,080 571 2,255 40 46,626

2018 12,422 8,342 10,998 5,573 4,578 10,332 3,249 619 2,421 42 49,093

2019 12,991 8,732 11,539 5,836 4,787 10,921 3,426 670 2,589 45 51,556

2020 13,559 9,126 12,058 6,076 4,995 11,515 3,606 728 2,754 47 53,992

2021 14,206 9,592 12,766 6,405 5,235 12,172 3,806 795 2,954 51 56,922

2022 14,849 10,060 13,457 6,719 5,471 12,861 3,991 866 3,161 54 59,861

2023 15,550 10,653 14,101 7,045 5,726 13,633 4,206 944 3,381 58 63,027

2024 16,236 11,267 14,747 7,532 5,986 14,348 4,429 1,028 3,607 63 66,278

2025 17,008 11,924 15,477 7,990 6,283 15,156 4,682 1,120 3,862 68 69,850

2026 17,912 12,578 16,307 8,409 6,624 16,005 4,948 1,221 4,141 73 73,702

tmca %(2011-2020) 4.2 3.7 4.0 5.3 4.0 5.0 4.9 7.1 6.0 4.2 4.3

tmca %(2011-2026) 4.4 4.3 4.4 5.4 4.3 5.2 5.1 7.8 6.4 5.4 4.7


7-3

Para 2026 las cifras estimadas para el escenario Alto son 532.1 TWh en consumo bruto y 73,702 MW en demanda máxima bruta del SIN, lo que representa una diferencia positiva respecto al de Planeación de 51.7 TWh y 7,188 MW en los rubros mencionados, respectivamente. 7.1.4 Escenario Bajo Los cuadros 7.4 y 7.5 muestran la estimación regional del consumo bruto y demanda máxima bruta para los próximos años.

Consumo bruto1/ (GWh) Escenario Bajo

1/ Incluye consumo final, pérdidas y usos propios 2/ Incluye exportación

Cuadro 7.4

AÑO CENTRAL ORIENTAL2/ OCCIDENTAL NOROESTE NORTE NORESTE2/ BAJA BAJA PENINSULAR2/ PEQS. SENCALIFORNIA2/CALIFORNIA SISTEMAS

SUR

2011 56,002 42,257 57,935 18,701 21,388 45,078 12,353 2,087 9,658 151 265,610

2012 58,932 43,704 59,752 19,798 22,032 46,120 12,687 2,194 10,118 156 275,493

2013 60,623 45,016 61,591 21,038 22,573 47,347 13,057 2,324 10,704 163 284,435

2014 62,145 46,038 62,918 21,802 23,047 49,001 13,519 2,459 11,233 169 292,330

2015 63,438 46,719 64,301 22,486 23,388 50,708 13,939 2,597 11,718 172 299,467

2016 64,767 47,525 65,608 23,157 23,864 52,430 14,425 2,744 12,226 177 306,924

2017 65,946 48,257 66,801 23,772 24,328 54,215 14,852 2,899 12,735 182 313,987

2018 68,142 49,885 69,028 24,607 25,112 56,834 15,450 3,092 13,418 191 325,757

2019 70,042 51,389 70,976 25,364 25,866 59,109 15,989 3,272 14,079 200 336,286

2020 71,989 52,971 72,918 26,035 26,633 61,164 16,533 3,493 14,738 209 346,685

2021 74,042 54,600 75,161 26,905 27,364 63,254 17,013 3,724 15,482 220 357,764

2022 76,078 56,307 77,398 27,792 28,108 65,400 17,524 3,985 16,257 232 369,081

2023 78,234 58,099 79,684 28,720 28,923 67,985 18,125 4,254 17,059 245 381,328

2024 80,466 59,935 82,137 29,647 29,730 70,566 18,759 4,557 17,906 260 393,963

2025 82,562 61,815 84,421 30,514 30,562 73,075 19,397 4,872 18,774 276 406,268

2026 85,308 64,103 87,196 31,592 31,615 75,595 20,082 5,229 19,753 292 420,767

tmca %(2011-2020) 2.9 2.7 2.7 4.1 2.7 3.5 3.4 5.7 4.6 3.4 3.1

tmca %(2011-2026) 2.9 2.9 2.9 3.8 2.8 3.5 3.4 6.1 4.8 4.2 3.2


7-4

Demanda máxima bruta (MW) Escenario Bajo


Cuadro 7.5

Para 2026 las cifras estimadas en el escenario Bajo son 420.8 TWh en consumo bruto y 58,200 MW en demanda máxima bruta del SIN, lo que representa una diferencia negativa respecto al de Planeación de 59.6 TWh y 8,314 MW, respectivamente. 7.1.5 Diferencias en demanda máxima de los escenarios Alto y Bajo respecto al de

Planeación del SIN En la figura 7.1 se muestran las diferencias en demanda máxima bruta para los escenarios Alto y Bajo respecto al de Planeación. Para 2020 el Alto está 2,824 MW por arriba, mientras que el Bajo presenta una disminución de 3,271 MW. En 2026 el Alto supera al de referencia en 7,188 MW, mientras que el Bajo se reduce 8,314 MW.

AÑO CENTRAL ORIENTAL1/ OCCIDENTAL NOROESTE NORTE NORESTE1/ BAJA BAJA PENINSULAR1/ PEQS. SINCALIFORNIA1/CALIFORNIA SISTEMAS

SUR

2011 9,299 6,635 8,556 3,824 3,644 7,447 2,325 381 1,577 31 37,256

2012 9,780 6,875 8,789 4,120 3,691 7,528 2,400 399 1,655 32 38,107

2013 10,104 7,103 9,093 4,390 3,792 7,750 2,482 424 1,757 34 39,468

2014 10,358 7,265 9,289 4,550 3,872 8,020 2,576 449 1,844 35 40,545

2015 10,573 7,373 9,493 4,693 3,929 8,300 2,662 474 1,925 36 41,528

2016 10,766 7,481 9,660 4,820 3,998 8,558 2,754 500 2,003 37 42,434

2017 10,991 7,618 9,862 4,961 4,087 8,874 2,848 529 2,093 38 43,519

2018 11,358 7,876 10,191 5,135 4,219 9,303 2,970 564 2,206 40 45,147

2019 11,674 8,115 10,479 5,293 4,346 9,675 3,081 598 2,316 42 46,602

2020 11,966 8,344 10,736 5,419 4,462 9,984 3,183 636 2,419 44 47,897

2021 12,341 8,626 11,097 5,615 4,597 10,354 3,290 680 2,549 46 49,558

2022 12,680 8,897 11,427 5,800 4,722 10,705 3,394 728 2,677 49 51,117

2023 13,040 9,182 11,765 5,994 4,859 11,128 3,517 777 2,810 52 52,804

2024 13,375 9,448 12,094 6,170 4,981 11,519 3,637 830 2,942 54 54,388

2025 13,761 9,773 12,464 6,368 5,134 11,962 3,777 890 3,094 58 56,216

2026 14,219 10,136 12,874 6,593 5,311 12,374 3,917 955 3,257 61 58,200

tmca %(2011-2020) 2.9 2.7 2.8 4.1 2.8 3.5 3.6 5.6 4.7 3.4 3.1

tmca %(2011-2026) 2.9 2.9 2.9 3.8 2.9 3.6 3.6 6.1 4.8 4.3 3.2


7-5

Diferencias en demanda máxima de los escenarios Alto y Bajo respecto al de Planeación del SIN

Figura 7.1

Al pasar del escenario de Planeación al Alto, la demanda en 2026 aumenta de 66,514 MW a 73,702 MW, es decir, por cada décima de porcentaje que se incremente el PIB la demanda crecerá 1,027 MW. 7.1.6 Reducción de pérdidas en escenarios Alto y Bajo Similar a lo comentado en la sección 1.5 del capítulo 1, para los escenarios Alto y Bajo se lleva a cabo el proceso de reducir las pérdidas totales a 8% a 2024 y mantenerlo al final del horizonte de planificación (2026). En 2010 el valor registrado de pérdidas en el SEN fue de 44,252 GWh (18.04%) y mediante la aplicación del programa de reducción de pérdidas se estima que al final del horizonte, los escenarios Alto y Bajo presenten valores de 40,963 GWh y 32,491 GWh, respectivamente. En el caso de las ventas recuperadas por facturación de pérdidas no-técnicas del SEN, se estima al final del horizonte un valor máximo de 36,729 GWh para el escenario Alto y de 29,156 GWh para el Bajo. Lo anterior representa una diferencia de 3,589 GWh y -3,984 GWh respectivamente, respecto a las de Planeación. También se estableció como hipótesis de trabajo, similar al de Planeación, que la reducción de pérdidas inicia en 2011 y culmina en 2024, manteniendo este último porcentaje para 2026. La figura 7.2 muestra el comportamiento de las pérdidas totales del SEN, para los escenarios de Planeación, Alto y Bajo, con la consideración de una reducción de éstas a 8% a 2024 y mantenerlo al final del horizonte de planificación.

-10,000

-8,000

-6,000

-4,000

-2,000

0

2,000

4,000

6,000

8,000

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

Alto-Planeación Bajo-Planeación

MW


7-6

Pérdidas totales con reducción a 8%, SEN (GWh) 2010—2026

Figura 7.2

La figura 7.3 muestra, para los tres escenarios, el comportamiento de las pérdidas técnicas del SEN, bajo la consideración de una reducción de éstas a 8%, al final del horizonte.

Pérdidas técnicas con reducción a 8%, SEN (GWh) 2010—2026

Figura 7.3

36,936

40,963

32,491

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026

GWh

Planeación Alto Bajo

36,453

40,427

32,066

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026

GWh



7-7

La figura 7.4 presenta la evolución estimada de las pérdidas no-técnicas del SEN, para cada escenario, con una reducción gradual, en contraste con las ventas recuperadas por la facturación de las mismas pérdidas.

Evolución de las pérdidas no-técnicas y de la energía recuperada por facturación, SEN (GWh) 2010—2026

Figura 7.4

Los cuadros 7.6 y 7.7 contienen la estimación regional por área de las pérdidas totales, considerando la acción de reducción de pérdidas.

Pérdidas totales con reducción a 8%, escenario Alto, SEN (GWh)

Cuadro 7.6

33,140

36,729

29,156

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026

GWh


Pérdidas no técnicas

Energía recuperada (ventas)


SUR

2011 18,492 6,827 8,147 2,119 2,995 4,503 1,032 197 1,308 17 45,637

2012 19,181 7,020 8,343 2,245 3,071 4,672 1,064 208 1,373 18 47,194

2013 19,518 7,170 8,580 2,386 3,140 4,854 1,101 221 1,452 18 48,440

2014 19,685 7,244 8,722 2,470 3,193 5,053 1,140 235 1,518 19 49,280

2015 19,730 7,246 8,829 2,547 3,237 5,251 1,177 249 1,578 19 49,863

2016 19,788 7,267 8,957 2,626 3,286 5,463 1,219 265 1,642 19 50,532

2017 19,787 7,283 9,073 2,702 3,335 5,671 1,255 281 1,707 20 51,114

2018 20,196 7,512 9,391 2,814 3,442 5,948 1,309 303 1,804 21 52,739

2019 19,073 7,371 9,305 2,847 3,416 6,113 1,335 321 1,834 21 51,635

2020 17,777 7,206 9,199 2,879 3,384 6,282 1,364 340 1,858 22 50,310

2021 16,298 7,004 9,061 2,907 3,329 6,456 1,385 361 1,879 22 48,702

2022 14,610 6,759 8,880 2,930 3,263 6,627 1,403 382 1,891 23 46,767

2023 12,703 6,473 8,657 2,947 3,188 6,810 1,425 404 1,895 23 44,525

2024 7,497 5,395 7,594 2,802 2,830 6,756 1,383 413 1,737 22 36,429

2025 8,090 5,729 8,031 2,957 2,987 7,151 1,463 452 1,868 24 38,753

2026 8,524 6,058 8,481 3,118 3,149 7,565 1,544 493 2,003 26 40,963


7-8

Pérdidas totales con reducción a 8%, escenario Bajo, SEN (GWh)

Cuadro 7.7 7.2 Requerimientos de capacidad y retiros de generación Los programas para los escenarios Alto y Bajo se presentan a continuación. Los de retiros en todos los escenarios plantean la misma capacidad total por retirar en el horizonte de estudio, excepto que en estos se han efectuado ajustes en la fechas de retiro en función de las necesidades de demanda y de las adiciones de capacidad programada. Los de autoabastecimiento se presentan en el cuadro 3.2 y se mantienen invariables para los escenarios Alto y Bajo. 7.2.1 Escenario Alto Para atender tal escenario de demanda se considera el PRC expuesto en el cuadro 7.8a y 7.8b. Con respecto al PRC de Planeación se hacen ajustes en fechas de operación a partir de 2017. Al final del periodo, las adiciones de capacidad serán mayores en 10,235 MW.


SUR

2011 18,381 6,788 8,095 2,108 2,978 4,471 1,026 196 1,301 17 45,362

2012 18,872 6,926 8,216 2,213 3,026 4,591 1,049 205 1,352 18 46,465

2013 18,956 7,003 8,353 2,325 3,059 4,707 1,073 216 1,411 18 47,121

2014 18,935 7,038 8,423 2,383 3,082 4,843 1,100 226 1,460 18 47,509

2015 18,810 7,015 8,460 2,434 3,095 4,969 1,124 237 1,501 19 47,663

2016 18,672 7,000 8,504 2,482 3,110 5,099 1,150 249 1,544 19 47,828

2017 18,467 6,974 8,527 2,523 3,122 5,215 1,170 261 1,584 19 47,861

2018 18,520 7,080 8,675 2,585 3,172 5,371 1,200 276 1,644 20 48,542

2019 17,182 6,835 8,444 2,574 3,097 5,415 1,204 288 1,641 20 46,700

2020 15,725 6,571 8,195 2,559 3,017 5,458 1,208 299 1,633 20 44,685

2021 14,157 6,280 7,922 2,541 2,919 5,499 1,206 311 1,621 20 42,477

2022 12,461 5,956 7,616 2,517 2,812 5,533 1,201 324 1,602 20 40,043

2023 10,636 5,606 7,280 2,489 2,699 5,570 1,199 336 1,576 20 37,410

2024 6,161 4,592 6,260 2,325 2,353 5,413 1,143 337 1,418 19 30,021

2025 6,528 4,792 6,491 2,413 2,440 5,614 1,188 362 1,498 20 31,346

2026 6,748 4,975 6,713 2,499 2,524 5,815 1,230 389 1,576 22 32,491


7-9

Programa de requerimientos de capacidad del servicio público 1/ Escenario Alto

Continúa...

Cuadro 7.8a



332 326


1,973 1,934

2013 Abr Agua Prieta II 3/ CC 463 451 NORAbr Sureste I y II EO 608 600 ORIAbr Baja California II TG Fase I 3/ TG 124 123 BCAbr Baja California III (La Jovita) 3/ CC 294 286 BCAbr Baja California Sur IV (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr Norte II (Chihuahua) 3/ CC 459 447 NTEAbr Guerrero Negro IV CI 7 7 AISAbr Salamanca Fase I 3/ 4/ TG 470 460 OCCAbr Termosolar Agua Prieta II SOLAR 14 14 NORSep Centro 3/ CC 660 644 CEL

3,142 3,072


537 520


2,115 2,061

2016 Abr Noreste (Escobedo) 3/ CC 1,034 1,006 NESAbr Todos Santos 9/ CC 80 77 BCSAbr Todos Santos II 9/ TG 49 48 BCSAbr Topolobampo II 3/ CC 700 683 NOR

1,863 1,813

2017 Abr Manzanillo II rep U1 3/ 5/ CC 460 447 OCCAbr Sureste IV EO 304 300 ORIAbr Occidental I (Bajío) 3/ CC 470 459 OCCAbr Mexicali GEO 100 93 BCAbr Guaymas II CC 747 700 NORAbr Merida IV 3/ CC 378 368 PENAbr Chicoasén II HID 225 224 ORIAbr Tamaulipas I EO 200 200 NESAbr Sureste V EO 300 296 ORIJun Topolobampo III 3/ CC 700 680 NORSep Valle de México II 3/ CC 601 585 CEL

4,485 4,352

2018 Abr Guaymas III CC 747 668 NORAbr Río Moctezuma HID 190 188 OCCAbr Noreste II y III (Monterrey) 3/ CC 1,041 1,013 NESAbr Baja California IV (Ensenada) 3/ CC 565 550 BCAbr Azufres III Fase II GEO 25 23 OCCAbr Valle de México III 3/ 7/ CC 601 585 CELAbr Tamaulipas II EO 200 200 NESAbr Sureste VI EO 300 296 ORIDic La Parota U1, U2 Y U3 HID 900 896 ORI

4,569 4,418

en Operación CapacidadFecha de entrada


7-10

…Continuación

CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica SOLAR: Solar NGL: Nueva generación limpia: ciclo combinado y carboeléctrica con captura y secuestro de CO2, nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación de capacidad 1/ Resultado de estudios de planificación 2/ Instalación de central o inyección de potencia 3/ Capacidad media anual 4/ Proyecto de cogeneración CFE–PEMEX

5/ Proyectos en revisión, se estudian proyectos nuevos en Manzanillo, Guadalajara o Bajío 6/ Se han registrado retrasos en el proceso de construcción por lo que las fechas factibles de entrada en operación son noviembre y octubre de 2012 para las unidades 1 y 2 respectivamente 7/ Se está analizando la factibilidad de suministro de combustible a esta central 8/ Se está revisando la ubicación con base en la definición de gasoductos 9/ Capacidad ISO

Cuadro 7.8b


2019 Abr Villita Ampliación HID 150 149 CELAbr Manzanillo II rep U2 3/ 5/ CC 460 447 OCCAbr Norte IV (Chihuahua) 3/ CC 918 892 NTEAbr Salamanca 3/ CC 629 610 OCCAbr Tamaulipas III EO 200 200 NESJun El Pescado (Balsas) HID 17 17 ORIJun Jorge Luque 3/ 7/ CC 601 585 CEL

2,975 2,900

2020 Abr Todos Santos III /9 TG 129 123 BCSAbr Guadalajara I 3/ CC 453 440 OCCAbr Azufres IV GEO 75 68 OCCAbr Occidental II (SLP) 3/ CC 940 918 OCCJun Central (Tula) 3/ 4/ CC 1,160 1,129 CELJun Valladolid IV 3/ CC 567 551 PENJun Paso de la Reina HID 540 538 ORIJun Acala HID 135 134 ORI

3,999 3,902

2021 Abr Noreste IV (Sabinas) NGL 700 655 NESAbr Baja California V (SLRC) 3/ CC 591 575 BCAbr Mazatlán 3/ CC 867 843 NORAbr Norte V (Torreón) 3/ CC 944 916 NTEAbr Oriental I y II NGL 1,400 1,337 ORIAbr Coahuila I EO 150 150 NTEJun Sistema Pescados (La Antigua) HID 120 120 ORIJun Xúchiles (Metlac) HID 54 54 ORI 4,826 4,649

2022 Abr La Paz /9 CC 130 124 BCSAbr Central II (Tula) 3/ NGL 1,160 1,129 CELAbr Tamazunchale II 4/ CC 1,121 1,085 NESAbr Noreste V (Sabinas) NGL 700 655 NESAbr Noroeste IV y V NGL 1,400 1,337 NORAbr Coahuila II EO 150 150 NTEJul Cruces HID 490 488 OCC

5,151 4,967

2023 Abr Pacífico II NGL 700 655 CELAbr Baja California VI (Mexicali) 2/ 3/ CC 554 538 BCAbr Pacífico III NGL 700 655 CELAbr Occidental III (Bajío) 3/ CC 940 918 OCCAbr Oriental III y IV NGL 1,400 1,337 ORIJul Omitlán HID 234 232 ORI

4,527 4,336

2024 Abr Noreste VI 2/ 3/ NGL 1,041 1,013 NESAbr Tamazunchale III CC 1,121 1,085 NESAbr Mérida V 3/ CC 540 525 PENAbr Todos Santos IV /9 CC 130 122 BCSAbr Central III 4/ NGL 1,160 1,129 CELJul Tenosique HID 420 418 ORIJul Madera HID 406 404 NTE

4,817 4,695

2025 Abr Todos Santos V /9 CC 130 122 BCSAbr Occidental IV (Bajío) 3/ CC 940 918 OCCAbr Oriental V y VI NGL 1,400 1,337 ORIAbr Noreste VII y VIII 2/ 3/ NGL 1,040 973 NESSep Central IV 4/ NGL 1,160 1,129 CEL

4,670 4,479

2026 Abr Mazatlán II 3/ CC 867 843 NORAbr Los Cabos TG 8/ 9/ TG 86 85 BCSAbr Tamazunchale IV CC 1,121 1,085 NESAbr Norte VI (Chihuahua) 3/ CC 918 892 NTEAbr Occidental V NGL 700 655 OCCAbr Baja California VII (Mexicali) 2/ 3/ CC 554 538 BC

4,246 4,098Total 54,227 52,524



7-11

Para el área Noroeste se adelantan tres años los proyectos Noroeste IV y V. Se adiciona Mazatlán II en 2026 con 867 MW. En el Norte se adelanta un año el proyecto Norte V en Torreón, en tanto Norte VI en Chihuahua se atrasa un año a 2026. En el área Noreste, se adelantan un año Noreste IV y Tamazunchale II, mientras que se adelantan dos años los Noreste II y III en Monterrey, Noreste V en Sabinas y Noreste VI. Se incorporan los proyectos de NGL Noreste VII y VIII de 1,040 MW y los CC de Tamazunchale III y IV, de 1,121 MW cada uno. En el Occidental se adelanta un año la repotenciación del CC Manzanillo II U1; los CC Occidental I, Salamanca, Guadalajara I, Occidental II en San Luis Potosí y tres años el de Occidental III en el Bajío. Por otra parte, el proyecto hidroeléctrico Cruces se retrasa un año. Para atender el incremento de demanda en esta área se incluyen al final del periodo los proyectos Occidental IV, con 940 MW y Occidental V de 700 MW. En el área Central se adelantan un año los proyectos Valle de México III, Jorge Luque, Central en Tula y Pacífico II, mientras Central II en Tula y Pacífico III se adelantan dos años respecto al escenario de Planeación. Además, se incorporan Central III y IV, cada uno con 1,160 MW en 2024 y 2025 respectivamente. En el Oriental se adelantan dos años Oriental I y II, mientras que los proyectos Oriental III y IV se adelantan tres años y se incorporan 1,400 MW de los Oriental V y VI. En el área Peninsular se adelantan dos años el proyecto de CC Mérida IV, lo mismo aplica para el CC de Valladolid IV, mientras que el CC de Mérida V se adelanta un año. En Baja California se adelanta dos años el proyecto de Baja California VI, además se incorpora Baja California VII de 554 MW para 2026. En Baja California Sur se adelantan un año los proyectos de Todos Santos III, La Paz y Todos Santos IV, con respecto al de Planeación y se adicionan Todos Santos V de 130MW y una unidad turbogás de 43 MW en Los Cabos. 7.2.2 Escenario Bajo El programa de requerimientos de capacidad correspondiente se muestra en el cuadro 7.9a y 7.9b. Comparando el Bajo con el de Planeación, se tendrían diferimientos de uno a cinco años en algunos de los proyectos a partir de 2017 y cancelaciones de otros. Antes de 2017 no es posible posponer centrales ya que la mayoría de los proyectos anteriores a este año están en proceso de construcción o licitación. La capacidad requerida a 2026 en este escenario será menor en 10,524 MW, respecto al de Planeación. En el Noroeste, quedarían fuera del horizonte de este programa los proyectos Noroeste IV y IV, permaneciendo sin cambios el resto de los mismos. En el área Norte se pospone un año el proyecto hidroeléctrico de Madera y por dos años Norte IV en Chihuahua con 918 MW, y Norte V con 944 MW. Por otra parte, se difiere y queda fuera del horizonte el proyecto Norte VI en Chihuahua.


7-12

Para el área Noreste, se posponen dos años los proyectos de Noreste II, III, IV y V, mientras que salen del periodo los de Tamazunchale II y Noreste VI. En el Occidental se posponen dos años Occidental I en el Bajío y Occidental II en San Luis Potosí; Manzanillo II repotenciación de la unidad uno y Guadalajara CC se difieren tres años; el proyecto hidroeléctrico de Río Moctezuma se retrasa cuatro años así como la repotenciación de la unidad dos de Manzanillo II; y Salamanca CC de 629 MW se pospone cinco años. Para el Central, se retrasa un año el proyecto hidroeléctrico Ampliación Villita. Se desplazan tres años Valle de México III y cuatro Valle de México II y Jorge Luque, mientras que Central CC en Tula se difiere cinco años. Los proyectos Central II en Tula y Pacífico II y III, salen del horizonte. En el Oriental, se posponen un año los proyectos hidroeléctricos El Pescado y Omitlán, mientras que Acala y Paso de la Reina se postergan tres años. Los proyectos Oriental I, II, III y IV quedan fuera del periodo. En el Peninsular, se difieren un año el proyecto de CC Mérida IV. En el área Baja California, se pospone un año Mexicali, mientras que Baja California IV y Baja California V se retrasan tres y cuatro años respectivamente. La central de Baja California VI queda fuera del periodo. En Baja California Sur, la central La Paz CC 130 MW sale del horizonte y la turbogás programada de Todos Santos III se pospone un año.


7-13

Programa de requerimientos de capacidad del servicio público 1/ Escenario Bajo

Continúa...

Cuadro 7.9a



332 326


1,973 1,934

2013 Abr Agua Prieta II 3/ CC 463 451 NORAbr Sureste I y II EO 608 600 ORIAbr Baja California II TG Fase I 3/ TG 124 123 BCAbr Baja California III (La Jovita) 3/ CC 294 286 BCAbr Baja California Sur IV (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr Norte II (Chihuahua) 3/ CC 459 447 NTEAbr Guerrero Negro IV CI 7 7 AISAbr Salamanca Fase I 3/ 4/ TG 470 460 OCCAbr Termosolar Agua Prieta II SOLAR 14 14 NORSep Centro 3/ CC 660 644 CEL

3,142 3,072


537 520


2,115 2,061

2016 Abr Todos Santos 9/ CC 80 77 BCSAbr Todos Santos II 9/ TG 49 48 BCSAbr Topolobampo II 3/ CC 700 683 NOR

829 808

2017 Abr Noreste (Escobedo) 3/ CC 1,034 1,006 NESAbr Sureste IV EO 304 300 ORIAbr Guaymas II 3/ CC 747 700 NORAbr Chicoasén II HID 225 224 ORIAbr Tamaulipas I EO 200 200 NESAbr Sureste V EO 300 296 ORIJun Topolobampo III 3/ CC 700 680 NOR

3,510 3,406

2018 Abr Guaymas III CC 747 668 NORAbr Mexicali GEO 100 93 BCAbr Azufres III Fase II GEO 25 23 OCCAbr Tamaulipas II EO 200 200 NESAbr Sureste VI EO 300 296 ORIDic La Parota U1, U2 Y U3 HID 900 896 ORI

2,272 2,175

en Operación CapacidadFecha de entrada


7-14

...Continuación

CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica SOLAR: Solar NGL: Nueva generación limpia: Ciclo combinado y carboeléctrica con captura y secuestro de CO2, nucleoeléctrica o importación de capacidad 1/ Resultado de estudios de planificación 2/ Instalación de central o inyección de potencia 3/ Capacidad media anual 4/ Proyecto de cogeneración CFE–PEMEX 5/ Proyectos en revisión, se estudian proyectos nuevos en Manzanillo, Guadalajara o Bajío 6/ Se han registrado retrasos en el proceso de construcción por lo que las fechas factibles de entrada en operación son noviembre y octubre de 2012 para las unidades 1 y 2 respectivamente 7/ Se está analizando la factibilidad de suministro de combustible a esta central 8/ Se está revisando la ubicación con base en la definición de gasoductos 9/ Capacidad ISO

Cuadro 7.9b


2019 Abr Tamaulipas III EO 200 200 NES200 200

2020 Abr Villita Ampliación HID 150 149 CELAbr Occidental I (Bajío) 3/ CC 470 459 OCCAbr Azufres IV GEO 75 68 OCCAbr Mérida IV 3/ CC 378 368 PENSep El Pescado (Balsas) HID 17 17 ORI

1,090 1,060

2021 Abr Manzanillo II rep U1 3/ 5/ CC 460 447 OCCAbr Mazatlán 3/ CC 867 843 NORAbr Cruces HID 490 488 OCCAbr Baja California IV (Ensenada) 3/ CC 565 550 BCAbr Norte IV (Chihuahua) 3/ CC 918 892 NTEAbr Sistema Pescados (La Antigua) HID 120 120 ORIAbr Xúchiles (Metlac) HID 54 54 ORIAbr Coahuila I EO 150 150 NTESep Valle de México II 3/ CC 601 585 CEL 4,225 4,129

2022 Abr Todos Santos III /9 TG 129 123 BCSAbr Noreste II y III (Monterrey) 3/ CC 1,041 1,013 NESAbr Valladolid IV 3/ CC 567 551 PENAbr Coahuila II EO 150 150 NTESep Río Moctezuma HID 190 188 OCCSep Valle de México III 3/ 7/ CC 601 585 CEL

2,678 2,6102023 Abr Manzanillo II rep U2 3/ 5/ CC 460 447 OCC

Abr Occidental II (SLP) 3/ CC 940 918 OCCJul Acala HID 135 134 ORISep Paso de la Reina HID 540 538 ORI

2,075 2,0372024 Abr Noreste IV (Sabinas) NGL 700 655 NES

Abr Norte V (Torreón) 3/ CC 944 916 NTEAbr Guadalajara I 3/ CC 453 440 OCCSep Tenosique HID 420 418 ORISep Jorge Luque 3/ 7/ CC 601 585 CELSep Omitlán HID 234 232 ORI

3,352 3,2462025 Abr Salamanca 3/ CC 629 610 OCC

Abr Todos Santos IV /9 CC 130 122 BCSAbr Mérida V 3/ CC 540 524 PENAbr Madera HID 406 404 NTE

1,705 1,6602026 Abr Central (Tula) 3/ 4/ CC 1,160 1,129 CEL

Abr Baja California V (SLRC) 2/ 3/ CC 591 575 BCAbr Los Cabos TG 8/ 9/ TG 43 42 BCSAbr Noreste V (Sabinas) 4/ NGL 700 655 NESAbr Occidental III (Bajío) 3/ CC 940 918 OCC

3,434 3,320Total 33,468 32,564



7-15

7.2.3 Comparación de escenarios Respecto al de Planeación, el escenario Alto tiene mayores requerimientos y adelanto de proyectos para satisfacer el margen de reserva a partir de 2017. Dicha capacidad adicional a 2026 sería de 10,235 MW. En contraste, para el escenario Bajo la capacidad necesaria es menor en 10,524 MW. En los cuadros 7.10 y 7.11 se muestran las comparaciones de los proyectos de los escenarios Bajo, Planeación y Alto, así como el efecto que tienen las variaciones de la economía en la capacidad programada para cada caso.

