POISE 2009-2018SHB

Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico2009 - 2018

Subdirección de Programación Coordinación de Planificación

PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES

DEL SECTOR ELÉCTRICO 2009 - 2018

Subdirección de Programación Coordinación de Planificación

Comisión Federal de Electricidad

Alfredo Elías Ayub Director General

Florencio Aboytes García

Subdirector de Programación

Gonzalo Arroyo Aguilera Coordinador de Planificación

Isaac Jiménez Lerma

Coordinador de Evaluación

Jorge B. García Peña Gerente de Estudios Económicos

Por sus aportaciones para la elaboración

de este documento agradecemos a:

Subdirección del Centro Nacional de Control de Energía

CFE

Subdirección de Desarrollo de Proyectos CFE

Subdirección de Distribución

CFE

Subdirección de Generación CFE

Subdirección de Proyectos y Construcción

CFE

Subdirección de Transmisión CFE

ÍNDICE

página

INTRODUCCIÓN i

RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL

POISE 2009 - 2018 iii

1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 1- 1

1.1 Introducción 1- 1

1.2 Supuestos básicos 1- 2

1.2.1 Macroeconómicos 1- 2

1.2.2 Población y vivienda 1- 5

1.2.3 Precios de combustibles 1- 5

1.2.4 Precios de electricidad 1- 6

1.2.5 Autoabastecimiento y cogeneración 1- 8

1.2.6 Otros supuestos 1- 8

1.3 Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento, 2008-2018

1- 9

1.4 Estudio regional del mercado eléctrico 2008-2018: escenario Base 1-13

1.4.1 Distribución de la demanda máxima en 2007 1-14

1.4.2 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en 2008–2018

1-15

1.4.3 Crecimiento esperado del consumo bruto en 2008-2018 1-17

1.4.4 Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del servicio público 2008-2018

1-19

1.4.5 Consumo de cargas autoabastecidas 1-23

1.4.6 Exportación e importación de CFE 1-27

2. INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y

TRANSMISIÓN 2- 1

2.1 Evolución del Sistema Eléctrico Nacional 2- 1

2.2 Estructura del sistema de generación 2- 2

2.2.1 Capacidad efectiva instalada 2- 2

2.2.2 Principales centrales generadoras 2- 4

2.2.2.1 Centrales hidroeléctricas 2- 6

2.2.2.2 Centrales a base de hidrocarburos 2- 6

2.2.2.3 Centrales carboeléctricas 2- 7

2.2.2.4 Centrales geotermoeléctricas 2- 7

2.2.2.5 Central nucleoeléctrica 2- 7

2.2.2.6 Centrales eoloeléctricas 2- 7

2.2.3 Productores independientes de energía (PIE) 2- 8

ÍNDICE

página 2.2.4 Autoabastecimiento y cogeneración 2- 9

2.2.5 Autoabastecimiento remoto 2- 9

2.3 Generación bruta 2-10

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

2.5 Pérdidas de energía 2-16

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- 3

3.3 Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 3- 5

3.3.1 Temporada abierta de proyectos eoloeléctricos para autoabastecimiento

3- 6

3.3.2 Autoabastecimiento remoto 3- 7

3.3.3 Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración

3- 8

3.4 Retiros de capacidad 3- 9

3.5 Proyectos de rehabilitación y modernización (RM) 3-12

3.6 Disponibilidad del parque de generación 3-13

3.7 Catálogo de proyectos candidatos 3-15

3.8 Participación en el cambio climático 3-19

3.9 Adiciones de capacidad para el servicio público 3-20

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

3-20

3.9.2 Capacidad en construcción o licitación 3-21

3.9.3 Capacidad adicional 3-24

3.10 Evolución de la capacidad para el servicio público 3-25

3.10.1 Diferimientos de proyectos de generación 3-30

3.10.2 Repotenciaciones 3-31

3.10.3 Centrales eoloeléctricas 3-31

3.10.4 Centrales carboeléctricas 3-32

3.10.5 Participación de tecnologías en la expansión 3-32

3.10.6 Proyectos de cogeneración de PEMEX 3-33

3.10.7 Proyectos de ciclo combinado en el área Occidental 3-33

3.11 Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico 3-33

3.12 Margen de reserva de capacidad 3-34

3.13 Margen de reserva de energía 3-37

3.14 Diversificación de las fuentes de generación 3-38

3.15 Fuentes de suministro de gas natural 3-41

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

3-42

ÍNDICE

página 3.17 Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de

combustibles 3-42

3.17.1 Restricciones ecológicas 3-42

3.17.2 Eficiencia del proceso termoeléctrico 3-43

3.17.3 Composición de la generación bruta 3-45

3.17.4 Requerimientos de combustibles 3-47

3.17.5 Requerimientos de combustibles alternos para centrales tipo libre

3-50

4. PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN 4- 1

4.1 Introducción 4- 1

4.2 Metodología para expandir la red de transmisión 4- 1

4.2.1 Plan de transmisión de mínimo costo 4- 1

4.2.2 Escenario de demanda 4- 2

4.2.3 Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte 4- 2

4.2.4 Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión 4- 2

4.3 Expansión de la red de transmisión 4- 3

4.4 Escenario actual por área de control 4- 4

4.4.1 Área Central 4- 4

4.4.1.1 Obras principales 4- 5

4.4.1.2 Red de transmisión asociada a Valle de México II y III

4- 7

4.4.2 Área Oriental 4- 8

4.4.2.1 Obras principales 4- 8

4.4.2.2 Red de transmisión asociada al proyecto San Lorenzo Conversión TG/CC

4-13

4.4.2.3 Red de transmisión asociada al proyecto Humeros Fases A y B

4-14

4.4.2.4 Red de transmisión asociada a los proyectos de generación eólica La Venta III

4-15

4.4.2.5 Red de transmisión asociada al proyecto de Temporada Abierta (TA) y a proyectos eólicos Oaxaca I, II, III y IV

4-16

4.4.3 Área Occidental 4-18

4.4.3.1 Obras principales 4-18

4.4.3.2 Red asociada a carboeléctrica del Pacífico 4-22

4.4.3.3 Red asociada a la central hidroeléctrica La Yesca 4-23

4.4.3.4 Red asociada a la repotenciación de Manzanillo I, unidades 1 y 2

4-24

4.4.3.5 Red asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Jiliapan)

4-25

4.4.3.6 Red asociada a la central Occidental (Salamanca) Fase I

4-26

4.4.3.7 Red asociada a la central Guadalajara I 4-27

4.4.3.8 Red asociada a la central hidroeléctrica Villita Ampliación

4-28

ÍNDICE

página 4.4.4 Área Noroeste 4-29


4.4.4.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II

4-33

4.4.5 Área Norte 4-34


4.4.5.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte (La Trinidad)

4-37

4.4.5.3 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua)

4-38

4.4.5.4 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez)

4-39

4.4.6 Área Noreste 4-40


4.4.6.2 Red de transmisión asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Tecalco)

4-43

4.4.6.3 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste (Escobedo)

4-44

4.4.7 Área Baja California 4-45


4.4.7.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Baja California

4-48

4.4.7.3 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III

4-49

4.4.8 Área Baja California Sur 4-50


4.4.9 Área Peninsular 4-52


4.5 Obras e inversiones con financiamiento externo 4-55

4.6 Capacidad de transmisión entre regiones 4-61

4.7 Interconexiones nacionales e internacionales 4-63

4.7.1 Interconexión del área Baja California al Sistema Interconectado Nacional

4-63

4.7.2 Interconexión CFE-Guatemala 4-63

5. REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2009-2018 5- 1

6. ESCENARIO ALTERNO DEL MERCADO ELÉCTRICO 6- 1

6.1 Mercado eléctrico 6- 1

6.1.1 Pronóstico del consumo de electricidad 6- 1

6.1.2 Pronóstico del consumo autoabastecido 6- 1

6.1.3 Pronóstico de ventas del servicio público 6- 1

6.1.4 Escenario de Mayor Crecimiento 6- 2

6.2 Requerimientos de capacidad y retiros 6- 4

ÍNDICE

página 6.2.1 Escenario de Mayor Crecimiento 6- 5

6.2.2 Comparación de escenarios 6- 7

6.3 Margen de reserva y margen de reserva operativo 6-11

6.4 Evolución de la generación bruta y requerimientos de combustibles fósiles

6-12

6.4.1 Generación bruta 6-12

6.4.2 Requerimiento de combustibles fósiles 6-14

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 GCH A- 2

A.3 Aportaciones hidráulicas A- 5

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

A.5 Concepto de energía almacenada A- 9

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

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

A.8 Generación hidroeléctrica 2008–2018 A-12

A.9 Política de operación 2008–2018 A-13

ANEXO B MARGEN DE RESERVA REGIONAL Y EXPERIENCIA

INTERNACIONAL B- 1

B.1 Introducción B- 1

B.2 Estándares de confiabilidad regionales en NERC B- 2

B.3 Margen de reserva regional B- 3

B.3.1 Cálculo del margen de reserva, metodología y conceptos B- 5

B.3.1.1 Pronóstico de carga firme B- 5

B.3.1.2 Recursos de generación B- 6

B.3.2 Límites de transmisión regionales B- 8

B.3.3 Valores de reserva regional del NERC en el largo plazo B- 9

B.4 Margen de reserva regional en sistemas interconectados B-11

B.4.1 Recursos regionales de generación B-11

B.4.2 Caso ilustrativo B-12

ANEXO C ACCIONES PARA INCREMENTAR LÍMITES DE

TRANSMISIÓN EN LA PLANIFICACIÓN C- 1

C.1 Introducción C- 1

C.2 Límites de transmisión C- 1

C.2.1 Límite térmico C- 3

C.2.2 Límite por caída de tensión C- 4

ÍNDICE

página C.2.3 Límite de estabilidad C- 5

C.3 Distribución del flujo de potencia en una red de corriente alterna C- 5

C.4 Acciones para incrementar límites de transmisión C- 7

C.4.1 Ejemplos de acciones específicas C- 8

C.4.2 Estudios para reforzar la red de transmisión principal del SEN C-12

ANEXO D EFECTO DE LA INCERTIDUMBRE EN LOS COSTOS DE

COMBUSTIBLES Y DE INFRAESTRUCTURA SOBRE LOS COSTOS DE GENERACIÓN

D- 1

D.1 Introducción D- 1

D.2 Incertidumbre en los precios de los combustibles D- 1

D.3 Incertidumbre en los costos de infraestructura de generación D- 4

D.4 Rango de variación en los costos unitarios de generación D- 6

D.5 Conclusiones D-10

ANEXO E GLOSARIO E- 1

ANEXO F ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS F- 1

ANEXO G SIGLAS Y ACRÓNIMOS G- 1

i

INTRODUCCIÓN El Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) es el resultado de estudios coordinados dentro del marco de la planificación integral del sistema eléctrico del país. La selección de los componentes del sistema, su programación en el tiempo y la definición de los sitios para su instalación son actividades importantes en el proceso de decisión que conllevan implicaciones técnicas, económicas, ambientales y sociales a nivel nacional. Por los tiempos necesarios para la licitación y construcción de la infraestructura, las decisiones de inversión se deben tomar con 4 a 7 años de anticipación dependiendo del tipo de proyecto. Con base en el artículo 36 bis de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), la planificación del sistema eléctrico se realiza aprovechando, tanto en el corto como en el largo plazos, las mejores opciones de inversión y producción de energía que permitan satisfacer la demanda futura de electricidad a costo global mínimo y con un nivel adecuado de confiabilidad y calidad. Para ello se consideran los costos de inversión, operación y energía no suministrada, así como los lineamientos de política energética y las disposiciones nacionales en materia financiera, ambiental y social. La elaboración del POISE es una actividad dinámica, pues de manera continua se le incorporan las modificaciones en montos y alcances de los proyectos que imponen nuevas circunstancias. El ciclo de revisión integral del POISE es anual, y en él se toman como base los escenarios macroeconómicos del país y los precios de combustibles, elaborados cada año por la Secretaría de Energía (SENER). Se presenta la evolución del sistema en el periodo 2009–2018. Para 2008 se considera la información disponible en el momento de la elaboración de este programa. En el documento se describe la evolución del mercado eléctrico y la expansión de la capacidad de generación y transmisión para atender la demanda de electricidad futura. Asimismo, se detallan las inversiones necesarias en nuevas centrales generadoras, redes de transmisión y distribución de energía eléctrica, así como para el mantenimiento de la infraestructura, a fin de brindar un servicio público de electricidad seguro y eficiente. Por su relevancia en el contexto actual de planificación, en los anexos se exponen los siguientes temas: política de generación hidroeléctrica en el sistema interconectado nacional; margen de reserva regional y experiencia internacional; acciones para incrementar límites de transmisión en la planificación; así como el efecto de incertidumbre en costos nivelados de generación.

iii

RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2009-2018 Escenarios macroeconómicos Este año, derivado de la crisis financiera y económica a nivel mundial, la SENER y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) acordaron a principios de octubre modificar los escenarios macroeconómicos que originalmente se habían recibido de SENER en febrero de 2008. Para ello se consideraron dos escenarios denominados: Base.- Coincide con el Bajo entregado por la SENER el 19 de febrero de 2008, con excepción del crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) global de 2008 y 2009, los cuales se ajustaron a 2.0% y 1.8 por ciento. Mayor Crecimiento.- Es el escenario alterno y corresponde al Medio enviado por la SENER en la fecha antes señalada. Para el escenario Base, las estimaciones actuales consideran que las ventas de electricidad más autoabastecimiento crecerán en promedio 3.3% cada año, derivado de un incremento medio del PIB de 2.3 por ciento. Ciclo de planificación anual En cada ciclo el punto de partida es la nueva estimación del consumo de energía y la demanda de electricidad esperada. En el ejercicio de planificación se revisa la programación de las centrales y redes eléctricas para hacer los ajustes necesarios de acuerdo al crecimiento de la demanda, la evolución de los precios de combustibles y el desarrollo de nuevas tecnologías. En el corto plazo no se realizan ajustes por no convenir el diferimiento de obras en construcción. En el mediano plazo —más de 4 años— no existe problema para reprogramar fechas en el programa de centrales, ya que los proyectos aún no se han licitado. Escenario de precios de combustibles Esta es una información importante que se recibe de la SENER. Los pronósticos sobre precios de combustibles junto con los costos de inversión para las diferentes tecnologías, se utilizaron en modelos de optimización a fin de determinar el plan para expandir la capacidad de generación y la red eléctrica. Las estimaciones actuales consideran precios nivelados del gas natural de alrededor de 8 dólares/MMBtu, el combustóleo nacional e importado estaría en una banda de 8 a 10 dólares/MMBtu y el carbón importado alrededor de 100 dólares la tonelada. Ante la posibilidad futura de que se mantengan altos los precios para el gas natural o limitaciones en su suministro —por reducción de la oferta de Petróleos Mexicanos (PEMEX) o de las importaciones de Estados Unidos de América (EUA)— CFE ha emprendido acciones concretas para diversificar sus fuentes de suministro mediante la construcción de terminales de regasificación de gas natural licuado (GNL) en Altamira, Tamaulipas; Rosarito, B.C. y próximamente en Manzanillo, Colima.

iv

Disponibilidad de unidades generadoras En este ejercicio de planificación se ha supuesto que en el periodo habrá suficiencia presupuestal para el mantenimiento del parque de generación de CFE. Ello permitirá lograr factores de disponibilidad del orden de 83 por ciento. Sobre esta base se han determinado los márgenes de reserva necesarios para enfrentar contingencias y desviaciones en pronósticos sin comprometer la confiabilidad del suministro. El incumplimiento de este supuesto afectaría significativamente el funcionamiento del sistema en sus indicadores económicos y de confiabilidad, particularmente en los años donde la reserva se ha ajustado a los valores establecidos en criterios de diseño del sistema. Composición del parque generador Tomando como base los escenarios oficiales de precios de los combustibles, los costos de inversión para las tecnologías así como 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 17,942 MW de capacidad adicional para el servicio público, con la siguiente composición: 2,939 MW en plantas hidroeléctricas, geotermoeléctricas y eoloeléctricas; 2,078 MW en carboeléctricas; 522 MW en unidades turbogás y de combustión interna; 8,795 MW en centrales de ciclo combinado a gas natural, así como 2,368 MW cuya tecnología aún no se ha definido. En el total se incluye la capacidad actualmente en construcción, los incrementos por RMs (479 MW) y los proyectos de Luz y Fuerza del Centro (LyFC) (761 MW). Para el bloque de generación con tecnología libre se tendrán como opciones las nuevas tecnologías de generación, como centrales con fuente de energía renovable y ciclos combinados con gasificación de carbón, residuos de vacío o gas natural licuado, así como carboeléctricas y plantas nucleares. También se estima que en algunos casos la instalación de centrales se sustituiría por importación de energía. Debido a la desaceleración del crecimiento de la demanda y a los periodos de licitación, construcción y desarrollo de la infraestructura para este tipo de proyectos, se ha considerado que a partir de 2017 será posible reactivar la instalación de centrales carboeléctricas y la tecnología nuclear podría ser una opción factible después de 2018, una vez que la SENER emita un lineamiento de política energética al respecto. El programa de expansión incluye la repotenciación de unidades generadoras en centrales existentes. De manera constante se continuarán evaluando técnica y económicamente las alternativas para repotenciar unidades en vez de instalar nuevas plantas. Retiro de unidades generadoras En este periodo se retirarán 5,787 MW. En todos los casos, el área operativa de CFE revisa la problemática local del sistema antes de realizar dicha acción. Para los siguientes años, un porcentaje alto de la capacidad por retirar quedará en reserva fría por ser unidades con baja eficiencia.

v

En años recientes CFE ha desarrollado estrategias a fin de mejorar la competitividad del parque de generación, combinando el programa de retiros con la incorporación de tecnologías de generación más eficientes. Tal es el caso de algunas centrales termoeléctricas para las cuales se había previsto su retiro y ahora se ha determinado su factibilidad técnica y económica a fin de repotenciarse o utilizar otros combustibles. Margen de reserva Los márgenes de reserva de 2009 a 2013 en el sistema interconectado nacional se consideran altos, debido principalmente a que en los próximos años el crecimiento esperado de la demanda de potencia será bajo, por la desaceleración de la economía a nivel nacional y mundial. Las centrales generadoras programadas para entrar en operación en el periodo 2009-2012 están en construcción y se vuelven necesarias por requerimientos regionales. En este ciclo de revisión del POISE se difirieron 48 proyectos de generación, resultado del escenario de bajo crecimiento del consumo y demanda de electricidad. Con el conjunto de estas acciones, el margen de reserva del sistema interconectado se reducirá gradualmente y cumplirá con los estándares de planificación a partir de 2015. En el horizonte de planeación se incorporará 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, pues debido a la aleatoriedad del viento, la capacidad asociada a estos desarrollos es intermitente. Por ello su contribución al margen de reserva se convierte también en aleatoria y de bajo impacto en las horas de demanda máxima. Programa de autoabastecimiento De acuerdo con la información proporcionada por la SENER, se estima que el consumo autoabastecido crecería 26.1% y llegaría a 30.1 TWh en 2018. El autoabastecimiento remoto que utiliza la red eléctrica alcanzaría 15.3 TWh en el mismo año. Por otra parte, como resultado del proceso de temporada abierta convocado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), con el fin de desarrollar capacidad de transmisión en el Istmo de Tehuantepec para 1,900 MW en proyectos eólicos, se está desarrollado un proyecto de infraestructura de transmisión para manejar la energía de estos aerogeneradores. Al concretarse el desarrollo de tales parques, se estima que el consumo autoabastecido podría incrementarse 6 TWh. Desarrollo de la transmisión Las redes principales para transferir grandes bloques de energía entre áreas del sistema y los sistemas de transmisión regionales tendrán un crecimiento importante en este periodo. Con ello se mejorará la confiabilidad del suministro y la operación económica del sistema. Se construirán 20,664 km-c de líneas —69 a 400 kV— y se instalarán 54,183 MVA de capacidad de transformación en subestaciones, así como 11,051 MVAr en equipo de compensación reactiva.

vi

Interconexiones El proyecto de interconexión del sistema eléctrico de Baja California al Sistema Interconectado Nacional (SIN) se ha diferido para 2013. Tal interconexión permitirá aprovechar la diversidad en los patrones de demanda entre los sistemas, con lo cual se utilizará de mejor manera la infraestructura de generación. Asimismo, será posible el intercambio económico de energía en diferentes horas del día y épocas del año, obteniendo beneficios económicos en la operación del sistema interconectado. La interconexión se desarrollará en dos etapas de 300 MW cada una: la primera está programada para iniciar su operación en 2013, la segunda dependerá del crecimiento de la demanda y de la entrada en operación de centrales en las áreas del norte. Requerimientos de inversión El monto total de inversión necesario para atender el servicio público de CFE de 2009–2018 es de 636,244 millones de pesos de 2008, con la siguiente composición: 44.8% para generación, 19.4% en obras de transmisión, 22.3% para distribución, 12.8% en el mantenimiento de centrales y 0.7% para otras inversiones. Se estima que 42.2% del monto total de inversiones se cubrirá mediante recursos presupuestales; como inversión complementaria, el 57.8% restante se llevará a cabo a través del esquema de obra pública financiada o bajo la modalidad de producción independiente de energía. Para los proyectos de generación, la SENER definirá la modalidad en apego a lo que establece el artículo 125 del Reglamento de la LSPEE.

1-1

1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 1.1 Introducción El estudio del desarrollo del mercado eléctrico tiene como objetivo estimar las trayectorias futuras del consumo y la demanda máxima de electricidad a nivel nacional, regional y sectorial. Normalmente, estas evaluaciones se realizan para tres escenarios macroeconómicos y de precios de combustibles definidos por la SENER —Planeación, Alto y Bajo— las cuales son base de los ejercicios de planeación para todos los organismos públicos del sector. A punto de concluir el ejercicio anual de planeación correspondiente a 2008—2018, nuestra economía ingresó —según lo califican expertos— en una de las más severas crisis de la época reciente. Por las características y la extensión que ya se observan en la misma, vinculada a los severos problemas de la economía mundial, la SENER consideró imprescindible revisar el ejercicio de planeación 2008—2018. Esto implicó dos decisiones fundamentales: 1) determinar un nuevo escenario Base de planeación; y 2) utilizar como escenario alterno —Mayor Crecimiento— el correspondiente al de Planeación original recibido en febrero de 2008, para ser aplicado en los ejercicios de sensibilidad. Por disposición de la SENER, la determinación del nuevo escenario Base se sustentó en tres lineamientos:

1) Para 2008 y 2009, redefinir las bases económicas, de precios de combustibles y de precios de electricidad, en concordancia con las nuevas estimaciones oficiales

2) Para 2010—2018, seguir la dinámica económica del escenario Bajo original 3) Suponer un escenario de precios de combustibles combinando el precio del

combustóleo del Alto original, y del gas natural y carbón del de Planeación original Con estos tres lineamientos se buscó adaptar el ejercicio de planeación 2008 a las nuevas condiciones económicas y también a las nuevas relaciones de precios de combustibles. En síntesis, estas son las bases según las cuales —en esta revisión del ejercicio de planeación— se han identificado nuevos requerimientos de capacidad y energía necesarios para satisfacer el consumo, tanto el atendido por las ventas de electricidad del sector público —CFE y LyFC— como el de usuarios con autoabastecimiento. Igual que en años anteriores, el estudio del mercado eléctrico requirió la actualización y el análisis de la información más reciente sobre el consumo de los diversos sectores de usuarios. La finalidad ha sido identificar, mediante modelos econométricos cómo el comportamiento histórico de las condiciones económicas, tecnológicas y demográficas afecta el nivel y la estructura del consumo eléctrico. Las proyecciones regionales requieren, aparte de los modelos econométricos sectoriales, de la aplicación de aquellos de estimación regional que consideran cuatro aspectos principales:

Análisis de tendencias y comportamiento de los sectores a escala regional Estudio de cargas específicas de importancia regional y nacional

1-2

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

Escenarios de autoabastecimiento y cogeneración con mayores probabilidades de

realización Así, a partir de los dos diferentes escenarios de crecimiento y evolución de la economía —derivados de la revisión realizada— se estimaron las trayectorias del consumo de energía eléctrica a nivel nacional, regional y sectorial, antecedente indispensable para cuantificar las necesidades de capacidad de generación y transmisión del sistema. 1.2 Supuestos básicos 1.2.1 Macroeconómicos El escenario Base integra las proyecciones económicas más conservadoras. Por la naturaleza y la extensión de la crisis económica actual se le considera con mayor probabilidad de realización en los próximos años. Constituye la nueva trayectoria de referencia del ejercicio de planificación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) 2008—2018, para estimar los niveles y trayectorias por sector y región del consumo de energía, necesarios para identificar los requerimientos de expansión del sistema en el periodo. Para el escenario Base se acordó con SENER ajustar el crecimiento del PIB en 2008 y 2009 a 2 y 1.8% respectivamente. De este modo, la tasa media de crecimiento anual (tmca) del PIB global durante 2008—2018 es de 2.3% (3.6% en 2007). En el escenario de Mayor Crecimiento se proyecta una tasa media anual de 3.5% (4.1% en 2007). En la figura 1.1 se muestra la evolución del PIB total y de las ventas más autoabastecimiento, donde se observa la correspondencia general que guardan el comportamiento de la economía y el del consumo nacional de electricidad. Las divergencias se deben a los cambios que experimentaron otros factores que también influyen en el consumo de electricidad como son el precio de la electricidad y la estructura relativa de la actividad económica debido a que los distintos sectores componentes, no inciden igualmente en la intensidad del consumo.

1-3

Evolución del PIB y ventas más autoabastecimiento Tasas medias de crecimiento anual 1987—2007 (21 años)

Figura 1.1 En la figura 1.2 se compara el comportamiento real del PIB con la evolución prevista en los pronósticos desde 1999 hasta 2008. En general el conjunto de trayectorias económicas muestra una tendencia que se ajusta cada año, tomando como base los valores reales del anterior. Se observa que los pronósticos para 1999 y 2000 corresponden en los primeros años al comportamiento real de la economía; en cambio de 2001 a 2003, el bajo desarrollo económico real dio lugar a desviaciones significativas. En el pronóstico de 2005 se aprecia un incremento menor al de 2004. No obstante, en 2006 el crecimiento del PIB resultó mayor a lo esperado y su pronóstico resultó muy parecido al de 2007. La última trayectoria muestra el nivel del ajuste efectuado para determinar el nuevo ejercicio Base de 2008, donde se observa una desaceleración notoria de la economía del país.

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007

PIB Ventas más autoabastecimiento

tmca

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007

PIB Ventas más autoabastecimiento

tmca

1-4

Comparación de los pronósticos del producto interno bruto

Figura 1.2

En el cuadro 1.1 se indican las tasas de crecimiento real del PIB de 2000 a 2007.

Crecimiento real del PIB en 2000—2007

PIB

trca 1/ (%)

2000 6.60

2001 -0.16

2002 0.83

2003 1.35

2004 4.18

2005 2.80 2/

2006 4.77 2/

2007 3.20

Año

1/ Tasa real de crecimiento anual 2/ Cifra revisada

Cuadro 1.1

0

250

500

750

1,000

1,250

1,500

1,750

2,000

2,250

2,500

2,750

3,000

1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018

Mil mill $1993

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Real

0

250

500

750

1,000

1,250

1,500

1,750

2,000

2,250

2,500

2,750

3,000

1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018

Mil mill $1993

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Real

1-5

1.2.2 Población y vivienda Respecto al componente demográfico, se utilizaron como base las proyecciones de población de la serie de vivienda del escenario de Planeación original. Éstas fueron elaboradas por el Consejo Nacional de Población (CONAPO). En el caso del escenario Base, para 2007 y 2008 se integró una estimación preliminar del incremento vinculado al énfasis reciente en la construcción de vivienda. La proyección para el crecimiento de la población estima una tmca de 0.7% durante el periodo de pronóstico en ambos escenarios, y de 2.8% anual en promedio para las viviendas del escenario Base y 2.7 % en el de Mayor Crecimiento. Estos dos supuestos implican un descenso paulatino del tamaño promedio de las familias que en 2007 registró 3.6 habitantes por vivienda y según las previsiones de CONAPO, bajará a 2.9 habitantes para 2018 en ambos escenarios. 1.2.3 Precios de combustibles La trayectoria futura del precio de los combustibles fósiles domésticos —la parte más significativa del costo de producción— es afectada por la dinámica de la economía mundial, el balance de energía asociado, los índices de inflación y el tipo de cambio. El comportamiento de los precios de combustibles en el escenario Base es el siguiente: el del combustóleo se eleva a una tasa media anual de 1.7%. El gas natural aumenta anualmente a una tasa media de 2.2 por ciento. Según estos incrementos, el precio del combustóleo importado —menor azufre que el nacional— se conserva por encima del nacional. El precio del gas natural importado es ligeramente mayor al del nacional, debido básicamente al costo del transporte. En el caso del carbón, luego de la notable elevación en los últimos años asociada al incremento de los precios del petróleo y de las tarifas de transporte, el precio del importado regresa a su comportamiento histórico. Lo mismo sucede con el carbón nacional. En la figura 1.3 se muestra la evolución esperada de los precios de los combustibles 2008—2018 para el escenario Base.

1-6

Escenario de precios de combustibles 2008—2018

Gas importado

Gas nacional

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

11.0

12.0

13.0

14.0

2002 04 06 08 10 12 14 16

Dólares 08/MMBtu

Combustóleo importado

Combustóleo nacional

Carbón nacional (1.0 % S)

Carbón pacífico y golfo (<1.0 % S)

18

Figura 1.3

1.2.4 Precios de electricidad Las tarifas eléctricas se encuentran sujetas a adecuaciones mensuales. Algunas como las residencial (excepto la Doméstica de Alto Consumo (DAC)), agrícola y de servicio público, se ajustan mediante factores fijos, en tanto que el resto lo hace automáticamente con factores variables. Los factores fijos se autorizan mediante acuerdos específicos y se relacionan con las estimaciones de la evolución inflacionaria esperada. Por otro lado, el ajuste automático representa incrementos o decrementos en los cargos tarifarios, derivados de los movimientos del costo total, considerando por una parte los combustibles fósiles utilizados en la generación de electricidad y por otra, el resto de los factores de costo. Los factores cambiantes son función de las variaciones:

1) En el precio de los combustibles fósiles

2) De un promedio ponderado de los Índices de Precios Productor de siete esferas industriales seleccionadas. Seis divisiones manufactureras: madera, químicas, minerales no metálicos, metálica básica, maquinaria y equipo, y otras manufacturas. Y una gran división industrial: construcción.

Las tarifas sujetas al ajuste automático mensual son las industriales de alta y media tensión (HT, HTL, HS, HSL, HM, HMC y OM), las comerciales (2, 3 y 7) y en el sector residencial, la DAC. En consecuencia, la proyección de su precio medio para el pronóstico 2008—2018, se vincula directamente con la perspectiva de evolución del ajuste automático que resulta de los escenarios económicos y de los precios de combustibles proporcionados por la SENER.

1-7

Para el ajuste —normalmente anual— del resto de las tarifas, en los dos escenarios se han supuesto incrementos asociados a la evolución del Índice Nacional de Precios al Consumidor, considerando una ligera racionalización de los subsidios sin que, en ningún caso y en ningún escenario, se alcance el equilibrio de su relación precio/costo. Ver figura 1.4. En este grupo se encuentran básicamente las tarifas con subsidio: en el sector residencial las 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F, y en el agrícola las 9, 9M, 9CU y 9N. Asimismo, la 6 de bombeo de aguas potables y negras. A pesar de que en términos reales los precios son similares, en los dos escenarios proporcionados por la SENER las relaciones precio/costo se modifican como resultado de los diferentes movimientos de los indicadores económicos y precios de combustibles.

Relaciones precio/costo de tarifas residenciales y agrícolas 1994—2018

Figura 1.4

Como consecuencia de las diversas trayectorias de precios —tanto de las sujetas al mecanismo de ajuste automático como a los factores fijos— el precio medio global registra en la figura 1.5 comportamientos diferentes. En el escenario Base se incrementa a una tmca real de 1.1%, y en el de Mayor Crecimiento evoluciona a 0.0 por ciento.

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Residencial base Residencial mayor crecimientoAgrícola base Agrícola mayor crecimiento

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Residencial base Residencial mayor crecimientoAgrícola base Agrícola mayor crecimiento

1-8

Precio medio global de la electricidad de servicio público

Figura 1.5

1.2.5 Autoabastecimiento y cogeneración En 2007, el consumo autoabastecido en las modalidades establecidas por la LSPEE fue de 23.2 TWh y representó 11.4% del consumo de electricidad, del cual 6.5% corresponde al local y 4.8% al remoto. Basado en la más reciente documentación sobre permisos y proyectos de instalación, el pronóstico indica que en 2018 el autoabastecimiento será de 30.1 TWh, arriba del nivel esperado en la prospectiva del año pasado, calculado en 28.7 TWh para el final del horizonte. Actualmente en este ejercicio se incluyen 5.5 TWh adicionales que podrán ser generados en los proyectos denominados de temporada abierta a partir de 2011. En este ejercicio se toman en cuenta únicamente aquellos proyectos con una alta posibilidad de realización, dados su desarrollo y sus condiciones de viabilidad. Se considera la misma trayectoria para los dos escenarios. 1.2.6 Otros supuestos A los elementos anteriores se añaden las tendencias a un uso más eficiente de la electricidad, tal y como acontece en los ámbitos residencial, comercial, agrícola, industrial y de servicios, con la introducción y difusión de equipos diversos y dispositivos de iluminación. También se han tomado en cuenta los ahorros por el cambio de horario en el verano. Para el caso específico del sector residencial, se ha proyectado un nivel medio de ahorro debido a la intensificación de los programas de eficiencia energética en el sector, los cuales se sustentan en la estrategia nacional de ahorro energético establecida en el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012.

1.3146

1.1739

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 2010 2014 2018

Historia Base Mayor Crecimiento

Mayor Crecimiento: tmca 0.0%Base: tmca 1.1%

$ 2007/kWh

1.3146

1.1739

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 2010 2014 2018


Mayor Crecimiento: tmca 0.0%Base: tmca 1.1%

$ 2007/kWh

1-9

1.3 Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento, 2008—2018

La predicción para un periodo dado está correlacionada con el pronóstico del PIB —nivel y estructura— para el mismo lapso. En los últimos seis años la estimación de ventas más autoabastecimiento muestra una tendencia a la baja, como se observa en la figura 1.6. Similar al comportamiento del PIB para el pronóstico realizado en 1999 y 2000, el de ventas más autoabastecimiento se ajusta bien al real para los primeros años. En cambio se observan desviaciones en el largo plazo, debido al bajo crecimiento económico de 2002 a 2005. El pronóstico para el escenario 2006 fue prácticamente el mismo que el de 2007. En el caso Base de este ejercicio 2008, la estimación para 2008—2018 arroja una tasa de crecimiento de 3.3%, inferior en poco más de punto y medio a la del escenario de Planeación 2007 (4.8%).

Comparación de los pronósticos de ventas más autoabastecimiento

Figura 1.6 El cuadro 1.2 muestra las tasas de crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento en 2000—2007.

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

275

300

325

350

1991 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

TWh

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Real

2018

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

275

300

325

350

1991 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

TWh

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Real

2018

1-10

Crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento 2000—2007

2000 6.75

2001 1.74

2002 1.95

2003 2.57 3/

2004 3.94

2005 4.00

2006 3.19

2007 3.15

Año(V + A) 1/

trca 2/ (%)

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

Cuadro 1.2

Las ventas más autoabastecimiento previstas en el estudio de 2000 para 2008 fueron de 275,743 GWh, mientras que en el actual pronóstico las calculadas para este año son de 209,693 GWh. En el capítulo 3 se analizan los efectos sobre los planes de expansión de la capacidad de generación debidos a estos cambios en las estimaciones. En el pasado decenio las ventas más autoabastecimiento crecieron 3.9%, como consecuencia de una evolución anual de 3.3% para las del sector público, y de 10.2% para el autoabastecimiento. Esto último se explica básicamente por los altos niveles logrados en 2004, 2005, 2006 y 2007: 20.5 TWh, 21.6 TWh, 22.1 TWh y 23.2 TWh, que representan un incremento de 23.2%, 29.9%, 32.9% y 39.5% respecto a 2003. Como resultado de este comportamiento, las cantidades globales de energía proyectadas para 2018 serán de:1) 291.0 TWh en el Base, y 2) 341.5 TWh en el de Mayor Crecimiento. Ver figuras 1.7 y 1.8. De concretarse las estimaciones sobre la trayectoria más probable del autoabastecimiento, las ventas del sector público aumentarán en el escenario Base 3.2% en promedio al año, para llegar a 255.4 TWh en 2018. En el de Mayor Crecimiento, el incremento anual de las ventas del sector público se estima en 4.9%, para alcanzar 305.9 TWh en ese año.

1-11

Ventas más autoabastecimiento 1998—2018

Figura 1.7

Ventas más autoabastecimiento 1988—2007 y Escenarios 2008—2018

Figura 1.8

291.0

255.4

35.6

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

275

300

1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150Ventas más autoabastecimiento

tmca 3.3%

Ventas del servicio públicotmca 3.2%

tmca 3.9%

tmca 3.3%

tmca 10.2%

Autoabastecimiento tmca 4.0%

TWh

291.0

255.4

35.6

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

275

300

1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150Ventas más autoabastecimiento

tmca 3.3%

Ventas del servicio públicotmca 3.2%

tmca 3.9%

tmca 3.3%

tmca 10.2%

Autoabastecimiento tmca 4.0%

TWh

291.0

341.5

0

50

100

150

200

250

300

350

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


TWh

Mayor Crecimiento: tmca 4.8%

Base: tmca 3.3%

291.0

341.5

0

50

100

150

200

250

300

350

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


TWh

Mayor Crecimiento: tmca 4.8%

Base: tmca 3.3%

1-12

En lo fundamental, la dinámica de las ventas del servicio público de electricidad descansa en las efectuadas a la industria y los grandes comercios, que actualmente representan 59.1% de las ventas totales: 37.7% a la empresa mediana y 21.3% a la gran industria. En el periodo de pronóstico, estos dos sectores incrementarán sus tasas medias anuales en 3.7% y 2.3%, para quedar conjuntamente (total industrial) en 3.2%, prácticamente igual al de las ventas totales, por lo cual en 2018 representarán 59.2% de estas últimas. En el periodo de pronóstico el sector de mayor crecimiento en las ventas será la empresa mediana, principalmente por el mayor dinamismo económico relativo de la manufactura y la evolución de su precio medio. Los sectores residencial, comercial y servicios, que integran el denominado Desarrollo Normal, crecerán 3.3% al año en conjunto, tasa inferior a la de 2007 (5.1%). Finalmente se estima que las ventas al sector agrícola registren un nivel de volumen ligeramente inferior: su tmca resultó de 1.5% contra 1.7% del ejercicio de planeación de 2007. Ver cuadro 1.3.

Crecimiento promedio anual de las ventas más autoabastecimiento Escenario Base 1998—2018

1998-2007 2008-2018

tmca (%) tmca (%)

Ventas más autoabastecimiento 3.9 3.3

Autoabastecimiento 10.2 4.0

Ventas del servicio público 1/ 3.3 3.2

Desarrollo normal 4.0 3.3

Residencial 4.5 3.6

Comercial 3.1 3.2

Servicios 2.9 1.8

Agrícola 0.2 1.5

Industrial 3.2 3.2

Empresa mediana 4.7 3.7

Gran industria 0.9 2.3

Concepto

1/ No incluyen la energía llamada de Temporada Abierta (eólicos), que forman parte del consumo autoabastecido remotamente

Cuadro 1.3

1-13

1.4 Estudio regional del mercado eléctrico 2008—2018: escenario Base Desde el punto de vista del sector eléctrico, un pronóstico global de energía y demanda máxima sería de utilidad limitada, pues no permitiría precisar la localización y características de las obras por realizar. Debido a esto, el estudio del mercado desagrega el pronóstico nacional considerando zonas y regiones del país. La estadística de las diferentes áreas y sistemas eléctricos, se obtiene de los reportes de operación de las Divisiones de Distribución, Áreas de Control del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y Regiones de Producción de Generación.

Para el estudio regional del mercado eléctrico, el país se divide en 118 zonas y 11 comunidades o pequeños sistemas aislados —seis de los cuales reciben energía de importación—. Las zonas a su vez se agrupan en áreas o en sistemas. Adicionalmente, debido a su cobertura geográfica, en las áreas Occidental y Oriental se conforman regiones con el objeto de representar mejor al sistema.

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

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

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

La evolución 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.

1-14

1.4.1 Distribución de la demanda máxima en 2007 En el cuadro 1.4 y figura 1.9 se muestra su conformación.

(MW) (%)

Sistema Interconectado Nacional 32,577 92.7

Baja California 2,208 6.3

Baja California Sur 307 0.9

Sistemas aislados 28 0.1

Total 35,120 100.0

Demanda 2007Sistema

Cuadro 1.4

Demanda máxima1/ por área y zona (MW), año 2007 Sistema Eléctrico Nacional 2/

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

Figura 1.9

Juárez965

37

Gro. Negro13

VillaConstitución

Mexicali1,167 S. L. Río

Colorado239 Tijuana

758

Tecate49

Ensenada196

7181

Casas Grandes

Nogales492

2,208

557

Camargo

Cuhautémoc261

Cabo San Lucas

144

29

Mazatlán295

Cd. Obregón

Durango

258

Sombrerete

Parral138

Culiacán

Guasave169

La Paz126

307

Sta.

Loreto11

8

Rosalía15

600

168

Los Mochis287

339

Navojoa

Chihuahua

3,130

5

Caborca213

864

Guaymas151

43,059Hermosillo

Chetumal

Cozumel35

Playa del

Cancún333

Carmen

Tizimín

77

36

143Ticul

47Motul

1,275

BAJA CALIFORNIA SUR

CENTRAL

OCCIDENTAL

NOROESTE

NORESTE

PENINSULAR

ORIENTAL

BAJA CALIFORNIA

NORTE

ÁREA

6

7

5

4

3

2

1

8

9

353

Cd. Victoria204

Montemorelos123

Nuevo Laredo231

Reynosa557

Piedras Negras212

Sabinas90

Monterrey3,521Saltillo

715

C. del Oro18

CerralvoMonclova

36969

6

6,586

195

Torreón1,059

Matehuala112

S. L. Potosí800

Aguascalientes

Zacatecas466

Tampico615

Valles203

Río Verde

46

Mante78

Matamoros

3

624

125León505

Vallarta

Guadalajara

Los Altos

Tepic110

91Apatzingán

171196

Manzanillo

Puerto

1,421Cd. Guzmán

130Zamora

Colima96

245

Chapala

LázaroCárdenas

858

Uruapan87

232

Irapuato

Salamanca

La Piedad

Morelia251

248

107464

Mérida

140

64

9Campeche

Tapachula150

2153

577

Toluca

18,606

Atlacomulco245

Querétaro863

Celaya

7,437

S. J. Del Río

Tehuantepec

251

140 Gutiérrez127Tuxtla

5,786

S. Cristóbal

Cd. Carmen76

Chontalpa

412

Pachuca

Villahermosa

772D.F.6,723

731

coalcosCoatza-

595

253

Poza Rica

Teziutlán170

Veracruz

Papaloapan229

69

384

Zihuatanejo

Chilpancingo111

Morelos

Iguala60

Acapulco

Valle de Bravo

Huatulco

Oaxaca168

54

389

Huajuapan

Cuernavaca145

376 Puebla

S. Martín314

253chalco218

397

JalapaTlaxcala

580156

OrizabaTecama-

Córdoba128

725

527

936

80Los Ríos

266

Juárez965

37

Gro. Negro13

VillaConstitución


Colorado239 Tijuana

758

Tecate49

Ensenada196

7181

Casas Grandes

Nogales492

2,208

557

Camargo

Cuauhtémoc261

Cabo San Lucas

144

29

Mazatlán295

Cd. Obregón

Durango

258

Sombrerete

Parral138

Culiacán

Guasave169

La Paz126

307

Sta.

Loreto11

8

Rosalía15

600

168

Los Mochis287

339

Navojoa

Chihuahua

3,130

5

Caborca213

864

Guaymas151

43,059Hermosillo

Chetumal

Cozumel35

Playa del

Cancún333

Carmen

Tizimín

77

36

143Ticul

47Motul

1,275

BAJA CALIFORNIA SUR

CENTRAL

OCCIDENTAL

NOROESTE

NORESTE

PENINSULAR

ORIENTAL

BAJA CALIFORNIA

NORTE

ÁREA

6

7

5

4

3

2

1

8

9

BAJA CALIFORNIA SUR

CENTRAL

OCCIDENTAL

NOROESTE

NORESTE

PENINSULAR

ORIENTAL

BAJA CALIFORNIA

NORTE

ÁREA

6

7

5

4

3

2

1

8

9

353

Cd. Victoria204

Montemorelos123

Nuevo Laredo231

Reynosa557

Piedras Negras212

Sabinas90


715

C. del Oro18

CerralvoMonclova

36969

6

6,586

195

Torreón1,059

Matehuala112

S. L. Potosí800

Aguascalientes

Zacatecas466

Tampico615

Valles203

Río Verde

46

Mante78

Matamoros

3

624

125León505

Vallarta

Guadalajara

Los Altos

Tepic110

91Apatzingán

171196

Manzanillo

Puerto

1,421Cd. Guzmán

130Zamora

Colima96

245

Chapala

LázaroCárdenas

858

Uruapan87

232

Irapuato

Salamanca

La Piedad

Morelia251

248

107464

Mérida

140

64

9Campeche

Tapachula150

2153

577

Toluca

18,606

Atlacomulco245

Querétaro863

Celaya

7,437

S. J. Del Río

Tehuantepec

251


5,786

S. Cristóbal

Cd. Carmen76

Chontalpa

412

Pachuca

Villahermosa

772D.F.6,723

731

coalcosCoatza-

595

253

Poza Rica

Teziutlán170

Veracruz

Papaloapan229

69

384

Zihuatanejo

Chilpancingo111

Morelos

Iguala60

Acapulco

Valle de Bravo

Huatulco

Oaxaca168

54

389

Huajuapan

Cuernavaca145

376 Puebla

S. Martín314

253chalco218

397

JalapaTlaxcala

580156

OrizabaTecama-

Córdoba128

725

527

936

80Los Ríos

266

Juárez965

37

Gro. Negro13

VillaConstitución


Colorado239 Tijuana

758

Tecate49

Ensenada196

7181

Casas Grandes

Nogales492

2,208

557

Camargo

Cuhautémoc261

Cabo San Lucas

144

29

Mazatlán295

Cd. Obregón

Durango

258

Sombrerete

Parral138

Culiacán

Guasave169

La Paz126

307

Sta.

Loreto11

8

Rosalía15

600

168

Los Mochis287

339

Navojoa

Chihuahua

3,130

5

Caborca213

864

Guaymas151

43,059Hermosillo

Chetumal

Cozumel35

Playa del

Cancún333

Carmen

Tizimín

77

36

143Ticul

47Motul

1,275

BAJA CALIFORNIA SUR

CENTRAL

OCCIDENTAL

NOROESTE

NORESTE

PENINSULAR

ORIENTAL

BAJA CALIFORNIA

NORTE

ÁREA

6

7

5

4

3

2

1

8

9

BAJA CALIFORNIA SUR

CENTRAL

OCCIDENTAL

NOROESTE

NORESTE

PENINSULAR

ORIENTAL

BAJA CALIFORNIA

NORTE

ÁREA

6

7

5

4

3

2

1

8

9

353

Cd. Victoria204

Montemorelos123

Nuevo Laredo231

Reynosa557

Piedras Negras212

Sabinas90


715

C. del Oro18

CerralvoMonclova

36969

6

6,586

195

Torreón1,059

Matehuala112

S. L. Potosí800

Aguascalientes

Zacatecas466

Tampico615

Valles203

Río Verde

46

Mante78

Matamoros

3

624

125León505

Vallarta

Guadalajara

Los Altos

Tepic110

91Apatzingán

171196

Manzanillo

Puerto

1,421Cd. Guzmán

130Zamora

Colima96

245

Chapala

LázaroCárdenas

858

Uruapan87

232

Irapuato

Salamanca

La Piedad

Morelia251

248

107464

Mérida

140

64

9Campeche

Tapachula150

2153

577

Toluca

18,606

Atlacomulco245

Querétaro863

Celaya

7,437

S. J. Del Río

Tehuantepec

251


5,786

S. Cristóbal

Cd. Carmen76

Chontalpa

412

Pachuca

Villahermosa

772D.F.6,723

731

coalcosCoatza-

595

253

Poza Rica

Teziutlán170

Veracruz

Papaloapan229

69

384

Zihuatanejo

Chilpancingo111

Morelos

Iguala60

Acapulco

Valle de Bravo

Huatulco

Oaxaca168

54

389

Huajuapan

Cuernavaca145

376 Puebla

S. Martín314

253chalco218

397

JalapaTlaxcala

580156

OrizabaTecama-

Córdoba128

725

527

936

80Los Ríos

266

Juárez965

37

Gro. Negro13

VillaConstitución


Colorado239 Tijuana

758

Tecate49

Ensenada196

7181

Casas Grandes

Nogales492

2,208

557

Camargo

Cuauhtémoc261

Cabo San Lucas

144

29

Mazatlán295

Cd. Obregón

Durango

258

Sombrerete

Parral138

Culiacán

Guasave169

La Paz126

307

Sta.

Loreto11

8

Rosalía15

600

168

Los Mochis287

339

Navojoa

Chihuahua

3,130

5

Caborca213

864

Guaymas151

43,059Hermosillo

Chetumal

Cozumel35

Playa del

Cancún333

Carmen

Tizimín

77

36

143Ticul

47Motul

1,275

BAJA CALIFORNIA SUR

CENTRAL

OCCIDENTAL

NOROESTE

NORESTE

PENINSULAR

ORIENTAL

BAJA CALIFORNIA

NORTE

ÁREA

6

7

5

4

3

2

1

8

9

BAJA CALIFORNIA SUR

CENTRAL

OCCIDENTAL

NOROESTE

NORESTE

PENINSULAR

ORIENTAL

BAJA CALIFORNIA

NORTE

ÁREA

6

7

5

4

3

2

1

8

9

353

Cd. Victoria204

Montemorelos123

Nuevo Laredo231

Reynosa557

Piedras Negras212

Sabinas90


715

C. del Oro18

CerralvoMonclova

36969

6

6,586

195

Torreón1,059

Matehuala112

S. L. Potosí800

Aguascalientes

Zacatecas466

Tampico615

Valles203

Río Verde

46

Mante78

Matamoros

3

624

125León505

Vallarta

Guadalajara

Los Altos

Tepic110

91Apatzingán

171196

Manzanillo

Puerto

1,421Cd. Guzmán

130Zamora

Colima96

245

Chapala

LázaroCárdenas

858

Uruapan87

232

Irapuato

Salamanca

La Piedad

Morelia251

248

107464

Mérida

140

64

9Campeche

Tapachula150

2153

577

Toluca

18,606

Atlacomulco245

Querétaro863

Celaya

7,437

S. J. Del Río

Tehuantepec

251


5,786

S. Cristóbal

Cd. Carmen76

Chontalpa

412

Pachuca

Villahermosa

772D.F.6,723

731

coalcosCoatza-

595

253

Poza Rica

Teziutlán170

Veracruz

Papaloapan229

69

384

Zihuatanejo

Chilpancingo111

Morelos

Iguala60

Acapulco

Valle de Bravo

Huatulco

Oaxaca168

54

389

Huajuapan

Cuernavaca145

376 Puebla

S. Martín314

253chalco218

397

JalapaTlaxcala

580156

OrizabaTecama-

Córdoba128

725

527

936

80Los Ríos

266

1-15

1.4.2 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en 2008—2018 Como se observa en la figura 1.10, el pronóstico de la demanda máxima bruta del SIN muestra una tendencia moderada al alza, similar al PIB y a las ventas más autoabastecimiento. La evolución histórica de 1998 a 2007 presenta un crecimiento de 3.7%, y en 2007 la demanda se incrementó sólo 3.3%. Para 2008—2018 se espera una tasa media de 3.6%, similar a la histórica.

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

Figura 1.10

Al analizar las figuras 1.6 y 1.10 se observan también diferencias significativas entre los valores pronosticados y reales, particularmente en los últimos años. En los cuadros 1.5 y 1.6 se muestran las demandas máximas brutas del SIN de 1998 a 2018.

Demanda máxima bruta del SIN 1998—2007

Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007tmca

(1998-2007) %

Demanda máxima (MW) 23,992 25,094 27,377 27,571 28,187 29,408 29,301 31,268 31,547 32,577incremento % 5.55 4.59 9.10 0.71 2.23 4.33 -0.36 6.71 0.89 3.26 3.7

Cuadro 1.5

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

60,000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

2003 2004 2005 2006 2007 2008 Real

2018

MW

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

60,000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

2003 2004 2005 2006 2007 2008 Real

2018

MW

1-16

Demanda máxima bruta del SIN Escenario de Base 2008—2018

Concepto 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018tmca

(2008-2018) %

Demanda máxima (MW) 33,680 34,839 35,939 37,194 38,492 39,876 41,340 42,992 44,645 46,284 47,861incremento % 3.39 3.44 3.16 3.49 3.49 3.60 3.67 4.00 3.84 3.67 3.41 3.6

Cuadro 1.6 La demanda vaticinada en 2003 para 2010 era de 43,477 MW, mientras que en el pronóstico realizado en 2008 para ese mismo año alcanzó 35,939 MW. Ahora se espera que aquellos niveles de demanda se logren entre 2015 y 2016. La figura 1.11 indica las tmca de 1998 a 2018 para la demanda máxima de cada área.

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

Figura 1.11

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

4

5

6

7

8 9 Peninsular

2

91

Sistema Interconectado Nacional

5.2 3.4

3.4 3.5

4.9 3.8

3.72.9 1.9

3.6 4.0

4.3 3.9

5.6

3.7 3.6

3

Crecimiento(2008 – 2018)

Evolución histórica(1998 – 2007)

6.1

5.5

2.5

6.3


4

5

6

7

8 9 Peninsular

2

91

Sistema Interconectado Nacional

5.2 3.4

3.4 3.5

4.9 3.8

3.72.9 1.9

3.6 4.0

4.3 3.9

5.6

3.7 3.6

3


Evolución histórica(1998 – 2007)

6.1

5.5

2.5

6.3

1-17

Los cuadros 1.7 y 1.8 presentan las cifras históricas para 1998—2007, así como los pronósticos para la demanda máxima bruta de cada área del SEN en 2008—2018.

Demanda máxima bruta (MW) del SEN 1998—2007

Área 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007tmca

(1998-2007) %

Central 6,884 7,181 7,439 7,700 7,737 7,874 8,047 8,287 8,419 8,606 2.9

Oriental 1/ 4,797 4,954 5,058 5,291 5,373 5,434 5,425 5,684 5,882 5,786 2.5

Occidental 5,472 5,702 6,062 6,157 6,345 6,632 6,523 7,047 7,106 7,437 3.6

Noroeste 2,195 2,217 2,365 2,496 2,457 2,491 2,606 2,872 2,916 3,059 3.4

Norte 2,163 2,231 2,421 2,516 2,660 2,720 2,853 2,997 3,113 3,130 4.9

Noreste 1/ 4,662 4,759 5,245 5,558 5,676 5,688 6,148 6,068 6,319 6,586 4.3

Baja California 1/ 1,393 1,491 1,695 1,698 1,699 1,823 1,856 1,909 2,095 2,208 5.2

Baja California Sur 181 186 204 224 215 214 234 264 284 307 6.1

Peninsular 1/ 805 839 908 971 985 1,043 1,087 1,174 1,268 1,275 5.6

Pequeños Sistemas 2/ 19 20 21 22 22 22 24 24 25 28 4.0

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

Cuadro 1.7

Demanda máxima bruta (MW) del SEN Escenario Base 2008—2018

Área 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018tmca

(2008-2018) %

Central 8,700 8,837 8,974 9,090 9,210 9,344 9,564 9,806 10,076 10,364 10,623 1.9

Oriental 1/ 6,181 6,357 6,548 6,750 6,971 7,203 7,461 7,731 8,026 8,317 8,598 3.7

Occidental 8,069 8,180 8,351 8,621 8,923 9,292 9,694 10,152 10,568 11,008 11,462 4.0

Noroeste 3,156 3,289 3,404 3,543 3,694 3,913 4,009 4,150 4,275 4,380 4,483 3.5

Norte 3,328 3,474 3,620 3,738 3,892 3,995 4,122 4,280 4,418 4,556 4,694 3.8

Noreste 1/ 6,780 6,910 7,062 7,363 7,749 8,090 8,465 8,876 9,313 9,718 10,083 3.9

Baja California 1/ 2,208 2,345 2,466 2,557 2,646 2,733 2,828 2,918 3,007 3,106 3,198 3.4

Baja California Sur 344 368 389 411 436 462 486 516 546 575 604 6.3

Peninsular 1/ 1,375 1,464 1,543 1,628 1,720 1,813 1,907 2,002 2,102 2,203 2,300 5.5

Pequeños Sistemas 30 32 35 38 40 41 42 44 45 47 49 5.2 1/ Excluye exportación

Cuadro 1.8

1.4.3 Crecimiento esperado del consumo bruto en 2008—2018 En los cuadros 1.9 y 1.10 se presenta el consumo bruto del SIN de 1998 a 2018.