Comparación de los escenarios Bajo, Planeación y Alto

1/ Incluye 1.7 MW de modificación de capacidad a la TG de Xul Ha

Cuadro 7.10

Sistema Eléctrico (MW)

Capacidad efectiva a dic 2010Servicio Público 52,947Autoabastecimiento remoto 2,169AdicionesServicio público 43,992Autoabastecimiento remoto 5,561RM's 539Retiros 11,707

MW Participación MW Participación MW Participación

Gas natural 43,146 52.0% 48,070 51.4% 50,644 48.8%Carbón 5,498 6.6% 5,498 5.9% 5,498 5.3%Combustóleo 4,188 5.0% 4,188 4.5% 4,188 4.0%Combustión interna 403 0.5% 403 0.4% 403 0.4%Nuclear 1,620 2.0% 1,620 1.7% 1,620 1.6%Subtotal 54,855 66.1% 59,779 63.9% 62,353 60.1%

NGL 1,400 1.7% 7,000 7.5% 14,661 14.1%

Hidroeléctricas > 70 MW 14,531 17.5% 14,531 15.5% 14,531 14.0%Hidroeléctricas <= 70 MW 2,278 2.7% 2,278 2.4% 2,284 2.2%Geotermoeléctricas 1,064 1.3% 1,064 1.1% 1,064 1.0%Eoloeléctricas 7,707 9.3% 7,707 8.2% 7,707 7.4%Solar 745 0.9% 745 0.8% 745 0.7%Biomasa 400 0.5% 400 0.4% 391 0.4%Subtotal 26,723 32.2% 26,723 28.6% 26,721 25.8%Subtotal sin Hidro > 70 MW 12,193 14.7% 12,193 13.0% 12,190 11.8%

Total a 20261/

Tasa media de crecimiento anual del PIB (%)

2.9 3.6 4.3

82,979 93,502 103,738

539 539 11,707 11,707

33,468 54,227 5,561 5,561

52,947 52,947 2,169 2,169

EscenarioBajo Planeación Alto


7-16

Comparación de los escenarios Bajo, Planeación y Alto

CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica SOLAR: Solar Nueva generación limpia (NGL): ciclo combinado y carboeléctrica con captura y secuestro de CO2, nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación de capacidad

Cuadro 7.11

Tipo Cap ÁreaMes Año Mes Año Mes Año

Mexicali GEO 100 BC Abr 2018 Abr 2017 Abr 2017Baja California IV (Ensenada) CC 565 BC Abr 2021 Abr 2018 Abr 2018Baja California V (SLRC) CC 591 BC Abr 2026 Abr 2021 Abr 2021Baja California VI (Mexicali) CC 554 BC Abr 2025 Abr 2023Baja California VII (Mexicali) CC 554 BC Abr 2026Todos Santos III TG 129 BCS Abr 2022 Abr 2021 Abr 2020La Paz CC 130 BCS Abr 2023 Abr 2022Todos Santos IV CC 130 BCS Abr 2025 Abr 2025 Abr 2024Todos Santos V CC 130 BCS Abr 2025Valle de México II CC 601 CEL Sep 2021 Sep 2017 Sep 2017Villita Ampliación HID 150 CEL Abr 2020 Abr 2019 Abr 2019Valle de México III CC 601 CEL Sep 2022 Sep 2019 Abr 2018Jorge Luque CC 601 CEL Sep 2024 Sep 2020 Jun 2019Central (Tula) CC 1,160 CEL Abr 2026 Sep 2021 Jun 2020Pacífico II NGL 700 CEL Abr 2024 Abr 2023Central II (Tula) CC 1,160 CEL Abr 2024 Abr 2022Central III NGL 1,160 CEL Abr 2024Central IV NGL 1,160 CEL Sep 2025Pacífico III NGL 700 CEL Abr 2025 Abr 2023Noreste (Escobedo) CC 1,034 NES Abr 2017 Abr 2016 Abr 2016Noreste II y III (Monterrey) CC 1,041 NES Abr 2022 Abr 2020 Abr 2018Noreste IV (Sabinas) NGL 700 NES Abr 2024 Abr 2022 Abr 2021Tamazunchale II CC 1,121 NES Abr 2023 Abr 2022Tamazunchale III CC 1,121 NES Abr 2024Tamazunchale IV CC 1,121 NES Abr 2026Noreste V (Sabinas) NGL 700 NES Abr 2026 Abr 2024 Abr 2022Noreste VI CC 1,041 NES Abr 2026 Abr 2024Noreste VII y VIII NGL 1,040 NES Abr 2025Noroeste IV y V NGL 1,400 NOR Abr 2025 Abr 2022Mazatlán II CC 867 NOR Abr 2026Norte IV (Chihuahua) CC 918 NTE Abr 2021 Abr 2019 Abr 2019Norte V (Torreón) CC 944 NTE Abr 2024 Abr 2022 Abr 2021Madera HID 406 NTE Abr 2025 Abr 2024 Jul 2024Norte VI (Chihuahua) CC 918 NTE Abr 2025 Abr 2026Río Moctezuma HID 190 OCC Sep 2022 Abr 2018 Abr 2018Manzanillo II rep U1 CC 460 OCC Abr 2021 Abr 2018 Abr 2017Occidental I (Bajío) CC 470 OCC Abr 2020 Abr 2018 Abr 2017Manzanillo II rep U2 CC 460 OCC Abr 2023 Abr 2019 Abr 2019Salamanca CC 629 OCC Abr 2025 Abr 2020 Abr 2019Guadalajara I CC 453 OCC Abr 2024 Abr 2021 Abr 2020Occidental II (SLP) CC 940 OCC Abr 2023 Abr 2021 Abr 2020Cruces HID 490 OCC Abr 2021 Sep 2021 Jul 2022Occidental III (Bajío) CC 940 OCC Abr 2026 Abr 2026 Abr 2023Occidental IV (Bajío) CC 940 OCC Abr 2025Occidental V NGL 700 OCC Abr 2026El Pescado (Balsas) HID 17 ORI Sep 2020 Jun 2019 Jun 2019Acala HID 135 ORI Jul 2023 Jul 2020 Jun 2020Paso de la Reina HID 540 ORI Sep 2023 Sep 2020 Jun 2020Oriental I y II NGL 1,400 ORI Abr 2023 Abr 2021Omitlán HID 234 ORI Sep 2024 Abr 2023 Jul 2023Oriental III y IV NGL 1,400 ORI Abr 2026 Abr 2023Oriental V y VI NGL 1,400 ORI Abr 2025Mérida IV CC 378 PEN Abr 2020 Abr 2019 Abr 2017Valladolid IV CC 567 PEN Abr 2022 Oct 2022 Jun 2020Mérida V CC 540 PEN Abr 2025 Abr 2025 Abr 2024

NombreBajo Planeación Alto


7-17

En la figura 7.5 se presenta la participación de tecnologías en la capacidad de generación para servicio público 2010 y para cada uno de los escenarios de demanda en 2026.

Capacidad bruta para servicio público 1/ Escenarios de Planeación, Alto y Bajo

1/ Incluyen incrementos en RM de Laguna Verde, Río Escondido; varias centrales hidroeléctricas y modificación de capacidad en el Sauz U5 (538.8 MW) 2/ Nueva generación limpia (NGL): ciclo combinado y carboeléctrica con captura y secuestro de CO2, nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación de capacidad

Figura 7.5

2/


Turbogás3.8%



Carboeléctrica7.3%



Eoloeléctrica4.8%


3.8%Coque0.4%

NGL1.9%

Solar0.027%

2026Bajo75,249 MW



interna0.4%


Carboeléctrica5.7%



3.8%Termoeléctrica convencional

2.9%

Coque0.3%

NGL15.3%

Solar0.021%

2026Alto96,007 MW

2/


Turbogás3.3%



Carboeléctrica6.4%



Eoloeléctrica4.2%


3.3%Coque0.4%

NGL8.2%

Solar0.023%

2026Planeación85,772 MW


Turbogás4.8%






Eoloeléctrica0.2%


24.3%

2010Real52,947 MW

2/


7-18

7.3 Margen de reserva Ante el escenario de demanda Alto, en el corto plazo las adiciones de capacidad programadas en el de Planeación serían suficientes para atender la demanda; por el contrario, a partir de 2017 no se cumpliría con el criterio de reserva. Para 2017—2026 es posible ajustar la programación de nuevas centrales, tal y como se plantea en el PRC correspondiente a este escenario de demanda. En la figura 7.6 se presenta la evaluación del MR del SIN con un PRC diseñado para atender la demanda en el escenario Alto. Para este caso, el PRC del Alto es prácticamente igual al de Planeación en 2011—2016. A partir de 2017 se adelantan proyectos para hacer frente a los incrementos de demanda y cumplir con los criterios mínimos de reserva.

Margen de reserva del SIN 1/ Escenario de demanda Alto


Figura 7.6

En la figura 7.7 se muestra el comportamiento del MR en el SIN con un PRC adaptado al escenario de demanda Bajo. El PRC del Bajo es igual al de Planeación de 2011 a 2017, ya que no es posible diferir proyectos en proceso de construcción o de licitación avanzada; por esta razón se tienen valores altos de MR. Estos continúan hasta 2018 a pesar de que se difieren adiciones de capacidad. A partir de 2019 se cumple con el criterio global de reserva.

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

2/


7-19

Margen de reserva del SIN 1/ Escenario de demanda Bajo


Figura 7.7

7.4 Evolución de la generación bruta y requerimientos de combustibles

fósiles

7.4.1 Generación bruta En la figura 7.8 se presenta la composición de la generación en 2010 y 2026 para cada uno de los escenarios de demanda. Adicionalmente la diferencia entre ambos se debe a los ajustes en los programas de requerimientos de capacidad. En el escenario Bajo se necesita menor capacidad por instalar, por lo que la generación tipo NGL disminuye su participación en 9.1 puntos porcentuales, mientras que la termoeléctrica convencional solamente 0.1 puntos respecto al de Planeación. Sin embargo, para este escenario las tecnologías con base en gas presentan una mayor participación.

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 20262/


7-20

Generación bruta para servicio público Escenarios Planeación, Bajo y Alto

1/ Nueva generación limpia (NGL): ciclo combinado y carboeléctrica con captura y secuestro de CO2 2/ Nueva generación limpia (NGL): nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación de capacidad

Figura 7.8 Para el escenario Alto se requiere mayor capacidad por instalar, por lo que las generaciones tipo NGL, incrementan su participación en 6.9 puntos porcentuales, mientras que la termoeléctrica convencional, el ciclo combinado y la carboeléctrica reducen su participación en 0.4, 4.1 y 0.7 puntos porcentuales respectivamente, respecto al de Planeación.



interna0.3%

Hidroeléctrica9.4%

Carboeléctrica9.0%



2.7%


2.0%

Coque0.5%

NGL4.9%

NGL 6.3%

Solar0.003%



Turbogás1.4%







convencional16.7%

2010 Real242,538 GWh

1/2/



interna0.2%

Hidroeléctrica8.4%

Carboeléctrica8.3%



Eoloeléctrica2.4%


1.6%

Coque0.5%

NGL4.3%NGL

13.8%

Solar0.002%

2026 Alto 498,000 GWh

1/2/


Turbogás0.2%






Eoloeléctrica3.2%


1.9%

Coque0.6%

NGL2.1%

Solar0.003%

2026 Bajo386,583 GWh

1/


7-21


Turbogás1.3%






Eoloeléctrica0.1%


15.9%

Autoabastecimientoremoto4.7%

2010 Real254,437 GWh

Ciclo combinado55.9% Turbogás

0.2% Combustión interna0.3%

Hidroeléctrica8.7%

Carboeléctrica8.4%



Eoloeléctrica2.5%


1.9%

Coque0.5%

NGL4.4%

NGL5.9%

Solar0.003%



1/2/


Turbogás0.2% Combustión interna

0.2%Hidroeléctrica

7.9%

Carboeléctrica7.8%



Eoloeléctrica2.3%


1.5%Coque0.4%NGL

4.0%NGL12.9%

Solar0.002%


2026 Alto531,416 GWh

1/

2/


Turbogás0.2% Combustión interna

0.5%


Carboeléctrica9.6%



Eoloeléctrica2.9%


1.7%

Coque0.5%

NGL1.9%

Solar0.003%


2026 Bajo420,000 GWh

1/

Asimismo, en la figura 7.9 se presenta la conformación de la generación para el sistema eléctrico en 2010 y 2026 para cada uno de los escenarios de demanda —Planeación, Bajo y Alto—, donde se incluye la capacidad para servicio público y la correspondiente al autoabastecimiento remoto.

Generación bruta para sistema eléctrico Escenarios Planeación, Bajo y Alto

1/ Nueva generación limpia (NGL): ciclo combinado y carboeléctrica con captura y secuestro de CO2 2/ Nueva generación limpia (NGL): nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación de capacidad

Figura 7.9


7-22

7.4.2 Requerimientos de combustibles fósiles

De manera similar, en el cuadro 7.12, se presentan las previsiones de consumo de combustibles para el horizonte 2011-2026, en función de los escenarios de Planeación, Bajo y Alto. Estos requerimientos no incluyen autoabastecimiento remoto.

Requerimientos de combustibles para servicio público

Escenarios Bajo, Planeación y Alto

Cuadro 7.12

Las figuras 7.10a, 7.10b1, 7.10b2, 7.10b3, 7.10c1 y 7.10c2 muestran la comparación gráfica de los requerimientos de combustóleo, gas y carbón para los tres escenarios de demanda.

Combustible Unidades 2010 Escenario 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Combustóleo Mm3 24.9 Bajo 29.1 19.4 18.9 18.8 17.2 15.3 12.7 12.7 11.4 11.0 9.1 8.6 6.9 5.9 5.2 4.1

día Planeación 29.1 19.3 19.3 19.2 17.3 16.1 12.0 11.8 10.5 8.9 6.9 7.0 6.1 6.1 5.1 4.7

Alto 29.1 19.6 19.4 19.2 17.6 16.4 12.3 12.1 10.6 8.2 7.1 7.0 5.4 5.4 5.3 4.6

Gas MMm3 73.0 Bajo 78.6 85.0 88.5 88.1 89.1 92.0 96.6 98.4 102.5 109.6 116.2 120.2 123.7 127.5 132.5 134.3

día Planeación 78.6 87.3 91.5 91.2 93.7 95.9 102.4 108.4 116.8 121.4 130.0 132.5 136.5 140.3 143.0 145.3

Alto 78.6 86.9 91.1 93.0 95.9 102.5 110.8 114.2 123.0 131.1 136.9 143.7 146.5 154.0 164.5 176.2

Diesel m3 1,053.5 Bajo 1,372.6 733.2 366.7 330.2 335.3 323.4 329.1 325.1 324.7 305.4 286.9 288.4 285.3 298.5 282.2 282.9

día Planeación 1,372.6 764.4 385.6 345.4 352.6 326.1 327.7 327.3 323.8 325.9 298.3 336.1 298.0 297.0 284.8 267.3

Alto 1,372.6 772.5 395.2 359.3 359.6 331.9 338.8 329.1 326.4 305.3 296.4 288.4 315.1 289.9 275.8 362.3

Carbón MMt 14.7 Bajo 16.0 17.3 15.7 15.7 16.7 17.0 18.0 18.2 18.1 18.1 18.1 18.0 18.2 18.2 17.9 18.1

año Planeación 16.0 17.5 16.3 16.2 17.0 17.3 17.8 18.2 18.1 18.1 18.1 18.0 18.2 18.2 17.9 18.0

Alto 16.0 18.2 17.4 17.2 17.9 18.1 18.7 18.8 18.6 18.7 18.6 18.5 18.7 18.8 18.4 18.6

Coque MMt 0.0 Bajo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4

año Planeación 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4

Alto 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4


7-23

Comparación de los requerimientos de combustibles Combustóleo (Mbd)

Figura 7.10a

Comparación de los requerimientos de combustibles Gas (MMm3 /día), con y sin NGL, escenario de Planeación

Figura 7.10b1

0

50

100

150

200

250

300

350

400


Histórico

325.5

281.2

262.0 258.2

378.3

197.3207.3

182.5

163.8

156.6

182.9

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Planeación sin NGL Planeación con NGL

Histórico

31.2

45.3

39.750.5

49.1

63.560.6

71.976.4

73.0


7-24

Comparación de los requerimientos de combustibles Gas (MMm3 /día), escenario Bajo

Figura 7.10b2

Comparación de los requerimientos de combustibles Gas (MMm3 /día), con y sin NGL, escenario Alto

Figura 7.10b3

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Bajo

Histórico

31.2

45.350.5

60.6

49.1

39.7

63.5

71.976.4

73.0

0

50

100

150

200

250

Alto sin NGL Alto con NGL

Histórico

31.2

45.350.5

60.649.1

39.7

63.571.9

76.4 73.0


7-25

Comparación de los requerimientos de combustibles Carbón, sin NGL (Mt/año)

Figura 7.10c1

Comparación de los requerimientos de combustibles Carbón, incluye NGL (Mt/año)

Figura 7.10c2

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

Planeación Bajo Alto

Histórico

11,397.8

13,881.2

11,504.610,836.8

13,682.0

14,694.1

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

Planeación Bajo Alto

Histórico

11,397.8

13,881.2

11,504.610,836.8

13,682.0

14,694.1


7-26

Del análisis de resultados puede concluirse lo siguiente: § En los tres escenarios, el uso del combustóleo tiende a disminuir de 157 Mbd en 2010, a

cifras del orden de 29 Mbd en 2026

§ De 2012 a 2018, el consumo de combustóleo se estima será similar en los escenarios de Planeación y Alto

§ Las tendencias en los requerimientos de gas y carbón van a la alza

§ De 2016 a 2026 se incrementa el consumo de gas en el escenario de mayor crecimiento, debido a un mercado eléctrico superior y a un PRC con mayor número de ciclos combinados

§ Si en el escenario de Planeación se considera que 4,800 MW de tecnología NGL podrían utilizar gas, el consumo de este energético aumentaría en 16.3 millones de metros cúbicos diarios al final del horizonte. Véase figura 7.10b1 En el escenario Alto, se requerirían 47.5 millones de metros cúbicos más que el caso sin NGL. Véase figura 7.10b3

§ Asimismo, la tecnología NGL con base en carbón, produciría un incremento de 7,716 toneladas al final del periodo en el escenario de Planeación. Véanse figuras 7.10c1 y 7.10c2


A-1

ANEXO A POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

A.1 Antecedentes El Sistema Interconectado Nacional está compuesto por centrales generadoras de diferentes tipos, las cuales utilizan diversos combustibles como fuentes de energía primaria. Su capacidad efectiva bruta al 31 de diciembre de 2010 fue de 49,743 MW. De ellos, 11,503 MW (23.1%) correspondieron a centrales hidroeléctricas. El cuadro A.1 muestra la composición de la capacidad efectiva en función del número de centrales y unidades generadoras.

Composición de la capacidad efectiva en el Sistema Interconectado Nacional al 31 de diciembre de 2010 (servicio público)

1/ Incluye a la eoloeléctrica, con 84.65 MW

Cuadro A.1

El grupo de generación hidroeléctrica con capacidad de regulación representa 80.1% del total en operación y está integrado por 11 Grandes Centrales Hidroeléctricas (GCH): Angostura (Belisario Domínguez), Chicoasén (Manuel Moreno Torres), Malpaso y Peñitas (Ángel Albino Corzo) en el río Grijalva; Caracol (Carlos Ramírez Ulloa), Infiernillo y Villita (José María Morelos) en el río Balsas; Temascal en la confluencia de los ríos Tonto y Santo Domingo; El Cajón (Leonardo Rodríguez Alcaine) y Aguamilpa (Solidaridad) en el río Santiago, y Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) en el río Moctezuma. El vaso de Angostura permite hacer desplazamientos interanuales de su agua almacenada, lo cual contribuye a una operación más económica y confiable del SIN en el largo plazo. Aun cuando la generación de Chicoasén, Peñitas y Villita es controlada casi en su totalidad por las centrales aguas arriba, el resto de las GCH son hidroeléctricas de regulación anual. Sus características se indican en el cuadro A.2.

MW %

23.1

18.5

4.6

76.9100.0

Con regulación

Sin regulación

9,216

2,287

Total 185 652 49,743

Termoeléctrica 1/

11

68

49

Capacidad

433

Hidroeléctrica 79 219 11,503

170

38,240106

Tipo de generaciónNúmero de centrales

Número de unidades


A-2

Capacidades, aportaciones tipo medio e índices de regulación de las Grandes Centrales Hidroeléctricas

1/ Al integrar los almacenamientos de las presas Cerro de Oro y Temascal 2/ Cuenca propia, con las aportaciones del periodo 1952—2010 (59 años) 3/ Al integrar las aportaciones de los ríos Tonto y Santo Domingo 4/ Con la estadística de aportaciones 1980—2010 (31 años) 5/ El resultado de dividir el volumen útil de la hidroeléctrica en cuestión, entre las aportaciones tipo año medio de toda su cuenca

Cuadro A.2

Para 2012 se tiene programada la entrada en operación en el Río Santiago, aguas arriba de El Cajón y Aguamilpa, el proyecto hidroeléctrico La Yesca, con 750 MW de capacidad. Las hidroeléctricas del segundo grupo en el cuadro A.1 (68 en total), llamadas también hidroeléctricas menores o sin regulación, generan en periodos cortos —semanales o diarios— las aportaciones que reciben con el propósito de minimizar derrames. Para fines de planificación se modelan como centrales con generación fija expresada en GWh/mes. El cuadro A.3 muestra la distribución histórica de la generación durante los últimos diez años. La hidroeléctrica se ha clasificado en función del tipo de regulación.

Distribución histórica de la generación bruta en el Sistema Interconectado Nacional, 2001—2010

1/ Incluye área Noroeste en todo el periodo (la Región Noroeste se integró al SIN en marzo de 2005) 2/ Incluye PIE 3/ Incluye generación eoloeléctrica

Cuadro A.3

Desembocadura

RíoTonto y Santo

DomingoMoctezuma

Central Angostura Chicoasén Malpaso Peñitas Temascal Zimapán Caracol Infiernillo Villita El Cajón Aguamilpa

Composición (MW)

5 x 180 8 x 300 6 x 180 4 x 1052 x 100 4 x 38.5

2 x 146 3 x 2004 x 200 2 x 180

2 x 80 2 x 70

2 x 375 3 x 320

Capacidad (MW)

900 2,400 1,080 420 354 292 600 1,000 300 750 960

Volumen útil máximo (MMm3)

13,170 216 9,317 130 8828.25 1/ 699 809 6,054 224 1,335 2,629

Tamaño del vaso respecto al de Angostura (%)

100.00 1.64 70.75 0.99 67.03 5.31 6.14 45.97 1.70 10.14 19.96

Aportaciones tipo medio 2/

(MMm3)10,682 2,312 5,503 3,670 15540 3/ 821 4/ 4,871 10,826 0 3,929 2,509

Índice de regulación 5/

%123 2 50 1 57 85 17 39 1 34 41

Grijalva Balsas Santiago

Océano PacíficoGolfo de México

Total GWh 28,435 24,862 19,753 25,076 27,611 30,305 27,042 38,892 26,445 36,738% 15.6 13.0 10.3 12.8 13.4 14.3 12.4 17.7 11.9 16.0

Aportaciones tipo

seco seco seco seco medio medio medio húmedo seco húmedo

Con regulación GWh 22,997 20,237 15,428 19,812 21,066 24,004 19,961 31,026 19,823 29,109Sin regulación GWh 5,438 4,625 4,325 5,265 6,546 6,301 7,081 7,866 6,622 7,630

GWh 153,358 165,760 171,881 171,077 178,318 181,828 191,782 181,335 194,977 192,182% 84.4 87.0 89.7 87.2 86.6 85.7 87.6 82.3 88.1 84.0

Total GWh 181,793 190,622 191,634 196,153 205,929 212,133 218,824 220,227 221,422 228,921% 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

Termoeléctrica 1/, 2/, 3/

2006Tipo de generación 20052004Unidades 2001 2002 2003 2008 2010

Hidroeléctrica 1/

20092007


A-3

A.2 Niveles recomendados de operación (NRO) en las Grandes Centrales Hidroeléctricas

Definen la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación, para aumentar o reducir la producción cuando se esté por arriba o por debajo de dichos niveles. Al seguir la estrategia, la producción de la central se maximiza. En los cuadros A.4a y A.4b se presentan los NRO para cada una de las GCH, obtenidos de simular su operación con la meta de maximizar su generación y con base en la estadística de aportaciones hidráulicas de los 59 años disponibles en la muestra histórica 1952—2010. Para Angostura, la única hidroeléctrica de regulación multianual, se determinó una curva de niveles máximos que no debiera ser rebasada a fin de maximizar la generación y minimizar la posibilidad de derrames.

Niveles recomendados de operación (msnm) 1/ en las GCH 1952—2010 (59 años)

1/ Al día primero de cada mes 2/ A partir de éste, la capacidad de la hidroeléctrica no se degrada 3/ Niveles impuestos por la Comisión Nacional del Agua (CNA) al primero de cada mes (msnm) 4/ Generación mínima, requerimiento por sistema eléctrico, Cenace (GWh/mes) 5/ Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo (GWh/mes) 6/ Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo (GWh/mes) 7/ Niveles límite, los cuales no deben de ser excedidos para maximizar la generación y minimizar la esperanza de derrames 8/ Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952—2010 (59 años) 9/ Con la estadística de aportaciones 1980—2010 (31 años)

Cuadro A.4a

Capacidad efectiva instalada (MW)

Niveles críticos (msnm)

Volumen útil (MMm3) y energía almacenada (GWh)

32,345

18,273

Restricciones

3/ 4/ 7/ 4/ 8/ 3/ 4/

5/

8/ 4/

6/

8/ 3/ 4/ 8/ 4/ 9/

Enero 20 533.00 58 392.50 182.00 159 181.20 68 87.40 64.21 26 60.90 20 1,559.70

Febrero 20 532.90 58 392.50 144 180.00 61 87.40 23 59.50 20 1,559.20

Marzo 20 532.60 58 392.50 159 178.50 68 87.40 26 57.50 20 1,558.40

Abril 20 530.00 58 392.50 154 175.70 66 87.40 25 55.50 20 1,554.40

Mayo 20 527.50 58 392.50 159 170.80 68 87.40 26 53.10 20 1,553.20

Junio 524.50 20 524.40 58 392.50 178.00 154 173.60 66 87.40 52.21 25 49.10 20 1,550.90

Julio 524.50 20 524.30 58 392.50 176.00 159 172.20 68 87.40 52.21 26 49.70 20 1,547.80

Agosto 524.50 20 524.40 58 392.50 174.00 159 169.60 68 87.40 54.61 26 54.00 20 1,545.00

Septiembre 526.00 20 525.90 58 392.50 165.90 154 165.90 66 87.40 56.90 25 56.80 20 1,540.00

Octubre 530.00 20 529.30 58 392.50 176.18 159 172.40 68 87.40 61.21 26 60.70 20 1,550.40

Noviembre 20 533.00 58 392.50 182.00 154 182.00 66 87.40 62.21 25 62.20 20 1,555.00

Diciembre 20 533.00 58 392.50 182.00 159 181.70 68 87.40 64.21 26 61.80 20 1,560.00

Golfo de México

Grijalva

539.50

Temascal

5 x 180

900

8 x 300

RíoTonto y Santo

DomingoMoctezuma

Desembocadura

Mes

354420

66.50

10613,170 225 9,317

182.50

2,400

144.00

Al Namo

500.00 380.00

(4 x 38.5) + (2 x 100)

85.00

68.50

44.20

95.50

87.40

4 x 1056 x 180

395.00

1,080

188.00

392.50

13,498 2,580 11 1,012

1,520.00

699

59.07

8,828

1,007

Chicoasén Malpaso Peñitas

1,546.67

1,560.00

Zimapán

2 x 146

292

1,563.00

388.33 169.67 86.60

165

Namino

Namo

Nivel de diseño 2/

Centrales Angostura

533.00

522.00

Composición

Total

Name


A-4

Niveles recomendados de operación (msnm) 1/ en las GCH 1952—2010 (59 años)

1/ Al día primero de cada mes 2/ A partir de éste, la capacidad de la hidroeléctrica no se degrada 3/ Niveles impuestos por la CNA al primero de cada mes (msnm) 4/ Generación mínima, requerimiento por sistema eléctrico, Cenace (GWh/mes) 5/ Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo (GWh/mes) 6/ Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo (GWh/mes) 7/ Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952—2010 (59 años) 8/ Incluye la repotenciación

Cuadro A.4b

Se destaca que cada año aumenta el tamaño de la muestra de aportaciones, lo cual permite revisar anualmente los niveles límite de operación de Angostura y los NRO de las otras hidroeléctricas. Para su determinación, se considera a estas centrales aisladas del sistema eléctrico; así, cualquier restricción adicional que se les imponga, reducirá su generación y aumentará el costo de operación.