1-18

Consumo bruto del SIN 1998—2007

Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007tmca

(1998-2007) %

Consumo bruto1/ (GWh) 164,827 173,146 184,194 187,661 192,307 197,242 203,398 212,921 220,073 227,559incremento % 6.39 5.05 6.38 1.88 2.48 2.57 3.12 4.68 3.36 3.40 3.9

1/ Incluye ventas, autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios

Cuadro 1.9

Consumo bruto del SIN Escenario Base 2008—2018

Concepto 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018tmca

(2008-2018) %

Consumo bruto1/ (GWh) 233,202 238,635 245,166 252,796 261,646 270,906 280,736 291,827 302,908 313,953 324,572incremento % 2.48 2.33 2.74 3.11 3.50 3.54 3.63 3.95 3.80 3.65 3.38 3.3 1/ Incluye ventas, autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios

Cuadro 1.10

Los cuadros 1.11 y 1.12 muestran la información correspondiente para cada área del SEN de 1998 a 2018.

Consumo bruto1/ (GWh) del SEN 1998—2007

Área 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007tmca

(1998-2007) %

Central 38,599 40,439 42,792 44,218 45,032 46,004 47,255 49,129 50,523 51,953 3.5

Oriental 2/ 29,168 30,170 31,825 32,037 33,295 34,082 34,634 36,208 37,452 38,322 3.4

Occidental 36,619 38,853 41,454 41,178 42,283 43,789 45,177 47,734 49,239 51,603 4.2

Noroeste 12,397 12,826 13,366 13,794 13,442 13,984 14,609 15,506 15,966 16,616 3.1

Norte 13,318 13,990 15,093 15,818 16,282 16,613 17,192 18,245 18,743 19,408 4.6

Noreste 2/ 29,868 31,669 33,938 34,455 35,586 35,968 37,279 38,630 40,205 41,068 4.1

Baja California 2/ 7,332 8,091 9,111 9,413 9,307 9,842 10,252 10,466 11,088 11,272 4.7

Baja California Sur 1,027 1,091 1,159 1,189 1,189 1,238 1,333 1,453 1,605 1,722 5.6

Peninsular 2/ 4,827 5,099 5,599 6,003 6,207 6,614 7,016 7,215 7,718 8,349 6.5

Subtotal 173,155 182,228 194,337 198,105 202,623 208,134 214,747 224,586 232,539 240,313 4.0

Pequeños Sistemas 83 89 97 101 100 103 108 111 119 132 4.7

Total 173,238 182,317 194,434 198,206 202,723 208,237 214,855 224,697 232,658 240,445 4.0incremento % 6.22 5.24 6.65 1.94 2.28 2.72 3.18 4.58 3.54 3.35

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

Cuadro 1.11

1-19

Consumo bruto1/ (GWh) del SEN Escenario Base 2008—2018

Área 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018tmca

(2008-2018) %

Central 52,397 52,762 53,064 53,591 54,292 55,077 56,352 57,759 59,332 61,008 62,517 1.7

Oriental 2/ 39,529 40,319 41,780 43,444 44,863 46,358 48,019 49,755 51,654 53,527 55,335 3.4

Occidental 52,935 54,431 56,565 58,757 60,812 63,329 66,069 69,192 72,026 75,019 78,116 3.8

Noroeste 16,966 17,581 18,275 19,326 20,148 21,343 21,864 22,632 23,316 23,889 24,449 3.6

Norte 19,967 20,649 21,590 22,496 23,424 24,043 24,809 25,760 26,587 27,418 28,248 3.5

Noreste 2/ 42,333 43,338 43,914 44,634 46,979 49,043 51,315 53,822 56,456 58,920 61,121 3.7

Baja California 2/ 11,811 12,422 13,135 13,632 14,108 14,570 15,079 15,555 16,031 16,558 17,050 3.8

Baja California Sur 1,865 2,029 2,162 2,284 2,420 2,566 2,700 2,865 3,033 3,192 3,355 6.3

Peninsular 2/ 8,839 9,319 9,744 10,318 10,900 11,488 12,086 12,688 13,320 13,959 14,576 5.2

Subtotal 246,642 252,850 260,229 268,482 277,946 287,817 298,293 310,028 321,755 333,490 344,767 3.3

Pequeños Sistemas 143 153 171 186 195 202 209 215 223 231 239 5.5

Total 246,785 253,003 260,400 268,668 278,141 288,019 298,502 310,243 321,978 333,721 345,006 3.3incremento % 2.64 2.52 2.92 3.18 3.53 3.55 3.64 3.93 3.78 3.65 3.38


Cuadro 1.12

1.4.4 Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del servicio público 2008—2018

La figura 1.12 señala el incremento de las ventas por área para la serie histórica 1998—2007 y la estimación para los dos escenarios en 2008—2018.

Crecimiento medio anual de las ventas (%)

Figura 1.12


5.7

4

5

6

7

8 9 Peninsular

2

91

Total Nacional

4.7 3.85.7

3.5 2.74.2

3.8 3.75.1

3.2 3.54.8

1.7 1.63.3

3.8 3.84.9

3.3 4.16.8

6.6 5.36.8

3.3 3.25.1

3Mayor Crecimiento

Base


Evolución histórica

5.8 6.27.4

(1998 2007)–


5.7

4

5

6

7

8 9 Peninsular

2

91

Total Nacional

4.7 3.85.7

3.5 2.74.2

3.8 3.75.1

3.2 3.54.8

1.7 1.63.3

3.8 3.84.9

3.3 4.16.8

6.6 5.36.8

3.3 3.25.1

3Mayor Crecimiento

Base


Evolución histórica

5.8 6.27.4

(1998 2007)–

1-20

La tasa para las ventas de energía del servicio público durante 2007 fue de 2.9% respecto a 2006, debido a que no se alcanzaron las expectativas de crecimiento en los sectores residencial, comercial, bombeo agrícola y gran industria. La tasa media en 2008—2018 se estima en 3.4%, menor a la pronosticada para 2007—2017 (5.1%) y similar a la histórica de 3.3 por ciento. Cabe mencionar que en la prospectiva de ventas regionales de 2008—2018, se incluyó la energía asociada a los proyectos eólicos de autoabastecimiento de la Temporada Abierta (5.5 TWh a partir de 2011), en virtud de que dichos permisionarios aún no han definido la ubicación de las cargas que abastecerán remotamente. El consumo final (ventas más autoabastecimiento) se conserva al incrementar la energía de ventas y reducir el consumo autoabastecido. Con relación al desarrollo regional, y bajo la consideración de una recesión en la economía nacional por lo anteriormente expuesto, se destaca lo siguiente:

En el área Central se estimó para 2007 un crecimiento de 1.6%, sin embargo se registró una tasa de 0.9%, primordialmente a causa de la reducción en el consumo de los rubros del desarrollo normal, bombeo agrícola y gran industria.

El cálculo para 2008—2018 es de 1.6%, similar a la tasa histórica de 1.7% y menor a 3.0% que se consideraba en 2007—2017.

Para 2007 en la Oriental se estimó un incremento de 5.5% pero el valor real fue de

3.5%, principalmente por el menor consumo en los rubros residencial, comercial, bombeo agrícola y gran industria. La tasa prevista para 2008—2018 es de 3.5%, similar al registro promedio anual de 3.2% en 1998—2007 y menor a la estimada de 5.7% en 2007—2017.

En la Occidental se previó una tasa de 6.4%, sin embargo el valor real fue de 4.3%

respecto a 2006. La diferencia estriba en un menor consumo en los sectores residencial, comercial, gran industria y bombeo agrícola.

La tasa media en 2008—2018 se estima en 3.8%, igual a la histórica y menor a la prevista de 5.2% en 2007—2017.

En la Noroeste, la tasa estimada para 2007 fue de 7.1%, sin embargo la real llegó a

4.1%, lo que derivó en una diferencia en ventas de 392 GWh. La causa principal residió en el sector de la gran industria que no consumió lo esperado. Un caso importante es la minera Mexicana Cananea, en la zona Nogales, que entró en huelga en julio de 2007, lo cual representó una caída de 46% en sus ventas.

La tasa para 2008—2018 se prevé de 2.7%, en comparación con el registro promedio anual de los últimos 10 años de 3.5% y 3.8% de 2007—2017. En este caso la tasa esperada es menor debido a que a partir de 2013 el consumo autoabastecido remoto se incrementa de 139 a 1733 GWh (industrias mineras y cementera, principalmente).

Para 2007 en la Norte se pronosticó un aumento de 7.0% y el registrado fue de 2.8%

respecto a 2006, por un menor crecimiento en los consumos de todos los sectores excepto los servicios.

Se espera una tasa de 3.7% en 2008—2018, similar a la histórica de 3.8% y menor a la prevista en 2007—2017 de 5.5 por ciento.

1-21

En la Noreste se estimó una tasa de 6.8% para 2007 y la registrada fue de 1.0% pues no se alcanzaron las metas establecidas de crecimiento en todos los rubros tarifarios, principalmente en la gran industria y el residencial, a pesar de que se tienen previstos desarrollos del tipo industrial, comercial y residencial, el Derramadero en Saltillo, Ciénega de Flores en Monterrey y los parques industriales (maquiladoras) de las zonas fronterizas Reynosa y Matamoros, entre otros.

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

Se pronosticó un incremento de 4.1% en 2008—2018, arriba del crecimiento medio anual real de 3.3% de 1998—2007 y menor al de 6.6% que se preveía para 2007—2017.

En la Baja California se pronosticó un aumento de 7.5%, sin embargo se presentó un

valor real de 1.4% respecto a 2006, ocasionado por el bajo consumo en los rubros del desarrollo normal e industrial, excepto en el bombeo agrícola.

El periodo de altas temperaturas fue muy corto en la zona Mexicali, lo que derivó en una menor utilización de los aparatos de aire acondicionado. Adicionalmente no se cumplieron las expectativas del gobierno estatal respecto a la llegada de nuevas empresas en media tensión, principalmente en la zona ya mencionada.

La tasa media para 2008—2018 se estima en 3.8%, menor a la de 5.1% prevista en 2007—2017 y a la de 4.7% registrada en 1998—2007.

En la Baja California Sur se pronosticó para 2007 un crecimiento de 10.2%, sin

embargo el registrado real fue de 8.5% respecto a 2006, debido a que los sectores residencial, comercial y de la empresa mediana no alcanzaron las estimaciones de crecimiento en consumo.

La tasa media para 2008—2018 se estima en 6.2%, por arriba de la histórica 5.8% y por debajo de la prevista en 2007—2017 de 7.4%, soportada principalmente por los crecimientos esperados en los desarrollos turísticos de Los Cabos y La Paz.

En la Peninsular se pronosticó un incremento de 6.3% para 2007 pero el real fue de

9.6% respecto a 2006, ya que se superaron las estimaciones en los sectores residencial, comercial y de la empresa mediana.

Se previó una tasa media de 5.3% en 2008—2018, menor a la de 6.3% calculada en 2007—2017 y a la histórica de 6.6% —de los últimos 10 años—, fundamentalmente apoyada por un menor crecimiento en el consumo de la empresa mediana —desarrollos turísticos en la Riviera Maya, entre otros—.

El incremento estimado para 2008—2018 en cada una de las áreas no es uniforme. Las regiones Baja California Sur, Peninsular y Noreste tendrán un mayor incremento, en el marco del bajo crecimiento económico derivado de la crisis financiera a nivel mundial.

1-22

Complementario al análisis previo se recomienda revisar simultáneamente el aumento medio anual para el autoabastecimiento remoto. Ver cuadro 1.19. La incorporación de tales proyectos provoca una reducción en las ventas de energía del servicio público. En los cuadros 1.13 y 1.14 se muestra la evolución histórica 1998—2007 y la estimación 2008—2018 de las ventas de energía del sector público por área.

Ventas del servicio público (GWh), SEN 1998—2007

tmca

Área 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 (1998-2007)%

Central 29026.3 30,208 32,091 32,295 31,995 31,627 31,795 32,491 32,652 32,979incremento % 3.77 4.07 6.23 0.64 -0.93 -1.15 0.53 2.19 0.50 1.00 1.7

Oriental 22337 22,983 24,439 24,742 25,576 25,628 25,976 27,304 28,163 29,161incremento % 5.37 2.89 6.34 1.24 3.37 0.20 1.36 5.11 3.15 3.54 3.2

Occidental 29724 31,724 34,049 33,758 34,858 35,454 36,205 37,585 38,884 40,538 incremento % 6.21 6.73 7.33 -0.85 3.26 1.71 2.12 3.81 3.46 4.25 3.8

Noroeste 10020 10,541 11,015 11,259 11,229 11,699 12,312 12,974 13,356 13,907 incremento % 1.50 5.20 4.50 2.21 -0.26 4.19 5.24 5.38 2.94 4.13 3.5

Norte 11113 11,701 12,651 13,197 13,576 13,882 13,413 14,112 14,427 14,833 incremento % 8.27 5.29 8.12 4.31 2.87 2.25 -3.38 5.21 2.23 2.81 3.8

Noreste 23746 25,629 27,565 27,773 28,633 27,006 27,975 29,085 30,464 30,753 incremento % 6.92 7.93 7.55 0.75 3.10 -5.68 3.59 3.97 4.74 0.95 3.3

Baja California 6347 7,020 7,939 8,195 8,115 8,519 8,868 8,981 9,622 9,755 incremento % 2.64 10.60 13.09 3.22 -0.97 4.98 4.10 1.27 7.14 1.38 4.7

Baja California Sur 863 944 995 1,026 1,007 1,052 1,131 1,239 1,365 1,481 incremento % 2.13 9.39 5.40 3.15 -1.89 4.47 7.51 9.55 10.17 8.50 5.8

Peninsular 3961 4,169 4,525 4,869 5,125 5,431 5,741 5,893 6,341 6,952 incremento % 8.46 5.25 8.54 7.60 5.26 5.97 5.71 2.65 7.60 9.64 6.6

Subtotal 137137 144,919 155,269 157,113 160,114 160,298 163,416 169,664 175,274 180,359incremento % 5.34 5.67 7.14 1.19 1.91 0.11 1.95 3.82 3.31 2.90 3.3

Pequeños Sistemas 71 77 80 90 89 86 93 93 97 110incremento % -2.47 8.05 3.99 12.88 -1.44 -3.37 8.14 0.00 4.30 13.40 4.2

Total nacional 137,209 144,996 155,349 157,204 160,203 160,384 163,509 169,757 175,371 180,469incremento % 5.34 5.68 7.14 1.19 1.91 0.11 1.95 3.82 3.31 2.91 3.3

Cuadro 1.13

1-23

Ventas del servicio público (GWh), SEN Escenario Base 2008—2018

tmca

Área 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 (2008-2018)%

Central 33,272 33,284 33,411 33,602 34,095 34,586 35,296 36,115 37,067 38,078 39,073incremento % 0.89 0.04 0.38 0.57 1.47 1.44 2.05 2.32 2.64 2.73 2.61 1.6

Oriental 30,140 30,470 31,628 32,536 33,724 34,971 36,362 37,809 39,351 40,870 42,375incremento % 3.36 1.09 3.80 2.87 3.65 3.70 3.98 3.98 4.08 3.86 3.68 3.5

Occidental 41,672 42,568 44,036 45,781 47,530 48,663 50,922 53,263 55,676 58,190 60,869 incremento % 2.80 2.15 3.45 3.96 3.82 2.38 4.64 4.60 4.53 4.52 4.60 3.8

Noroeste 14,205 14,632 15,231 16,148 16,851 16,303 16,778 17,242 17,740 18,240 18,731 incremento % 2.14 3.01 4.09 6.02 4.35 -3.25 2.91 2.77 2.89 2.82 2.69 2.7

Norte 15,312 15,733 16,484 17,263 17,959 18,503 19,239 19,960 20,675 21,393 22,107 incremento % 3.23 2.75 4.77 4.73 4.03 3.03 3.98 3.75 3.58 3.47 3.34 3.7

Noreste 31,857 32,566 33,102 33,431 35,507 37,339 39,366 41,487 43,552 45,654 47,603 incremento % 3.59 2.23 1.65 0.99 6.21 5.16 5.43 5.39 4.98 4.83 4.27 4.1

Baja California 10,241 10,737 11,347 11,782 12,210 12,625 13,035 13,447 13,875 14,307 14,737 incremento % 4.98 4.84 5.68 3.83 3.63 3.40 3.25 3.16 3.18 3.11 3.01 3.8

Baja California Sur 1,595 1,744 1,854 1,960 2,072 2,190 2,307 2,437 2,574 2,725 2,883 incremento % 7.70 9.34 6.31 5.72 5.71 5.69 5.34 5.64 5.62 5.87 5.80 6.2

Peninsular 7,403 7,794 8,165 8,667 9,164 9,666 10,178 10,692 11,233 11,779 12,308 incremento % 6.49 5.28 4.76 6.15 5.73 5.48 5.30 5.05 5.06 4.86 4.49 5.3

Subtotal 185,697 189,528 195,258 201,170 209,112 214,846 223,483 232,452 241,743 251,236 260,686incremento % 2.96 2.06 3.02 3.03 3.95 2.74 4.02 4.01 4.00 3.93 3.76 3.4

Pequeños Sistemas 120 127 142 155 160 169 175 181 188 195 203incremento % 9.09 5.83 11.81 9.15 3.23 5.62 3.55 3.43 3.87 3.72 4.10 5.7

Total nacional1/ 185,817 189,655 195,400 201,325 209,272 215,015 223,658 232,633 241,931 251,431 260,889incremento % 2.96 2.07 3.03 3.03 3.95 2.74 4.02 4.01 4.00 3.93 3.76 3.4

Total nacional2/ 185,817 189,655 195,400 195,832 203,779 209,522 218,165 227,140 236,438 245,938 255,396incremento % 2.96 2.07 3.03 0.22 4.06 2.82 4.13 4.11 4.09 4.02 3.85 3.2 1/ Incluye la temporada abierta (autoabastecimiento remoto) en el rubro de ventas, ya que regionalmente aún no se conoce la ubicación de los socios 2/ Excluye la temporada abierta como ventas

Cuadro 1.14

1.4.5 Consumo de cargas autoabastecidas En los cuadros 1.15 y 1.16 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 2008—2017.

Demanda máxima autoabastecida (MW) 1998—2007

Autoabastecimiento 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007tmca

(1998-2007) %

Remoto 116 116 128 122 476 1,092 1,299 1,401 1,548 1,657 68.5

Local 2,708 3,201 3,067 3,705 3,541 3,643 2,843 2,922 3,452 3,954 4.2

Total 2,824 3,317 3,195 3,827 4,017 4,735 4,141 4,323 5,000 5,611 7.8

Cuadro 1.15

1-24

Demanda máxima autoabastecida (MW) 1/ 2008—2018

Autoabastecimiento 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018tmca

(2008-2018) %

Remoto 1,945 2,094 2,094 2,196 2,196 2,628 2,628 2,628 2,628 2,628 2,628 4.3

Local 4,143 4,143 4,248 4,292 4,292 4,292 4,292 4,292 4,292 4,292 4,292 0.7

Subtotal 6,088 6,237 6,342 6,488 6,488 6,920 6,920 6,920 6,920 6,920 6,920 1.9

Proyectos de Temporada Abierta 1,493 1,493 1,493 1,493 1,493 1,493 1,493 1,493

Total 6,088 6,237 6,342 7,981 7,981 8,413 8,413 8,413 8,413 8,413 8,413 3.8 1/ Los permisionarios de temporada abierta aún no han definido las cargas que abastecerán de manera remota, por lo que solo se presenta el valor total de demanda de dichos proyectos

Cuadro 1.16

Para determinar la regionalización del autoabastecimiento local y remoto es necesario que sus proyectos definan la ubicación de las cargas de la sociedad. A partir de 2011, se prevé la entrada de un grupo de permisionarios de autoabastecimiento de tipo eólico, definidos como Proyectos de Temporada Abierta (TA), los cuales a la fecha no han precisado sus sociedades de autobastecimiento por lo cual en los cuadros 1.16 y 1.18 la demanda máxima y consumo asociados a éstos, se denominan de manera genérica.

La figura 1.13 indica las tmca por área del SEN para la demanda máxima del servicio público, así como su comportamiento al incluir el autoabastecimiento remoto.

1-25

Crecimiento medio anual de la demanda máxima (%) sin y con autoabastecimiento remoto

2008—2018

Figura 1.13 En los cuadros 1.17 y 1.18 se muestra la evolución del consumo de autoabastecimiento y cogeneración.

Consumo autoabastecido (GWh) 1998—2007

Autoabastecimiento 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007tmca

(1998-2007) %

Remoto 660 794 755 859 1,827 5,174 7,545 8,192 8,937 9,846 68.3

Local 8,468 10,070 10,272 11,207 10,536 11,434 12,918 13,390 13,127 13,323 4.3

Total 9,128 10,864 11,027 12,066 12,363 16,608 20,463 21,582 22,064 23,169 10.2

Cuadro 1.17

Total nacional

Servicio público más autoabastecimiento remoto

Servicio público

7

8

4

56

3

2

9

1 Central2 Oriental3 Occidental4 Noroeste5 Norte6 Noreste7 Baja California8 Baja California Sur9 Peninsular

1

3.52.9

6.36.3

5.55.5

3.63.5

1.91.9

3.73.6

4.04.0

3.83.8 3.94.3

3.43.4

1-26

Consumo autoabastecido (GWh) 1/ 2008—2018

Autoabastecimiento 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018tmca

(2008-2018) %

Remoto 9,946 11,421 11,606 12,645 12,645 15,288 15,288 15,288 15,288 15,288 15,288 4.1

Local 13,930 14,157 14,361 14,828 14,828 14,828 14,828 14,828 14,828 14,828 14,828 1.0

Subtotal 23,876 25,578 25,967 27,473 27,473 30,116 30,116 30,116 30,116 30,116 30,116 2.4

Proyectos de Temporada Abierta 5,493 5,493 5,493 5,493 5,493 5,493 5,493 5,493

Total 23,876 25,578 25,967 32,966 32,966 35,609 35,609 35,609 35,609 35,609 35,609 4.0 1/ Los permisionarios de temporada abierta aún no han definido las cargas que abastecerán de manera remota, por lo que solo se presenta el valor total del consumo de dichos proyectos

Cuadro 1.18

En 2007 se pronosticó que el autoabastecimiento llegaría a 5,129 MW de demanda y 23,040 GWh de consumo. Los valores reales al cierre fueron de 5,611 MW y 23,169 GWh, lo que significa una desviación de 9.4% y 0.6%, por arriba de lo previsto respectivamente. Los proyectos que iniciaron operación en este año fueron: Mexicana de Hidroelectricidad (30 MW), Generadora Pondercel (65 MW) y BSM Energía de Veracruz (13 MW). En el cuadro 1.18 se observa que el consumo remoto presenta los mayores crecimientos, debido a que los proyectos nuevos atenderán en mayor grado a cargas distantes del centro de generación. Para este periodo se considera el autoabastecimiento asociado a 17 proyectos. Como se observa en el cuadro 1.18, a partir de 2013 el autoabastecimiento remoto superará al local debido a que los nuevos proyectos atenderán a cargas remotas en su mayoría. El consumo de autoabastecimiento local y remoto indicado en el subtotal del cuadro 1.18 es el que se ha descontado del pronóstico de consumo de electricidad, para la estimación de ventas del servicio público. El cuadro 1.19 muestra la comparación de las tasas de crecimiento promedio anual del consumo de autoabastecimiento remoto entre 2007—2017 y 2008—2018 por área y SEN.

1-27

Crecimiento promedio anual del consumo autoabastecido remotamente

2007-2017 2008-2018

tmca (%) tmca (%)

Central 6.1 3.6

Oriental 5.3 5.2

Occidental 6.0 4.7

Noroeste 62.6 56.0

Norte 1.5 2.3

Noreste 1.9 1.1

Baja California 0.0 0.0

Baja California Sur 0.0 0.0

Peninsular 15.9 8.3

SEN 4.9 4.1

Área

Cuadro 1.19

En el capítulo 3 se presenta la oferta de proyectos de autoabastecimiento. 1.4.6 Exportación e importación de CFE En 2007 la exportación fue de 1,451 GWh, de los cuales 1,224 GWh se enviaron a los sistemas eléctricos de EUA, 225 GWh a Belice y 2 GWh a Guatemala.

En el mismo año la importación fue de 277 GWh, de los cuales 266 GWh correspondieron al área Baja California, 6 GWh a la Noroeste, 2 GWh a la Norte y 3 GWh a la Noreste. Con la diferencia entre las cifras totales de exportación e importación en 2007, se obtiene un balance neto de exportación de 1,174 GWh. Para 2008 se prevén importar 322 GWh, de los cuales 311 GWh corresponderán al área Baja California, 6 GWh a la Noroeste, 2 GWh a la Norte y 3 GWh a la Noreste. La exportación total se estima en 1,451 GWh, igual a la del año anterior, de la cual 1,211 GWh corresponden al área Baja California, 225 GWh a la Peninsular, 13 GWh a la Noreste y 2 GWh a la Oriental. En el cuadro 1.20 se muestran las transacciones de energía de exportación e importación por área de control de 1998 a 2007.

1-28

Exportación e importación de energía eléctrica 1998—2007 (GWh)

Área 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Oriental 0 0 0 0 0 0 0 1 2 2Noreste 0 0 2 1 0 0 0 0 16 13B. California 45 31 66 112 164 765 770 1,037 1,072 1,211Peninsular 31 100 127 158 180 188 236 253 209 225

Total 76 131 195 271 344 953 1,006 1,291 1,299 1,451

Noroeste 3 4 4 4 5 5 6 6 6 6Norte 1,022 7 129 235 189 21 2 6 2 2Noreste 2 2 9 6 26 0 0 0 1 3B. California 480 646 927 82 311 45 39 75 514 266

Total 1,507 659 1,069 327 531 71 47 87 523 277

-1,431 -528 -874 -56 -187 882 959 1,204 776 1,174

Exportación

Importación

Balance netoExportación - Importación

Cuadro 1.20

2-1

2. INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN

2.1 Evolución del Sistema Eléctrico Nacional En 1960 el suministro de electricidad del país se efectuaba mediante diversos sistemas aislados, y la capacidad de generación instalada era de 3,021 MW. Al paso del tiempo, las redes regionales se interconectaron utilizando mayores tensiones de transmisión (400 kV y 230 kV), la frecuencia se unificó a 60 Hz, se desarrollaron grandes proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos, y se logró la diversificación del parque de generación mediante el uso de energía geotérmica, nuclear, de carbón y de manera incipiente la eólica. En el campo de administración de la demanda, se estableció el horario de verano y el uso de tarifas con diferenciación horaria. Al 31 de diciembre de 2007, el SEN contaba con una capacidad efectiva de 51,029 MW para el servicio público y un total de 786,151 km de líneas de transmisión y distribución. Para estudios de planificación, el SEN se divide en regiones, como se muestra en la figura 2.1.

Regiones del Sistema Eléctrico Nacional

Figura 2.1

7

77

88

44

55

6

3

1

22

99

5.- Norte

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

2.- Oriental3.- Occidental4.- Noroeste

6.- Noreste

1.- Central

7

77

88

44

55

6

3

1

22

99

7

77

88

44

55

6

3

1

22

99

5.- Norte



6.- Noreste

1.- Central

5.- Norte



6.- Noreste

1.- Central

2-2

La operación de estas nueve regiones está bajo la responsabilidad de ocho centros de control ubicados en las ciudades de México, Puebla, Guadalajara, Hermosillo, Gómez Palacio, Monterrey y Mérida; las dos regiones de Baja California se administran desde Mexicali. Todas ellas se hallan coordinadas por el Centro Nacional en el Distrito Federal. Las siete áreas del macizo continental están interconectadas y forman el SIN. Su objetivo consiste en compartir los recursos y reservas de capacidad ante la diversidad de las demandas. Esto hace posible el intercambio de energía para lograr un funcionamiento más económico y confiable en su conjunto. Las dos regiones de la península de Baja California permanecen como sistemas aislados. El sistema de Baja California (norte) opera ligado con la red eléctrica de la región occidental de EUA ―el Western Electricity Coordinating Council (WECC)― por medio de dos enlaces de transmisión a 230 kV. Esto permite a CFE realizar exportaciones e importaciones económicas de capacidad y energía, y recibir apoyo en situaciones de emergencia. 2.2 Estructura del sistema de generación 2.2.1 Capacidad efectiva instalada A diciembre de 2007 la requerida para atender el servicio público de energía eléctrica fue de 51,029 MW, lo que representó un incremento de 4.6% respecto a 2006 (48,769 MW). Esta nueva capacidad resultó de adicionar 2,483.7 MW, modificar la instalada en -3.7 MW y retirar 220.1 MW: Adiciones:

Ciclos combinados (CC).- CFE: Río Bravo1⁄ (211.123 MW); PIE2⁄: Tamazunchale (1,135 MW)

Turbogás (TG).- LyFC : 8 unidades de generación distribuida (256 MW) Combustión interna (CI): Baja California Sur II —Coromuel— (41.9 MW), Santa

Rosalía (4.8 MW), Holbox (1.6 MW) Hidroeléctricas (HID): El Cajón (750 MW) Eoloeléctricas (EOL): La Venta II (83.3 MW)

Modificaciones:

Holbox, CI (-1 MW) La Villita, HID (20 MW) Lerma Tepuxtepec (LyFC), HID (7 MW) Bajío —El Sauz— (PIE), CC (-65 MW) Tula TC3/ (45.6 MW) El Sauz, CC (2 MW) Santa Rosalía, CI (-2.4 MW) Guerrero Negro, CI (-4 MW) Baja California Sur I, CI (-5.9 MW)

Retiros: Río Bravo, TC3/ (75 MW) Río Bravo, TG (145.123 MW)

1⁄ Previamente estas unidades se dieron de baja como TC y TG con el fin de integrarse como CC 2⁄ Productor Independiente de Energía 3/ Termoeléctrica convencional

2-3

En el cuadro 2.1 se clasifica la capacidad por tecnología en las diferentes regiones y en la figura 2.2 se señala en porcentaje su participación para 2006 y 2007.

Capacidad efectiva por tipo de tecnología1/ (MW) Servicio público

Hidrocarburos

Área Total2/

CFE PIE3/

Central 1,588 2,220 1,038 662 5,508

Oriental 6,136 85 2,217 452 1,973 472 35 1,365 12,735

Occidental 2,532 3,466 603 495 24 2,100 195 9,414

Noroeste 941 2,052 227 508 100 3,828

Norte 28 936 1,341 757 161 3,223

Noreste 118 1,100 1,039 5,974 296 2,600 11,126

Baja California 320 496 489 316 720 2,341

Baja California Sur 113 219 183 514

Peninsular 442 220 1,261 342 4 2,269

Aislados4/ 1 28 30 10 68

Total 5/ 11,343 85 12,865 5,416 11,457 2,620 217 4,700 960 1,365 51,029

Turbogás

Hidro-eléctrica

Eolo-eléctrica Termoeléctrica

convencionalCombustión

interna

Carbo-eléctrica

Geotermo-eléctrica

Nucleo-eléctrica Ciclo combinado

1/ Al 31 de diciembre de 2007 2/ No incluye autoabastecimiento ni cogeneración 3/ Productores Independientes de Energía 4/ En diferentes regiones 5/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente a la suma

Cuadro 2.1

Capacidad efectiva al 31 de diciembre Servicio público1/

1/ No incluye excedentes de autoabastecimiento ni cogeneración

Figura 2.2

48,769 MW

2006

Termoeléctrica convencional26.4%

Ciclo combinadoCFE 10.7%

Ciclo combinadoPIE 21.3%

Turbogás5.1%

Combustión interna0.4%

Carboeléctrica9.6%

Geotermoeléctrica yEólica 2.0%

Nucleoeléctrica2.8%

Hidroeléctrica21.7%

48,769 MW

2006




Turbogás5.1%


Carboeléctrica9.6%

Geotermoeléctrica yEólica 2.0%



51,029 MW

2007




Turbogás5.1%


Carboeléctrica9.2%

Geotermoeléctrica y Eólica 2.1%



51,029 MW

2007




Turbogás5.1%


Carboeléctrica9.2%

Geotermoeléctrica y Eólica 2.1%



2-4

2.2.2 Principales centrales generadoras En la figura 2.3 se localizan las centrales que destacan por su tamaño, tecnología o importancia regional. Sus nombres y la información sobre capacidad y generación en 2007 se presentan en el cuadro 2.2.

Principales centrales generadoras en 2007 Servicio público

Figura 2.3

9

8

Termoeléctrica convencional

Carboeléctrica

Nucleoeléctrica

Dual

Ciclo combinado

26 10

Geotermoeléctrica

Combustión interna

48

32 30

39

51

41

47

33

Hidroeléctrica

35

31

58

56

59

36, 37 43, 45

50

52

53

57

38

40 42

61

44

4

62

24

323 6

2

1

1213

11

5

20

63

16

17

27

29

22 6628

15

6514

19

34

25

54

46

64

21

55

7

Turbogás

Eoloeléctrica

18

60

49

9

8


Carboeléctrica

Nucleoeléctrica

Dual

Ciclo combinado

26 10

Geotermoeléctrica

Combustión interna

48

32 3030

39

51

41

47

3333

Hidroeléctrica

35

31

58

56

59

36, 37 43, 45

50

52

53

57

38

40 42

61

44

4

62

24

323 6

2

1

1213

11

5

20

63

1616

17

27

29

22 6628

15

6514

19

34

25

54

46

64

21

55

7

Turbogás

Eoloeléctrica

18

60

49

2-5

Principales centrales: capacidad efectiva 1/, generación bruta y factor de planta en 2007 Servicio público

Capacidad Generación Factor de 6/

Centrales Unidades efectiva bruta plantaMW GWh %

1 Infiernillo Central Guerrero La Unión HID 1 6 1,000 3,350 38.22 Villita (José María Morelos) Central Michoacán Lázaro Cárdenas HID 1 4 300 1,402 53.33 Tula (Francisco Pérez Ríos) Central Hidalgo Tula TC, CC COM y GAS 2 11 2,035 9,991 56.14 Valle de México Central México Acolman TC, CC GAS 1 7 999 4,511 51.55 Necaxa [LyFC] Central Puebla J. Galindo HID 1 10 109 379 39.76 Jorge Luque [LyFC] Central México Tultitlán TC GAS 1 4 224 377 19.27 Generación Distribuida [LyFC] Central México Varios TG GAS 8 9 288 1,101 43.78 Angostura (Belisario Domínguez) Oriental Chiapas V. Carranza HID 1 5 900 1,394 17.79 Chicoasén (Manuel Moreno Torres) Oriental Chiapas Chicoasén HID 1 8 2,400 3,378 16.110 Malpaso Oriental Chiapas Tecpatán HID 1 6 1,080 2,420 25.611 Peñitas Oriental Chiapas Ostuacán HID 1 4 420 1,235 33.612 Temascal Oriental Oaxaca San Miguel HID 1 6 354 1,292 41.713 Caracol (Carlos Ramírez Ulloa) Oriental Guerrero Apaxtla HID 1 3 600 1,044 19.914 Humeros Oriental Puebla Chignautla GEO 1 7 35 289 94.115 La Venta Oriental Oaxaca Juchitán EOL 1 105 85 248 33.416 Laguna Verde Oriental Veracruz Alto Lucero NUC UO2 1 2 1,365 10,421 87.217 Dos Bocas Oriental Veracruz Medellín CC GAS 1 6 452 2,759 69.718 Tuxpan (Adolfo López Mateos) Oriental Veracruz Tuxpan TC, TG COM y GAS 1 7 2,263 10,189 51.419 Tuxpan II, III, IV y V ( PIE ) 2/ Oriental Veracruz Tuxpan CC GAS 3 3 1,973 14,443 5/ 83.620 Aguamilpa Solidaridad Occidental Nayarit El Nayar HID 1 3 960 1,642 19.521 El Cajón (Leonardo Rodríguez Alcaine) Occidental Nayarit Santa María del Oro HID 1 2 750 989 21.122 Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) Occidental Hidalgo Zimapán HID 1 2 292 1,814 70.923 Manzanillo I y II Occidental Colima Manzanillo TC COM 2 6 1,900 8,406 50.524 Salamanca Occidental Guanajuato Salamanca TC COM y GAS 1 4 866 2,608 34.425 Villa de Reyes Occidental San Luis Potosí Villa de Reyes TC COM 1 2 700 3,116 50.826 Petacalco (Plutarco Elías Calles) Occidental Guerrero La Unión DUAL COM y K 1 6 2,100 13,375 72.727 El Sauz Occidental Querétaro P. Escobedo CC GAS 1 7 603 2,294 43.428 El Sauz (Bajío) ( PIE ) 2/ Occidental Guanajuato S. Luis de la Paz CC GAS 1 1 495 4,182 5/ 96.429 Azufres Occidental Michoacán Cd. Hidalgo GEO 1 15 195 1,494 87.730 El Novillo (Plutarco Elías Calles) Noroeste Sonora Soyopa HID 1 3 135 460 38.931 Huites (Luis Donaldo Colosio) Noroeste Sinaloa Choix HID 1 2 422 1,109 30.032 Puerto Libertad Noroeste Sonora Pitiquito TC COM 1 4 632 2,556 46.233 Guaymas II (Carlos Rodríguez Rivero) Noroeste Sonora Guaymas TC COM 1 4 484 1,778 41.934 Mazatlán II (José Aceves Pozos) Noroeste Sinaloa Mazatlán TC COM 1 3 616 2,958 54.835 Topolobampo II (Juan de Dios Bátiz) Noroeste Sinaloa Ahome TC COM 1 3 320 1,890 67.436 Hermosillo Noroeste Sonora Hermosillo CC GAS 1 2 227 1,526 76.737 Hermosillo ( PIE ) 2/ Noroeste Sonora Hermosillo CC GAS 1 1 250 1,366 5/ 62.438 Naco Nogales ( PIE ) 2/ Noroeste Sonora Agua Prieta CC GAS 1 1 258 1,996 5/ 88.339 Francisco Villa Norte Chihuahua Delicias TC COM y GAS 1 5 300 1,026 39.040 Lerdo (Guadalupe Victoria) Norte Durango Lerdo TC COM 1 2 320 1,686 60.241 Samalayuca I y II Norte Chihuahua Cd. Juárez TC, CC COM y GAS 2 8 838 4,986 67.942 Gómez Palacio Norte Durango Gómez Palacio CC GAS 1 3 200 1,249 71.343 El Encino (Chihuahua II) Norte Chihuahua Chihuahua CC GAS 1 5 619 4,301 79.344 La Laguna II ( PIE ) 2/ Norte Durango Gómez Palacio CC GAS 1 1 498 3,521 5/ 80.745 Chihuahua III ( PIE ) 2/ Norte Chihuahua Juárez CC GAS 1 1 259 1,428 5/ 62.946 Altamira Noreste Tamaulipas Altamira TC COM y GAS 1 4 800 981 14.047 Río Escondido (José López Portillo) Noreste Coahuila Río Escondido CAR K 1 4 1,200 9,338 88.848 Carbón II Noreste Coahuila Nava CAR K 1 4 1,400 8,763 71.549 Huinalá I y II Noreste Nuevo León Pesquería CC, TG GAS 2 8 978 3,936 46.050 Saltillo ( PIE ) 2/ Noreste Coahuila Ramos Arizpe CC GAS 1 1 248 1,591 5/ 73.451 Río Bravo (Emilio Portes Gil) Noreste Tamaulipas Río Bravo TC, CC COM y GAS 1 4 511 428 12.352 Río Bravo II, III y IV ( PIE ) 2/ Noreste Tamaulipas Valle Hermoso CC GAS 3 3 1,490 7,596 5/ 58.253 Monterrey III ( PIE ) 2/ Noreste Nuevo León S. N. Garza CC GAS 1 1 449 3,370 5/ 85.754 Altamira II, III, IV y V ( PIE ) 2/ Noreste Tamaulipas Altamira CC GAS 3 3 2,652 17,966 5/ 77.355 Tamazunchale ( PIE ) 2/ Noreste San Luis Potosí Tamazunchale CC GAS 1 1 1,135 4,117 5/ 77.956 Presidente Juárez Baja California Baja California Rosarito TC, CC, TG COM y GAS 3 11 1,026 3,854 42.957 Mexicali ( PIE ) 2/ Baja California Baja California Mexicali CC GAS 1 1 489 2,428 5/ 56.758 Cerro Prieto Baja California Baja California Mexicali GEO 4 13 720 5,592 88.759 Punta Prieta Baja California Baja California Sur La Paz TC COM 1 3 113 553 56.160 San Carlos (Agustín Olachea A.) Baja California Baja California Sur San Carlos CI COM y DIE 1 3 104 617 67.761 Baja California Sur I Baja California Baja California Sur La Paz CI COM y DIE 1 2 79 430 81.362 Valladolid (Felipe Carrillo Puerto) Peninsular Yucatán Valladolid TC, CC COM y GAS 2 5 295 874 33.863 Mérida II Peninsular Yucatán Mérida TC, TG COM y GAS 2 3 198 900 51.964 Valladolid III ( PIE ) 2/ Peninsular Yucatán Valladolid CC GAS 1 1 525 3,573 5/ 77.765 Campeche ( PIE ) 2/ Peninsular Campeche Palizada CC GAS 1 1 252 1,713 5/ 77.566 Mérida III ( PIE ) 2/ Peninsular Yucatán Mérida CC GAS 1 1 484 3,319 5/ 78.3

Suma 90 386 47,268 225,916 54.6Otras hidroeléctricas 66 156 1,622 5,134 36.1Otras termoeléctricas 48 176 2,139 1,502 8.0

Total 204 718 51,029 232,552 52.0

Combustible 4/ Número deTecnología 3/ Núm. Nombre de la central Área Estado Municipio

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: Eólica, CI:Combustión interna 4/ COM:Combustóleo, GAS:Gas, K:Carbón, UO2:Óxido de Uranio, DIE:Diésel 5/ Fuente: SENER 6/ Calculado con la capacidad media anual equivalente

Cuadro 2.2

2-6

2.2.2.1 Centrales hidroeléctricas En la cuenca del río Grijalva se localiza el mayor desarrollo hidroeléctrico del país, con 4,800 MW. Está integrado por las centrales Angostura (Belisario Domínguez), Chicoasén (Manuel Moreno Torres), Malpaso y Peñitas (Ángel Albino Corzo). Representa 42.3% de la capacidad hidroeléctrica total en operación a diciembre de 2007. Otro desarrollo importante es el de la cuenca del río Balsas, localizado al occidente del país. Está formado por: Caracol (Carlos Ramírez Ulloa), Infiernillo y La Villita (José María Morelos) con un total de 1,900 MW, que corresponden a 16.7% de la capacidad hidroeléctrica. En 2007 entró en operación la central El Cajón, con 750 MW, que junto con Aguamilpa se localiza en Nayarit, en la cuenca del río Santiago; ambas participan con 1,710 MW, lo que equivale a 15.1% de la instalada en esta tecnología. Huites (Luis Donaldo Colosio) en el noroeste, con dos unidades de 211 MW cada una, así como Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) en el centro del país, también con dos unidades de 146 MW cada una, representan 6.3% de la capacidad hidroeléctrica total. El 19.6% restante se encuentra distribuido principalmente en las cuencas de los ríos Papaloapan, Santiago, Pánuco, Yaqui, El Fuerte, Culiacán y Sinaloa. 2.2.2.2 Centrales a base de hidrocarburos La energía termoeléctrica generada con estos combustibles proviene de plantas con diferentes tecnologías y capacidades. El combustóleo (combustible residual del petróleo) se emplea principalmente en centrales termoeléctricas convencionales (TC) y de combustión interna de nueva tecnología. Para facilitar el suministro del combustible, éstas se localizan cerca de los puertos (Tuxpan, Manzanillo, Mazatlán, Puerto Libertad, Guaymas, Topolobampo y La Paz) o en la proximidad de las refinerías de PEMEX (Tula, Salamanca, Altamira y Poza Rica). Otras plantas que también lo utilizan son: Villa de Reyes, Lerdo, Samalayuca y Francisco Villa. El gas natural ha cobrado especial importancia en los ciclos combinados recientes. Adicionalmente, por restricciones ecológicas se ha incrementado su uso en las TC ubicadas en las grandes ciudades, por lo cual el uso del combustóleo disminuye aceleradamente. El diésel se utiliza en unidades que operan durante las horas de demanda máxima, para abastecer zonas aisladas y por restricciones en la disponibilidad de gas en algunas centrales de ciclo combinado. A fin de hacer competitivo el equipo existente respecto a las nuevas tecnologías y para aumentar la capacidad y eficiencia del parque generador, en 2004 entró en operación la primera repotenciación de unidades termoeléctricas convencionales para formar ciclos combinados, como 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. De igual manera, en 2005 se puso en operación por primera vez la conversión de centrales turbogás a ciclos combinados, con la unidad 1 (TG) de Hermosillo, de 131.9 MW y la nueva unidad 2 (TV1/) de 93.2 MW. Entonces, la capacidad de este ciclo combinado es de 1x131.9 + 1x93.2, para un total de 225.1 MW. 1/ Turbina de vapor

2-7

En 2006 entró en operación comercial en la central Chihuahua —El Encino— la conversión de la ya existente unidad 4 (TG) de 130.8 MW, a la que se integró la nueva unidad 5 (TV) de 65.3 MW, formándose el paquete 2 (1x130.8 + 1x65.3) de ciclo combinado, con una capacidad total de 196.1 MW. De manera similar, en 2007, con la conversión de las unidades existentes en Río Bravo, la 4 (TG) con 145.123 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 211.123 MW. LyFC programó la construcción de 14 unidades Turbogás con 32 MW cada una, las cuales operan con altas eficiencias térmicas (cercanas a 37 %). Hasta diciembre de 2007 han entrado en operación nueve de estas unidades con 288 MW. En junio inició su operación la central de combustión interna, a base de combustóleo, Baja California Sur II —Coromuel— con 41.9 MW, la cual con la capacidad de la central existente suma 78.9 MW. 2.2.2.3 Centrales carboeléctricas Petacalco (Presidente Plutarco Elías Calles), con capacidad de 2,100 MW, tiene la posibilidad de quemar carbón y/o combustóleo. Actualmente emplea carbón importado casi en su totalidad y se ubica en el estado de Guerrero, en la vecindad de Lázaro Cárdenas, Michoacán. Carbón II, con 1,400 MW, utiliza combustible nacional e importado y Río Escondido (José López Portillo) con 1,200 MW, consume sólo nacional; ambas se localizan en Coahuila. 2.2.2.4 Centrales geotermoeléctricas El mayor aprovechamiento de esta energía se localiza cerca de Mexicali, Baja California, en la central Cerro Prieto, con 720 MW y representa 75% de la capacidad geotermoeléctrica en operación. El 25% restante se encuentra en Los Azufres, Michoacán (194.5 MW), Los Humeros, Puebla (35 MW), y Tres Vírgenes, Baja California Sur (10 MW). 2.2.2.5 Central nucleoeléctrica Laguna Verde consta de dos unidades de 682.4 MW cada una y está ubicada en el estado de Veracruz. Su costo variable de operación es el más bajo de todas las termoeléctricas en el sistema eléctrico mexicano. Su participación representó 4.5% de la energía total producida en 2007, al operar con factor de planta de 87.2 por ciento. 2.2.2.6 Centrales eoloeléctricas A la capacidad existente en La Venta, Oaxaca, de 1.57 MW, se adicionaron 83.3 MW en 2007. A ésta se le deben integrar 0.6 MW en Guerrero Negro, Baja California Sur, ya en operación.

2-8

2.2.3 Productores independientes de energía (PIE) Al 31 de diciembre de 2007, en esta modalidad —titular de un permiso para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para su venta a CFE— se contaba con 21 centrales de ciclo combinado que operan con gas natural. Ver cuadro 2.3, ordenado de acuerdo a su fecha de inicio de operación. Con la entrada de Tamazunchale en 2007, la capacidad total equivale a 35.2% del total a base de hidrocarburos (32,575 MW) y a 22.5% respecto a la capacidad instalada para servicio público (51,029 MW).

Características generales de los Productores Independientes de Energía

Capacidad Capacidad Central FEO1/ Unidades Composición2/ neta Central FEO1/ Unidades Composición2/ neta

(MW)3/ (MW)3/

1. Mérida III Jun-2000 3 2 TG y 1 TV 484.0 12. Chihuahua III Sep-2003 3 2 TG y 1 TV 259.0

2. Hermosillo Oct-2001 2 1 TG y 1 TV 250.0 13. Naco Nogales Oct-2003 2 1TG y 1 TV 258.0

3. Saltillo Nov-2001 2 1 TG y 1 TV 247.5 14. Altamira III y IV Dic-2003 6 4 TG y 2 TV 1,036.0

4. Tuxpan II Dic-2001 3 2 TG y 1 TV 495.0 15. Río Bravo III Abr-2004 3 2 TG y 1 TV 495.0

5. Río Bravo II Ene-2002 3 2 TG y 1 TV 495.0 16. La Laguna II Mar-2005 3 2 TG y 1 TV 498.0

6. Bajío (El Sauz) Mar-2002 4 3 TG y 1 TV 495.0 17. Río Bravo IV Abr-2005 3 2 TG y 1 TV 500.0

7. Monterrey III Mar-2002 2 1 TG y 1 TV 449.0 18. Valladolid III Jun-2006 3 2 TG y 1 TV 525.0

8. Altamira II May-2002 3 2 TG y 1 TV 495.0 19. Tuxpan V Sep-2006 3 2 TG y 1 TV 495.0

9. Tuxpan III y IV May-2003 6 4 TG y 2 TV 983.0 20. Altamira V Oct-2006 6 4 TG y 2 TV 1,121.0

10. Campeche May-2003 2 1TG y 1 TV 252.4 21. Tamazunchale Jun-2007 6 4 TG y 2 TV 1,135.0

11. Mexicali Jul-2003 4 3 TG y 1 TV 489.0

Total 11,456.9 1/ Fecha de entrada en operación comercial 2/ TG: Turbina de gas, TV: Turbina de vapor 3/ Se refiere a la contratada con CFE, en algunos casos la de la central puede ser mayor

Cuadro 2.3

2-9

2.2.4 Autoabastecimiento y cogeneración En el cuadro 2.4 se presenta la evolución 1999—2007 de la capacidad en proyectos de autoabastecimiento y cogeneración.

Capacidad en proyectos de autoabastecimiento y cogeneración1/ (MW)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Proyectos existentes (sin PEMEX) 1,263 1,390 1,462 1,396 1,436 1,283 1,938 1,992 2,170 PEMEX 1,727 2,075 2,060 2,095 2,271 2,406 2,088 2,514 2,178 Arancia 29 29 29 29 29 29 29 29 29 ENERTEK 120 120 120 120 120 120 120 120 120 PEGI 177 177 177 177 177 0 0 0 0 MICASE 11 11 11 11 11 11 11 11 Energía y Agua Pura de Cozumel 32 32 32 32 32 32 32 Iberdrola Energía Monterrey 285 619 619 619 619 619 Energía Azteca VIII 56 131 131 131 131 131 Tractebel (Enron ) 284 284 284 284 284 Bioenergía de Nuevo León 7 7 7 7 8 Termoeléctrica del Golfo 250 250 250 250 Termoeléctrica Peñoles 260 260 260 260 Impulsora Mexicana de Energía 24 24 24 24 AGROGEN 10 10 10 12 Hidroelectricidad del Pacífico 8 8 8 9 Proveedora de Electricidad de Occidente 19 19 19 Italaise 4 4 5 Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 30 Generadora Pondercel 65 BSM Energía de Veracruz 13Total 3,316 3,802 3,891 4,201 5,118 5,475 5,835 6,315 6,270 1/ Considera autoabastecimiento local y remoto, usos propios y excedentes

Cuadro 2.4

2.2.5 Autoabastecimiento remoto En el cuadro 2.5 se indica la evolución de la capacidad para atender cargas remotas autoabastecidas durante 1999—2007.

Autoabastecimiento remoto (MW)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Arancia 9 9 9 9 9 9 9 9 9 ENERTEK 67 75 69 87 79 72 75 75 75 PEGI 40 40 40 47 0 0 0 0 0 MICASE 4 4 4 4 5 7 7 7 Iberdrola Energía Monterrey 277 474 450 439 527 530 Energía Azteca VIII 52 15 21 15 20 77 Tractebel (Enron ) 270 255 208 229 229 Bioenergía de Nuevo León 7 3 5 7 7 PEMEX 222 79 132 158 156 Energía y Agua Pura de Cozumel 12 12 11 12 12 Termoeléctrica del Golfo 166 230 230 230 Termoeléctrica Peñoles 198 230 230 230 Impulsora Mexicana de Energía 8 12 10 15 AGROGEN 2 6 6 6 Hidroelectricidad del Pacífico 8 8 9 8 Proveedora de Electricidad de Occidente 13 18 19 Italaise 1 1 1 Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 30 Generadora Pondercel 15 BSM Energía de Veracruz 3Total 116 128 122 476 1,092 1,288 1,401 1,548 1,657

Cuadro 2.5

2-10

2.3 Generación bruta La figura 2.4 muestra la energía generada por tipo de tecnología en los dos últimos años, observándose en 2007 un crecimiento de 3.3 por ciento.

Energía producida 2006—2007

Servicio público1/

1/ No incluye excedentes de autoabastecimiento y cogeneración

Figura 2.4

Destaca en 2007 un aumento de la generación en los CC nuevos (gas) y una reducción en las centrales térmicas convencionales (combustóleo) e hidroeléctricas.

232.55 TWh

2007

Termoeléctrica convencional49.48

Ciclo combinadoCFE 30.07

Ciclo combinadoPIE 72.61

Turbogás2.67

Combustión interna1.14

Carboeléctrica31.47

Geotermoeléctrica y Eólica 7.65

Nucleoeléctrica10.42

Hidroeléctrica27.04

232.55 TWh

2007




Turbogás2.67



Geotermoeléctrica y Eólica 7.65



225.08 TWh

2006




Turbogás1.52



Geotermoeléctrica yEólica 6.73



225.08 TWh

2006




Turbogás1.52



Geotermoeléctrica yEólica 6.73



2-11

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

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

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

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

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

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

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

cargas de los usuarios de bajo consumo

e) La red de LyFC suma un total de 73,361 km, de los cuales 39,900 km transmiten en tensiones de 400 kV a 6.6 kV. En este total se incluyen las líneas subterráneas. Además en baja tensión (240 volts ó 220 volts) se contabiliza una longitud de 33,461 km

Infraestructura de transmisión actual del SEN

48,019 48,465

239,315

73,361

376,991

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

Troncal Subtransmisión Distribución(Media

Tensión)

Distribución(Baja Tensión)

LyFC

km

Figura 2.5

2-12

En total, a diciembre de 2007 el SEN contaba con 786,151 km de líneas de transmisión y distribución. Del monto anterior, 6.3% correspondían a líneas de 400 kV y 230 kV (red troncal), 6.4% desde 161 kV hasta 69 kV (subtransmisión), y el 87.3% restante a media y baja tensión desde 60 kV hasta 220 V. En subestaciones, se tenía una capacidad instalada de 248,694 MVA, de los cuales 141,688 MVA correspondían a las de transmisión, 42,673 MVA a las de distribución de CFE, y 30,666 MVA a las de LyFC, así como 33,667 MVA en transformadores de distribución de CFE. La capacidad de transmisión entre regiones del sistema depende de las condiciones operativas del SEN. En términos generales, la potencia máxima que se puede transmitir por una línea depende del más restrictivo de los siguientes límites: a) Calentamiento de conductores b) Caída del voltaje en la línea c) Estabilidad del sistema ante la desconexión por falla de generadores y/o líneas de

transmisión En el caso de la red nacional, los factores b) y c) son los que con mayor frecuencia restringen la potencia máxima de transmisión. Para el proceso de la planificación del SEN, la distribución regional actualmente considera 50 regiones, lo cual permite desarrollar estudios electrotécnicos detallados de la red troncal de transmisión. En la figura 2.6 se indica el límite máximo de transmisión de potencia entre las regiones en 2007. La conexión puede incluir una o más líneas según se muestra en los cuadros 2.6a y 2.6b.

2-13

Sistema Eléctrico Nacional Capacidad de transmisión entre regiones (MW)

2007

2007

75

1 2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14 15

16

17

18

19

24

21

22

23

20

25

26 27

28

29 31

32

33

3435

36 37

38

39

4041

42

43

44

45

4647

48

49

50130

800

200520

190

150

400

400

500

600

500

250

300

250

250

200

350

750

1950

380

80

2400

1300

1000

1700

480

250

750

550

1350

9501600

3110

350

260

250

700

150

30

180

450

1100750

11001340

1100900

1150

35001300

700

200

1600

270

1800

310600

1500 250

1050

2150

1960

1350

1450

1200 1) Hermosillo2) Nacozari

3) Obregón

4) Los Mochis

5) Culiacán

6) Mazatlán

7) Juárez

8) Moctezuma

9) Chihuahua

10) Durango

11) Laguna

12) Río Escondido

13) Nuevo Laredo

14) Reynosa

15) Matamoros

16) Monterrey

17) Saltillo

18) Valles

19) Huasteca

20) Tamazunchale 1/

21) Tepic

22) Guadalajara

23) Aguascalientes

24) San Luis Potosí

25) Salamanca

26) Manzanillo

27) Carapan

28) Lázaro Cárdenas

29) Querétaro

30) Central

31) Poza Rica

32) Veracruz

33) Puebla

34) Acapulco

Regiones

35) Temascal

36) Coatzacoalcos

37) Tabasco

38) Grijalva

39) Campeche

40) Mérida

41) Cancún

43) WECC(EUA)

44) Tijuana

45) Ensenada

46) Mexicali

47) San Luis Río C.