Océano Pacífico

Santiago

Capacidad efectiva instalada (MW)

Niveles críticos (msnm)

Volumen útil (MMm3) y energía almacenada (GWh)

10,763

4,407

Restricciones

4/ 7/ 3/ 4/

5/

7/ 4/

6/

7/ 7/ 4/ 7/

Enero 16 521.00 126 168.80 54 51.20 388.60 40 219.60

Febrero 14 521.00 113 168.40 48 51.20 387.90 36 220.00

Marzo 16 521.00 126 168.00 54 51.20 386.70 40 220.00

Abril 15 521.00 121 165.20 52 51.20 385.10 39 220.00

Mayo 16 521.00 126 159.30 54 51.20 383.30 40 220.00

Junio 15 521.00 152.25 121 151.40 52 51.20 381.00 39 218.70

Julio 16 520.70 150.00 126 146.60 54 51.20 378.30 40 215.10

Agosto 16 520.10 154.50 126 150.90 54 51.20 381.90 40 214.80

Septiembre 15 519.60 156.70 121 156.00 52 51.20 379.10 39 216.90

Octubre 16 519.30 165.00 126 163.80 54 51.20 386.30 40 219.80

Noviembre 15 521.00 121 169.00 52 51.20 391.00 39 220.00

Diciembre 16 521.00 126 168.90 54 51.20 390.00 40 219.80

512.33 159.33 48.04

495.00

Balsas

51.20169.00

320

176.40

(4 x 200) + (2 x 180)3 x 200

600

523.60

521.00

AguamilpaInfiernillo 8/ El CajónVillita 8/Caracol

Río

Desembocadura

Mes

Composición

Total

Name

Namino

Namo

Al Namo

Centrales

Nivel de diseño 2/

232.0056.73

190.00

1,160

41.73

220.00

394.00

391.00

376.00 210.00

140.00 346.00

3 x 320

960

2 x 375

750

(4 x 80)

1,016

221

919

1,335

469 1,983 20

2,6295,730848


A-5

A.3 Expectativas para el futuro de la generación hidroeléctrica Con el aumento de la demanda en el SIN —de acuerdo con el pronóstico del mercado eléctrico (Capítulo 1), el SIN crecerá en energía (GWh) a una tmca de 4.0%— la generación hidroeléctrica reducirá su participación en la generación total, incrementando principalmente la generación termoeléctrica. En estas condiciones resultará más sencillo no solo mantener a las hidroeléctricas con regulación en niveles cercanos a sus NRO. En el caso de Angostura, cada vez será más posible operarla en niveles cercanos a los límite recomendados por criterios de seguridad. A.4 Aportaciones hidráulicas A fin de sensibilizarse a la variabilidad de las aportaciones mensuales registradas en las GCH, en la figura A.1 se presentan los valores promedio registrados durante los 59 años disponibles en la muestra.

Aportaciones típicas de cuenca propia a las Grandes Centrales Hidroeléctricas 1952—2010 (59 años)

Figura A.1 La clasificación de los años en secos, medios y húmedos es el resultado de ordenar la generación anual de las centrales en función de una curva de densidad de probabilidad con distribución log-normal.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

MMm3/mes

Años tipo húmedo

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Años tipo medioAños tipo seco


A-6

Destacan dos periodos característicos: lluvias (junio a noviembre, 6 meses) y estiaje (diciembre a mayo, 6 meses). Aun cuando en noviembre la magnitud de las aportaciones es comparativamente alta, respecto a las de diciembre—mayo, realmente el periodo de lluvias abundantes termina normalmente en octubre. De enero a mayo, las aportaciones son bajas y prácticamente iguales cada mes —independientemente de si se trata de año tipo seco, medio o húmedo—. Durante el periodo de lluvias, el volumen de agua recibido es muy aleatorio y sin correlación interanual. En el cuadro A.5 se determina la generación media para años típicos seco, medio y húmedo, la cual se calcula con base en las aportaciones históricas 1952—2010 y mediante simulaciones considerando como referencia los NRO.

Energía anual (GWh/año)

Cuadro A.5

El hecho de que las diferencias en aportaciones típicas de año seco y húmedo respecto a las típicas de año medio no sean aproximadamente iguales, es debido a que las aportaciones no siguen una distribución normal, sino chi cuadrada sesgada hacia el lado de los secos. Debe enfatizarse que las aportaciones históricas se mantienen siempre las mismas, pero dado que los NRO (y por tanto los consumos específicos) varían con cada actualización, la clasificación de años típicos puede ser diferente a la de años anteriores. La figura A.2 presenta la magnitud anual de las aportaciones históricas 1952—2010 convertidas a energía eléctrica para el parque hidroeléctrico actualmente en operación. Se señala el hecho de que para las GCH se han calculado con base en los consumos específicos (m3/kWh) correspondientes a sus NRO.

Año tiposeco medio húmedo

Promedio 26,167 32,163 36,992

Diferencia de energíarespecto al año tipo medio -5,996 0 4,829


A-7

Conversión a energía eléctrica de las aportaciones a las centrales hidroeléctricas del sistema 1/

1/ Con y sin regulación. Incluyen las del área Noroeste

Figura A.2

Los años tipo húmedo se acumulan principalmente durante los primeros registros de la muestra. En contraste en 2001, 2002, 2003 y 2004 se presenta el único caso disponible donde concurrieron cuatro años secos consecutivos a nivel nacional. A.5 Aportaciones hidráulicas a las GCH durante 2011 Hasta mediados de noviembre, tras finalizar el periodo de lluvias abundantes, éstas han sido del tipo año húmedo, con excepción de las del Río Santiago (El Cajón y Aguamilpa), en donde sus aportaciones han sido de las más bajas de la historia (1952—2011). A.6 Degradación en potencia por unidad de energía extraída En la figura A.3 se muestran las curvas de degradación para Angostura, Malpaso, Infiernillo, Temascal, Aguamilpa y Zimapán en función del volumen útil (MMm3) asociado al nivel de operación entre NAMO y NAMINO, y considerando el efecto en cascada.

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

GWh/AÑO

AÑO

Años tipo húmedoAños tipo medioAños tipo seco


A-8

Degradación en potencia por unidad de energía extraída (dp/dw) 1/,2/

1/ Considera el efecto en cascada 2/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO 3/ A partir del nivel de diseño las centrales hidroeléctricas no se degradan

Figura A.3

Las centrales Zimapán, Temascal y Angostura son poco sensibles a su nivel de operación, lo que no ocurre en las otras, especialmente Malpaso e Infiernillo. Para garantizar una mayor economía, las GCH deben operarse a sus niveles más altos posibles, determinados por los NRO de cada una de ellas. Esto con objeto de maximizar su generación esperada atendiendo las restricciones operativas impuestas por la Comisión Nacional del Agua. A.7 Capacidad hidroeléctrica disponible El cuadro A.6 muestra la capacidad disponible en las GCH actualmente en operación al tomar en cuenta el nivel, la degradación histórica por falla, mantenimiento y causas ajenas (9,216 MW, en 11 centrales, 49 unidades).

Degradación en potencia

(MW/GWh)

Infiernillo

Temascal

Malpaso

Angostura

Volumen (MMm3 )

Aguamilpa

Zimapán

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

NAMINO NAMONivel de diseño3/


A-9

Capacidad disponible en las GCH (MW)

1/ Considera: falla, mantenimiento y causas ajenas 2/ Referido al Nivel Recomendado de Operación (NRO), y en el caso de Angostura a sus niveles límite

Cuadro A.6 El cuadro A.7 presenta la capacidad disponible en el grupo de las pequeñas hidroeléctricas (sin capacidad de regulación) al considerar la degradación histórica por falla, mantenimiento y causas ajenas —esta información excluye a las hidroeléctricas del área Noroeste— (1,346 MW, en 59 centrales, 151 unidades).

Capacidad disponible en las hidroeléctricas menores (MW)

1/ Considera: falla, mantenimiento y causas ajenas

Cuadro A.7 En el cuadro A.8 se indica la capacidad real disponible para el total del parque hidroeléctrico del SIN (11,503 MW, en 79 centrales, 219 unidades).

Capacidad hidroeléctrica disponible (MW)

Cuadro A.8

Concepto Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Capacidad instalada 9,216 9,216 9,216 9,216 9,216 9,216 9,216 9,216 9,216 9,216 9,216 9,216

Indisponibilidad histórica 1/ 1,046 1,254 1,435 1,146 1,018 1,355 988 690 530 830 1,261 1,102

Indisponibilidad por nivel 2/ 0 9 28 51 151 274 255 179 80 0 0 0

Potencia disponible 8,170 7,954 7,753 8,019 8,048 7,586 7,973 8,347 8,606 8,386 7,955 8,114

Concepto Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic


Indisponibilidad histórica 1/ 224 288 390 387 398 261 198 207 206 254 305 254

Potencia disponible 1,122 1,058 956 959 948 1,085 1,148 1,139 1,141 1,092 1,041 1,092

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic


GCH 8,170 7,954 7,753 8,019 8,048 7,586 7,973 8,347 8,606 8,386 7,955 8,114

Hidro menor 1,122 1,058 956 959 948 1,085 1,148 1,139 1,141 1,092 1,041 1,092

Área Noroeste 428 425 420 281 200 176 152 287 399 431 541 469

Total 9,720 9,436 9,129 9,259 9,195 8,848 9,273 9,773 10,146 9,910 9,537 9,675


A-10

A.8 Concepto de energía almacenada Dado el almacenamiento útil en cada central hidroeléctrica medido en unidades de volumen de agua, éste puede expresarse en términos de energía eléctrica (GWh) factible de generarse para diferentes niveles de operación, como se indica en la figura A.4.

Energía almacenable en las grandes centrales hidroeléctricas 1/,2/

1/ Considera el efecto en cascada 2/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO

Figura A.4

Angostura es sin duda la de mayor capacidad de almacenamiento, no sólo por los efectos de su generación propia (con relativamente bajo consumo específico) sino porque un metro cúbico extraído de ella, eventualmente produce electricidad también en Chicoasén, Malpaso y Peñitas. A.9 Evolución histórica de la energía almacenada En la figura A.5 se muestra la evolución de la energía almacenada al día primero de cada mes durante los últimos cinco años —2007, 2008, 2009, 2010 y 2011 (hasta diciembre 1°)—. Al 1 de diciembre de 2011, la energía disponible fue de 19,963 GWh; al final del año se estima un almacenamiento del orden de 19,328 GWh.

Volumen (MMm3)

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

0% 25% 50% 75% 100%

Energía almacenada (GWh)

MalpasoInfiernillo

Temascal, Zimapán yAguamilpa

Angostura

NAMONAMINO


A-11

Evolución mensual de la energía almacenada en las GCH en los últimos cinco años

Figura A.5 A.10 Rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas Su realización permite obtener los siguientes beneficios:

§ Renovación de la vida útil de las unidades generadoras § Mejora de la eficiencia y por consecuencia aumento de la generación § Disminución de los costos de operación del SIN § Incremento, en algunos casos, de la capacidad efectiva instalada § Reducción (marginal en el contexto del SIN) de la capacidad por construir en nuevos

proyectos § Aumento (marginal en el contexto del SIN) de la participación de energías renovables en

la generación Aunado a esto debe considerarse la gran volatilidad de los precios de los combustibles fósiles y los montos de inversión asociados a los nuevos desarrollos de centrales termoeléctricas. Lo anterior ha permitido mejorar la rentabilidad en la modernización de proyectos hidroeléctricos antiguos, sobre todo en los últimos tiempos.

17,509

19,95219,952

19,27019,270

15,34115,341

19,65919,659

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

22,000

24,000

GWh

2010

2009

2007

2008


19,963

Al 1 dic 2011


A-12

En el grupo de las GCH, Villita ha incrementado la capacidad de dos de sus cuatro unidades en 10 MW cada una (al pasar de 70 MW a 80 MW), en tanto que a principios de 2012 se logrará lo mismo en las dos restantes, para un aumento total de 40 MW. Infiernillo, aguas arriba de Villita, constaba de cuatro unidades de 160 MW y dos de 180 MW. Cuatro nuevas turbinas de 200 MW cada una han remplazado a las de 160 MW, para un incremento de 160 MW en total. En resumen, gracias a estos trabajos de rehabilitación y modernización, para 2012 el conjunto Infiernillo—Villita aumentará su capacidad en 200 MW al pasar de 1,280 MW a 1,480 MW. Así, para la misma agua que escurre anualmente en el río Balsas, Infiernillo incrementará significativamente su generación no sólo por el aumento normal de eficiencia del proceso, sino también por operar con niveles medios más altos. Villita también mejorará su generación por el incremento de eficiencia. De esta manera, el Sistema Hidroeléctrico Balsas reflejará más flexibilidad de operación, lo que redundará en mayor seguridad y economía. En cuanto a las hidroeléctricas menores, de 2002 a 2005 se rehabilitaron tres centrales con cinco unidades, lo que significó un incremento de 41.81 MW. Entre 2012 y 2014 se ha programado la modernización de 24 unidades en 10 centrales, con 40.26 MW adicionales. De este segundo grupo, incluyendo las rehabilitaciones ya realizadas y las que se encuentran en proceso, la capacidad adicional que se habrá incorporado al sistema para 2012 será de 76.51 MW y 5.56 MW para 2014. La generación adicional de todas las unidades rehabilitadas se estima en 400 GWh/año aproximadamente. De las centrales que operaba la extinta LyFC (15 centrales, 38 unidades, 288 MW), se prevé someter a trabajos de renovación a 12 de ellas, con 31 unidades, esperándose obtener un incremento de 80.27 MW en la capacidad instalada y una generación adicional de 470 GWh/año. En resumen, se estima que para 2014, cerca de 30% de la capacidad hidroeléctrica menor actualmente en operación (2,287 MW) haya sido rehabilitada. Debe señalarse que previo análisis técnico—económico, las inversiones en los proyectos de rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas han mostrado alta rentabilidad y por tanto es prioritaria su realización. A.11 Generación hidroeléctrica El cuadro A.9 presenta la evolución esperada de la generación, de acuerdo con los estudios de coordinación hidrotérmica realizados para el escenario de Planeación.


A-13

Distribución de la generación en el Sistema Interconectado Nacional Escenario de Planeación 2011—2026

1/ Aunque en el horizonte de planificación seguramente se presentarán años secos y húmedos, se decide considerar el valor medio a partir del tercer año, es decir, desde 2013 2/ No incluye autoabastecimiento remoto, local, ni exportación a EUA 3/ Incluye las tecnologías eoloeléctrica y nueva generación limpia (NGL) 4/ Enero—octubre: real; noviembre y diciembre tipo año medio 5/ Para fines de planificación a mediano y largo plazos, el año siguiente (2012 en el caso actual) siempre se considera tipo seco 6/ Para mayo de 2015 está programada la interconexión del sistema eléctrico de Baja California Norte con el Sistema Interconectado Nacional 7/ Para mayo de 2018 está programada la interconexión del sistema eléctrico de Baja California Sur con el Sistema Interconectado Nacional

Cuadro A.9 Nótese que a pesar de suponer aportaciones de tipo año seco en 2012 y medio a partir de 2013, la generación anual hidroeléctrica sería superior a 30,000 GWh. De acuerdo con el PRC descrito en el Capítulo 3, en 2011—2026 entrarán en servicio las centrales hidroeléctricas indicadas en el cuadro A.10.

Aportaciones Generación ( GWh )2/

Tipo 1/ Termoeléctrica3/ % Hidroeléctrica % Total %

2011 4/ 212,003 4/ 85.4 36,285 4/ 14.6 248,288 4/ 100.0

2012 5/ Seco 218,696 87.8 30,523 12.2 249,219 100.0

2013 Medio 224,553 87.9 30,844 12.1 255,398 100.0

2014 Medio 229,207 87.6 32,304 12.4 261,511 100.0

2015 6/ Medio 248,682 88.5 32,304 11.5 280,986 100.0

2016 Medio 256,230 88.8 32,308 11.2 288,538 100.0

2017 Medio 264,655 89.0 32,711 11.0 297,366 100.0

2018 7/ Medio 280,487 89.3 33,620 10.7 314,106 100.0

2019 Medio 291,706 89.3 35,128 10.7 326,834 100.0

2020 Medio 305,282 89.4 36,012 10.6 341,294 100.0

2021 Medio 318,770 89.4 37,948 10.6 356,717 100.0

2022 Medio 333,284 89.6 38,691 10.4 371,976 100.0

2023 Medio 350,255 89.9 39,316 10.1 389,571 100.0

2024 Medio 366,993 89.8 41,539 10.2 408,531 100.0

2025 Medio 383,873 90.1 41,967 9.9 425,840 100.0

2026 Medio 404,248 90.6 41,967 9.4 446,215 100.0

Año


A-14

Centrales hidroeléctricas definidas en el PRC, 2011—2026

Cuadro A.10 A.12 Política de operación Se puede demostrar que la política más económica en el largo plazo consiste en generar con Angostura a un régimen tal que permita ajustar los niveles de operación del resto de las GCH a sus valores recomendados (con énfasis en Malpaso e Infiernillo por la alta degradación que sufren al operar a bajos niveles). Ver incisos A.2 y A.3. La figura A.6 muestra la evolución esperada de la energía almacenada en las GCH para 2011—2026. La estimación de la energía almacenada se compara con la que resulta de seguir los NRO en cada hidroeléctrica. Como se señaló en el inciso A.2, los NRO históricamente reportan la máxima producción anual esperada. Con base en las premisas supuestas (mercado eléctrico, entrada de nuevas unidades, retiros, autoabastecimiento, disponibilidad termoeléctrica, aportaciones y escenario de precios de combustibles, principalmente), se espera que en enero de 2012 la energía almacenada sea de 19,328 GWh. A principios de 2013, aun bajo aportaciones de tipo año seco en 2012, será superior a la restricción de almacenamiento de 15,000 GWh, lo cual garantiza el margen de reserva de energía. Ante aportaciones de tipo año medio o mayores en 2012, la generación hidroeléctrica correspondiente sería superior a 30,000 GWh.

Central Capacidad bruta (MW) Año

La Yesca 750 2012

Chicoasén II 225 2017

Río Moctezuma 190 2018

La Parota 900 2018

Villita ampliación 150 2019

El Pescado (Balsas) 17 2019

Acala 135 2020

Paso de la Reyna 540 2020

Sistema Pescados (La Antigua) 120 2021

Xuchiles (Metlac) 54 2021

Cruces 490 2021

Omitlán 234 2023

Tenosique 420 2024

Madera 406 2024

Total 4,631


A-15

Energía almacenada en las GCH 1/

1/ Hipótesis de aportaciones: Periodo Aportaciones tipo ene—oct, 2011 reales nov —dic, 2011 tipo año medio 2012 tipo año seco 2013—2026 tipo año medio

Figura A.6

Los niveles al NAMO en Angostura y Malpaso son de 533.0 msnm y 182.5 msnm respectivamente. Sus mínimos al primero de mes durante 2011 alcanzaron 521.9 msnm y 168.3 msnm en julio y los esperados al uno de enero de 2012 llegarán a 533.0 msnm y 181.2 msnm. De la información en la figura A.7 se deduce que con la política de operación considerada, el nivel en Angostura no descenderá en 2013 de la cota 522.7 msnm, aun con aportaciones de tipo año seco en 2012.

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

21,019

15,000 GWhal 1° de enero de cada año

22,396

GWh

16,504

11,324

Resultado de tratar de seguir los niveles recomendados de operación (NRO), excepto en Angostura, la cual está sujeta a seguir sus niveles límite (por seguridad) indicados en los cuadros A.4

Coordinación hidrotérmica

Energía almacenada registrada

2011 2012 2013 2014 2015 2016 …20262017…

…

…

…

…19,328


A-16

Evolución esperada del nivel de operación de la central hidroeléctrica Angostura 1/


Figura A.7

En el caso particular de Malpaso, como se muestra en la figura A.8, se tendrían condiciones accesibles para operar siguiendo sus NRO.

500

504

508

512

516

520

524

528

532

536

540

524.5

534.7

msnm

522.7

2011 2012 2013 2014 2015 2016 …20262017…

…

…

…

…529.2

521.9

Niveles de seguridad


Nivel registrado

NAMO533.0

NAMINO500.0


A-17

Evolución esperada del nivel de operación de la central hidroeléctrica Malpaso1/


Figura A.8

144

148

152

156

160

164

168

172

176

180

184

188

175.4

msnm

167.9

2011 2012 2013 2014 2015 2016 …20262017…

…

…

…

…

181.7

159.7

NAMO182.5

NAMINO144.0

Niveles de recomendados de operación (NRO)


Nivel registrado


B-1

ANEXO B NUEVA METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DEL MARGEN DE RESERVA

B.1 Introducción En un sistema eléctrico, el margen de reserva en la capacidad de generación es un indicador directamente relacionado con la confiabilidad del suministro de energía eléctrica. En la etapa de planificación, los sistemas eléctricos se diseñan con estándares que buscan alcanzar un equilibrio entre el costo de inversiones para disponer de capacidad de reserva con los costos asociados a la energía no-suministrada, derivados de la falta de reserva por indisponibilidad de capacidad en el sistema. Por lo tanto, el margen de reserva requerido en el SIN es un resultado del ejercicio de planificación y no un objetivo que se busca alcanzar en dichos estudios. Una variable importante en la solución del problema consiste en la proyección futura de crecimiento de la demanda: su análisis es cada vez más complejo debido a la incertidumbre asociada al crecimiento económico del país y a la implantación de programas de eficiencia energética. Por otro lado, existe una alta volatilidad en los precios de los combustibles y el efecto del calentamiento global produce variaciones extremas en el clima. En la planificación de los sistemas eléctricos siempre se utiliza la mejor información disponible en el momento en que se debe tomar una decisión de inversión. Así, el margen de reserva en estudios para este propósito se debe analizar y evaluar con base en las premisas empleadas en la determinación del mismo. El ajuste correspondiente por desviaciones en los insumos a la planificación se debe incorporar en cada ciclo de análisis. En la operación, la cuantificación del margen de reserva se realiza utilizando la información real del sistema y debe ser complementada con otros indicadores que muestren los beneficios y costos económicos de contar con márgenes de reserva superiores o inferiores a los establecidos en la planificación. El Margen de Reserva (MR) y Margen de Reserva Operativo (MRO), son indicadores que ha utilizado CFE para evaluar el nivel de fiabilidad del suministro de energía eléctrica. En 1998 se acordó por la Junta de Gobierno de CFE, la utilización de estos indicadores. A partir de 2004, se estableció como criterio de planificación un valor mínimo de 6% para el MRO y el valor correspondiente de MR como variable resultante, la cual es función de las características de disponibilidad del sistema. Las definiciones utilizadas en la metodología anterior son las siguientes:

Los conceptos de MR y de MRO, de la metodología anterior, se muestran en la figura B.1

Margen de reserva operativo = Capacidad efectiva disponible—Demanda máxima bruta coincidente x 100Demanda máxima bruta coincidente

Margen de reserva = Capacidad efectiva—Demanda máxima bruta coincidente x 100Demanda máxima bruta coincidente


B-2

Margen de reserva y margen de reserva operativo de capacidad

Figura B.1 En septiembre de 2011, la Junta de Gobierno de CFE aprobó la nueva propuesta para determinar el margen de reserva en el Sistema Interconectado Nacional, con lo que se atendió el ACUERDO NÚMERO NOVENTA Y UNO/2011 de dicha Junta de Gobierno. Enseguida se presenta la nueva metodología de cálculo del MR. B.2 Motivación El indicador del margen de reserva debe ser una referencia confiable para evaluar los recursos disponibles en el sistema, para el suministro de energía eléctrica en diferentes condiciones operativas, ante fallas de unidades de generación y considerando las indisponibilidades de capacidad por diferentes factores internos y externos a CFE. Sobre esta base, la motivación de presentar una nueva metodología para su utilización en la planificación del sistema eléctrico tiene cuatro objetivos:

i. Definir un indicador de margen de reserva que refleje la capacidad disponible de generación para atender la demanda máxima del sistema y las fallas aleatorias y eventos críticos que pudieran ocurrir

ii. Complementar el indicador global de margen de reserva a nivel SIN, con indicadores regionales que describan el comportamiento del margen de reserva en diferentes regiones del sistema

iii. Presentar alternativas para cubrir el margen de reserva requerido

iv. Establecer un indicador que pueda ser comparado con los utilizados en otras empresas eléctricas

Capacidad efectiva

Margende reserva

Demandamáxima brutacoincidente

Capacidad efectiva Mantenimientoprogramado

Falla, degradación ycausas ajenas

Margen dereserva operativo

Demandamáxima brutacoincidente


B-3

B.3 Propuesta detallada En la mayoría de las empresas eléctricas del mundo se consideran diferentes factores que reducen la potencia disponible de las unidades generadoras, especialmente cuando se presenta la demanda máxima anual. Por tanto, tales factores deben considerarse en la metodología propuesta para evaluar la confiabilidad del sistema eléctrico. En este anexo, se detallan las características específicas de cada una de las tecnologías del parque de generación y de la red de transmisión que hasta ahora no han sido incorporadas. Por ejemplo, la temperatura ambiente en los meses de verano afecta de manera significativa la potencia de salida de las tecnologías con turbinas a gas. La magnitud del efecto dependerá de los niveles de temperatura ambiente en el lugar donde se ubique la central generadora. En lugares cálidos, la capacidad de una unidad generadora con turbinas a gas será menor en verano que fuera de este periodo. El punto de arranque para la estimación de la indisponibilidad de capacidad es la potencia efectiva de cada una de las unidades de las centrales de generación que conforman el parque del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Este valor nominal difiere de la capacidad de placa, en el cual se utilizan valores de diseño: temperatura de 150C, humedad relativa de 60% y presión atmosférica a nivel del mar. B.3.1 Capacidad de generación efectiva Se define como la máxima potencia activa que puede producir una central en condiciones normales de manera continua a lo largo de un periodo de operación en el sitio donde se localice. En el caso de plantas térmicas, se entiende como condición normal la correspondiente a la temperatura ambiente media y a la altitud del sitio considerando disponibilidad plena de combustible. Para las centrales hidroeléctricas y eoloeléctricas se refiere a la máxima disponibilidad de la energía primaria: estados óptimos de agua y viento. En esta metodología se toman como referencia los valores reportados anualmente por CFE, con el estado de la capacidad efectiva que guarda cada una de las centrales del parque de generación. La metodología anterior utilizaba la capacidad efectiva del parque generador para el cálculo del MR; no consideraba la indisponibilidad de capacidad por diversos factores y el decremento correspondiente. El resultado así obtenido, no reflejaba las condiciones reales de reserva en el sistema y siempre se sobreestimaba la capacidad real disponible. Con esta nueva metodología, los factores que afectan la disponibilidad de capacidad de las unidades generadoras son parámetros fundamentales. B.3.2 Capacidad de generación indisponible Si bien una central es capaz de producir un valor de potencia en las condiciones antes descritas, es necesario considerar aspectos relacionados a condiciones operativas, administrativas y climáticas que afectan la potencia máxima de las unidades generadoras, las cuales modifican su comportamiento y por consecuencia disminuyen su contribución a la reserva real del sistema.


B-4

La afectación en la capacidad efectiva de una central corresponde a la indisponibilidad de potencia y se define como aquella parte de la capacidad efectiva que no podrá ser entregada al sistema de manera confiable y cuya condición de indisponibilidad se puede determinar considerando los factores que afectan cada tecnología. Turbinas a gas (TG).- Esta tecnología se ve afectada adicionalmente por las condiciones de temperatura de verano en el sitio. Para considerar este aspecto, en las unidades existentes se utilizará la estadística de máxima potencia despachada en los meses de verano. En el caso de proyectos futuros, se obtendrá su efecto en capacidad y eficiencia mediante modelos de comportamiento termodinámico y eléctrico. Niveles de embalses en centrales hidroeléctricas.- Se utilizarán como referencia las Curvas Recomendadas de Nivel (CRN) definidas por CFE para las grandes centrales hidroeléctricas, las cuales se determinan con modelos de optimización. Los valores mensuales aseguran el aprovechamiento óptimo del recurso hidráulico en el año y la máxima potencia de salida de la central. Para la determinación de las CRN se considera la estadística de escurrimientos (60 años) en las diferentes cuencas del parque existente. Declinación de campos geotérmicos.- La potencia de salida de una central geotermoeléctrica es función del nivel de vapor que recibe así como de la calidad del mismo: temperatura, presión, volumen y contenido de agua. Por ser un recurso finito, la declinación de los niveles de producción de vapor en un campo debe ser considerada para definir la capacidad indisponible a través del tiempo. Aquí la indisponibilidad de capacidad se produce por falta del energético primario. Se utilizarán los reportes y estudios prospectivos de disponibilidad de los recursos geotérmicos de cada campo, así como los programas de inversión para construcción de pozos nuevos o de reemplazo, a fin de determinar la potencia indisponible en función de la declinación de la producción de vapor, a lo largo de la vida útil de la central. Recursos eólicos y solares.- La variación estacional e intermitencia horaria de la velocidad del viento y radiación solar en granjas eoloeléctricas y solares, afecta la potencia de salida de tales centrales. Las características particulares de estas variables en cada sitio tendrán efecto en la reserva del sistema, en la medida en que coincida con los periodos horarios y estacionales de ocurrencia de la demanda máxima del SIN. Como es conocido, las mejores condiciones del viento de las centrales ubicadas en el Istmo de Tehuantepec se presentan de octubre a febrero, periodo no coincidente con la ocurrencia de la demanda máxima del SIN (mayo-agosto). Actualmente se estima la contribución de las centrales eólicas en las horas de demanda máxima, con base en la estadística disponible de las centrales ubicadas en Oaxaca, en alrededor de 10% de la capacidad instalada. En esta propuesta se consideraría lo establecido en la Metodología para determinar la capacidad de generación aportada al Sistema Eléctrico Nacional por las centrales eólicas, hidráulicas y de cogeneración, emitida por la CRE y publicada en el DOF el 12 de julio de 2011. Mantenimiento.- Capacidad de generación indisponible por mantenimiento programado; incluye recargas de combustible nuclear.


B-5

Se utilizarán los programas de mantenimiento definidos por CFE para el corto plazo (tres años). Para el mediano y largo plazos, a partir del cuarto año en adelante, se determinarán programas óptimos de mantenimiento, con base en modelos de despacho económico (asignación de unidades por orden de costos variables de producción) y coordinación hidro-térmica (uso eficiente de los recursos termoeléctricos e hidroeléctricos para satisfacer la demanda al menor costo posible), considerando la evolución y características estacionales de la demanda de energía eléctrica y de la capacidad de generación incluida en el POISE. El cumplimiento del programa de mantenimiento optimizado conlleva la problemática de recibir la asignación de recursos presupuestales en tiempo y forma, así como realizar las gestiones y trámites necesarios para ejecutar los mantenimientos conforme a lo programado. B.3.3 Valores netos de capacidad de generación y demanda Esta nueva metodología considera la utilización, tanto para el SIN como para las regiones del mismo, de valores netos de demanda máxima coincidente y capacidad de generación, a partir de los siguientes factores:

· La demanda de usos propios se requiere sólo cuando una unidad generadora se asigna para operar y entregar potencia al sistema

· Cuando una unidad se encuentra en mantenimiento o falla total, el suministro para usos

propios no se requiere, por lo cual dicha potencia tendría que descontarse de la demanda del sistema

· La potencia requerida por los auxiliares de una central generadora no tiene impacto en

los flujos a través de las líneas de transmisión En resumen, la capacidad efectiva neta no considerará la capacidad asociada al consumo propio de las centrales: equipos auxiliares, motores, bombas y otros. En la demanda máxima neta coincidente se incluyen las pérdidas eléctricas en la red de transmisión debidas a los flujos de potencia. B.3.4 Capacidad de generación neta disponible Corresponde al resultado de restar a la capacidad de generación neta (CGN) la capacidad de generación indisponible (CGI). La capacidad de generación neta consiste en la suma de la capacidad efectiva neta de todas las centrales. A su vez, la capacidad de generación indisponible es la suma de las indisponibilidades de capacidad que afectan la potencia de salida de las centrales, según lo descrito en la sección B.3.2. B.3.5 Definición del Margen de Reserva El margen de reserva del SIN debe cubrir dos conceptos de confiabilidad: nivel adecuado (suficiencia) en infraestructura de generación y transmisión, y seguridad del suministro de energía eléctrica.


B-6

En esta metodología se define un indicador único de MR, el cual corresponde al criterio de planificación de largo plazo. No obstante, es claro que dicho nivel debe cubrir los requerimientos de reserva operativa (MRO) del sistema. Recursos de capacidad para cubrir el margen de reserva

· La capacidad de generación es el principal recurso para atender la demanda del sistema. Las tecnologías convencionales aportan capacidad firme para la atención de la demanda. Por el contrario, algunas fuentes renovables como las eoloeléctricas y solares cuyo energético primario es de naturaleza intermitente, constituyen una aportación al sistema en términos de energía. Por tanto su contribución a la reserva requiere de análisis particulares como los indicados en la sección B.3.2

· Las interconexiones con otros sistemas eléctricos, particularmente con los del sur

de Estados Unidos, pueden representar recursos importantes de capacidad provenientes de otros sistemas

La práctica en otros sistemas eléctricos, indica que estos recursos de capacidad contribuyen al margen de reserva, siempre y cuando se establezcan contratos de compra de capacidad de generación y su respectiva capacidad de transmisión asociada

· La demanda interrumpible acordada mediante contratos entre los consumidores y

CFE, proporcionará un recurso de capacidad de reserva en caso de requerirse, por salidas forzadas de elementos de generación o transmisión que afecten la disponibilidad de capacidad proveniente de otras regiones

Determinación del margen de reserva Para determinar el margen de reserva de generación (MRG), la capacidad de generación neta disponible (CGND) se compara con la demanda máxima neta coincidente (DMN).

Los recursos disponibles de capacidad (RDC) para cubrir el margen de reserva, con esta nueva metodología, incorporan además del MRG, la demanda interrumpible (DI) y la capacidad de interconexiones (CI).

El valor porcentual de MR se determina a partir de los RDC entre la demanda máxima neta.


B-7

En la figura B.2 se muestra gráficamente el resumen de los conceptos para determinar la reserva de capacidad.

Metodología actual para el cálculo de MR

Figura B.2

Capacidad de generación

CNG

CGI

CGND

Capacidadbruta

Usos propios

Capacidad neta

Capacidad indisponible

Capacidad enmantenimiento

Capacidad neta disponible

CGND

Capacidad neta disponible

DICI

Demandainterrumpible

Capacidad eninterconexiones

MRG

Margen de reserva de generación

Margen de reserva

DMN

MR

Demanda máxima neta

Margen de reserva


B-8

B.3.6 Utilización del margen de reserva Reserva de capacidad.- Deberá ser suficiente para cubrir la reserva operativa del sistema, las fallas aleatorias de unidades generadoras y los eventos críticos.

Reserva de capacidad = Reserva Operativa + Fallas aleatorias + Eventos críticos Reserva Operativa.- En la operación del sistema eléctrico es necesario contar con recursos de capacidad superiores a la demanda máxima, suficientes para realizar las acciones de control que logran el balance de carga y generación momento a momento, así como para enfrentar contingencias en tiempo real, a fin de mantener la seguridad del sistema dentro de los estándares establecidos. Esta reserva se requiere en el sistema para atender los siguientes aspectos:

· Control primario y secundario de frecuencia: mantener el balance entre oferta y demanda en períodos cortos de tiempo a fin de asegurar el control de la frecuencia (calidad de servicio)

· Salida intempestiva de unidades · Desviaciones en el pronóstico de la demanda · Desviaciones en los niveles de embalses en períodos de demanda máxima · Retrasos en la entrada en operación de nuevas unidades

La reserva operativa debe cubrir las posibles desviaciones en la estimación que se realice en el proceso de planificación para las aportaciones hidrológicas y pronósticos de demanda. La desviación en la estimación de las aportaciones puede incidir en el nivel de embalses cuyas centrales experimenten decrementos en la capacidad disponible. Con base en la experiencia, para el Sistema Interconectado Nacional se ha definido que el valor adecuado de MRO es 6 por ciento. Fallas aleatorias.- La infraestructura de generación adicionalmente resulta afectada por fallas de naturaleza aleatoria. En la modelación se utiliza la tasa de salida forzada, la cual se asocia con la probabilidad de que la capacidad de una central generadora, o algún otro elemento del sistema, esté indisponible por falla. La magnitud y duración de los eventos de falla de equipos está relacionada con los programas de mantenimiento. El cumplimiento de los mismos en tiempo y forma, así como la supervisión adecuada y oportuna en la operación dan lugar a menores tasas de falla. A su vez, los programas de mantenimiento requieren de asignaciones presupuestales suficientes y oportunas. Eventos críticos.- Estos se refieren a grandes incidentes que se presentan de manera fortuita y pueden tener su origen en diferentes factores como: limitación en el suministro de combustibles o calidad de los mismos (caso del suministro de gas a la Península de Yucatán), fenómenos naturales (terremotos, huracanes, inundaciones) así como aquellos debidos a actos de sabotaje y terrorismo. La magnitud de este tipo de eventos afecta a un conjunto de elementos del sistema por largos periodos de tiempo y tienen un efecto adverso mayor cuando ocurren en los periodos de demanda máxima. En los últimos años se han presentado algunos eventos de este tipo que han afectado la disponibilidad de la capacidad de generación, tales como:


B-9

§ Falta de carbón para la central Petacalco. Dados los altos precios que alcanzó el carbón, a partir de septiembre de 2007 se dejó de recibir tal combustible para la operación de esta central. A pesar de tener contratos de compra, los proveedores optaron por pagar la penalización a CFE y vender el carbón en los mercados asiáticos. Esta situación prevaleció durante todo un año dejando una capacidad indisponible de 1,400 MW

§ El 10 de septiembre de 2007 se registraron actos de sabotaje a gasoductos de PEMEX

que proveen de gas a varias centrales generadoras del centro del país. Esto provocó que durante tres días se tuviera indisponible una capacidad de generación de 2,300 MW

§ El desgajamiento de un cerro en la comunidad de San Juan de Grijalva, aguas debajo de

la CH Malpaso en el sistema hidroeléctrico Grijalva, dejó fuera de operación en noviembre de 2007 las centrales instaladas en este sistema con una capacidad de 4,800 MW. La operación de las plantas se restableció 128 días después

§ El evento crítico más reciente se registró del 2 al 4 de febrero de 2011 en el norte del

país. Una onda gélida provocó temperaturas de -19°C en el norte de Chihuahua y de -8°C en La Laguna. Esto ocasionó restricciones en el suministro de gas, así como fallas en transformadores, líneas de transmisión y centrales generadoras. La capacidad indisponible máxima debido a este fenómeno fue de 6,200 MW

Efecto de eventos críticos.- Las situaciones críticas descritas no tuvieron consecuencias negativas para el suministro de electricidad, debido principalmente a la disponibilidad del margen de reserva. La excepción fue la onda gélida en el norte del país, donde se tuvo una afectación de carga por 1,300 MW, valor muy inferior a la pérdida de capacidad de generación al contar con un buen nivel de margen de reserva. En el caso del sabotaje al gasoducto de PEMEX, el área de operación ha estimado que de no haber contado con reserva suficiente, se pudieron afectar 1,000 MW de carga. Lo anterior muestra que cuando se cuenta con un nivel de reserva suficiente es posible enfrentar este tipo de eventos sin afectaciones en el suministro de electricidad. En caso contrario, la afectación se vuelve inminente con las consecuencias económicas y sociales en las áreas afectadas. El efecto de los eventos críticos será diferente en función de su localización, magnitud, duración y del momento en que se presenten. Los efectos más adversos ocurrirían cuando coincidan con el periodo de demanda máxima, pues exigirían mayor reserva en el sistema. Fuera de dicho período, el sistema tendría mayor margen de maniobra para enfrentarlos con éxito. B.3.7 Margen de reserva regional La atención de la demanda regional se logra con recursos locales de generación más la participación de aquellos disponibles en otras regiones del sistema, vía la red de transmisión. El indicador de margen de reserva global supone disponibilidad de capacidad de transmisión para llevar la potencia y la energía a cualquier lugar del sistema. En áreas deficitarias en capacidad de generación, es necesario realizar estudios para asegurar la reserva de generación y transmisión regional. Ante algunas condiciones de operación, podrían alcanzarse los límites operativos de los enlaces entre áreas, lo que limitaría la transferencia hacia las regiones importadoras de capacidad, y


B-10

podría conducir al incumplimiento local del nivel de reserva, en tanto que en otras regiones se tendrían excedentes de capacidad. En esta situación, el indicador de reserva global no describe adecuadamente el comportamiento regional del sistema, por lo que es necesario complementar los análisis del margen de reserva global con información de márgenes de reserva regionales. Al igual que en la propuesta para el margen de reserva global, los indicadores de reserva regional consideran prácticamente los mismos factores que afectan la disponibilidad del parque de generación de la región considerada. En lo referente a la demanda interrumpible, el MR se determinará en función de la carga contratada como interrumpible en el área bajo análisis. Las interconexiones con las regiones o áreas vecinas, adquieren en este caso gran relevancia, en particular la capacidad y características eléctricas de los enlaces de transmisión. Estos permitirán compartir los recursos de capacidad de generación entre áreas, siempre y cuando en las vecinas exista capacidad de generación disponible, después de atender sus propios requerimientos de reserva. El análisis regional del MR, se realizará para cada uno de los sistemas eléctricos correspondientes a las Áreas de Control del CENACE, así como para los sistemas Interconectado Norte (IN) e Interconectado Sur (IS), considerando la condición de demanda máxima coincidente en cada uno de ellos. B.3.8 Cálculo de MR con metodología actual y anterior En la figura B.3 se muestra el resultado del MR, para el caso de referencia del programa descrito en el capítulo 3, obtenido con la metodología anterior y la figura B.4 con la metodología actual, mostrándose en esta última los componentes del margen de reserva.


B-11

Margen de reserva (%) Sistema Interconectado Nacional Metodología anterior POISE

Figura B.3

Margen de reserva (%) Sistema Interconectado Nacional Metodología actual POISE

Figura B.4

31.7

29.227.9

24.9 25.3

23.3 23.2 22.7 22.821.6 22.2 22.4

21.0 21.2 21.4

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

21.9

19.5

18.1

15.6

16.1

14.1

13.8

12.9

12.8

11.8

12.1

12.2

11.5

11.5

11.6

1.3

1.3

1.2

1.21.4

1.4 1.31.3 1.2

1.4 1.4 1.31.3 1.2 1.2

0.20.20.20.20.30.3

0.30.30.30.3

0.30.3

0.3

0.4

0.4

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

MR de Generación Dem. interrumpible Cap. Interconexiones

23.6

21.2

19.7

17.117.9

15.815.4

14.4 14.313.5

13.8 13.813.0 13.0 12.9


B-12

Al considerar los parámetros de indisponibilidad que afectan la capacidad del parque de generación, se obtiene el indicador de MR que refleja condiciones más apegadas a lo que se espera de la operación del parque generador. De esta manera, para este ejemplo, en 2026 a partir de las condiciones esperadas de disponibilidad de generación el MR sería de 12.9 por ciento. B.3.9 Cálculo de MR regional Para ilustrar la variabilidad del MR en las distintas regiones del país, en el cuadro B1, se muestran las reservas regionales para demanda máxima del SIN.

Reservas regionales para diferentes condiciones de demanda máxima (%)

Cuadro B.1

Área 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Noroeste 21.0 19.1 17.8 15.7 16.2 14.2 13.9 13.0 12.9 11.8 13.1 12.3 12.4 13.0 11.7Norte 20.5 19.0 17.6 15.7 16.3 14.3 13.9 13.0 12.9 11.9 13.1 12.3 12.4 13.1 11.7Noreste 26.3 22.3 20.9 18.5 19.0 16.9 16.5 15.5 15.3 14.3 15.4 14.5 14.5 13.2 13.6Occidental 26.6 26.7 23.9 18.4 19.5 17.4 17.0 16.0 15.8 15.3 16.5 15.5 15.4 14.3 14.5Central 21.9 18.7 17.8 16.0 16.5 14.5 14.2 13.3 13.2 12.3 13.5 12.6 12.7 11.7 12.0Oriental 23.5 20.2 19.3 17.7 18.6 16.5 16.1 15.1 14.9 14.4 15.6 14.6 14.6 13.5 13.7Peninsular 21.5 18.4 17.4 16.4 16.9 14.9 14.5 13.5 13.4 12.0 13.6 12.7 12.8 11.4 10.7Total SIN 23.6 21.2 19.7 17.1 17.9 15.8 15.4 14.5 14.3 13.5 14.7 13.8 13.8 13.0 12.9


C-1

ANEXO C EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN EN EL ÁREA NOROESTE CONSIDERANDO DISPONIBILIDAD DE GAS NATURAL

C.1 Introducción Como se establece con mayor detalle en el capítulo 3 de este documento, la expansión del sistema de generación se puede obtener combinando de diversas maneras las tecnologías de generación disponibles. En los estudios de planificación del sistema de generación de mediano y largo plazos, se consideran proyectos específicos que sería posible instalar en cada una de las regiones del sistema eléctrico, en función de las características de cada tecnología, restricciones ambientales y disponibilidad de los combustibles por utilizar, entre otros. Por lo anterior, como parte de las premisas generales del proceso de planificación del Sistema Eléctrico Nacional se considera la disponibilidad de combustibles fósiles en las diferentes regiones del país, de acuerdo con la prospectiva de gas natural y petrolíferos emitida por la Secretaría de Energía. En particular, la disponibilidad de molécula de gas natural (GN) en las diferentes regiones del país se establece de acuerdo con la infraestructura actual de la red de transporte de GN y puntos de suministro. Adicionalmente, se incluye la información de aquellos proyectos —TRGNL, importación, gasoductos, nuevos yacimientos— programados en el corto y mediano plazos, y que presentan un alto grado de certeza en su desarrollo: gasoductos como el corredor Chihuahua, Tamazunchale-El Sauz y Morelos, así como la TRGNL Manzanillo. Respecto al tema de disponibilidad de combustibles, la falta de infraestructura de transporte del gas natural en Sonora y Sinaloa, así como la limitada capacidad para la recepción de carbón en los puertos de Guaymas y Topolobampo, han imposibilitado el desarrollo en el noroeste del país de centrales generadoras con menores costos de producción. Tomando en cuenta el diferencial de precios tan grande entre el combustóleo y el gas natural, así como los pronósticos de los mercados de gas, donde el precio para este combustible se estima permanecerá bajo en el largo plazo, el Gobierno Federal lanzó la iniciativa de gasificar los estados de Sonora y Sinaloa, para lo cual se construirá una red de gasoductos con redundancia. A partir de lo anterior, se realizó un estudio para definir el programa óptimo de la evolución de capacidad de generación —adiciones y retiros— del área Noroeste, así como la infraestructura de la red de transmisión asociada al esquema establecido. C.2 Antecedentes En los últimos ejercicios de planificación en el área Noroeste —fuera de las regiones Naco-Nogales y Hermosillo—, se han programado proyectos con tecnología Libre, a fin de considerar la factibilidad de incorporar centrales a base de carbón en Topolobampo o nucleares en Puerto Libertad. En ninguno de estos casos se ha llegado al nivel de factibilidad para desarrollar las tecnologías referidas. Por otro lado, en los últimos años la producción de energía de las centrales térmicas convencionales (TC) a base de combustóleo del área Noroeste (figura C.1) presenta una disminución gradual a medida que se incorporan centrales de mayor eficiencia a base de gas —Hermosillo CC, Naco Nogales y Hermosillo PIE—. No obstante, la participación de este parque térmico a base de combustóleo se mantiene en un nivel importante.


C-2

Estadística de FP (%) de centrales térmicas en el área Noroeste

Figura C.1 En 2010, de los 16,822 GWh producidos por las centrales del área Noroeste, 45.9% correspondió a las TC a base de combustóleo: Puerto Libertad, Topolobampo II, Guaymas II y Mazatlán II. En la figura C.2 se presenta el resumen de la estadística de participación de las centrales del área Noroeste en la producción de energía eléctrica. Las TG a diésel, muestran una contribución muy marginal en el despacho. La participación de las TC disminuyó nueve y medio puntos porcentuales de 2006 a 2010, pero se ha mantenido en niveles superiores a 44 por ciento. No obstante, la energía generada por estas centrales no ha correspondido necesariamente a un despacho por orden de mérito. Su sincronización al sistema eléctrico obedece en algunas ocasiones a requerimientos de capacidad para mantener la estabilidad angular y soporte de voltaje. Sin embargo, una vez sincronizadas, por las características de la tecnología se deben respetar los mínimos técnicos de operación. Debido a lo anterior, y a la indisponibilidad de gas natural en la región, estas centrales no se han retirado de operación comercial aun cuando superan los 30 años de vida útil, como en los casos de las CT Mazatlán y CT Guaymas, y más de 22 años para la CT Puerto Libertad. Estas condiciones prevalecerán en el corto plazo de 2012 a 2016, ya que sólo se construirán dos proyectos en la parte norte de dicha área: Agua Prieta II en 2013 (en etapa de construcción) y Noroeste (Topolobampo) en 2016, incluido en el PEF 2012.

2006 2007 2008 2009 2010

50.4

46.2

40.843.0 44.2

33.9

41.9

34.2 35.1

30.3

72.6

67.4

51.7

56.5 57.355.4 54.8

42.9

47.744.2

Puerto Libertad Guaymas II Topolobampo II Mazatlán II


C-3

Estadística de participación (%), en la producción de energía eléctrica en el área Noroeste

Figura C.2 C.3 Descripción y alcance del proyecto de gasificación1/ El desarrollo de la red de transporte en las regiones Noroeste-Norte del país forma parte de la Estrategia de Desarrollo del Sistema de Gasoductos en México y del Cambio estructural en el mercado de gas natural en México. En este último, se definió al gas natural como el combustible fundamental hacia una transición energética, para enfrentar los desafíos ambientales actuales a nivel mundial, que demandan transitar hacia la producción y uso de energías más limpias. Al gas natural se le reconocen como características importantes: § Ser un combustible más limpio, en comparación con el carbón, diésel, combustóleo y

otros petrolíferos § El shale gas ha permitido un incremento importante en las reservas de gas en

Norteamérica § Los precios de gas en Norteamérica han mostrado una tendencia decreciente,

opuesta a la del petróleo

1/ Estrategia de Desarrollo del Sistema de Gasoductos en México y Cambio estructural en el mercado de gas natural en México, desarrollados por el grupo de trabajo conformado por SENER, CRE, PGPB y CFE

2006 2007 2008 2009 2010

55.4 53.944.6 48.4 45.9

30.0 28.7

35.134.3 34.7

14.6 17.4 20.3 17.2 19.4

0.08 0.03 0.01 0.02 0.08

Térmico convencional y TG Ciclo combinado

Total Hidroeléctrico TG Diésel


C-4

No obstante, aún es necesario resolver los retos que el mercado de gas natural enfrenta en nuestro país, entre los que se encuentran: § Infraestructura de transporte insuficiente o saturada

§ Falta de incentivos para la inversión

§ Limitadas condiciones de competencia

§ Inyecciones y consumos no programados

§ Falta de certeza regulatoria

Por todo lo anterior, el Gobierno Federal plantea la iniciativa de desarrollar infraestructura de transporte de GN en el Noroeste del país, para importar y distribuir el combustible a los estados de Sonora y Sinaloa. Para ello, un grupo conformado por especialistas de CFE, CRE, PEMEX y la SENER analizó la factibilidad de extender la red de gasoductos hasta la parte sur del estado de Sinaloa. Además, derivado de los análisis de confiabilidad en el suministro de la molécula se determinó, de manera similar a como se realiza en la red eléctrica, la necesidad de implementar redundancia en la red de transporte de gas para satisfacer la demanda del recurso primario desde diversos puntos de suministro. Tal redundancia permitirá que ante la indisponibilidad de suministro de gas a través de una trayectoria, se pueda disponer de GN por la alterna. Por tanto, el grupo de trabajo determinó ampliar el alcance del proyecto de la red de gasoductos del Noroeste, mediante la extensión del corredor Chihuahua, desde el Encino a través de Jiménez y su conexión final en Topolobampo, como se muestra en la figura C.3. La propuesta global se definió como un plan integral Norte-Noroeste de capacidad de generación y sistema de transporte de gas natural. Ante la nueva condición de disponibilidad de gas natural —en el corto plazo— en la región noroeste del país, fue necesario replantear la expansión de capacidad de generación en la zona y el retiro de las unidades térmicas existentes. La opción de instalar ciclos combinados nuevos en el área tiene ventajas por la incorporación de centrales eficientes (50%), el retiro de centrales contaminantes, y la posibilidad de reducir los requerimientos de red de transmisión desde Hermosillo y Agua Prieta hacia los centros de consumo importantes.


C-5

Proyecto integral de Gasoductos Noroeste—Norte

Fuente: Cambio estructural en el mercado de gas natural en México, SENER, PEMEX, CRE y CFE, octubre de 2011

Figura C.3

C.4 Análisis de escenarios de expansión en el área Noroeste Con base en la definición de disponibilidad de gas en el área Noroeste, se analizaron diferentes escenarios para satisfacer la demanda de energía eléctrica en la zona. En ellos, se realizaron combinaciones de instalación de nuevas centrales de ciclo combinado con gas natural y el adelanto del retiro de plantas que utilizan combustóleo, así como la conversión de algunas de estas centrales para quemar gas natural en lugar de combustóleo. El objetivo central del estudio, consistió en determinar el esquema de adiciones y retiros de capacidad y generación que en conjunto con la infraestructura de trasporte de gas, proporcionará el menor costo total: inversión en generación y transmisión, producción —incluye operación y mantenimiento— y confiabilidad en el sistema. En la tabla C.1, se muestra el resumen de los programas adición/retiro para el área Noroeste. En cada esquema se consideró la incorporación de CC nuevos en los sitios Puerto Libertad, Topolobampo, Guaymas y Mazatlán. Para cada caso, el programa de retiros de las centrales termoeléctricas existentes se asoció con la secuencia de incorporación propuesta, con excepción de la CT Topolobampo II, cuya vida útil remanente es de 14 años aproximadamente.

380 Hermosillo

Durango

Cd. Juárez

Chihuahua

Jiménez

Sásabe

224 km

320 km

364 km

466 km

195 km

Gloria a Dios

462 km

Tucson102 km

Puerto Libertad 632 MW

Topolobampo II320 MW

Mazatlán II616 MW

Sistema de gasoductos de PGPB

Ductos de acceso abiertoGasoducto Sonora

Guaymas II958 MW

Central termoeléctrica existente

380 km

Gasoducto de Chihuahua


C-6

Casos de estudio con programas de adición y retiro para el área Noroeste

TOP: Topolobampo, GUY: Guaymas, PLB: Puerto Libertad, MAZ: Mazatlán, HER: Hermosillo HER/PLB: Hermosillo en adiciones y Puerto Libertad para retiros Los valores en el programa de retiros indican el número de la(s) unidad(es) de las Centrales Térmicas existentes, propuesta(s) para retirarse

Tabla C.1 Adicionalmente, para cada escenario definido se establecieron las premisas descritas a continuación:

· Se utilizó como criterio mantener el MR global y sin desviaciones importantes con respecto al establecido en el POISE 2011-2025

· Se consideró sin cambio el esquema de adiciones y retiros del área Norte, definido en el

POISE 2011-2025

· Se ajustó el programa de expansión correspondiente al Sistema Baja California (SBC), con excepción de los casos C y D

· En el SBC, se consideró el ajuste de la fecha de retiro de las unidades 5 y 6 de la CT Presidente Juárez, con respecto al POISE 2011—2025 (ambas propuestas en 2021)

· Para cada esquema de adiciones del área Noroeste, se definió la infraestructura de

transmisión necesaria para optimizar el despacho de las nuevas centrales y mantener la confiabilidad del suministro de energía eléctrica

Como parte del estudio, se analizó la conveniencia de incorporar quemadores de gas natural en las centrales térmicas existentes a fin de aprovechar un precio de combustible más competitivo comparado con el combustóleo para disponer de mejores costos de producción en estas centrales.

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

TOPGUY 1-4

PLB 1 2 3-4MAZ 1-3

TOPGUY 1-4

PLB 1 2 3-4MAZ 1-3

TOPGUY 1-4

PLB 1 2 3-4MAZ 1-2 3

TOPGUY 1-4

HER/PLB 1-2 3 4MAZ 1 2 3

TOPGUY 1-4

PLB 1-4MAZ 1 2 3

TOPGUY 1-4

PLB 1-4MAZ 1 2 3

Programa de adiciones Programa de retiros

A

B

B'

C

D

A'

Caso Sitio


C-7

Al respecto, se concluyó que la opción de menor costo en el largo plazo es la de instalar ciclos combinados nuevos en el área Noroeste. Sin embargo para el corto plazo, se consideró conveniente la conversión a gas natural de las centrales Puerto Libertad y Topolobampo, así como la unidad 3 de Mazatlán, todas ellas hasta la fecha programada para su retiro. C.4.1 Comparativo gas vs. combustóleo, sin efecto del sistema eléctrico La propuesta de convertir a gas natural las centrales térmicas existentes —lo cual conlleva una pequeña disminución en eficiencia— para reemplazar la producción de energía eléctrica con base en combustóleo, proporcionaría beneficios económicos importantes si se considera una misma producción de energía. Con el propósito de dar una idea de los ahorros potenciales atribuibles a la conversión a gas natural de las centrales térmicas existentes del área Noroeste, se obtuvieron los costos de producción anuales correspondientes a 7,721 GWh de generación de centrales térmicas —estadística de 2010—, operando con combustóleo (real) y suponiendo que lo hubieran hecho con gas natural, como se muestra en la tabla C.2. Con esta opción, se obtendría un beneficio anual equivalente a 348.1 millones de dólares. No obstante, este análisis supone que el despacho de las centrales existentes se mantendría en el futuro en niveles similares a los observados en los últimos años. Y por lo tanto, la energía producida por estas no resultaría afectada por las condiciones futuras del sistema eléctrico, adición de centrales más eficientes, modificación de la red eléctrica, evolución de la demanda, contribución del parque hidroeléctrico y fluctuación de precios de los combustibles, entre otros.

Costos de producción de centrales térmicas y ciclos combinados

Tabla C.2 Como referencia, en la tabla anterior se incluye el cálculo del costo de producción anual de un ciclo combinado para el mismo nivel de generación considerado. Debido a las grandes diferencias de precios entre gas y combustóleo, así como en eficiencia, el ahorro anual por producción de energía con CC supera en 147.6 millones la opción de conversión a gas natural. Este resultado establece la necesidad de replantear los programas de adiciones y retiros del área Noroeste, y analizar de manera integral la estrategia más adecuada para el desarrollo de infraestructura de las redes de transporte de gas y de electricidad, que en conjunto con la redefinición de los programas referidos, proporcione el menor costo total de mediano y largo plazos en el suministro de energía eléctrica a nivel sistema.

7,721 34.0 9.96 100.0 771.9

7,721 32.6 5.24 54.9 423.8

Ciclo combinado 7,721 50.0 5.24 35.8 276.1

Costo de generación (dól/MWh)

Costo anual

(106 dólares)Tecnología

Térmica Convencional (combustóleo)

Térmica convencional (gas natural)

Energía bruta (GWh)

Eficiencia (%)

Precio del combustible (dól/MMBtu)


C-8

C.4.1.1 Análisis de los escenarios de expansión en el contexto del SIN El estudio considera el despacho económico de las centrales sujeto a los límites de transmisión interregionales, la disponibilidad del parque térmico, las aportaciones de los embalses hidráulicos, el mantenimiento de unidades, etcétera. Como resultado de las simulaciones de la operación de cada escenario del área Noroeste, para una expansión conjunta generación—transmisión del sistema eléctrico, se obtienen los costos anuales de inversión y de producción de energía eléctrica para cada caso analizado. Los costos obtenidos en cada caso, se comparan con los correspondientes al programa de expansión definido en el POISE 2011—2025, considerado como referencia, el cual se determinó con la premisa de indisponibilidad de gas natural en Sinaloa y gran parte de Sonora, en el corto y mediano plazos. En la tabla C3, se muestran para cada escenario planteado los diferenciales de costos —valor presente referidos a 2015—, con respecto a los correspondientes al POISE 2011—2025. Los resultados consideran los valores desde el año de referencia y hasta 2026, periodo en el cual se realizan los ajustes en adiciones y retiros de generación, así como en reestructuración de la infraestructura de red requerida para cada caso.