42) Chetumal

48) Villa Constitución

49) La Paz

50) Los Cabos

2007

75

1 2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14 15

16

17

18

19

24

21

22

23

20

25

26 27

28

29 31

32

33

3435

36 37

38

39

4041

42

43

44

45

4647

48

49

50130

800

200520

190

150

400

400

500

600

500

250

300

250

250

200

350

750

1950

380

80

2400

1300

1000

1700

480

250

750

550

1350

9501600

3110

350

260

250

700

150

30

180

450

1100750

11001340

1100900

1150

35001300

700

200

1600

270

1800

310600

1500 250

1050

2150

1960

1350

1450


3) Obregón

4) Los Mochis

5) Culiacán

6) Mazatlán

7) Juárez

8) Moctezuma

9) Chihuahua

10) Durango

11) Laguna

12) Río Escondido

13) Nuevo Laredo

14) Reynosa

15) Matamoros

16) Monterrey

17) Saltillo

18) Valles

19) Huasteca

20) Tamazunchale 1/

21) Tepic

22) Guadalajara

23) Aguascalientes


25) Salamanca

26) Manzanillo

27) Carapan


29) Querétaro

30) Central

31) Poza Rica

32) Veracruz

33) Puebla

34) Acapulco

Regiones

35) Temascal

36) Coatzacoalcos

37) Tabasco

38) Grijalva

39) Campeche

40) Mérida

41) Cancún

43) WECC(EUA)

44) Tijuana

45) Ensenada

46) Mexicali


42) Chetumal


49) La Paz

50) Los Cabos

2007

75

1 2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14 15

16

17

18

19

24

21

22

23

20

25

26 27

28

29 31

32

33

3435

36 37

38

39

4041

42

43

44

45

4647

48

49

50130

800

200520

190

150

400

400

500

600

500

250

300

250

250

200

350

750

1950

380

80

2400

1300

1000

1700

480

250

750

550

1350

9501600

3110

350

260

250

700

150

30

180

450

1100750

11001340

1100900

1150

35001300

700

200

1600

270

1800

310600

1500 250

1050

2150

1960

1350

1450


3) Obregón

4) Los Mochis

5) Culiacán

6) Mazatlán

7) Juárez

8) Moctezuma

9) Chihuahua

10) Durango

11) Laguna

12) Río Escondido

13) Nuevo Laredo

14) Reynosa

15) Matamoros

16) Monterrey

17) Saltillo

18) Valles

19) Huasteca

20) Tamazunchale 1/

21) Tepic

22) Guadalajara

23) Aguascalientes


25) Salamanca

26) Manzanillo

27) Carapan


29) Querétaro

30) Central

31) Poza Rica

32) Veracruz

33) Puebla

34) Acapulco

Regiones

35) Temascal

36) Coatzacoalcos

37) Tabasco

38) Grijalva

39) Campeche

40) Mérida

41) Cancún

43) WECC(EUA)

44) Tijuana

45) Ensenada

46) Mexicali


42) Chetumal


49) La Paz

50) Los Cabos

Figura 2.6

2-14

Capacidad de enlaces entre regiones en 2007

Región Subestación Región SubestaciónNo. de

circuitosCapacidad

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

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

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

Pueblo Nuevo Mochis II 230 2Los Mochis Louisiana Culiacán La Higuera 400 1/ 1 500

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

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

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

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

Durango II Lerdo 230 1Chihuahua Camargo II Laguna Gómez Palacio 230 2 250

Moctezuma Moctezuma Chihuahua El Encino 400 1/ 1 500Moctezuma Chihuahua Norte 230 2

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

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

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

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

Saltillo Ramos Arizpe Aguascalientes Primero de Mayo 400 2 1,150

R. Escondido Carbón II Nuevo Laredo Arroyo del Coyote 400 1/ 1 380Río Escondido Arroyo del Coyote 230 1Río Escondido Cd. Industrial 230 1

Nuevo Laredo Falcón Reynosa Reynosa 138 2 80Reynosa Aeropuerto Matamoros Anáhuac 400 2 1,340

Río Bravo Anáhuac 230 1Río Bravo Matamoros 138 2

Monterrey Huinalá Huasteca Laja 400 2 1,100Reynosa Aeropuerto Monterrey V. de García 400 2 1,350

Aeropuerto Huinalá 400 1Aeropuerto Huinalá 230 1

Valles Anáhuac Potencia Huasteca Champayán 400 2 1,100Anáhuac Potencia Altamira 400 1

Valles Anáhuac Potencia San Luis Potosí El Potosí 400 2 1,100Huasteca Tamos Poza Rica Poza Rica II 400 1 1,000

Minera Autlan Pantepec 230 1Guadalajara Tesistán Aguascalientes Ags. Potencia 400 1 950

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

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

Tepic Cerro Blanco Guadalajara Tesistán 400 3 1,950Aguascalientes Potrerillos Salamanca Salamanca II 400 2 1,600

Silao II Irapuato II 230 1León II Irapuato II 230 2

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

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

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

Enlace CaracterísticasTensión

(kV)

1/ Operación inicial en 230 kV

Cuadro 2.6a

2-15

Capacidad de enlaces entre regiones en 2007

▪ ▪ ▪

Región Subestación Región SubestaciónNo. de

circuitosCapacidad

máxima (MW)Salamanca PV Salamanca Querétaro Santa María 400 2 1,300

PV Salamanca Celaya III 230 2Salamanca Salamanca II Carapan Carapan II 400 1 750

Abasolo II Carapan II 230 1Poza Rica Mazatepec Puebla Zocac 230 1 310

Jalacingo Zocac 230 1Querétaro Querétaro Potencia Central PV Tula 400 2 1,350

H. Carranza PV Tula 230 1La Manga Valle de México 230 1Dañu Jilotepec 230 1

Central Tula Poza Rica Poza Rica II 400 1 3,500Texcoco Tuxpan PV 400 3Teotihuacán Tres Estrellas 400 2

Central Texcoco Puebla San Lorenzo Potencia 400 1 1,800Texcoco San Martín Potencia 400 1Topilejo Yautepec 400 3Texcoco Zocac 230 2

Lázaro Cárdenas Pitirera Central Donato Guerra 400 2 1,600Lázaro Cárdenas Donato Guerra 400 1

Lázaro Cárdenas Lázaro Cárdenas Acapulco Ixtapa Potencia 230 1 250Poza Rica Poza Rica II Veracruz Laguna Verde 400 1 600Puebla Zapata Acapulco Mezcala 230 2 270Veracruz Laguna Verde Puebla Puebla II 400 1 1,500

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

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

Veracruz Veracruz II Temascal Amatlán II 230 2 250Veracruz II Temascal II 230 1Jardín Temascal II 230 1

Temascal Temascal II Coatzacoalcos Minatitlán II 400 1 1,050Temascal II Chinameca Potencia 400 1

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

Minatitlán II Malpaso 400 2

Tabasco Macuspana Grijalva Malpaso 400 1/ 1 350Peñitas Malpaso 230 2

Tabasco Macuspana Campeche Escárcega Potencia 400 1/ 1 260Santa Lucía Escárcega 230 2

Campeche Escárcega Potencia Mérida Ticul II 400 1/ 2 250Escárcega Potencia Ticul II 230 1Lerma Mérida II 115 1Lerma Maxcanu 115 1Lerma Ticul II 115 1

Mérida Valladolid Cancún Nizuc 400 1/ 2 700Valladolid Playa del Carmen 400 1/ 1Valladolid Nizuc 230 1Valladolid Balam 230 1Valladolid Nizuc 115 1Tizimin Cancún 115 1Valladolid Tulum 115 1

Mérida Ticul II Chetumal Xul-Ha 230 1 150Ticul II Kambul 115 1

Tijuana-Mexicali Tijuana I WECC (EUA) Miguel 230 1 800La Rosita Imperial Valley 230 1

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

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

Mexicali Cerro Prieto II S.Luis R. Colorado Chapultepec 230 1 190Cerro Prieto I Hidalgo 230 2/ 1Mexicali II Ruiz Cortines 161 1

Villa-Constitución Villa-Constitución La Paz Bledales 115 1 75Villa-Constitución Olas Altas 115 1

La Paz Olas Altas Los Cabos El Palmar 230 2 130El Triunfo Santiago 115 1

Enlace CaracterísticasTensión

(kV)

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

Cuadro 2.6b

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. Aunque no se han conformado proyectos específicos para reducir pérdidas técnicas, una gran parte de las obras que se realizan para atender el crecimiento de la demanda tienen como efecto colateral la disminución de éstas, y para las no técnicas es necesaria la aplicación irrestricta del marco legal vigente, y en contraste con las técnicas, los montos de inversión son menores de acuerdo con las diferentes estrategias utilizadas para evitar los usos ilícitos. CFE realizó un estudio con objeto de reducir las pérdidas técnicas en la red eléctrica en los niveles de transmisión y distribución, el cual ha servido como marco de referencia para plantear acciones y estrategias que permitan su disminución. Con la incorporación a la red de nuevas líneas, subestaciones y mejoras a redes de distribución, se han obtenido beneficios adicionales tales como: liberación de capacidad instalada, uso racional de la energía, disminución en el consumo de energéticos y reducción de contaminantes a la atmósfera. 2.5.1 Pérdidas de energía en el nivel de transmisión Entre las acciones implementadas destacan las modificaciones de los calibres de conductores en líneas que resultaron con pérdidas mayores a un porcentaje establecido; así mismo en el caso de las nuevas se modificó el criterio para determinar el calibre de conductores en función de su factor de utilización. Las acciones más relevantes han sido:

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

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

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

2-17

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

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

2-18

2.802.96

2.86

1.75

3.00

2003 2004 2005 2006 2007

Energía1.19TWh

Energía1.30TWh

Energía1.29TWh

Energía0.81TWh

Energía1.42TWh

2.19 2.14

1.96 2.00

1.59

2003 2004 2005 2006 2007

Energía4.05TWh

Energía4.19TWh

Energía4.01TWh

Energía4.26TWh

Energía3.55TWh

Pérdidas de energía en transmisión 1/ (%)

SEN

CFE

LyFC

Figura 2.7

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

2.82 2.80

2.58

2.372.22

2003 2004 2005 2006 2007

Energía5.23TWh

Energía5.150TWh

Energía5.30TWh

Energía5.07TWh

Energía4.95TWh

2-19

14.33

14.60

15.21

15.6915.76

2003 2004 2005 2006 2007

Energía27.85TWh

Energía29.41TWh

Energía32.12TWh

Energía34.52TWh

Energía35.77TWh

11.01

11.22

11.6211.55

11.70

2003 2004 2005 2006 2007

Energía16.95TWh

Energía17.94TWh

Energía19.55TWh

Energía20.22TWh

Energía21.21TWh

28.25 28.25

30.56

31.64 31.84

2003 2004 2005 2006 2007

Energía12.09TWh

Energía12.77TWh

Energía13.85TWh

Energía14.30TWh

Energía14.56TWh

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

SEN

CFE

LyFC

Figura 2.8

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

3-1

3. PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN En este capítulo se informa sobre la capacidad de generación que necesita el SEN para atender los incrementos previstos en la demanda de electricidad. Parte de tales requerimientos se cubrirán mediante proyectos en proceso de construcción, licitación o cierre financiero. Las necesidades no satisfechas por las vías antes señaladas se atenderán mediante nuevos proyectos de generación desarrollados por particulares o por la propia CFE, de conformidad con la LSPEE y su Reglamento. 3.1 Aspectos principales de la 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 seis años entre el análisis de oferta para decidir la construcción de una nueva central generadora hasta su entrada en operación comercial. En el caso de los proyectos de transmisión, el lapso previo es de tres a cinco años. Adicionalmente, formular, evaluar y autorizarlos requiere una anticipación mínima de un año. Las decisiones tienen una repercusión económica a largo plazo, ya que la vida útil de los proyectos es de 30 años o más. La planificación del sistema eléctrico requiere datos actualizados sobre las alternativas de generación y transmisión factibles de incorporarse al programa de expansión. Esta información se obtiene de estudios que realiza CFE para identificar y evaluar proyectos y tecnologías, así como de otras fuentes especializadas. Con estos datos se integra el catálogo de opciones factibles y se prepara el documento de Costos y Parámetros de Referencia (COPAR), para las diversas tecnologías de generación y transmisión. El programa para expandir el SEN se determina seleccionando aquellos proyectos que minimizan los costos actualizados de inversión, operación y energía no suministrada en el horizonte de estudio. Es decir, se elabora un plan óptimo basado en el análisis técnico-económico de diversas alternativas, mediante modelos que optimizan el comportamiento del sistema ante diferentes condiciones de operación. Estos análisis se realizan para el mediano y largo plazos con base en las premisas de evolución de la demanda, precios de combustibles, costos y eficiencia de las opciones tecnológicas para generación de energía eléctrica. En relación con la evolución de precios de los energéticos para generación de electricidad, originalmente, el requerimiento de combustibles para el escenario de Mayor Crecimiento se elaboró con base en el escenario medio de precios de combustibles realizado en febrero de 2008. Sin embargo derivado del entorno actual de alta volatilidad, la SENER autorizó la reestimación de los requerimientos de combustibles basado en el siguiente escenario de precios: combustóleo del escenario Alto, y gas natural y carbón del Medio (planeación).

3-2

Con el propósito de atender lo establecido en la LSPEE y su Reglamento, en lo referente a la elaboración del documento de prospectiva, CFE solicitó a la SENER la definición de lineamientos de política energética que orientaran el ejercicio de planificación del sector eléctrico, así como la definición de proyectos por incluir en el plan de expansión. Para este propósito, CFE envió a esa secretaría una propuesta en la que se destaca el establecimiento de cotas máximas en la capacidad de generación basada en gas natural, combustóleo o crudos pesados, así como de metas para el desarrollo de las fuentes renovables para generación de electricidad. Con base en las estrategias establecidas en el Plan Nacional de Desarrollo 2007–2012, la SENER estableció los siguientes lineamientos para la elaboración del plan de expansión del sistema de generación:

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

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

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

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

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

En este ejercicio se han atendido los lineamientos anteriores, considerando cotas máximas para tecnologías a base de combustibles fósiles y metas para la utilización de fuentes de energía renovable. Como parte del análisis, se realizaron estudios de largo plazo para 2008–2028, los cuales sirvieron de base para la elaboración del Programa de Requerimientos de Capacidad (PRC) 2008–2018 que se presenta en este capítulo. En los últimos años ha cobrado especial importancia la participación de la iniciativa privada en la generación de energía eléctrica principalmente bajo las modalidades de autoabastecimiento y cogeneración. La instalación de nuevas centrales con base en estos esquemas influirá de manera importante en el desarrollo del SEN, ya que se modificarán los requerimientos de reserva y por tanto será necesario adaptar la red eléctrica para proporcionar los servicios de transmisión y respaldo requeridos. Los estudios se realizan para tres sistemas: SIN, Baja California y Baja California Sur. En cada caso se efectúa un análisis conjunto del sistema de generación y la red troncal de transmisión, con objeto de ubicar adecuadamente la nuevas centrales. En estudios recientes, se concluyó la conveniencia técnica y económica de interconectar el área Baja California al SIN mediante un enlace asíncrono. Esta interconexión aportará entre otros beneficios, apoyar la atención de la demanda de punta del sistema Baja California a partir de los recursos de generación del SIN, y en los periodos de menor demanda en Baja California exportar al SIN los excedentes de capacidad y energía tipo base (geotérmica y ciclo combinado) de esta área, aprovechando la diversidad de la demanda entre los dos sistemas.

3-3

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 2013. Actualmente se analiza la posibilidad de interconectar el sistema Baja California Sur al SIN. Un beneficio importante sería el de posponer o en su caso cancelar proyectos de generación con tecnologías que requieren altos costos de inversión y de operación en tal área, además del beneficio ambiental al disminuir o posponer la construcción de centrales generadoras en esta región predominantemente turística. 3.2 Conceptos de margen de reserva La confiabilidad de un sistema eléctrico depende de su capacidad para satisfacer la demanda máxima de potencia (MW) y de energía (GWh). Para evaluar la confiabilidad del suministro de cualquier sistema eléctrico es necesario conocer el margen de reserva (MR) de capacidad y el margen de reserva operativo (MRO), así como el margen de reserva en energía (MRE). Estos indicadores son importantes por las razones siguientes: 1.- La capacidad del sistema está sujeta a indisponibilidades como consecuencia de salidas programadas de unidades generadoras por mantenimiento, fallas, degradaciones y causas ajenas. Por tanto, para alcanzar un nivel de confiabilidad, en todo sistema la capacidad de generación debe ser mayor que la demanda máxima anual. 2.- Cuando el sistema eléctrico dispone de un MR aceptable y se cuenta con los recursos necesarios para dar mantenimiento a las unidades generadoras, así como para atender las fallas que normalmente ocurren, aumentará la flexibilidad a fin de enfrentar eventos críticos o contingencias mayores, tales como:

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

3.- Dado que la energía eléctrica no puede almacenarse y se debe producir cuando se necesita, el valor del MR depende de los tipos de centrales que lo conforman, de la capacidad y disponibilidad de las unidades generadoras y de la estructura del sistema de transmisión. Los requerimientos de capacidad en sistemas aislados o débilmente interconectados se determinan de manera individual, en función de sus curvas de carga y demandas máximas. Cuando diversos sistemas regionales se encuentran sólidamente interconectados, es posible reducir el MR, ya que los recursos de capacidad de generación pueden compartirse eficientemente entre las regiones. En la planificación de sistemas eléctricos no existe un criterio único sobre el MR. Hay métodos basados en la probabilidad de pérdida de carga, criterios económicos en función del costo de falla, evaluaciones determinísticas sustentadas en valores medios de disponibilidad de las centrales generadoras y en el comportamiento estacional de la demanda.

3-4

En los estudios de planificación se desarrollan planes conjuntos de expansión para los sistemas de generación y transmisión, con el fin de utilizar generación remota de otras áreas. El indicador de margen de reserva global supone la disponibilidad de capacidad de transmisión para llevar la potencia y la energía a cualquier lugar del sistema. En áreas deficitarias en capacidad de generación, se realizan estudios para asegurar la reserva de generación y transmisión regional. Cuando en tales áreas las centrales generadoras se retrasan por algún motivo, la confiabilidad del suministro depende de la capacidad de transmisión disponible en los enlaces con otros sistemas. Sin embargo, en algunas condiciones de operación, podrían alcanzarse los límites operativos de los enlaces, lo que limitaría la transferencia hacia las regiones importadoras de capacidad, y ello podría conducir al incumplimiento de los criterios mínimos de reserva, en tanto que en otras se tendrían excedentes de capacidad, con MRO por arriba de los mismos. En estos casos los indicadores de reserva global no son aplicables y se debe calcular el margen de reserva local. En este tipo de análisis se considera la capacidad de generación local y la capacidad de importación del resto del sistema mediante enlaces de transmisión. En el anexo B se aborda con mayor detalle el tema de reserva regional. Los conceptos de MR y MRO de capacidad se ilustran en la figura 3.1.

Margen de reserva y margen de reserva operativo de capacidad

Figura 3.1

Para el cálculo del MRO, se ha tomado en cuenta que la capacidad de generación de las tecnologías de ciclo combinado y turbogás se afecta de manera importante por las condiciones de la temperatura ambiente. En las áreas del norte este efecto es mayor debido a los altos niveles que se registran durante los periodos de verano.

Capacidad efectiva

Margende reserva

Demandamáxima brutacoincidente

Capacidad efectiva Mantenimientoprogramado

Falla, degradación ycausas ajenas

Margen dereserva operativo

Demandamáxima brutacoincidente

3-5

Para el cálculo del MRO, se han considerado degradaciones estacionales de capacidad de 9.3%, 8.6% y 5.6% para el parque de generación a base de gas en Baja California, áreas del norte y áreas del sur, respectivamente. El MRE se define como la diferencia entre la energía disponible respecto al consumo anual demandado. Está formado por la generación termoeléctrica que pudiera generarse pero que no se despacha —cabe aclarar que ésta no se almacena— más la hidroeléctrica acumulada en los grandes vasos, la cual puede transferirse interanualmente para convertirse en energía eléctrica. En particular para el caso de la energía del parque hidroeléctrico, la Junta de Gobierno de CFE aprobó en noviembre de 2004 el documento Diagnóstico sobre márgenes de reserva y el siguiente acuerdo: Como criterio adicional de planificación y de operación, se deberá alcanzar al final de cada año un nivel predeterminado de energía almacenada en las grandes centrales hidroeléctricas (GCH). Con base en dicho acuerdo y en la experiencia operativa, se establece iniciar cada año con un almacenamiento mínimo entre 15,000 GWh y 18,000 GWh en las GCH, el cual dependería de las condiciones evaluadas en cada año y las probables eventualidades. 3.3 Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración El cuadro 3.1 muestra la evolución esperada de la capacidad de estos proyectos. Se basa en información proporcionada por la SENER en las reuniones del grupo interinstitucional para la elaboración del documento Prospectiva del Sector Eléctrico 2008−2018. Las plantas de autoabastecimiento y cogeneración que satisfacen cargas ubicadas en el mismo sitio de la central se agrupan en el concepto de autoabastecimiento local. A su vez, las que inyectan la energía a la red de transmisión del servicio público para proveer a otros centros de consumo, se consideran en el rubro de autoabastecimiento remoto.

3-6

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

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Proyectos existentes (sin PEMEX) 2,170 2,170 2,170 2,170 2,170 2,170 2,170 2,170 2,170 2,170 2,170 2,170 PEMEX 2,178 2,178 2,178 2,178 2,178 2,178 2,178 2,178 2,178 2,178 2,178 2,178 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 Micase 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 Iberdrola Energía Monterrey 619 619 619 619 619 619 619 619 619 619 619 619 Energía Azteca VIII 131 131 131 131 131 131 131 131 131 131 131 131 Energía y Agua Pura de Cozumel 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 Termoeléctrica del Golfo 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 Termoeléctrica Peñoles 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 Hidroelectricidad del Pacífico 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 Impulsora Mexicana de Energía 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 Bioenergía de Nuevo León 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 Tractebel (Enron ) 284 284 284 284 284 284 284 284 284 284 284 284 Agrogen 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 Proveedora de Electricidad de Occidente 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 Italaise 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 Generadora Pondercel 65 65 65 65 65 65 65 65 65 65 65 65 BSM Energía de Veracruz 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 Local Futuro 298 298 298 298 298 298 298 298 298 298 298 Parques Ecológicos de México 30 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 Hidroeléctrica Cajón de Peña 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Eoliatec del Istmo 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 BII NEE STIPA Energía Eólica 27 27 27 27 27 27 27 27 27 27 Eléctrica del Valle de México 52 52 52 52 52 52 52 52 52 52 Fuerza Eólica del Istmo (1ra. etapa) 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 Eurus 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 MET-MEX Peñoles, S.A. DE C.V. 7 7 7 7 7 7 7 7 7 Nuevo PEMEX 314 314 314 314 314 314 314 314 Fuerza Eólica del Istmo (2da. etapa) 50 50 50 50 50 50 50 50 Preneal México 396 396 396 396 396 396 396 396 Desarrollos Eólicos Mexicanos 228 228 228 228 228 228 228 228 Gamesa Energía 288 288 288 288 288 288 288 288 Eoliatec del Pacífico 161 161 161 161 161 161 161 161 Eoliatec del Istmo 142 142 142 142 142 142 142 142 Unión Fenosa 228 228 228 228 228 228 228 228 GDC Generadora 480 480 480 480 480

Total1/ 6,270 6,599 7,050 7,058 8,865 8,865 8,865 9,345 9,345 9,345 9,345 9,345 1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente

Cuadro 3.1

3.3.1 Temporada abierta de proyectos eoloeléctricos para autoabastecimiento Debido al interés de los particulares por participar en la modalidad de autoabastecimiento con esta tecnología, la SENER solicitó a la CRE ejercer las acciones necesarias para conducir un procedimiento de TA, con el propósito de identificar las necesidades de infraestructura de transmisión y establecer los compromisos necesarios por parte de CFE y los particulares. El desarrollo de esta infraestructura permitirá evacuar la energía producida por las centrales eólicas instaladas en el Istmo de Tehuantepec. Como resultado de las reuniones entre CFE, CRE y los interesados en reservar capacidad de transmisión para el proyecto de TA, la CRE registró 1,967 MW de capacidad de generación de proyectos eólicos de autoabastecimiento. Debido al reacomodo de varios de los mismos de 230 kV y 115 kV en la red de CFE existente, así como al retiro de uno de ellos, la capacidad reservada en el proceso de TA disminuyó a 1,479 MW.

3-7

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.

Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 1/

Adiciones MW Modificaciones 2/ MW

2008Parques Ecológicos de México 30

2009Eurus 248Parques Ecológicos de México 50Hidroeléctrica Cajón de Peña 1Eoliatec del Istmo 22BII NEE STIPA Energía Eólica 26Eléctrica del Valle de México 52Fuerza Eólica del Istmo (1ra. Etapa) 49

2011 2011Nuevo Pemex 258 PEMEX Cosoleacaque -12Temporada Abierta: PEMEX Lázaro Cárdenas -6Fuerza Eólica del Istmo (2da. Etapa) 49 PEMEX Independencia -46Preneal México 393 Petróleos Mexicanos (PEMEX Independencia) -6Desarrollos Eólicos Mexicanos 226 PEMEX Petroquímica Morelos -18Gamesa Energía 285 PEMEX Cactus -21Eoliatec del Pacífico 159 PEMEX Pajaritos -16Eoliatec del Istmo 141 PEMEX Escolín -14Unión Fenosa 226 PEMEX La Venta -17

2014GDC Generadora 432

Subtotal 2,646 Subtotal -156

Total 2,490 1/ Capacidad de autoabastecimiento remoto 2/ Porteo sustituido por el proyecto de cogeneración de Nuevo PEMEX

Cuadro 3.2

La figura 3.2 indica la ubicación de los proyectos considerados para 2008–2018 y la capacidad señalada corresponde a la comprometida para autoabastecimiento remoto.

3-8

Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 1/

2,646 MW

1/ Autoabastecimiento remoto

Figura 3.2

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

Pemex Nuevo Pemex(2011: 258 MW)

GDC Generadora(2014: 432 MW)

Parques Ecológicos de México (2008: 30 MW; 2009: 50 MW)Eurus (2009: 248 MW)Eoliatec del Istmo (2009: 22 MW)BII NEE STIPA Energía Eólica (2009: 26 MW)Fuerza Eólica del Istmo (2009: 49 MW)Eléctrica del Valle de México (2009: 52 MW)Temporada Abierta (2011: 1,479 MW)

Hidroeléctrica Cajón de Peña(2009: 1 MW)

Pemex Nuevo Pemex(2011: 258 MW)

GDC Generadora(2014: 432 MW)

Parques Ecológicos de México (2008: 30 MW; 2009: 50 MW)Eurus (2009: 248 MW)Eoliatec del Istmo (2009: 22 MW)BII NEE STIPA Energía Eólica (2009: 26 MW)Fuerza Eólica del Istmo (2009: 49 MW)Eléctrica del Valle de México (2009: 52 MW)Temporada Abierta (2011: 1,479 MW)

Hidroeléctrica Cajón de Peña(2009: 1 MW)

3-9

Evolución del autoabastecimiento y cogeneración

Figura 3.3

3.4 Retiros de capacidad Al cierre de 2007, 16,589 MW de capacidad instalada tenían una antigüedad de 25 o más años en operación y 9,487 MW con 30 años o más, lo que representa respectivamente 32.5% y 18.6% de la capacidad total. Para definir el desarrollo del sistema de generación, se tomó en cuenta un programa de retiros basado en el análisis de costos de operación y en la vida útil de las unidades generadoras. Las consideraciones para definirlos se apoyan principalmente en razones operativas, económicas o por el término de vida útil, 30 años para las unidades termoeléctricas convencionales y turbogás.

4,912 4,916 4,924 5,150 5,150 5,150 5,198 5,198 5,198 5,198 5,198

1,6872,134 2,134

3,715 3,715 3,7154,147 4,147 4,147 4,147 4,147

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

6,5997,050 7,058

8,865 8,865 8,865

MW

Local Remoto

9,345 9,345 9,345 9,345 9,345

4,912 4,916 4,924 5,150 5,150 5,150 5,198 5,198 5,198 5,198 5,198

1,6872,134 2,134

3,715 3,715 3,7154,147 4,147 4,147 4,147 4,147

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

6,5997,050 7,058

8,865 8,865 8,865

MW

Local Remoto

9,345 9,345 9,345 9,345 9,345

3-10

Programa de retiros de unidades generadoras Total 5,787 MW

Figura 3.4

Con base en la revisión del ritmo de crecimiento del consumo de electricidad, las condiciones actuales del parque de generación, los programas de mantenimiento, rehabilitación y modernización, los proyectos de repotenciación de algunas termoeléctricas convencionales y los costos de inversión para nuevas centrales generadoras, CFE ha decidido —como una medida para incrementar la eficiencia de producción— continuar con un programa de retiros. Así, en el periodo se ha planeado retirar de operación 5,787 MW, valor inferior en 180 MW al considerado en el programa anterior. Ver figura 3.4. La antigüedad media a la fecha de retiro es de 37.7 años y la eficiencia media de la unidades de 26.6 por ciento. Estas acciones permitirán a CFE incrementar la eficiencia de su parque de generación y por lo tanto mejorar su competitividad. Los retiros de unidades generadoras de LyFC se revisarán considerando los eventuales diferimientos para las adiciones de generación en el área Central. En el cuadro 3.3 se presenta en detalle el programa de retiros de unidades del servicio público para 2008–2018.

0

316

402

516

234

841

391

565

667

816

1,039

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

3-11

Programa de retiros de unidades generadoras1/

Escenario Base

Año Nombre Unidad Tipo MW Mes Área2009 Salamanca 1 y 2 TC 316.0 Junio Occidental2010 Nonoalco 1 y 2 TG 64.0 Febrero Central

Lerma (Campeche) 2 TC 37.5 Junio PeninsularFelipe Carrillo Puerto 1 y 2 TC 75.0 Junio PeninsularDos Bocas 3 y 4 CC 126.0 Septiembre OrientalDos Bocas 6 CC 100.0 Septiembre Oriental

2011 Cerro Prieto I 1 y 2 GEO 75.0 Febrero Baja CaliforniaLerma (Campeche) 3 y 4 TC 75.0 Abril PeninsularJorge Luque 1 y 2 TC 64.0 Junio CentralJorge Luque 3 TC 80.0 Junio CentralLechería 1, 2 y 3 TG 96.0 Junio CentralLechería 4 TG 42.0 Junio CentralNonoalco 3 y 4 TG 84.0 Junio Central

2012 Dos Bocas 1 y 2 CC 126.0 Marzo OrientalDos Bocas 5 CC 100.0 Marzo OrientalSanta Rosalía 5,7 CI 3.8 Noviembre Sist. AisladoSanta Rosalía 3, 4 y 6 CI 4.4 Noviembre Sist. Aislado

2013 Santa Rosalía 9 y 10 CI 3.2 Abril Sist. AisladoSalamanca 3 TC 300.0 Abril OccidentalValle de México 1, 2 y 3 TC 450.0 Noviembre CentralValle de México 2 y 4 TG 56.0 Noviembre CentralValle de México 3 TG 32.0 Noviembre Central

2014 Francisco Villa 4 y 5 TC 300.0 Abril NorteLos Cabos 1 DTG 30.0 Noviembre Baja California SurLos Cabos 2 DTG 27.4 Noviembre Baja California SurCd. Constitución 1 DTG 33.2 Noviembre Baja California Sur

2015 Altamira 3 y 4 TC 500.0 Abril NorestePunta Prieta II 1 TC 37.5 Noviembre Baja California SurLos Cabos 3 DTG 27.2 Noviembre Baja California Sur

2016 C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 1 TC 84.0 Abril NoroesteC. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 3 TC 158.0 Abril NoroesteSalamanca 4 TC 250.0 Abril OccidentalAzufres 1 a 6 y 9 GEO 35.0 Abril OccidentalPunta Prieta II 2 TC 37.5 Noviembre Baja California SurLa Paz 1 DTG 18.0 Noviembre Baja California SurLa Paz 2 DTG 25.0 Noviembre Baja California SurTijuana 1 y 2 TG 60.0 Noviembre Baja California

2017 Fco. Pérez Ríos (Tula) 1 y 2 CC 138.0 Enero CentralFco. Pérez Ríos (Tula) 3 CC 100.0 Enero CentralSamalayuca 1 y 2 TC 316.0 Abril NorteGómez Palacio 1 y 2 CC 118.0 Abril NorteGómez Palacio 3 CC 82.0 Abril NorteMexicali 1 DTG 26.0 Noviembre Baja CaliforniaMexicali 2 y 3 DTG 36.0 Noviembre Baja California

2018 Fco. Pérez Ríos (Tula) 4 y 5 CC 144.0 Enero CentralFco. Pérez Ríos (Tula) 6 CC 107.0 Enero CentralC. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 2 TC 84.0 Abril NoroesteC. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 4 TC 158.0 Abril NoroesteMérida II 1 y 2 TC 168.0 Abril PeninsularHuinalá 2/ 1 a 4 CC 249.4 Abril NoresteHuinalá 2/ 5 CC 128.3 Abril NoresteTotal de retiros 5,787.4

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

Cuadro 3.3

3-12

3.5 Proyectos de rehabilitación y modernización (RM) En el cuadro 3.4 se presentan tales programas para unidades generadoras, los cuales han sido incluidos en los Presupuestos de Egresos de la Federación (PEF) de 2002 a 2009, en la modalidad de Obra Pública Financiada (OPF), y que aún se encuentran en proceso de licitación o de ejecución. Estos han sido analizados y justificados por la Subdirección de Generación de CFE. En el mediano plazo tales acciones permitirán recuperar eficiencia y los índices de disponibilidad del parque de generación termoeléctrico.

La rehabilitación de centrales generadoras tiene como fin mejorar o modernizar principalmente los sistemas de aislamiento, enfriamiento, control y protección, y se orienta hacia aquellos equipos con un alto índice de fallas. Los beneficios que se obtienen de una rehabilitación son los de un incremento en la confiabilidad del equipo, extensión de vida útil, recuperación de sus parámetros de diseño, y aumento de disponibilidad y eficiencia. En algunos casos se obtendrán incrementos de eficiencia del orden de 10 puntos porcentuales. El programa actual de proyectos RM considera: la rehabilitación de las unidades 3 y 4 de la central geotermoeléctrica Cerro Prieto, las cuales aumentarán su disponibilidad en 7 puntos porcentuales; central nucleoeléctrica Laguna Verde, unidades 1 y 2 que incrementarán su capacidad en 98.1 MW cada una; central hidroeléctrica Infiernillo, unidades 1 a 4 con una mejora en su disponibilidad de 1.2 puntos porcentuales y un incremento en eficiencia de 3 puntos porcentuales. En las centrales termoeléctricas Poza Rica (unidades 1 a 3) y Huinalá, se efectuarán las conversiones a ciclo combinado, a fin de obtener respectivamente un aumento de 12 y 16 puntos porcentuales en su eficiencia. Adicionalmente se modernizará la CCC El Sauz paquete 1, con un incremento de 12 % en eficiencia. La termoeléctrica Altamira se convertirá a lecho fluidizado utilizando coque de petróleo, proveniente de la reconfiguración de la refinería Minatitlán, lo que disminuirá sus costos de producción. Igualmente la CT Emilio Portes Gil se convertirá a lecho fluido a base de carbón mineral por lo cual además de reducir sus costos de operación comparados con la utilización de combustóleo, incrementará su capacidad en 30 MW. En ambos casos se tendrá un aumento en la eficiencia de conversión de 2.8 y 4.4 puntos porcentuales respectivamente. Ambos proyectos están a cargo de la Subdirección de Generación.

3-13

Proyectos de rehabilitación y modernización

Central Unidad(es) Eficiencia % Disponibilidad %Capacidad

(MW)Situación

PEF 2002Altamira 3 10.9 Adjudicado

4 8.2 Adjudicado

PEF 2003Cerro Prieto I 5 54.0 AdjudicadoCarbón II (Fase 1) 2 3.0 En revisión de bases

4 2.6 En revisión de basesGral. Manuel Álvarez Moreno (Manzanillo) 1 4.2 3.0 En revisión de bases

2 4.2 7.8 En revisión de basesPEF 2005Infiernillo 1 3.0 1.2 Adjudicado

2 3.0 1.2 Adjudicado3 3.0 1.2 Adjudicado4 3.0 1.2 Adjudicado

Francisco Pérez Ríos 1 2.7 6.5 Adjudicado2 2.6 6.2 Adjudicado8 0.8 Adjudicado

PEF 2006Laguna Verde 1 1.2 5.2 98.1 Adjudicado

2 0.9 4.1 98.1 Adjudicado3 0.9 5.4 Adjudicado

Huinalá 1/ 6 16.3 7.7 En revisión de bases

PEF 2007CCC Poza Rica 1/ Paq. 1 12.0 85.6 En revisión de basesCCC El Sauz Paquete 1 Paq. 1 11.4 37.4 En revisión de bases

PEF 2008CGT Cerro Prieto 3 7.0 En revisión de bases

4 7.0 En revisión de bases

PEF 2009CT Altamira 2/ 1 2.8 33.7 En preparación de bases

2 2.9 33.2 En preparación de basesCT Emilio Portes Gil 3/ 3 4.4 58.8 30.0 En preparación de bases

Mejora en

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

Cuadro 3.4

3.6 Disponibilidad del parque de generación La evolución histórica de la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE se presenta en la figura 3.5. A su vez, en la figura 3.6 se indican las expectativas en ese rubro para los próximos años y en la figura 3.7 la disponibilidad equivalente del parque de generación. En esta estimación se supone 100% de suficiencia presupuestal para el mantenimiento requerido en el parque de generación.

3-14

Evolución de la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE Sistema interconectado

Fuente: Subdirección de Generación

Figura 3.5

Estimación de la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE Sistema interconectado 1/

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

Figura 3.6

82.5

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

% Disponibilidad

82.5

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

% Disponibilidad

83.4 83.585.2

82.9 84.5 84.5 84.7 83.685.1 85.1 85.3

0

25

50

75

100

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

% Disponibilidad

83.4 83.585.2

82.9 84.5 84.5 84.7 83.685.1 85.1 85.3

0

25

50

75

100

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

% Disponibilidad

3-15

Estimación de la disponibilidad equivalente del parque de generación Sistema interconectado

Fuente: Subdirección de Generación

Figura 3.7

Se observa que para 2008–2018, los índices se mantienen por arriba de 86 por ciento. En 2008 la disponibilidad será superior a 87% por la reincorporación de centrales que estuvieron en mantenimiento o en RM durante 2007. Para 2009, la disponibilidad esperada es menor a causa de que algunas unidades dejarán de operar a fin de ser rehabilitadas y modernizadas. De 2010 a 2014, la disponibilidad equivalente será superior a 87% y posterior a 2014, mayor a 88%, excepto en 2018 para cuando se estima en 87.4 por ciento. En los cálculos se consideró una disponibilidad de 92% para centrales de productores independientes de energía, 100% en proyectos de autoabastecimiento y 87% para centrales hidroeléctricas. 3.7 Catálogo de proyectos candidatos Para elaborar el plan de expansión del sistema de generación se considera un catálogo de proyectos con estudios de diseño, factibilidad y prefactibilidad. Las características y datos técnicos de éstos se describen en los cuadros 3.5 a 3.8.

87.1 87.488.388.388.187.487.787.487.286.487.6

0

25

50

75

100

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

% Disponibilidad

87.1 87.488.388.388.187.487.787.487.286.487.6

0

25

50

75

100

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

% Disponibilidad

3-16

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

Área Proyecto Ubicación

Número de unidades x

potencia por unidad 1/

Capacidad total 1/

(MW)

Generación media anual

(GWh)

Nivel de estudio 7/

Oriental San Juan Tetelcingo Guerrero 3 x 203 609 1,313 FOriental Xúchiles Veracruz 2 x 39 78 499 P

Oriental Sistema Cosautlán Veracruz 3 x 12 36 151 GVOriental Sistema Pescados Veracruz 3 x 66 198 940 GV

Oriental Tenosique (Kaplan) Tabasco/Chiapas 3 x 140 420 2,328 FOccidental San Cristóbal Jalisco 2 x 37 74 146 POccidental Arroyo Hondo Jalisco 2 x 38 76 220 FNoreste PAEB Monterrey Nuevo León 2 x 100 200 292 FOriental Omitlán Guerrero 2 x 115 230 789 F

Baja California PAEB El Descanso Baja California 2 x 300 600 1,252 PNorte Madera Chihuahua 2 x 138 276 726 F

Occidental Las Cruces (Pozolillo) Nayarit 2 x 240 480 801 FOriental Ixtayutla Oaxaca 3 x 300 900 1,841 F

Oriental Paso de la Reina Oaxaca 2 x 255 510 1,524 FOriental La Parota 2/ Guerrero 3 x 300; 2 x 3 906 1,528 DOriental Copainalá ( Kaplan) 3/ Chiapas 3 x 77 232 502 FOccidental Mascota Corrinchis Jalisco 2 x 17 34 51 POccidental Mascota El Carrizo Jalisco 2 x 85 170 445 P

Occidental PAEB Agua Prieta Jalisco 2 x 120 240 310 PBaja California PAEB Tecate Baja California 2 x 300 600 1,252 P

Occidental Amuchiltite Jalisco 2 x 39 78 173 PNoroeste Guatenipa Sinaloa 2 x 87 174 380 P

Norte Urique Chihuahua 2 x 95 190 419 PNorte Sirupa Chihuahua 2 x 20 40 85 GVOccidental Puerto Vallarta Jalisco 2 x 23 46 102 POriental Rehabilitación Bombaná 6/ Chiapas ----- ----- 66Oriental Acala 4/ Chiapas 3 x 45 135 310 P

Occidental Sistema Río Moctezuma 5/ Querétaro e Hidalgo 2 x 40; 1 x 12 92 444 F PAEB: Proyecto de acumulación de energía por bombeo 1/ Potencia expresada a la salida del generador 2/ La potencia y generación incluyen la minicentral de la presa reguladora Los Ilamos 3/ Considera las condiciones actuales de la CH Ing. Manuel Moreno Torres (Chicoasén) con 2,400 MW instalados 4/ Considera equipamiento con turbinas tipo bulbo 5/ Considera los proyectos Jiliapan y Tecalco 6/ Únicamente aporta el caudal al vaso de la presa Chicoasén, Chis. 7/ D: diseño F: factibilidad P: prefactibilidad GV: gran visión

Cuadro 3.5

Catálogo de proyectos hidroeléctricos propuestos para ampliar la capacidad

Área Proyecto Ubicación



Capacidad total 1/

(MW)

Generación media anual

(GWh) 1/

Nivel de estudio 4/

Central Villita Ampliación 2/ Michoacán 2 x 75 150 56 DOccidental Ampliación Santa Rosa Jalisco 1 x 49 49 41 FNoroeste Ampliación Mocúzari Sonora 1 x 7 7 42 FNoroeste Ampliación Oviáchic Sonora 1 x 6 6 26 FOccidental Ampliación Zimapán 3/ Hidalgo 2 x 283 566 706 D

1/ La potencia y generación corresponden a la ampliación 2/ La generación media anual no considera la repotenciación de la central 3/ La generación corresponde a horas punta; la CH Ing. Fernando Hiriart Valderrama (presa Zimapán) reduce su factor de planta de 0.53 a 0.14 4/ D: diseño F: factibilidad

Cuadro 3.6

3-17

Catálogo de proyectos geotermoeléctricos y eoloeléctricos

Número de Capacidad Generaciónunidades por unidad media anual

(MW) (GWh)

Baja California Cerro Prieto V 2 53.5 Baja California 744.6 LOccidental Cerritos Colorados 1a etapa 1 26.6 Jalisco 186.2 POccidental Cerritos Colorados 2a etapa 2 26.6 Jalisco 372.3 POriental Los Humeros Fase A 1 28.0 Puebla 186.2 LOriental Los Humeros Fase B 7 3.3 Puebla 156.4 LOccidental Los Azufres III 2 1 X 50 y 1 X 25 Michoacán 558.5 FOccidental Los Azufres IV 2 1 X 50 y 1 X 25 Michoacán 558.5 F

Oriental La Venta III Oaxaca 360.7 LOriental Oaxaca I Oaxaca 373.1 LOriental Oaxaca II Oaxaca 373.1 FOriental Oaxaca III Oaxaca 373.1 FOriental Oaxaca IV Oaxaca 373.1 F

Geotermoeléctricos

Eoloeléctricos

Área Proyecto EstadoNivel de

estudio 1/

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

Cuadro 3.7

Proyectos termoeléctricos con estudios de sitio terminados o en proceso

Área Proyecto



Capacidadtotal

factible(MW)

Observaciones

Baja California CC Baja California (Presidente Juárez) 1 X 277 277 Sitio CT Presidente JuárezPresidente Juárez Conversión TG/CC 1 X 93 93 Sitio CT Presidente JuárezCC Baja California III (Ensenada) 1X280 280 Sitio La Jovita

Baja California Sur CI Baja California Sur III (Coromuel) 1 X 43 43 Sitio San FranciscoCI Baja California Sur IV (Coromuel) 1 X 43 43 Sitio San FranciscoCI Guerrero Negro III 3X3.6 11 Sitio Vizcaíno

Noreste CC Noreste (Escobedo) 1 X 517 517 Escobedo, Nuevo León

Noroeste CC Agua Prieta II (híbrido) 2/ 1 X 477 477 Sitio Las Américas

Norte CC Norte (La Trinidad) 1 X 466 466 Sitio La Trinidad, DurangoCC Norte II (Chihuahua) 1 X459 459 Sitio El EncinoCC Norte III (Juárez) 1 X690 690

Occidental Carboeléctrica del Pacífico 1 X 678 678 CT Plutarco Elías Calles Manzanillo I Repotenciación U1 760 CT Manuel ÁlvarezManzanillo I Repotenciación U2 760 CT Manuel ÁlvarezManzanillo II Repotenciación U1 760 CT Manzanillo IIManzanillo II Repotenciación U2 760 CT Manzanillo IIGuadalajara I 1 X 453 453 Área Parques IndustrialesOccidental 1 X 453 453 En proceso

Central Valle de México II 1 X 601 601 CT Valle de MéxicoValle de México III 1 X 601 601 CT Valle de México

Oriental San Lorenzo Conversión TG/CC 1 X 123 123 TG San Lorenzo, Puebla

TOTAL 9,305

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

Cuadro 3.8

3-18

En el cuadro 3.9 se presentan características y datos técnicos obtenidos del documento COPAR de Generación. Avances tecnológicos recientes han permitido alcanzar eficiencias por arriba de 50% en ciclos combinados, superando las de centrales carboeléctricas con valores de 43% y de termoeléctricas convencionales con valores entre 30% y 37 por ciento.

Características y datos técnicos de proyectos típicos

CentralPotencia

(MW)

Eficienciabruta

(%)

Vidaeconómica

(años)

Factorde planta

tipico

Usospropios

(%)

Termoeléctrica 2 x 350 37.6 30 0.750 5.8

2 x 160 36.4 30 0.650 6.2

2 x 84 32.5 30 0.650 6.4

2 x 37.5 30.7 30 0.650 8.3

Turbogás 1/

Aeroderivada gas 1 x 42.1 37.1 30 0.125 1.1

Aeroderivada gas 1 x 102.7 39.4 30 0.125 1.5

Industrial gas 1 x 84.3 29.3 30 0.125 1.0

Industrial gas F 1 x 189.6 33.7 30 0.125 0.8

Industrial gas G 1 x 266.6 35.2 30 0.125 0.8

Aeroderivada diésel 1 x 39.8 36.4 30 0.125 0.8

Ciclo combinado gas 1/

1x1 F 1 x 289.7 51.4 30 0.800 2.9

2x1 F 1 x 582.3 51.7 30 0.800 2.8

3x1 F 1 x 874.0 51.8 30 0.800 2.7

1x1 G 1 x 406.5 53.0 30 0.800 2.8

2x1 G 1 x 815.3 53.1 30 0.800 2.7

Combustión interna 2/ 1 x 42.2 45.1 25 0.650 3.9

2 x 18.4 44.2 20 0.650 7.3

3 x 3.6 37.8 20 0.650 9.1

Carboeléctrica 2 x 350 37.9 30 0.800 7.2

C. supercrítica s/desulfurador 1 x 700 43.1 30 0.800 6.4

C. supercrítica c/desulfurador 1 x 700 43.1 30 0.800 10.6

Nuclear (ABWR) 1 x 1,356 34.5 40 0.850 4.1 1/ La potencia y eficiencia están determinadas bajo las siguientes condiciones ISO: temperatura ambiente de 15 grados centígrados, humedad relativa de 60% y presión 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 3.9

Los últimos años se han caracterizado por marcados y constantes incrementos en los precios de los materiales de construcción y de fabricación de equipos, tales como acero, aluminio y cobre, entre otros.

3-19

El aumento mundial en la demanda de nuevos proyectos de generación y de infraestructura eléctrica en general, ha sido una de las causas más importantes de los incrementos recientes en los costos de inversión de nuevas plantas eléctricas en el mundo. Adicionalmente, la alta demanda de equipo eléctrico para generación ha provocado la saturación de fábricas de calderas, turbinas de vapor y de gas y recuperadores de calor. Ello a su vez ha ocasionado que los tiempos de entrega —anteriormente entre 12 y 18 meses dependiendo del tipo de equipo— se hayan incrementado a 24 y hasta 36 meses para algunos de ellos, lo cual ha afectado los costos de los proyectos al extenderse los periodos de financiamiento. En el anexo D, se analiza con mayor amplitud el efecto de la incertidumbre en los costos de combustibles y de infraestructura sobre los costos de generación. 3.8 Participación en el cambio climático A principios de 2005, la SENER creó el Comité de Cambio Climático del Sector Energía. El mismo coordinará las acciones, dará seguimiento y definirá políticas relacionadas con el cambio climático y el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) del Sector Energía en México. Los proyectos de generación con centrales hidroeléctricas, geotermoeléctricas, eoloeléctricas, solares, la repotenciación, rehabilitación y modernización de plantas, así como la repotenciación de líneas de transmisión y reducción de pérdidas técnicas entre otros, provocan un impacto favorable en el cambio climático. Además, centrales que utilicen fuentes de energía renovable poseen el beneficio adicional de contribuir a la diversificación del sistema de generación. Sin embargo, muchas veces este tipo de proyectos no se materializan debido a que no se dispone de recursos presupuestales suficientes para su realización. En este contexto y para dar cumplimiento a la cláusula de adicionalidad que limita la participación de proyectos en el MDL, la SENER ha planteado lo siguiente1: Para el cumplimiento de los objetivos y metas del presente programa, tanto el gobierno de México como las otras partes interesadas se valdrán de los recursos financieros previstos por las convenciones y tratados de los que México sea parte, así como de los programas internacionales de financiamiento, el mecanismo de desarrollo limpio u otros instrumentos económicos que se hayan diseñado o puesto en marcha antes y durante el periodo de duración del presente programa. Específicamente para aquellos proyectos incluidos en el presente programa, que por su naturaleza contribuyan a la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) a la atmósfera, se requerirá de los recursos provenientes de la comercialización de dichas reducciones en el mercado internacional de carbono, a fin de que sean económicamente viables, y puedan avanzar de su programación a su ejecución y puesta en marcha. De tal manera se abre para CFE la posibilidad de que este tipo de proyectos participen en el MDL a fin de comercializar la reducción de emisiones, lo que mejorará su viabilidad económica y financiera.

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

3-20

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 2008–2018 se requerirán 17,942 MW de capacidad adicional; 3,520 MW se encuentran en proceso de construcción o licitación y 13,943 MW corresponden a proyectos futuros. En estos se incluyen los incrementos de capacidad resultantes de los trabajos de mantenimiento y rehabilitación que realiza la Subdirección de Generación a las CH La Villita e Infiernillo (180 MW), a la termoeléctrica Río Bravo (30 MW) y a la nucleoeléctrica Laguna Verde (269 MW). Adicionalmente considera la capacidad de generación de unidades turbogás de LyFC (160 MW) y CC Jorge Luque (601 MW), que entrarán en operación en el periodo. Ver figura 3.8.

Adiciones de capacidad 2008–2018 Servicio público 1/2/

(MW)

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 2/ Incluye generación distribuida de LyFC y CC Jorge Luque 3/ Incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (479) MW

Figura 3.8

3.9.1 Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión La capacidad adicional requerida para los próximos diez años se puede obtener combinando de diversas maneras las tecnologías disponibles. La mezcla óptima es la que permite satisfacer la demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel de 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 en febrero de 2008 y los acuerdos de octubre de 2008, los costos de inversión para las diversas tecnologías de generación disponibles y la normativa para generar energía eléctrica con gas natural en zonas ambientalmente críticas, se determinó un plan de expansión del sistema de generación. Ver cuadro 3.10. Con base en los lineamientos de política energética formulados por la SENER para las fuentes de generación, se ha limitado la dependencia del gas natural en el sector eléctrico. La

3,520

13,943

479

17,942

En construcción o licitación

Capacidad adicional

Total de adiciones

Incremento 3/

en RM

3,520

13,943

479

17,942


Capacidad adicional

Total de adiciones

Incremento 3/

en RM

3-21

capacidad adicional de generación para licitación futura que se incluye en este programa como tecnología libre, podría satisfacerse con: carboeléctricas, ciclos combinados (utilizando gas natural, gas natural licuado, gasificación de residuos de vacío, gasificación de carbón o gasificación de otros combustibles), nucleoeléctricas o la importación de energía, o bien tecnologías a base de fuentes renovables. Debido a los periodos de licitación y construcción de este tipo de proyectos, se ha considerado que a partir de 2017 será posible reactivar la instalación de centrales carboeléctricas.

Capacidad adicional por tecnología en 2008–2018 1/ Servicio público (MW)

Tecnología Total

(MW)Ciclo combinado 1,436 7,359 8,795Hidroeléctrica 750 1,374 2,124Carboeléctrica 678 1,400 2,078Geotermoeléctrica 158 150 308Turbogás 124 175 299Combustión interna 11 212 223Eoloeléctrica 203 304 507Libre 2/ 0 2,368 2,368LyFC 3/ 160 601 761Incremento en RM 4/ 0 479 479

Total 5/ 3,520 14,422 17,942


Licitación futura

1/ Resultados de estudios de planificación, no incluye autoabastecimiento local ni remoto 2/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: Ciclo combinado (utilizando gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía 3/ Incluye TG (160 MW) autorizadas por SENER para su inclusión en el PEF 2005 y CC Jorge Luque (601 MW) 4/ Incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo 5/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente

Cuadro 3.10

Aun cuando se toman en cuenta los lineamientos de política energética, la tecnología de ciclo combinado mantiene una participación importante. El atractivo de esta opción es la alta eficiencia y la limpieza en el proceso de conversión de la energía, lo cual permite reducir niveles de contaminación y ofrecer flexibilidad para utilizar otros energéticos con la integración de estaciones gasificadoras. 3.9.2 Capacidad en construcción o licitación El programa de unidades generadoras en proceso de construcción o de licitación se presenta en el cuadro 3.11. Se incluye información sobre: región donde se ubicará, tipo de tecnología, año del concurso, modalidad de financiamiento, capacidad y año previsto para iniciar la operación comercial. Debido a los incrementos que han experimentado los costos de infraestructura para las tecnologías de generación, la licitación del proyecto Agua Prieta II se declaró desierta en dos ocasiones: en agosto de 2007 y febrero de 2008. En el último evento no se recibieron propuestas debido a que el techo de inversión autorizado resultó insuficiente, lo que postergará su entrada en operación.

3-22

En el sistema Baja California, se construye la central CC Baja California (Pdte. Juárez), programada para iniciar operación en marzo de 2009. Sin embargo, con base en información reciente, se prevé un diferimiento de tres meses en su fecha de operación debido al retraso en la entrega de equipos para esta planta. La licitación de la central geotermoeléctrica Cerro Prieto V, programada para abril de 2010, se declaró desierta en noviembre de 2008 por lo que su fecha de operación se estima para el primer semestre de 2011. En los últimos años, el sistema Baja California ha operado con una alta dependencia del enlace de interconexión con los sistemas eléctricos del Oeste de EUA. En los meses de verano de 2009 a 2011 el sistema BC operará con déficit de capacidad y para cumplir con los criterios de reserva mínima será necesario importar capacidad del orden de 250 MW en esos años. Depender de la importación incrementa los riesgos: por la volatilidad del precio de la electricidad en el mercado de California durante los meses de verano, y por la disponibilidad del suministro debido a la posible escasez de capacidad y energía en ese mercado. Por lo anterior, es prioritario contar lo antes posible con el Proyecto Baja California II TG, consistente en tres turbinas de gas aeroderivadas, para instalarse en el sitio de la central Presidente Juárez. La figura 3.9 muestra la ubicación de las centrales en proceso de construcción.