Resumen de diferenciales de costos con respecto al POISE 2011—2026 (millones de dólares VP2015)

Tabla C.3 C.5 Programa integral Noroeste—Norte, generación y red de gasoductos A partir de los resultados expuestos en el punto anterior, se presenta en la tabla C.4 el programa de adiciones y retiros de capacidad para la opción con los mayores beneficios. Los proyectos Noroeste II y III propuestos en el POISE 2011—2025 como tecnología de nueva generación limpia (NGL) a fin de posibilitar la incorporación de centrales nucleoeléctricas a finales del periodo, se plantean ahora como CC a base de gas natural en la región de Guaymas.

Escenario Inversión Producción Total

A 362 758 1,120

B 133 629 762

B' 129 589 718

C 418 565 983

D 396 615 1,011

A' 199 960 1,159


C-9

Evolución de la capacidad de generación en las áreas Noroeste y Norte

Tabla C.4 C.5.1 Requerimiento de combustible del nuevo parque de generación en el área

Noroeste Considerando la mayor eficiencia de los ciclos combinados, la alta disponibilidad de esta tecnología y el menor precio del combustible, se estima una producción de energía eléctrica en función de los despachos económicos equivalentes a factores de planta del orden de 80% a 90 por ciento. Para este nivel de producción, el consumo anual esperado de gas natural asociado a la operación del parque existente de generación y los nuevos CC del área Noroeste, se incrementarán de 61 MMpcd en 2014 a 503 MMpcd en 2024, valor que se reduciría a 431 MMpcd en 2026. En la figura C.4 se presenta la evolución del consumo de las centrales nuevas de CC y de las térmicas existentes del área Noroeste que se convertirían a gas natural. Con la entrada en operación de las nuevas centrales de CC, las térmicas convencionales reducirán considerablemente su contribución en el despacho de energía eléctrica, particularmente las de esta área debido a sus menores eficiencias, aun cuando se convierta la operación a base de gas natural de las centrales térmicas Topolobampo II, Puerto Libertad y la unidad 3 de Mazatlán II.

Topolobampo II 2x1G CC 700 Abr 2016Topolobampo III 2x1G CC 700 Jun 2017Guaymas 2x1G CC 747 Abr 2017Guaymas II 2x1G CC 747 Abr 2018Mazatlán 3x1F CC 867 Abr 2021

C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 2 TC 84 Nov 2016C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 1 TC 84 Nov 2016C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 3 TC 158 Nov 2016C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 4 TC 158 Nov 2016Puerto Libertad 1 TC 158 Abr 2017Puerto Libertad 2 TC 158 Abr 2017Puerto Libertad 3 TC 158 Abr 2017Puerto Libertad 4 TC 158 Abr 2017J. Aceves Pozos (Mazatlán II) 1 TC 158 Abr 2017J. Aceves Pozos (Mazatlán II) 2 TC 158 Abr 2018J. Aceves Pozos (Mazatlán II) 3 TC 300 Abr 2021

Adiciones

Retiros

Nombre de la central Unidad Tipo MW Mes Año


C-10

Evolución del consumo estimado de GN, para centrales existentes y nuevos proyectos del área Noroeste

Nota: Las 4 unidades de la CT Puerto Libertad se retiran en abril de 2017, las unidades 1, 2 y 3 de CT Mazatlán II se retiran en abril de 2017, 2018 y 2021, respectivamente

Figura C.4

C.5.2 Programa integral de generación y red de gasoductos Norte—Noroeste En la figura C.5 se muestran las regiones de los estados del Noroeste y Norte del país involucrados en el programa de adiciones de capacidad y las trayectorias de red de gasoductos. Se ubican geográficamente y en el tiempo los proyectos de CC y las longitudes de los gasoductos desde los puntos de suministro en Tucson y Hueco, ambos en los Estados Unidos de América. El esquema considera únicamente aquellos proyectos de generación relacionados con la nueva infraestructura de transporte de gas natural. Por ello, no se incluyen las centrales existentes de ciclo combinado en Samalayuca II, Naco Nogales y Hermosillo (PIE y CFE), ni el proyecto Agua Prieta II programado para 2013, en las cuales el suministro de gas natural se proporcionará con la infraestructura de transporte actual.

8

6896 89 89 79 81 79 79 83 80 74

4887 90

79 81 80 80 83 8074

8

72

95 8799 101 98 96

9989

73

8

88 87 99 10198 96

99

89

73

10

84122 122

122

121

121

61 60

93

99

60 6261

3417 17

17

17

17

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

MMPCD

CC Topolobampo II CC Topolobampo III CC Guaymas CC Guaymas II CC Mazatlán CTs Puerto Libertad, Topolobampo II y U3 de Mazatlán II

61 68 322 418 415 427 489 503 476 431Totales 170 493482


C-11

Programa integral de capacidad de generación y red de transporte de gas natural Norte—Noroeste

Figura C.5 El proyecto de gasificación del área Noroeste, aportará beneficios importantes en la economía de despacho del sistema eléctrico al posibilitar la incorporación de centrales de CC en centros de consumo importantes en Topolobampo, Guaymas y Mazatlán. Así mismo, se contará con excedentes de energía, particularmente en los meses fuera de verano, los cuales se exportarán del Noroeste al resto del SIN y permitirá retirar de operación centrales menos eficientes y con altos niveles de emisiones contaminantes en los estados de Sonora y Sinaloa. Este proyecto incrementará en el corto y mediano plazos la participación de la tecnología a base de gas natural en el sistema eléctrico. Por lo tanto será materia de revisión del programa de requerimientos de capacidad a fin de sujetarse al cumplimiento de los lineamientos de participación de este combustible en conjunto con las tecnologías a base de fuentes de energía renovables y de generación limpia.

CC Norte VI (2025)459 MW

CC Guaymas I (2017)CC Guaymas II (2018)

CC Mazatlán (2021)867 MW

CC Topolobampo II (2016)CC Topolobampo III (2017)

CC Norte II (2013)459 MW

CC Norte III (2015)954 MW

CC Norte IV (2019)918 MW

CC Norte V (2022)944 MW

CC El Encino619 MW

CT Topolobampo II320 MW

CT Mazatlán, 616 MW

CT P. Libertad , 632 MW

Longitud Total: 2,549 km.

380 km

661 km684 km

326 km

462 km

36 km

Ciclo combinado

Térmica convencional

CT Guaymas II958 MW


D-1

ANEXO D ANÁLISIS DEL IMPACTO EN EL PLAN DE EXPANSIÓN DE LAS REFORMAS LEGALES SOBRE ENERGÍAS RENOVABLES

D.1 Introducción El 1 de junio de 2011, el Congreso General de Los Estados Unidos Mexicanos emitió el decreto por el que se reforman los artículos 3º, fracción III; 10; 11, fracción III; 14 y 26, todos de la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética (LAERFTE), y 36 bis de la ley de Servicio Público de Energía Eléctrica. En este anexo se analizan los impactos potenciales y las dificultades que tendría la aplicación de la reforma en el proceso de planificación de la expansión del sistema eléctrico nacional, en particular con relación al siguiente artículo:

Artículo 11.- La Secretaría de Energía elaborará y coordinará la ejecución del Programa1/, para lo cual deberá: III. Establecer metas de participación de las energías renovables en la generación de electricidad, las cuales deberán aumentar gradualmente sobre bases de viabilidad económica y potencial técnico existente. Dichas metas deberán ser actualizadas y reportadas semestralmente, y se expresarán en términos de porcentajes mínimos de capacidad instalada y porcentajes mínimos de suministro eléctrico, e incluirán metas para los suministradores y los generadores. Transitorio Segundo. Para efectos de la fracción III del artículo 11 de la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética, la Secretaría de Energía fijará como meta una participación máxima de 65 por ciento de combustibles fósiles en la generación de energía eléctrica para el año 2024, del 60 por ciento en el 2035 y del 50 por ciento en el 2050.

El artículo 11, hace referencia al Programa especial para el aprovechamiento de energías renovables, cuya versión vigente contiene metas de participación en capacidad y generación con fuentes de energía renovables hasta 2012. En el presente anexo, se muestran los resultados de estudios respecto a la viabilidad técnica y económica de aplicar dicho transitorio, en lo referente a una participación máxima de 65% con combustibles fósiles en la generación de energía eléctrica. Para ello, se analizan posibles escenarios de incorporación de capacidad de generación a base de fuentes de energía renovable y de centrales nucleares, con los cuales se cumpliría con la participación antes mencionada, y se cuantifican sus efectos en los costos totales de expansión y en los requerimientos de reserva del sistema eléctrico nacional. Tales escenarios se contrastan con el de Planeación, el cual se detalla en este documento. D.2 Antecedentes Diversas naciones como España, Alemania, Dinamarca, Gran Bretaña y EUA, han impulsado desde hace más de dos décadas el desarrollo de fuentes de energía renovable —eólica, solar,

1/ Programa especial para el aprovechamiento de energías renovables, SENER, 2009


D-2

mareomotriz— motivados por la seguridad energética, el desarrollo rural y la reducción de los impactos ambientales originados por el consumo de combustibles fósiles. Para ello han diseñado y puesto en práctica diversos mecanismos de incentivos y subsidios fiscales del estado y de los particulares, para dar viabilidad y sustentabilidad a fuentes renovables. El marco legal en México ofrece posibilidades para el uso sustentable de fuentes renovables de energía en el sector privado para la generación de energía eléctrica. Esto es posible principalmente, por la reforma de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) publicada en 1992 la cual permite la participación del sector privado en la generación de energía eléctrica, en especial para autoabastecimiento. Adicionalmente, como resultado de la Reforma Energética aprobada en 2008 por el Congreso, se emitió, entre otros, el decreto por el cual se expide la LAERFTE. Su objetivo es regular el aprovechamiento de fuentes de energía renovables y tecnologías limpias para generar electricidad con fines distintos a los del servicio público. A diferencia de otros países, en México el aprovechamiento de estos recursos renovables se ha dado de manera distinta. En el caso de autoabastecimiento, el regulador ha establecido tarifas abajo del costo para el porteo de energía eléctrica, a través de la red de servicio público, lo cual representa un cargo para las finanzas de CFE. También se ha creado la figura de bolsa de energía con el objeto de transferir en el tiempo la energía producida por las fuentes renovables intermitentes de acuerdo a los requerimientos de las cargas de las sociedades de autoabastecimiento. Actualmente la incorporación de las fuentes de energía renovables en el portafolio de tecnologías de generación eléctrica se apoya en gran medida en las finanzas de CFE. La actual regulación requiere de cambios para desarrollar mecanismos financieros y fiscales que den viabilidad sostenible en el largo plazo, a este tipo de fuentes de energía. D.3 Programas e instrumentos relacionados con la sustentabilidad ambiental

y la transición energética, definidos en la LAERFTE La Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética establece que la SENER elabore, coordine su ejecución y presente periódicamente dos instrumentos principales, entre otros, relacionados con la incorporación de fuentes de energía renovable en el ejercicio de planificación del sistema eléctrico nacional: Programa especial para el aprovechamiento de energías renovables (PEAER), artículo 11; y la Estrategia Nacional para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía, artículos 22, 23 y 26. En seguida se presentan los aspectos relevantes del PEAER. D.3.1 Programa especial para el aprovechamiento de energías renovables2/ El programa deriva de un mandato de la LAERFTE. Su propósito es la incorporación de las energías renovables a la matriz energética nacional, para lograr una verdadera transición energética. Es el instrumento mediante el cual se establecerán las políticas públicas en la materia, determinando los objetivos para el uso de dichas fuentes de energía, y las acciones para alcanzarlas. 2/ Conceptos del documento oficial de la Secretaría de Energía, emitido en 2009


D-3

Su objetivo principal consiste en promover el aprovechamiento de energías renovables, estableciendo objetivos específicos y metas, así como las acciones necesarias para alcanzarlas. Dentro de los primeros y con relación a la industria eléctrica se establece ampliar el portafolio energético del país, que proporcione mayor seguridad energética al no depender de una sola fuente de energía. Las metas de este programa tienen alcance a 2012 y consideran:

1. Alcanzar una participación de 7.6% en la capacidad instalada

2. Lograr una generación de energía eléctrica entre 4.5% y 6.6 por ciento Para el cumplimiento de las metas de capacidad de generación eléctrica por energías renovables de este Programa, se supone la disponibilidad de recursos provenientes de la Reducción de Emisiones Certificadas de los proyectos registrados ante el Mecanismo para un Desarrollo Limpio. D.4 Estrategia Nacional de Energía En noviembre de 2008, el Congreso Mexicano reformó el artículo 33 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal. En particular, la fracción VI de este artículo dispone que el Ejecutivo Federal enviará al H. Congreso de la Unión, en febrero de cada año, para su ratificación en un plazo máximo de 30 días hábiles, la Estrategia Nacional de Energía (ENE) con un horizonte de 15 años, elaborada con la participación del Consejo Nacional de Energía. La Estrategia Nacional de Energía constituye el documento rector del sector energético. Éste ordena y alinea, con una misma visión de largo plazo, las acciones de los diferentes participantes. La Estrategia ratificada por el Congreso en 2010, plantea una visión del sector a 2024, con una definición de objetivos, líneas de acción y metas. La instrumentación de las líneas de acción tendrán un impacto que se reflejará en diversos indicadores, que se agruparan en tres ejes rectores: seguridad energética, eficiencia económica y productiva, y sustentabilidad ambiental. El eje rector de sustentabilidad ambiental incorpora para el subsector eléctrico, la meta de lograr en 2024 una participación de 35% con tecnologías limpias, en la capacidad de generación del sistema eléctrico. D.5 Resultados del programa de expansión a 2026 En el capítulo 3 se aborda con todo detalle el programa de adiciones de capacidad para el horizonte de 15 años. El programa de requerimientos de capacidad definido para el escenario de Planeación es la referencia para este análisis. Dicho programa es resultado de los estudios de expansión del sistema eléctrico, y con él se atiende lo estipulado en el artículo 36 Bis de la LSPEE referente al cumplimiento del menor costo total de largo plazo, así como lo establecido en la ENE con relación al cumplimiento de la meta de 35% de generación limpia respecto a la capacidad total del sistema eléctrico.


D-4

D.5.1 Capacidad En la figura D.1 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad efectiva en 2026 para el Sistema Eléctrico —servicio público y autoabastecimiento remoto—. Para clasificar el tipo de tecnología y combustible usado por la categoría definida en el PRC como Nueva Generación Limpia (NGL), se establecieron las siguientes consideraciones consistentes con lo previsto en el capítulo 3, cuadro 3.25: § Se definieron como centrales carboeléctricas los proyectos Noreste (Sabinas) IV y V, y

Pacífico II y III. Los primeros se ubicaron en la región de Río Escondido y los últimos en Lázaro Cárdenas, Michoacán

§ Los Proyectos Oriental I-II y III-IV se consideraron como centrales de ciclo combinado

en la región de Veracruz, mientras que Noroeste IV y V se ubicaron en la región de Puerto Libertad con la misma tecnología

De la capacidad total del sistema eléctrico en 2026, la participación de tecnologías de ciclo combinado a base de gas natural será de 53.3% —incluye NGL definido como CC—, las fuentes renovables —incluye las grandes centrales hidroeléctricas— alcanzarán una participación de 28.6%; las que operan a base de combustóleo y diésel reducirán su participación a 3.4%; y la tecnología de carbón convencional disminuirá su participación a 6.7 por ciento. En total esta última incrementaría su participación a 9.7%, sin embargo 3% considera captura y secuestro de CO2. La tecnología nuclear contribuirá con 1.7%, con lo cual la generación limpia tendrá una participación de 37.8 por ciento.

Participación de la capacidad instalada por tipo de tecnología en 2026 Sistema eléctrico (93,502 MW)3/ 4/

1/ Carboeléctrica con captura y secuestro de CO2 2/ Ciclo combinado con captura y secuestro de CO2 3/ Incluyen incrementos en RM de Laguna Verde, Altamira, Río Escondido; modificaciones en El Sauz U5; y varias centrales hidroeléctricas (538.8 MW) 4/ Incluye autoabastecimiento remoto

Figura D.1


Turbogás3.3%



Carboeléctrica6.7%




convencional3.0%

NGL3.0%

NGL4.5%

Solar0.8%

Biomasa0.5%

2/

1/


D-5

D.5.2 Energía Para estimar la participación de combustibles fósiles —carbón, coque, gas natural, diésel y combustóleo— en la producción de energía eléctrica en 2026, se determinó la producción de energía en el Sistema Eléctrico, para las condiciones de demanda y capacidad instalada. Esta última, a partir de la evolución de la capacidad considerada en los programas de requerimientos de capacidad (PRC), de retiros y de autoabastecimiento remoto, presentados en el capítulo 3 de este documento y las consideraciones para la categoría NGL descritas en la sección anterior. Como resultado de las simulaciones, en la figura D.2 se presentan las participaciones en la producción de energía eléctrica por tipo de combustible utilizado. La correspondiente a combustibles fósiles asciende a 80.6%, con 64.7% a base de gas natural con ciclos combinados. La generación total con combustibles fósiles es 15.6 puntos porcentuales superior a la participación máxima establecida en la reforma a la LAERFTE —transitorio segundo—, para definir las cotas para fuentes de energía renovable. En el cálculo se consideró una parte de las tecnologías NGL como carboeléctricas (4.42%) y otra como ciclos combinados (5.88%), ambas equipadas con tecnología de captura y secuestro de CO2.

Participación por tipo de fuente primaria en la producción de energía eléctrica en 2026, (479,650 GWh)

1/ NGL definida como carboeléctrica con captura y secuestro de CO2 2/ NGL definida como ciclo combinado con captura y secuestro de CO2

Figura D.2


Turbogás0.47%






5.33%Termoeléctrica convencional

1.88%

NGL4.42%

NGL5.88%Solar

0.31%

Biomasa0.29%

2/1/


D-6

D.6 Escenarios para utilización máxima de 65% de combustibles fósiles en 2026

Se destaca que en la elaboración de estos escenarios, se hicieron supuestos generales y simplificados a partir del escenario de planeación que se reporta en el Capítulo 3 de este documento. A diferencia de los análisis de expansión para determinar el escenario de planeación, no se corrieron los modelos de planificación, de análisis de redes ni de estudios de producción. La elaboración detallada de estos escenarios demandaría un gran esfuerzo en recursos humanos y tiempo de ejecución, debido a que se tendrían que desarrollar los programas de expansión, estudios de producción de energía eléctrica y consumo de combustibles, entre otros, lo que requiere para su elaboración tiempos similares a los requeridos para el plan óptimo, de nueve a diez meses. Aún así, no tendrían la solidez del plan de expansión del escenario de planeación, por la incertidumbre en los recursos de viento o sitios apropiados, así como la decisión para llevar a cabo nuevos polos de desarrollo para generación nuclear. Para los últimos años del horizonte se determinó la energía de fósiles que habría que reemplazar por generación no fósil, a fin de lograr la cota de 65% a base de fósiles a partir de 2024 y mantener su cumplimiento al 2026. A partir de dicha energía, se determinó la capacidad con estas fuentes que habría que desplazar. En los escenarios se consideraron tecnologías de eoloeléctricas con respaldo de TG y Nucleoléctricas. Para disminuir la participación de 80.6% con combustibles fósiles en la generación de electricidad —resultado del ejercicio de planificación de mínimo costo— a 65%, se requeriría desplazar 74.7 TWh de generación fósil a no-fósil. Para ello, se sustituirá generación de ciclos combinados por la de centrales nucleares y/o tecnologías con fuentes de energía renovable (eoloeléctrica). D.6.1 Escenarios de generación para limitar el uso de combustibles fósiles En el cuadro D.1 se presentan los escenarios con los montos de capacidad eólica y nuclear que serían necesarios para cumplir la cota máxima de producción de energía eléctrica con base en combustibles fósiles (65%). En todos los casos, la referencia es el programa de requerimientos de capacidad, de retiros y de autoabastecimiento, del escenario de planeación, además de las premisas indicadas en D.5.1. En cada escenario se especifican los montos de capacidad de CC que deben ser removidos del programa asociado al escenario de planeación, así como las adiciones de eoloeléctricas, nucleoeléctricas y TG de respaldo, requeridas en cada caso. Como premisa básica se estableció el cumplimiento del margen de reserva requerido en el sistema. Debido a esto, los escenarios con fuentes de energía renovable intermitente como las eoloeléctricas, consideran la capacidad de respaldo necesaria para lograr los niveles de reserva adecuados.


D-7

Escenarios con proyectos renovables y nucleares

Cuadro D.1 En la figura D.3 se presenta el resumen de participación de generación en 2026 para los bloques de energía limpia —no fósil y renovable— y con combustibles fósiles. Para efectos comparativos se incluye el correspondiente al escenario de planeación descrito en la sección D.5.2.

Participación de la producción de energía en 2026 Sistema Eléctrico (479,650 GWh)

Figura D.3

Escenario

Renovables

Nuclear

Se excluyen: 10,698 MWequivalentes a 15 o 16 proyectosde aproximadamente 700 MW

Se adicionan 28,411 MW, equivalentesa 284 granjas eólicas de 100 MW

Se adicionan 7,857 MW de TGaeroderivadas, como respaldo paramantener el criterio de reserva en elsistema

Ciclos combinados Eoloeléctricas Nucleoeléctricas


Se adicionan 10,698 MW,equivalentes a 7 u 8 centrales

Híbrido (Nucleoeléctricay eoloeléctrica)


Se adicionan 20,900 MW equivalentesa 209 granjas eólicas de 100 MW

Se adicionan 2,800 MWequivalentes a 2 centrales

Se adicionan 5,792 MW de TGaeroderivadas, como respaldo paramantener el criterio de reserva en elsistema

Fósiles No fósil y renovables




64.7%

49.1% 49.1% 49.1%

13.2%

13.2% 13.2% 13.2%

2.7%

80.6%

2.7%

65.0%

2.7%

65.0%

2.7%

65.0%

9.2%

9.2% 9.2% 9.2%

2.5%

6.6% 2.5%

18.1%

2.4%

2.4%2.4%

2.4%5.3%

16.8% 20.9%

5.3%

Ciclo combinado y TG de respaldo CarboeléctricaTermoeléctrica convencional, combustión interna y Turbogás HidroeléctricaNucleoeléctrica Geotermoeléctrica, solar y biogásEoloeléctrica

Planeación Híbrido con respaldo Renovables con respaldo Nuclear


D-8

En el análisis se consideró la disponibilidad de capacidad de las tecnologías. Así, las nucleoeléctricas tienen factores de disponibilidad altos, sin embargo en el caso de eoloeléctricas, su disponibilidad de capacidad en la demanda máxima es muy pequeña. La estadística de operación de este tipo de centrales en el Istmo de Tehuantepec —región con la mejor calidad de viento en el país—, indica una aportación de aproximadamente 10% de su capacidad nominal. En el plano internacional, existen proyectos en estudio y desarrollo tecnológico que son considerados como tecnologías de generación limpia. Tal es el caso de centrales a base de combustibles fósiles, desechos industriales, basura, entre otros, a las cuales se incorporan dispositivos para captura y secuestro de CO2. Sin embargo, por la definición establecida en la reforma de Ley, este tipo de centrales —lecho fluidizado, GICC, carboeléctricas, etcétera—, se siguen considerando como parte del límite máximo de 65 por ciento. La incorporación de centrales con fuentes de energía renovable o limpia, representaría disminuciones en el requerimiento de GN en 2026 con respecto al escenario de planeación: 1,307 MMpcd en el escenario híbrido, 1,291 MMpcd en el de renovables con respaldo y 1,350 MMpcd en el nuclear. D.6.2 Escenarios con 65% de generación fósil En la figura D.4 se muestra el resumen de participación en capacidad de los escenarios planteados para cumplir con la meta de 65% en generación con fósiles. Se consideran las reducciones de la tecnología de CC y los requerimientos adicionales de renovables —incluye respaldo— y nucleoeléctricas. Para cada escenario, se incorpora la capacidad necesaria para mantener el margen de reserva en el sistema, igual al del escenario de planeación.

Participación de capacidad por tipo en 2026 Sistema Eléctrico

Figura D.4





53.3%

34.8% 32.9%41.8%

3.3%

7.9% 9.2%

3.3%

9.7%

8.1% 7.7%9.7%

3.4%

69.7%

2.9%

53.7%

2.7%

52.5%

3.4%

58.2%

18.0%

15.0% 14.1%

18.0%

1.7%

3.9%1.4%

13.2%

2.4%

1.9%1.7%

2.4%

8.2%

25.5%30.3%

8.2%

Ciclo combinado Turbogás (incluye la de respaldo)Carboeléctrica Termoeléctrica convencional y combustión internaHidroeléctrica NucleoeléctricaGeotermoeléctrica, solar y biogás Eoloeléctrica

Planeación (93,502 MW) Híbrido con respaldo(112,296 MW)

Renovables con respaldo(119,072 MW)

Nuclear (93,502 MW)


D-9

Para lograr la cota máxima de 65% de generación con combustibles fósiles, en el escenario con tecnología de fuentes renovables se redujo la capacidad de CC en 10,698 MW y se agregaron 28,411 MW de eólicas así como 7,857 MW de turbogás de respaldo. Por lo tanto, se tendría una capacidad de generación adicional de 25,570 MW respecto al programa correspondiente al escenario de Planeación descrito en el capítulo 3 y en la sección D.5.1. Para el caso con centrales nucleoeléctricas, dado que se reemplaza tecnología de CC con capacidad firme de nucleares, la capacidad final no se modifica. En un escenario híbrido, la capacidad de CC a reducirse sería reemplazada por 2,800 MW de tecnología nuclear y 20,900 MW de centrales eoloeléctricas. Se requeriría además de un respaldo equivalente a 5,792 MW con TG. Por lo tanto, se tendría una capacidad de generación adicional de 18,794 MW respecto al programa del escenario de Planeación descrito en el capítulo 3. D.6.3 Costos estimados de escenarios con 65% de generación fósil Cada uno de los escenarios planteados en la sección anterior, cumplen con la participación máxima de las tecnologías a base de combustibles fósiles en la producción total de energía eléctrica. Los costos totales de producción —inversión, combustible y O&M— se valoran a partir de los costos nivelados de las tecnologías —CC, eoloeléctricas, nucleoeléctricas y TG— involucradas en el proceso de sustitución de la producción de energía fósil por no-fósil para cumplir con la cota máxima establecida, y la energía generada atribuible a cada bloque de capacidad. Esta última, determinada con factores de planta esperados para cada tipo de central: 80% para CC y nucleoeléctricas, 30% para eoloeléctricas y 12.5% para la TG de respaldo. Debido al requerimiento de respaldo con TG para los dos escenarios en donde se incorporan centrales eoloeléctricas, la energía producida con CC de 74.7 TWh a desplazarse originalmente, debe ajustarse con la correspondiente a la generación proveniente de dicho respaldo. De esta manera, en el escenario con renovables el respaldo con TG operando a factor de planta de 12.5%, representaría 8.6 TWh. Por tanto, a los 74.7 TWh de CC habría que incrementarlos en 8.6 TWh, lo que significa que la disminución total en CC sería de 83.3 TWh. Consideraciones similares aplican al caso híbrido. De esta forma se mantiene el balance entre la generación total desplazada en fósiles y la aportación de las tecnologías limpias más el requerimiento del respaldo. Como referencia, la capacidad de eoloeléctricas programada en el escenario de planeación, descrito en el Capítulo 3, es de 7,700 MW. En la propuesta hipotética del escenario con renovables se requeriría adicionar casi cuatro veces ese monto. Esta capacidad adicional se instalaría en regiones con menor calidad de viento, lo que haría los proyectos más costosos y por tanto menos competitivos. En el cuadro D.2 se presentan los costos totales de generación de cada bloque de capacidad y los sobrecostos anuales de cada escenario con respecto al caso base del POISE.


D-10

Sobrecostos con generación máxima de 65% con combustibles fósiles

1/ Despachos determinados para factores de planta de 80%, CC y nucleoeléctricas, 30% para eoloeléctricas y 12.5% para TG

Cuadro D.2 Los resultados muestran que el escenario con adiciones de renovables resulta con el mayor sobrecosto anual respecto al caso de referencia (PRC). El caso con menor sobrecosto respecto al de planeación corresponde al escenario con centrales nucleares, sin embargo los tiempos para construcción, así como los recursos financieros requeridos, hacen irrealizable la instalación de 7 u 8 centrales de este tipo al 2026. En resumen, el cumplimiento de la cota máxima de 65% en la producción de energía eléctrica con combustibles fósiles a 2026, presenta retos técnicos y económicos que hacen inviable alcanzar la meta. En el cuadro D.3 se indica la reducción de emisiones de CO2, respecto al escenario de planeación, para los escenarios considerados en el cuadro D.2. En la última columna se estima el costo/tonelada de CO2 que se necesitaría para equilibrar el sobrecosto total para cada escenario. El nivel de emisiones sería menor en el caso nuclear, sin embargo aun en ese caso al considerar el sobrecosto anual correspondiente, el costo unitario atribuible sería de 177 dólares/tonelada de CO2. Para los otros escenarios este costo sería mayor. Como referencia, en la evaluación económica de los proyectos de generación para el PEF-2012, se considero un beneficio de 15 dólares por tonelada de CO2 evitada para los proyectos a base de renovables.