Proyectos de generación en construcción o en licitación1/ Servicio público

Fecha Modalidad

Proyecto Ubicación Tipo de deconcurso financiamiento 2009 2010 2011 2012

Proyectos en proceso de construcción

San Lorenzo Conversión TG/CC Puebla CC 2005 OPF 123Baja California (Pdte. Juárez) Baja California CC 2006 OPF 277Norte (La Trinidad ) Durango CC 2005 PIE 466Carboeléctrica del Pacífico Guerrero CAR 2003 OPF 678La Yesca U1 y U2 Nayarit HID 2007 OPF 750Generación distribuida LyFC DF, Edo. de México TG 160

Subtotal 560 1,144 750

Proyectos en proceso de licitación

La Venta III Oaxaca EO 2008 PIE 101Guerrero Negro III Baja California Sur CI 2008 OPF 11Baja California II TG Fase I Baja California TG 2008 OPF 124Humeros fase B Puebla GEO 2008 OPF 23Presidente Juárez Conversión TG/CC Baja California CC 2008 OPF 93Humeros fase A Puebla GEO 2008 OPF 28Cerro Prieto V Baja California GEO 2008 OPF 107Agua Prieta II 2/ Sonora CC 2007 OPF 477Oaxaca I Oaxaca EO 2008 PIE 101

Subtotal 135 226 228 477

Total anual 3/ 695 1,370 228 1,227

Acumulado 3/ 695 2,065 2,293 3,520

Año de operaciónCapacidad bruta MW

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

Cuadro 3.11

3-23

Centrales en proceso de construcción Servicio público

2,454 MW

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

Figura 3.9

Los proyectos en proceso de licitación se muestran en la figura 3.10.

Requerimientos de capacidad adicional en proceso de licitación Servicio público

1,066 MW 1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente

Figura 3.10

La Yesca U1 y U2 (750 MW)

MW 1/

Carboeléctrica del Pacífico(678 MW)

Baja California (Pdte. Juárez) (277 MW)

Norte (La Trinidad)

(466 MW)

San Lorenzo Conversión TG/CC

(123 MW )

TG’s LyFC160 MW

750

866

2,454

Ciclo Combinado

Hidroeléctrica

Total

Carboeléctrica 678

160Turbogás

La Yesca U1 y U2 (750 MW)

MW 1/

Carboeléctrica del Pacífico(678 MW)

Baja California (Pdte. Juárez) (277 MW)

Norte (La Trinidad)

(466 MW)

San Lorenzo Conversión TG/CC

(123 MW )

TG’s LyFC160 MW

750

866

2,454

Ciclo Combinado

Hidroeléctrica

Total

Carboeléctrica 678

160Turbogás

Geotermoeléctrica

Ciclo Combinado

Eoloeléctrica

Combustión Interna

Turbogás

TOTAL

MW 1/

158

570

202

11

124

1,066

Agua Prieta II(477 MW)

La Venta III(101 MW)

Guerrero Negro III(11 MW)

Humeros Fase B: (23 MW)Humeros Fase A: (28 MW)

Pdte. Juárez Conv. TG/CC

(93 MW)Cerro Prieto V(107 MW)

Baja California II TG Fase I(124 MW)

Oaxaca I(101 MW)

Geotermoeléctrica

Ciclo Combinado

Eoloeléctrica

Combustión Interna

Turbogás

TOTAL

MW 1/

158

570

202

11

124

1,066

Agua Prieta II(477 MW)

La Venta III(101 MW)

Guerrero Negro III(11 MW)

Humeros Fase B: (23 MW)Humeros Fase A: (28 MW)

Pdte. Juárez Conv. TG/CC

(93 MW)Cerro Prieto V(107 MW)

Baja California II TG Fase I(124 MW)

Oaxaca I(101 MW)

3-24

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 3.12 se presentan los requerimientos de generación en esta categoría. La figura 3.11 muestra la ubicación de tales proyectos.

Requerimientos de capacidad adicional Servicio público 1/

Proyecto Ubicación Tipo 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Oaxaca II, III y IV Oaxaca EO 304Baja California Sur III a VI (Coromuel) Baja California Sur CI 43 43 43 43Manzanillo I Repotenciación U1 y U2 Colima CC 460 460Baja California III y II Baja California CC 280 280Norte II (Chihuahua) Chihuahua CC 459Santa Rosalía II y III Baja California Sur CI 15 11Guerrero Negro IV Baja California Sur CI 15Valle de México II y III Estado de México CC 601 601Norte III (Juárez) Chihuahua CC 690Salamanca Fase I y Fase II Guanajuato LIBRE 314 314Guadalajara I Jalisco CC 453Río Moctezuma Hidalgo, Queréraro HID 92Villita Ampliación Michoacán HID 150Noreste (Escobedo) Nuevo León CC 517Los Cabos TG I y TG II Baja California Sur TG 70 105Azufres III y IV Michoacán GEO 75 75Manzanillo II Repotenciación U1 y U2 Colima CC 460 460Noreste II (Monterrey) Nuevo León CC 517Occidental Jalisco CC 453Baja California Sur VII a IX (Todos Santos) Baja California Sur LIBRE 86 43Noroeste Sonora LIBRE 641Norte IV (Torreón) Coahuila CC 668Copainalá Chiapas HID 232Carboeléctrica del Pacífico II y III Guerrero CAR 700 700Jorge Luque Estado de México CC 601Noreste III (Sabinas) Coahuila LIBRE 700Baja California IV (SLRC) Sonora LIBRE 270La Parota / Tenosique 4/ Guerrero / Chiapas HID 900

Total anual 807 1,214 1,076 733 1,834 2,366 2,766 3,148Acumulado 807 2,021 3,096 3,829 5,663 8,029 10,795 13,943Adiciones de capacidad terminadas, en proceso de construcción o licitación 2/ 3,520Incremento en RM 3/ 479Total de adiciones para el Sistema Eléctrico Nacional 17,942

Año de operaciónCapacidad bruta (MW)

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 2/ Incluye generación distribuida LyFC 3/ Incremento de capacidad por RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo 4/ Proyectos alternativos, La Parota (900 MW), Tenosique (420 MW) HID: Hidroeléctrica CAR: Carboeléctrica CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diésel GEO: Geotermoeléctrica EO: Eoloeléctrica TG: Turbogás LIBRE: Tecnología aún no definida

Cuadro 3.12

En el cuadro anterior se señala la ubicación de las adiciones de capacidad más convenientes. 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.

3-25

En cuanto al tipo de proyectos de generación, también existe libertad para la selección. No obstante según lo indica el artículo 125 del Reglamento de la LSPEE, …la Secretaría, fundando y motivando sus razones, podrá instruir por escrito a la Comisión para que en la convocatoria y en las bases de licitación se señalen especificaciones precisas sobre el combustible. Pero 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 Servicio público

14,422 MW

1/ Las cifras están redondeadas, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 2/ Proyectos alternativos, La Parota (900 MW), Tenosique (420 MW) 3/ Incluye 479 MW de incremento de capacidad por RM

Figura 3.11

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

Carboeléctrica

Eoloeléctrica

Hidroeléctrica

Ciclocombinado

CombustióninternaLibre

Turbogás

Geotermoeléctrica

Total

MW 1/

1,400

304

1,374

7,960

212

2,368

175

150

14,422 3/

Santa Rosalía II y III(15 y 11 MW)

Baja California IV (SLRC)(270 MW)

Baja California Sur VII, VIII y IX

(Todos Santos)(3x43 MW)

Valle de México II y III

(2x601 MW)

Norte II (Chihuahua)(459 MW)

Manzanillo I Rep. U1 y U2(2x460 MW)

Manzanillo II Rep. U1 y U2 (2x460 MW)

Oaxaca II, III y IV(304 MW)

Noreste II (Monterrey)(517 MW)

Norte III (Juárez)

(690 MW)

Baja California Sur III, IV, V y VI (Coromuel)(4x43 MW)

Villita Ampliación(150 MW)

Norte IV (Torreón)(668 MW)

Guadalajara I(453 MW)

Noroeste

(641 MW)

Río Moctezuma(92 MW)

Baja California II y III

(2x280 MW)

Noreste III (Sabinas)(700 MW)

Los Cabos TG I y TG II (70 y 105 MW)

Carboeléctrica del Pacífico II y III(2x700 MW)

La Parota / Tenosique 2/

(900 MW)

Copainalá(232 MW)

Salamanca Fase I y II

(2x314 MW)

Guerrero Negro IV(15 MW)

Noreste (Escobedo)(517 MW)

Azufres III y IV(2x75 MW)

Jorge Luque(601 MW )

Occidental(453 MW)

3-26

En el cuadro 3.13 se muestran los proyectos que se han diferido o han registrado algún cambio al comparar los programas de requerimientos de capacidad 2006 y 2007. A su vez, en el cuadro 3.14 se indican los reprogramados en 2008.

Proyectos de generación con cambios POISE 2007 vs POISE 2006

Proyecto MW Mes Año Proyecto MW Mes AñoLa Venta II 83 Nov 2006 La Venta II 83 Ene 2007La Venta III 101 Sep 2008 La Venta III 101 May 2009Norte (La Trinidad) 402 Jun 2009 Norte (La Trinidad) 466 Ene 2010Baja California II (SLRC) 223 Abr 2009 Baja California II (Ensenada) 280 Abr 2013Valle de México Repotenciación U2 380 May 2009 Valle de México II 601 Sep 2011Agua Prieta II 642 Mar 2009 Agua Prieta II 641 May 2011Oaxaca I 101 Nov 2009 Oaxaca I 102 Ago 2010Norte II (Chihuahua) 652 Abr 2010 Norte II (Chihuahua) 652 Abr 2011Valle de México Repotenciación U3 380 Abr 2011 Valle de México III 601 Ago 2012Valle de México Repotenciación U1 380 Abr 2012 Valle de México IV 601 Abr 2014Tula Repotenciación U1 554 Abr 2012 Central I (Tula) 889 Abr 2016Río Moctezuma 139 Abr 2012 Río Moctezuma 114 Abr 2013Baja California IV (Tijuana) 288 Abr 2013 Baja California IV (SLRC) 571 Abr 2017Guadalajara I 645 Abr 2013 Guadalajara I 645 Abr 2014Peninsular I 180 Abr 2013Tula Repotenciación U2 554 Abr 2013 Central II (Tula) 889 Ago 2017Tamazunchale II 750 Abr 2014 Tamazunchale II 750 Abr 2015Guadalajara II 645 Abr 2014 Guadalajara II 645 Abr 2015Infiernillo Repotenciación 200 Abr 2014Baja California V (SLRC) 279 Abr 2015Topolobampo II 700 Abr 2015 Topolobampo II 700 Abr 2016Peninsular II 180 Abr 2015Topolobampo III 700 Abr 2016Sonora I 656 Abr 2016Oriental I 700 Abr 2016Peninsular III 180 Abr 2016Ampliación Zimapán 566 Nov 2016Baja California VI (Mexicali) 156 Abr 2016

Posterior a 2017Cancelado

Posterior a 2017

Posterior a 2017

Posterior a 2017Posterior a 2017

Posterior a 2017

Posterior a 2017

Posterior a 2017

PRC del 20 de septiembre de 2007

Comparación de programas de requerimientos de capacidad

PRC del 04 de agosto de 2006

Posterior a 2017

Cuadro 3.13

3-27

Proyectos de generación diferidos POISE 2008 vs POISE 2007

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

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

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

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

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

POISE del 13 de noviembre de 2008

Proyectos de generación sujetos a cambios

POISE del 20 de septiembre de 2007



Posterior a 2018

Posterior a 2018

Posterior a 2018

Posterior a 2018

Posterior a 2018

Cuadro 3.14 El cuadro 3.15 y la figura 3.12 muestran las cifras estimadas de la capacidad de generación para el servicio público 2008–2018.

3-28

Evolución esperada de la capacidad Servicio público 1/ 2/

(MW)

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Capacidad a diciembre de 2007 51,029 51,029 51,029 51,029 51,029 51,029 51,029 51,029 51,029 51,029 51,029 51,029

Adiciones acumuladas 535 1,905 2,940 5,381 6,456 7,189 9,023 11,389 13,554 16,702

Incrementos en RM acumulados 40 90 409 449 479 479 479 479 479 479 479

Adiciones acumuladas LyFC 3/ 160 160 160 160 160 160 160 160 761 761

Retiros acumulados 316 719 1,235 1,469 2,310 2,701 3,265 3,933 4,749 5,787

Capacidad a diciembre de cada año 51,029 51,069 51,498 52,784 53,343 55,579 55,814 56,156 57,425 59,124 61,074 63,184 1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto 2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 3/ Incluye TG (160 MW) autorizadas por la SENER para su inclusión en el PEF 2005 y CC Jorge Luque (601 MW)

Cuadro 3.15

Evolución de la capacidad 1/ 2/ Servicio público

(MW)

1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto 2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 3/ Incluye generación distribuida de LyFC (160 MW), CC Jorge Luque (601 MW) e incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (479 MW)

Figura 3.12

Como resultado de los estudios de expansión del sistema de generación y de los ajustes mencionados, en el cuadro 3.16 se presenta el PRC previsto a fin de atender las necesidades de demanda de electricidad para el servicio público en 2008–2018.

Retiros Adiciones 3/

-5,787

17,94251,029

63,184

Total adiciembre de 2007



-5,787

17,94251,029

63,184




-5,787

17,94251,029

63,184



3-29

Programa de requerimientos de capacidad para servicio público 1/

Escenario Base

Bruta NetaAño Mes Proyecto Tipo MW MW Área

20080 0

2009 Mar Baja California (Presidente Juárez) 6/ 8/ CC 277 272 BCMay Baja California II TG Fase I 7/ TG 124 123 BCMay Guerrero Negro III CI 11 10 AISSep San Lorenzo Conversión TG/CC 2/ 8/ CC 123 116 ORI

535 521

2010 Ene Norte (La Trinidad) 6/ 8/ CC 466 450 NTEFeb Carboeléctrica del Pacífico 6/ CAR 678 651 OCCJul La Venta III EO 101 99 ORINov Humeros Fase B GEO 23 21 ORIDic Oaxaca I EO 101 100 ORI

1,370 1,321

2011 Feb Presidente Juárez Conversión TG/CC 2/ 7/ CC 93 90 BCMar Humeros Fase A GEO 28 25 ORIMar Cerro Prieto V GEO 107 100 BCAbr Baja California Sur III (Coromuel) CI 43 41 BCSSep Manzanillo I Repotenciación U1 7/ CC 460 447 OCCSep Oaxaca II, III y IV EO 304 300 ORI

1,035 1,003

2012 Ene La Yesca U1 HID 375 373 OCCAbr Agua Prieta II 3/ 7/ CC 477 465 NORAbr Santa Rosalía II CI 15 13 AISAbr Baja California III 7/ CC 280 272 BCAbr Norte II (Chihuahua) 7/ CC 459 447 NTEAbr La Yesca U2 HID 375 373 OCCSep Manzanillo I Repotenciación U2 7/ CC 460 447 OCC

2,441 2,390

2013 Abr Río Moctezuma HID 92 91 OCCAbr Santa Rosalía III CI 11 10 AISAbr Baja California Sur IV (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr Guerrero Negro IV CI 15 13 AISAbr Salamanca Fase I 7/ 10/ LIBRE 314 307 OCCSep Valle de México II 7/ CC 601 585 CEL

1,076 1,047

2014 Abr Norte III (Juárez) 7/ CC 690 672 NTEAbr Baja California Sur V (Coromuel) CI 43 41 BCS

733 713

2015 Abr Baja California Sur VI (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr Villita Ampliación HID 150 149 CELAbr Noreste (Escobedo) 7/ CC 517 503 NESAbr Los Cabos TG I 5/ 7/ TG 70 69 BCSAbr Guadalajara I 7/ CC 453 440 OCCSep Valle de México III 7/ CC 601 585 CEL

1,834 1,787

2016 Ene Azufres III GEO 75 68 OCCAbr Noreste II (Monterrey) 7/ CC 517 503 NESAbr Baja California II 7/ CC 280 272 BCAbr Occidental 7/ CC 453 440 OCCAbr Salamanca Fase II 7/ 10/ LIBRE 314 305 OCCAbr Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos) 5/ LIBRE 86 82 BCSAbr Noroeste 4/ 7/ LIBRE 641 581 NOR

2,366 2,251

2017 Abr Manzanillo II Repotenciación U1 7/ 11/ CC 460 447 OCCAbr Los Cabos TG II 5/ 7/ TG 105 104 BCSAbr Norte IV (Torreón) 7/ CC 668 653 NTEAbr Copainalá HID 232 231 ORIAbr Carboeléctrica del Pacífico II 9/ CAR 700 655 OCCSep Jorge Luque 7/ CC 601 585 CEL

2,766 2,675

2018 Ene Azufres IV GEO 75 68 OCCAbr Noreste III (Sabinas) 9/ LIBRE 700 655 NESAbr La Parota/Tenosique U1 12/ HID 300 299 ORIAbr Manzanillo II Repotenciación U2 7/ 11/ CC 460 447 OCCAbr Baja California IV (SLRC) 4/ 7/ LIBRE 270 263 BCAbr Carboeléctrica del Pacífico III 9/ CAR 700 655 OCCAbr Baja California Sur IX (Todos Santos) 5/ LIBRE 43 41 BCSJul La Parota/Tenosique U2 12/ HID 300 299 ORIOct La Parota/Tenosique U3 12/ HID 300 299 ORI 3,148 3,026

Total 17,303 16,732

FEO Necesarias Capacidad

CC: Ciclo combinado CAR: Carboeléctrica CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica 1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación distribuida de LyFC 8/ Capacidad de verano 2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC 9/ Capacidad ISO 3 Incluye 10 MW del campo solar 10/ Posible proyecto de cogeneración de PEMEX 4/ Instalación de central o inyección de potencia 11/ Proyectos en revisión, se estudian proyectos 5/ Se está analizando la interconexión al SIN del sistema BCS nuevos en Manzanillo, Guadalajara y Bajío 6/ Capacidad de contrato 12/ Proyectos alternativos, La Parota (900 MW), 7/ Capacidad media anual Tenosique (420 MW) LIBRE: La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (que utilicen gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía

FEO: Fecha de entrada en operación

Cuadro 3.16

3-30

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

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

Estos factores entre otros, han provocado el retraso de proyectos de generación en la región norte del país. El último que entró en operación en esta demarcación fue el CC La Laguna II en 2005. Actualmente se construye la central Norte en Durango, que entrará en operación en 2010. Por diversas razones ajenas a la planificación, los proyectos Agua Prieta II y Norte II se han pospuesto en varias ocasiones en los últimos años. La fecha necesaria de su entrada en operación es abril de 2012. Para atender los crecimientos esperados de demanda en las áreas del norte del país, es importante asegurar la entrada en operación en 2012 y 2014 de las centrales CC Agua Prieta II, CC Norte II y CC Norte III, antes de que se presente la demanda máxima anual en cada región. Sin embargo, debido a que para el PEF 2009 no se autorizó la reevaluación de la central CC Norte II, se estima que no será factible contar con ella en la fecha requerida. Por los límites de capacidad de los enlaces de transmisión del área norte con los sistemas vecinos, aunque haya MR suficiente en el SIN, y en función del crecimiento de la demanda, la época de verano en 2012 podría ser crítica en esa región del país. La disminución en las expectativas de crecimiento de la demanda para el área central, permite un ajuste en las fechas de los proyectos CC Valle de México II y III, los cuales deberán entrar en operación en 2013 y 2015 respectivamente. Por las mismas razones, el proyecto de CC Noreste (Escobedo) se requerirá en 2015. Debido a la necesidad de contar con las centrales de generación para 2011 y 2012, se han analizado diversos mecanismos a fin de asegurar a tiempo la ejecución de los proyectos. Para lo anterior CFE solicitó a la Junta de Gobierno modificar el objeto del Fideicomiso de Gastos Previos existente, a fin de comprar, mediante licitación pública internacional, turbogeneradores a gas y de vapor. La solicitud fue aprobada en la reunión celebrada el uno de julio de 2008. Los equipos que se adquieran se utilizarían en proyectos que se ejecutarían bajo el esquema de OPF. Adicionalmente, en la reunión de la Junta de Gobierno efectuada el 11 de noviembre de 2008, se acordó incluir el mantenimiento por 12 años en la licitación de los turbogeneradores, lo que representará beneficios económicos importantes para CFE. Con lo anterior se dará certidumbre para llegar a las fechas programadas de operación comercial de los proyectos Agua Prieta II y Repotenciación Manzanillo I U1 en 2011, repotenciación Manzanillo I U2 en 2012, así como Valle de México II en 2013.

3-31

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 de cada una será de 760 MW, con una eficiencia cercana a 50 por ciento. El mismo arreglo aplica para las unidades 1 y 2 de Manzanillo II. Sin embargo, 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 por repotenciar sean significativos, en comparación con los obtenidos en ciclos combinados nuevos. Para el caso de las repotenciaciones de las unidades 1, 2 y 3 de Valle de México indicadas en el programa 2006–2016, la actualización de las evaluaciones técnicas y económicas no mostraron ventajas respecto a la consideración de CC nuevos, por lo que se decidió cancelarlas, y se sustituyeron por los proyectos Valle de México II y III de 601 MW de capacidad cada uno. A partir de los resultados para el caso de Manzanillo I, se analizará la opción de aplicar dicha tecnología a otras termoeléctricas existentes. Esta alternativa permitiría el reemplazo de capacidad en zonas estratégicas del SIN y, en su caso, daría solución al problema ambiental en la región correspondiente a cada una de las plantas involucradas. 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 incluir en el plan de expansión de la generación, cinco proyectos eoloeléctricos de 101.4 MW cada uno. Así el PRC 2008 considera como centrales de este tipo: La Venta III y Oaxaca I, II, III y IV, con una capacidad total de 507 MW durante 2008–2011, por ubicarse en el Istmo de Tehuantepec en la región de La Ventosa. Para este tipo de proyectos, en la evaluación económica se han considerado incentivos económicos del fondo verde del Banco Mundial (BM) que administrará la SENER, hasta por un monto máximo de 1.09 centavos de dólar/kWh durante los primeros 5 años de operación de la central. Posterior a estos se consideran beneficios por venta de bonos de carbón. Recientemente, la SENER ha informado que sólo la central La Venta III recibiría incentivos económicos del PERGE, debido a que el BM redujo su aportación.

3-32

3.10.4 Centrales carboeléctricas Sobre la base de los escenarios de precios de los combustibles definidos por la SENER en febrero de 2008 y los costos de inversión para las diversas tecnologías de generación, el desarrollo de centrales basadas en el uso de carbón resulta competitivo en el mediano y largo plazos. En este programa se confirma la participación de la tecnología de carbón en la expansión del sistema de generación. De esta manera se incluyen, además del proyecto Carboeléctrica del Pacífico de 678 MW —que se construye actualmente en la central Petacalco— dos plantas carboeléctricas supercríticas de 700 MW cada una, a partir de 2017. La opción de gasificación de carbón integrada a ciclo combinado se considera como alternativa para la capacidad con tecnología libre. 3.10.5 Participación de tecnologías en la expansión En la figura 3.13 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad efectiva para el servicio público en 2007 y 2018.

Participación de tecnologías en la capacidad de generación Servicio público

1/ Incluye generación distribuida de LyFC (160 MW), CC Jorge Luque (601 MW) e incrementos de capacidad en RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo (479 MW) 2/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (utilizando gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía

Figura 3.13

Se incluyen las adiciones de capacidad para las cuales aún no se ha definido su tecnología; éstas representarán 3.7% de la capacidad instalada en 2018.

Eoloeléctrica0.9%

Coque0.5%


Geotermoeléctrica1.8%

Carboeléctrica11.3%


Libre3.7%


Turbogás3.8%


11.8%

Ciclo combinado41.2%

51,029 MW

2007

63,184 MW1/

2018

2/


25.2%




Carboeléctrica9.2%



Turbogás5.1%

Eoloeléctrica0.17%


25.2%




Carboeléctrica9.2%



Turbogás5.1%

Eoloeléctrica0.17%

3-33

3.10.6 Proyectos de cogeneración de PEMEX En la región bajío, la SENER y PEMEX han planteado la posibilidad de instalar un proyecto de cogeneración asociado a la Refinería de Salamanca. Se prevé en la primera fase una central de ciclo combinado a base de gas natural, la cual también entregará vapor que se utilizaría en los procesos de refinación. Para dar cabida a esta posibilidad, el PRC considera dos proyectos denominados Salamanca Fases I y II en 2013 y 2016 respectivamente. 3.10.7 Proyectos de ciclo combinado en el área Occidental Recientemente la SENER solicitó a CFE estudiar la posibilidad de instalar capacidad de generación en la región cercana a Zacatecas. Esta opción se está analizando y para tal fin en este plan se ha programado el proyecto CC Occidental para 2016, el cual una vez que se de certidumbre al suministro de gas y al precio del energético en esa región, se realizarían los estudios técnico – económicos necesarios para definir su ubicación geográfica. 3.11 Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico La figura 3.14 muestra la evolución de la expansión del sector eléctrico (SE), incluyendo servicio público y autoabastecimiento.

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

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 2/ Incluye generación distribuida de LyFC (160 MW), CC Jorge Luque (601 MW) e incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (479 MW)

Figura 3.14

Retiros Adiciones

-5,787

17,942

51,029

63,184


Total a diciembre de 2018

6,270

3,075

Servicio público2/ Autoabastecimiento

72,529

9,345

57,299

21,017

3-34

En la figura 3.15 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad efectiva en 2007 y 2018 para el sector eléctrico, donde también se incluye el autoabastecimiento.

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

1/ Incluye generación distribuida de LyFC (160 MW), CC Jorge Luque (601 MW) e incrementos de capacidad en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (479 MW) 2/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (utilizando gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía 3/ Incluye autoabastecimiento local y remoto

Figura 3.15

3.12 Margen de reserva de capacidad La figura 3.16 indica el MR y el MRO del SIN. Es importante señalar que en los estudios del mercado eléctrico de los últimos años, las tasas de crecimiento anual estimadas para la demanda se han mantenido en el rango de 4.9% a 5.6%, sobre la base de las estimaciones de crecimiento económico proporcionadas por la SENER y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP). En cambio, el crecimiento real de la economía y la demanda han sido inferiores a lo previsto. Ver capítulo 1. El estudio del mercado eléctrico considera en el SIN una tasa media anual de incremento de la demanda de 3.6% para los próximos diez años, ocasionado por un menor ritmo de crecimiento de la economía del país. Esta disminución en las expectativas de demanda, se reflejará en valores altos de MR y MRO en el SIN de 2009 a 2013. En 2014 se estará cerca de los valores establecidos en los criterios de planificación. El ajuste del MR se dificulta por la anticipación requerida (4 a 5 años) para que un proyecto de generación entre en operación en una fecha establecida, considerando el tiempo desde que se decide la adición hasta su puesta en servicio. Por tanto, en el corto plazo no es posible ajustar el MR al valor deseado por no ser conveniente posponer proyectos que ya están en construcción o por compromisos ya establecidos para

72,529 MW1/

2018

2/

57,299 MW

2007


22.5%


Turbogás4.6%

Eoloeléctrica0.1%


Autoabastecimiento10.9%




Carboeléctrica8.2%

Carboeléctrica9.8%

Libre3.3%Coque

0.4%

Turbogás3.3%


Eoloeléctrica0.8%



10.3%





72,529 MW1/

2018

2/

57,299 MW

2007


22.5%


Turbogás4.6%

Eoloeléctrica0.1%






Carboeléctrica8.2%

Carboeléctrica9.8%

Libre3.3%Coque

0.4%

Turbogás3.3%


Eoloeléctrica0.8%



10.3%





Carboeléctrica9.8%

Libre3.3%Coque

0.4%

Turbogás3.3%


Eoloeléctrica0.8%



10.3%





3-35

adquisición de combustible, como es el caso del plan integral de Manzanillo. La disminución del MR en 2009–2013 es resultado de los diferimientos de centrales generadoras efectuados en los ciclos de planificación de años anteriores y el actual. Para 2008 no se adicionará capacidad en el SIN y para 2009 serán solo 123 MW de capacidad efectiva, los cuales entrarán en operación después de presentarse la demanda máxima de verano de ese año.

Margen de reserva y margen de reserva operativo 1/

Sistema interconectado nacional

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

Figura 3.16

El hecho de disponer de MR y MRO superiores a los mínimos establecidos en los criterios de planificación, si bien representa costos adicionales también se obtienen 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 tendrá flexibilidad para aprovechar situaciones coyunturales. Adicionalmente, esta situación se ha utilizado para reducir rezagos en los programas de mantenimiento y/o adelantar el retiro de centrales antiguas e ineficientes. Otro de los beneficios de un margen de reserva alto es el de la seguridad de abasto eléctrico ante situaciones no previstas, tales como restricciones en el suministro de algún tipo de combustible, como ocurrió en 2007 con el gas natural, y en 2008 con el suministro de carbón a la central de Petacalco. Adicionalmente, la capacidad instalada que actualmente da origen a un MR por encima del criterio establecido se obtuvo a costos muy bajos respecto a los valores actuales.

%

MR MRO2/

45.8

41.0

39.3

34.7

33.4

32.8

24.9

21.3

17.3

15.8

12.7

11.8

11.2

8.3

6.3 6.36.0 6.0

29.2

26.7

26.7

25.0

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

%

MR MRO2/

45.8

41.0

39.3

34.7

33.4

32.8

24.9

21.3

17.3

15.8

12.7

11.8

11.2

8.3

6.3 6.36.0 6.0

29.2

26.7

26.7

25.0

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

3-36

Para ajustar las adiciones de capacidad a los criterios de reserva, a partir de 2011 se ha reprogramado la fecha de operación de los proyectos que aún no están en proceso de construcción o licitación y cuyo diferimiento no ocasione un déficit de capacidad regional, o bien cuya entrada en operación no esté obligada por contratos de compra de combustible. A partir de 2015 se mantiene el margen de reserva operativo dentro de los estándares establecidos, como se observa en la figura 3.16. A nivel regional, a pesar de los valores globales altos de MR y MRO en los próximos años, en las áreas Noroeste y Norte se estiman condiciones críticas en algunas horas del verano. Lo anterior debido al diferimiento de proyectos de generación, ocasionado por retrasos en la autorización de inversión y problemas en los procesos de licitación. En estas áreas es prioritaria la entrada en operación de Agua Prieta II, Norte II en 2012 y Norte III en 2014. Una situación similar se presenta en la Zona Metropolitana de la Ciudad de México donde se requiere la central CC Valle de México II en 2013. En los cuadros 3.17 y 3.18 se presenta el MR para los sistemas Baja California y Baja California Sur respectivamente, de acuerdo con los criterios establecidos para la planificación del mismo. Para el sistema de Baja California, las tasas de crecimiento de las demandas registradas en los últimos años han resultado en condiciones de déficit de capacidad. Así, en 2007 se importó capacidad por 400 MW en los meses de verano. Se estima que esta situación deficitaria continuará, de tal manera, que para garantizar la confiabilidad de suministro y seguridad del sistema, será necesario importar 250 MW en los periodos de verano hasta 2012. El límite de transmisión para importación de los enlaces del sistema eléctrico de Baja California con el de California es de 400 MW. En 2008 no se incrementará la capacidad de generación en el área Baja California. En 2009 iniciará su operación el proyecto Baja California (277 MW) y en 2010 Baja California II TG (124 MW). Como consecuencia del retraso en la autorización de inversión de los proyectos Presidente Juárez conversión de TG a CC y Cerro Prieto V programados para 2010, entrarían en operación en 2011. De esta manera, sólo con las importaciones antes descritas se podrá atender el criterio de reserva en el sistema. Adicionalmente, debido a que la red eléctrica de Baja California está interconectada a los sistemas del WECC, el incumplimiento de los criterios de reserva por parte de CFE sería motivo de sanciones económicas.

Margen de reserva balance con factibles del sistema Baja California

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Capacidad instalada (MW) 2,206 2,450 2,615 2,777 2,797 3,077 3,077 3,077 3,357 3,303 3,517Interconexión al SIN (MW) 1/ 300 300 300 300 300 300Importación de EUA (MW) 333 246 220 163 246Capacidad total (MW) 2/ 2,539 2,696 2,835 2,941 3,043 3,377 3,377 3,377 3,657 3,603 3,817Demanda (MW) 3/ 2,208 2,345 2,466 2,557 2,646 2,733 2,828 2,918 3,007 3,106 3,198Reserva de capacidad (MW) 331 352 370 384 397 645 549 460 651 498 619Margen de reserva (%) 4/ 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 23.6 19.4 15.8 21.6 16.0 19.4

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

Cuadro 3.17

3-37

Margen de reserva del sistema Baja California Sur

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Capacidad total (MW) 1/ 448 448 448 491 491 534 577 599 620 645 688Demanda (MW) 344 368 389 411 436 462 486 516 546 575 604Margen de reserva requerida (MW) 2/ 75 78 78 78 78 78 78 78 82 86 91Reserva de capacidad resultante (MW) 104 80 58 80 55 72 91 83 74 70 84 1/ Considera degradación de capacidad y no incluye TG móvil 2/ Criterio de reserva: la más restrictiva de capacidad total de las dos unidades mayores o 15% de la demanda máxima

Cuadro 3.18

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

2008 Reales de enero a septiembre y de tipo año húmedo de octubre a diciembre

2009 De tipo año seco 2010–2018 De tipo año medio

En el cuadro 3.19 se observa el MRE anual calculado en función de los valores brutos de energía necesaria y generación disponible. Indica en porcentaje la energía excedente respecto a la necesaria para satisfacer los requerimientos de los usuarios. En los valores reportados se observa lo siguiente:

El MRE es mayor o igual a veintidós por ciento

De 2008 a 2018 se reduce de 34% a 22%, consistente con la disminución del margen de reserva de capacidad

Se aseguran en las Grandes Centrales Hidroeléctricas (GCH) cifras de energía

almacenada superiores al mínimo establecido de 15,000 GWh al primero de enero de cada año

3-38

Margen de reserva en energía Sistema interconectado nacional 1/

Concepto Unidad 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Energía necesaria bruta2/ GWh 233,202 238,555 245,162 252,795 261,646 285,477 295,815 307,382 318,938 330,511 341,622

Capacidad termoeléctrica media efectiva instalada MW 34,794 36,765 37,553 37,647 38,609 42,121 42,728 44,165 46,152 47,510 48,329

Disponible MW 30,144 31,322 32,174 32,383 33,064 36,255 36,787 38,180 40,174 41,330 41,971

Para energía 4/ MW 29,052 30,262 31,110 31,424 32,206 35,336 35,880 37,192 39,247 40,457 41,152

Disponible GWh 254,494 265,096 273,270 275,272 282,125 309,547 315,171 325,800 343,801 354,401 361,481

Despachada GWh 183,724 198,523 205,129 209,520 216,722 238,672 249,653 260,318 271,900 283,479 293,424

Con regulación5/ MW 9,056 9,056 9,056 9,056 9,056 9,056 9,056 9,206 9,206 9,206 9,206

Sin regulación 6/ MW 2,287 2,287 2,287 2,287 3,037 3,129 3,129 3,129 3,129 3,361 4,261

Con regulación (GCH) GWh 32,327 22,955 22,236 24,437 24,469 24,513 23,843 24,740 24,732 24,294 24,309

Sin regulación GWh 7,531 5,742 6,202 6,202 6,866 7,011 7,027 7,027 7,027 7,459 8,611

Total GWh 39,858 28,698 28,438 30,639 31,335 31,524 30,871 31,767 31,760 31,753 32,920

Energía almacenada inicial (GCH) [enero 1] GWh 20,111 19,689 15,146 17,592 17,592 17,592 17,592 17,592 17,592 17,592 17,592

Aportaciones a las hidroeléctricas 7/ GWh 40,913 23,622 30,689 30,445 31,141 31,330 30,676 31,573 31,565 31,559 32,726

Autoabastecimiento remoto GWh 9,946 11,421 11,606 12,645 12,645 15,288 15,288 15,288 15,288 15,288 15,288

Termoeléctrica GWh 70,770 66,574 68,142 65,752 65,403 70,876 65,518 65,482 71,901 70,922 68,058

Hidroeléctrica 8/ GWh 5,111 4,689 146 2,592 2,592 2,592 2,592 2,592 2,592 2,592 2,592

Total GWh 75,881 71,263 68,288 68,343 67,995 73,467 68,109 68,073 74,492 73,513 70,649

Margen de reserva % 34 31 29 28 27 27 24 23 25 23 22

Capacidad media termoeléctrica 3/

Reserva en energía

Capacidad media hidroeléctrica efectiva instalada

Generación hidroeléctrica

Generación termoeléctrica 3/

1/ BC se interconectará al SIN a partir de abril de 2013 2/ Energía neta necesaria, más usos propios de generación 3/ Después de descontar falla, degradación, causas ajenas y mantenimiento 4/ Considera que la capacidad turbogás de punta está disponible cuatro horas de cada día hábil 5/ Angostura, Chicoasén, Malpaso, Peñitas, Caracol, Infiernillo, Villita, El Cajón, Aguamilpa, Temascal y Zimapán 6/ Incluye las hidroeléctricas pequeñas y las siguientes adiciones, que para efectos de planeación, se consideran sin regulación: en enero y abril de 2012 las unidades de La Yesca. En abril de 2013 Río Moctezuma; en abril de 2015 la ampliación de Villita en abril de 2017 Copainalá. En abril, julio y octubre de 2018 La Parota/Tenosique 7/ Aportaciones = (Energía Almacenada (Final - Inicial)) + Generación 8/ Se calcula como la energía almacenada al inicio del año, menos la mínima energía almacenada aceptable al primero de enero de cada año

Cuadro 3.19

3.14 Diversificación de las fuentes de generación Frente a la volatilidad en los precios de los combustibles y la incertidumbre en la evolución y costos de las tecnologías para generación de electricidad, la diversificación adquiere una importancia relevante para reducir riesgos. Así, un plan de expansión con mayor grado de diversificación, aun con un mayor costo, permite reducir la exposición al riesgo. Las ventajas más importantes de una estrategia de diversificación son: mayor protección contra la volatilidad de los precios de los energéticos primarios, menor dependencia de un proveedor único de combustibles prioritarios, y reducción de la contaminación atmosférica mediante el uso de fuentes de energía renovable. En estudios de años anteriores, donde los precios del gas natural se ubicaban por debajo de 6 dólares/MMBtu, la expansión de mínimo costo se lograba mediante una participación mayoritaria de proyectos basados en tecnologías de ciclos combinados. Sin embargo, la tendencia observada en los últimos años en los precios de los combustibles fósiles, hace prever que los de gas natural, combustóleo y carbón mineral serán superiores a los estimados en ejercicios anteriores.

3-39

De acuerdo con la información proporcionada por la SENER, en este ejercicio de planificación se han considerado precios nivelados de alrededor de 8 dólares/MMBtu para el gas natural, de 52 dólares/barril para el combustóleo nacional, de 63 dólares/barril para el combustóleo importado, de 99 dólares/tonelada para el carbón importado y de 0.80 dólares/MMBtu para el combustible nuclear. En este escenario y con los costos de inversión de las tecnologías de generación, la expansión de menor costo en el mediano y largo plazos se logra con la participación de proyectos basados en tecnologías de gas natural y carbón. 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. Sin embargo, de intensificarse su uso, se necesitarán establecer lineamientos de política energética y de utilización de combustibles, para realizar acciones con el fin de ratificar y garantizar los recursos de carbón mineral en las regiones de Sabinas y Río Escondido en Coahuila, Cabullona y Barranca en Sonora, y de Tlaxiaco y San Juan Diquiya en Oaxaca, o bien incrementar su importación. Así mismo se deberán desarrollar estrategias de compra de carbón a largo plazo que garanticen precios competitivos. Además de las inversiones necesarias en estas centrales —más altas que para las de ciclo combinado— también se requieren algunas adicionales para la recepción y manejo del carbón, así como la construcción o adecuación de puertos e infraestructura para el transporte de este energético en el territorio nacional. Para las centrales incluidas en el plan de expansión se deberá desarrollar infraestructura en Lázaro Cárdenas, Michoacán, así como en las regiones con recursos potenciales de carbón en Coahuila, a fin de reactivar el desarrollo de esta tecnología. Además, para cumplir con la normativa ambiental se consideran las inversiones asociadas a equipos anticontaminantes. Con todos estos elementos se incluye esta tecnología dentro de la estrategia de diversificación del parque generador. Centrales nucleoeléctricas. En los últimos años, el avance de esta tecnología ha permitido un incremento importante en la seguridad de su operación, sin embargo sus costos nivelados de generación aún son altos, por lo que su utilización se prevé en el largo plazo. Tiene el atractivo de reducir la emisión de gases de efecto invernadero, lo que las hace competitivas en escenarios con restricciones en el suministro y altos precios del gas natural. Centrales hidroeléctricas. Si bien son elevados los costos de inversión y en algunos casos existen problemas sociales y ambientales derivados de su construcción, operan competitivamente en las horas de demanda máxima y ofrecen los beneficios siguientes: I) utilizan energía renovable, II) no contaminan el ambiente, III) su construcción tiene el mayor componente de integración nacional, y IV) las obras civiles y las presas generalmente pueden destinarse a otros usos como riego, control de avenidas en ríos, agua potable, turismo y navegación, entre otros. Ciclos combinados con gasificación integrada. El atractivo de esta tecnología es la posibilidad del aprovechamiento de diversos combustibles mediante su gasificación, con el fin de obtener gas de síntesis para ser utilizado en las turbinas a gas de un ciclo combinado. La gasificación de carbón, biomasa y residuos de refinación son opciones por considerar. Con este

3-40

proceso se avanza en la solución del problema ambiental asociado con la combustión de energéticos primarios de baja calidad. En las figuras 3.17 y 3.18 se presenta la composición de la capacidad instalada en 2007 y 2018 en función de los energéticos utilizados. Para el caso del servicio público, el uso de combustibles fósiles en la capacidad instalada de generación reducirá su participación de 73% en 2007 a 69.9% en 2018.

Capacidad bruta por tipo de combustible Servicio público

1/ Tecnología aún no definida

Figura 3.17

Capacidad bruta por tipo de combustible Sector eléctrico

1/ Tecnología aún no definida

Figura 3.18


Combustibles fósiles69.3%

Eólica0.9%

Nuclear2.7%

Geotermia1.8%

Libre3.7%

1/

51,029 MW

2007

63,184 MW

2018



Eólica0.2%

Geotermia1.9%

Nuclear2.7%



Eólica0.9%

Nuclear2.7%

Geotermia1.8%

Libre3.7%

1/

51,029 MW

2007

63,184 MW

2018



Eólica0.2%

Geotermia1.9%

Nuclear2.7%



Eólica0.2%

Geotermia1.9%

Nuclear2.7%



Eólica3.5%

Nuclear2.3%

Geotermia1.6%

Libre3.3%

1/

72,529 MW

2018

57,299 MW

2007



Eólica0.1%

Geotermia1.7%

Nuclear2.4%



Eólica3.5%

Nuclear2.3%

Geotermia1.6%

Libre3.3%

1/

72,529 MW

2018

57,299 MW

2007



Eólica0.1%

Geotermia1.7%

Nuclear2.4%



Eólica0.1%

Geotermia1.7%

Nuclear2.4%

3-41

3.15 Fuentes de suministro de gas natural Con objeto de diversificar las fuentes de suministro de gas natural para centrales eléctricas, CFE ha considerado como alternativa la importación de GNL y la instalación de terminales para su almacenamiento y regasificación en las costas del Golfo de México, en el occidente del país y en la península de Baja California. Tomando en cuenta la problemática de importar gas del sur de Texas, y con el objeto de diversificar su suministro a las centrales eléctricas en esta región, CFE consideró como alternativa la importación de GNL a través de una terminal de almacenamiento y regasificación en la costa del Golfo de México. Por lo anterior, adjudicó un contrato de compra de este combustible a partir de una estación de almacenamiento y regasificación de GNL en el puerto de Altamira, Tamaulipas. Esta terminal está en operación comercial desde septiembre de 2006 con una capacidad de 300 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), la cual se incrementó a 500 MMpcd en enero de 2008. Con este contrato se suministrará gas a las centrales Altamira V, Tamazunchale y Tuxpan V. Para estar en condiciones de incrementar el suministro y la capacidad de transporte hacia el centro del país, se requerirá adicionar capacidad de condensación y evaporación en la terminal de GNL en Altamira. Asimismo, se necesitará desarrollar la ampliación del gasoducto Naranjos - Tamazunchale hasta la región central del país, con el objeto de abastecer a las nuevas centrales de generación; se estima una longitud de 230 km y un diámetro de 30 pulgadas. Por otro lado, considerando que el desarrollo de las terminales de GNL es un elemento clave para garantizar la disponibilidad en el suministro futuro de gas natural en la región Occidental, la SENER y la Junta de Gobierno de CFE autorizaron el desarrollo de los siguientes proyectos: i) Compra de gas natural licuado Exship (en el barco) en el puerto de Manzanillo, para lo cual será necesario desarrollar infraestructura adicional: a) ampliación del canal de Tepalcates para la entrada de los buquetanques a la laguna de Cuyutlán y b) recinto portuario, que involucra la construcción del muelle para atraque de los buquetanques para una capacidad de hasta 230,000 toneladas, y el dragado correspondiente. ii) Instalación de una terminal de almacenamiento y regasificación de GNL en Manzanillo, Colima, lo que dará seguridad al suministro de tal combustible en el occidente del país y permitirá desarrollar los proyectos de repotenciación a ciclos combinados de las CT Manzanillo I y II, y ciclos combinados en la región. En una primera etapa se estima una producción de 90 MMpcd para julio de 2011, la cual se incrementaría a 180, 360, 400 y 500 MMpcd de 2012 a 2015, respectivamente. La segunda etapa se prevé para 2017 con una capacidad adicional de 500 MMpcd. iii) Construcción de un gasoducto de al menos 24 pulgadas de diámetro entre Manzanillo y Guadalajara, el cual entrará en operación en julio de 2011 para atender parte del suministro de gas a esa región. Por otra parte, 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). Este proyecto entró en operación en julio de 2008 con una capacidad de 235 MMpcd. El contrato incluye la construcción de la terminal de almacenamiento y regasificación de GNL con una capacidad de hasta 1,000 MMpcd, un gasoducto con una longitud aproximada de

3-42

75 km y diámetro de 30 pulgadas. La capacidad excedente a la contratada por CFE se destinará a otros mercados en el sur y oeste de EUA. 3.16 Oportunidades de participación de los particulares en la

generación de electricidad De acuerdo con el estudio sobre el Desarrollo de Mercado Eléctrico, durante 2007 la generación de energía para autoabastecimiento fue de 23.2 TWh, lo que representa un crecimiento de 5.0% respecto a 2006. Se estima que durante 2008–2018, tal modo de producción crecerá a una tasa media anual de 2.4% para alcanzar 30.1 TWh en 2018. Lo anterior representa un incremento por abajo del promedio para el mercado eléctrico en su conjunto. El programa de expansión definido en este documento constituye la referencia para las adiciones de capacidad al sistema de generación, que podrán satisfacerse mediante proyectos desarrollados y operados por CFE o por particulares, conforme a las modalidades previstas en la LSPEE. 3.17 Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de

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

3-43

Zonas críticas definidas en la Norma Oficial Mexicana

Figura 3.19 3.17.2 Eficiencia del proceso termoeléctrico El consumo específico (CE) es la variable esencial para determinar la eficiencia en el proceso de conversión de energía. Los requerimientos de combustibles para producir un kWh varían inversamente con la eficiencia. Su magnitud es significativamente diferente para cada tecnología. El parque de generación existente cuenta con eficiencias que van desde 15 hasta 52 por ciento. Su mejora se debe fundamentalmente a avances tecnológicos en los nuevos desarrollos de plantas generadoras. La figura 3.20 presenta comparativamente su clasificación para 1997, 2007 y 2018.

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

4. Tijuana, B.C.5. Cd. Juárez, Chih.

3

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

Corredores industriales :

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

4. Tijuana, B.C.5. Cd. Juárez, Chih.

3

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

Corredores industriales :

3-44

Clasificación de la capacidad efectiva instalada por rango de eficiencia 1/ CFE y LyFC

Servicio público

1/ No incluye Laguna Verde, geotermoeléctricas, eoloeléctricas, ni combustión interna móvil 2/ Con los programas de requerimientos de capacidad y de retiros 2008-2018

Figura 3.20

En la figura 3.21 se muestra la evolución histórica de la eficiencia de las unidades generadoras de 2003 a 2007 y la evolución esperada de 2008 a 2018, de acuerdo con el equipo existente y los programas de requerimientos de capacidad y de retiros.

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)

2007 37,272 MW

E4,871

(13.1%)

MB9,279

(24.9%)

B394

(1.1%)

A14,030

(37.6%)R

5,366 (14.4%)

P3,332 (8.9%)

1997 22,703 MW

B65

(0.3%)

A13,069

(57.6%)

R6,148

(27.1%)

P3,421

(15.0%)

2018 2/

47,342 MW

MB9,305

(19.7%)

B3,473 (7.3%)

A13,022

(27.5%)

R2,625

(5.5%) P1,495

(3.2%)

E17,422

(36.8%)

2007 37,272 MW

E4,871

(13.1%)

MB9,279

(24.9%)

B394

(1.1%)

A14,030

(37.6%)R

5,366 (14.4%)

P3,332 (8.9%)

1997 22,703 MW

B65

(0.3%)

A13,069

(57.6%)

R6,148

(27.1%)

P3,421

(15.0%)

2018 2/

47,342 MW

MB9,305

(19.7%)

B3,473 (7.3%)

A13,022

(27.5%)

R2,625

(5.5%) P1,495

(3.2%)

E17,422

(36.8%)

3-45

Eficiencia termoeléctrica1/ Servicio público

1/ No incluye Laguna Verde, ni 3.11 MW de combustión interna móvil, con el programa de requerimientos de capacidad 2008-2018

Figura 3.21

3.17.3 Composición de la generación bruta En las figuras 3.22 y 3.23 se presentan la participación en la generación para 2007 y 2018 de las distintas tecnologías, tanto para el servicio público como para el sector eléctrico. Es importante destacar la reducción en la generación termoeléctrica convencional, el incremento con ciclos combinados (CFE + PIE), carboeléctricas y eoloeléctricas, y la participación de la tecnología libre. Si bien los permisionarios de TA aún no precisan las cargas que autoabastecerán de manera remota, la demanda máxima y consumo correspondientes se incluyen en los pronósticos del mercado eléctrico (Capítulo 1). En la estimación de producción de energía se consideran 5.5 TWh generados por estos permisionarios.

Eficiencia%

36.0

38.0

40.0

42.0

44.0

46.0

48.0

Servicio público 36.9 38.8 38.6 39.2 40.2 41.6 42.2 43.0 43.1 43.1 44.3 44.7 44.5 45.0 45.6 46.5

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 201836.0

38.0

40.0

42.0

44.0

46.0

48.0

Servicio público 36.9 38.8 38.6 39.2 40.2 41.6 42.2 43.0 43.1 43.1 44.3 44.7 44.5 45.0 45.6 46.5

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

3-46

Generación bruta por tipo de tecnología Servicio público Escenario Base

Figura 3.22

Generación bruta por tipo de tecnología Sector eléctrico Escenario Base

Figura 3.23

Geotermoeléctrica 3.2%

Eoloeléctrica0.1% Carboeléctrica

13.5%Combustión interna

0.5%



21.3%



Turbogás1.1%

2007real

232,552 GWh

2018base

329,912 GWh



Geotermoeléctrica2.6% Combustión interna

0.7%

Turbogás0.2%



6.2%

Eoloeléctrica0.6%


Libre1.4%

Geotermoeléctrica 3.2%

Eoloeléctrica0.1% Carboeléctrica

13.5%Combustión interna

0.5%



21.3%



Turbogás1.1%

2007real

232,552 GWh

2018base

329,912 GWh



Geotermoeléctrica2.6% Combustión interna

0.7%

Turbogás0.2%



6.2%

Eoloeléctrica0.6%


Libre1.4%








19.3%

Eoloeléctrica0.1%


Turbogás1.0%

2007real

255,720 GWh

2018base

360,028 GWh


Carboeléctrica13.1%Autoabastecimiento

8.4%


Turbogás0.2%

Eoloeléctrica0.6%


5.6%



Libre1.3%

Hidroeléctrica9.1%Hidroeléctrica

10.6%







19.3%

Eoloeléctrica0.1%


Turbogás1.0%

2007real

255,720 GWh

2018base

360,028 GWh


Carboeléctrica13.1%Autoabastecimiento

8.4%


Turbogás0.2%

Eoloeléctrica0.6%


5.6%



Libre1.3%

Hidroeléctrica9.1%

3-47

3.17.4 Requerimientos de combustibles Se muestran en la figura 3.24 y cuadro 3.20. Se prevén tasas medias de crecimiento anual de 4.7% para gas natural y 3.0 % para carbón. Por el contrario, el combustóleo y el diésel decrecerán 9.1% y 5.2%, respectivamente. Para garantizar el abasto se considera la operación comercial de terminales regasificadoras de gas natural licuado en Altamira, Ensenada y Manzanillo.

Evolución de los requerimientos de combustibles fósiles Servicio público

Figura 3.24 La reducción en el consumo de combustóleo se debe:

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

Al incremento de la capacidad instalada en ciclos combinados a gas natural

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

2010, 2017 y 2018

Al retiro de unidades termoeléctricas convencionales con baja eficiencia y bajo factor de planta.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

2007Real

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Gas de origen nacional

Gas de importación

Gas natural licuado

Carbón

Combustóleo

Diésel

Calor(Terajoule / día)

Coque

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

2007Real

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Gas de origen nacional

Gas de importación

Gas natural licuado

Carbón

Combustóleo

DiéselDiésel

Calor(Terajoule / día)

CoqueCoque

3-48

Requerimientos de combustibles para generación de energía eléctrica Servicio público

Combustible Unidades 2007 real 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 tmca (%)

Combustóleo m3 / día 31,365.5 25,323.2 23,215.2 21,559.3 18,832.1 18,000.5 14,305.4 15,437.8 17,009.3 15,106.9 14,256.0 11,032.2 -9.1

Gas MMm3 / día 63.5 68.5 70.5 73.4 75.3 79.0 83.0 87.2 92.6 99.0 103.9 105.1 4.7

Gas de origen nacional MMm3 / día 34.5 33.1 33.7 35.0 33.9 33.7 34.0 35.1 37.0 38.9 43.7 46.6 2.8

Gas de importación MMm3 / día 20.4 22.1 23.5 19.8 20.4 21.2 20.5 23.0 25.0 26.1 25.5 24.0 1.5

Gas natural licuado MMm3 / día 8.5 13.3 13.3 18.6 21.0 24.2 28.5 29.1 30.6 34.0 34.6 34.5 13.6

Diésel m3 / día 592.0 653.6 307.2 425.3 327.4 402.0 291.0 258.5 240.0 207.3 307.5 327.4 -5.2

Carbón MMt / año 14.7 10.7 15.5 16.3 16.8 17.5 17.9 18.0 17.9 17.9 18.8 20.3 3.0

Coque MMt / año 0.4 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 6.5

Cuadro 3.20 La figura 3.25 indica el volumen de gas natural utilizado en diferentes regiones del país. En 2007 los mayores consumos ocurrieron en las regiones Noreste, Oriental, Norte, Central y Peninsular y en menor medida en las restantes.

Consumo de gas natural para generación de energía eléctrica Servicio público

Figura 3.25

Baja California

Noroeste

Norte

Central

Oriental

Peninsular

Noreste

Occidental

21.3

31.3

6.23.7

6.62.6

20.6

4.7

9.510.7

5.85.1

8.3

14.5

Millones de metros cúbicos diarios(MMm3/día)

63.52007 Registrado

2018 Pronosticado

10.67.1

105.1

Baja California

Noroeste

Norte

Central

Oriental

Peninsular

Noreste

Occidental

21.3

31.3

6.23.7

6.62.6

20.6

4.7

9.510.7

5.85.1

8.3

14.5

Millones de metros cúbicos diarios(MMm3/día)

63.52007 Registrado

2018 Pronosticado

10.67.1

105.1

3-49

En 2018 se utilizará gas prácticamente en todo el país para producir electricidad. Predominará su consumo en las regiones Noreste, Occidental, Norte, Central y Oriental. Los cuadros 3.21a y 3.21b muestran la estimación de los requerimientos de este energético por áreas del Norte y del Sur. En 2018, 44.4% del gas empleado en la generación de electricidad para servicio público tendrá origen nacional, 32.8% será gas natural licuado de importación y el 22.8% restante, gas continental importado. En estas estimaciones, además de las tecnologías definidas a base de gas, se considera el consumo asociado a Salamanca fases I y II, y Noroeste, con 628 MW y 641 MW respectivamente del total de capacidad identificado como libre; 129 MW en Baja California Sur utilizarían combustóleo y diésel, y los restantes 970 MW podrían usar otros combustibles como se indica en la siguiente sección.