Reducción de emisiones de CO2 en 2026, atribuibles a los escenarios planteados para cumplir la meta de 65% en generación con fósiles

Cuadro D.3

Se reduce CC -83,266 58.9 -4,902Se incrementa Eoloeléctrica 74,663 103.4 7,720 TG (respaldo) 8,603 151.0 1,299 4,117

Se reduce CC -74,663 58.9 -4,395Se incrementa nucleoeléctricas 74,663 98.0 7,317 2,922

Se reducen CC -81,005 58.9 -4,769Se incrementa Eoloelécrica 55,040 103.4 5,691 Nucleoelécrica 19,622 98.0 1,923 TG (respaldo) 6,342 151.0 958 3,803

Nuclear

Híbrido con respaldo

EscenarioBalance de

energía1 (GWh)Costo nivelado

(dól/MWh)Costo total de producción

(millones de dólares)Sobrecosto anual

(millones de dólares)Renovables con respaldo

Planeación 0.0 0 0

Renovables con respaldo 13.6 4,117 304

Nuclear 16.5 2,922 177

Híbrido (Eoloeléctrica y Nuclear) 14.3 3,803 265

EscenarioReducción de emisiones de CO2

(millones de toneladas)Sobrecosto

(millones de dólares)Costo unitario

(dól/ton de CO2)


D-11

No obstante que se reconocen las ventajas de incluir en el plan de expansión una cartera diversificada de proyectos de generación, con menores emisiones de contaminantes, reducción de los efectos a la salud y a los ecosistemas, así como incrementar la seguridad energética por menor dependencia de los combustibles fósiles, la definición de metas para las fuentes de energía renovable o de generación limpia hace necesario realizar estudios de expansión del sistema eléctrico, a fin de determinar la viabilidad técnica y económica de las alternativas de solución. D.6.4 Escenario híbrido Como se ha comentado, al inicio de la sección D.6, la elaboración de estos escenarios se basa en supuestos generales y simplificados a partir del escenario de planeación que se reporta en el Capítulo 3 de este documento. Para el escenario híbrido se describe como tendría que ser la evolución de capacidad para lograr en 2024 el cumplimiento del 65% de la generación a base de combustibles fósiles. En el cuadro D.4, se muestra la evolución de la capacidad. A partir de 2019 se iniciaría el reemplazo de generación fósil a base de gas, para llegar en 2024 y mantenerse al 2026 con una participación máxima de generación a base de fósiles de 65 por ciento. El reemplazo de capacidad de ciclos combinados por capacidad de generación con eoloeléctricas y su correspondiente respaldo con TGs se inicia en 2019. En 2023 y 2025 se ha supuesto la entrada en operación de una central nucloeléctrica en cada uno de estos años, sin especificar ubicación regional alguna. Con estos ajustes a la capacidad de generación se llegaría a la meta planteada.

Escenario híbrido: Evolución de la capacidad del sistema eléctrico (MW)

Cuadro D.4 En los cuadros D.5 a y b, se muestra la evolución de la generación bruta por tecnologías. De manera análoga a la de evolución de capacidad, a partir de 2019 iniciarían los ajustes para llegar en 2024 a una participación máxima de 65% de la generación de electricidad con combustibles fósiles. Los cambios se tendrían en las tecnologías de CC, TG, eoloeléctricas y nucleoeléctricas, respecto al caso de referencia.

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Termoeléctrica Convencional 7,671 7,088 6,288 5,160 4,540 4,220 4,220 3,520 3,520 2,820Ciclo combinado 27,548 30,140 31,868 32,277 34,896 34,896 34,802 34,313 36,215 39,126Turbogás 2,681 2,588 3,222 4,446 5,663 6,879 7,551 8,447 8,404 8,831Combustión interna 402 402 402 402 402 402 402 402 402 402Carbón 6,274 6,274 6,274 6,274 6,274 6,274 6,274 6,274 6,274 6,274Carbón limpio 0 0 0 0 0 700 700 2,100 2,800 2,800Hidroeléctrica 12,952 14,042 14,259 14,934 15,648 15,648 15,932 16,758 16,758 16,808Biomasa 100 100 150 150 200 200 250 250 350 400Nucleoeléctrica 1,620 1,620 1,620 1,620 1,620 1,620 3,020 3,020 4,420 4,420Geotermoeléctrica 1,009 1,019 1,019 1,094 1,064 1,064 1,064 1,064 1,064 1,064Solar 45 45 145 145 295 295 445 445 645 745Eoloeléctrica 5,507 6,307 10,007 13,807 16,957 20,407 24,907 27,707 27,707 28,607

Total 65,810 69,625 75,254 80,309 87,559 92,605 99,566 104,299 108,558 112,296


D-12

Escenario híbrido: Generación bruta del sistema eléctrico (GWh)

Cuadro D.5.a

Generación bruta del sistema eléctrico (%)

Cuadro D.5.b

Tipo de tecnología 2017 2018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026

Fósiles 254,302 264,709 274,070 276,910 277,950 283,824 282,661 286,091 298,050 311,773

Termoeléctrica Convencional 24,982 23,489 20,516 19,328 12,364 11,581 10,557 9,642 9,240 9,031

Ciclo combinado 182,409 194,196 206,447 208,921 215,463 217,548 215,181 212,339 218,391 229,315

Turbogás 1,845 1,461 1,527 1,527 1,964 2,375 1,508 1,598 1,617 1,695

Turbogás de respaldo a Eololicas 280 1,687 2,873 4,205 4,941 5,922 5,922 6,342

Generación distribuida 764 684 764 686 541 541 531 530 541 541

Combustión interna 2,450 2,201 2,156 2,265 2,359 2,441 2,128 2,113 1,469 1,399

Carboeléctrica 39,693 40,519 40,220 40,331 40,228 40,075 40,442 40,561 39,890 40,074

Lecho Fluidizado 2,159 2,159 2,159 2,166 2,159 2,159 2,159 2,259 2,159 2,159

Carboeléctrica Limpia 2,899 5,212 11,127 18,821 21,216

Renovables 58,766 63,176 67,925 79,717 94,551 105,046 115,110 131,039 127,663 134,843

Solar 64 62 230 288 523 606 853 923 1,256 1,505

Geotermoeléctrica 7,947 8,058 8,119 8,654 8,453 8,667 8,936 8,922 8,727 8,608

Eoloeléctrica 16,653 19,920 22,894 33,072 45,884 55,224 64,089 77,599 73,691 80,585

Hidroeléctrica menor 9,630 10,665 12,211 13,228 15,219 16,078 16,761 19,119 19,517 19,673

Hidroeléctrica mayor 24,472 24,472 24,472 24,476 24,471 24,472 24,472 24,476 24,472 24,471

No Fósiles 12,661 12,649 12,671 12,845 12,822 12,981 22,803 23,010 32,825 33,035

Nucleoeléctrica 12,251 12,251 12,251 12,287 12,251 12,251 22,062 22,098 31,873 31,639

Biogas 404 397 421 558 571 730 742 912 952 1,396

Importación 7 1

Total sistema eléctrico 325,729 340,534 354,666 369,472 385,323 401,851 420,574 440,140 458,538 479,650

Tipo de tecnología 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Fósiles 78.07 77.73 77.28 74.95 72.13 70.63 67.21 65.00 65.00 65.00

Termoeléctrica Convencional 7.67 6.90 5.78 5.23 3.21 2.88 2.51 2.19 2.02 1.88

Ciclo combinado 56.00 57.03 58.21 56.55 55.92 54.14 51.16 48.24 47.63 47.81

Turbogás 0.57 0.43 0.43 0.41 0.51 0.59 0.36 0.36 0.35 0.35

Turbogás de respaldo a Eololicas - - 0.08 0.46 0.75 1.05 1.17 1.35 1.29 1.32

Generación distribuida 0.23 0.20 0.22 0.19 0.14 0.13 0.13 0.12 0.12 0.11

Combustión interna 0.75 0.65 0.61 0.61 0.61 0.61 0.51 0.48 0.32 0.29

Carboeléctrica 12.19 11.90 11.34 10.92 10.44 9.97 9.62 9.22 8.70 8.35

Lecho Fluidizado 0.66 0.63 0.61 0.59 0.56 0.54 0.51 0.51 0.47 0.45

Carboeléctrica Limpia - - 0.72 1.24 2.53 4.10 4.42

Renovables 18.04 18.55 19.15 21.58 24.54 26.14 27.37 29.77 27.84 28.11

Solar 0.02 0.02 0.06 0.08 0.14 0.15 0.20 0.21 0.27 0.31

Geotermoeléctrica 2.44 2.37 2.29 2.34 2.19 2.16 2.12 2.03 1.90 1.79

Eoloeléctrica 5.11 5.85 6.46 8.95 11.91 13.74 15.24 17.63 16.07 16.80

Hidroeléctrica menor 2.96 3.13 3.44 3.58 3.95 4.00 3.99 4.34 4.26 4.10

Hidroeléctrica mayor 7.51 7.19 6.90 6.62 6.35 6.09 5.82 5.56 5.34 5.10

No Fósiles 3.89 3.71 3.57 3.48 3.33 3.23 5.42 5.23 7.16 6.89

Nucleoeléctrica 3.76 3.60 3.45 3.33 3.18 3.05 5.25 5.02 6.95 6.60

Biogas 0.12 0.12 0.12 0.15 0.15 0.18 0.18 0.21 0.21 0.29

Importación 0.002 0.000

Total sistema eléctrico 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00


D-13

Así mismo, en el cuadro D.6 se muestra el cambio en el consumo de combustibles. En este caso el gas natural disminuiría sus requerimientos a partir de 2019 respecto al caso de referencia. El consumo de uranio se incrementaría a partir de 2023. Los demás combustibles no presentarían modificación.

Escenario híbrido: Requerimientos de gas (volumen)

Cuadro D.6 En lo relativo al margen de reserva, en este escenario se sustituye capacidad firme de ciclos combinados por capacidad de eoloeléctricas con respaldo de turbinas de gas y capacidad firme de nucleoléctricas. Con esta combinación de tecnologías de reemplazo, se mantendrían los mismos niveles de MR que en el escenario de planeación.

Combustible 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

GAS (MMPCD) 3,617 3,826 4,070 4,041 4,155 4,105 4,057 4,048 4,192 4,400

Gas Nacional + Importado 2,487 2,669 2,952 3,123 3,434 3,562 3,819 4,023 4,266 4,580

Gas natural licuado (GNL) 1,130 1,157 1,172 1,165 1,156 1,134 1,144 1,148 1,136 1,126Ahorro de gas 55 246 435 591 906 1,123 1,210 1,307


E-1

ANEXO E INTERCONEXIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE BAJA CALIFORNIA SUR AL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

E.1 Introducción Los sistemas eléctricos se desarrollan de acuerdo a las características físicas de las diferentes regiones, tipo de demanda y recursos energéticos disponibles, mediante los cuales se cubren las necesidades de energía eléctrica. La planificación y expansión del sistema incorpora suficiente capacidad de generación y red de transmisión en cada región para el suministro de la demanda y con la reserva necesaria para cumplir con los criterios de confiabilidad. Algunas áreas del sistema pueden cubrir sus necesidades con sus propios recursos, sin embargo, las regiones vecinas pueden tener características complementarias; de esta manera la integración de los sistemas resulta en beneficios al compartir recursos. La interconexión de sistemas eléctricos permite mejorar la seguridad operativa, la confiabilidad del suministro, compartir recursos energéticos y disminuir los costos de operación del sistema resultante, mantener un margen de reserva razonable, así como la posibilidad de un suministro alterno en condiciones de emergencia. En el estado de Baja California Sur (BCS) no existen recursos energéticos en la región que hagan posible la incorporación de diversas tecnologías de generación. Por otra parte, la ubicación de los grandes centros de consumo, como lo es la zona Los Cabos, donde las restricciones ambientales son severas, se ha decidido incorporar generación en la zona La Paz para proporcionar el suministro. Los costos de operación del sistema BCS son muy altos, el parque de generación instalado está constituido por unidades térmicas convencionales que recientemente han sido modificadas para reducir las emisiones de gases contaminantes a la atmósfera, plantas de combustión interna que utilizan en su operación combustóleo o diésel y una gran cantidad de unidades turbogás y turbojet que se han incorporado al sistema para cubrir los picos de la demanda y apoyar el suministro en condiciones de emergencia. La necesidad de la interconexión del sistema de BCS al SIN se sustenta en una disminución de costos de operación y de inversión en el largo plazo, además de incrementar la confiabilidad del suministro. Inicialmente se había considerado interconectar el sistema de BCS al SIN a la altura de las ciudades de La Paz y Los Mochis, mediante un enlace submarino en Corriente Directa (CD). Sin embargo, derivado de las profundidades del mar de Cortés en esos puntos , que rebasan los 2,000 metros en algunas secciones, fue descartada la opción desde el punto de vista tecnológico, situación que obligó a buscar un punto de interconexión más al norte. E.2 Principales interconexiones con cable submarino en el mundo La historia de las instalaciones de cables submarinos comienza alrededor de 1840 con la puesta en servicio de cables para comunicaciones telegráficas en ríos y bahías. En 1898, se instaló el primer cable submarino de energía eléctrica en el canal Gowanus, en la ciudad de Nueva York.


E-2

En las décadas siguientes, las aplicaciones para éstos continuaron en ríos y canales, destacando las instalaciones que en 1908 se realizaron en el Canal de Panamá. En 1954 se instaló el primer sistema de transporte de energía eléctrica en HVDC, con 100 kilómetros de cable submarino para conectar la isla de Gotland con la Suecia continental. Debido al avance en los últimos años en las áreas de tecnología de los materiales para aislamientos en cables de potencia, barcos de gran capacidad para el tendido del mismo y los dispositivos de sujeción, se han desarrollado proyectos más ambiciosos de interconexión eléctrica. En la instalación de cables submarinos, éstos se someten a multitud de esfuerzos, que por orden de severidad son: mecánicos, químicos, térmicos y eléctricos. Por ello, el diseño de los cables submarinos es muy particular en lo referente a los esfuerzos mecánicos y a las agresiones químicas que debe soportar. A pesar de todo, la técnica de instalación de cables permite garantizar una vida útil de 30-40 años. Algunos de los proyectos más importantes para cables de energía submarinos instalados en el mundo son:

Principales interconexiones con cable submarino realizadas en el mundo

Cuadro E.1

E.3 Sistemas eléctricos a interconectar El sistema eléctrico interconectado de BCS da el servicio a las ciudades de Villa Insurgentes, Ciudad Constitución, La Paz, San José del Cabo y Cabo San Lucas entre las de mayor importancia en el estado, así como diversos poblados situados a lo largo de la costa del Océano Pacífico y el mar de Cortés.

Enlace Año Voltaje (kV) Capacidad (MW)

Longitud (km)

Profundidad máxima (m)

British Columbia - Vancouver 1956 132, CA 25 163

Reino Unido - Francia 1961 200, CD 160 64

Cerdeña - Córcega 1964 200, CD 119 500

Isla finesa de Aland - Suecia 1973 145, CD 55

Dinamarca – Suecia 1973 420, CA 8.5

Alemania – Suecia 1994 450, CD 600

España - Marruecos 1997 400, CA 27 610

Golfo de Aqaba 1997 420, CA 13 850

Isla de Man - Inglaterra 2000 90, CD 106

Italia - Grecia 2001 400, CD 160 1,000

New Haven – Long Island 2002 150, CD 330 40

Abu Safah – Arabia Saudita 2004 115, CD 50 33

Isla Gossen – Ormen Lange 2006 420, CD 210

Holanda - Noruega 2008 450, CD 700 580

Isla Cerdeña - Lazio 2009 CD 1000 435 1,600

Mallorca – Península Ibérica 2011 CD 400 1,485


E-3

En la parte media de la península de BC existen dos pequeños sistemas eléctricos que operan en forma aislada entre sí y del resto del sistema interconectado de BCS; estos son Guerrero Negro (GN) y Santa Rosalía (SR). El sistema eléctrico de GN suministra a poblaciones ubicadas al norte del estado de BCS, entre las que destacan El Vizcaíno, Guerrero Negro, Bahía Tortugas y Bahía Asunción sobre la costa del océano Pacífico, así como pequeños poblados de BC como Bahía de los Ángeles. El sistema eléctrico de SR realiza el suministro de la población de Santa Rosalía, así como diversas poblaciones entre las que destaca Mulegé, San Bruno y San Ignacio. El área Noroeste es parte del SIN y proporciona el suministro de energía eléctrica a los estados de Sonora y Sinaloa. Sus centros de carga más importantes son Hermosillo y Ciudad Obregón en Sonora, además de Culiacán, Los Mochis y Mazatlán en Sinaloa. E.4 Comportamiento de la demanda en los sistemas a interconectar En 2010, la demanda del sistema de BCS con los sistemas aislados presentó un valor máximo de 393 MW. En la figura E.1 se observa su comportamiento durante 2010, donde su máxima ocurre durante la época de verano.

Demanda horaria integrada de BCS 2010

Figura E.1 Los sistemas aislados de SR y GN tuvieron una demanda máxima en 2010 de 15.4 MW y 13.3 MW respectivamente. La figura E.2 muestra el comportamiento de su demanda; en ambos su mayor demanda sucede en verano. Sin embargo, en GN su valor es similar durante el año. Al hacer una superposición horaria se observa una demanda máxima coincidente de 25.5 MW.

100

150

200

250

300

350

400

117

334

551

768

986

110

3312

0513

7715

4917

2118

9320

6522

3724

0925

8127

5329

2530

9732

6934

4136

1337

8539

5741

2943

0144

7346

4548

1749

8951

6153

3355

0556

7758

4960

2161

9363

6565

3767

0968

8170

5372

2573

9775

6977

4179

1380

8582

5784

2986

01

MW


E-4

Demanda integrada de los sistemas aislados de BCS 2010

Figura E.2 La figura E.3 muestra el comportamiento de la demanda del área Noroeste durante 2010. La máxima se registró el 25 de agosto, con un valor de 3,617 MWh/h, mientras que la mínima fue de 1,008 MWh/h y ocurrió el primero de enero.

Demanda diaria del área Noroeste en 2010

Figura E.3

En la figura E.4 se muestra la curva de duración de carga anual de 2010 del área Noroeste. La información se presenta en valores por unidad.

13.3

15.4

25.49

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

20.0

22.0

24.0

26.0

01-Ene 01-Feb 01-Mar 01-Abr 01-May 01-Jun 01-Jul 01-Ago 01-Sep 01-Oct 01-Nov 01-Dic

Guerrero Negro 2010 Santa Rosalía 2010 GN-SR Interconectados 2010

MW

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

Enero

Febre

ro

Marz

o

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agost

o

Septiem

bre

Oct

ubre

Novie

mbre

Dic

iem

bre

MWh/h

Mes

Demanda Máxima Demanda Mínima


E-5

Curva anual de duración de carga del área Noroeste en 2010

Figura E.4 E.5 Estudio de Batimetría La batimetría es la medición de profundidades del fondo marino. Los estudios oceanográficos de batimetría y corrientes marinas, entre otros, son muy importantes para la planeación de la ruta más adecuada para el tendido de un cable submarino de transporte de energía. La profundidad de la ruta marítima define el tipo de estructura para protección del cable y la tecnología de instalación. El IIE realizó el proyecto “Estudio batimétrico para determinar la factibilidad de la instalación de un cable de energía en el Golfo de California” considerando los criterios técnicos especificados por CFE para la obtención de la ruta idónea. Organizó la actividad en un estudio de gabinete, recopilación de información en sitio (estudio de campo) y explotación de resultados. El estudio de gabinete es una investigación documental y análisis de información mediante el cual se determina la factibilidad técnica de las rutas marinas, a partir de los recursos electrónicos disponibles para determinar distancias y profundidades entre otros aspectos técnicos, considerando las mejores prácticas y los sitios especificados por CFE para obtener un plan de trabajo de campo. Los datos fueron tomados por batimetrías existentes en la zona por diversas embarcaciones y datos publicados por la NOAA (National Oceanic and Atmosphere Administration) y se realizó la recopilación de datos con la herramienta GEOMAPAPP. El estudio de campo consiste en llevar a cabo los recorridos de las trayectorias propuestas y aprobadas para cada una de las rutas establecidas en el plan de trabajo presentado en el estudio de gabinete. Con base en los datos interpretados, la ruta Bahía Kino-Infiernito presentó las mejores características en cuanto a profundidad y distancia marina, por debajo de las demás rutas estudiadas. Por tanto fue la seleccionada para la posible instalación del cable submarino, debido a que cumple con los criterios previamente establecidos.

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

De

ma

nd

a e

n p

u

Duración en pu


E-6

E.6 Red de transmisión asociada al proyecto de interconexión BCS-SIN Una vez definida la trayectoria más adecuada para la instalación del cable submarino mediante los estudios de batimetría, se realizaron los estudios electrotécnicos para definir la red de transmisión asociada al proyecto. Por las condiciones en las cuales se pretende llevar a cabo la interconexión del cable submarino, el bajo nivel de corto circuito en el punto de interconexión del sistema de BCS y la longitud de las líneas de transmisión en CA requeridas en ambos sistemas, se requiere que la interconexión se realice en CD mediante estaciones convertidoras HVDC VSC. Los puntos de interconexión donde se instalarán las estaciones convertidoras del tipo HVDC con tecnología VSC son Bahía Kino en el área Noroeste del SIN e Infiernito en la zona Santa Rosalía (SR) en el sistema BCS. La interconexión se ha propuesto realizarla mediante un cable submarino en una configuración monopolar simétrica, como se muestra en la figura E.5.

Estaciones convertidoras en ambos sistemas

Figura E.5 Esta tecnología de HVDC se basa en estaciones convertidoras con fuentes de voltaje (VSC), con un concepto modular y con diversas capacidades de potencia a niveles de tensión de hasta 500 kV, y que pueden utilizarse con líneas aéreas o cualquier tipo de cable submarino o subterráneo en conexión simétrica o asimétrica. El costo de las estaciones HVDC con tecnología VSC depende de la configuración seleccionada para el proyecto y de la confiabilidad requerida. De acuerdo a referencias bibliográficas, la confiabilidad del dispositivo es de 98 por ciento. Dentro de los principales beneficios de las estaciones convertidoras HVDC con VSC, se muestran las siguientes:

1. Cada terminal tiene un control continuo de la potencia activa y reactiva en forma independiente

2. La capacidad de potencia reactiva en estado estable, puede utilizarse para controlar el voltaje

230 kV AC

Cable submarino: 88 kmEstación convertidora BCS Estación convertidora

SIN

230 kV AC

CD+V

CD-V

Válvulas convertidoras

IGBT

Filtros de CA

Transformador convertidor

PCD


E-7

3. El control de potencia reactiva en cada terminal es independiente y al mismo tiempo puede mantener el voltaje de CD, lo que da como resultado una eficiente operación de la transmisión

4. Tiene capacidad de potencia reactiva dinámica para condiciones de contingencia del

sistema en CA

5. Bajos requerimientos de filtrado

6. Sin requerimientos de filtros para la conexión/desconexión de bancos de capacitores shunt ante cambios en la transferencia de potencia

7. Proporciona soporte de voltaje en CA, reduciendo las pérdidas de las líneas de transmisión

8. Respuesta rápida a caídas de voltaje y mejoras en la calidad de voltaje de las cargas cercanas

9. Puede utilizarse para arranque negro ya que cuenta con recursos para el soporte de voltaje y control de frecuencia

10. Apoyo como reserva para los periodos de punta; es decir, responde favorablemente a las contingencias de pérdida de generación o carga, modifica rápidamente el flujo de potencia a través del enlace de interconexión y reduce el desbalance en la red

La combinación del control de la potencia activa y reactiva en cada terminal es similar a un generador virtual en cada punto de entrega de potencia. Esto reduce el costo de infraestructura para soporte de voltaje. Respecto al cable submarino por utilizar en la interconexión, se ha considerado un conductor de cobre, diseñado para soportar una profundidad marina máxima de 700 metros. El diámetro completo del cable con un diseño tentativo es de ±150 kV, 400 MW con 122 mm y un peso aproximado de 40 kg/m.


E-8

E.6.1 Red de transmisión asociada en el sistema de BCS Con los sitios establecidos para la instalación de las estaciones convertidoras, así como con la capacidad de transmisión del enlace, definida en función de la evolución de los valores de la demanda máxima en el mediano plazo, se realizaron los estudios electrotécnicos para determinar la red de transmisión asociada de mínimo costo de largo plazo por construirse en el sistema de BCS. Los análisis se desarrollaron para las condiciones típicas de operación durante la demanda máxima de verano y mínima de invierno con el propósito de definir la red de transmisión necesaria para importar hasta 300 MW del SIN. El proyecto se ha programado en 2018, con un nivel de tensión de la red en CA de 230 kV, actualmente están en proceso los estudios económicos que definirán la rentabilidad del proyecto. La red de transmisión definida para BCS consiste en:

1. Líneas de transmisión en 230 kV de 1,362 km-c y dos km-c en 115 kV

2. Compensador Estático de Vars de -150/150 MVAr

3. Incremento de la capacidad de transformación en 366 MVA, con relación 230/115 kV

4. Subestación de transferencia denominada Loreto maniobras, donde se instalará el CEV

5. 16 alimentadores en 230 kV y dos alimentadores en 115 kV La longitud estimada del cable submarino es de 88 km y las especificaciones técnicas del mismo se definirán una vez que se apruebe el proyecto. Figura E.6. E.6.2 Red de transmisión asociada en el área Noroeste del SIN

De acuerdo con los estudios batimétricos elaborados, para determinar la factibilidad de interconectar Baja California Sur con el SIN, se ha establecido que los mejores sitios para llevarlo a cabo son la población de Bahía Kino, en el SIN y El Infiernito, en BCS. Bahía Kino se ubica en la costa del mar de Cortés y forma parte del municipio de Hermosillo, Sonora. Eléctricamente pertenece a la zona Agrícola Hermosillo, del área Noroeste y se alimenta a través de la subestación del mismo nombre. Agrícola Hermosillo es una zona radial, con subestaciones de 115 kV a 13.8 kV, cuyas fuentes de alimentación son Hermosillo y Guaymas, las cuales se ubican aproximadamente a 60 km y 135 km de distancia, respectivamente. Su red de subtransmisión está conformada por líneas de 115 kV, calibre 336 ACSR, principalmente. Para transmitir una potencia de 300 MW se requiere una red más robusta que la existente en dicha zona. De acuerdo con el programa de expansión de la generación, entre 2017 y 2018 se instalarán cerca de 1,500 MW de generación adicional en la zona Guaymas, por lo que se ha determinado la conveniencia de que la red asociada al proyecto de interconexión, en el área Noroeste, consista en la construcción de una línea de transmisión de 230 kV entre Guaymas y Bahía Kino.


E-9

La red de transmisión de CA requerida en el área Noroeste es la siguiente:

1. 300 km-c de líneas de transmisión en 230 kV

2. Cuatro alimentadores en 230 kV

Red de transmisión asociada al proyecto de interconexión BCS-SIN

Figura E.6


Mujica

Vizcaíno

Golfo de California

Jesús María

Bahía Asunción

Guerrero Negro I

Parador Bahía de Los Ángeles

Nuevo Rosarito

Santa Rosaliíta

Puerto Nuevo

San Roque

Bahía Tortugas

Punta Eugenia

Punta Prieta

San Hipólito

La BocanaPunta

Abreojos

Zapata

Benito Juárez

Mulegé

Santa Rosalía

Tres Vírgenes

San Ignacio

Mezquital

Sonora

MinaDíaz Ordaz

San Bruno

Enlace en 230 kV

Subestación en 34.5 kV

Enlace en 115 kV

Subestación en 115 kV

Combustión interna

Enlace submarino en 230 kV

HVDC VSC

Bahía Kino

El Infiernito

Loreto

Santo Domingo

Puerto San Carlos

Rofomex

Las Pilas

Loreto maniobras Puerto

Escondido

Insurgentes

Villa Constitución

La Paz Coromuel

Punta Prieta I y II

San José del Cabo

Cabo San Lucas II

Diésel Los Cabos

Cabo Real

El Triunfo

Santiago

Olas Altas


Turbogás

Enlace nuevo en 230 kV

Geotermoeléctrica

Subestación nueva en 230 kV

Enlace en 34.5 kV

Subestación en 230 kV

El Palmar

Camino Real

Monte Real

Cabo Falso

Guaymas


E-10

E.6.3 Evaluación de la Interconexión Uno de los aspectos relevantes en el análisis de la interconexión es el costo nivelado de la energía en el sistema BCS, cuyo valor será función del costo de la generación en Sonora, del arreglo considerado para la propia interconexión, de las pérdidas en la transmisión y de los costos de operación y mantenimiento asociados. Los requerimientos de energía para BCS evolucionan en el transcurso del tiempo de 2,300 GWh hasta 5,000 GWh, donde el bloque de energía base cubre el 80% de la energía total. El costo estimado de la energía en Sonora es de 64 dólares/MWh, considerando generación a base de centrales de ciclo combinado con un precio de gas de 6.5 dólares/MMBtu. Las inversiones de la interconexión asíncrona incluyen estaciones convertidoras, 88 km de cable submarino, 1,364 km-c de línea aérea en BCS, 300 km-c en Sonora y subestaciones asociadas. La evaluación considera un primer caso con el cable submarino y una sola línea de transmisión de 230 kV en BCS. Con este arreglo, la confiabilidad de la interconexión es limitada, aún si se considera una tasa de falla muy pequeña para el cable submarino. Se analiza también un segundo caso de mayor confiabilidad con dos circuitos de 230 kV en la misma torre. En los casos anteriores se supone el mismo inicio de construcción para todos los elementos. En un tercer caso se difiere cinco años la construcción del segundo circuito en 230 kV. Una vez especificados los factores de costo anteriores, la sensibilidad del precio de la energía en BCS queda definida por la utilización y penetración de la interconexión. La penetración se define como el porcentaje de energía suministrada por la interconexión en los bloques base, punta e intermedia. El cuadro E.2 muestra el suministro de energía por la interconexión para una penetración del 35 por ciento. Las columnas del extremo derecho indican los valores de potencia cubiertos por la interconexión en cada bloque de demanda. Estos se calculan como el producto de la demanda en cada bloque por el porcentaje de penetración. La energía total de cada año, indicada en la segunda columna del cuadro E.2, es la suma de la energía en los tres bloques de demanda. La utilización se define como el porcentaje de la capacidad utilizada en cada año. De esta manera, para una utilización de 45% el año de entrada en operación de la interconexión será el año 2018, como se indica en el segundo renglón del cuadro E.2. Es importante notar que a medida que el nivel de penetración cambia, un mismo valor de utilización se presentaría en un año diferente, menor si el nivel de penetración aumenta, y mayor si disminuye. Al analizar a través de los años un nivel específico de penetración, se observa que la saturación de la interconexión se presentará en años diferentes para cada bloque de demanda. En años cercanos para el bloque de punta, y más lejanos para el de base. Consecuentemente, un mismo nivel de utilización se alcanza en años diferentes para cada nivel de penetración. Más pronto para una penetración mayor y más tarde para una penetración menor. Esto fundamenta la decisión del año operativo de la interconexión y su costo. De la misma manera, existe un año donde se presenta la saturación del enlace en cualquier bloque de demanda, el año 2032 para el caso del cuadro E.2.