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

Área 2007real 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Baja California 3.7 4.2 4.0 4.4 4.3 4.9 5.7 5.8 6.0 6.3 6.3 6.2Gas importado 3.7 4.2 4.0Gas natural licuado 4.4 4.3 4.9 5.7 5.8 6.0 6.3 6.3 6.2

Noroeste 2.6 3.1 3.2 3.2 3.2 4.4 4.9 4.9 4.9 6.2 6.6 6.6Gas importado 2.6 3.1 3.2 3.2 3.2 4.4 4.9 4.9 4.9 6.2 6.6 6.6

Norte 8.3 8.0 8.9 10.1 10.8 11.5 11.3 13.0 13.6 13.3 14.3 14.5Gas de origen nacional 2.7 2.7 3.3 4.1 4.6 5.8 6.3 6.3 6.4 6.5 8.0 8.6Gas importado 5.6 5.4 5.6 6.0 6.2 5.7 5.0 6.7 7.2 6.8 6.2 5.9

Noreste 21.3 26.1 29.4 29.3 29.5 29.3 28.5 29.6 31.3 32.5 32.7 31.3Gas de origen nacional 6.4 7.9 9.2 9.3 9.0 8.7 8.5 8.7 9.0 10.1 10.7 10.5Gas importado 8.4 9.5 10.7 10.6 11.0 11.1 10.6 11.4 12.9 13.0 12.7 11.5Gas natural licuado 6.4 8.7 9.5 9.5 9.5 9.5 9.4 9.4 9.5 9.4 9.3 9.2

Cuadro 3.21a

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

Área 2007real 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Occidental 4.7 4.8 4.0 4.5 5.2 7.9 10.8 11.4 12.8 15.6 18.3 20.6Gas de origen nacional 4.7 4.8 4.0 4.5 2.7 2.8 2.2 2.3 2.5 2.1 4.1 6.5Gas natural licuado 2.5 5.1 8.7 9.1 10.4 13.5 14.2 14.2

Central 7.0 6.4 5.0 5.2 5.2 4.8 5.7 6.4 7.4 8.8 9.5 10.6Gas de origen nacional 7.0 5.9 5.0 4.7 4.6 4.2 5.0 5.7 6.8 8.1 8.7 9.3Gas natural licuado 0.4 0.5 0.5 0.6 0.7 0.6 0.6 0.7 0.8 1.3

Oriental 10.7 10.5 10.2 10.8 11.2 10.6 10.4 10.4 10.6 10.4 10.3 9.5Gas de origen nacional 8.6 6.2 6.4 6.7 7.1 6.5 6.3 6.4 6.5 6.4 6.3 5.8Gas natural licuado 2.1 4.2 3.8 4.2 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.0 3.7

Peninsular 5.1 5.5 5.8 5.7 5.8 5.6 5.7 5.7 5.8 5.8 5.8 5.8Gas de origen nacional 5.1 5.5 5.8 5.7 5.8 5.6 5.7 5.7 5.8 5.8 5.8 5.8

Total 63.5 68.5 70.5 73.4 75.3 79.0 83.0 87.2 92.6 99.0 103.9 105.1Gas de origen nacional 34.5 33.1 33.7 35.0 33.9 33.7 34.0 35.1 37.0 38.9 43.7 44.4Gas importado 20.4 22.1 23.5 19.8 20.4 21.2 20.5 23.0 25.0 26.1 25.5 22.8Gas natural licuado 8.5 13.3 13.3 18.6 21.0 24.2 28.5 29.1 30.6 34.0 34.6 32.8

Cuadro 3.21b

3-50

3.17.5 Requerimientos de combustibles alternos para centrales tipo libre El plan de expansión incluye proyectos a partir de fuentes de energía renovable, como hidroeléctricas, eoloeléctricas y geotermoeléctricas, además de las centrales identificadas como libres (2,368 MW), para las cuales aún no se define su tecnología ni su energético primario. Ver cuadro 3.22.

Proyectos a partir de fuentes de energías renovables y tecnologías libres Proyecto Ubicación Tipo 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

La Venta III Oaxaca EO 101Humeros Fase B Puebla GEO 23Oaxaca I Oaxaca EO 101Humeros Fase A Puebla GEO 28Cerro Prieto V Baja California GEO 107Oaxaca II a IV Oaxaca EO 304La Yesca Nayarit HID 750Salamanca Fase I Guanajuato Libre 314Río Moctezuma Hidalgo, Querétaro HID 92Villita Ampliación Michoacán HID 150Los Azufres III Michoacán GEO 75Salamanca Fase II Guanajuato Libre 314Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos) Baja California Sur Libre 86Noroeste Sonora Libre 641Copainalá Chiapas HID 232Los Azufres IV Michoacán GEO 75Noreste III (Sabinas) Coahuila Libre 700Baja California IV (SLRC) Sonora Libre 270La Parota/Tenosique Guerrero/Chiapas HID 900Baja California Sur IX (Todos Santos) Baja California Sur Libre 43

Total anual 225 439 750 406 0 150 1,116 232 1,988

Acumulado 225 664 1,414 1,820 1,820 1,970 3,086 3,318 5,306 EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica GEO: Geotermoeléctrica Libre: Tecnología aún no definida

Cuadro 3.22

En el cuadro 3.23 se presentan los requerimientos alternos de combustible para las centrales con tecnología libre.

Requerimientos de combustibles alternos de las centrales generadoras tipo libre

Generación Gas Carbón

FP (%) GWhPC1/

(kcal / m3)Eficiencia

(%)MMPCD PC1/

(kcal / kg)Eficiencia

(%)Mton/año

Noreste III (Sabinas) 2/ Coahuila 20183/ 700.0 57.9 2,675.0 8,801.0 52.0 48.6 4,582.0 43.1 1,165.4

Baja California IV (SLRC)2/ Sonora 20183/ 270.0 56.3 1,003.3 9,344.0 52.0 17.2

Gas Carbón

(MMPCD) Mton/año

2018 970.0 3,678.2 65.8 1,165.4

(MW) (GWh)

Totales

AñoCapacidad efectiva (MW)

Central Entidad federativa

1/ Poder calorífico estimado para el combustible 2/ Posible inyección de potencia 3/ A partir de abril del año correspondiente

Cuadro 3.23

4-1

4. PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN 4.1 Introducción Una red de transmisión confiable permite integrar y aprovechar eficientemente los recursos de generación instalados en el sistema. Al paso del tiempo, se ha conformado un sistema interconectado que cubre la mayor parte del territorio nacional, al cual recientemente se incorporó el área Noroeste. Actualmente sólo los sistemas de la península de Baja California se encuentran aislados. El intercambio de grandes bloques de energía entre regiones se efectúa a través de la red troncal, integrada por líneas con niveles de tensión de 400 kV y 230 kV. Adicionalmente la de subtransmisión distribuye regionalmente la energía con enlaces desde 161 kV hasta 69 kV. En la planificación, se efectúa un balance entre el desarrollo de la generación y la transmisión para lograr la confiabilidad del suministro de electricidad. El objetivo es diseñar un sistema justificado técnica y económicamente para operar en condiciones normales y ante contingencias sencillas —criterio n-1— con las características siguientes:

Sin sobrecargas en elementos Operación dentro de rangos de tensión establecidos Sin problemas de estabilidad angular Con capacidad de transferencia entre regiones para compartir reservas de generación Alta confiabilidad en el suministro de energía a usuarios Con controles apropiados para dar flexibilidad a la operación

El sistema de transmisión principal se ha mallado en el nivel de 400 kV en las regiones Central, Oriental, Noreste y Occidental del país. En cambio, en el norte se encuentra en etapa de robustecimiento, especialmente en las áreas Norte y Noroeste, con una red de transmisión aislada en 400 kV que opera inicialmente en 230 kV. 4.2 Metodología para expandir la red de transmisión 4.2.1 Plan de transmisión de mínimo costo Su objetivo principal es determinar un programa de expansión de mínimo costo que satisfaga no sólo criterios técnicos sino también de rentabilidad. Análisis de mínimo costo: se comparan opciones con nivel de confiabilidad equivalente en el horizonte de estudio. Cada una de ellas considera en Valor Presente (VP) los costos de inversión, operación y mantenimiento, y pérdidas eléctricas. El plan más económico es aquel cuyo VP resulta menor. Una vez definida la opción de mínimo costo, se efectúa la evaluación económica. Análisis de rentabilidad: cuantifica los beneficios de los planes con el objeto de garantizar que la inversión asociada tenga una rentabilidad aceptable. Los indicadores utilizados son la relación Beneficio/Costo (B/C) y la Tasa Interna de Retorno (TIR). La metodología para el cálculo de los beneficios y costos asociados se describe en el documento Evaluación Económica y Financiera de Proyectos de 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 nuevo escenario Base. 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 Base 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 para satisfacer los requerimientos del mercado eléctrico del nuevo escenario Base para 2009-2018. La tasa media anual esperada para el crecimiento de la demanda máxima bruta es de 3.6 por ciento. El cuadro 4.1. muestra las metas del programa multianual de CFE para líneas, subestaciones y equipo de compensación. Incluye la construcción de 20,664 kilómetros-circuito (km-c) de líneas en el periodo, de los cuales 4,649 km-c se realizarían con recursos propios y 16,015 km-c como Proyectos de Infraestructura Productiva (PIP). Para subestaciones se han programado instalar 54,183 Megavolt-ampere (MVA) de transformación, 11,382 MVA con recursos propios y 42,801 MVA como PIP. En el rubro de equipo de compensación se tienen proyectados incorporar 11,051 MVAr compuestos por reactores, capacitores y compensadores estáticos de VAr.

Resumen del programa de obras de transmisión y transformación 2009 – 2018

Cuadro 4.1

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total

Líneas km-c

400 kV 317 901 408 194 168 733 759 786 814 843 5,923

230 kV 186 410 413 172 1,566 214 432 388 431 447 4,659

Subtotal 400 y 230 kV 503 1,311 821 366 1,734 947 1,191 1,174 1,245 1,290 10,582

161-69 kV 1,257 1,806 1,144 868 751 1,124 829 741 767 795 10,082

Total 1,760 3,117 1,965 1,234 2,485 2,071 2,020 1,915 2,012 2,085 20,664

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total

Subestaciones MVA

400 kV 875 6,750 3,100 725 1,500 2,100 3,210 3,325 3,443 3,566 28,594

230 kV 350 750 1,698 2,067 3,127 490 1,193 833 860 773 12,141

Subtotal 400 y 230 kV 1,225 7,500 4,798 2,792 4,627 2,590 4,403 4,158 4,303 4,339 40,735

161-69 kV 1,548 1,506 1,581 1,684 839 1,796 1,594 933 966 1,001 13,448

Total 2,773 9,006 6,379 4,476 5,466 4,386 5,997 5,091 5,269 5,340 54,183

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total

Compensación MVAr

400 kV 1,144 1,683 250 100 292 224 200 1,400 222 230 5,745

230 kV 21 200 228 0 116 24 25 26 27 28 695

Subtotal 400 y 230 kV 1,165 1,883 478 100 408 248 225 1,426 249 258 6,440

161-69 kV 526 416 906 427 364 506 344 361 374 387 4,611

Total 1,691 2,299 1,384 527 772 754 569 1,787 623 645 11,051

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4.4 Escenario actual por área de control Derivado de la problemática que se prevé en cada una de las áreas de control y haciendo uso de la metodología de planificación y los modelos electrotécnicos, se define un programa de obras de transmisión de corto y mediano plazos. 4.4.1 Área Central El Área de Control Central (ACC) tiene como responsabilidad el suministro de energía eléctrica a la Zona Metropolitana de la Ciudad de México (ZMCM), el estado de México y parcialmente los estados de Hidalgo, Puebla, Morelos, Guerrero y Michoacán. La demanda eléctrica de la ZMCM es atendida en su totalidad por LyFC, con una participación aproximada de 90% del total del consumo del área Central. El 10% restante en demanda está compuesto por las zonas eléctricas Valle de Bravo, Atlacomulco, Altamirano, Zitácuaro e Ixmiquilpan. Desde el punto de vista de la infraestructura de la red eléctrica, el área es alimentada por 16 líneas de transmisión de 400 kV, cinco de 230 kV y dos de 85 kV. Adicionalmente para la regulación dinámica de voltaje se cuenta con compensadores estáticos de VAr (CEV) ubicados en las subestaciones de Texcoco, Nopala, Topilejo (-90, + 300 MVAr cada uno) y Cerro Gordo (-75, + 300 MVAr). Debido al crecimiento natural de la demanda en el área, se espera que en el corto y mediano plazos se presenten diversas problemáticas. A continuación se mencionan algunas de estas, que se resolverán con obras ya programadas por CFE y LyFC. Actualmente, la ciudad de Toluca es un punto importante y estratégico de crecimiento industrial y residencial en el país, en donde el suministro de energía eléctrica depende de circuitos en 230 kV provenientes de la ZMCM. En el ámbito operativo es importante dar seguimiento a la regulación de voltaje ante la demanda máxima, y ante contingencias supervisar los flujos de potencia en los circuitos restantes. Esta condición podría reducir la confiabilidad del suministro y limitar el crecimiento económico de la ciudad de Toluca. Con respecto a la red eléctrica que suministra la región norte del ACC contenida en la zona eléctrica Hidalgo de LyFC, está compuesta por cuatro líneas en 230 kV con afectación en sus estructuras debido a la contaminación a la que están expuestas. Ante condiciones de falla en horas de máxima demanda se podrían presentar problemas de suministro de energía y también en el corredor industrial que tiene predominantemente carga de empresas cementeras. La problemática de la red troncal en 400 kV consiste en altos niveles de transmisión de energía en las trayectorias Texcoco-La Paz y Tula-Victoria. Ante la salida de un circuito de la primera trayectoria, se podrían alcanzar valores cercanos a la saturación en el circuito restante. El abastecimiento de agua potable hacia la ZMCM y la ciudad de Toluca se lleva a cabo por medio del sistema de bombeo Cutzamala, el cual a su vez depende eléctricamente de la SE Donato Guerra con transformación 400/115 kV. Esta subestación también abastece la energía de la zona Valle de Bravo y Altamirano. Ante el crecimiento de la demanda del sistema Cutzamala se estima en el mediano plazo la posible saturación de la transformación.

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En su balance carga-generación, el área es importadora de energía, y el suministro se sustenta en gran medida con los enlaces existentes hacia las áreas vecinas. Por su déficit de generación local esta zona podría estar propensa a problemas de bajo voltaje. 4.4.1.1 Obras principales Para resolver la problemática se han programado aquellas que resultan de los estudios electrotécnicos y evaluaciones económicas. A continuación se describen dichos proyectos. El de red asociada a la SE Deportiva consiste en la construcción de entronques en 230 kV y 400 kV en la zona Toluca, para utilizar la transformación de 400/230 kV actualmente instalada en dicha subestación. De esta manera se resolverá la problemática existente de suministro y adicionalmente se presentarán ahorros operativos en el sistema eléctrico. El inicio de su operación se estima para septiembre de 2009. La repotenciación de los circuitos en 230 kV provenientes de la SE Tula ha sido concebido como un proyecto integral para su ejecución en dos etapas. Inicialmente se realizaría el tendido del segundo circuito de la línea Jorobas-Tula y la repotenciación de los circuitos Tula-Nochistongo para diciembre de 2009; posteriormente para septiembre de 2010 se repotenciaría el circuito Tula-Texcoco en el tramo Tula-Teotihuacan considerando estructuras de doble circuito con tendido del primero. Este proyecto resolvería la problemática de suministro en la parte norte de la ZMCM, incrementando su capacidad de transmisión. Se tiene en programa el doble circuito Valle de México-Victoria en 400 kV como parte de la red asociada a la Central CC Valle de México II y III. Esta trayectoria en complemento con el entronque de la SE Valle de México con la LT Teotihuacan-Lago apoyaría para disminuir los altos flujos de las trayectorias Texcoco-La Paz y Tula-Victoria. En caso de presentarse el crecimiento de la demanda pronosticado para el sistema de Bombeo Cutzamala, se tiene en programa la SE Ixtapantongo potencia con transformación de 400/115 kV la cual solucionaría la sobrecarga de la transformación de la SE Donato Guerra. Su operación iniciaría en mayo de 2017. Como apoyo para el control y soporte de voltaje en el ACC se tiene en programa un compensador estático de VAr en la subestación Donato Guerra para noviembre de 2016. Esta obra proveería control dinámico de voltaje compensando bajos y altos voltajes ante la salida de líneas de transmisión en 400 kV y condiciones de baja demanda respectivamente. En el cuadro 4.2 se muestran los refuerzos principales programados por CFE para 2009-2018.

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Principales obras programadas 2009 – 2018

1/ Operación inicial 230 kV 2/ Tendido del segundo circuito 3/ Tendido del primer circuito

T: Transformador

Ind. Inductivo Cap. Capacitivo

Cuadro 4.2

Volcán Gordo Banco 1 4 T 500 400 /115 Jul-14Ixtapantongo Potencia Banco 1 4 T 500 400 /115 May-17Total 1,000

Capacidad MVA

Relación de transformación

Fecha de entrada

Subestación Cantidad Equipo

Lázaro Cárdenas P.-Donato Guerra Capacitor Serie 400 505.6 Nov-09Pitirera-Donato Guerra L1 Capacitor Serie 400 231.9 Nov-09Pitirera-Donato Guerra L2 Capacitor Serie 400 231.9 Nov-09Donato Guerra CEV Compensador Estático de VAr 400 450.0/450.0 Ind./Cap. Nov-16Total 1,869.4

Compensación EquipoTensión

kVCapacidad MVAr

Fecha de entrada

Tula CT-Jorobas 400 1/ 2 2/ 26.0 Jun-09Deportiva entronque-Donato Guerra-San Bernabé 400 2 1.0 Sep-09Deportiva entronque-Estadio-San Bernabé 230 2 8.0 Sep-09Tula CT-Nochistongo 230 2 44.0 Dic-09Tula CT-Teotihuacán 230 2 3/ 66.0 Sep-10Victoria-Valle de México 400 2 1/ 50.0 Mar-13Ixtapantongo Potencia entronque Lázaro Cárdenas-Donato Guerra 400 2 5.0 May-17Total 200.0

Longitud km-c

Fecha de entrada

Linea de TransmisiónTensión

kVNúm. de circuitos

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4.4.1.2 Red de transmisión asociada a Valle de México II y III El proyecto de generación consiste en la instalación de dos ciclos combinados con capacidad de 601 MW cada uno. Inicialmente el primero entrará en operación para septiembre de 2013 y posteriormente lo hará el segundo para septiembre de 2015. La central se ubicará en el municipio de Acolman al noreste del estado de México. Debido al nivel de contaminación existente, al aprovechamiento de manera óptima de los espacios disponibles del sitio y considerando su posición estratégica en el sistema eléctrico nacional, el primer proyecto se conectaría a una nueva subestación de tipo encapsulada en SF6 de 230 kV propiedad de CFE. Adicionalmente LyFC construirá en su predio una subestación similar de 230 kV a fin de conectar sus líneas de transmisión. Para el segundo proyecto, CFE instalará una nueva en SF6 de 400 kV, la cual interconectará las subestaciones Victoria, Teotihuacan y Lago. La subestación en 400 kV tendría la preparación de bahías para recibir el último proyecto de generación que corresponde a Valle de México IV. Con estas obras se sustituiría la actual subestación de tipo convencional por una de tipo compacto, lo cual proporcionará mayor flexibilidad operativa a las dos empresas. Ver figura 4.1. Las principales obras de transmisión asociadas a esta red son: Obras con cargo a CFE Obras con cargo a LyFC

LT Victoria-Valle de México en 400 kV, 2 circuitos, 25 km, 1113 ACSR, 2 conductores/fase.

LT Valle de México entq. Teotihuacan-Lago en 400 kV, 2 circuitos, 1 km, 1113 ACSR, 2 conductores/fase.

11 alimentadores en 230 kV 20 alimentadores en 230 kV 12 alimentadores en 400 kV 2 alimentadores en 400 kV

Red de transmisión asociada a Valle de México II y III

Figura 4.1

Valle de México

Cuauhtémoc

Cerro Gordo

CPM

Azteca

Texcoco

CEV + 300 MVAr

CEV + 300 MVAr

Teotihuacan

Ecatepec

Kilómetrocero

Xalostoc

TexcocoNorte

Cartagena Chiconautla

Tecámac

Sosa

Jabón La Corona

Tren suburbano

Valle de México II601 MW

Valle de México III601 MW

Victoria

Madero

Chapingo

A la Manga

Lago

Esmeralda

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4.4.2 Área Oriental La infraestructura eléctrica abarca desde el centro hasta el sureste del país, y atiende a los estados de Guerrero, Morelos, Puebla, Tlaxcala, Veracruz, Oaxaca, Tabasco y Chiapas. Asimismo, el área está conformada por cuatro Divisiones de Distribución que son: Oriente, Centro Oriente, Centro Sur y Sureste. La capacidad de generación en el área a diciembre de 2007 fue de 12,735 MW, de los cuales 48% se produjeron en Centrales del Complejo Hidroeléctrico del Grijalva. La operación de la red eléctrica principal está ligada al despacho de la generación hidroeléctrica, la cual es utilizada principalmente para cubrir los periodos de demanda máxima del área y del sistema interconectado. Fuera de esta condición y con un despacho menor, la red de 400 kV del sureste requiere, para su control, de esquemas de compensación de potencia reactiva. De acuerdo con el crecimiento esperado de la demanda, se tienen identificados problemas en diferentes puntos de la red, tales como saturación de la transmisión y transformación en las zonas de Papaloapan, Poza Rica, Veracruz, Villahermosa, Tlaxcala y Acapulco. Para ello, se han definido proyectos que eviten dichas problemáticas. Asimismo, en 2009 se requiere de esquemas de compensación capacitiva para la demanda máxima de las zonas Veracruz, Orizaba, Tlaxcala y Papaloapan. A partir de 2009, entrarían en operación en el Istmo de Tehuantepec grandes parques de generación eólica. Se tiene previsto de 2009 a 2011 la adición de una capacidad de 2,492 MW. Del total anterior, 1,895 MW corresponden a los proyectos denominados de Temporada Abierta los cuales consideran 1,490 MW en la figura de autoabastecimiento y 405 MW de los proyectos Oaxaca I, II, III y IV en la de PIE. Como complemento a los de Temporada Abierta están definidos los de Nueva Temporada con 330 MW y los inmediatos con 166 MW. Finalmente el proyecto la Venta III con 101 MW de capacidad de generación iniciará su operación en julio de 2010. 4.4.2.1 Obras principales Actualmente las fuentes de suministro que satisfacen la demanda de la zona Papaloapan son: la CH Temascal I con una capacidad instalada de 4 x 38.5 MW y cinco líneas de subtransmisión de 115 kV con una longitud promedio de 75 km cada una. Derivada de una menor disponibilidad de la generación local, para 2010 se estiman problemas de control del voltaje en la zona por una alta transmisión en 115 kV. Con la entrada en operación de la subestación Cerro de Oro, con 500 MVA de capacidad y relación de transformación 400/115 kV, se garantizaría el suministro de energía eléctrica a esta zona. Entraría en operación en marzo de 2010. El suministro de electricidad a las regiones de Poza Rica, en el estado de Veracruz y Teziutlán, en el estado de Puebla, se proporciona a través de la SE Poza Rica I con capacidad de 200 MVA y de la SE Jalacingo con capacidad de 100 MVA, ambas con relación de transformación 230/115 kV. Se estima que para 2010 esta transformación podría operar con sobrecarga. El proyecto Papantla Bco. 1, de 500 MVA de capacidad y relación de tensión 400/115 kV, evitaría la

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saturación de la transformación y la transmisión de 115 kV de las zonas Poza Rica y Teziutlán. Iniciaría su operación en julio de 2010. El suministro de energía eléctrica a las regiones de La Chontalpa, Villahermosa y Los Ríos en el estado de Tabasco, se proporciona a través de tres líneas de transmisión de 230 kV, una de ellas aislada a 400 kV, provenientes de las centrales hidroeléctricas Malpaso y Peñitas. Para 2010 se estima una saturación de su capacidad de transmisión. Esta problemática se volvería más crítica ante la indisponibilidad de unidades generadoras de Peñitas. Con la entrada en operación del proyecto Malpaso-Tabasco para junio de 2010, que considera la construcción de la subestación Tabasco de 875 MVA de capacidad de transformación que incluye un banco de reserva con relación 400/230 kV y el tendido del segundo circuito de la LT Malpaso-Macuspana II de 106 km-c pasando a operar en tensión de 400 kV, se atendería el crecimiento de la demanda de mediano plazo. Para satisfacer la demanda de las ciudades de Veracruz, Boca del Río y Córdoba, se cuenta con dos enlaces en 230 kV provenientes de la central nucleoeléctrica Laguna Verde, a través del autotransformador 400/230 kV y 330 MVA de capacidad (LAV-AT3), así como de dos enlaces también en 230 kV de la SE Temascal II. Adicionalmente, el suministro de energía eléctrica de la zona de distribución Veracruz depende directamente de la generación local de la central ciclo combinado Dos Bocas, particularmente del paquete conectado en 115 kV. Con el nivel de demanda esperada en 2010 y ante salida o mantenimiento de la generación de 115 kV de Dos Bocas se estima que el LAV-AT3 presentaría una sobrecarga, tanto en demanda mínima como en condiciones de demanda máxima, además de que la transformación 230/115 kV de 450 MVA en la SE Veracruz II se saturaría en condiciones de demanda máxima. El proyecto Laguna Verde-Jamapa que considera, entre otras obras, 163 km-c en 400 kV, dos bancos de 375 MVA cada uno con relación 400/230 kV en la SE Jamapa, y uno de 300 MVA con relación 230/115 kV en la SE Jardín, permitirá evitar esta problemática. Su entrada en operación está programada para agosto de 2010. El suministro de energía a la zona Tlaxcala se proporciona a través de la SE Zocac que cuenta con 200 MVA de capacidad y relación de transformación 230/115 kV y por cuatro líneas de subtransmisión de 115 kV. Se estima para 2011 la posible saturación de su transformación, así como la transmisión en el nivel de 115 kV. El proyecto La Malinche Banco 1 de 300 MVA de capacidad de transformación y relación 230/115 kV con 88 km-c en 115 kV, permitirá atender el incremento de la demanda, evitando la saturación de los bancos de la SE Zocac. Su entrada en operación está programada para mayo de 2011. A fin de atender la demanda de la zona Villahermosa, el sistema cuenta principalmente con 225 MVA de capacidad de transformación en cada una de las subestaciones Kilómetro Veinte y Villahermosa Norte. Para 2011 se estima la posible saturación de la transformación en condiciones de demanda máxima, así como de la transmisión asociada en 115 kV. Para evitar esta problemática se incrementará la capacidad de transformación 230/115 kV de la zona, con el inicio de operación de El Edén de 300 MVA programada para junio de 2011. Para atender la demanda de la zona Chontalpa, el sistema cuenta principalmente con 225 MVA de capacidad de transformación en la subestación Cárdenas II alimentada a través de una línea de 230 kV proveniente de la CH Peñitas. Para 2011 se estima la saturación de la transformación y transmisión en 230 kV y 115 kV en condiciones de demanda máxima.

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Para evitar esta problemática se incrementará la capacidad de transformación 230/115 kV de la zona con la nueva subestación Comalcalco Potencia de 300 MVA y relación 230/115 kV y la construcción de 45 km-c en tensión de 230 kV. Su entrada en operación está programada para mayo de 2012. Actualmente la ciudad de Oaxaca y poblaciones aledañas, así como parte de la costa son atendidas eléctricamente por dos líneas de transmisión de 230 kV procedentes de la SE Temascal II. Para 2013 se estima una demanda de 200 MW, lo que implicaría operar al límite de capacidad de transmisión existente. El proyecto de línea de transmisión Temascal-Oaxaca potencia-La Ciénega permitirá garantizar el suministro de la demanda. Su entrada en operación está prevista para mayo de 2013. Actualmente las fuentes de suministro que satisfacen la demanda de la zona Huatulco son tres líneas de subtransmisión de 115 kV provenientes de las zonas Tehuantepec, Acapulco y Oaxaca con longitudes desde 150 km hasta 230 km, siendo la primera línea la principal, aislada en 230 kV. Para 2013 se anticipan problemas de control del voltaje de la zona por una alta transmisión en 115 kV. Con la entrada en operación del proyecto Huatulco potencia de 300 MVA de capacidad y relación de transformación 230/115 kV, se garantizaría el suministro de energía eléctrica a la zona Huatulco. Entraría en operación en diciembre de 2013. Con la finalidad de atender la demanda del área Oriental en el mediano plazo y de acuerdo a los planes de expansión de la red eléctrica de las zonas Villahermosa y Veracruz se incrementaría la capacidad de transformación 230/115 kV con el inicio de operación de los proyectos de 225 MVA Dos Bocas Bco. 8 y 300 MVA Olmeca Bco. 1. Sus entradas en operación están programadas para diciembre de 2015 y mayo de 2016 respectivamente. Actualmente las ciudades de Acapulco y Zihuatanejo, así como la Costa Grande del estado de Guerrero son atendidas eléctricamente por dos enlaces de transmisión de 230 kV procedentes de las subestaciones Yautepec potencia y Lázaro Cárdenas. Para 2016 se estima una demanda de 600 MW de este sistema, lo que implicaría operar al límite de la capacidad existente. Con la entrada en operación para octubre de 2016 del proyecto de la nueva subestación Barra Vieja que considera operar en tensión de 400 kV el enlace Lázaro Cárdenas-Pie de la Cuesta, la construcción de 1,300 MVA de capacidad de transformación, 1,000 MVA con relación 400/230 kV y 300 MVA de 230/115 kV, se atenderá el crecimiento de la demanda de mediano plazo. En el cuadro 4.3 se muestran los principales refuerzos.

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Principales obras programadas 2009-2018

AT: Autotransformador T: Transformador

Cerro de Oro Banco 1 4 T 500 400 /115 Mar-10Tabasco Bancos 1 y 2 7 AT 875 400 /230 Jun-10Papantla Banco 1 4 T 500 400 /115 Jul-10Jamapa Bancos 1 y 2 7 AT 875 400 /230 Ago-10Jardín Banco 1 (SF6) 4 AT 300 230 /115 Ago-10La Ventosa Bancos 1, 2 y 3 10 AT 1250 400 /230 Sep-10La Ventosa Bancos 4 y 5 7 T 875 400 /115 Sep-10Amatlán II Banco 3 3 AT 100 230 /115 Mar-11La Malinche Banco 1 4 AT 300 230 /115 May-11El Edén Banco 1 4 AT 300 230 /115 Jun-11Comalcalco Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 May-12Dos Bocas Banco 7 (SF6) 4 AT 300 230 /115 Jun-12Pantepec Banco 2 3 AT 100 230 /115 Dic-12Huatulco Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 Dic-13Tagolaba Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 Dic-13Macuspana II Banco 4 3 AT 100 230 /115 May-14Angostura Banco 7 3 T 225 400 /115 Dic-14Dos Bocas Banco 8 (SF6) 4 AT 300 230 /115 Dic-15Olmeca Banco 1 4 AT 300 230 /115 May-16Pie de la Cuesta Banco 2 4 AT 500 400 /230 Oct-16Barra Vieja Banco 1 4 AT 500 400 /230 Oct-16Ixtapa Potencia Banco 3 4 AT 500 400 /230 Oct-16Barra Vieja Banco 2 4 AT 300 230 /115 Oct-16Ixtapa Potencia Banco 2 3 AT 100 230 /115 Dic-16Alpuyeca Banco 1 4 AT 300 230 /115 Abr-17Tehuacán Potencia Banco 1 4 T 500 400 /115 Dic-17Atlixco Potencia Banco 1 4 T 500 400 /115 Dic-17Total 11,300

Capacidad MVA


Fecha de entrada


Tensión Núm.de Longitud Fecha de kV circuitos km-c entrada

Eolo-La Ventosa 230 2 30.0 May-10Malpaso-Macuspana II 400 2 106.0 Jun-10Tabasco-Escárcega 400 2 185.0 Jun-10Cárdenas II-Comalcalco Oriente 230 2 47.9 Jun-10Laguna Verde-Jamapa 400 2 163.4 Ago-10Juile-Cerro de Oro 400 2 154.2 Sep-10La Ventosa-Juile 400 2 271.6 Sep-10Angostura-Tapachula Aeropuerto 400 2 193.5 May-12Mezcalapa Switcheo-Cárdenas II 230 1 45.0 May-12Jamapa-Dos Bocas 230 2 20.0 Jun-12La Ciénega-Oaxaca Potencia 230 1 26.5 May-13Temascal II-Oaxaca Potencia 230 2 132.9 May-13Tecali-Yautepec Potencia 400 2 118.0 Dic-13Huatulco Potencia-Pochutla 230 1 69.0 Dic-13Juchitán II-Salina Cruz I 230 2 76.0 Dic-13Barra Vieja Entronque-Ixtapa Potencia-Pie de la Cuesta 400 2 106.0 Oct-16Barra Vieja-Quemado 230 1 41.0 Oct-16Barra Vieja Entronque-Mezcala-Los Amates 230 2 68.0 Oct-16Lázaro Cárdenas Potencia-Ixtapa Potencia 400 2 74.8 Oct-16Tenosique-Los Ríos 230 2 104.0 Oct-16Tagolaba-Huatulco Potencia 230 1 115.0 Dic-17Total 2,147.8

Línea de Transmisión

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Cuadro 4.3

CapacidadMVAr

Ojo de Agua Potencia MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-09Veracruz II MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-09Tamarindo II MVAr Capacitor 115 22.5 Jun-09Veracruz I MVAr Capacitor 115 22.5 Jun-09Carlos A. Carrillo MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-09Loma Bonita II MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-09Lerdo MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-09Córdoba I MVAr Capacitor 115 15.0 Sep-09Fortín MVAr Capacitor 115 15.0 Sep-09El Cerro MVAr Capacitor 115 15.0 Oct-09Xalapa II MVAr Capacitor 115 15.0 Oct-09Pie de la Cuesta Potencia MVAr Reactor 230 21.0 Nov-09Huamantla MVAr Capacitor 115 15.0 Nov-09Libres MVAr Capacitor 115 15.0 Nov-09Santa Ana Chiautempan MVAr Capacitor 115 15.0 Nov-09Matamoros MVAr Capacitor 115 22.5 Abr-10Huejutla MVAr Capacitor 115 7.5 May-10Tempoal II MVAr Capacitor 115 7.5 May-10San Rafael II MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-10Teziutlán MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-10Conejos MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-10Jalpa MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-10Tulipán MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-10San Cristóbal Oriente MVAr Capacitor 115 15.0 Ago-10Ocosingo MVAr Capacitor 115 7.5 Ago-10La Ventosa CEV Compensador Estático VAr 400 300/300 Ind./Cap. Sep-10Juile MVAr Reactor 400 75.0 Sep-10Tapachula Potencia MVAr Reactor 400 100.0 May-12Villahermosa II MVAr Capacitor 115 22.5 May-12Ciudad Industrial MVAr Capacitor 115 15.0 May-12Tabasquillo MVAr Capacitor 115 15.0 May-12Teapa MVAr Capacitor 115 15.0 May-12Ometepec MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-12Esfuerzo MVAr Capacitor 115 15.0 Oct-12Las Trancas MVAr Capacitor 115 15.0 Oct-12Huatulco Potencia MVAr Reactor 230 18.0 Dic-13Tamulté MVAr Capacitor 115 22.5 May-14Saloya MVAr Capacitor 115 15.0 May-14Huimanguillo MVAr Capacitor 115 7.5 May-14Martínez de la Torre III MVAr Capacitor 115 15.0 Dic-15Esperanza MVAr Capacitor 115 15.0 May-17Tlaxiaco MVAr Capacitor 115 7.5 Dic-18Total 1,361.5

Tensión kV

Fecha de entrada

EquipoCompensación

4-13

4.4.2.2 Red de transmisión asociada al proyecto San Lorenzo Conversión TG/CC La central San Lorenzo ubicada en la ciudad de Puebla cuenta con dos unidades de gas de 133 MW cada una. En septiembre de 2009 se instalará una tercera de 123 MW a base de vapor para completar un ciclo combinado de 389 MW. Su objetivo es atender principalmente las necesidades de demanda de las zonas Puebla y Tlaxcala del área Oriental, además de requerimientos del resto de la División Centro Oriente. Las obras asociadas a este proyecto tienen fecha de entrada en operación para marzo de 2009 y consisten en la sustitución de 12 alimentadores de 115 kV en la subestación Puebla II por capacidad interruptiva de 50 KA. La figura 4.2 muestra la red asociada.

Red de transmisión asociada al proyecto San Lorenzo Conversión TG/CC

Figura 4.2

A Laguna Verde A San Lorenzo Pot.

400

A Temascal II

A Ojo De Agua Pot.

A Tecali

230

375375

115

A ZocacA HylsaA Tecali

A Amozoc

A Oriente A Acatzingo

A Norte

A Fuertes A El Condeo

A Puebla 2000

A Puebla I


400

A Temascal II

A Ojo De Agua Pot.

A Tecali

230

375375

115


A Amozoc


A Norte


A Puebla 2000

A Puebla I


400

A Temascal II

A Ojo De Agua Pot.

A Tecali

230

375375

115


A Amozoc


A Norte


A Puebla 2000

A Puebla I

Puebla II

4-14

4.4.2.3 Red de transmisión asociada al proyecto Humeros Fases A y B La central geotermoeléctrica Los Humeros cuenta con siete unidades de 5 MW cada una para una capacidad instalada total de 35 MW. Está ubicada en la zona de distribución Teziutlán y su red eléctrica asociada en el nivel 115 kV. El proyecto Humeros fase B considera la instalación de siete unidades para un total de 23 MW que aprovecharán la energía residual de las siete unidades de 5 MW. Se estima su entrada en operación en noviembre de 2010. La fase A consiste en la instalación de una unidad de 28 MW con fecha de entrada en operación para marzo de 2011. Su objetivo es atender principalmente las necesidades de demanda de las zonas Teziutlán y el norte del estado de Puebla a través de las subestaciones Libres, Altzayanca y Huamantla en el ámbito del área Oriental. Las obras asociadas a este proyecto tienen fecha de entrada en operación para septiembre de 2010 y consisten en la construcción de la nueva subestación Humeros III que considera cuatro alimentadores en 115 kV y un transformador de 9.4 MVA de capacidad de relación 115/13.8 kV. Asimismo incluye la construcción de 8.3 km-c en líneas de 115 kV, una de 6.4 km-c de doble circuito para entroncar la nueva subestación a la línea Humeros II-Libres y dos líneas más de 0.5 km-c y 1.4 km-c para conectar la zona sur y la unidad nueve del campo geotermoeléctrico a la subestación Humeros III, respectivamente. La figura 4.3 muestra la red asociada.

Red de transmisión asociada al proyecto Humeros Fases A y B

Figura 4.3

A Tlapacoyan

Jalacingo

Zacapoaxtla

Hueyapan

Teziutlan

C.G. Humeros

Altotonga

A MinasA El Castillo

A LibresA Zocac

A Jalapa I

Teziutlan II

Humeros II

Humeros III1x28

Unidad 9

4x3.3

3x3.3

3x5

4x5

A El Encanto

A Cuetzalan

A Mazatepec

A Poza Rica II

A Papantla

4-15

4.4.2.4 Red de transmisión asociada a los proyectos de generación eólica La Venta III Esta planta se ubicará aproximadamente a 30 km de la ciudad de Juchitán, en el estado de Oaxaca y contará con una capacidad de 101 MW. El proyecto se construirá en la modalidad de Productor Independiente de Energía (PIE). Sus obras asociadas tienen fecha de entrada en operación para enero de 2010, y consisten de una línea de transmisión en 230 kV de un circuito de 10 km de longitud, entre las subestaciones La Venta III y La Venta II. La figura 4.4 muestra la red asociada.

Red de transmisión asociada a los proyectos de generación eólica La Venta III

Temascal II

A Peñitas

Minatitlán II

El Sabino

Juchitán II

Conejos Cintalapa

La Ciénega

Oaxaca Pot.

Malpaso

Angostura

P.H. Temascal Cerrode Oro

ChinamecaPot.

Juile

La Venta III 1x101 MW

1 x 83 MW

Ojo de Agua

Manuel Moreno Torres

CoatzacoalcosA Tecali

A Tabasco

La Venta II

Eurus250 MW

Matías Romero Pot.

47%

55%

OP.INIC. 115 kV OP.INIC. 115 kV

OP.INIC. 115 kV

Xalapa de Díaz

A Puebla II

Ejutla

ParquesEcológicosde México80 MW

Figura 4.4

4-16

4.4.2.5 Red de transmisión asociada al proyecto de Temporada Abierta (TA) y a proyectos eólicos Oaxaca I, II, III y IV

Se tiene programada la entrada en operación del proyecto de TA que incorporará 1,895 MW de capacidad de generación en julio de 2011, de los cuales 1,490 MW provendrían de centrales de autoabastecimiento y 405 MW de las plantas eólicas Oaxaca I, II, III y IV de productores independientes. Este desarrollo de infraestructura consiste en la construcción de una línea de transmisión de doble circuito de 271.6 km-c en 400 kV de tres conductores por fase de 1113 ACSR, que partirían de una nueva subestación colectora llamada La Ventosa, en la zona del Istmo de Tehuantepec, hacia la SE Juile. La SE La Ventosa se integrará por transformadores de 400/115 kV y de 400/230 kV con una capacidad total de 2,125 MVA, así como un dispositivo dinámico de control de voltaje (CEV) de ±300 MVAr en 400 kV. Adicionalmente el proyecto considera el tendido del segundo circuito en 400 kV de aproximadamente 154.2 km entre las subestaciones Juile y Cerro de Oro y un reactor de 75 MVAr en la SE Juile. En total se construirán 425.8 km-c de líneas de transmisión en este nivel de tensión. Asimismo se requerirán seis bahías de alimentadores en 400 kV. Debido a que en la fecha de licitación del proyecto de Temporada Abierta no se disponía de la definición de los predios para la construcción de los proyectos Oaxaca I, II, III y IV, se estima la necesidad de construir infraestructura eléctrica desde el sitio colector de los 405 MW hasta la subestación La Ventosa. De manera preliminar se han identificado predios en el municipio de Santo Domingo. En caso de que se confirmaran esos sitios, el desarrollo de la infraestructura consistiría en la construcción de una línea de transmisión de doble circuito de 36 km-c en 230 kV de un conductor por fase de 1113 ACSR; un circuito partiría desde la granja eólica Oaxaca I y el otro desde la subestación colectora del proyecto Oaxaca II, III y IV hacia la SE La Ventosa. En la figura 4.5 se muestra la red de transmisión asociada al proyecto de TA.

4-17

Red de transmisión asociada al proyecto de Temporada Abierta

Temascal II

A Peñitas

Minatitlán II

El Sabino

Juchitán II

Conejos Cintalapa

Ejutla

La Ciénega

Oaxaca Pot.

Malpaso

Angostura

P.H. TemascalCerro de Oro

ChinamecaPot.

Juile

La Venta III

1x101 MW

1x83 MW

Ojo de AguaA Puebla II

Manuel Moreno Torres

CoatzacoalcosA Tecali

A Tabasco

La Ventosa La Venta II

SE La Ventosa2125 MVA de transf.

1250 MVA400/230 kV875 MVA

400/115 kV1 CEV +/- 300 MVAr

Parques Ecológicosde México80 MW

Eurus250 MW

Matías Romero Pot.3C/F

47%

55%

OP.INIC. 115 kV OP.INIC. 115 kV

OP.INIC. 115 kV

Xalapa de Díaz

Oaxaca I 1 x 101 MW

Oaxaca II,III y IV 3x 101 MW

Figura 4.5

4-18

4.4.3 Área Occidental Se encuentra ubicada en la parte centro y occidente del país y abarca nueve estados: Aguascalientes, Colima, Guanajuato, Jalisco, Michoacán, Nayarit, Querétaro, San Luis Potosí y Zacatecas. Así mismo está compuesta por tres regiones: Occidente, Centro Occidente y Bajío. En 2008 se presentó una demanda máxima de 8,069 MW. Este valor constituye aproximadamente 20% de la demanda del SIN. A nivel región, el Bajío representa el 54% de esta demanda y las regiones Occidente y Centro Occidente 23% cada una. La tasa de crecimiento del área en los últimos cinco años ha sido de 5.7% y se estima un incremento anual de 4.01% en los próximos 10 años, llegando a 11,462 MW en 2018. Dentro de la región Occidente la ciudad de Guadalajara presentó una demanda máxima de 1,496 MW en 2008. En la región Centro Occidente está interconectada la empresa acerera SERSIINSA, con una demanda de 800 MW en el nivel de 230 kV. Finalmente en la región Bajío se encuentran varias zonas con densidades altas de carga de tipo industrial, residencial y riego agrícola. El comportamiento de la demanda a nivel área es muy similar durante las horas del día y el factor de carga anual es de 79%, lo que implica amplias necesidades de suministro la mayor parte del tiempo. Sin embargo, los grandes centros de generación base que suministran energía eléctrica se encuentran alejados de los centros de carga. Por ejemplo, Guadalajara se abastece principalmente de la CT Manzanillo localizada a 200 km de distancia aproximadamente. La capacidad de generación a diciembre de 2007 es de 9,414 MW de los cuales 27% del total proviene de centrales hidráulicas. A su vez, la carboeléctrica Plutarco Elías Calles (2,100 MW) representa 22% de la capacidad instalada, sin embargo, prácticamente el total de la generación de esta central está destinada al suministro de la demanda del área Central. Por otra parte, aunque se cuenta con centrales hidroeléctricas en el área, su despacho no necesariamente obedece a la demanda máxima del área sino en su mayor parte se destina a satisfacer el periodo de demanda pico del SIN. Para cumplir con el suministro al área se requiere la mayor parte del tiempo importar energía de otras. Por lo anterior, 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 de control vecinas. Con la Noroeste se tienen dos líneas en 400 kV, con la Noreste seis en el mismo nivel de tensión, con la Norte una 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, compensación y generación. 4.4.3.1 Obras principales La subestación Cañada banco 3, con capacidad de 500 MVA y relación de tensión 400/115 kV, satisfará el crecimiento del mercado eléctrico en la parte norte de la zona Aguascalientes y compartirá reserva de transformación con la SE Aguascalientes Oriente. Entrará en operación en abril de 2010.

4-19

La transformación Guadalajara Industrial bancos 1 y 2 permitirá atender el crecimiento de demanda al sureste de la zona metropolitana de Guadalajara. Evitará la saturación de la transformación 230/69 kV de la SE Guadalajara II, con la entrada en operación de dos bancos de transformación, uno con capacidad de 300 MVA y relación de tensión 230/69 kV y otro con capacidad de 60 MVA con relación de tensión 230/23 kV. Su operación se prevé para junio de 2010. La transformación Tapeixtles potencia banco 3, con capacidad de 134 MVA y relación de tensión de 400/115 kV y Valle de Tecomán banco 1 con capacidad de 100 MVA y relación de tensión de 230/115 kV, permitirá reducir la sobrecarga de los bancos de 230/115 kV de la SE Colomo y atender la demanda de la zona Manzanillo. Su entrada en operación se prevé para septiembre de 2010. Para abril de 2011 se tiene programada la repotenciación de las líneas de 230 kV entre las subestaciones Tesistán, Zapopan y Niños Héroes, para garantizar el suministro de la demanda del centro de la ciudad de Guadalajara con calidad y confiabilidad. Esta repotenciación consiste en sustituir el calibre actual de 900 ACSR por un calibre 795 ACSS/TW (Drake) de alta temperatura. El proyecto Tesistán banco 5 satisfará el crecimiento de demanda al norte de la zona metropolitana de Guadalajara, con la entrada en operación para mayo de 2011 de un banco de transformación con capacidad de 500 MVA y relación de tensión 400/69 kV con el fin de evitar la saturación de la transformación 400/230 kV y 230/69 kV de esta subestación. La transformación Nuevo Vallarta banco 1 con capacidad de transformación de 225 MVA y relación de tensión 230/115 kV atenderá los crecimientos de demanda de la zona Vallarta. Evitará la saturación de la actual SE Vallarta potencia. La entrada en operación se producirá en abril de 2012. El banco de transformación con capacidad de 500 MVA y relación de tensión de 400/115 kV, Tepic II banco 2, evitará la saturación de la transformación 230/115 kV de esta subestación y permitirá atender el crecimiento del mercado eléctrico en la zona Tepic. Su entrada en operación se prevé para mayo de 2012. El proyecto de transformación Querétaro I banco 1 sustitución, con capacidad de 225 MVA y relación de tensión de 230/115 kV satisfará el crecimiento del mercado eléctrico en la zona Querétaro para junio de 2012, al evitar la saturación del banco de 100 MVA de esta subestación. El proyecto Niños Héroes banco 3 en SF6 permitirá atender el crecimiento de demanda en el centro de la zona metropolitana de Guadalajara, con la entrada en operación en julio de 2012 de un banco de transformación con capacidad de 100 MVA y relación de tensión 230/69 kV. También compartirá reserva de transformación con la SE Zapopan. Para febrero de 2013 el proyecto San Luis de la Paz II banco 2 satisfará el crecimiento de demanda en la zona San Luis de la Paz, con la entrada en operación de un banco de transformación con capacidad de 225 MVA y relación de tensión 230/115 kV. Para esta misma fecha se tiene programada la repotenciación a 2 conductores por fase calibre 1113 ACSR de las líneas de 230 kV entre las subestaciones Las Delicias y San Luis de la Paz. En la zona Vallarta se registra para mayo de 2013 la instalación de un compensador estático de VARs en la SE Vallarta potencia en el nivel de 230 kV, con una capacidad de 50 MVAr inductivos y 150 MVAr capacitivos. Ello mejorará la confiabilidad al incrementar la capacidad de transmisión de los enlaces de 230 kV que unen las zonas de Tepic con Vallarta. En el cuadro 4.4 se muestran los principales refuerzos de transmisión, transformación y compensación programados para el área Occidental durante el periodo 2009-2018.

4-20


1 Tendido del primer circuito 2 Tendido del segundo circuito

AT: Autotransformador T:Transformador

Capacidad Relación de Fecha deMVA transformación entrada

Lázaro Cárdenas Potencia Banco 4 3 AT 375 400 /230 Nov-09Cañada Banco 3 4 T 500 400 /115 Abr-10Guadalajara Industrial Banco 1 4 T 300 230 /69 Jun-10Guadalajara Industrial Banco 2 1 T 60 230 /23 Jun-10Tapeixtles Potencia Banco 3 4 T 134 400 /115 Sep-10Valle de Tecomán Banco 1 4 AT 133 230 /115 Sep-10Tesistán Banco 5 4 T 500 400 /69 May-11Nuevo Vallarta Banco 1 4 AT 300 230 /115 Abr-12Tepic II Banco 1 Sustitución 4 T 500 400 /115 May-12Querétaro I Banco 1 Sustitución 4 AT 300 230 /115 Jun-12P.H. Zimapán Banco 2 3 AT 100 230 /115 Jun-12Niños Héroes Banco 3 (SF6) 1 T 100 230 /69 Jul-12San Luis de la Paz II Banco 2 4 AT 300 230 /115 Feb-13Guadalajara Industrial Banco 3 1 T 60 230 /23 Sep-13Atequiza Banco 5 4 T 500 400 /69 May-14Carapan II Banco 3 4 T 500 400 /115 Jun-14Valle de Tecomán Banco 2 3 AT 100 230 /115 May-15Guadalajara Oriente Banco 3 1 T 60 230 /23 Jun-15Pedro Moreno Banco 1 4 AT 133 230 /115 Ago-15Apatzingán Potencia Banco 1 4 AT 500 400 /230 Oct-15Salamanca II Banco 2 Sustitución 4 T 500 400 /115 Nov-15Moctezuma Potencia Banco 1 4 AT 133 230 /115 Feb-16Potrerillos Banco 4 4 T 500 400 /115 Abr-16Soyatal Banco 1 4 AT 300 230 /115 May-16Tarimbaro Banco 1 4 AT 133 230 /115 Sep-16Tesistán Banco 6 1 T 60 230 /23 Ago-17León II Bancos 1 y 2 Sustitución 7 AT 525 230 /115 Ago-18Total 7,607


Núm. de

circuitos

Lázaro Cárdenas Potencia-Ixtapa Potencia 1 400 2 74.8 Nov-09

Tapeixtles Potencia-Tecomán 1 230 2 46.6 Sep-10Niños Héroes-Tesistán 230 2 9.4 Mar-11Tesistán-Zapopan 230 2 47.2 Mar-11Siderúrgica-Guadalajara II 230 2 12.0 Dic-11Nuevo Vallarta Entronque Tepic II-Vallarta Potencia 230 2 20.0 Abr-12San Luis de la Paz II-Las Delicias 230 2 10.0 Feb-13Carapan I Zamora Potencia 230 1 32.7 Ago-14Cajititlán Entronque Atequiza-Salamanca II 400 2 10.0 Oct-14Ixtlahuacán-Zapotlanejo 400 1 21.0 Oct-14Zapotlanejo Entronque Atequiza-Aguascalientes Potencia 400 2 38.0 Oct-14Tapeixtles Potencia-Tecomán 2 230 2 46.6 May-15Cajititlán-Atequiza 400 2 10.0 Oct-15Cajititlán-Salamanca II 1 400 2 220.0 Oct-15Apatzingán Potencia-Apatzingán 230 1 14.0 Oct-15El Potosí-San Luis II 230 1 18.0 Feb-16Tarimbaro entronque Carapan-Morelia 230 2 32.0 Sep-16La Paloma-Salamanca II 1 400 2 310.0 Oct-16

Manzanillo III-Cajititlán 1 400 2 207.0 Oct-16

Manzanillo III-Cajititlán 2 400 2 197.0 Oct-17

La Paloma-Salamanca II 2 400 2 310.0 Ene-18Total 1,686.3

Tensión kV

Longitud km-c

Fecha de entrada


4-21


Cuadro 4.4

Acámbaro MVAr Capacitor 115 22.5 Nov-09La Virgen MVAr Capacitor 115 15.0 Nov-09Boquilla MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-11Abasolo I MVAr Capacitor 115 30.0 Feb-12Silao II MVAr Capacitor 115 30.0 Feb-12San Juan del Río Oriente MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-12Cocula MVAr Capacitor 115 7.5 Jul-12Nuevo Vallarta MVAr Compensador Estático de VAR 230 50/150 Ind/Cap May-13Zacatecas II MVAr Capacitor 115 30.0 May-13Fresnillo Norte MVAr Capacitor 115 15.0 May-13Pátzcuaro Norte MVAr Capacitor 115 30.0 Sep-13Nuevo Vallarta MVAr Capacitor 115 15.0 Abr-14Buenavista MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-14Lagos MVAr Capacitor 115 15.0 Ago-14Sayula MVAr Capacitor 115 7.5 Dic-14Loreto MVAr Capacitor 115 15.0 Sep-15Cajititlán MVAr Reactor 400 100.0 Oct-15Jurica MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-16Flamingos MVAr Capacitor 115 15.0 May-16Manzanillo III MVAr Reactor 400 100.0 Oct-16Salamanca II MVAr Capacitor 115 30.0 Ene-17Manzanillo III MVAr Reactor 400 75.0 Oct-17Acatlán MVAr Reactor 400 50.0 Oct-17El Sauz MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-18Guanajuato Sur MVAr Capacitor 115 15.0 Sep-18Total 907.5

Tensión kV

Capacidad MVAr

Fecha de entrada

Compensación Equipo

4-22

4.4.3.2 Red asociada a carboeléctrica del Pacífico Esta central entrará en operación en febrero de 2010 con una capacidad de 678 MW. Su objetivo es atender principalmente las necesidades de demanda de la zona Acapulco del área Oriental, además de requerimientos parciales de las Central y Occidental. Las obras asociadas tienen fecha de entrada en operación para noviembre de 2009 y consisten en una línea de transmisión en 400 kV de doble circuito de 74.8 km de longitud del primer circuito, operada inicialmente en 230 kV entre las subestaciones Lázaro Cárdenas potencia e Ixtapa potencia. También incluye el tendido del segundo circuito de la línea Ixtapa potencia-Pie de la Cuesta potencia en 400 kV con 207.7 km de longitud. La operación inicial de esta línea será en 230 kV. Así mismo considera la sustitución de la compensación serie de 400 kV instalada en la SE Donato Guerra para las líneas de transmisión a Pitirera y Lázaro Cárdenas potencia con un total de 969.4 MVAr y la construcción de cuatro alimentadores de 230 kV. En la subestación Lázaro Cárdenas potencia se instalarán con 375 MVA de transformación 400/230 kV y se sustituirán 15 interruptores en 230 kV. La figura 4.6 muestra la red asociada.

Red asociada a carboeléctrica del Pacífico

Figura 4.6

4-23

4.4.3.3 Red asociada a la central hidroeléctrica La Yesca La primera unidad de esta planta entrará en operación en enero de 2012 y la segunda en abril de ese año, con una capacidad de 375 MW cada una. Tiene como objetivo atender las necesidades del área Occidental y de la demanda máxima del SIN. Las obras asociadas a este proyecto tienen fecha de entrada en operación para julio de 2011, y consisten en una línea de transmisión en 400 kV de doble circuito de 107.7 km entre las subestaciones La Yesca e Ixtlahuacán y una línea de 1.2 km en doble circuito para entroncar la línea Tesistán-Aguascalientes potencia de 400 kV. Incluye la construcción de la subestación Ixtlahuacán con cuatro alimentadores en 400 kV y en la subestación de La Yesca un banco de reactores de 116.6 MVAr para las líneas de transmisión. La figura 4.7 muestra la red asociada.

Red asociada a la planta hidroeléctrica La Yesca

Figura 4.7

4-24

4.4.3.4 Red asociada a la repotenciación de Manzanillo I, unidades 1 y 2 La repotenciación de la primera unidad entrará en operación en septiembre de 2011 y la segunda en septiembre de 2012. A cada turbina de vapor se le acoplarán, en función de su tecnología, dos o tres unidades turbogás para adicionar 460 MW de capacidad. Las dos unidades operarán como ciclo combinado completo en septiembre de 2012. La generación de tal central se utilizará para atender las necesidades de demanda del área Occidental. Dada la infraestructura eléctrica existente donde se interconectará esta planta no se requiere de red de transmisión asociada. Sin embargo derivado de los espacios disponibles en la actual subestación Manzanillo I, para abril de 2011 se considera dentro del alcance de la central la construcción de la nueva subestación Manzanillo III en SF6 con ocho alimentadores de 400 kV, de los cuales seis son para las unidades turbogás y dos para líneas futuras. Incluye el amarre de barras con la SE Manzanillo I. La figura 4.8 muestra el arreglo general de la subestación Manzanillo III.

Arreglo general de subestaciones para la repotenciación de Manzanillo I, unidades 1 y 2

230kV

400kV

400kV

TG3

2x300 MW

TG1 TG2

Manzanillo III (SF6)Abril 2011

TG4 TG5 TG6

V1 V2 U3 U4

2x300 MWArranqueu’s 3-4 2x350 MW

U1 U2

Arranqueu’s 1-2

Manzanillo II (SF6)Manzanillo I

400kV400kV

Rep. U1460 MW

Sep 2011

Rep. U2460 MW

Sep 2012

TapeixtlesPotencia

A Mazamitla

A Atequiza

A Acatlán

Amarre de barras

A LT’sfuturas

230kV

400kV

400kV

TG3

2x300 MW

TG1 TG2

Manzanillo III (SF6)Abril 2011

TG4 TG5 TG6

V1 V2 U3 U4

2x300 MWArranqueu’s 3-4 2x350 MW

U1 U2

Arranqueu’s 1-2

Manzanillo II (SF6)Manzanillo I

400kV400kV

Rep. U1460 MW

Sep 2011

Rep. U2460 MW

Sep 2012

TapeixtlesPotencia

A Mazamitla

A Atequiza

A Acatlán

Amarre de barras

A LT’sfuturas

Figura 4.8

4-25

4.4.3.5 Red asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Jiliapan) En la zona San Juan del Río del área Occidental, para abril de 2013 se instalará la planta Jiliapan con una capacidad de 80 MW y se interconectará entre las subestaciones Zimapán y Boquilla, en el nivel de 115 kV. El sitio denominado Jiliapan se ubica al noreste aguas abajo de la actual planta hidroeléctrica Fernando Hiriart Balderrama (Zimapán) sobre la cuenca del río Moctezuma, entre los límites de los estados de Hidalgo y Querétaro. Las obras asociadas a este proyecto tienen fecha de entrada en operación para octubre de 2012, y consisten en la construcción de la subestación Jiliapan con tres alimentadores de 115 kV y la construcción de 64 km-c de 115 kV, desde la subestación Jiliapan para entroncar con la actual línea de subtransmisión Zimapán-Boquilla. La figura 4.9 muestra la red asociada.

Red asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Jiliapan)

Figura 4.9

4-26

4.4.3.6 Red asociada a la central Occidental (Salamanca) Fase I Esta planta entrará en operación en abril de 2013, con una capacidad de 314 MW. Tiene como objetivo garantizar en el mediano plazo el suministro de energía eléctrica a la región Bajío del Área de Control Occidental. Dada la infraestructura eléctrica existente donde se interconectará esta central no se requiere de red de transmisión asociada. Sin embargo derivado de los problemas de contaminación y corrosión, así como de las capacidades interruptivas limitadas de los equipos existentes en 400, 230 y 115 kV es necesario modernizar la subestación actual Salamanca PV para octubre de 2012. La central deberá de interconectarse en el nivel de 230 kV. La figura 4.10 muestra el punto de interconexión.

Red asociada a la central Occidental (Salamanca) Fase I

Figura 4.10

4-27

4.4.3.7 Red asociada a la central Guadalajara I Esta planta entrará en operación en abril de 2015, con una capacidad de 453 MW. Tiene como objetivo garantizar en el mediano plazo el suministro de energía eléctrica a la zona metropolitana de Guadalajara. Las obras asociadas a este proyecto entrarán en operación en octubre de 2014, y consisten en la construcción de 75 km-c de líneas de transmisión de 400 kV, de los cuales 10 km-c son para la LT Cajititlán entronque Atequiza-Salamanca II, 6 km-c para entroncar en la subestación Cajititlán la LT Manzanillo-Atequiza, 38 km-c para entroncar en la subestación Zapotlanejo la LT Atequiza-Aguascalientes potencia y 21 km-c para la LT Zapotlanejo-Ixtlahuacán. Finalmente considera la construcción de la nueva subestación denominada Cajititlán con 8 alimentadores de 400 kV. La figura 4.11 muestra la red asociada.

Red asociada a la central Guadalajara I

Figura 4.11

4-28

4.4.3.8 Red asociada a la central hidroeléctrica Villita Ampliación Su ampliación comenzará a operar en abril de 2015 con una capacidad de 150 MW. Tiene como objetivo atender parcialmente en el mediano plazo el suministro de energía eléctrica a las áreas de control Occidental y Oriental. Las obras asociadas a este proyecto iniciarán su operación en octubre de 2014, y consisten en 4.0 km-c para la LT Villita entronque Lázaro Cárdenas potencia-Pitirera de 230 kV. Adicionalmente considera la construcción de cuatro alimentadores en la subestación La Villita en el nivel de 230 kV, de los cuales dos son para la interconexión de las unidades y dos para líneas. La figura 4.12 muestra la red asociada.

Red asociada a la central hidroeléctrica Villita Ampliación

Figura 4.12

4-29

4.4.4 Área Noroeste El Área de Control Noroeste (ACNO) se conforma por los estados de Sonora y Sinaloa. En el primero se integran eléctricamente las zonas Nogales, Santa Ana-Caborca, Cananea-Nacozari, Hermosillo, Agrícola Hermosillo, Guaymas, Obregón y Navojoa. En Sinaloa se encuentran las zonas Los Mochis, Guasave, Culiacán y Mazatlán. El sistema eléctrico del ACNO se caracteriza por su estructura longitudinal, con un total de 1,200 km entre sus extremos y enlaces entre zonas en niveles de 115 kV. Actualmente, la red troncal del área opera en 230 kV, con un corredor aislado en 400 kV desde Mazatlán hasta Guaymas y un enlace también aislado en 400 kV entre Nacozari-Nuevo Casas Grandes, en la parte norte. Éstos están preparados para cambiar su voltaje de operación en función de los nuevos proyectos de generación, el crecimiento local de la demanda, las condiciones de operación y los proyectos de interconexión con las áreas vecinas. La capacidad de generación instalada actualmente es 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, principalmente ciclos combinados en Hermosillo y Nogales, además de unidades térmicas en Puerto Libertad y Guaymas. El 45% se sitúa en Sinaloa, donde predominan las centrales hidroeléctricas, además de las termoeléctricas de Topolobampo y Mazatlán. Por las características de la generación instalada en el ACNO y la distribución espacial de la carga, durante el verano se presentan altos flujos de potencia en la red de transmisión troncal, debido a que la temperatura en algunas regiones llega a superar los 40° C, con un aumento importante en el consumo de energía debido a la utilización de sistemas de aire acondicionado. En verano el área Noroeste se comporta como importadora de energía. En invierno, por el contrario, debido a que la demanda disminuye cerca de 60% con relación a la máxima de verano, se presentan excedentes de generación, por lo que se tiene la posibilidad de exportar. En condiciones de demanda máxima, cerca de 80% de la importación proviene del área Occidental a través del enlace Mazatlán II-Tepic II, en 400 kV y del área Norte, por los de Mazatlán II con Jerónimo Ortiz y Durango II, en 400 kV y 230 kV respectivamente. Con el crecimiento esperado en la demanda del área y considerando la infraestructura eléctrica actual, se prevé que en el corto plazo se presenten flujos de potencia altos entre las zonas Mazatlán-Culiacán-Los Mochis, con la consecuente afectación en el perfil de voltaje de las zonas Culiacán, Guasave y Los Mochis. Asimismo, se estima que existirá saturación en bancos de transformación de 230/115 kV, especialmente en las zonas Mazatlán, Navojoa, Obregón, Guaymas y Hermosillo. Un caso particular en el ACNO es la evolución del mercado en Puerto Peñasco, ubicado en la porción noroeste del estado de Sonora. Durante los últimos años, el desarrollo turístico en esta región ha consolidado una infraestructura importante, con expectativas sólidas y de alto impacto en la estructura socioeconómica del municipio. Por otra parte, destaca la importancia de los nuevos proyectos de generación, como la central de ciclo combinado Agua Prieta II, la cual disminuirá la transmisión de potencia desde el área Occidental e incrementará el intercambio de energía entre las áreas Noroeste y Norte para diversos puntos de operación, aprovechando la diversidad de la demanda entre ambas.

4-30

Asimismo, se tiene programado un ciclo combinado en El Fresnal, donde se ubica actualmente la central generadora Naco-Nogales. Estas adiciones de generación permitirán mejorar el balance carga-generación del área, reduciendo sus necesidades de importación, las pérdidas eléctricas, y mejorando el perfil de voltaje. Finalmente, cabe resaltar la interconexión de Baja California con el resto del SIN, a través del área Noroeste, la cual proporcionará un beneficio global debido al aprovechamiento integral de los recursos de generación del país, aumentará la confiabilidad y la seguridad operativa de ambos sistemas, y permitirá reducir los costos de inversión y operación. 4.4.4.1 Obras principales Con el objetivo de satisfacer la demanda futura de electricidad, se han programado para el mediano plazo una serie de proyectos de transmisión y transformación, buscando mantener un nivel adecuado de confiabilidad en el área. Uno de los proyectos de mayor relevancia es el cambio de tensión de 230 kV a 400 kV de la línea de transmisión Mazatlán II-La Higuera, programado para abril de 2009. Requiere la instalación de 875 MVA de transformación en la SE La Higuera, incluyendo fase de reserva, con relación de tensión 400/230 kV. Estas obras aumentarán el límite de transmisión entre las zonas Mazatlán y Culiacán, evitando congestiones de red. En agosto de 2009 entrará en operación la SE Bacum, en la zona Obregón, con un banco de 300 MVA de capacidad, incluyendo fase de reserva, con relación de transformación 230/115 kV. Con este proyecto se evitará la saturación de los bancos de Ciudad Obregón III en condiciones de demanda máxima. Para abril de 2010 se instalará en la SE Mazatlán II un banco de transformación de 500 MVA de capacidad, incluyendo fase de reserva, con relación de tensión 400/115 kV. Este proyecto permitirá atender el incremento de demanda en el sur del estado de Sinaloa y disminuir la carga de los bancos 230/115 kV de la zona Mazatlán. Para atender el crecimiento de la demanda del desarrollo turístico de Puerto Peñasco, se ha programado para junio de 2010 el tendido del segundo circuito de 110 km de longitud, entre las subestaciones Seis de Abril-Puerto Peñasco, aislado en 230 kV y operado inicialmente en 115 kV. En junio de 2011 se considera la ampliación de la SE Hermosillo IV, en la zona Hermosillo, con un banco de transformación de 225 MVA de capacidad, 230/115 kV. El proyecto permitirá atender el incremento de la demanda en la zona, incluyendo los nuevos desarrollos acuícolas en la costa de Hermosillo. Para junio de 2011 se instalará en la SE El Mayo de la zona Navojoa un banco de 300 MVA de capacidad, incluyendo fase de reserva, con relación de transformación 230/115 kV. El proyecto permitirá atender el incremento en la demanda y evitar la saturación de los bancos de 100 MVA de la subestación Pueblo Nuevo. Otra obra de gran importancia es el cambio de tensión de 230 kV a 400 kV del enlace Culiacán-Los Mochis, programado para entrar en operación en junio de 2011. Para ello se requiere la instalación de 500 MVA de transformación, con relación de tensión 400/230 kV, en la subestación Choacahui, ubicada al norte de la ciudad de Los Mochis, además del tendido del segundo circuito de 117 km de longitud entre las subestaciones Choacahui y Guamúchil II. El proyecto permitirá transmitir la energía proveniente del área Occidental y soportar los altos

4-31

flujos de potencia en la red de transmisión, provocados por el retraso en la puesta en servicio de la central generadora Agua Prieta II. En julio de 2011 entrará en operación la SE Guaymas Cereso con un banco de 133 MVA de capacidad, incluyendo fase de reserva, con relación de transformación 230/115 kV. Este proyecto permitirá disminuir el flujo de potencia por el banco de 100 MVA, 230/115 kV, ubicado en la SE Planta Guaymas II. Como parte del crecimiento de la red troncal del área, se prevé para octubre de 2011 la construcción del primer circuito entre las subestaciones Nacozari-Hermosillo V, con una longitud de 201 km, aislado en 400 kV y operado inicialmente en 230 kV. El proyecto permitirá aprovechar los intercambios internos y externos de generación de los estados de Sonora y Sinaloa con el resto del SIN. Además, proporcionará una trayectoria para la potencia generada por la central Agua Prieta II, e incrementará la capacidad de transmisión entre las regiones Nacozari-Hermosillo. En abril de 2013 entrará en operación el enlace de interconexión del área Baja California con el SIN. De acuerdo con las características de los sistemas por interconectar, el enlace será asíncrono, con una capacidad de 300 MW, como primera etapa. Para lograrlo se requiere la construcción de un doble circuito de 390 km de longitud, actualmente se definen los controles necesarios para el soporte de voltaje y mejoramiento de la estabilidad angular. Para 2016 se ha programado la entrada de generación adicional en el sitio El Fresnal, para cubrir el incremento esperado en la demanda del área. Su red de transmisión asociada considera, de manera preliminar, el cambio de tensión de operación de las líneas de transmisión Las Américas-Nacozari y Nacozari-Hermosillo V, además de la construcción de las subestaciones Las Mesetas, en la zona Cananea-Nacozari y Seri, en Hermosillo. Finalmente, en el mediano plazo se planean refuerzos de transmisión y transformación para resolver problemas locales en las zonas Nogales, Caborca, y aumentar la capacidad de transmisión del enlace Los Mochis-Obregón. En el cuadro 4.5 se muestran las principales obras de transmisión, transformación y compensación programadas para el área Noroeste durante 2009-2018.

4-32


1/ Tendido del segundo circuito 2/ Tendido del primer circuito 3/ Operación inicial 115 kV 4/ Operación inicial 230 kV


Cuadro 4.5

Seis de Abril-PI Puerto Peñasco 230 3/ 2 1/ 109.7 Jun-10Choacahui-PI Guamúchil II 400 2 1/ 117.0 Jun-11Las Américas-PI El Fresnal 400 4/ 2 16.8 Oct-11El Fresnal-Cananea 230 2 150.8 Oct-11Las Américas-El Fresnal 230 2 17.4 Oct-11Nacozari-Hermosillo V 400 4/ 2 2/ 201.0 Oct-11Cucapáh-Pinacate 230 2 390.0 Abr-13Seis de Abril-Pinacate 230 2 390.0 Abr-13Santa Ana-Nogales Aeropuerto 230 2 1/ 100.0 Jun-13PI Hermosillo V-Seri 400 2 2/ 30.0 Oct-15Hermosillo IV-Hermosillo V 230 2 1/ 33.0 Oct-15Santa Ana-Loma 230 2 2/ 150.0 Abr-16Bacum-Guaymas Cereso 400 4/ 2 1/ 95.0 Jun-17Bacum-Obregón IV 400 2 1/ 30.0 Jun-17Choacahui-Pueblo Nuevo 400 2 1/ 141.0 Jun-17Pueblo Nuevo-Obregón IV 400 2 140.0 Jun-17Bacum-Obregón IV 230 2 60.0 Jun-17Seri-PI Nacozari 400 2 1/ 231.0 Jun-18Total 2,402.7

Longitud km-c

Fecha de entrada

Línea de TransmisiónTensión


La Higuera MVAr Reactor 400 175.0 Abr-09Choacahui MVAr Reactor 400 175.0 Jun-11Hermosillo V MVAr Reactor 230 28.0 Oct-11Pinacate MVAr Reactor 230 98.0 Abr-13Las Mesetas MVAr Reactor 230 49.0 Oct-15Seri MVAr Reactor 400 100.0 Oct-15Bacum MVAr Reactor 400 175.0 Jun-17Seri MVAr Reactor 400 75.0 Jun-18Compensación 30.0 MVAr Capacitor 115 180.0 2009-2018Compensación 22.5 MVAr Capacitor 115 135.0 2009-2018Compensación 15.0 MVAr Capacitor 115 60.0 2009-2018Total 1,250.0

Tensión kV

Capacidad MVAr

Fecha de entrada


La Higuera Bancos 2 y 3 7 AT 875 400/230 Abr-09Bacum Banco 1 4 AT 300 230/115 Ago-09Mazatlán II Banco 8 4 T 500 400/115 Abr-10Choacahui Banco 1 4 AT 500 400/230 Jun-11El Mayo Banco 1 4 AT 300 230/115 Jun-11Hermosillo IV Banco 4 3 AT 225 230/115 Jun-11Guaymas Cereso Banco 1 4 AT 133 230/115 Jul-11Peñasco Potencia Banco 1 4 AT 300 230/115 Abr-13El Fresnal Banco 1 4 AT 500 400/230 Oct-15Las Mesetas Bancos 1 y 2 7 AT 875 400/230 Oct-15Seri Banco 1 4 AT 500 400/230 Oct-15El Fresnal Banco 2 4 AT 133 230/115 Jun-17Bacum Bancos 3 y 4 7 AT 875 400/230 Jun-17Total 6,016

Capacidad MVA


Fecha de entrada


4-33

4.4.4.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II Esta planta está programada para entrar en operación en abril de 2012, con una capacidad de 477 MW. Se ubicará en el sitio denominado Las Américas, aproximadamente a 8 km al norte de la actual central generadora Naco-Nogales, en el municipio de Agua Prieta, Sonora. Eléctricamente pertenecerá a la zona Cananea-Nacozari y se interconectará a la red de transmisión del ACNO. Por su ubicación, permitirá el intercambio de potencia en ambos sentidos entre las áreas Noroeste y Norte en diferentes puntos de operación, e incrementará la confiabilidad en el suministro y la flexibilidad en la operación del SIN. Agua Prieta II inyectará su potencia generada en el nivel de tensión de 230 kV. Su red de transmisión asociada considera la construcción de 185 km-c de líneas de transmisión operadas en 230 kV, de los cuales 16.8 km-c estarán aislados en 400 kV, además de 13 alimentadores en 230 kV. Las principales obras asociadas a esta red son: una línea de transmisión de doble circuito de 8.7 km, en 230 kV, entre las subestaciones Las Américas-El Fresnal; un doble circuito en 400 kV, operado inicialmente en 230 kV, de 8.4 km de longitud entre Las Américas-El Fresnal y una línea de transmisión de doble circuito en 230 kV, de 75.4 km de longitud entre las subestaciones El Fresnal-Cananea. La figura 4.13 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II

Seis de Abril Caborca

PV Puerto Libertad Santa Ana

Hermosillo V

Nacozari

4X158 MW

Cananea

2X84 MW,2X158 MW

Hermosillo IVCH Novillo3X45 MW

Hermosillo III

CT Guaymas II

Industrial

Loma

Puerto Peñasco

Op. Inic. 115 kV

El Fresnal

1X258 MWNogalesAeropuerto

- 50 MVAr

21 MVAr C/U

21 MVAr

NogalesNorte

Esperanza I

A Nuevo Casas Grandes II

CC Naco Nogales

36 MVAr

Guaymas Cereso

CC Fenosa1X258 MW

Hermosillo Aeropuerto

CC Agua Prieta II477 MW

Op. In

ic. 1

15 k

V

Op.

Ini

c. 1

15 k

V

Op. In

ic. 230 kV

Op.

Ini

c. 2

30 k

V

Op. Inic

. 230

kV

Op. Inic. 230 kV

Las Américas

8.4 KM -2X1113 ACSR8.7 KM -1113 ACSR

75.4 KM -1113 ACSR

A Obregón

1X227 MW

La Cholla

(Áre

a N

orte

)

Seis de Abril Caborca

PV Puerto Libertad Santa Ana

Hermosillo V

Nacozari

4X158 MW

Cananea

2X84 MW,2X158 MW

Hermosillo IVCH Novillo3X45 MW

Hermosillo III

CT Guaymas II

Industrial

Loma

Puerto Peñasco

Op. Inic. 115 kV

El Fresnal

1X258 MWNogalesAeropuerto

- 50 MVAr

21 MVAr C/U

21 MVAr

NogalesNorte

Esperanza I

A Nuevo Casas Grandes II

CC Naco Nogales

36 MVAr

Guaymas Cereso

CC Fenosa1X258 MW

Hermosillo Aeropuerto

CC Agua Prieta II477 MW

Op. In

ic. 1

15 k

V

Op.

Ini

c. 1

15 k

V

Op. In

ic. 230 kV

Op.

Ini

c. 2

30 k

V

Op. Inic

. 230

kV

Op. Inic. 230 kV

Las Américas

8.4 KM -2X1113 ACSR8.7 KM -1113 ACSR8.7 KM -1113 ACSR

75.4 KM -1113 ACSR

A Obregón

1X227 MW

La Cholla

(Áre

a N

orte

)

Figura 4.13

4-34

4.4.5 Área Norte Comprende los estados de Chihuahua, Durango y parte de Coahuila. Está conformada por cinco subáreas interconectadas por una red troncal en 230 kV y 400 kV; se enlaza con las áreas Noroeste, Noreste y Occidental. La capacidad efectiva de generación a diciembre 2007 del área suma 3,223 MW. La demanda máxima de 2008 fue de 3,328 MW. El área importa a través de los enlaces con el Noreste. Con el fin de satisfacer la demanda en el corto y mediano plazos, se instalarán cuatro centrales eléctricas de ciclo combinado con una capacidad total bruta de 2,283 MW de generación durante el periodo 2010-2018. Recientemente se han presentado fuertes incrementos en los insumos básicos para la construcción de centrales de generación y líneas de transmisión, tales como el acero, petróleo, cobre, etc. Esta situación ha repercutido en que las inversiones necesarias para la ejecución de los proyectos se hayan incrementado y provocado retrasos en las fechas originalmente definidas para su entrada en operación. De continuar la tendencia en los retrasos, hacia 2012 podrían presentarse condiciones de operación críticas en la demanda media y máxima durante el verano. Las obras de transmisión y transformación programadas en el corto y mediano plazos se describen a continuación. 4.4.5.1 Obras principales En 2008 entraron en operación en el área proyectos como el segundo circuito de la línea de transmisión Moctezuma-Nuevo Casas Grandes II aislado a 400 kV operando inicialmente en 230 kV, con el objetivo de incrementar la capacidad de transmisión y el margen de estabilidad ante perturbaciones entre las áreas Norte-Noroeste. También entró en operación la SE Mesteñas banco 1 de 230/115 kV con 100 MVA para aumentar la capacidad de transformación y transmisión de la zona Camargo-Delicias que mejorará el servicio en la región, la cual ha presentado incrementos extraordinarios de demanda por riego agrícola principalmente. Se tiene en programa para marzo de 2012 la subestación Vicente Guerrero II banco 1, de 230/115 kV y 100 MVA, que garantizará el suministro de energía e incrementará la capacidad de transformación en la parte sur de la zona Durango, evitando la saturación de la SE Durango II. Para atender el crecimiento pronosticado de la demanda, en el corto plazo se tienen previstos nuevos proyectos de ampliación de la capacidad de transformación como son las subestaciones de potencia de 300 MVA Campo 28.5 en la zona Cuauhtémoc y las ampliaciones de la subestaciones Valle de Juárez en la zona Juárez y Chihuahua Norte en la zona Chihuahua, cada una con 400 MVA. Otra ampliación que se realizará en 2010 se sitúa en la subestación Moctezuma, con la entrada en operación del banco 3 con 100 MVA a fin de atender nuevos usuarios para bombeo agrícola, todas estas subestaciones con relación de transformación 230/115 kV.

4-35

Casi al final del horizonte de planeación se tienen proyectos de ampliación de la capacidad de transformación 230/115 kV en las zonas Torreón-Gómez Palacio, Cuauhtémoc y Durango. Las ampliaciones se efectuarán en las subestaciones Torreón Sur, Quevedo y Canatlán II respectivamente, para atender el crecimiento natural de la demanda que abarca a todos los tipos de usuarios pero con predominancia al sector industrial. En el cuadro 4.6 se muestran los principales refuerzos de transmisión, transformación y compensación programados en el área Norte para el periodo 2009-2018.


AT: Autotransformador T.:Transformador

Capacidad Relación de Fecha de MVA transformación entrada

Moctezuma Banco 3 3 AT 100 230 /115 Abr-10Jerónimo Ortiz Banco 3 Ampliación 1 AT 100 400 /230 Dic-11Mesteñas Banco 1 Ampliación 1 AT 33 230 /115 Dic-11Vicente Guerrero II Banco 1 4 AT 133 230 /115 Mar-12Campo 28.5 Banco 1 4 AT 300 230 /115 May-13Valle de Juárez Banco 4 4 AT 400 230 /115 Jun-13Chihuahua Norte Banco 5 4 AT 400 230 /115 Jun-13Torreón Sur Banco 5 3 T 375 400 /115 Jul-14Quevedo Banco 2 3 AT 100 230 /115 Jun-17Canatlán II Banco 3 4 AT 133 230 /115 Nov-18Total 2,075


Tensión Núm. de Longitud Fecha de kV circuitos km-c entrada

La Trinidad-Jerónimo Ortiz 230 2 77.0 Jul-09Campo 28. 5-Cuauhtémoc II 230 1 19.0 May-13Encino II-Campo 28.5 230 1 125.0 May-13Samalayuca Sur-Paso del Norte 230 2 70.0 Jun-14Torreón Sur-Andalucía 400 2 25.0 Oct-16Cuauhtémoc II-Quevedo 230 1 230.0 Jun-17Total 546.0


4-36

Cuadro 4.6

Las obras de redes asociadas a las centrales programadas en el corto y mediano plazos se describen a continuación.

Manitoba MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-09Creel MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-10Galeana MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-11Janos MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-11Laguna del Rey MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-11Palomas MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-11Camargo II MVAr Capacitor 115 45.0 May-11Francisco Villa MVAr Capacitor 115 45.0 May-11Quevedo MVAr Capacitor 115 15.0 May-11Aeropuerto MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-11San Buenaventura MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-11Nicolás Bravo MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-12Los Altares MVAr Capacitor 115 7.5 Nov-12Chihuahua Pta. MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-14Santiago II MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14Divisadero MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-14División del Norte MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-15Namiquipa MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-15Sombrerete MVAr Capacitor 115 7.5 Nov-15Vicente Guerrero MVAr Capacitor 115 15.0 Nov-16Boquilla MVAr Capacitor 115 15.0 May-17Industrial MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-17Paso del Norte MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-17Patria MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-17Terranova MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-17Carolinas MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-18Total 450.0


kVCapacidad

MVArFecha de entrada

4-37

4.4.5.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte (La Trinidad) Esta planta entrará en operación en enero de 2010 en el sitio La Trinidad en Durango, con 466 MW de capacidad de generación. Atenderá principalmente necesidades de energía de la zona Durango. La red eléctrica asociada consiste en entroncar la línea Lerdo-Durango II además de una línea en circuito sencillo a la SE Jerónimo Ortiz en el nivel de 230 kV. La figura 4.14 muestra la red eléctrica asociada a esta central, la cual se ubica a 22 km al noreste de la SE Durango II.

Red asociada a la central de ciclo combinado Norte (La Trinidad)

Figura 4.14

(Área Noroeste)

Durango II

JerónimoOrtiz

A CT Mazatlán IIA Fresnillo Pot

+150MVAr- 50MVAr

75MVAr

75MVAr

La TrinidadNorte

466MW

Canatlán II

A Lerdo

A Torreón Sur

(Área Occidental)(Área Noroeste)

Durango II

JerónimoOrtiz

A CT Mazatlán IIA Fresnillo Pot

+150MVAr- 50MVAr

75MVAr

75MVAr

La TrinidadNorte

466MW

Canatlán II

A Lerdo

A Torreón Sur

(Área Occidental)

4-38

4.4.5.3 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua) Esta planta entraría en operación en abril de 2012 en el sitio El Encino II en Chihuahua, con 459 MW de capacidad de generación. Atenderá necesidades de energía del área suministrando directamente a las zonas Chihuahua, Cuauhtémoc y Camargo-Delicias. Su red eléctrica consiste principalmente en la construcción de la nueva SE El Encino II y su interconexión con las líneas Chihuahua Norte-Francisco Villa y Ávalos-Francisco Villa en el nivel de 230 kV. La figura 4.15 muestra la red asociada a este proyecto de generación que se ubica en las inmediaciones del actual sitio El Encino.

Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua)

Figura 4.15

A HérculesPotencia

A HérculesPotencia

(operación en 230kV)

Divisi ó n del Norte

Chihuahua Norte

Á valosChuvíscar

El EncinoNorte II459MW

El Encino II

A Moctezuma

del Norte

Chihuahua Norte

A Cuauhtémoc II

A Francisco Villa

Á valos

100MVAr

íscar

El EncinoNorte II459MW

El Encino II

A Moctezuma

4-39

4.4.5.4 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez) Esta planta entrará en operación en abril de 2014 en el sitio Samalayuca Sur en Cd. Juárez, Chihuahua, con 690 MW de capacidad de generación. Atenderá necesidades de energía de las zonas Juárez, Moctezuma-V. Ahumada y Casas Grandes-Janos, además de intercambios de energía en algunos puntos de operación con el área Noroeste. La red eléctrica consiste únicamente en dos alimentadores en la subestación Samalayuca Sur en 230 kV para su interconexión con la nueva central. La figura 4.16 muestra la red asociada a este proyecto de generación que se ubica en las inmediaciones del actual sitio Samalayuca.

Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez)

Figura 4.16

A Moctezuma

Paso del Norte

Reforma

Valle de Juárez

Terranova

Samalayuca

Samalayuca Sur

Norte III

690 MW

4-40

4.4.6 Área Noreste El Área de Control Noreste (ACNE) comprende los estados de Nuevo León, Tamaulipas, gran parte de Coahuila y una pequeña porción de San Luis Potosí. Se mantiene enlazado con tres áreas del resto del SIN, mediante líneas de transmisión en 400 kV y 230 kV, al poniente con la Norte, al suroeste con la Occidental y al sur con la Oriental. Tiene un enlace de interconexión en 230 kV, cuatro en 138 kV y uno en 69 kV con el Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) a lo largo de la frontera con los Estados Unidos de América. Tres de los enlaces son del tipo asíncrono, unidos a través de los dispositivos Back to Back (BtB) Light, Variable Frequency Transformer (VFT) y BtB convencional, de 36 MW, 100 MW y 150 MW de capacidad respectivamente. A su vez, esta área se halla integrada por las regiones Noreste y Huasteca, enlazadas a través de un doble circuito en 400 kV de 400 km de longitud; la primera es predominantemente importadora y la segunda exportadora. La red troncal cuenta con líneas de transmisión de 400 kV y 230 kV y transformación de relación 400/230 kV, 400/138 kV, 400/115 kV, 230/138 kV y 230 /115 kV. El principal punto de consumo se concentra en la Zona Metropolitana de Monterrey (ZMM), alimentada a través de un anillo de 400 kV y siete enlaces en 400 kV, que permiten recibir energía de las plantas generadoras carboeléctricas ubicadas en la zona Piedras Negras, de las termoeléctricas convencionales y de ciclo combinado situadas en las zonas Reynosa, Matamoros y Región Huasteca, así como parte de los excedentes del área Occidental. Asimismo sobresale por su magnitud también la zona Reynosa que ha registrado demanda con una alta tasa de crecimiento anual promedio de 8.0% en los últimos cinco años. El suministro de la energía proviene de las centrales generadoras de Río Bravo, II, III y IV, por medio de la red de 400 kV y 230 kV, y tiene enlaces con las zonas Monterrey, Matamoros y Nuevo Laredo. En el corto plazo se prevé la saturación de algunos bancos de transformación de 230/138 kV. La zona Saltillo ha tenido un incremento medio anual en la demanda de aproximadamente 4.0% en los últimos cinco años. Sin embargo, de acuerdo al más reciente estudio de mercado se prevé un crecimiento acelerado en la parte poniente de la misma. De presentarse este escenario se anticipa que la transformación 400/115 kV existente alcanzaría su carga máxima y habría un abatimiento del voltaje en los nodos radiales. Respecto a las zonas Valles, Río Verde y Mante se estima un crecimiento medio anual de 6.0%, 5.8% y 5.1% respectivamente en los próximos 10 años. Con este escenario, en el corto plazo podría presentarse la saturación del banco de transformación 400/115 kV ubicado en la subestación Anáhuac potencia. Referente a la zona Monclova, el crecimiento medio anual previsto en el mediano plazo es de 7.0%, definido principalmente por un fuerte aumento de la demanda de la empresa Altos Hornos de México. Con estas tendencias, la transformación 400/230 kV y 230/115 kV alcanzaría el valor máximo en el corto plazo. Relativo a la zona Piedras Negras, el pronóstico de crecimiento medio anual en el mediano plazo es de 4.3%, el cual provocará en los próximos cinco años la congestión de las líneas de transmisión que enlazan las ciudades de Piedras Negras y Acuña. Finalmente, en el mediano plazo y como producto del aumento esperado en la demanda del área, la transformación 400/115 kV alcanzaría el limite máximo en las zonas Victoria, Tampico

4-41

y en la ZMM, también en el enlace en 400 kV con la región Huasteca, así como en el enlace en 400 kV y 230 kV entre las zonas Piedras Negras y Nuevo Laredo. 4.4.6.1 Obras principales Respecto a las necesidades de compensación en la zona Monterrey, provocadas por el crecimiento esperado de la demanda industrial, residencial y comercial, y al retiro de la CT Monterrey, se ha programado la instalación de varios bancos de compensación capacitiva en el nivel de tensión de 115 kV en diferentes subestaciones de la zona, con un monto de 202.5 MVAr en 2011. El proyecto Guerreño banco 1 tiene la función de atender la demanda de la zona Reynosa y evitar la saturación de algunos elementos de la red eléctrica, en especial la transformación existente en las subestaciones Río Bravo y Aeropuerto. La entrada en operación está prevista para 2011 con un banco de transformación de 400/138 kV y 375 MVA de capacidad. Debido al gran desarrollo económico de la zona metropolitana de Monterrey en combinación con el retiro de generación, los bancos de transformación de la subestación Monterrey potencia han incrementado su carga, al grado de esperarse la saturación en el corto plazo. El proyecto Las Glorias banco 1, que incluye la construcción en 2011 de una subestación al noreste de la ciudad, mediante un banco de transformación de 400/115 kV y 375 MVA de capacidad, aliviará esta situación. Asimismo, se programa para 2011 el proyecto Regiomontano banco 1, que consiste en la construcción de una SE de 375 MVA de capacidad y relación 400/115 kV en la parte sureste del área metropolitana, que evitará la saturación de la transformación en la SE Huinalá. Al poniente de la zona Saltillo se espera un fuerte crecimiento de carga en el parque industrial de Derramadero. De concretarse este aumento, se requiere la construcción y entrada en operación en 2011 del proyecto de transformación Derramadero banco 1 con relación 400/115 kV y 375 MVA de capacidad, el cual permitirá aliviar la saturación de la transformación existente y contar con otra inyección robusta de potencia que mejorará de manera relevante el nivel de confiabilidad en esta parte de la red. Otro proyecto relevante es Anáhuac potencia banco 2, que consta principalmente de la instalación de un segundo banco de transformación de 225 MVA de capacidad y relación 400/115, programado para 2012. Tendrá la función de resolver el problema de saturación del banco actual por efecto del crecimiento de la demanda en las zonas Valles, Río Verde y Mante. En respuesta al fuerte crecimiento esperado en los próximos años de la demanda de la industria acerera en la zona Monclova, así como del propio desarrollo normal, se ha programado para 2010 la construcción de la línea de transmisión en 400 kV de la subestación Frontera a AHMSA, y en 2013 la instalación de un segundo banco de transformación de relación 230/115 kV y 100 MVA de capacidad en la subestación Monclova, para evitar alcanzar el valor máximo de carga en los bancos existentes. Un proyecto también importante es el enfocado al fortalecimiento de las líneas de transmisión en 138 kV entre las ciudades Acuña y Piedras Negras, a través del tendido del segundo circuito entre las subestaciones Acuña II y Piedras Negras potencia. Después del corto plazo, destacan los proyectos que resolverán problemas de saturación de la transformación y la transmisión, tales como San Jerónimo banco 2, Escobedo banco 4, Tecnológico banco 2, Champayán-Güémez 400 kV y Güémez-Regiomontano 400 kV.

4-42

En el cuadro 4.7 se muestran las principales obras de transmisión, transformación y compensación programadas en el área Noreste para 2009–2018.


AT.: Autotransformador T. Transformador

Cuadro 4.7

Frontera-AHMSA 400 1 8.0 Ene-10Las Glorias-Huinalá 400 1 7.4 Mar-11Las Glorias entronque Villa de García-Aeropuerto 400 2 31.8 Mar-11Regiomontano entronque Huinalá-Lajas 400 2 26.8 May-11Piedras Negras Potencia-Acuña Dos (Tendido del segundo circuito) 230 2 172.0 Jul-13Champayan-Güémez (Tendido del primer circuito) 400 2 193.0 May-14Güémez-Regiomontano (Tendido del primer circuito) 400 2 220.0 May-14Arroyo del Coyote-Carbón Dos (Tendido del segundo circuito) 400 2 179.1 Jul-14Huinalá-Tecnológico (Tendido del primer circuito) 400 2 35.0 Ago-14Escobedo-CC Noreste (Escobedo) 400 2 7.0 Oct-14Río Sabinas-Lampazos (Tendido del primer circuito) 400 2 105.0 0ct-17Total 985.1

Tensión kV

Núm. de circuitos

Longitud km-c

Fecha de entrada


Las Glorias Banco 1 SF6 4 T 500 400 /115 Mar-11Guerreño Banco 1 4 T 500 400 /138 May-11Derramadero Banco1 4 T 500 400 /115 May-11Regiomontano Banco 1 4 T 500 400 /115 May-11Anáhuac Potencia Banco 2 3 T 225 400 /115 May-12Monclova Banco 4 3 AT 100 230 /115 Jun-13San Jerónimo Banco 2 3 T 375 400 /115 May-15Tamos Banco 2 3 T 225 400 /115 Abr-16Escobedo Banco 4 3 T 375 400 /115 May-16Tecnológico Banco 2 3 T 375 400 /115 May-17Güémez Banco 2 3 T 225 400 /115 May-17Total 3,900

Capacidad MVA


Fecha de entrada


Capacidad

MVAr Cumbres MVAr Capacitor 138 18.0 Ago-10Allende MVAr Capacitor 115 7.5 May-11Cerralvo MVAr Capacitor 115 7.5 May-11Villa de Santiago MVAr Capacitor 115 7.5 May-11Escobedo MVAr Capacitor 115 45.0 May-11Fundidora MVAr Capacitor 115 45.0 May-11Universidad MVAr Capacitor 115 45.0 May-11Santo Domingo MVAr Capacitor 115 45.0 May-11Derramadero MVAr Reactor 400 75.0 May-11Saltillo MVAr Capacitor 115 45.0 May-11Álamo MVAr Capacitor 115 15.0 May-11Alpes MVAr Capacitor 115 15.0 May-11Santander MVAr Capacitor 115 15.0 May-11Libertad MVAr Capacitor 115 15.0 May-11Jiménez MVAr Capacitor 115 7.5 May-11Tancol MVAr Capacitor 115 15.0 Abr-12Acero MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-13Granjas MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-13Regiomontano MVAr Reactor 400 100.0 May-14Champayán MVAr Reactor 400 62.0 May-14Arroyo del Coyote MVAr Reactor 400 62.0 Jul-14San Fernando MVAr Capacitor 115 7.5 May-17Total 714.5


kVFecha de entrada

4-43

4.4.6.2 Red de transmisión asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Tecalco)

La planta se localizará en el sitio Tecalco en el estado de Hidalgo, aproximadamente 20 km al suroeste de la subestación Tamazunchale, sobre la vertiente del río Moctezuma, aguas abajo de la CH Zimapán. Está programada para entrar en operación en abril de 2013, con una capacidad de 12 MW. El objetivo de la red es transmitir hacia los centros de consumo la energía generada por la central, y así garantizar la confiabilidad y calidad en el suministro. La red asociada considera la construcción de aproximadamente 21 km-c de línea de transmisión en 115 kV, de la subestación Tamazunchale a la planta de generación Tecalco, tendida sobre torres de acero de doble circuito, tendido del primero y conductor calibre 477 ACSR. Adicionalmente la instalación de tres alimentadores de 115 kV, dos en la subestación Tamazunchale y uno en la de Tecalco. La figura 4.17 muestra el detalle de la red.

Red de transmisión asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Tecalco)

Valles

A Museo

TamazunchaleA Valle Alto

Xilitla

Santos

Huichihuayan

C.H. Tecalco

12.0 MW

21 - 477

A Cementos Mexicanos

A Anáhuac Pot.

Figura 4.17

4-44

4.4.6.3 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste (Escobedo)

La planta se ubicará en el municipio General Escobedo del estado de Nuevo León, aproximadamente a un kilómetro de distancia de la subestación Escobedo de la ZMM. Tendrá una capacidad de 517 MW y entrará en operación en abril de 2015. La red eléctrica asociada transmitirá la energía generada por la central hacia los usuarios de la zona mencionada, y con esto se incrementará la calidad y confiabilidad del servicio. Considera la construcción de siete km-c de línea de transmisión de 400 kV, entre la subestación Escobedo y la central generadora, la instalación de siete alimentadores en 400 kV y ocho en 115 KV en las subestaciones Escobedo, Huinalá y San Nicolás. La figura 4.18 muestra esta red.

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste (Escobedo)

Figura 4.18

A Aeropuerto

A Güémez

Lajas

Huinalá

TecnológicoPlaza

San Jerónimo Pot.

Villa de García

A Ramos Arizpe

A Frontera

A Lampazos

Escobedo

Hylsa

Monterrey

Las Glorias

Regiomontano

Sn. Nicolás

3.5 KM - 1113

A Aeropuerto

SitioEscobedo

517 MW(2015)

4-45

4.4.7 Área Baja California El Área de Control Baja California (ACBC) administra el despacho de energía en los estados de Baja California, Baja California Sur y una parte pequeña de Sonora que incluye diversas poblaciones entre las cuales destaca San Luis Río Colorado. El sistema del ACBC opera permanentemente interconectado con el de San Diego Gas & Electric (SDG&E) e Imperial Irrigation District (IID), por medio de dos enlaces en 230 kV, uno entre las subestaciones La Rosita (CFE)-Imperial Valley en el valle de Mexicali y otro entre las Tijuana I (CFE)-Miguel en la ciudad de Tijuana. Estos enlaces le permiten al ACBC llevar a cabo transacciones de compra-venta de energía eléctrica en el mercado del oeste de EUA. El área se divide en dos regiones: Costa y Valle. La primera está compuesta por las zonas Tijuana, Tecate y Ensenada, y la segunda por Mexicali y San Luis Río Colorado. Ambas operan interconectadas en el nivel de 230 kV a través de dos circuitos entre las subestaciones La Rosita y La Herradura, que forman el enlace Costa-Valle. Estas regiones son diferentes entre sí por las variaciones estacionales en la carga, derivadas de las temperaturas extremas durante el verano en la región Valle. La generación instalada a diciembre del 2007 alcanzó 2,342 MW. Los principales centros de generación son la central Presidente Juárez con 1,070 MW, la geotermoeléctrica de Cerro Prieto con 720 MW y el ciclo combinado Mexicali con 489 MW. Por su ubicación geográfica, es un área estratégica de desarrollo para empresas maquiladoras en alta y media tensión, con grandes expectativas de crecimiento, principalmente por la creciente demanda para diversos desarrollos habitacionales especialmente en el corredor Tijuana-Tecate y hacia el sur de la ciudad de Mexicali. En la zona Tijuana predomina el suministro de la carga residencial e industrial y la demanda se sostiene durante el año, sin variaciones importantes en sus distintas estaciones. La dificultad para adicionar nuevos elementos de transmisión dentro de la ciudad de Tijuana, por lo accidentado del terreno, la densidad de carga y la creciente demanda, plantea la necesidad de planificar un sistema robusto en la subtransmisión 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. El periodo de punta es a las 21:00 horas, con una demanda muy constante la mayor parte del año. Suministra a diversas poblaciones rurales dispersas que se ubican al sur de Ensenada, situación que ante contingencia sencilla presenta bajos voltajes, principalmente en las subestaciones de San Felipe, San Simón y San Quintín, lo que hace necesaria la adición de compensación capacitiva. En la región Valle, el clima afecta considerablemente el comportamiento de la demanda debido a las variaciones de la temperatura extremosa de acuerdo a las estaciones del año, lo cual incide en el consumo de electricidad. 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 drásticamente a 40% de la máxima. Por sus características de conectividad, el oriente de la ciudad de Mexicali presenta bajos voltajes ante contingencia sencilla. La zona San Luis Río Colorado se alimenta radialmente desde Mexicali, y ante diversas contingencias existe la posibilidad de operar con bajos 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 el nivel de 230 kV.

4-46

4.4.7.1 Obras principales Se adiciona un compensador estático de VAr en la SE Tecnológico, de 200 MVAr de capacidad, del tipo capacitores operados por tiristores en el nivel de 230 kV, mediante el cual se incorporan bloques de compensación capacitiva hasta llegar a 200 MVAr de acuerdo a los requerimientos de reactivos en la zona Mexicali. Con esta compensación se eliminan los problemas de bajo voltaje en las diversas subestaciones ubicadas al centro y oriente de la ciudad de Mexicali. Esta obra es necesaria adicionalmente para cumplir con el margen de reserva reactiva de 150 MVAr acordado con el WECC. La obra Ruiz Cortines entronque Cerro Prieto I-Parque Industrial San Luis formará un anillo en 161 kV entre las subestaciones Parque industrial San Luis, Ruiz Cortines e Hidalgo, permitiendo una operación confiable y segura para atender los requerimientos de energía en la ciudad de San Luis Río Colorado. La LT Cerro Prieto II-Parque Industrial San Luis en 230 kV permite evitar corte de carga ante contingencia sencilla de los enlaces entre Mexicali y San Luis Río Colorado. El enlace de transmisión Mexicali II-Tecnológico inicia la formación de un anillo interno en 230 kV que refuerza el suministro de las subestaciones Centro, Cetys, Tecnológico y Aeropuerto. Con el cambio de tensión de operación de 69 kV a 115 kV de la parte sur y poniente de la ciudad de Tijuana, se incrementa la capacidad de transmisión y permite atender en el mediano plazo las regiones indicadas, formando un anillo externo en 115 kV entre las subestaciones Presidente Juárez, Metrópoli potencia, Tijuana I y La Herradura. Se han incorporado 270 MVAr de compensación capacitiva en la zona Tijuana y Tecate durante el periodo de planificación, en forma local, en las subestaciones Metrópoli potencia, El Rubí, Tijuana I, La Herradura en 115 kV. El cambio de tensión a 115 kV garantiza el cumplimiento de los criterios de confiabilidad y seguridad para el suministro de la zona. Para el abastecimiento a las poblaciones al sur de la ciudad de Ensenada, se ha programado la adición de transformación en la SE Cañón, 100 MVA, 230/115 kV, alimentado a través de la LT Ciprés-Cañón en 230 kV, así como la adición de compensación en las subestaciones San Felipe, Cañón y San Quintín. Se considera la interconexión de Baja California al SIN, incrementando la flexibilidad, confiabilidad y seguridad de esta área. Adicionalmente se compartirá reserva operativa con el SIN además de integrar y aprovechar eficientemente los recursos de generación al intercambiar grandes bloques de energía entre ambos sistemas eléctricos. En el cuadro 4.8 se presentan las obras principales programadas en el período 2009-2018.

4-47

Principales obras programadas 1 2009-2018

AT: Autotransformador T: Transformador EA: Estación Asíncrona.

Ind. Inductivo Cap. Capacitivo. 1 No considera la red asociada a la interconexión SIN-Baja California

Cuadro 4.8

Xochimilco Banco 2 1 T 50 230 /13.8 Jul-09Centenario Banco 1 1 T 40 230 /13.8 Mar-10Chapultepec Banco 2 1 T 50 230 /34.5 Jun-10Valle de Puebla Banco 1 1 T 40 230 /13.8 Abr-11Metrópoli Potencia Banco 2 4 AT 300 230 /115 Ene-12Cucapáh 1 EA 300 230 /230 Abr-13Tijuana I Banco 4 4 AT 300 230 /115 Ene-14Parque Industrial San Luis Banco 4 1 T 50 230 /34.5 Abr-15Centenario Banco 2 1 T 40 230 /13.8 Abr-16Cañón Banco 1 4 AT 133 230 /115 Jun-16Wisteria Banco 2 1 T 40 230 /13.8 Abr-18Total 1,343

Subestación Cantidad EquipoCapacidad

MVARelación de

transformaciónFecha de entrada

Cerro Prieto II-Parque Industrial San Luis 230 2 54.0 Abr-11La Jovita entronque Presidente Juárez-Ciprés 230 2 22.0 Oct-12La Jovita entronque Presidente Juárez-Lomas 230 2 22.0 Oct-12Cucapáh-Cerro Prieto III 230 2 20.0 Abr-13Mexicali I-Tecnológico 230 2 11.0 Jun-13La Jovita-La Herradura 400 2 80.0 Oct-15Ciprés-Cañón 230 2 84.0 Jun-16Total 239.0



Longitud km-c

Fecha de entrada

San Felipe MVAr Capacitor 115 7.5 Abr-09CEV Tecnológico MVAr Compensador estático de VAr 230 0.0/200.0 Ind./Cap. May-10Ciprés MVAr Capacitor 115 15.0 May-10Panamericana Fraccionamiento MVAr Capacitor 115 22.5 Mar-11Ruiz Cortines MVAr Capacitor 161 31.5 Abr-11Tijuana I MVAr Capacitor 115 30.0 Mar-12La Herradura MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-12Metrópoli Potencia MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-12Cañón MVAr Capacitor 115 15.0 Abr-13Cachanilla MVAr Capacitor 161 21.0 Jun-13San Quintín MVAr Capacitor 115 7.5 Oct-13Tecate II MVAr Capacitor 115 15.0 Ene-14La Mesa MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14Lago MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14Total 455.0

Tensión kV

Capacidad MVArFecha de entrada


4-48

4.4.7.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Baja California Este proyecto de generación con 277 MW de capacidad entrará en servicio en marzo de 2009 y estará ubicado dentro del predio de la central Presidente Juárez, al sur de la ciudad de Tijuana en Rosarito, Baja California. Tiene como objetivo atender las necesidades de energía de las zonas Tijuana y Ensenada. Las principales obras de transmisión asociadas al mismo consisten en el tendido del segundo circuito de 8.2 km en 230 kV entre las subestaciones Metrópoli potencia y Tijuana I, con dos conductores por fase 1113 ACSS. Adicionalmente se requiere la sustitución de nueve interruptores en 230 kV y la adición de dos alimentadores en 230 kV en las subestaciones Tijuana I y Metrópoli potencia. La figura 4.19 muestra el detalle de esta red.

Red asociada a la central de ciclo combinado Baja California

El Rubí

2 x 248 MW

CT Presidente

2 x 160 MW

2 x 30 MW

Juárez CC Baja California277 MW

CC Rosarito

Tijuana I

PanamericanaPotencia Metrópoli Potencia

Toyota

La Herradura

1 x 150 MW

Miguel(EUA)

CiprésLomas

Sustitución de 6 alimentadoresen 230 kV, (Incluye sustituciónde 5 interruptores de amarre)

Sustitución de 3 interruptoresen 230 kV, y adición de 1alimentador en 230 kV paraLT Metrópoli Potencia

1 alimentador en 230 kVpara LT Tijuana I1

La RositaRumorosa

Imperial Valley(EUA)

Figura 4.19

4-49

4.4.7.3 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III Esta planta con 280 MW se ubicará en el predio denominado La Jovita, al norte de la ciudad de Ensenada en Baja California; se interconectará a la red eléctrica del área de control Baja California en abril de 2013. El propósito de la central es atender localmente las necesidades de energía eléctrica de la zona Ensenada. El proyecto se conectará al sistema con líneas de transmisión en el nivel de 230 kV a través de dos dobles circuitos de 11 km denominados La Jovita entronque Presidente Juárez-Ciprés y La Jovita entronque Presidente Juárez-Lomas, incorporando al sistema eléctrico 44 km-c. La figura 4.20 muestra el detalle de esta red.

Red asociada a la central de ciclo combinado Baja California III

Baja California III

Miguel(EUA)

Imperial Valley(EUA)

Conv TG/CC

280 MW

CiprésLomas

3 x 42 MWTG Baja California II

El Rubí

2 x 248 MW

CT Presidente

2 x 160 MW2 x 30 MW

Juárez

CC Baja California277 MW

Tijuana I

PanamericanaPotencia Metrópoli

Potencia

Toyota

La Rosita

Rumorosa

La Herradura

150MW93 MW

Figura 4.20

4-50

4.4.8 Área 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. El área está formada por un sistema interconectado que se divide en tres zonas eléctricas: Constitución, La Paz y Los Cabos. Adicionalmente, existen dos regiones eléctricas (Guerrero Negro y Santa Rosalía) que operan aisladas entre sí y del resto del sistema; se ubican al norte del estado. Este sistema ha presentado un aumento extraordinario de la demanda en los últimos años, muy por encima de la media nacional. La capacidad de generación instalada a diciembre de 2007 en el área fue de 514 MW, de los cuales 296 MW pertenecieron al tipo combustión interna, 160 MW al turbogás y 58 MW al tipo turbogás móvil. La zona Constitución ubicada al norte del área tiene una capacidad instalada de 134 MW de los cuales 104 MW son de generación base. En 2007, presentó una demanda máxima de 44 MW por lo que la generación restante se exporta a la zona La Paz, a través de dos líneas de transmisión de 195 km de longitud en 115 kV y calibre 477 ACSR. El límite de transmisión entre Constitución y La Paz es de 75 MW. Se requiere incrementar ese límite entre estas zonas para enviar los excedentes de generación base disponible en diversas condiciones de operación. Para ello se está construyendo una subestación de transferencia en las cercanías del poblado Las Pocitas, con el fin de incrementar el límite de transferencia entre ambas zonas y permitir el aprovechamiento de toda la generación instalada en el norte de la zona Constitución. La zona La Paz tiene una capacidad instalada de 235 MW, de los cuales 192 MW son de generación base. En 2007 presentó una demanda máxima de 114 MW. Se interconecta con la zona Los Cabos a través de los enlaces Olas Altas-El Palmar en 230 kV y El Triunfo-Santiago en 115 kV. La zona Los Cabos tiene una capacidad instalada de 95 MW de tipo turbogás fija y móvil y presentó en 2007 una demanda máxima de 128 MW. Ha mostrado en los últimos años un desarrollo turístico extraordinario y se pronostican altas tasas de crecimiento. El límite máximo de transferencia entre la zona La Paz y Los Cabos es de 130 MW. La contingencia más severa es la pérdida del enlace Olas Altas-El Palmar en 230 kV. En estado estable puede transmitir hasta 170 MW, con voltajes en su mínimo operativo en la zona Los Cabos, lo cual indica la necesidad de una compensación dinámica para el soporte de reactivos de modo local, mejorando la calidad del voltaje de la zona turística de Cabo San Lucas y San José del Cabo. El elevado crecimiento de la zona y la restricción para instalar localmente generación base en la zona Los Cabos, ha ocasionado la transferencia de generación desde la zona La Paz. Por lo anterior, se han programado obras que permitan el suministro a Los Cabos, y así lograr una operación confiable y segura. Adicionalmente, al dejar de despachar generación turbogás costosa en la zona Los Cabos, se reducen los costos de operación.

4-51

4.4.8.1 Obras principales Con la entrada en operación de la SE Las Pilas (Las Pocitas) se logra incrementar el límite de transmisión entre las zonas Constitución y La Paz, permitiendo la transmisión de generación base instalada en la Central Puerto San Carlos, con lo que se incrementa la seguridad, flexibilidad y confiabilidad en el área. La compensación dinámica de la SE El Palmar es necesaria para llevar a cabo el suministro de la zona Los Cabos desde La Paz, reduciendo considerablemente los costos de operación al permitir desplazar generación turbogás y así eliminar el impacto ambiental en las cercanías de los complejos turísticos de Los Cabos. Se ha programado la adición de 100 MVA de transformación 230/115 kV en la SE Central Diésel Los Cabos, que en conjunto con la LT Central Diésel Los Cabos entq. Olas Altas-El Palmar, permitirá satisfacer los incrementos en la demanda de la zona. Se tiene considerado incorporar por la costa del Océano Pacífico un enlace de transmisión en 230 kV entre las subestaciones Todos Santos-Central Diésel Los Cabos para transmitir generación programada, la cual se pretende ubicar al norte del poblado de Todos Santos, incrementando la confiabilidad y permitiendo otro punto de suministro a la zona. Se han incorporado 68 MVAr de compensación capacitiva en forma local en el área y 200 MVAr mediante un compensador estático de VAr en la SE El Palmar. Ver cuadro 4.9.