E-11

Utilización de la interconexión BCS-SIN para un nivel de penetración del 35 por ciento

Cuadro E.2 Desde el punto de vista de la rentabilidad de la interconexión, siempre será deseable una alta utilización que incremente los flujos de efectivo del proyecto. En relación a la confiablidad del sistema, el tipo —o tiempo de respuesta— y capacidad de las unidades disponibles, en conjunto con la demanda, establecerán el nivel de penetración seleccionado para la interconexión, y consecuentemente su capacidad y año de entrada en operación. La confiabilidad del sistema BCS será resultado del margen de reserva disponible, determinado este por la interconexión, la generación del sistema y su tasa de falla asociada. De esta manera, la salida de la interconexión o generación deberá estar cubierta por las unidades de reserva sin afectar la continuidad del suministro. El análisis de esta circunstancia, en todos los años del periodo de planeación establece para la interconexión sus condiciones más adecuadas de capacidad, porcentaje de utilización, nivel de penetración así como año de entrada en operación. Con el objeto de obtener una sensibilización del costo nivelado de la generación en BCS, se estudiaron los casos del 50, 60 y 70% de utilización, y 35, 40 y 50% de nivel de penetración. En cada caso se evaluaron las diferentes opciones de interconexión mencionadas con anterioridad. El resultado de calcular el valor de la generación con y sin el segundo circuito en BCS establece una diferencia del costo nivelado de 6 dólares/MWh. Un valor pequeño tomando en cuenta el incremento en confiabilidad para la energía de la interconexión. Adicionalmente, el análisis de sensibilidad muestra una variación mínima en el costo nivelado para un mismo porcentaje de utilización y valores de penetración del 35 y 40 por ciento.

Punta Intermedia Base

2017 1,116 42 198 155 103

2018 1,193 45 212 166 110

2019 1,284 49 228 179 119

2020 1,382 53 245 192 127

2021 1,489 57 265 208 138

2022 1,609 61 286 224 149

2023 1,735 66 300 242 160

2024 1,875 71 300 261 173

2025 2,024 77 300 282 188

2026 2,159 82 300 300 202

2027 2,226 85 300 300 216

2028 2,298 87 300 300 230

2029 2,376 90 300 300 247

2030 2,459 94 300 300 265

2031 2,543 97 300 300 282

2032 2,633 100 300 300 300

2033 2,628 100 300 300 300

2034 2,628 100 300 300 300

2035 2,628 100 300 300 300

Demanda (MW)AÑO GWh Utilización


E-12

E.6.4 Costo nivelado de generación La alternativa para atender el incremento de la demanda en BCS considera la energía de la interconexión y el incremento de capacidad con generación eficiente del tipo turbogás (aeroderivadas) y ciclo combinado. Adicionalmente se prevé la conversión a gas de algunas unidades de combustión interna. Para tener una sensibilidad del diferencial de costo estimado entre la generación base en BCS – con la interconexión eléctrica – respecto a la alternativa de generación local – sin interconexión eléctrica - con unidades turbogás tipo aeroderivadas con un factor de planta de 80%, se presenta la figura E.7. En esta figura las líneas horizontales indican la banda de variación del costo nivelado con la interconexión, considerando los beneficios de interconectar los sistemas aislados de GN y SR y una incertidumbre de 15% en el costo de inversión de la interconexión. Las líneas verticales establecen el precio del gas esperado en BCS. Para este rango de precios el diferencial de costos nivelados es de alrededor de 20 dólares/MWh.

Comparación de costos nivelados de generación

Figura E.7

90

100

110

120

130

140

7.5 8.0 8.5 9.0 9.5 10.0 10.5 11.0 11.5 12.0 12.5 13.0

Cost

o Ni

vela

do

Precio del combustible BCS

Rango esperado de precio de gas

TG Aeroderivada

Interconexión

dólares/MMBtu

dólares/MMBtu


E-13

Si el desarrollo de la generación local fuera realizado con unidades ciclo combinado pequeñas (130 MW), la diferencia entre costos nivelados sería menor. Sin embargo, por su tamaño, estas unidades serían incorporadas al sistema a partir de 2023. Es importante resaltar la variación que los costos marginales del sistema BCS tendrán en el futuro con la operación de la interconexión eléctrica. Esta variación sería el resultado de la disponibilidad de generación barata a través de la interconexión y el despacho de unidades de alta eficiencia. La figura E.8 muestra los costos totales de corto plazo promedios incurridos en BCS en 2010 y 2011, los cuales deberán mostrar una reducción importante. Se debe resaltar que los costos operativos tendrían el mismo comportamiento a la baja.

Costos totales de corto plazo incurridos en BCS

Figura E.8 La prioridad del despacho en todas las condiciones de operación sería para la energía de la interconexión. En el bloque de demanda base se utilizaría generación a gas de alta eficiencia (turbinas aeroderivadas los primeros años y posteriormente ciclos combinados). Para el bloque de demanda intermedia, se emplearía mayormente unidades convertidas a gas y unidades de combustión interna de alta eficiencia. En el bloque de punta, unidades turbogás. Esto deberá reducir drásticamente los costos marginales para el sistema cuyos valores actuales rebasan los 300 dólares/MWh. Por otro lado, el financiamiento de proyectos similares a la interconexión con una gran inversión y baja utilización inicial, puede requerir características especiales, tales como un mayor plazo del crédito y/o la utilización de recursos presupuestales para cubrir una fracción de las obras, a fin de garantizar que los ingresos del proyecto sean mayores que los pagos de la deuda.

100

150

200

250

300

350


dólares/MWh

2010

2011


E-14

E.6.5. Incorporación de gas natural en BCS Como parte de la Estrategia de Desarrollo del Sistema de Gasoductos en México y del Cambio estructural en el mercado de gas natural en México, se plantea la iniciativa de desarrollar infraestructura de transporte de gas natural en BCS para importar y distribuir el combustible en las zonas de La Paz y Todos Santos. Al considerar disponibilidad de gas natural en la región —en el corto plazo— , fue necesario replantear la expansión de capacidad de generación en la zona y la conversión a gas de algunas unidades térmicas existentes. La opción de instalar ciclos combinados nuevos en el área tiene ventajas por la incorporación de centrales eficientes (50%), el retiro de centrales contaminantes, y la posibilidad de reducir los requerimientos de red de transmisión. E.6.5.1 Gasoducto La Paz—Todos Santos En la figura E.10 se muestra la posible trayectoria del gasoducto.

Gasoducto en BCS

Figura E.10


E-15

La figura E.11 presenta los requerimientos de gas para el periodo 2016-2026

Requerimientos de gas natural (MMm3d) en BCS

Figura E.11 El proyecto de gasificación del sistema BCS aportará beneficios significativos en la economía del sistema eléctrico al posibilitar la incorporación de centrales de CC en centros de consumo importantes en La Paz y Todos Santos. E.6.5.2 Suministro de gas natural comprimido (GNC) Se consideraron dos posibles puntos de suministro de gas natural, Puerto Libertad en Sonora o Topolobampo en Sinaloa. Ver figura E.12. Se prevé que el gas natural será transportado en forma comprimida, por lo que se deberá instalar una estación de compresión en el sitio seleccionado. Esto significa que debido al tiempo de construcción de la infraestructura de GNC, estará disponible en BCS en 2016. Se estima un requerimiento de gas de 1.8 MMm3d en promedio y, hasta un máximo de 2.22 MMm3d en el año 2026, como se muestra en la figura E 11. Por lo que es necesario incluir este requerimiento en los gasoductos de Sonora y Sinaloa.

Inte

rconexió

n a

l SIN

a p

art

ir d

e 2

018

Dis

ponib

ilidad d

el gas

a p

art

ir d

e 2

016

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

BCS+GN+SR interconectados al SIN 1.36 1.45 1.00 0.93 1.03 1.09 1.20 1.39 1.50 1.99 2.22

0

1

1

2

2

3


E-16

Figura E.12

Cañón

Lomas

El Triunfo

Sasabe

(PTECI)(UNSEI)

Loma

Arizona

Op. 230 kV

Op. 115 kV

Op. 230 kV

Op. 230 kV

Op. 230 kV

Insurgentes

Rofomex

Santiago

San Felipe

San Simón

Hermosillo IV

Coromuel

La Paz

Agustín Olachea

Punta Prieta

Topolobampo

Loreto

Santo Domingo

VillaConstitución

La RositaTijuana

A Miguel(SDG & E)

Cerro Prieto

PresidenteJuárez

CaliforniaA Imperial Valley(SDG & E, IID)

San LuisRío Colorado

PuertoPeñasco

Parque IndustrialSan Luis

Op. 161 kV

IndustrialCaborca Santa

CruzCananea

Nacozari

Hermosillo CC

PuertoLibertad

Seis de Abril

El Fresnal

Nuevo Casas

El Palmar

Cd. Los Cabos

Los Cabos

Olas Altas

Huites

Pueblo Nuevo

Cd. Obregón

Op. 230 kV

Los Mochis

Guamúchil

El Novillo

Hermosillo V

Guaymas

Op. 230 kV

Bácum

Cuauhtémoc

EnsenadaCiprés

Nogales

Hermosillo III

Santa Ana

San José del Cabo

CetysMexicali

A Three Points A Citizen Utilities

Culiacán

Rutas GNC

Gasoducto BCS

Todos Santos


F-1

ANEXO F TECNOLOGÍAS PARA EL ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA F.1 Introducción En el proceso convencional de generación, transmisión y suministro de energía eléctrica se cumple el balance instantáneo entre carga y generación. La energía que se proporciona a los usuarios en un momento dado debe ser igual a la que se produce en el conjunto de plantas generadoras del sistema, sin considerar las pérdidas por transmisión. Los desbalances momentáneos provocados por la conexión de carga o por la salida de generadores, se compensan con variaciones transitorias de la frecuencia, alrededor del valor nominal. En el largo plazo el faltante de energía debido a excursiones de frecuencia por debajo de los 60 Hz se compensa por medio de la acción de controles automáticos, que llevan la frecuencia por arriba del valor nominal durante un corto tiempo, para conservar el balance global. Con la reciente introducción de una cantidad cada vez mayor de generación renovable, de naturaleza intermitente, se prevé un incremento en la problemática del balance de energía tanto en periodos cortos de tiempo (segundos, minutos), como en ciclos de mayor duración (horas, días). Se hace necesario disponer de medios adicionales a los disponibles actualmente para aliviar dichos desbalances. Una alternativa para la solución de esta problemática es la utilización de medios tecnológicos con capacidad para almacenar y reintegrar energía al sistema eléctrico. El almacenamiento se puede realizar en los periodos de baja carga, mientras que la inyección de energía al sistema se puede efectuar en los picos de demanda. Estas aplicaciones podrían permitir el diferimiento de inversiones en la red así como representar beneficios económicos para los usuarios. En este anexo se presentan varias alternativas tecnológicas de almacenamiento de energía, algunas disponibles desde hace años, otras de reciente comercialización y en fase de investigación. Se señalan también las aplicaciones específicas a sistemas eléctricos. F.2 Descripción de tecnologías disponibles Se podría definir un sistema de almacenamiento de energía como aquel en el que se establece un ciclo eficiente de absorción, conversión y almacenamiento de la energía en alguna de sus formas, ya sea química, cinética, potencial o electromagnética para su posterior reconversión en alguna forma de energía utilizable. En este caso se describirán las opciones tecnológicas que inicialmente absorben y posteriormente proporcionan energía eléctrica. Con base en las características distintivas de cada proceso, se establece la siguiente clasificación general1/:

· Almacenamiento de fluidos · Baterías recargables · Sistemas mecánicos · Sistemas electromagnéticos

1/ AEA, Energy Storage and Management Study, 2010


F-2

F.2.1 Almacenamiento de fluidos Dentro de esta categoría se pueden mencionar las plantas de rebombeo y los sistemas que almacenan aire comprimido. Las anteriores son tecnologías actualmente disponibles en proyectos con capacidad superior a los 100 MW. Las plantas de rebombeo consisten en sistemas hidráulicos que utilizan la energía eléctrica disponible en periodos de baja demanda, para bombear agua desde un depósito que se encuentra a una elevación menor ―por ejemplo, un lago― hasta otro depósito de mayor altura. El agua se utiliza posteriormente para generar energía eléctrica durante los periodos de demanda máxima, de manera similar a las plantas hidroeléctricas convencionales. Esta tecnología es actualmente la de mayor uso a nivel mundial: en 1986 se estimaba una capacidad de 100 GW2/ distribuida en más de 200 plantas generadoras. Una variante de las plantas de rebombeo son aquellas que emplean agua de mar. Una aplicación potencial se tendría al usarlas en combinación con la generación eólica en alta mar, lo que ayudaría a disminuir su variabilidad y a disminuir los costos de interconexión del parque eólico. La utilización de generadores de velocidad variable permitiría mayor flexibilidad en el ajuste de la potencia de salida, para adaptarse mejor a los cambios de la generación eólica. Otra propuesta en estudio consiste en utilizar depósitos subterráneos, ya sea excavaciones realizadas con este propósito o minas en desuso (lo que disminuiría los costos de inversión). La fuente primaria de agua se podría tomar de lagos a nivel de superficie o del mar. A pesar de la alta eficiencia que pueden alcanzar las plantas de rebombeo, presentan las mismas desventajas que las plantas hidroeléctricas convencionales, esto es, alto impacto ambiental y altos costos de inversión, lo que ha disminuido el crecimiento de esta opción y ha impulsado el desarrollo de tecnologías alternas. Los sistemas de almacenamiento de aire comprimido utilizan energía eléctrica para comprimir aire dentro de un contenedor. El aire a alta presión se libera posteriormente y se emplea como auxiliar en el impulso de turbinas a gas natural, permitiendo la generación de electricidad con una menor utilización de combustible. El aire comprimido se puede almacenar en recintos subterráneos como formaciones de roca porosa, túneles de minas de sal o pozos petroleros agotados. F.2.2 Baterías recargables Sistemas compuestos por baterías recargables se pueden utilizar como medios de almacenamiento de energía a gran escala con un amplio rango de aplicaciones. El principio de operación es el mismo que utilizan las baterías de automóviles, pero con tamaños y capacidades mayores. Se comentarán enseguida las características y aplicaciones de algunos de los tipos más comunes de baterías disponibles, entre otros:

· Plomo y ácido sulfúrico · Níquel y otros elementos · Sodio y azufre · Baterías de flujo · Con base en iones de litio

2/ T. Moore et al, “Pumped Hydro – Backbone of Utility Storage”, IEEE Power Engineering Review, June 1986


F-3

Baterías plomo-ácido. En general se pueden clasificar en dos categorías: aquellas en las que los electrodos se hallan sumergidos totalmente en el electrolito, conocidas como de tipo ventilado o sumergido, y las de tipo sellado o con válvula reguladora, donde el electrolito se coloca en un medio absorbente o en forma de gel. Las primeras requieren mantenimiento periódico en el que se revisa el nivel del electrolito y se añade agua, en el segundo caso no se requiere de agua, aunque se deben verificar las condiciones de operación. A su vez, las baterías de tipo ventilado se clasifican en tres tipos: para encendido e iluminación, para tracción, y estacionarias. Las primeras son las utilizadas para el arranque de motores de combustión interna y en aquellas aplicaciones que requieren corrientes altas durante periodos cortos de tiempo, por lo cual serían adecuadas para controles a fin de mejorar la calidad de la energía en la red eléctrica. Por ejemplo, existen sistemas comerciales que pueden proporcionar 16 MW durante 30 segundos. Las baterías para tracción se emplean como fuentes de poder en vehículos de uso industrial o recreativo ―monta-cargas, vehículos de golf―. Su construcción difiere de las del tipo para encendido e iluminación requiriendo mayor fortaleza y grosor en los electrodos, en especial el positivo. Las baterías de tipo estacionario se utilizan para proporcionar energía de corriente directa a controles y relevadores así como energía de emergencia en subestaciones, plantas generadoras y sistemas de comunicación. En general se mantienen a plena carga, alimentadas por una pequeña corriente, y se descargan transitoriamente durante apagones o al accionar motores, interruptores o relevadores. Se construyen para un tiempo de vida largo, que a menudo se extiende por 30 o 40 años. Los campos de aplicación de las baterías de tipo sellado son: herramientas portátiles, fuentes de poder no interrumpible o dispositivos electrónicos portátiles. Debido al menor tiempo de vida e intolerancia al abuso no han sustituido a las baterías de tipo sumergido, sin embargo sí se han utilizado para reemplazar baterías de mayor costo como las de níquel-cadmio o níquel-hierro. El cuadro F.1 muestra las características de algunos sistemas de almacenamiento de energía con base en baterías de plomo y ácido para aplicaciones de potencia.

Cuadro F.1 Baterías con electrodos de níquel. La primera aplicación comercial de baterías con electrodos de níquel y hierro la realizó Tomás A. Edison hace más de 100 años. Desde entonces se han reconocido las ventajas de utilizar níquel, en combinación con otros metales para la fabricación de baterías. Las combinaciones con potencial para aplicaciones a nivel de sistemas de potencia son:

Proyecto Localización En operación Capacidad en CA Aplicaciones

BEWAG Berlín, Alemania 1986/nd8.5 MW por 60 min. 17 MW por 20

Control de frecuencia Reserva rodante

Chino California, EUA 1988/1997 10 MW por 4 hrs.

Regulación de frecuencia Control de V y Q Arranque negro

PREPA Puerto Rico 1994/1999 20 MW por 15 min.Control de frecuencia Reserva rodante


F-4

· Níquel – cadmio · Níquel – zinc · Níquel – hidrógeno · Níquel – hidruros de metal · Níquel – hierro

Las baterías de níquel-hierro se distinguen por su gran durabilidad y robustez. La batería puede ser sobrecargada, descargada, mantenida en circuito abierto por largos periodos o aun en corto circuito sin afectar de manera apreciable su tiempo de vida útil. Por otra parte, las limitaciones son: alta variabilidad con la temperatura, baja capacidad de retención de carga y baja densidad de energía, entre otras. Por lo anterior, han sido reemplazadas en la mayoría de las aplicaciones por baterías avanzadas de plomo-ácido o de níquel-cadmio. Con respecto a éstas últimas, son las de uso más extendido en la industria eléctrica actual. Se las encuentra en varias formas, incluyendo diseños ventilados o sellados. Son relativamente tolerantes al abuso ―aunque en menor grado que las baterías níquel-hierro―, tienen una densidad de energía mayor, un mayor ciclo de vida y requieren menor mantenimiento que las baterías de plomo-ácido. La mayor desventaja es su contenido de cadmio, el cual es un metal tóxico, por lo que la producción, uso y disposición final de estas baterías debe ser supervisado cuidadosamente. Las baterías de níquel-hidrógeno se utilizan en aplicaciones aeroespaciales. A pesar de tener muchas ventajas, como un largo ciclo de vida útil, bajo mantenimiento y alta confiabilidad, su alto costo ha limitado su aplicación más extensa. Las baterías de níquel e hidruro de metal son un derivado de las de níquel-hidrógeno. Utilizan este gas como electrodo negativo y aleaciones metálicas como electrodos positivos. La producción de este tipo de baterías en tamaños grandes, para aplicaciones a nivel industrial, se ha limitado en parte debido a dificultades de manufactura de los hidruros de metal en una manera uniforme, de aquí que para sistemas de potencia solamente se han empleado a nivel experimental. Con respecto a las baterías de níquel-zinc, se puede decir que se hallan también en fase de experimentación. El principal problema ha sido el desarrollo de un electrodo de zinc de larga vida, aunque algunas pruebas recientes señalan que se está cerca del éxito. El cuadro F.2 presenta las características de un sistema de almacenamiento de energía con base en baterías de níquel-cadmio, utilizado como respaldo de energía de corta duración en el sistema Golden Valley Authority3/ (GVEA) en Fairbanks, Alaska.

Cuadro F.2 Baterías sodio-azufre. En desarrollo desde 1960, este tipo de baterías utiliza sodio y azufre como electrodos negativo y positivo respectivamente, a una temperatura de operación entre 290º y 360º C, proporcionando cada celda un voltaje de 2 V y una capacidad de corriente de 628 Ah.

3/ B. Roberts and J. McDowalll, “Commercial Successes in Power Storage”, IEEE Power and Energy magazine, march/april 2005

Proyecto Localización En operación Capacidad en CA AplicacionesGVEA Alaska 2003/2015 27 MW por 15 min. Energía de respaldo


F-5

Se han diseñado módulos para descargas de larga duración (PS) y módulos para proporcionar pulsos rápidos de energía (PQ). La diferencia entre estos diseños se encuentra en los arreglos serie-paralelo de las celdas, los esquemas de protección y los voltajes de operación. Las características principales de ambos tipos de módulos se muestran en el cuadro F.3.

Cuadro F.3 En 20034/ se reportaron un total de 19 proyectos en fase demostrativa o en etapa comercial inicial, con capacidades individuales de 500 kW o mayores, totalizando más de 32 MW de capacidad y 240 MWh de energía disponible. Otros 30 proyectos con capacidad menor a 500 kW sumaban 3.5 MW de capacidad y 25 MWh de energía almacenada en sistemas con base en baterías de sodio-azufre. Baterías de flujo. Dentro de esta clasificación se encuentran los dispositivos que almacenan y liberan energía por medio de una reacción electroquímica reversible entre dos electrolitos. Los tipos más comunes son los siguientes: de bromo y zinc, de reducción de vanadio, y de bromo y azufre. Las baterías de bromo y zinc se encuentran en proceso de investigación y en algunos proyectos demostrativos, por lo que su aplicación comercial puede tomar todavía algunos años. En el caso de las baterías de reducción de vanadio se utilizan disoluciones de vanadio en ácido sulfúrico como electrolitos. La concentración de ácido es similar a la encontrada en las baterías de plomo-ácido. Ya que no existen desechos tóxicos al final de la vida útil de la batería, se promueve como una tecnología de almacenamiento ecológica. A nivel comercial existen dos desarrolladores de esta tecnología a nivel mundial, uno en Canadá y otro en Japón. El cuadro F.4 contiene información de los proyectos realizados por estas compañías.

Cuadro F.4 4/ EPRI-DOE Handbook of Energy Storage for Transmission & Distribution Applications,EPRI, Palo Alto, CA, and the U.S. Department of Energy, Washington, D.C., 2003, 1001834

Característica Módulo PS Módulo PQVoltaje nominalTemperatura de operaciónProtección eléctricaPotencia máxima - tiempoCiclos carga/descargaEficiencia promedio en CDPeso

64-128 V 640 V290-360º C 290-360º C

4500 al 90%, 2500 al 100%85%

3,500 kg

Fusibles internos Interruptor de CD y fusible externo100 kW por 2 hrs 250 kW por 30 seg

Localización Aplicación Capacidad en CA Fecha instalaciónJapón Edificio de oficinas 100 kW/8 hrs Febrero 2000Japón Industria eléctrica 200 kW/8 hrs 2000Japón Instituto Investigación 170 kW/6 hrs Marzo 2001Japón Fábrica de electrónica 3 MW/1.5 seg Abril 2001Japón Fábrica de electrónica 1.5 MW/1 hr Abril 2001Japón Compañía electricidad 250 kW/ 2 hrs 2001Japón Universidad 500 kW/10 hrs Julio 2001Canadá Universidad 250 kW/2 hrs Agosto 2001Canadá Industria eléctrica 250 kW/ 8 hrs Invierno 2003Canadá Uso residencial 200 kW/ 4 hrs Otoño 2003


F-6

Las baterías que utilizan como electrolito sales disueltas de bromo y azufre han estado en desarrollo desde la década de 1990. En general las baterías de flujo tienen la ventaja económica de un proceso similar al de las presas de bombeo, cuando los materiales activos permanecen en la solución durante las etapas de carga y descarga, como en este caso. Las desventajas están asociadas al uso de bombas y tuberías que añaden complejidad y costo al proceso, baja eficiencia, supervisión continua del estado de los electrolitos, y densidades de potencia y energía relativamente bajas. El cuadro F.5 muestra las características de un sistema de almacenamiento de energía con base en baterías de bromo y azufre en un proyecto a nivel demostrativo.

Cuadro F.5 Baterías con base en iones de litio. Se trata de celdas electroquímicas cuyas ventajas son una alta densidad de energía y una alta eficiencia. Entre los obstáculos para su uso a gran escala se tiene el costo, especialmente para aplicaciones de mayor capacidad, así como aspectos de seguridad relacionados con el riesgo de encendido o explosión por corto circuito. El mayor campo de aplicación para estas baterías ha sido el de los dispositivos electrónicos portátiles, aunque existen fabricantes de sistemas para uso en sistemas de potencia. Por ejemplo: para mejorar la confiabilidad de la red en la región norte de Chile se reportó en 2010 la instalación de un sistema con esta tecnología y 12 MW de capacidad, que sería utilizado con propósitos de regulación de frecuencia y reserva rodante5/. F.2.3 Sistemas mecánicos Dentro de este apartado se hallan los sistemas que almacenan energía cinética en el movimiento de una masa giratoria o rotor. De manera arbitraria se pueden agrupar en dos categorías: de baja y alta velocidad. Los rotores de los sistemas de baja velocidad giran a velocidades menores de 10,000 rpm y el rotor puede estar en posición horizontal o vertical. Los sistemas de alta velocidad se diseñan por lo general con el rotor en posición vertical. Las velocidades de rotación están arriba de las 10,000 rpm y en algunos diseños exceden las 100,000 rpm. En este caso se requieren baleros de tipo magnético para reducir la fricción entre el rotor y los soportes. La energía eléctrica se transfiere al rotor por medio de un motor eléctrico y se extrae usando un generador o alternador. El motor y el generador pueden ser la misma máquina. Adicionalmente se requieren controles y electrónica de potencia para convertir la frecuencia de la energía eléctrica obtenida del sistema mecánico a la frecuencia constante del sistema eléctrico. El cuadro F.6 presenta información sobre algunos sistemas mecánicos disponibles comercialmente para el almacenamiento de energía.

5/ http://member.bnamericas.com/news/energiaelectrica/Parker_instala_tecnologia_de_conversion_electrica_en_subestacion_de_Atacama

Proyecto Localización En operación Capacidad en CA Aplicaciones

Barford Inglaterra 2004 12 MW/100 MWhEnergía de respaldo arranque negro


F-7

Cuadro F.6 F.2.4 Sistemas electromagnéticos En esta categoría se encuentran los que hacen uso de los avances recientes en materiales superconductores y en la electrónica de potencia para lograr almacenar energía en forma de campo magnético. Se emplea una corriente eléctrica para inducir un campo magnético en una bobina construida de material superconductor, el cual, al no presentar resistencia a la circulación de corriente, no tiene pérdidas. En contraste con otros sistemas de almacenamiento de energía, el proceso de conversión ocurre solamente entre dos formas de energía eléctrica, de CA a CD y viceversa, por lo que no existen las pérdidas por procesos químicos de las baterías ni las pérdidas por rozamiento que se observan en los sistemas mecánicos. Sin embargo, existe un requerimiento de energía para el sistema de enfriamiento a fin de mantener la temperatura alrededor de 4.5º K en la bobina superconductora. Debido a la rapidez de la descarga de los sistemas electromagnéticos, se ha propuesto su utilización en las aplicaciones que requieren pulsos de energía, como por ejemplo para mejorar la estabilidad del sistema ante perturbaciones. La figura F.1 muestra esquemáticamente los principales componentes de un sistema electromagnético para almacenar energía.

Figura F.1

Velocidad [rpm]

Ambiente rotor

Potencia nom. [kW]

Tiempo de descarga

Tiempo de recarga

Pérdidas [%]

7,700 Vacío 250 13.5 s 2.5 min /60 kW 0.763,600 Helio 1,100 15 s 60 s 4.53,600 Aire 275-2000 10 s 10 s 2.51,800 Aire 315-2200 12 s 12 s 2.340,800 Vacío 100 15 s 15 s 0.755,000 Vacío 120 20 s 20 s 0.136,000 Vacío 250 30 s 30 s 0.2822,500 Vacío 2 3 hrs 2.5 hrs/4 kW 3.5


F-8

En 2003 se reportaba solamente un fabricante a nivel comercial en los EUA para aplicaciones en sistemas de potencia. A esa fecha se tenían 9 unidades instaladas, cada una con capacidad para entregar 3 MW por 1 segundo y 8 MVAr continuamente a 480 V. A nivel experimental se esperaba concluir la construcción de un sistema de 100 MJ de capacidad para el Laboratorio de Grandes Campos Magnéticos en Florida. F.3 Sistemas para almacenamiento de energía en operación F.3.1 Sistemas en operación comercial El cuadro F.7 describe las características principales de algunos proyectos de almacenamiento de energía reportados por la compañía AEP6/, de manera adicional al sistema instalado en la región norte de Chile, mencionado con anterioridad y que se encuentran en operación.