Principales obras programadas

2009-2018



Cuadro 4.9

C. D. Los Cabos Banco 1 4 AT 133 230 /115 Jun-12Total 133

Capacidad MVA


Fecha de entrada


C. D. Los Cabos Entronque Olas Altas-El Palmar 230 2 40.0 Jun-12El Palmar entronque C. D. Los Cabos-Olas Altas 230 2 2.0 Oct-14Todos Santos-C. D. Los Cabos 230 2 120.0 Oct-15Total 162.0

Núm. de circuitos

Longitud km-c

Fecha de entrada


kV

CEV El Palmar MVAr Compensador estático de VAr 230 50.0/150.0 Ind./Cap. Mar-10Palmilla MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-13San José del Cabo MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14El Palmar MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-15Bledales MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-16Villa Constitución MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-16Total 267.5

Tensión kV

Capacidad MVArFecha de entrada

Subestación Equipo

4-52

4.4.9 Área Peninsular La conforman los estados de Campeche, Quintana Roo y Yucatán. La red de transmisión troncal eléctrica opera en el nivel de tensión de 230 kV y 115 kV, con algunas líneas aisladas en 400 kV. La demanda máxima del área en 2008 fue de 1,375 MW. La tasa de incremento en los últimos tres años es de 5.9 % y se estima un crecimiento medio anual de 5.4 % para los próximos diez años, lo que representaría en 2018 una carga de 2,287 MW. La capacidad de generación instalada a diciembre de 2007 fue de 2,269 MW, de los cuales 55% corresponden a centrales de ciclo combinado bajo el esquema de productor independiente de energía. No obstante que en 2008 se tuvo capacidad suficiente para atender la demanda, se estima para el corto plazo que ante condiciones de indisponibilidad de una unidad de ciclo combinado por suministro de gas, mala calidad del mismo o por falla de la unidad, podrían presentarse desbalances generación-carga. Ante ello, los enlaces de transmisión actuales con el área Oriental operando en 230 kV no tendrán la capacidad suficiente para importar grandes bloques de potencia activa y presentarían problemas de bajo voltaje por no disponer de fuentes suficientes de potencia reactiva local. Esta situación se agravaría para el sistema con el retiro programado de la central termoeléctrica Lerma al reducir la capacidad de generación instalada así como el margen de potencia reactiva y por tanto su capacidad de transmisión con el área Oriental. Para evitar esta problemática, se incrementará la capacidad de transmisión con la conversión de la red de transmisión troncal de 230 kV a 400 kV. 4.4.9.1 Obras principales El proyecto Sabancuy II-Concordia consiste en un corredor en doble circuito aislado en 230 kV con operación inicial en 115 kV, el cual servirá como fuente de suministro a la isla de Ciudad del Carmen, Campeche. Esta obra reemplazará la infraestructura actual que presenta fuertes condiciones de deterioro por corrosión debido al medio ambiente salino de la zona. Su entrada en operación se estima para noviembre de 2009. La operación en 400 kV de las líneas de transmisión Tabasco-Escárcega-Ticul II aumentará capacidad y confiabilidad para el suministro de energía con la conversión de tensión del enlace actual de 230 kV a 400 kV. El proyecto incluye 177 km-c, así como la instalación de dos bancos con 875 MVA de capacidad total incluyendo reserva y relación de transformación 400/230 kV en la SE Ticul II. Además se instalará en la SE Escárcega un compensador estático de VAr en 400 kV con una capacidad de +/-300 MVAr. Se estima su entrada en operación para septiembre de 2010. La subestación Edzna banco 1 de relación 230/115 kV y su red asociada, servirá como principal fuente de suministro eléctrico en la zona Campeche, ante el retiro total o parcial de las unidades de la central termoeléctrica Lerma. Se estima su fecha de entrada en operación para marzo de 2011. Con el propósito de incrementar la capacidad y confiabilidad en la transmisión para el suministro de energía a las zonas Cancún y Riviera Maya, se ha definido el proyecto

4-53

SE Riviera Maya el cual incluye el cambio en la operación de 230 kV a 400 kV de las líneas de transmisión Nizuc-Valladolid-Playa del Carmen. Estas zonas presentan las mayores tasas de crecimiento anual a nivel país. Incluye como obras la SE Riviera Maya de 1000 MVA de capacidad total en dos bancos de transformación, uno 400/230 kV y otro 400/115 kV, así como 500 MVA en la SE Valladolid (considerando reserva en ambos puntos) y red asociada para operar los enlaces en 400 kV. Se estima su entrada en operación para marzo de 2013. También se tiene previsto instalar bancos de capacitores en alta tensión en diferentes puntos del área. El proyecto Xpujil-Xul-Ha consiste en una línea de 230 kV, la cual servirá para proporcionar un mejor suministro de energía a la zona Chetumal. Su entrada en operación se estima para junio de 2014. Hacia el mediano plazo, se visualizan proyectos de refuerzo en la red de transmisión hacia la zona Tulum por lo que se ha programado la SE Chemuyil 230/115 kV y su red asociada para 2015, así como refuerzos en la transformación de la misma relación para el estado de Campeche con la SE Sabancuy II en 2015. En el cuadro 4.10 se muestran los principales refuerzos de transmisión, transformación y compensación programados en el área Peninsular para 2009-2018.

4-54


AT: Autotransformador T. Transformador

Ind: Inductivo Cap: Capacitivo

Cuadro 4.10

Ticul II Bancos 2 y 3 7 AT 875 400 /230 Sep-10Edzna Banco 1 4 AT 300 230 /115 Mar-11Riviera Maya Banco 1 4 AT 500 400 /230 Mar-13Valladolid Banco 2 4 AT 500 400 /230 Mar-13Riviera Maya Banco 2 4 T 500 400 /115 Mar-13Ticul Banco 2 3 AT 100 230 /115 Jul-13Chemuyil Banco 1 4 AT 300 230 /115 Abr-15Sabancuy II Banco 1 4 AT 300 230 /115 Oct-15Total 3,375


Fecha de entrada

Subestación Cantidad EquipoCapacidad

MVA

Tensión Núm.de Longitud Fecha de kV circuitos km-c entrada

Sabancuy II-Concordia 230 2 87.0 Nov-09Edzna Entronque-Escárcega-Ticul 230 2 30.0 Mar-11Xpujil-Xul Ha 230 2 105.0 Jun-14Chemuyil Entronque-Playa del Carmen-Riviera Maya 230 2 126.0 Abr-15Escárcega Potencia-Sabancuy II 230 2 63.0 Oct-15Total 411.0


CapacidadMVAr

Canek MVAr Capacitor 115 30.0 Ago-09Tizimín MVAr Capacitor 115 6.0 Ago-09Playa del Carmen MVAr Capacitor 115 37.5 Nov-09Nachi-Cocom MVAr Capacitor 115 30.0 Nov-09Norte MVAr Capacitor 115 30.0 Nov-09Kopte MVAr Capacitor 115 15.0 Nov-09Escárcega MVAr Reactor 400 233.3 Jun-10Ticul II MVAr Reactor 400 175.0 Jun-10Escárcega MVAr Compensador estático VAr 400 300/300 Ind./Cap. Sep-10Xul Ha MVAr Reactor 230 24.0 Ene-12Aktunchen MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-12Akumal MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-12Yalku MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-12Valladolid MVAr Reactor 400 175.0 Mar-13Valladolid MVAr Reactor 400 116.6 Mar-13Total 1,517.4

Fecha de entrada


kV

4-55

4.5 Obras e inversiones con financiamiento externo En 1996 se aprobó el primer plan de financiamiento externo para el programa de transmisión cuando CFE convocó 11 paquetes bajo el esquema financiero construir, arrendar y transferir (CAT), denominados serie 200. En agosto de 1997 se presentaron a la SHCP ocho paquetes de la serie 300 modificando a partir de esa fecha y hasta la actualidad la modalidad de financiamiento PIP, los cuales fueron autorizados e iniciaron su licitación en 1998. En agosto de 1998 se enviaron a la SHCP 14 paquetes adicionales denominados serie 400, licitados en 2000 y 2001. En junio de 1999 se remitieron a la SHCP para su autorización cinco paquetes de la serie 500 correspondientes a la cuarta etapa. Los proyectos de las series 200, 300, 400, 500 y 600 ya se encuentran en operación, exceptuando el proyecto SE 503 Oriental (Segunda Fase). En los cuadros 4.11 a 4.19 se muestran las metas de los proyectos actualizados, en construcción o en proceso de actualización. El proyecto SE 503 consiste en una subestación de relación 115/13.8 de 20 MVA de capacidad denominada San Bartolo Coyotepec de la zona Oaxaca. Ver cuadro 4.11

Metas para la serie 500

SE 503 Oriental (Segunda Fase) Dic-09 20 1 Total 20 1

Proyecto MVArkm-c MVAFEO ¹

1/ Fecha de entrada en operación

Cuadro 4.11

En 2001 se integraron los paquetes de la serie 700, en los cuales se empezaron a incluir las redes de transmisión asociadas a centrales eléctricas. Lo anterior con el fin de garantizar que el desarrollo de la red y la central se realizarían de manera coordinada. Resalta por su importancia y magnitud la red asociada a la carboeléctrica El Pacífico, así como la conversión de tensión de 69 kV a 115 kV en la zona Tijuana, considerada en el paquete 706. El cuadro 4.12 presenta las metas correspondientes.



Cuadro 4.12

SLT 702 Sureste-Peninsular (Cuarta Fase) Jul-10 8 30 2SLT 706 Sistemas Norte (Tercera Fase) Ene-14 9 280LT 718 Red de Transmisión Asociada a El Pacífico (Primera Fase) Nov-09 283 375 21LT 718 Red de Transmisión Asociada a El Pacífico (Segunda Fase) Nov-09 969 Total 300 685 992

MVArProyecto km-c MVAFEO ¹

4-56

En junio de 2002 se estructuraron los paquetes de obras serie 800, en los cuales resaltan por su importancia los proyectos de transformación Vicente Guerrero y el refuerzo al anillo de 400 kV de la zona Monterrey en el paquete 803 Noine. En el 805 El Occidente resalta la transformación de las subestaciones Guadalajara Industrial y Niños Héroes en la zona Guadalajara. El 806 Bajío incluye la transformación de la subestación Cañada. El cuadro 4.13 resume los proyectos.



Cuadro 4.13

En el cuadro 4.14 se informa sobre los proyectos de la serie 900 que se autorizaron en el PEF para el ejercicio fiscal de 2004. Resaltan por su importancia las obras de transformación en las subestaciones de Tepic II y Acatlán incluidas en el paquete 901 Pacífico.



Cuadro 4.14

En junio de 2004 se enviaron a la SHCP, a través de la SENER, los paquetes de la serie 1000 que se muestran en el cuadro 4.15. En ella se incluyen las redes asociadas a las centrales eléctricas CC Norte, ubicada en la zona Durango, y la Yesca en el estado de Nayarit. Se consideran también los proyectos de transformación en la subestación Tesistán de la zona Guadalajara en el paquete 1003.

SLT 803 Noine (Segunda Fase) Ene-12 16 133SLT 803 Noine (Tercera Fase) Ago-14 35SE 804 Baja-Sonora Abr-14 90 50SLT 805 El Occidente (Primera Fase) Jun-10 30 360 4SLT 805 El Occidente (Segunda Fase) Jul-12 10 100SLT 805 El Occidente (Tercera Fase) Jun-15 560 4SLT 806 Bajío (Tercera Fase) Abr-10 59 500SE 814 División Jalisco Dic-10 16 20 1 Total 166 1,763 59


SLT 901 Pacífico (Segunda Fase) Sep-12 108 633SLT 901 Pacífico (Tercera Fase) Ago-14 33912 División Oriente (Primera Fase) Jun-09 4 20 144912 División Oriente (Segunda Fase) Sep-09 30914 División Centro Sur (Segunda Fase) Dic-09 80 20 1 Total 225 673 175


4-57



Cuadro 4.15

En junio de 2005 se enviaron para su autorización los paquetes de la serie 1100 que se muestran en el cuadro 4.16. Resaltan las redes de transmisión asociadas a los proyectos de generación Baja California II, La Venta III y CC Agua Prieta II. Adicionalmente se han programado proyectos de transmisión y transformación para el área Oriental, con los paquetes Transmisión y Transformación del Oriental y Transmisión y Transformación del Sureste. Asimismo, resalta por su importancia el denominado Transformación del Noreste en el paquete 1116. El proyecto 1119 considera el inicio del cambio de tensión de 230 kV a 400 kV de los enlaces entre las subestaciones Malpaso-Tabasco y se continuará hacia la Península de Yucatán con el proyecto 1204.

SLT 1002 Compensación y Transmisión Noreste-Sureste (Segunda Fase) Nov-09 88SE 1003 Subestaciones Eléctricas de Occidente (Primera Fase) May-11 29 500SE 1003 Subestaciones Eléctricas de Occidente (Segunda Fase) Ago-15 24 133SE 1005 Noroeste (Primera Fase) Ene-10 60 110 7SE 1005 Noroeste (Segunda Fase) Ene-10 30 2SE 1005 Noroeste (Tercera Fase) Mar-11 32SE 1006 Central-Sur Mar-09 23 70 41010 Red de Transmisión Asociada a la CC Norte Jul-09 47OPF 1013 Red de Transmisión Asociada a la CH La Yesca Jul-11 218 117 Total 521 843 129

Proyecto km-c MVA MVArFEO ¹

4-58



Cuadro 4.16

En junio de 2006 se integraron los paquetes de la serie 1200, los cuales se muestran en el cuadro 4.17. Destacan las redes de transmisión asociadas a las centrales generadoras de CI Guerrero Negro III, Humeros III, CC Norte II y Manzanillo I U1 y U2. Asimismo se ha incorporado la red de transmisión de Temporada Abierta de proyectos eólicos en la región del Istmo de Tehuantepec. Por su magnitud e importancia se considera la subestación Jamapa -incluida en el paquete 1203- que permitirá atender el suministro a la zona de Veracruz, así como el proyecto 1204 para completar la conversión de tensión de 230 kV a 400 kV de la Península con el área Oriental. Asimismo se incluye la conversión de 230 kV a 400 kV en la parte sur del área Noroeste en el paquete 1206.

LT 1101 Red de Transmisión Asociada a Baja California II (Primera Fase) Oct-17 6LT 1105 Red de Transmisión Asociada a la CE La Venta III Ene-09LT 1106 Red de Transmisión Asociada a la CC Agua Prieta II Oct-11 185SE 1110 Compensación Capacitiva del Norte (Primera Fase) May-11 237SE 1110 Compensación Capacitiva del Norte (Segunda Fase) May-11 293SLT 1111 Transmisión y Transformación del Central-Occidental (Primera Fase) Mar-11 148SLT 1111 Transmisión y Transformación del Central-Occidental (Segunda Fase) Abr-14 49 300 15SLT 1112 Transmisión y Transformación del Noroeste (Primera Fase) Ago-09 28 300SLT 1112 Transmisión y Transformación del Noroeste (Segunda Fase) Nov-11 201 28SE 1113 Compensación Dinámica Donato-Laguna Verde Nov-16 900SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Primera Fase) Mar-10 39 500SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Segunda Fase) Sep-10 141 500SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Tercera Fase) May-13 248 300SE 1116 Transformación del Noreste (Primera Fase) Abr-09 49SE 1116 Transformación del Noreste (Segunda Fase) May-10 146 500SE 1116 Transformación del Noreste (Tercera Fase) May-11 194 1,000SLT 1117 Transformación de Guaymas Jul-11 13 133SLT 1118B Transmisión y Transformación del Norte (Segunda Fase) Nov-09 109SLT 1119 Transmisión y Transformación del Sureste (Primera Fase) Sep-10 172 875 60SLT 1119 Transmisión y Transformación del Sureste (Segunda Fase) Mar-11 7SE 1120 Noroeste (Primera Fase) Mar-09 10 210 13SE 1120 Noroeste (Segunda Fase) May-09 92 79 4SE 1121 Baja California (Primera Fase) Dic-09 30 2SE 1121 Baja California (Segunda Fase) Dic-10 30 2SE 1122 Golfo Norte Nov-09 86 210 13SE 1123 Norte Ene-09 9 60 4SE 1124 Bajío Centro Oct-09 106 60 4SE 1125 Distribución (Primera Fase) Ago-09 111 39 2SE 1125 Distribución (Segunda Fase) Jul-10 288 60 4SE 1126 Centro Oriente (Seguna Fase) Dic-09 136SE 1127 Sureste Dic-09 7 50 3SE 1128 Centro Sur Dic-09 49 140 8 Total 2,629 5,377 1,589


4-59



Cuadro 4.17

En junio de 2007 se envió a la SHCP la relación de paquetes de la serie 1300 para su autorización en el PEF para el ejercicio fiscal 2008. Destaca el proyecto 1301 Interconexión de Baja California que consiste en unir el área Baja California Norte al SIN a través de un enlace asíncrono. Asimismo se solicita autorización para los proyectos de redes asociadas a las centrales Valle de México II y III, Tula U1, Baja California III, Río Moctezuma y Noreste. Ver cuadro 4.18.


SLT 1301 Interconexión BC-SIN Abr-13 818 300 98SLT 1302 Tansmisión y Transformación Norte y Occidente (Primera Fase) Ago-10 110SLT 1302 Transmisión y Transformación Norte y Occidente (Segunda Fase) May-11 8 500 75SLT 1302 Transmisión y Transformación Norte y Occidente (Tercera Fase) Ago-14 7SLT 1303 Transmisión y Transformación Baja-Noroeste Jun-10 110 50 3SLT 1304 Transmisión y Transformación del Oriental (Primera Fase) Jun-10 48 15SLT 1304 Trasmisión y Transformación del Oriental (Segunda Fase) Jun-11 48 3001311 Red de Transmisión Asociada a Valle de México II y III Mar-13 501313 Red Asociada a Baja California III Oct-12 441314 Red Asociada a la CH Río Moctezuma Oct-14 851315 Red Asociada a la CCC Noreste (Monterrey) Oct-14 2SE 1320 Distribución Noroeste Dic-11 130 216 72SE 1321 Distribución Noreste Abr-11 188 210 58SE 1322 Distribución Centro Jul-12 378 240 46SE 1323 Distribución Sur Jun-11 15 160 10 Total 2,041 1,976 376



Cuadro 4.18

SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California (Primera Fase) Mar-10 200SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California (Segunda Fase) Mar-10 9 100 5SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California (Tercera Fase) Jun-13 5 30 2SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California (Cuarta Fase) Jun-13 18SE 1202 Suministro de Energía a la Zona Manzanillo (Primera Fase) Sep-10 57 375SE 1202 Suministro de Energía a la Zona Manzanillo (Segunda Fase) May-15 47SLT 1203 Transmisión y Transformación Oriental-Sureste (Primera Fase) Ago-10 190 1,175 23SLT 1203 Transmisión y Transformación Oriental-Sureste (Segunda Fase) Dic-11 35 20 1SLT 1204 Conversión a 400 kV del Área Peninsular (Primera Fase) Sep-10 177 875 1,008SLT 1204 Conversión a 400 kV del Área Peninsular (Segunda Fase) Mar-11 60 300SE 1205 Compensación Oriental-Peninsular Nov-09 195SE 1206 Conversión a 400 kV de la LT Mazatlán II-La Higuera Abr-09 4 875 175SE 1210 Noroeste-Norte (Primera Fase) Ene-10 157 233 13SE 1210 Noroeste-Norte (Segunda Fase) Abr-10 198 400 31SE 1211 Noreste-Central (Primera Fase) Jul-09 15 50 4SE 1211 Noreste-Central (Segunda Fase) Jul-10 150 90 5SE 1211 Noreste-Central (Tercera Fase) Dic-09 34 90 4SE 1212 Sur-Peninsular (Primera Fase) Mar-10 17 80 5SE 1212 Sur-Peninsular (Segunda Fase) Jun-10 7 110 7SE 1212 Sur-Peninsular (Tercera Fase) Dic-10 70 50 63SE 1212 Sur-Peninsular (Cuarta Fase) Nov-09 55 138 8LT 1220 Red de Transmisión Asociada a Temporada Abierta de Eólicos Sep-10 426 2,125 675LT 1222 Red de Transmisión Asociada a la CI Guerrero Negro III May-10 29 2LT 1223 Rred de Transmisión Asociada a los Humeros II Sep-10 8LT 1225 Red de Transmisión Asociada a la CC Norte II Oct-11 361226 LT Red de Transmisión Asociada a Manzanillo I U1 Y U2 Ene-11 Total 1,803 7,116 2,426


4-60

En mayo de 2008 se enviaron a la SHCP por conducto de la SENER, los proyectos de transmisión de la serie 1400 para su autorización y registro en el Presupuesto de Egresos de la Federación para el ejercicio fiscal 2009. Resaltan las obras que continuarán con la conversión de 230 kV a 400 kV del troncal del área Noroeste incluidas en el paquete 1402. Asimismo los incrementos en la transformación en las zonas de Hermosillo y Pueblo Nuevo considerados en el paquete 1401. El proyecto 1404 incluye los incrementos de la transformación en las zonas de Valles, S.L.P., Orizaba, y Veracruz. Ver cuadro 4.19



Cuadro 4.19

SLT 1401 Subestaciones y Líneas de Trasmisión áreas Baja California y Noroeste Jun-11 121 605 59SLT 1402 Cambio de Tensión de la Línea de Transmisión Culiacán-Los Mochis Jun-11 117 500 175SE 1403 Compensación Capacitiva de las áreas Noroeste-Norte Jun-11 353SLT 1404 Subestaciones del Oriente May-12 70 625SLT 1405 Subestaciones y Líneas de Transmisión de las áreas Sureste y Peninsular May-12 56 300 68SLT 1420 Distribución Norte May-12 32 323 19SLT 1421 Dostribución Sur Dic-12 12 100 6 Total 408 2,453 679

Proyecto FEO ¹ km-c MVA MVAr

4-61

4.6 Capacidad de transmisión entre regiones La red eléctrica principal de transmisión se ha desarrollado tomando en cuenta la magnitud y dispersión geográfica de la demanda, así como la localización de las centrales generadoras. En ciertas áreas del país los centros de generación y consumo de electricidad se encuentran alejados entre sí, por lo cual su interconexión se ha realizado de manera gradual en la medida en que los proyectos se han justificado técnica y económicamente. En general, la capacidad de transmisión de los enlaces entre las regiones del sistema depende de manera importante del nivel de la demanda y de la capacidad de generación disponible. Así, la potencia máxima a que se puede transmitir por un enlace depende de los siguientes factores:

Límite térmico de los conductores Límite aceptable de voltaje en los extremos del enlace Margen de seguridad que permita preservar la integridad y estabilidad del sistema ante

la desconexión imprevista de una unidad generadora o de una línea de transmisión En el caso de la red eléctrica principal, el segundo y tercer factores son los que restringen con mayor frecuencia la potencia máxima de transmisión en los enlaces. El sistema se ha desagregado en 50 regiones para estudios de red troncal: 42 para el SIN y ocho para el sistema Baja California. La figura 4.21 muestra la capacidad de transmisión entre regiones para 2012, considerando los proyectos que entrarán en operación en 2008-2012.

4-62

Capacidad de transmisión entre regiones (MW) 2012

Figura 4.21

1) Hermosillo2) Nacozari

3) Obregón

4) Los Mochis

5) Culiacán

6) Mazatlán

7) Juárez

8) Moctezuma

9) Chihuahua

10) Durango

11) Laguna

12) Río Escondido

13) Nuevo Laredo

14) Reynosa

15) Matamoros

16) Monterrey

17) Saltillo

18) Valles

19) Huasteca

20) Tamazunchale

21) Tepic

22) Guadalajara

23) Aguascalientes


25) Salamanca

26) Manzanillo

27) Carapan


29) Querétaro

30) Central

31) Poza Rica

32) Veracruz

33) Puebla

34) Acapulco

Regiones

35) Temascal

36) Coatzacoalcos

37) Tabasco

38) Grijalva

39) Campeche

40) Mérida

41) Cancún

43) WECC(EUA)

44) Tijuana

45) Ensenada

46) Mexicali


42) Chetumal


49) La Paz

50) Los Cabos

90

1 2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14 15

16

17

18

19

24

21

22

23

20

25

26 27

28

29 31

32

33

3435

36 37

38

39

4041

42

43

44

45

4647

48

49

50240

800

350520

390

600

400

400

600

600

550

250

300

400

350

200

430

1100

2050

380

80

2400

1300

1000

3600

480

650

750

550

1350

9501600

3250

1300

1200

850

700

150

30

300

450

11001100

11001630

1100 900

1150

1200

1450

40001300

700

400

2200

270

2200

310600

1500 340

1290

1500

1750

1350

1) Hermosillo2) Nacozari

3) Obregón

4) Los Mochis

5) Culiacán

6) Mazatlán

7) Juárez

8) Moctezuma

9) Chihuahua

10) Durango

11) Laguna

12) Río Escondido

13) Nuevo Laredo

14) Reynosa

15) Matamoros

16) Monterrey

17) Saltillo

18) Valles

19) Huasteca

20) Tamazunchale

21) Tepic

22) Guadalajara

23) Aguascalientes


25) Salamanca

26) Manzanillo

27) Carapan


29) Querétaro

30) Central

31) Poza Rica

32) Veracruz

33) Puebla

34) Acapulco

Regiones

35) Temascal

36) Coatzacoalcos

37) Tabasco

38) Grijalva

39) Campeche

40) Mérida

41) Cancún

43) WECC(EUA)

44) Tijuana

45) Ensenada

46) Mexicali


42) Chetumal


49) La Paz

50) Los Cabos

90

1 2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14 15

16

17

18

19

24

21

22

23

20

25

26 27

28

29 31

32

33

3435

36 37

38

39

4041

42

43

44

45

4647

48

49

50240

800

350520

390

600

400

400

600

600

550

250

300

400

350

200

430

1100

2050

380

80

2400

1300

1000

3600

480

650

750

550

1350

9501600

3250

1300

1200

850

700

150

30

300

450

11001100

11001630

1100 900

1150

1200

1450

40001300

700

400

2200

270

2200

310600

1500 340

1290

1500

1750

1350

4-63

4.7 Interconexiones nacionales e internacionales 4.7.1 Interconexión del área Baja California al Sistema Interconectado Nacional El SEN está conformado por nueve áreas eléctricas, de las cuales siete operan interconectadas de modo permanente y conforman el SIN, el cual cubre la mayor parte del territorio del país. Actualmente, sólo los estados de Baja California y Baja California Sur operan de manera aislada del resto del sistema y entre ellos. Debido a la diversidad de la carga que se presenta en el SIN con respecto al ACBC, en ciertas horas, puntos de operación y periodos estacionales existe la factibilidad de intercambiar potencia eléctrica entre ambos sistemas. Desde el punto de vista operativo, la potencia puede ser generada en unidades menos costosas, de modo que se obtenga un beneficio económico global. Así, la interconexión del ACBC con el resto del SIN nace de la necesidad de utilizar de mejor manera la infraestructura de generación del SEN, aprovechando las condiciones climatológicas que se presentan en el área Baja California, las cuales producen un comportamiento muy variable a lo largo del año: una gran demanda por las altas temperaturas en el periodo de verano y una disminución considerable en el invierno, motivada por las bajas temperaturas que se alcanzan específicamente en Mexicali y San Luis Río Colorado. Debido a las características físicas del SIN y al sistema eléctrico de Baja California, conectado en forma permanente con el WECC, y en razón de las reglas y estrategias de operación que se han establecido para cada uno de ellos, el enlace de interconexión debe ser necesariamente asíncrono. La entrada en operación será en 2013. 4.7.2 Interconexión CFE-Guatemala El alcance de este proyecto comprende las siguientes obras: la construcción de una línea de transmisión Tapachula potencia-Suchiate de doble circuito en 400 kV, tendido del primer circuito con una longitud de 27 km-c, dos conductores por fase calibre 1113 ACSR en torres de acero, y un alimentador en 400 kV ubicado en la SE Tapachula potencia para la interconexión con la red eléctrica Centroamericana (Guatemala) en la SE Los Brillantes. Este proyecto hará factible la participación de México en diversos mercados eléctricos mediante transacciones de potencia y energía, entre México-Guatemala y México-Centroamérica. Asimismo, la transferencia por el enlace de interconexión permitirá controlar la distribución de flujos de potencia en la red de Guatemala, reducir las pérdidas de energía eléctrica y mejorar el margen de potencia reactiva en el sistema de ese país. Se estima una capacidad inicial de transferencia del enlace en 200 MW de México a Guatemala y de 70 MW en sentido contrario. Respecto de su construcción, a septiembre de 2008 el proyecto tiene un avance de 100% en el lado mexicano. Se estima su entrada en operación para el segundo semestre de 2009 con base en los avances de construcción del lado guatemalteco. En el mediano plazo, en Centroamérica se tiene considerado el desarrollo del proyecto Sistema de Interconexión Eléctrica para los países de América Central (SIEPAC), el cual incrementará los niveles de transferencia de energía entre las naciones involucradas, por lo que el enlace de interconexión CFE-Guatemala podría ser complementado con un dispositivo asíncrono, que

4-64

permitiría incrementar la confiabilidad y la seguridad en la operación. En la figura 4.22 se muestra el trazo de las líneas.

El proyecto México-Guatemala

Figura 4.22

R í o

S

u c

h i a

t e

69.9 km

Tramo:Tapachula Potencia – Suchiate400kV – 2C- 27.4 km – 1113 ACSR – TA Tendido primer circuito

Tramo:Suchiate – Los Brillantes400kV – 2C- 69.9 km – 1113 ACSR – TA Tendido primer circuito

SUBESTACIÓNTAPACHULA POT.

PUNTO DE INTERCONEXIÓNLONGITUD OESTE 92°10´21”LATITUD NORTE 14°45´13”

SUBESTACIÓN LOS BRILLANTES

30 km

70 km

L.T. TAPACHULA POTENCIA – LOS BRILLANTES

M É X I C O

G U A T E M A L A

R í o

S

u c

h i a

t e

R í o

S

u c

h i a

t e

69.9 km

Tramo:Tapachula Potencia – Suchiate400kV – 2C- 27.4 km – 1113 ACSR – TA Tendido primer circuito

Tramo:Suchiate – Los Brillantes400kV – 2C- 69.9 km – 1113 ACSR – TA Tendido primer circuito

SUBESTACIÓNTAPACHULA POT.

PUNTO DE INTERCONEXIÓNLONGITUD OESTE 92°10´21”LATITUD NORTE 14°45´13”

SUBESTACIÓN LOS BRILLANTES

30 km

70 km

L.T. TAPACHULA POTENCIA – LOS BRILLANTES

M É X I C O

G U A T E M A L A

R í o

S

u c

h i a

t e

5-1

5. REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2009 - 2018 El cuadro 5.1 presenta el monto total necesario para atender el servicio público de energía eléctrica proporcionado por CFE, para el periodo 2009 – 2018, el cual asciende a 636,244 millones de pesos, con la siguiente composición: 44.8% para generación, 19.4% en obras de transmisión, 22.3% para distribución, 12.8% en mantenimiento de centrales y 0.7% para otras inversiones.

Resumen de requerimientos de inversión 2009-20181,2/

(millones de pesos de 2008)

TOTAL

2009-2018

GENERACIÓN 21,193 29,228 30,570 21,550 20,582 33,010 35,735 30,584 28,104 34,694 285,250

TRANSMISIÓN 12,670 13,174 11,245 11,882 11,833 10,568 12,312 12,479 13,188 13,931 123,282

DISTRIBUCIÓN 24,365 20,631 15,102 14,419 14,759 11,264 9,863 10,279 10,627 10,568 141,877

MANTENIMIENTO 7,640 7,974 7,969 7,648 7,738 8,105 8,036 8,210 8,923 8,848 81,091

Subtotal 65,868 71,007 64,886 55,499 54,912 62,947 65,946 61,552 60,842 68,041 631,500

OTRAS INVERSIONES PRESUPUESTALES 3/ 414 426 439 452 466 480 494 509 524 540 4,744

TOTAL 66,282 71,433 65,325 55,951 55,378 63,427 66,440 62,061 61,366 68,581 636,244

2011 20162014CONCEPTO 2009 2017 20182010 2012 2013 2015

1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes, considerando un tipo de cambio de 10.95 pesos/dólar. Los montos incluyen una cantidad para contingencias de 16% para los proyectos de transmisión y subtransmisión 2/ Excluye inversiones de autoabastecimiento y de Luz y Fuerza del Centro 3/ Incluye equipo de cómputo, comunicaciones, mobiliario y equipo de oficina, equipo de transporte y edificios

Cuadro 5.1

En el horizonte de planificación considerado, se estima que 42.2% del monto total de inversiones se cubrirá mediante recursos presupuestales; como inversión complementaria, el 57.8% restante se llevará a cabo a través del esquema de obra pública financiada o bajo la modalidad de producción independiente de energía. Para los proyectos de generación, la SENER definirá la modalidad en apego a lo que establece el artículo 125 del Reglamento de la LSPEE.

5-2

Las figuras 5.1 y 5.2 resumen las inversiones por rubros y por modalidad del financiamiento.

Inversiones por proceso1/

1/ Excluye inversiones de autoabastecimiento y de Luz y Fuerza del Centro

Figura 5.1

Inversiones por modalidad de financiamiento1/

1/ Excluye inversiones de autoabastecimiento y de Luz y Fuerza del Centro

Figura 5.2

285,250

123,282

141,877

81,091

4,744

Generación Transmisión Distribución Mantenimiento Otras

636,244 millones de pesos de 2008

128,562

63,790

32,15016,465

66,250

35,131

59,492109,727

64,284

55,307

342 4,744

Generación Transmisión Distribución Mantenimiento Otras

OPF PIE Esquema por definir Presupuestal

285,250

123,282

141,877

81,091

636,244 millones de pesos de 2008

5-3

El cuadro 5.2 presenta el desglose de los montos de inversión por proceso necesario para atender el servicio público de energía eléctrica proporcionado por CFE. Éstos se han agrupado en los conceptos de generación, transmisión, distribución, mantenimiento de centrales y otras inversiones. Las cifras indicadas provienen de aplicar costos típicos a las obras definidas en capítulos previos.

Requerimientos de inversión 2009-20181,2/

(millones de pesos de 2008)

TOTAL

2009-2018

GENERACIÓN 21,193 29,228 30,570 21,550 20,582 33,010 35,735 30,584 28,104 34,694 285,250 PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 3,122 6,568 8,088 3,531 7,744 12,692 7,881 5,173 508 55,307

1 Nuevos ciclos combinados 1,186 989 4,077 3,531 7,744 12,692 7,881 5,173 508 43,7812 Nuevas centrales eólicas 1,936 5,579 4,011 11,526

OBRA PÚBLICA FINANCIADA 14,479 19,228 17,913 13,103 6,651 13,233 14,033 17,775 10,001 2,146 128,5623 Nuevas hidroeléctricas 2,162 2,009 3,050 3,517 3,651 3,446 2,436 1,730 950 22,9514 Nuevas geotermoeléctricas y eólicas 1,284 2,223 701 71 1,000 357 71 1,000 357 7,0645 Nuevos ciclos combinados 3,818 6,938 9,501 6,867 1,777 5,113 3,449 6,721 1,676 50 45,9106 Nuevas carboeléctricas 1,916 884 218 2,946 7,683 9,253 6,375 1,739 31,0147 Nuevas unidades de combustión interna 222 1,067 1,046 746 934 728 108 4,8518 Rehabilitaciones y modernizaciones 5,077 6,107 3,615 1,973 16,772

OBRA PRESUPUESTAL 3,592 3,432 4,569 4,273 3,613 3,157 3,112 3,057 3,148 3,178 35,1319 Hidroeléctricas 372 602 1,699 1,795 1,012 408 251 119 77 88 6,423

10 Rehabilitaciones y modernizaciones 3,220 2,830 2,870 2,478 2,601 2,749 2,861 2,938 3,071 3,090 28,70811 OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR 643 2,574 3,928 10,709 4,579 14,447 29,370 66,250

TRANSMISIÓN 12,670 13,174 11,245 11,882 11,833 10,568 12,312 12,479 13,188 13,931 123,282 OBRA PÚBLICA FINANCIADA 8,472 9,712 5,523 5,762 5,890 4,845 5,893 5,656 5,901 6,136 63,790

12 Programa de transmisión 8,472 9,712 5,523 5,762 5,890 4,845 5,893 5,656 5,901 6,136 63,790 OBRA PRESUPUESTAL 4,198 3,462 5,722 6,120 5,943 5,723 6,419 6,823 7,287 7,795 59,492

13 Programa de transmisión 1,217 776 2,495 2,469 1,964 1,614 1,965 1,885 1,967 2,045 18,39714 Modernización de transmisión (STyT) 2,577 2,242 2,739 3,114 3,388 3,459 3,739 4,151 4,455 4,798 34,66215 Modernización de sistemas de control (CENACE) 404 444 488 537 591 650 715 787 865 952 6,433

DISTRIBUCIÓN 24,365 20,631 15,102 14,419 14,759 11,264 9,863 10,279 10,627 10,568 141,877 OBRA PÚBLICA FINANCIADA 7,681 2,844 1,639 1,846 3,259 3,702 2,552 2,762 2,874 2,991 32,150

16 Programa de subtransmisión 7,681 2,844 1,639 1,846 3,259 3,702 2,552 2,762 2,874 2,991 32,150 OBRA PRESUPUESTAL 16,684 17,787 13,463 12,573 11,500 7,562 7,311 7,517 7,753 7,577 109,727

17 Programa de subtransmisión 171 1,702 2,418 1,511 1,086 1,234 850 921 958 997 11,84818 Programa de distribución 9,671 9,193 6,794 6,888 6,201 6,328 6,461 6,596 6,795 6,580 71,50719 Modernización de distribución 6,842 6,892 4,251 4,174 4,213 26,372

MANTENIMIENTO 7,640 7,974 7,969 7,648 7,738 8,105 8,036 8,210 8,923 8,848 81,09120 PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 1,397 1,446 1,518 1,518 1,612 1,612 1,664 1,778 1,934 1,986 16,465

OBRA PRESUPUESTAL21 Centrales generadoras de CFE 6,243 6,528 6,451 6,130 6,126 6,493 6,372 6,432 6,818 6,691 64,28422 OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR 171 171 342

Subtotal 65,868 71,007 64,886 55,499 54,912 62,947 65,946 61,552 60,842 68,041 631,500

23 OTRAS INVERSIONES PRESUPUESTALES 3/ 414 426 439 452 466 480 494 509 524 540 4,744

TOTAL 66,282 71,433 65,325 55,951 55,378 63,427 66,440 62,061 61,366 68,581 636,244

RESUMEN DE INVERSIONES:

OBRA PÚBLICA FINANCIADA 30,632 31,784 25,075 20,711 15,800 21,780 22,478 26,193 18,776 11,273 224,502

PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 4,519 8,014 9,606 5,049 9,356 14,304 9,545 6,951 2,442 1,986 71,772

OBRA PRESUPUESTAL 31,131 31,635 30,644 29,548 27,648 23,415 23,708 24,338 25,530 25,781 273,378

OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR 643 2,574 3,928 10,709 4,579 14,618 29,541 66,592

2011 20162014CONCEPTO 2009 2017 20182010 2012 2013 2015

1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes, considerando un tipo de cambio de 10.95 pesos/dólar. Los montos incluyen una cantidad para contingencias de 16% para los proyectos de transmisión y subtransmisión 2/ Excluye inversiones de autoabastecimiento y de Luz y Fuerza del Centro 3/ Incluye equipo de cómputo, comunicaciones, mobiliario y equipo de oficina, equipo de transporte y edificios

Cuadro 5.2

5-4

Las inversiones en generación se clasifican en cuatro rubros: producción independiente de energía (PIE), obra pública financiada (OPF), obra presupuestal (OP) y obras con esquema por definir. En la modalidad OPF se incluyen las inversiones aprobadas con este esquema, así como las correspondientes a nuevas centrales hidroeléctricas, carboeléctricas, unidades de combustión interna, ciclos combinados, geotermoeléctricas y eólicas. También se clasifican bajo este rubro las inversiones para la repotenciación de centrales. En la categoría con esquema pendiente se incluyen las plantas de ciclo combinado y con tecnología libre, cuya modalidad de financiamiento definirán posteriormente las autoridades que correspondan. En la modalidad de PIE de energía se consideran únicamente las centrales aprobadas con este esquema de financiamiento. En el concepto de transmisión se identifican las inversiones en proyectos desarrollados como OPF y OP. Como se indica en la nota 1 del cuadro 5.2, los montos de inversión estimados incluyen costos asociados a eventualidades durante la ejecución de las obras de transmisión. En el cuadro 5.3 se detalla la información sobre las inversiones de la Subdirección de Construcción y la Subdirección de Distribución en obras de transmisión y subtransmisión respectivamente. El total en proyectos OPF y OP del programa de transmisión corresponde a los montos indicados en los conceptos 12 y 13 del cuadro 5.2. Para el programa de subtransmisión las inversiones en las dos modalidades de financiamiento corresponden a los rubros 16 y 17 del mismo cuadro.

Programa de inversiones en transmisión por modalidad de financiamiento (millones de pesos de 2008) 1/

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 4/ Total

Subdirección de Construcción 2/

Obra Presupuestal 1,217 776 2,495 2,469 1,964 1,614 1,965 1,885 1,967 2,045 18,397 Obra Pública Financiada 8,472 9,712 5,523 5,762 5,890 4,845 5,893 5,656 5,901 6,136 63,790

Total 9,689 10,488 8,018 8,231 7,854 6,459 7,858 7,541 7,868 8,181 82,187

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 4/ Total

Subdirección de Distribución 3/

Obra Presupuestal 171 1,702 2,418 1,511 1,086 1,234 850 921 958 997 11,848 Obra Pública Financiada 7,681 2,844 1,639 1,846 3,259 3,702 2,552 2,762 2,874 2,991 32,150

Total 7,852 4,546 4,057 3,357 4,345 4,936 3,402 3,683 3,832 3,988 43,998 1/ COPAR 2008. Los montos incluyen 16% para contingencia 2/ Programa de transmisión 3/ Programa de subtransmisión 4/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2018

Cuadro 5.3

A su vez el cuadro 5.4 presenta las inversiones en líneas de transmisión, subestaciones y equipos de compensación reactiva por modalidad de financiamiento. El total en cada variante corresponde a la suma de inversiones en los conceptos 12 y 16 para OPF y los rubros 13 y 17 para OP del cuadro 5.2.

5-5

Inversiones en líneas, subestaciones y compensación por modalidad de financiamiento

(millones de pesos de 2008) 1/

1/ COPAR 2008. Los montos incluyen 16% para contingencia 2/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2018

Cuadro 5.4

Adicionalmente en el cuadro 5.5 se muestra el desglose de la inversión en líneas, subestaciones y equipos de compensación reactiva, independientemente del esquema de financiamiento. El total de la Subdirección de Construcción corresponde a la suma de los montos indicados en el cuadro 5.2 para los conceptos 12 y 13. Asimismo el total de la inversión en la Subdirección de Distribución corresponde a la suma de los montos para los conceptos 16 y 17 en el mismo cuadro.

Programa de inversiones en líneas, subestaciones y compensación (millones de pesos de 2008) 1/


Cuadro 5.5

En el cuadro 5.6 se muestra lo destinado a infraestructura de transmisión clasificado por niveles de tensión. El monto total de la inversión en todos estos niveles corresponde a la suma de los rubros 12, 13, 16 y 17 del cuadro 5.2.

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2/ Total

LíneasObra Presupuestal 608 840 1,331 1,366 1,149 906 760 842 891 937 9,630 Obra Pública Financiada 5,745 4,507 1,858 2,731 3,447 2,719 2,280 2,526 2,675 2,811 31,299

Total 6,353 5,347 3,189 4,097 4,596 3,625 3,040 3,368 3,566 3,748 40,929

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2/ Total

SubestacionesObra Presupuestal 745 1,476 3,128 2,305 1,680 1,657 1,693 1,787 1,852 1,918 18,241 Obra Pública Financiada 8,628 6,842 4,817 4,267 5,041 4,971 5,079 5,363 5,554 5,753 56,315

Total 9,373 8,318 7,945 6,572 6,721 6,628 6,772 7,150 7,406 7,671 74,556

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2/ Total

CompensaciónObra Presupuestal 35 162 454 309 221 285 362 177 182 187 2,374 Obra Pública Financiada 1,780 1,207 487 610 661 857 1,086 529 546 563 8,326

Total 1,815 1,369 941 919 882 1,142 1,448 706 728 750 10,700

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2/ Total

Subdirección de ConstrucciónLíneas 3,601 4,163 2,563 3,181 3,206 2,418 2,537 2,793 2,953 3,093 30,508 Subestaciones 4,716 5,244 4,807 4,353 4,089 3,244 4,118 4,305 4,459 4,619 43,954 Compensación 1,372 1,081 648 697 559 797 1,203 443 456 469 7,725

Total 9,689 10,488 8,018 8,231 7,854 6,459 7,858 7,541 7,868 8,181 82,187

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2/ Total

Subdirección de DistribuciónLíneas 2,752 1,185 626 917 1,389 1,208 505 575 613 654 10,424 Subestaciones 4,657 3,073 3,139 2,219 2,633 3,383 2,652 2,845 2,947 3,052 30,600 Compensación 443 288 292 221 323 345 245 263 272 282 2,974

Total 7,852 4,546 4,057 3,357 4,345 4,936 3,402 3,683 3,832 3,988 43,998

5-6

Inversiones en transmisión por nivel de tensión (millones de pesos de 2008) 1/


Cuadro 5.6

El cuadro 5.7 muestra el programa de inversión en redes de distribución. Lo destinado a redes de distribución y a su modernización se reportan en el cuadro 5.2 en los conceptos 18 y 19, respectivamente.

Programa de inversión presupuestal en redes de distribución (millones de pesos de 2008)

Cuadro 5.7

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2/ Total

Líneas400 kV 2,210 1,815 882 699 1,754 1,369 1,418 1,469 1,522 1,577 14,715 230 kV 714 624 838 1,704 904 683 740 801 868 940 8,816 161-69 kV 3,429 2,908 1,469 1,694 1,938 1,573 882 1,098 1,176 1,231 17,398

Total 6,353 5,347 3,189 4,097 4,596 3,625 3,040 3,368 3,566 3,748 40,929

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2/ Total

Subestaciones400 kV 3,019 3,043 970 996 1,449 1,949 2,018 2,090 2,165 2,242 19,941 230 kV 1,005 1,561 2,940 2,582 1,671 744 1,097 1,176 1,218 1,262 15,256 161-69 kV 5,349 3,714 4,035 2,994 3,601 3,935 3,657 3,884 4,023 4,167 39,359

Total 9,373 8,318 7,945 6,572 6,721 6,628 6,772 7,150 7,406 7,671 74,556

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2/ Total

Compensación400 kV 876 663 228 305 228 608 1,007 240 246 251 4,652 230 kV 210 65 120 197 153 82 85 88 91 94 1,185 161-69 kV 729 641 593 417 501 452 356 378 391 405 4,863

Total 1,815 1,369 941 919 882 1,142 1,448 706 728 750 10,700

Redes de distribución 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total

Construcción y ampliación de subestaciones 912 897 651 537 186 190 194 198 204 309 4,278

Construcción y ampliación de líneas 809 712 588 331 277 282 288 294 303 338 4,222

Ampliación de redes 2,697 2,453 1,828 1,828 1,860 1,898 1,938 1,979 2,038 1,910 20,429

Construcción y rehabilitación de centros de atención 667 526 394 394 561 573 585 597 615 531 5,443

Adquisición de herramienta y equipo de laboratorio 372 379 264 345 420 350 295 390 519 369 3,703

Adquisición de equipo de cómputo y comunicaciones 685 693 473 653 393 401 410 418 431 454 5,011

Adquisición de equipo de oficina y muebles 104 93 62 87 197 201 205 210 216 168 1,543

Adquisición de equipo de transporte 799 772 524 743 451 460 469 479 494 517 5,708

Adquisición de materiales para la reducción de pérdidas no técnicas 67 67 50 50 48 49 50 51 53 50 535

Adquisición de acometidas y medidores 2,559 2,601 1,960 1,920 1,808 1,924 2,027 1,980 1,922 1,934 20,635

Subtotal 9,671 9,193 6,794 6,888 6,201 6,328 6,461 6,596 6,795 6,580 71,507

Modernización de distribución

Subestaciones 1,448 1,494 877 872 874 5,565

Líneas 2,574 2,546 1,684 1,597 1,641 10,042

Redes 2,820 2,852 1,690 1,705 1,698 10,765

Subtotal 6,842 6,892 4,251 4,174 4,213 26,372

Total 16,513 16,085 11,045 11,062 10,414 6,328 6,461 6,596 6,795 6,580 97,879

5-7

El cuadro 5.8 detalla el programa de inversión en redes de distribución y a su modernización por división de distribución.

Programa de inversión presupuestal en redes de distribución (millones de pesos de 2008)

Redes de distribución 1 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total

Baja California 394 346 411 298 249 410 285 264 439 288 3,384

Noroeste 616 496 532 463 340 522 410 360 557 421 4,717

Norte 678 609 550 471 381 523 414 403 570 434 5,033

Golfo Norte 1,361 985 832 1,006 692 802 971 740 845 966 9,200

Centro Occidente 610 462 318 446 323 307 449 340 330 444 4,029

Centro Sur 872 732 429 619 461 419 601 486 452 614 5,685

Oriente 646 540 484 472 361 438 436 380 480 448 4,685

Sureste 1,132 1,240 759 784 842 664 754 902 708 764 8,549

Bajío 1,249 1,229 746 825 831 654 767 887 699 789 8,676

Golfo Centro 552 646 418 378 398 357 324 423 384 341 4,221

Centro Oriente 437 563 360 324 394 335 298 421 361 304 3,797

Peninsular 572 646 372 394 444 338 356 470 370 370 4,332

Jalisco 552 699 583 408 485 559 396 520 600 397 5,199

Subtotal 9,671 9,193 6,794 6,888 6,201 6,328 6,461 6,596 6,795 6,580 71,507

Modernización de distribución 2

Baja California 108 309 111 66 192 786

Noroeste 862 904 295 526 544 3,131

Norte 540 508 308 332 318 2,006

Golfo Norte 315 969 707 191 599 2,781

Centro Occidente 12 9 3 8 5 37

Centro Sur 1,105 888 805 675 546 4,019

Oriente 1,149 778 478 703 470 3,578

Sureste 443 290 173 268 175 1,349

Bajío 447 252 116 273 153 1,241

Golfo Centro 271 260 127 165 158 981

Centro Oriente 522 401 403 317 238 1,881

Peninsular 394 272 128 239 163 1,196

Jalisco 674 1,052 597 411 652 3,386

Subtotal 6,842 6,892 4,251 4,174 4,213 26,372

Total 16,513 16,085 11,045 11,062 10,414 6,328 6,461 6,596 6,795 6,580 97,879 1/ Incluye: Construcciones y ampliaciones de subestaciones, líneas y redes; construcción y rehabilitación de centros de atención; adquisiciones de

herramientas y equipos de laboratorio, equipos de cómputo y comunicaciones, equipos de oficina y muebles, equipos de transporte, materiales para la reducción de pérdidas no técnicas y acometidas y medidores

2/ En subestaciones, líneas y redes

Cuadro 5.8 En el cuadro 5.9 muestra y detalla el programa de modernización de la infraestructura de transmisión, información presentada en el rubro 14 del cuadro 5.2.

Programa de inversiones de la Subdirección de Transmisión y Transformación (millones de pesos de 2008)

Obra presupuestal 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total

Modernización de subestaciones 1,157 1,012 1,791 1,934 2,077 2,210 2,363 2,599 2,742 2,885 20,770

Modernización de líneas 287 238 287 336 385 334 383 432 481 530 3,693

Construcción infraestructura. Acceso a red nacional de F.O. 502 529 68 75 82 85 98 108 118 130 1,795

Ampliación de la red nacional 321 183 287 451 496 446 491 564 621 714 4,574

Equipo operativo y herramental 97 90 98 108 119 131 144 159 174 192 1,312

Mobiliario y equipo de oficina 12 12 12 10 10 11 14 12 14 12 119

Equipo de transporte 55 51 56 61 67 74 61 74 82 90 671

Equipo diverso 45 39 43 47 52 57 63 69 76 83 574

Equipo de maniobra 62 53 62 53 58 64 71 78 85 94 680

Equipo de laboratorio 39 35 35 39 42 47 51 56 62 68 474 Total 2,577 2,242 2,739 3,114 3,388 3,459 3,739 4,151 4,455 4,798 34,662

Cuadro 5.9

5-8

Las inversiones por modalidad de financiamiento para la rehabilitación y modernización de centrales generadoras y su mantenimiento se presentan en el cuadro 5.10. La identificación de los montos en este cuadro respecto a los del 5.2 se indican entre paréntesis después de cada concepto. La rehabilitación y modernización en la modalidad OP (10) se presenta en la parte superior del cuadro y los proyectos de infraestructura productiva en la modalidad OPF (8) en la parte inferior.

Programa de inversiones de rehabilitación y modernización de centrales generadoras (millones de pesos de 2008)


Rehabilitaciones y modernizaciones 3,220 2,830 2,870 2,478 2,601 2,749 2,861 2,938 3,071 3,090 28,708

Total 3,220 2,830 2,870 2,478 2,601 2,749 2,861 2,938 3,071 3,090 28,708

Obra pública financiada 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total

Rehabilitaciones y modernizaciones

CGT Cerro Prieto, U5 1 1

CT Carbón II, U2 y U4 82 5 87

CT Gral. Manuel Álvarez Moreno, U1 y U2 377 354 30 761

CH Infiernillo 22 8 30

CT Francisco Pérez Ríos, U1 y U2 555 555

CCC Huinalá, U6 127 508 42 677

CN Laguna Verde 2,343 1,432 3,775

CCC Poza Rica 734 245 979

CCC El Sauz, paquete 1 821 616 1,437

CGT Cerro Prieto, U3 y U4 142 243 385

CT Emilio Portes Gil, U3 1,573 1,573 787 3,933

CT Altamira, U1 y U2 1,504 1,504 1,144 4,152

Total 5,077 6,107 3,615 1,973 16,772

Cuadro 5.10

En el cuadro 5.11 se detalla el programa de inversión de la Subdirección del CENACE, el cual se presenta en el rubro 15 del cuadro 5.2.

Programa de inversiones de la Subdirección del CENACE (millones de pesos de 2008)


Mobiliario 10 10 10 10 12 12 12 15 15 15 121

Vehículos 10 10 10 10 12 12 12 12 15 15 118

Construcción de nuevos centros 67 42 42 42 42 43 44 44 50 50 466

Ampliación de centros de control 30 30 30 32 32 35 35 35 37 38 334

Modernización y equipos para el CENAL y áreas de control 47 56 72 79 95 115 126 139 153 168 1,050

Sistemas de tiempo real 119 150 164 188 207 228 265 305 341 392 2,359

Programa de equipos de cómputo y seguridad informática 16 56 66 78 86 95 105 115 126 139 882

Programa de equipos de comunicaciones 105 90 94 98 105 110 116 122 128 135 1,103

Total 404 444 488 537 591 650 715 787 865 952 6,433

Cuadro 5.11

6-1

6. ESCENARIO ALTERNO DEL MERCADO ELÉCTRICO 6.1 Mercado eléctrico En el capítulo 1 se señalaron los supuestos básicos para la estimación del desarrollo del mercado eléctrico en los próximos años, en lo que se refiere a los pronósticos global, regional y sectorial del escenario Base asociado a un crecimiento anual equivalente de 2.3 % del PIB en 2008−2018. En esta sección se indica el pronóstico realizado para el escenario de Mayor Crecimiento a partir de los modelos sectoriales y regionales. Se mencionó también en el capítulo 1 que para fines de sensibilidad ante la posibilidad de ocurrencia de un crecimiento superior respecto del escenario Base, se utilizarían los resultados del ejercicio de planificación determinado hasta septiembre —antes de la crisis económica—. El desarrollo del Sector Eléctrico para este escenario (PIB de 3.5% anual promedio en 2008−2018), identificado como el de Mayor Crecimiento, se describe en este capítulo. 6.1.1 Pronóstico del consumo de electricidad Las tasas medias de crecimiento para los escenarios considerados se resumen en el cuadro 6.1.

Crecimiento medio anual de ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica

Escenario 2008-2018

%

Base 3.3Mayor Crecimiento 4.8

Cuadro 6.1 En el escenario Base se estima que las ventas más autoabastecimiento serían de 291.0 TWh en 2018. En cambio, para el de Mayor Crecimiento alcanzarían 341.5 TWh. 6.1.2 Pronóstico del consumo autoabastecido La estimación de este rubro se ha considerado igual que para el escenario Base. Ver cuadro 1.18 en el capítulo 1. 6.1.3 Pronóstico de ventas del servicio público Las tasas de crecimiento de las ventas para servicio público, obtenidas de la agregación de ventas sectoriales, se presentan en el cuadro 6.2.

6-2

Crecimiento medio de las ventas Servicio público

Escenario 2008-2018

%

Base 3.2Mayor Crecimiento 4.9

Cuadro 6.2 En la figura 6.1 se muestra la evolución de las ventas a 2018 para los dos escenarios.

Escenarios de ventas Servicio público

Figura 6.1

Para 2013 las ventas previstas en el escenario Base llegarían a 209.5 TWh y en el de Mayor Crecimiento serían de 234.4 TWh. 6.1.4 Escenario de Mayor Crecimiento Los cuadros 6.3 a 6.5 muestran la estimación regional de las ventas, consumo bruto y demanda máxima para los próximos años.