Cuadro F.7 Los sistemas que almacenan energía pueden operar comercialmente por la venta de servicios auxiliares, como capacidad de reserva, a compañías generadoras o a compañías distribuidoras de electricidad, en sistemas competitivos. También pueden ofrecer servicios de regulación de frecuencia o nivelación de demanda. De particular interés resulta la aplicación descrita en la última fila del cuadro F.7, donde se combina un sistema de almacenamiento de energía con un parque eólico de 98 MW de capacidad. El sistema con base en baterías tiene la capacidad de compensar las variaciones aleatorias de la generación eólica por medio de la inyección de energía en momentos donde el viento baja de intensidad, o también puede tomar energía del parque eólico en los periodos de alta producción, que podrían coincidir con periodos de baja demanda del sistema. El uso de las tecnologías de almacenamiento de energía en combinación con fuentes de energía renovable de naturaleza intermitente ―eólica, solar, etc.― proporciona mayor flexibilidad debido a que el ciclo de carga y descarga del sistema de almacenamiento de energía se puede adaptar a la duración de los periodos de producción de energía renovable y de esta manera reducir la aleatoriedad del suministro. Con objetivos de regulación de voltaje y respaldo de carga ante contingencias, a nivel de distribución se han diseñado e instalado sistemas de almacenamiento de energía con base en baterías de sodio-azufre. El cuadro F.8 presenta información sobre algunos sistemas de este tipo instalados por la compañía AEP7/ en diversos sitios de los EUA. El último de ellos, en la localidad de Presidio ―frontera con Ojinaga, Chihuahua― se puede emplear como sistema no

6/ http://www.aesenergystorage.com/projects.html 7/ http://www.aep.com/environmental/news/?id=1560

Localización Tipo Capacidad [MW] Aplicaciones

Virginia, EUA Planta rebombeo 586

Regulación de frecuencia, arranque negro, reserva rodante

Alabama, EUA Aire comprimido 110 Nivelación de demandaBremen, Alemania Aire comprimido 290 Nivelación de demandaNueva York, EUA Baterías iones de Litio 20 Reserva de capacidad

Virginia Occ.,EUA Baterías iones de Litio 32Compensación generación eólica


F-9

interrumpible de energía y alimentar en isla la carga local, durante el tiempo que toma transferirla al sistema de CFE, en condiciones de emergencia.

Cuadro F.8 F.3.2 Sistemas en fase de investigación Sistemas con base en hidrógeno. Por medio de un proceso de electrólisis, el hidrógeno y oxígeno presentes en el agua pueden ser separados usando energía eléctrica. Posteriormente se puede emplear una celda de combustible, alimentada por el hidrógeno previamente obtenido y almacenado, para producir electricidad. Actualmente sólo se han construido prototipos a pequeña escala para demostrar la factibilidad de aplicar esta tecnología. Los esfuerzos de investigación se dirigen hacia la forma en que será almacenado el hidrógeno, ya sea como gas comprimido o en forma líquida. Almacenamiento criogénico de energía. Una propuesta tecnológica alterna es la utilización de nitrógeno o aire líquidos. Estos gases son inicialmente enfriados utilizando la energía eléctrica de los periodos de baja demanda. Posteriormente en forma de gases a alta presión se les utiliza para impulsar una turbina y generar electricidad. No existen instalaciones a gran escala que apliquen esta tecnología. F.4 Aplicaciones en sistemas eléctricos Se considera que las tecnologías para almacenamiento de energía pueden ser útiles en la solución de los siguientes problemas: A Estabilidad angular. Para reducir o eliminar las oscilaciones de potencia en elementos

del sistema ante perturbaciones, por medio de la inyección o absorción rápida de energía en periodos de 1 a 2 segundos

B Estabilidad de voltaje. Con la finalidad de reducir la degradación del voltaje a través de

la inyección rápida de energía hasta por 2 segundos C Control de frecuencia (largo plazo). Para compensar desbalances carga-generación. Se

requiere proporcionar potencia activa al sistema hasta por 30 minutos D Control de frecuencia (corto plazo). El objetivo es auxiliar en la regulación de

frecuencia y el seguimiento de carga. El periodo de carga-descarga de energía se estima en alrededor de 10 minutos

E Reserva rodante. Para proporcionar reserva de potencia al menos por 2 hrs

Localización Capacidad [MW] Año de instalaciónCharleston, Virginia Occidental 1.2 2006Churubusco, Indiana 2 2008Balls Gap, Virginia Occidental 2 2008Bluffon, Ohio 2 2008Presidio, Texas 2 2010


F-10

F Calidad de la energía (corto plazo). Reducir caídas de voltaje en sistemas de distribución al inyectar potencia real hasta por 5 segundos

G Calidad de la energía (largo plazo). Además de los requisitos para el inciso F, se debe

contar con capacidad para proveer energía hasta por 4 hrs H Desplazamiento de carga (corto plazo). Se requiere absorber energía del sistema en

periodos de baja demanda y proporcionarla en demandas altas, por periodos de hasta 3 hrs

I Desplazamiento de carga (largo plazo). Similar al inciso H, extendiendo la duración

del tiempo de actuación del sistema hasta 10 hrs El cuadro F.9 muestra la relación entre los problemas anteriores y la tecnología que mejor se adapta a cada caso.

Cuadro F.9 F.5 Costos de tecnologías de almacenamiento de energía Los componentes principales del costo de inversión de un sistema para el almacenamiento de energía son los costos del equipo de conversión y del sistema de almacenamiento. El cuadro F.10 muestra los costos estimados para algunas de las tecnologías en los EUA8/.

Cuadro F.10

8/ Susan Schoenung, “Energy Storage Systems Cost Update”, Sandia National Laboratories, Report SAND 11-2730, April 2011

Tecnología\Aplicación A B C D E F G H IPlantas de rebombeo X X X XAire comprimido X X X XBaterías de plomo/ácido X X X X XBaterías con base en níquel X X XBaterías sodio/azufre X XBaterías de flujo X X XBaterías de iones de litio X XSistemas mecánicos X XSistemas electromagnéticos X X X

TecnologíaSistema de conversión [dól/kW]

Sistema de almacenamiento

[dól/kWh]Eficiencia del

ciclo [%]Ciclos de

carga/descargaPlantas de rebombeo 1,200 75 85 25,000

Aire comprimido 700 5 70 25,000Baterías de plomo-ácido 400 330 80 2,000Baterías de plomo-ácido con electrodos de carbón 400 330 75 20,000

Baterías sodio-azufre 350 350 75 3,000Baterías bromo-zinc 400 400 70 3,000

Baterías de reducción de vanadio 400 600 65 5,000

Baterías de iones de litio 400 600 85 4,000Sistemas mecánicos 600 1,600 95 25,000


G-1

ANEXO G ESTIMACIÓN DE LAS EMISIONES A LA ATMÓSFERA EN CENTRALES GENERADORAS

G.1 Introducción

Se presenta la estimación de las emisiones atmosféricas para las centrales generadoras existentes del servicio público de energía eléctrica en México y las programadas en el POISE 2012-2026. Se determinan las emisiones totales de cuatro contaminantes producidos por las centrales generadoras, expresadas en toneladas anuales: bióxido de azufre (SO2), óxidos de nitrógeno (NOx), partículas suspendidas totales (PST) y bióxido de carbono (CO2).

G.2 Metodología empleada en el cálculo de las emisiones

La estimación se realiza con los requerimientos anuales de combustibles para la producción de energía eléctrica, además de considerar factores de emisión y directrices internacionales, las características específicas de los combustibles, los valores de emisiones requeridos en las licitaciones para centrales nuevas y el equipo de control necesario en centrales existentes. G.2.1 Consideraciones generales

§ Para el NOx, tanto para centrales existentes de CFE como en la modalidad PIE, y centrales nuevas en cualquier esquema (OPF o PIE), se considera el valor requerido por la CFE en las licitaciones

§ Para las PST, se consideran las emisiones con el equipo de control instalado

§ Se incluye control de CO2 para las centrales con la nueva tecnología limpia que usan

carbón o gas natural. Asimismo, se considera control de SO2 y NOx G.2.2 Descripción de factores de emisión y directrices internacionales.

Para las centrales existentes, en cuanto a NOx y PST se utilizan los factores de emisión de la publicación “Compilation of Air Pollutant Emission Factors AP-42 Fifth Edition” de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos de América (USEPA). Los factores para SO2 se calculan a partir de la composición específica del combustible que utilizan las centrales generadoras, ya sea nacional o importado. Las emisiones de CO2, se estiman con las directrices del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC por sus siglas en inglés) para los inventarios de gases de efecto invernadero.


G-2

G.3 Generación anual bruta El cuadro G.1 contiene los valores de la generación anual bruta para el escenario de planeación.

Generación bruta anual, servicio público (GWh)

Cuadro G.1

G.4 Resultados

G.4.1 Emisiones anuales

En el cuadro G.2, se presentan las emisiones estimadas para cada año del periodo de planificación 2012-2026, de acuerdo con la metodología y consideraciones antes mencionadas. Se observa que las emisiones de NOx y PST no crecen significativamente, durante este periodo, pues la nueva generación que se introduce tiene emisiones moderadas de estos contaminantes. Para las emisiones de SO2 se observa una tendencia decreciente debida principalmente al retiro de centrales termoeléctricas convencionales que utilizan combustóleo. Para las emisiones de CO2 se observa una tendencia creciente moderada por la introducción de nueva generación a base principalmente de gas natural, para atender la demanda creciente de energía.

Tipo de tecnología 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019Total Servicio público 263,262 270,005 276,867 283,666 291,391 300,404 314,119 326,847Solo fósiles 211,770 216,394 221,132 226,607 232,883 239,313 249,912 260,254

Tipo de tecnología 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Total Servicio público 341,307 356,731 371,990 389,587 408,548 425,858 446,234Solo fósiles 272,995 286,413 300,254 316,854 333,554 350,704 371,438


G-3

Estimación de emisiones anuales de centrales generadoras1

(miles de toneladas)

Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

NOx 189.8 189.5 195.2 198.6 183.9 184.2 181.8 189.5 188.8 185.1 183.9 183.2 185.3 182.4 178.2

PST 126.8 115.4 114.5 116.6 118.3 115.7 119.9 118.1 115.6 112.0 111.7 112.3 113.2 108.9 110.1

SO2 924.4 894.8 892.2 854.1 827.9 713.5 717.5 674.6 628.0 573.3 573.9 555.5 560.8 525.5 517.5

Estimación de emisiones anuales de centrales generadoras1

(millones de toneladas)

Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

CO2 118.4 118.5 118.0 120.2 121.2 121.8 126.5 130.8 132.6 136.1 138.2 140.7 144.7 145.2 147.1

1/ Servicio Público. No incluye autoabastecimiento, importación ni cogeneración

Cuadro G.2

G.4.2 Índices anuales unitarios

A fin de contar con indicadores sobre el comportamiento futuro de las emisiones de contaminantes por unidad de energía eléctrica producida, se determinó un índice unitario considerando el total de la generación para el servicio público. Los índices expresan las emisiones contaminantes en toneladas por GWh de energía producida. Los valores anuales obtenidos por tipo de contaminante se muestran en las figuras G.1 a G.4. En general, los indicadores unitarios muestran una marcada tendencia decreciente a partir de 2015, para los tipos de contaminantes analizados, debido a diferentes factores entre los que se destacan: una participación creciente centrales de generación de fuentes de energía renovable, la implementación de equipos de control de emisiones en centrales de Nueva tecnología limpia, el retiro de unidades térmicas convencionales a base de combustóleo y la incorporación de centrales de mayor eficiencia que operarán con gas natural.


G-4

Índice unitario de emisión de Óxidos de Nitrógeno

Figura G.1

Índice unitario de emisión de Partículas Suspendidas Totales

Figura G.2

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

t NOx/GWh

Servicio público

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.45

0.50

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

t PST/GWh

Servicio público


G-5

Índice unitario de emisión de Bióxidos de Azufre

Figura G.3

Índice unitario de emisión de Bióxido de Carbono

Figura G.4

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

t SO2/GWh

Servicio público

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

t CO2 /GWh

Servicio público


H-1

ANEXO H PROYECTOS DE GENERACIÓN PROGRAMADOS CON AUTORIZACIÓN DE INVERSIÓN EN EL PEF

En el cuadro G.1 se indican los nombres de los proyectos de generación programados en 2011-2026, como han sido registrados en el PEF.

Proyectos de generación programados en 2011-2026 con autorización de inversión

Cuadro H.1

AÑO POISE (PRC )2011 Oaxaca II, III y IV 34 CE Oaxaca II y CE Oaxaca III y CE Oaxaca IV

Humeros Fase A 227 CG Los Humeros IIHumeros Fase B

2012 Oaxaca I 33 CE Oaxaca ILa Yesca U1 y U2 146 CH La YescaGuerrero Negro III 226 CCI Guerrero Negro IIILa Venta III 31 CE La Venta IIISanta Rosalía II 257 CCI Santa Rosalía IIBaja California Sur III (Coromuel) 236 CCI Baja California Sur IIIManzanillo I rep U1 y U2 222 CC Repotenciación CT Manzanillo I U-1 y 2

2013 Agua Prieta II 171 CC Agua Prieta II (con campo solar)Termosolar Agua Prieta IISureste I y II 40 CE Sureste I

41 CE Sureste IIBaja California II TG Fase I 229 CT Baja California IIBaja California III (La Jovita) 36 CC Baja California IIIBaja California Sur IV (Coromuel) 235 CCI Baja California Sur IVNorte II (Chihuahua) 28 CCC Norte IIGuerrero Negro IV 268 CCI Guerrero Negro IVSalamanca Fase I 261 CCC Cogeneración Salamanca Fase ICentro 264 CC Centro

2014 Santa Rosalía III 271 CCI Santa Rosalía IIIAzufres III Fase I 275 CG Los Azufres III (Fase I)Rumorosa I y II 44 CE Rumorosa I, II y III

2015 Norte III (Juárez) 38 CC Norte III (Juárez)Baja California Sur V (Coromuel) 286 CCI Baja California Sur VHumeros III 284 CG Los Humeros IIICentro II 285 CC Centro II

2016 Noreste (Escobedo) 43 CC NoresteTopolobampo II 42 CC Noroeste

2017 Chicoasén II 289 CH Chicoasén II2018 Occidental I (Bajío) 39 CC Occidental I (Bajío)

La Parota U1, U2 y U3 276 CH La Parota

POISE (PRC )Huinalá 180 CCC Huinalá Unidad 6 Laguna Verde 181 CN Laguna Verde CCC Poza Rica 216 CCC Poza Rica CCC El Sauz 217 CCC El Sauz Paquete 1CT Altamira 258 CT Altamira Unidades 1 y 2CT José López Portillo 278 CT José López Portillo

PEF

Unidades en Reabilitación y Mantenimiento (RM)PEF


I-1

ANEXO I GLOSARIO Aportaciones hidráulicas Volumen de agua captado por una presa o embalse durante un periodo, para generación de energía eléctrica o para otros fines alternos. Área de control Entidad que tiene a su cargo el control y la operación de un conjunto de centrales generadoras, subestaciones y líneas de transmisión dentro de un área geográfica. Autoabastecimiento Suministro de los requerimientos de energía eléctrica de un miembro o varios de una sociedad de particulares mediante una central generadora propia. Autoabastecimiento local Suministro a cargas de proyectos de autoabastecimiento con ubicación cercana al sitio de la central generadora; no utilizan la red de transmisión del servicio público. Autoabastecimiento remoto Suministro a cargas de proyectos de autoabastecimiento localizadas en un sitio diferente al de la central generadora, utilizando la red de transmisión del servicio público. Capacidad Potencia máxima de una unidad generadora, una central de generación o un dispositivo eléctrico, especificada por el fabricante o por el usuario, dependiendo del estado de los equipos. Capacidad adicional comprometida La disponible en los próximos años a través de fuentes de generación en proceso de construcción, licitación o ya contratadas, así como de compras firmes de capacidad, incluyendo importaciones. Capacidad adicional no comprometida La necesaria para satisfacer la demanda futura, cuya construcción o licitación aún no se ha iniciado. De acuerdo con la LSPEE y su reglamento, estas adiciones de capacidad se cubrirán con proyectos de producción independiente de energía o de CFE. Capacidad adicional total Suma de la capacidad comprometida y la no comprometida. Capacidad bruta La efectiva de una unidad, central generadora o sistema de generación. Incluye la potencia requerida para usos propios. Capacidad de interconexión Recursos de capacidad provenientes de otros sistemas eléctricos mediante los enlaces de interconexión. Capacidad de placa La especificada bajo condiciones de diseño por el fabricante de la unidad generadora o dispositivo eléctrico.


I-2

Capacidad de transmisión Potencia máxima que se puede transmitir a través de una o un grupo de líneas, desde un nodo emisor a otro receptor tomando en cuenta restricciones técnicas de operación como: límite térmico, caída de voltaje, límite de estabilidad, etc. Capacidad disponible Igual a la efectiva del sistema menos la capacidad indisponible por mantenimiento, falla, degradación y/o causas ajenas. Capacidad efectiva La potencia de la unidad determinada por las condiciones ambientales y el estado físico de las instalaciones. Corresponde a la capacidad de placa corregida por efecto de degradaciones permanentes, debidas al deterioro o desgaste de los equipos que forman parte de la unidad. Capacidad existente La correspondiente a los recursos disponibles en el sistema eléctrico (centrales de generación y compras de capacidad firme) en una fecha determinada. Capacidad neta Igual a la bruta de una unidad, central generadora o sistema eléctrico, menos la necesaria para usos propios. Capacidad retirada La que se pondrá fuera de servicio, por terminación de la vida útil o económica de las instalaciones o por vencimiento de contratos de compra de capacidad. Capacidad termoeléctrica de base y semibase Aquella que usualmente se despacha durante demandas bajas e intermedias de la curva de carga. Capacidad termoeléctrica de punta Aquella que usualmente se despacha solo durante las horas de mayor demanda en la curva de carga. Carga La potencia requerida por dispositivos que consumen electricidad y se mide en unidades de potencia eléctrica (kW, MW). Cogeneración Producción de electricidad conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria o ambas. Consumo Energía entregada a los usuarios con recursos de generación del sector público (CFE, la extinta LyFC y PIE), proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, y a través de contratos de importación. Consumo bruto El que debe suministrarse con el fin de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación. Curva de demanda horaria Gráfica que muestra la variación secuencial de la demanda de potencia horaria en un intervalo.


I-3

Curva de duración de carga Se conforma con los valores de la curva de demanda horaria, ordenados de mayor a menor. Son valores de demanda no secuenciales. Curva de referencia La curva resultante de demanda horaria o de duración de carga para un sistema eléctrico interconectado en un intervalo, después de filtrar los valores de demanda atípicos causados por efectos aleatorios (huracanes u otras situaciones meteorológicas extraordinarias, condiciones de emergencia, efectos por falla en equipo eléctrico, etc.). Nivel recomendado de operación Define la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación de una central hidroeléctrica. Al seguir los niveles recomendados, la producción de la central se maximiza. Degradación Reducción de la capacidad de una unidad como consecuencia del deterioro, la falla de componentes o por cualquier otra condición limitante. Demanda Potencia en MW requerida para suministrar la energía eléctrica en un instante dado (demanda instantánea). Demanda base Potencia mínima registrada en el sistema en un cierto período. Demanda bruta Potencia que debe ser generada y/o importada para satisfacer los requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales generadoras. Demanda integrada Igual a la potencia media en un intervalo de tiempo (MWh/h). Demanda integrada horaria Demanda media en una hora (MWh/h). Demanda interrumplible El valor máximo de demanda que CFE podrá solicitar al usuario que interrumpa, de acuerdo con las condiciones estipuladas en la tarifa correspondiente. Este recurso de capacidad de reserva es acordada mediante contratos entre los consumidores y CFE, y se aplica en caso de requerirse, por salidas forzadas de elementos de generación o transmisión que afecten la disponibilidad de capacidad proveniente de otras regiones. Demanda máxima El valor mayor de potencia requerida en un periodo. Demanda máxima bruta El valor mayor de la potencia que debe ser generado y/o importado para satisfacer los requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales generadoras. Demanda máxima coincidente Suma de las demandas de las áreas de un sistema eléctrico interconectado, en el momento cuando ocurre la demanda máxima del sistema.


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Demanda máxima no coincidente Suma de las demandas máximas de las áreas de un sistema eléctrico, sin considerar el tiempo cuando se presentan. Es mayor o igual a la demanda máxima coincidente. Demanda media Igual a la energía bruta en un período (MWh), dividida entre el número de horas del mismo (MWh/h). Demanda mínima Potencia mínima registrada en el sistema eléctrico en un intervalo. Demanda neta Potencia que los generadores entregan a la red de transmisión para satisfacer las necesidades de los consumidores. Es igual a la demanda bruta menos la carga de usos propios asociados a la generación. Disponibilidad Porcentaje de tiempo en el cual una unidad generadora está disponible para dar servicio, independientemente de requerirse o no su operación. Este índice se calcula restando a 100% el valor de la indisponibilidad. Energía almacenada Energía potencial susceptible de convertirse en eléctrica en una central hidroeléctrica, en función del volumen útil de agua almacenado y del consumo específico para la conversión de energía. Energía bruta La que debe suministrarse con el fin de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación. Energía neta La total entregada a la red. Se calcula sumando la generación neta de las centrales del sistema, la energía de importación de otros sistemas eléctricos, y la adquirida de excedentes de autoabastecedores y cogeneradores. Factor de carga La relación de las demandas media y máxima registradas en un intervalo. Se define también como el consumo en el periodo, dividido entre la demanda máxima multiplicada por la duración del periodo. Factor de diversidad Número superior a la unidad, que resulta al dividir la suma de las demandas máximas de las diferentes áreas (o subsistemas) que componen un sistema eléctrico interconectado, entre su demanda máxima coincidente. Factor de planta La relación entre la energía eléctrica producida por un generador o conjunto de generadores, durante un intervalo de tiempo determinado, y la energía que habría sido producida si este generador o conjunto de generadores hubiese funcionado durante el mismo intervalo a su potencia máxima posible. Se expresa en porcentaje. Fuente de energía primaria Toda fuente de energía. Las tecnologías de suministro y de uso final son las encargadas de transformar la energía primaria en eléctrica.


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Generación bruta La energía de las unidades o centrales eléctricas medida a la salida de los generadores. Incluye el consumo en usos propios de la central. Generación neta La energía eléctrica que una central generadora entrega a la red de transmisión. Es igual a la generación bruta menos la energía utilizada en los usos propios de la central. Indisponibilidad Estado donde la unidad generadora se halla inhabilitada total o parcialmente para suministrar energía, por alguna acción programada o fortuita debida a mantenimiento, falla, degradación de capacidad y/o causas ajenas. Indisponibilidad por causas ajenas Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora se encuentra indisponible a causa de la ocurrencia de algún evento o disturbio ajeno a la central como: falla en las líneas de transmisión, fenómenos naturales, falta de combustible, etc. Indisponibilidad por degradación Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o central generadora disminuye su potencia máxima, sin salir de operación, por problemas de funcionamiento en alguno de sus componentes. Indisponibilidad por fallas Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o central generadora se halla indisponible debido a la salida total de una unidad o por fallas en los equipos de la central. Indisponibilidad por mantenimiento Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora permanece fuera de servicio por trabajos de conservación de los equipos. Margen de reserva Excedente de capacidad disponible sobre la demanda máxima y está compuesta por: la reserva de generación, demanda interrumpible y la capacidad en interconexiones. Nivel de aguas máximas de operación Elevación de apertura del vertedor prevista en condiciones ordinarias. Nivel de aguas máximas extraordinarias Nivel máximo del agua que admite la presa en condiciones de seguridad al ocurrir la avenida de diseño. Nivel de aguas mínimas de operación Elevación mínima del agua que permita operar las turbinas. Pérdidas no técnicas Energía que pierde un sistema eléctrico por usos ilícitos, errores de medición o de facturación. Pérdidas técnicas Término referente a la energía (MWh) que se disipa en forma de calor en los procesos de transmisión, transformación y distribución. También se aplica a la potencia asociada a dichos procesos (MW).


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Permisionarios Los titulares de permisos de generación, exportación o importación de energía eléctrica. Productor independiente de energía Titular de un permiso para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para su venta a CFE. Proyecto de autoabastecimiento Desarrollo de generación construido por una sociedad de particulares con la finalidad de atender los requerimientos de energía eléctrica de los miembros de dicha sociedad. Red Conjunto de elementos de transmisión, transformación y compensación interconectados para el transporte de la energía eléctrica. Red troncal Red de transmisión principal que interconecta las regiones del sistema, permitiendo el transporte de grandes bloques de energía de los centros de generación a los de consumo. Reserva de generación Diferencia entre la capacidad neta de generación disponible y la demanda máxima del sistema. El valor porcentual del margen de reserva se determina a partir de los recursos de capacidad entre la demanda máxima neta. Reserva operativa Recursos de capacidad superiores a la demanda máxima, suficientes para realizar las acciones de control que logran el balance de carga y generación momento a momento, así como para enfrentar contingencias en tiempo real, a fin de mantener la seguridad del sistema dentro de los estándares establecidos. Sector eléctrico Conjunto de participantes, tanto públicos como privados, que intervienen en los procesos de generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica. Sector público Elementos que intervienen en los procesos de generación, transmisión y distribución para atender el servicio público de energía eléctrica. Servicio público Suministro de electricidad por la generación de CFE, extinta LyFC, PIE, excedentes de autoabastecimiento y cogeneración, e importación realizada por CFE. Sincronismo Manera como operan todos los generadores conectados a una red de corriente alterna para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico. La velocidad eléctrica de cada generador (velocidad angular del rotor por el número de pares de polos) debe ser igual a la frecuencia angular del voltaje de la red en el punto de conexión. Sistema interconectado Sistemas eléctricos regionales que comparten a través de enlaces sus recursos de capacidad y funcionamiento económico, confiable y eficiente en su conjunto. Ventas Energía eléctrica facturada a los usuarios del servicio público.


J-1

ANEXO J ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS

Bl Barril Btu Unidad térmica inglesa CAR Carboeléctrica CC Ciclo combinado CI Combustión interna COM Combustóleo CT Central termoeléctrica DIE Diésel EO Eoloeléctrica GEO Geotermoeléctrica GWh Gigawatt-hora GWh / año Gigawatt-hora por año GWh / mes Gigawatt-hora por mes HID Hidroeléctrica Hz Hertz K Carbón kg kilogramo km kilómetro km-c kilómetro-circuito kV kilovolt kW kilowatt kWh Kilowatt-hora kWh / m3 Kilowatt-hora por metro cúbico m metro m3 metro cúbico M3 / kWh metro cúbico por kilowatt-hora MMBtu millones de Btu MMm3 millones de metros cúbicos MMm3 / día millones de metros cúbicos por día MMm3 / mes millones de metros cúbicos por mes MMpcd millones de pies cúbicos diarios msnm metros sobre el nivel del mar MVA Megavolt-ampere MMt millones de toneladas MVAr Megavolt-ampere-reactivos MW Megawatt MW / GWh Megawatt por gigawatt-hora MWh Megawatt-hora NUC Nucleoeléctrica p probabilidad de ocurrencia s segundo t tonelada TC Termoeléctrica convencional TG Turbogás TV Turbina de vapor TWh Terawatt-hora UO2 uranio V volt


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ANEXO K SIGLAS Y ACRÓNIMOS

CAT Construir, Arrendar y Transferir CENACE Centro Nacional de Control de Energía CFE Comisión Federal de Electricidad CNA Comisión Nacional del Agua CONAPO Consejo Nacional de Población COPAR Costos y Parámetros de Referencia CRE Comisión Reguladora de Energía DAC Doméstica de Alto Consumo DOF Diario Oficial de la Federación DMPE Densidad Máxima de Potencia Eléctrica EEPRI Evaluación Económica de Proyectos de Inversión EPROSEC Telecontrol de Redes de Distribución Aéreas de las 13 Divisiones de

Distribución ERCOT Electric Reliability Council of Texas EUA Estados Unidos de América FEO Fecha de Entrada en Operación GCH Grandes Centrales Hidroeléctricas GNL Gas Natural Licuado INEGI Instituto Nacional de Estadística y Geografía LSPEE Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica LyFC Luz y Fuerza del Centro MDL Mecanismo para un Desarrollo Limpio MR Margen de Reserva MRE Margen de Reserva de Energía MRO Margen de Reserva Operativo NAME Nivel de Aguas Máximas Extraordinarias NAMINO Nivel de Aguas Mínimas de Operación NAMO Nivel de Aguas Máximas de Operación NERC North American Electric Reliability Corporation NRO Niveles Recomendados de Operación OP Obra Presupuestal OPF Obra Pública Financiada PEF Presupuesto de Egresos de la Federación PEMEX Petróleos Mexicanos PERGE Proyecto de Energías Renovables a Gran Escala PIB Producto Interno Bruto PIE Productor Independiente de Energía PIP Proyectos de Infraestructura Productiva POISE Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico PRC Programa de Requerimientos de Capacidad PRONASE Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía RLSPEE Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica RM Rehabilitación y Modernización SAE Servicio de Administración y Enajenación de Bienes SAIDI System Average Interruption Duration Index SE Sector Eléctrico SED Sistema Eléctrico de Distribución SEN Sistema Eléctrico Nacional SENER Secretaría de Energía


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SIAD Sistema Integral de Administración de Distribución SIMOCE Sistema de Monitoreo de la Calidad de la Energía SHCP Secretaría de Hacienda y Crédito Público SIN Sistema Interconectado Nacional TA Temporada Abierta TIR Tasa Interna de Retorno tmca Tasa media de crecimiento anual trca Tasa real de crecimiento anual UCTE Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity VFT Variable Frequency Transformer WECC Western Electricity Coordinating Council ZMCM Zona Metropolitana de la Ciudad de México

programa de obras e inversiones del sector eléctrico · 3.11 evolución de la capacidad del sector...

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