100

150

200

250

300

350

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

4.9% Mayor Crecimiento 3.2% Base

305.9

255.4

TWh

tmca:

100

150

200

250

300

350

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

4.9% Mayor Crecimiento 3.2% Base

305.9

255.4

TWh

tmca:

6-3

Estimación de ventas del servicio público Escenario de Mayor Crecimiento (GWh)

tmca

Área 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 (2008-2018)%

Central 33,652 34,206 35,038 35,894 36,988 38,204 39,700 41,318 43,092 45,023 46,979incremento % 2.04 1.65 2.43 2.44 3.05 3.29 3.92 4.08 4.29 4.48 4.34 3.3

Oriental 30,860 32,052 33,541 34,472 36,091 37,943 39,968 42,056 44,252 46,485 48,715incremento % 5.83 3.86 4.65 2.78 4.70 5.13 5.34 5.22 5.22 5.05 4.80 4.8

Occidental 42,399 44,119 46,255 48,195 50,474 52,228 55,259 58,400 61,691 65,205 68,904incremento % 4.59 4.06 4.84 4.19 4.73 3.48 5.80 5.68 5.64 5.70 5.67 4.9

Noroeste 14,516 15,420 16,274 17,272 18,302 17,672 18,529 19,365 20,207 21,069 21,946incremento % 4.38 6.23 5.54 6.13 5.96 -3.44 4.85 4.51 4.35 4.27 4.16 4.2

Norte 15,769 16,680 17,649 18,520 19,478 20,326 21,394 22,455 23,523 24,630 25,723incremento % 6.31 5.78 5.81 4.94 5.17 4.35 5.25 4.96 4.76 4.71 4.44 5.1

Noreste 32,563 34,506 37,140 39,734 43,010 46,123 49,136 52,361 55,800 59,535 63,419incremento % 5.89 5.97 7.63 6.98 8.24 7.24 6.53 6.56 6.57 6.69 6.52 6.8

Baja California 10,611 11,568 12,403 13,081 13,767 14,486 15,182 15,869 16,553 17,245 17,922incremento % 8.77 9.02 7.22 5.47 5.24 5.22 4.80 4.53 4.31 4.18 3.93 5.7

Baja California Sur 1,601 1,759 1,886 2,016 2,156 2,304 2,464 2,636 2,824 3,032 3,254incremento % 8.10 9.87 7.22 6.89 6.94 6.86 6.94 6.98 7.13 7.37 7.32 7.4

Peninsular 7,459 7,963 8,561 9,179 9,825 10,484 11,175 11,879 12,648 13,468 14,301incremento % 7.29 6.76 7.51 7.22 7.04 6.71 6.59 6.30 6.47 6.48 6.19 6.8

Subtotal 189,430 198,273 208,747 218,363 230,091 239,770 252,807 266,339 280,590 295,692 311,163incremento % 5.03 4.67 5.28 4.61 5.37 4.21 5.44 5.35 5.35 5.38 5.23 5.1

Pequeños sistemas1/ 120 127 142 155 160 169 175 181 188 195 203incremento % 9.09 5.83 11.81 9.15 3.23 5.62 3.55 3.43 3.87 3.72 4.10 5.7

Total nacional2/ 189,550 198,400 208,889 218,518 230,251 239,939 252,982 266,520 280,778 295,887 311,366incremento % 5.03 4.67 5.29 4.61 5.37 4.21 5.44 5.35 5.35 5.38 5.23 5.1

Total nacional3/ 189,550 198,400 208,889 213,025 224,758 234,446 247,489 261,027 275,285 290,394 305,873incremento % 5.03 4.67 5.29 1.98 5.51 4.31 5.56 5.47 5.46 5.49 5.33 4.9 1/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional 2/ Incluye el consumo de la temporada abierta (autoabastecimiento remoto) en el rubro de ventas, en virtud de que regionalmente aún no se conoce la ubicación de los socios 3/ Excluye el consumo de la temporada abierta como ventas

Cuadro 6.3

El consumo bruto total estimado para 2013 y 2018 es de 318,371 GWh y 406,967 GWh respectivamente, superiores en 30,352 GWh y 61,961 GWh a los del escenario Base, cuyas cifras correspondientes alcanzarían 288,019 GWh y 345,006 GWh.

6-4

Consumo bruto 1/ (GWh) Escenario de Mayor Crecimiento

Área 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018tmca

(2008-2018) %

Central 52,944 54,099 55,421 56,978 58,739 60,581 62,796 65,339 68,193 71,188 74,198 3.3

Oriental 2/ 40,391 42,216 44,076 45,755 47,691 49,914 52,342 54,899 57,586 60,323 63,018 4.6

Occidental 53,765 56,133 58,922 61,395 64,218 67,347 71,082 75,220 79,155 83,353 87,695 4.9

Noroeste 17,322 18,482 19,466 20,611 21,807 22,909 24,218 25,177 26,489 27,592 28,594 5.1

Norte 20,496 21,746 22,941 23,946 25,053 26,373 27,472 28,824 30,051 31,333 32,598 4.8

Noreste 2/ 43,133 45,525 48,471 51,752 55,589 59,144 62,659 66,462 70,509 74,768 79,155 6.1

Baja California 2/ 12,224 13,346 14,308 15,130 15,910 16,764 17,554 18,318 19,078 19,951 20,735 5.7

Baja California Sur 1,872 2,045 2,198 2,358 2,517 2,693 2,886 3,104 3,333 3,591 3,827 7.5

Peninsular 2/ 8,904 9,518 10,207 10,917 11,671 12,444 13,252 14,077 14,975 15,932 16,908 6.6

Subtotal 251,051 263,110 276,010 288,842 303,195 318,169 334,261 351,420 369,369 388,031 406,728 4.9

Pequeños sistemas 143 153 171 186 195 202 209 215 223 231 239 5.5

Total 251,194 263,263 276,181 289,028 303,390 318,371 334,470 351,635 369,592 388,262 406,967 4.9incremento % 4.47 4.80 4.91 4.65 4.97 4.94 5.06 5.13 5.11 5.05 4.82


Cuadro 6.4

Demanda máxima bruta (MW) Escenario de Mayor Crecimiento

Área 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018tmca

(2008-2018) %

Central 8,807 8,984 9,215 9,471 9,770 10,077 10,446 10,872 11,351 11,854 12,359 3.3

Oriental 1/ 6,107 6,409 6,718 7,011 7,327 7,685 8,057 8,452 8,864 9,288 9,702 4.8

Occidental 7,769 8,132 8,547 8,909 9,320 9,771 10,314 10,915 11,487 12,098 12,725 5.0

Noroeste 3,187 3,393 3,579 3,788 4,007 4,211 4,451 4,627 4,869 5,071 5,255 5.0

Norte 3,307 3,521 3,731 3,916 4,115 4,331 4,514 4,734 4,937 5,146 5,355 5.0

Noreste 1/ 6,915 7,298 7,771 8,296 8,913 9,481 10,046 10,654 11,305 11,986 12,689 6.1

Baja California 1/ 2,375 2,574 2,747 2,893 3,032 3,190 3,329 3,462 3,600 3,752 3,887 5.3

Baja California Sur 332 364 391 419 448 479 513 552 593 639 681 7.5

Peninsular 1/ 1,360 1,454 1,559 1,667 1,782 1,900 2,024 2,150 2,287 2,433 2,582 6.6

Pequeños sistemas 30 32 35 38 40 41 42 44 45 47 49 5.2 1/ Excluye exportación

Cuadro 6.5

6.2 Requerimientos de capacidad y retiros El programa para el escenario de Mayor Crecimiento se presenta a continuación. Los retiros de unidades generadoras son parecidos a los del Base indicado en el cuadro 3.3, excepto por algunas variaciones en el tiempo de los retiros. Estas se muestran en el cuadro 6.6 y se relacionan en su mayoría con la anticipación de los nuevos proyectos de generación en este programa, respecto al escenario Base. La capacidad total a retirar en el periodo es la misma en ambos escenarios. En el de autoabastecimiento, se consideran adelantos de un año respecto al Base para los proyectos: Parques Ecológicos de México, 80 MW en 2008; Eurus, 248 MW en 2008; y GDC Generadora, 432 MW en 2013.

6-5

Diferencias en los programas de retiros para los dos escenarios

Nombre Unidad Tipo MW Áreames año mes año

Cerro Prieto I 1 y 2 GEO 75.0 Baja California Feb 2011 Feb 2012Valle de México 1 TC 150.0 Central Nov 2013 Ene 2012Valle de México 2 TC 150.0 Central Dic 2013 Ene 2012Valle de México 3 TC 150.0 Central Ene 2013 Ene 2012Valle de México 2, 3 y 4 TG 88.0 Central Nov 2013 Nov 2012Santa Rosalía 9 CI 1.6 Aislado Abr 2013 Ene 2015Santa Rosalía 9 y10 CI 3.2 Aislado Abr 2013 Ene 2017Altamira 3 TC 250.0 Noreste Abr 2015 Abr 2013Los Cabos 3 DTG 27.2 Baja California Sur Nov 2015 Nov 2016Salamanca 4 TC 250.0 Occidental Abr 2016 Abr 2014C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 1 TC 84.0 Noroeste Abr 2016 Abr 2015C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 3 TC 158.0 Noroeste Abr 2016 Abr 2015Azufres 1 a 6 y 9 GEO 35.0 Occidental Abr 2016 Abr 2015Punta Prieta II 2 TC 37.5 Baja California Sur Nov 2016 Nov 2017La Paz 1 DTG 18.0 Baja California Sur Nov 2016 Nov 2018La Paz 2 DTG 25.0 Baja California Sur Nov 2016 Nov 2018Samalayuca 1 y 2 TC 316.0 Norte Abr 2017 Abr 2013Gómez Palacio 1 y 2 CC 118.0 Norte Abr 2017 Nov 2016Gómez Palacio 3 CC 82.0 Norte Abr 2017 Nov 2016C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 2 TC 84.0 Noroeste Abr 2018 May 2012C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 4 TC 158.0 Noroeste Abr 2018 May 2012Huinalá 1 a 4 CC 249.4 Noreste Abr 2018 Abr 2016Huinalá 5 CC 128.3 Noreste Abr 2018 Abr 2016

Mayor CrecimientoBase

GEO: Geotermoeléctrica TC: Termoeléctrica convencional CI: Combustión interna DTG: Turbogás a base de diésel CC: Ciclo combinado

Cuadro 6.6

6.2.1 Escenario de Mayor Crecimiento Para atender tal escenario de demanda se considera el PRC del cuadro 6.7. Los ajustes en las fechas de operación de los proyectos respecto al PRC Base se realizan a partir de 2011.

Programa de requerimientos de capacidad del servicio publico 1/ Escenario de Mayor Crecimiento


20080 0

2009 Mar Baja California (Presidente Juárez) 6/ 8/ CC 277 272 BCMay Baja California II TG Fase I TG 120 119 BCMay Guerrero Negro III CI 11 10 AISSep San Lorenzo Conversión TG/CC 2/ 8/ CC 123 116 ORI

531 517

2010 Ene Norte (La Trinidad) 6/ 8/ CC 466 450 NTEFeb Carboeléctrica del Pacífico 6/ CAR 678 651 OCCAbr Humeros Fase A GEO 28 25 ORIAbr Presidente Juárez Conversión TG/CC 2/ 7/ CC 93 90 BCAbr Cerro Prieto V GEO 107 100 BCAbr Humeros Fase B GEO 23 21 ORIJul La Venta III EO 101 99 ORIDic Oaxaca I EO 101 100 ORI

1,598 1,537

2011 Abr Baja California III 7/ CC 280 272 BCAbr Baja California Sur IV (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr Baja California Sur III (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr Norte II (Chihuahua) 7/ CC 459 447 NTEMay Agua Prieta II 3/ CC 477 465 NORSep Valle de México II Fase I TG 7/ TG 397 386 CELSep Manzanillo I Repotenciación U1 CC 460 447 OCCSep Oaxaca II, III y IV EO 304 300 ORI

2,463 2,399


...

Cuadro 6.7

6-6

Programa de requerimientos de capacidad del servicio publico 1/ Escenario de Mayor Crecimiento

... (continuación)


2012 Ene La Yesca U1 HID 375 373 OCCAbr Noreste (Escobedo) 7/ CC 517 503 NESAbr Santa Rosalía II CI 15 13 AISAbr La Yesca U2 HID 375 373 OCCMay Valle de México II Fase II Vap-CC 7/ CC 204 198 CELJul Manzanillo I Repotenciación U2 7/ CC 460 447 OCCAgo Valle de México III 7/ CC 601 585 CEL

2,546 2,492

2013 Abr Norte III (Juárez) 7/ CC 474 461 NTEAbr Río Moctezuma HID 92 91 OCCAbr Baja California Sur V (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr Baja California II CC 280 272 BCAbr Santa Rosalía III CI 11 10 AISAbr Salamanca Fase I 7/ 10/ CC 314 305 OCCAbr Guerrero Negro IV CI 15 13 AIS

1,229 1,193

2014 Abr Valle de México IV 7/ CC 601 585 CELAbr Baja California Sur VI (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr Villita Ampliación HID 150 149 OCCAbr Manzanillo II Repotenciación U1 7/ 11/ CC 460 447 OCCAbr Noreste II (Monterrey) 7/ CC 517 503 NESAbr Guadalajara I 7/ CC 453 440 OCCAbr Carboeléctrica del Pacífico II 9/ CAR 700 655 OCC

2,924 2,821

2015 Ene Azufres III GEO 75 68 OCCAbr Los Cabos TG I 5/ 7/ TG 108 105 BCSAbr Jorge Luque 7/ CC 601 585 CELAbr Occidental 7/ CC 453 440 OCCAbr Noroeste 9/ LIBRE 700 655 NORAbr Tenosique HID 420 418 ORIAbr Carboeléctrica del Pacífico III 9/ CAR 700 655 OCC

3,057 2,926

2016 Abr Noreste III (Sabinas) 9/ LIBRE 700 655 NESAbr Oriental 9/ LIBRE 700 655 ORIAbr Norte IV (Torreón) 7/ CC 459 447 NTEAbr Manzanillo II Repotenciación U2 7/ 11/ CC 460 447 OCCAbr Salamanca Fase II 7/ 10/ CC 314 305 OCCAbr Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos) 5/ LIBRE 86 82 BCSAbr Copainalá HID 232 231 ORIAbr Baja California IV (SLRC) 4/ 7/ LIBRE 571 555 BC

3,522 3,376

2017 Abr Noreste IV (Sabinas) 9/ LIBRE 700 655 NESAbr Los Cabos TG II 5/ 7/ TG 72 70 BCSAbr La Parota U1 HID 300 299 ORIAbr Carboeléctrica del Pacífico IV 9/ CAR 700 655 OCCAbr Central (Tula) 7/ LIBRE 889 865 CELAbr Noroeste II 9/ LIBRE 700 655 NORJul La Parota U2 HID 300 299 ORIOct La Parota U3 HID 300 299 ORI

3,961 3,796

2018 Ene Azufres IV GEO 75 68 OCCAbr Veracruz I Y II 7/ LIBRE 1,400 1,342 ORIAbr Central II (Tula) 7/ LIBRE 889 865 CELAbr Noroeste III 9/ LIBRE 700 655 NORAbr Baja California Sur IX y X (Todos Santos) 5/ LIBRE 86 82 BCSAbr Baja California V (Ensenada) 7/ LIBRE 571 555 BC 3,721 3,567

Total 25,552 24,623


CC: Ciclo combinado CAR: Carboeléctrica CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica 1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación distribuida de LyFC 6/ Capacidad de contrato 2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC 7/ Capacidad media anual 3/ Incluye 10 MW del campo solar 8/ Capacidad de verano 4/ Instalación de central o inyección de potencia 9/ Capacidad ISO 5/ Se está analizando la interconexión al SIN del sistema BCS 10/ Posible proyecto de cogeneración de PEMEX 11/ Proyectos en revisión, se estudian proyectos nuevos en Manzanillo, Guadalajara y Bajío LIBRE: La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (que utilicen gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía FEO: Fecha de entrada en operación

Cuadro 6.7

6-7

Para atender en este escenario los crecimientos esperados de demanda en las áreas del norte del país, sería importante asegurar la entrada en operación en 2011, 2012 y 2013 de las centrales: CC Agua Prieta II, CC Norte II, CC Noreste y Norte III, antes de que se presente la demanda máxima anual en cada región. Sin embargo, en el caso de no contar oportunamente con la capacidad de CC Norte II y Norte III, por la capacidad limitada de los enlaces de transmisión del área norte con los sistemas vecinos, aunque haya MR suficiente en el SIN, se podrían presentar condiciones operativas críticas en esa región en la época de verano de 2012 y 2013. Así mismo, los proyectos CC Valle de México II y III deberían entrar en operación en 2011 y 2012 respectivamente, para atender la demanda en el centro del país. Los proyectos de generación asociados a la TGNL en Manzanillo: Manzanillo I repotenciación U1 y U2, se han programado para 2011 y 2012 respectivamente; los Manzanillo II, repotenciación U1 y U2 para 2014 y 2016; los de Guadalajara I en 2014 y Occidental en 2015. Adicionalmente se consideran los proyectos Salamanca fases I y II en 2013 y 2016. 6.2.2 Comparación de escenarios Respecto al Base, se requerirán adelantos en proyectos para satisfacer el margen de reserva y margen de reserva operativo en la mayoría de los mismos a partir de 2011. La capacidad de generación requerida en 2018 sería de 8,850 MW mayor que la del escenario Base. En la tabla 6.8 se muestra la comparación de los proyectos de los escenarios Base y de Mayor Crecimiento. En este último se requeriría el adelanto de entrada en operación de 33 de los mismos para satisfacer la demanda del escenario de Mayor Crecimiento.

6-8

Comparación de PRC Mayor Crecimiento vs. PRC Base

Proyecto MW Mes Año Proyecto MW Mes Año

Baja California II TG Fase I 124 May 2009 Baja California II TG Fase I 120 May 2009Humeros Fase B 23 Nov 2010 Humeros Fase B 23 Abr 2010Humeros Fase A 28 Mar 2011 Humeros Fase A 28 Abr 2010Presidente Juárez Conversión TG/CC 93 Feb 2011 Presidente Juárez Conversión TG/CC 93 Abr 2010Cerro Prieto V 107 Mar 2011 Cerro Prieto V 107 Abr 2010Baja California III 280 Abr 2012 Baja California III 280 Abr 2011Baja California Sur IV (Coromuel) 43 Abr 2012 Baja California Sur IV (Coromuel) 43 Abr 2011Norte II (Chihuahua) 459 Abr 2012 Norte II (Chihuahua) 459 Abr 2011Agua Prieta II 477 Abr 2012 Agua Prieta II 477 May 2011Manzanillo I Rep U2 460 Sep 2012 Manzanillo I Rep U2 460 Jul 2012Valle de México II 601 Sep 2013 Valle de México II Fase I TG 397 Sep 2011

Valle de México II Fase II Vap-CC 204 May 2012Norte III (Juárez) 690 Abr 2014 Norte III (Juárez) 474 Abr 2013Baja California Sur V (Coromuel) 43 Abr 2014 Baja California Sur V (Coromuel) 43 Abr 2013Noreste (Escobedo) 517 Abr 2015 Noreste (Escobedo) 517 Abr 2012Valle de México III 601 Sep 2015 Valle de México III 601 Ago 2012Guadalajara I 453 Abr 2015 Guadalajara I 453 Abr 2013Baja California Sur VI (Coromuel) 43 Abr 2015 Baja California Sur VI (Coromuel) 43 Abr 2014Villita Ampliación 150 Abr 2015 Villita Ampliación 150 Abr 2014Noreste II (Monterrey) 517 Abr 2015 Noreste II (Monterrey) 517 Abr 2014Los Cabos TG I 70 Abr 2015 Los Cabos TG I 108 Abr 2015Baja California II 280 Abr 2016 Baja California II 280 Abr 2013Azufres III 75 Ene 2016 Azufres III 75 Ene 2015Occidental 453 Abr 2016 Occidental 453 Abr 2015Noroeste 641 Abr 2016 Noroeste 700 Abr 2015Manzanillo II Rep U1 460 Abr 2017 Manzanillo II Rep U1 460 Abr 2014Carboeléctrica del Pacífico II 700 Abr 2017 Carboeléctrica del Pacífico II 700 Abr 2014Jorge Luque 601 Sep 2017 Jorge Luque 601 Abr 2015Norte IV (Torreón) 668 Abr 2017 Norte IV (Torreón) 459 Abr 2016Copainalá 232 Abr 2017 Copainalá 232 Abr 2016Los Cabos TG II 105 Abr 2017 Los Cabos TG II 72 Abr 2017Carboeléctrica del Pacífico III 700 Abr 2018 Carboeléctrica del Pacífico III 700 Abr 2015Noreste III (Sabinas) 700 Abr 2018 Noreste III (Sabinas) 700 Abr 2016Manzanillo II Rep U2 460 Abr 2018 Manzanillo II Rep U2 460 Abr 2016Baja California IV (SLRC) 270 Abr 2018 Baja California IV (SLRC) 571 Abr 2016La Parota U1 300 Abr 2018 La Parota U1 300 Abr 2017La Parota U2 300 Jul 2018 La Parota U2 300 Jul 2017La Parota U3 300 Oct 2018 La Parota U3 300 Oct 2017Baja California Sur IX (Todos Santos) 43 Abr 2018 Baja California Sur IX y X (Todos Santos) 86 Abr 2018

(FEO Necesarias)PRC Mayor CrecimientoPRC Base

Proyectos de generación sujetos a cambios

Cuadro 6.8

La figura 6.2 representa la capacidad adicional anual de los escenarios Base y de Mayor Crecimiento, en donde se muestra la diferencia en los requerimientos para el periodo.

6-9

Comparación de capacidad de los PRC Base vs. Mayor Crecimiento

Figura 6.2 En la figura 6.3 se presenta la participación de tecnologías en la capacidad del servicio público para 2007 y para cada uno de los escenarios de demanda —Base y de Mayor Crecimiento— en 2018.

0

531

1,59

8

0

535

1,37

0

2,44

1

733

1,83

4

2,36

6

2,16

52,46

3

1,22

9

2,92

43,

057

3,52

23,

961

3,72

1

2,54

6

1,03

51,

076

3,14

8

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

25,5

5216

,702

Total

PRC Mayor Crecimiento – PRC Base = 8,850 MW

Mayor Crecimiento Base

0

531

1,59

8

0

535

1,37

0

2,44

1

733

1,83

4

2,36

6

2,16

52,46

3

1,22

9

2,92

43,

057

3,52

23,

961

3,72

1

2,54

6

1,03

51,

076

3,14

8

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

25,5

5216

,702

Total

PRC Mayor Crecimiento – PRC Base = 8,850 MW

Mayor Crecimiento Base

6-10

Capacidad bruta para servicio público Escenarios Base y de Mayor Crecimiento

1/ Incluye generación distribuida de LyFC (160 MW), CC Jorge Luque (601 MW) e incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (479 MW) 2/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (utilizando gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía

Figura 6.3

51,029 MW Real

2007

Eoloeléctrica0.9%

Coque0.5%





Libre3.7%


Turbogás3.8%


11.8%


63,184 MW1/ Base

2018

2/


25.2%




Carboeléctrica9.2%



Turbogás5.1%

Eoloeléctrica0.2%

51,029 MW Real

2007

Eoloeléctrica0.9%

Coque0.5%





Libre3.7%


Turbogás3.8%


11.8%


63,184 MW1/ Base

2018

2/


25.2%




Carboeléctrica9.2%



Turbogás5.1%

Eoloeléctrica0.2%


25.2%




Carboeléctrica9.2%



Turbogás5.1%

Eoloeléctrica0.2%

Eoloeléctrica0.8%

Coque0.4%





Libre12.2%


Turbogás3.4%


10.5%


71,432 MW1/Mayor Crecimiento

2018

2/

Eoloeléctrica0.8%

Coque0.4%





Libre12.2%


Turbogás3.4%


10.5%


71,432 MW1/Mayor Crecimiento

2018

2/

6-11

6.3 Margen de reserva y margen de reserva operativo En la figura 6.4 se presentan los márgenes de reserva MR y MRO del SIN considerando la expansión planteada en el PRC Base ante el escenario de Mayor Crecimiento de la demanda. En el corto plazo, las adiciones de capacidad programadas serían suficientes para atender la demanda; por el contrario, a partir de 2013 no se cumpliría con los criterios de reserva globales. De este modo, para 2011−2018 se necesitarían efectuar los ajustes correspondientes a la programación de nuevas centrales, tal y como se plantea en el PRC correspondiente a este escenario de demanda.

Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN 1/ 3/ Escenario de demanda Mayor Crecimiento y PRC Base

1/ Valores mínimos de verano 2/ MRO: Considera decremento por temperatura en verano 3/ Considera fechas de operación factibles

Figura 6.4

En la figura 6.5 se presenta la evolución del MR y MRO del SIN con un PRC diseñado para atender la demanda en el escenario de Mayor Crecimiento (cuadro 6.7) y sus correspondientes programas de retiros y autoabastecimiento. Con base en estos programas, el MR y MRO se ajustan a los criterios de reserva de planificación a partir de 2012. Dada la composición de tecnologías del parque de generación, se requeriría un MR del orden de 22% al final de periodo, para lograr una reserva operativa de 6 por ciento.

%

MR MRO2/

44.3

37.8

34

28.1

24.9

22.8

7.9

20.1

14.7

11.4

7.2

6.0

2.7

-1.3

-4.2

-5.3

-7.9

-9.3

17.8

14.2

12.7

9.8

-15

-5

5

15

25

35

45

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

%

MR MRO2/

44.3

37.8

34

28.1

24.9

22.8

7.9

20.1

14.7

11.4

7.2

6.0

2.7

-1.3

-4.2

-5.3

-7.9

-9.3

17.8

14.2

12.7

9.8

-15

-5

5

15

25

35

45

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

6-12

Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN 1/ 3/ Escenario de demanda Mayor Crecimiento y PRC Mayor Crecimiento

1/ Valores mínimos de verano 2/ MRO: Considera decremento por temperatura en verano 3/ Considera fechas de operación factibles

Figura 6.5

6.4 Evolución de la generación bruta y requerimientos de combustibles fósiles

6.4.1 Generación bruta En la figura 6.6 se presenta la distribución de la generación en 2007 y 2018 para cada uno de los escenarios de demanda —Base y de Mayor Crecimiento—. La diferencia entre ambos se debe a los ajustes en los programas de requerimientos de capacidad. En el escenario Base se requiere menor capacidad a instalar, por lo que la generación tipo libre disminuye su participación en 11.6 puntos porcentuales, mientras que la termoeléctrica convencional se incrementa 0.1 puntos respecto al de Mayor Crecimiento. Sin embargo, para el escenario de menor demanda, las tecnologías a gas tendrían una mayor participación.

%

MR MRO2/

44.4

37.8

34.0

28.1

26.5

24.7

22.6

20.1

14.7

11.4

7.1

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

24.8

24.2

22.6

22.1

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

%

MR MRO2/

44.4

37.8

34.0

28.1

26.5

24.7

22.6

20.1

14.7

11.4

7.1

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

24.8

24.2

22.6

22.1

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

6-13

Generación bruta para servicio público Escenarios Base y de Mayor Crecimiento

Figura 6.6

Turbogás1.1%




21.3%




Eoloeléctrica0.1%


2007Real

232,552 GWh

2018 Base

329,912 GWh





Turbogás0.2%



6.2%

Eoloeléctrica0.6%


Libre1.4%Turbogás

1.1%




21.3%




Eoloeléctrica0.1%


2007Real

232,552 GWh

Turbogás1.1%




21.3%




Eoloeléctrica0.1%


2007Real

232,552 GWh

2018 Base

329,912 GWh





Turbogás0.2%



6.2%

Eoloeléctrica0.6%


Libre1.4%

2018 Base

329,912 GWh





Turbogás0.2%



6.2%

Eoloeléctrica0.6%


Libre1.4%

2018 Mayor Crecimiento

391, 761 GWh

Hidroeléctrica9.0%




Turbogás0.2%



6.1%

Eoloeléctrica0.5%


Libre13.0%


391, 761 GWh

Hidroeléctrica9.0%




Turbogás0.2%



6.1%

Eoloeléctrica0.5%


Libre13.0%

6-14

6.4.2 Requerimiento de combustibles fósiles De manera similar, en la figura 6.7 y el cuadro 6.9, se presentan las necesidades de combustibles para 2007 y las previsiones para 2018, en función de los escenarios de demanda Base y de Mayor Crecimiento.

Requerimientos de combustibles para servicio público Escenarios Base y de Mayor Crecimiento

Figura 6.7


7,010 Terajoule / día

Libre14.0%

Gas58.0%

Combustóleo8.0%

Diésel0.2%

Carbón19.0%

Coque0.8%



Libre14.0%

Gas58.0%

Combustóleo8.0%

Diésel0.2%

Carbón19.0%

Coque0.8%

2007Real


Diésel0.5%

Gas52.1%

Combustóleo28.9%

Carbón18.5%

2018 Base


Coque0.9%

Carbón20.6%

Diésel0.3%

Combustóleo7.9%

Gas68.9%

Libre1.4%

2007Real


Diésel0.5%

Gas52.1%

Combustóleo28.9%

Carbón18.5%

2007Real


Diésel0.5%

Gas52.1%

Combustóleo28.9%

Carbón18.5%

2018 Base


Coque0.9%

Carbón20.6%

Diésel0.3%

Combustóleo7.9%

Gas68.9%

Libre1.4%

2018 Base


Coque0.9%

Carbón20.6%

Diésel0.3%

Combustóleo7.9%

Gas68.9%

Libre1.4%

6-15

Requerimientos de combustibles para servicio público Escenarios Base y de Mayor Crecimiento

Combustible Unidades 2007 real Escenario 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Combustóleo Mm3 31.4 Base 25.3 23.2 21.6 18.8 18.0 14.3 15.4 17.0 15.1 14.3 11.0

día Mayor Crecimiento 25.8 27.4 27.1 25.2 24.5 18.7 17.1 14.6 13.7 14.0 13.5

Gas MMm3 63.5 Base 68.5 70.5 73.4 75.3 79.0 83.0 87.2 92.6 99.0 103.9 105.1


Diésel m3 592.0 Base 653.6 307.2 425.3 327.4 402.0 291.0 258.5 240.0 207.3 307.5 327.4


Carbón MMt 14.7 Base 10.7 15.5 16.3 16.8 17.5 17.9 18.0 17.9 17.9 18.8 20.3

año Mayor Crecimiento 11.2 15.4 16.1 16.5 17.2 17.6 18.6 20.1 20.9 21.4 22.4

Coque MMt 0.0 Base 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6

año Mayor Crecimiento 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6

Cuadro 6.9

Las figuras 6.8a, 6.8b y 6.8c muestran la comparación gráfica de los requerimientos de combustóleo, gas y carbón para los dos escenarios de demanda. De los resultados se concluye lo siguiente:

En ambos escenarios, el uso del combustóleo tiende a disminuir de 197 MBD en 2007, a cifras del orden de 80 MBD en 2018

Para 2014−2018, el consumo de combustóleo se prevé similar en ambos escenarios Las tendencias en los requerimientos de gas y carbón son a la alza De 2009 a 2015 aumenta más el consumo de gas en el escenario de Mayor Crecimiento,

debido a un mercado eléctrico superior y a un PRC con mayor número de ciclos combinados

En 2008 se observa una drástica disminución en el consumo de carbón, debido principalmente al alto precio del energético y a problemas de suministro en la central Petacalco

El adelanto en la entrada en operación de la Carboeléctrica del Pacífico II (2014 en el escenario de Mayor Crecimiento), así como una mayor participación de tecnologías libres —ver figura 6.6— provocan que el volumen de gas demandado al final del horizonte sea similar en ambos escenarios

6-16

Comparación de los requerimientos de combustibles Combustóleo (MBD)

Figura 6.8a

Comparación de los requerimientos de combustibles Gas (MMm3)

Figura 6.8b

0

20

40

60

80

100

120

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

31.2

39.7

45.3 49.150.5

Histórico

63.5

Mayor Crecimiento

Base

60.6

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Histórico

325.5

281.2 262.0

Mayor Crecimiento

258.2

378.3

207.3

Base

197.3

6-17

Comparación de los requerimientos de combustibles Carbón (Mt)

Figura 6.8c

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Histórico

Mayor Crecimiento

Base

11,397.8

12,178.8

13,881.2

11,504.6

14,696.7

14,916.9 14,661.2

A-1

ANEXO A POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

A.1 Antecedentes El SIN está compuesto por centrales generadoras de diferentes tipos, las cuales utilizan diversos combustibles como fuentes de energía primaria. La capacidad efectiva bruta al 31 de diciembre de 2007 alcanzó 48,104 MW. De ellos, 11,343 MW (23.6%) 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 2007

Capacidad

MW %

23.6

18.8

4.8

76.4

Tipo de generaciónNúmero de centrales

Número de unidades

101 384

11

68

49

170

36,761.0

Hidroeléctrica 79 219 11,343.3

100.0

Con regulación

Sin regulación

9,056.0

2,287.3

Total 180 603 48,104.3

Termoeléctrica1/

1/ Incluye a la eoloeléctrica, con 84.875 MW

Cuadro A.1

El grupo de generación hidroeléctrica que cuenta con capacidad de regulación representa 79.8% del total en operación y está integrado por las once GCH:

Angostura (Belisario Domínguez), Chicoasén (Manuel Moreno Torres), Malpaso y Peñitas (Ángel Albino Corzo) en el río Grijalva; Caracol (Carlos Ramírez Ulloa), Infiernillo y Villita (José María Morelos) en el río Balsas; Temascal en la confluencia de los ríos Tonto y Santo Domingo; El Cajón (Leonardo Rodríguez Alcaine) y Aguamilpa (Solidaridad) en el río Santiago, y Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) en el río Moctezuma.

El vaso de Angostura permite hacer desplazamientos interanuales de su agua almacenada, lo cual contribuye a una operación más económica y confiable del SIN en el largo plazo. Aun cuando la generación de Chicoasén, Peñitas y Villita es controlada casi en su totalidad por las centrales aguas arriba, el resto de las GCH son hidroeléctricas de regulación anual. Sus características se indican en el cuadro A.2. El Cajón entró en servicio en marzo de 2007.

A-2

Capacidades e índices de regulación de las Grandes Centrales Hidroeléctricas

Desembocadura Golfo de México Océano Pacífico

RíoTonto y Santo

DomingoMoctezuma

Central Angostura Chicoasén Malpaso Peñitas Temascal Zimapán Caracol Infiernillo Villita El Cajón Aguamilpa

Composición (MW)

5 x 180 8 x 300 6 x 180 4 x 1054 x 38.5 2 x 100

2 x 146 3 x 2004 x 160 2 x 180

4 x 75.00 2 x 375 3 x 320

Capacidad (MW)

900 2,400 1,080 420 354 292 600 1,000 300 750 960

Volumen útil máximo

( MMm3 )13,170 216 9,317 130 8,828 699 809 6,054 224 1,335 2,629

Aportaciones tipo medio 2 /

( MMm3 )10,138 2,211 5,667 3,514 15,293 420 4,867 10,540 0 3,671 2,530

Índice de regulación 5 /

%130 2 52 1 58 167 17 39 1 36 42

Grijalva Balsas Santiago

1/

3/ 4/

1/ Al integrar los almacenamientos de las presas Cerro de Oro y Temascal 2/ Cuenca propia, con las aportaciones del periodo 1952—2007 (56 años) 3/ Al integrar las aportaciones de los ríos Tonto y Santo Domingo 4/ Con la estadística de aportaciones 1980—2007 (28 años) 5/ El resultado de dividir el volumen útil de la hidroeléctrica en cuestión, entre las aportaciones tipo año medio de toda su cuenca

Cuadro A.2

Las centrales del segundo grupo en el cuadro A.1 (68 en total), llamadas también hidroeléctricas menores o sin regulación, para minimizar derrames están obligadas a generar en periodos cortos —semanales o diarios— las aportaciones que reciben. 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 en el Sistema Interconectado Nacional, 1998—2007

Total GWh 24,616 32,713 33,075 28,435 24,862 19,753 25,076 27,611 30,305 27,042% 15.1 19.0 18.2 15.6 13.0 10.3 12.8 13.4 14.3 12.4

Aportaciones tipo medio húmedo medio seco seco seco seco medio medio medioCon regulación GWh 18,854 27,946 28,620 22,997 20,237 15,428 19,812 21,066 24,004 19,961

Sin regulación GWh 5,762 4,768 4,455 5,438 4,625 4,325 5,265 6,546 6,301 7,081

GWh 138,367 139,557 148,855 153,358 165,760 171,881 171,077 178,318 181,828 191,782% 84.9 81.0 81.8 84.4 87.0 89.7 87.2 86.6 85.7 87.6

Total GWh 162,983 172,270 181,930 181,793 190,622 191,634 196,153 205,929 212,133 218,824% 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

Termoeléctrica 1 /, 2 /, 3/

2006 20072000 2001 2002 2003Tipo de generación 20051999 2004Unidades 1998

Hidroeléctrica 1 /

1/ Incluye Área Noroeste en todo el periodo (la Región Noroeste se integró al SIN en marzo de 2005) 2/ Incluye PIE a partir de 2000 3/ Incluye generación eoloeléctrica

Cuadro A.3

A.2 Niveles recomendados de operación (NRO) en las GCH Definen la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación, para aumentar o reducir la producción cuando se esté por arriba o por debajo de dichos niveles. Al seguir la estrategia, la producción de la central se maximiza.

A-3

En los cuadros A.4a y A.4b se presentan los NRO para cada una de las GCH, obtenidas de simular su operación con la meta de maximizar su generación y con base en la estadística de los 56 años disponibles en la muestra histórica 1952—2007: para Angostura —la única hidroeléctrica de regulación multianual— se determinó una curva de niveles máximos que no debe ser rebasada a fin de maximizar la generación y minimizar la posibilidad de derrames.

Niveles recomendados de operación (msnm) 1/, 2/

1952—2007 (56 años)

Capacidad efectiva instalada (MW)

Niveles de control (msnm)

Volumen útil (MMm3) y energía almacenada (GWh)32,360

18,273

Restricciones3/ 4/ 7/ 4/ 8/ 3/ 4/

5/

8/ 4/

6/

8/ 3/ 4/ 8/ 4/ 9/

Enero 20 533.00 58 392.50 182.00 160 181.00 70 87.40 64.21 26 64.21 20 1,559.70

Febrero 20 533.00 58 392.50 145 180.00 64 87.40 23 63.37 20 1,559.20

Marzo 20 532.90 58 392.50 160 171.15 70 87.40 26 62.68 20 1,558.40

Abril 20 530.70 58 392.50 155 169.96 68 87.40 25 61.58 20 1,554.38

Mayo 20 527.40 58 392.50 160 168.32 70 87.40 26 58.70 20 1,553.21

Junio 524.50 20 524.50 58 392.50 178.00 155 166.65 68 87.40 52.21 25 52.21 20 1,550.90

Julio 524.50 20 524.50 58 392.50 176.00 160 164.58 70 87.40 52.21 26 52.17 20 1,547.80

Agosto 524.50 20 524.50 58 392.50 174.00 160 167.82 68 87.40 56.21 26 55.88 20 1,545.00

Septiembre 526.00 20 525.07 58 392.50 171.50 155 169.90 68 87.40 58.71 25 55.00 20 1,540.00

Octubre 530.00 20 527.04 58 392.50 176.18 160 176.18 70 87.40 61.21 26 59.27 20 1,550.44

Noviembre 20 533.00 58 392.50 182.00 155 182.00 68 87.40 64.21 25 64.21 20 1,555.00

Diciembre 20 533.00 58 392.50 182.00 160 181.60 70 87.40 64.21 26 64.21 20 1,560.00

533.00

Al Namo

500.00 380.00

Temascal

8,792

Centrales Angostura Chicoasén Malpaso Peñitas

5 x 180

900

539.50

1,00713,498 165 2,580 11 1,012

Composición

Total

Name

Namino

Namo

8 x 300

2,400

144.00

4 x 1056 x 180

395.00

1,080

188.00

392.50

(4 x 38.5) + (2 x 100)

85.00

68.50

44.20

95.50

87.40

Mes

354420

66.50

13013,170 212 9,317

182.50

Golfo de México

GrijalvaRíoTonto y

Santo DomingoMoctezuma

Desembocadura

1,560.00

1,520.00

739

Zimapán

2 x 146

292

1,563.00

1/ GCH 2/ Al día primero de cada mes 3/ Niveles impuestos por la Comisión Nacional del Agua (CNA) al primero de cada mes (msnm) 4/ Generación mínima, requerimiento por sistema eléctrico, Cenace (GWh/mes) 5/ Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo 6/ Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo 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—2007 (56 años) 9/ Con la estadística de aportaciones 1980—2007 (28 años)

Cuadro A.4a

A-4

Niveles recomendados de operación (msnm) 1/, 2/

1952—2007 (56 años) Océano Pacífico

Santiago

Capacidad efectiva instalada (MW)

Niveles de control (msnm)

Volumen útil (MMm3) y energía almacenada (GWh)11,193

4,407

Restricciones4/ 7/ 3/ 4/

5/

7/ 4/

6/

7/ 7/ 4/ 7/

Enero 16 521.00 126 169.00 54 51.20 391.00 40 220.00

Febrero 14 521.00 113 165.53 48 51.20 391.00 36 220.00

Marzo 16 521.00 126 161.24 54 51.20 391.00 40 220.00

Abril 15 521.00 121 158.15 52 51.20 391.00 39 220.00

Mayo 16 520.00 126 155.39 54 51.20 391.00 40 220.00

Junio 15 517.00 152.25 121 150.11 52 51.00 390.00 39 219.40

Julio 16 516.00 150.00 126 146.40 54 51.00 381.40 40 216.30

Agosto 16 515.50 154.50 126 145.50 54 51.00 374.50 40 215.30

Septiembre 15 515.00 158.00 121 148.50 52 51.00 385.30 39 217.70

Octubre 16 514.00 165.00 126 157.85 54 51.00 388.90 40 219.90

Noviembre 15 521.00 121 167.00 52 51.20 390.90 39 220.00

Diciembre 16 521.00 126 169.00 54 51.20 391.00 40 220.00

391.00169.00

1,335

1,016

346.00140.00

224

(4 x 160) + (2 x 180)

232.0056.73

190.00

1,000

41.73

220.00

176.40

51.20

394.00

919469 1,983 20

Río

Desembocadura

Mes

Composición

Total

Name

Namino

Namo

Al Namo

Centrales

Balsas

AguamilpaInfiernillo El CajónVillitaCaracol

495.00

951

3 x 320

960

2 x 375

750

2,6296,054

4 x 75

300

3 x 200

600

523.60

521.00

1/ GCH 2/ Al día primero de cada mes 3/ Niveles impuestos por la CNA al primero de cada mes (msnm) 4/ Generación mínima, requerimiento por sistema eléctrico, Cenace (GWh/mes) 5/ Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo 6/ Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo 7/ Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952—2007 (56 años)

Cuadro A.4b

Se destaca que cada año aumenta el tamaño de la muestra de aportaciones, lo cual permite revisar anualmente los niveles límite de operación de Angostura y los NRO de las otras hidroeléctricas. Para su determinación, se considera a estas centrales aisladas del sistema eléctrico; así, cualquier restricción adicional que se les imponga, puede reducir su generación y aumentar el costo de operación.

A-5

A.3 Aportaciones hidráulicas A fin de sensibilizarse a la variabilidad de las aportaciones mensuales registradas en las GCH, en la figura A.1 se presentan los valores promedio registrados durante los 56 años disponibles en la muestra.

Aportaciones típicas de cuenca propia a las Grandes Centrales Hidroeléctricas 1952—2007 (56 años)

Figura A.1

La clasificación de los años en secos, medios y húmedos es el resultado de ordenar la generación anual de las centrales en función de una curva de densidad de probabilidad con distribución log-normal. Destacan dos periodos característicos: estiaje (noviembre a mayo, 7 meses) y lluvias (junio a octubre, 5 meses). Especialmente de enero a mayo, las aportaciones son bajas y prácticamente iguales cada mes —independientemente de si se trata de año seco, medio o húmedo—. Durante el periodo de lluvias, el volumen de agua recibido es muy aleatorio y sin correlación interanual —esto último no se ve en la figura—.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

MMm3 / mes

Años tipo húmedo

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Años tipo medioAños tipo seco

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

MMm3 / mes

Años tipo húmedo

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Años tipo medioAños tipo seco

A-6

En el cuadro A.5 se identifica la clasificación de acuerdo con la información estadística de aportaciones en millones de metros cúbicos. Para definir los rangos, en la curva de distribución normal el número de años tipo seco y tipo húmedo debe de ser el mismo. A partir de los NRO se simula la operación y se determina la generación hidroeléctrica correspondiente.

Clasificación de años típicos Generación hidroeléctrica 1/

Años tipo seco

Energía anual (GWh)

Años tipo

medio


Años tipo

húmedo


1 2002 22,487 2000 27,916 1971 34,6512 1957 23,695 1982 28,297 1976 34,6933 1994 24,200 1998 28,397 1969 35,2164 1997 24,848 2005 28,786 1966 35,2385 1987 25,090 1989 28,907 1970 35,5576 2001 25,819 1993 28,946 1959 36,2397 1986 26,025 1995 28,973 1984 36,5628 2003 26,111 1974 29,365 1973 37,0139 1983 26,241 1990 29,593 1958 37,56610 2004 26,481 1972 30,105 1952 37,96811 1977 26,889 1978 30,383 1955 38,33412 1953 27,548 1988 30,617 1981 38,63413 1961 30,65814 1980 30,75615 1996 30,81616 1992 30,96817 1985 30,98818 1991 31,10219 2007 31,13820 1979 31,40621 1975 32,11222 1963 32,83823 1960 33,07824 2006 33,08925 1964 33,26526 1999 33,30927 1968 33,54328 1962 33,57929 1954 33,72430 1967 33,73431 1956 34,28032 1965 34,367

Promedio 12 Años 25,453 32 Años 31,220 12 Años 36,473

P2/: 20%

No.

P2/: 20% P2/: 60%

1/ 1952—2007 (56 años históricos) 2/ Probabilidad de ocurrencia

Energía anual (GWh)Año tipo

seco medio húmedoPromedio 25,453 31,220 36,473Diferencia de energíarespecto al año tipo medio

5,253-5,767 0

NOTA: — menor a 27,916 GWh, año tipo seco — entre 27,916 y 34,367 GWh, año tipo medio — mayor a 34,367 GWh, año tipo húmedo

Cuadro A.5

A-7

La figura A.2 muestra la magnitud anual de las aportaciones históricas 1952—2007, convertidas a energía eléctrica para el parque hidroeléctrico actualmente en operación. Se hace énfasis en el hecho de que para las GCH se han calculado con base en los consumos específicos (m3 / kWh) correspondientes al seguir los NRO.

Conversión a energía eléctrica de las aportaciones a las centrales hidroeléctricas del sistema1/

1/ Con y sin regulación. Incluyen las del Área Noroeste

Figura A.2

Los años tipo húmedo se acumulan principalmente durante los primeros registros de la muestra. Se señala que en 2001, 2002, 2003 y 2004 se presenta el único caso disponible donde concurrieron cuatro años secos consecutivos a nivel nacional. A pesar de las fuertes lluvias e inundaciones durante octubre y noviembre de 2007, presentadas aguas abajo de Malpaso, en otras cuencas las aportaciones fueron lo suficientemente bajas como para que a nivel nacional se haya registrado año tipo medio en las hidroeléctricas.

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

A Ñ O

GWh / AÑO

1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Años tipo húmedoAños tipo medioAños tipo seco

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

A Ñ O

GWh / AÑO

1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Años tipo húmedoAños tipo medioAños tipo seco

A-8

A.4 Degradación en potencia por unidad de energía extraída En la figura A.3 se muestran las curvas de degradación para Angostura, Malpaso, Infiernillo, Temascal, Aguamilpa y Zimapán en función del volumen útil (MMm3) asociado al nivel de operación entre NAMO y NAMINO, y considerando el efecto en cascada.

Degradación en potencia por unidad de energía extraída (dp / dw)1/

1/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO

Figura A.3

Las centrales Zimapán, Temascal y Angostura son poco sensibles a su nivel de operación, lo que no ocurre en las otras, especialmente Malpaso e Infiernillo. Para garantizar una mayor economía, las GCH deben operarse a sus niveles más altos posibles. Ello con objeto de maximizar su generación esperada atendiendo las restricciones operativas impuestas por la Comisión Nacional del Agua y las de extracción mínima. Estos niveles más altos posibles están determinados por los NRO de cada una de las GCH.

Degradación en potencia

( MW / GWh )

Infiernillo

Temascal

Malpaso

Angostura

Volumen ( MMm3 )

Aguamilpa

Zimapán

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

NAMINO NAMO

Degradación en potencia

( MW / GWh )

Infiernillo

Temascal

Malpaso

Angostura

Volumen ( MMm3 )

Aguamilpa

Zimapán

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

NAMINO NAMO

A-9

A.5 Concepto de energía almacenada Dado el almacenamiento útil en cada central hidroeléctrica en millones de metros cúbicos, ése puede expresarse en términos de energía eléctrica (GWh) factible de generarse, a fin de obtener las curvas de la figura A.4 para diferentes niveles de operación.

Energía almacenable en las grandes centrales hidroeléctricas1/

1/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO

Figura A.4

Angostura es sin duda la de mayor capacidad de almacenamiento, no sólo por los efectos de su generación propia (con relativamente bajo consumo específico) sino porque un metro cúbico extraído de ella, eventualmente produce electricidad también en Chicoasén, Malpaso y Peñitas. A.6 Evolución histórica de la energía almacenada En la figura A.5 se muestran las envolventes superior e inferior de la energía almacenada al día primero de cada mes en 1999—2007, así como su evolución en 2006, 2007 y 2008 (hasta noviembre). En noviembre de 2008, la energía disponible fue de 20,942 GWh; al final del año se estima un almacenamiento de 19,689 GWh.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

0% 25% 50% 75% 100%

Energía almacenada (GWh)

Infiernillo

Temascal, Zimapán yAguamilpa

Angostura

NAMONAMINO

Malpaso

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)

Infiernillo

Temascal, Zimapán yAguamilpa

Angostura

NAMONAMINO

Malpaso

Volumen (MMm3)

A-10

Obsérvese el comportamiento atípico de la energía almacenada durante el primer semestre de este año, provocado por el efecto del deslave ocurrido en noviembre de 2007 entre Malpaso y Peñitas, el cual bloqueó el cauce normal del río Grijalva, situación que se corrigió gracias a una gran obra de ingeniería realizada por CFE. Entre otros beneficios, liberar la obstrucción permitió, durante los meses de mayores escurrimientos anuales, disminuir niveles en Angostura y Malpaso en una cantidad suficiente como para reducir mayores adversidades en la cuenca baja del Grijalva.

Envolventes de energía almacenada 2000—2007 en las GCH y su evolución mensual en 2006, 2007 y 2008

Figura A.5

A.7 Rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas Su realización permite obtener los siguientes beneficios:

Renovación de la vida útil de las unidades generadoras

Mejora de la eficiencia y por consecuencia aumento de la generación

Disminución de los costos de operación del SIN

Incremento de la capacidad efectiva instalada, en algunos casos

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

GWh

22,446

7,493

22,446

7,493

17,509

2008

20,942 GWh

Inferior

19,896

19,95219,952

17,5092006

Superior2007

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

GWh

22,446

7,493

22,446

7,493

17,509

2008

20,942 GWh

Inferior

19,896

19,95219,952

17,5092006

Superior2007

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DicEne Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

A-11

Reducción (marginal en el contexto del SIN) de la capacidad por construir en nuevos proyectos

Aumento (marginal en el contexto del SIN) de la participación de energías renovables

Aunado a esto deben considerarse la gran volatilidad de los precios de los combustibles fósiles y los altamente crecientes montos de inversión asociados a los nuevos desarrollos de centrales termoeléctricas. Lo anterior ha permitido mejorar la rentabilidad en la modernización de los viejos proyectos hidroeléctricos, sobre todo en los últimos tiempos. 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 en 2011 se logrará lo mismo en las dos restantes, para un aumento total de 40 MW. Infiernillo, aguas arriba de Villita, consta de cuatro unidades de 160 MW y dos de 180 MW. Actualmente se encuentran en proceso de puesta en servicio y/o de fabricación cuatro turbinas de 200 MW cada una que reemplazarán a las de 160 MW y cuya rehabilitación terminará en 2010. El cambio dará como resultado un incremento de 4x40 MW= 160 MW en total. En resumen, gracias a estos trabajos de rehabilitación y modernización, para 2011 el conjunto Infiernillo-Villita aumentará su capacidad en 200 MW al pasar de 1,280 MW a 1,480 MW. Así, para la misma agua que escurre anualmente en el río Balsas, Infiernillo incrementará significativamente su generación no solo por el aumento normal de eficiencia del proceso, sino también por operar con niveles medios más altos. Villita también mejorará su generación por el aumento de eficiencia. De esta manera, el Sistema Hidroeléctrico Balsas reflejará más flexibilidad de operación, lo que redundará en mayor seguridad y economía. En cuanto a las hidroeléctricas menores, de 2002 a 2005 se rehabilitaron tres centrales y a partir de 2009 lo harán otras 13 actualmente en servicio, las cuales se reincorporarán al sistema eléctrico en 2011. De este segundo grupo, incluyendo las rehabilitaciones ya realizadas y las que se encuentran en proceso, la capacidad adicional que se incorporará al sistema en 2011 será de 84 MW y la generación aumentará en 821 GWh/año aproximadamente. Esta última desplazará a una termoeléctrica equivalente de 234 MW con 40% de factor de planta anual. Hasta la fecha, las tareas de rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas se han realizado con recursos propios previas licitaciones públicas.

A-12

A.8 Generación hidroeléctrica 2008—2018 El cuadro A.6 presenta la evolución esperada de la generación, de acuerdo con los estudios de coordinación hidrotérmica realizados para el escenario base.

Distribución de la generación en el Sistema Interconectado Nacional Escenario de planeación 2008—2018

Aportaciones Generación ( GWh )

Tipo 1/ Termoeléctrica2/ % Hidroeléctrica % Total 3/ %

2008 4/ 183,724 82.2 39,858 17.8 223,582 5/ 100.0

2009 6/, 7/ Seco 198,523 87.4 28,698 12.6 227,220 100.0

2010 Medio 205,129 87.8 28,438 12.2 233,566 100.0

2011 Medio 209,520 87.2 30,639 12.8 240,159 100.0

2012 Medio 216,722 87.4 31,335 12.6 248,057 100.0

2013 Medio 238,672 88.3 31,524 11.7 270,196 100.0

2014 Medio 249,653 89.0 30,871 11.0 280,523 100.0

2015 Medio 260,318 89.1 31,767 10.9 292,085 100.0

2016 Medio 271,900 89.5 31,760 10.5 303,660 100.0

2017 Medio 283,479 89.9 31,753 10.1 315,232 100.0

2018 Medio 293,424 89.9 32,920 10.1 326,344 100.0

Año

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 2010 2/ Incluye la tecnología eoloeléctrica 3/ No incluye autoabastecimiento remoto, local, ni exportación a EUA 4/ Enero—septiembre: real; octubre—diciembre: tipo año húmedo (porque hasta octubre, es decir, al término del periodo de lluvias, las aportaciones registradas fueron superiores a las de tipo medio) 5/ Enero—septiembre: real; octubre—diciembre: pronóstico 6/ Para fines de planificación a mediano y largo plazos, el año siguiente (2009 en el caso actual) siempre se considera tipo seco

Cuadro A.6

Se debe notar que a pesar de suponer aportaciones de tipo año seco en 2009 y medio en 2010, la generación anual hidroeléctrica sería superior a 28,000 GWh. De acuerdo con el PRC descrito en el capítulo 3, en 2008—2018 entrarán en servicio las centrales hidroeléctricas indicadas en el cuadro A.7.

Centrales hidroeléctricas definidas en el PRC, 2008—2018

Cuadro A.7

Central Capacidad bruta (MW) Año

La Yesca 750 2012

Río Moctezuma 92 2013

Ampliación Villita 150 2015

Copainalá 232 2017

La Parota/Tenosique 900 2018

Total 2,124

A-13

A.9 Política de operación 2008—2018 Se puede demostrar que la política más económica en el mediano plazo ―desde 4 hasta 9 años― consiste en generar con Angostura a un régimen tal que permita ajustar los niveles de operación del resto de las GCH a sus valores recomendados (con énfasis en Malpaso e Infiernillo). Ver incisos A.2 y A.4. Las figuras A.6, A.7 y A.8 muestran la evolución esperada de la energía almacenada en las GCH para 2008—2018. La estimación de la energía almacenada se compara con la que resulta de seguir los NRO en cada hidroeléctrica ―figura A.6―. Como se señaló en el inciso A.2, los NRO históricamente reportan la máxima producción anual esperada. Con base en las premisas supuestas (mercado eléctrico, entrada de nuevas unidades, retiros, autoabastecimiento, disponibilidad termoeléctrica, aportaciones y escenario de precios de combustibles, entre otras), se espera que en enero de 2009 la energía almacenada supere los 19,000 GWh. A principios de 2010, aun bajo aportaciones de tipo año seco en 2009, 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 2009, la generación hidroeléctrica correspondiente se hallaría cercana a 29,000 GWh.

Energía almacenada en las GCH 1/

1/ Hipótesis de aportaciones: Periodo Aportaciones tipo ene—sep, 2008 reales oct—dic, 2008 año húmedo 2009 año seco 2010—2018 año medio

Figura A.6

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

15,146

2016 2017 2018

15,000 GWh al 1° de enero de cada año

21,166

GWh

17,553

11,324

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

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

15,146

2016 2017 2018

15,000 GWh al 1° de enero de cada año

21,166

GWh

17,553

11,324







A-14

Los niveles al NAMO en Angostura y Malpaso son de 533.0 msnm y 182.5 msnm respectivamente. Sus mínimos al primero de mes durante 2008 alcanzaron 524.7 msnm y 168.6 msnm en julio y septiembre respectivamente, y los esperados al uno de enero de 2009 llegarán a 531.0 msnm y 180.0 msnm. De la información en las figuras A.7 y A.8 se deduce que con la política de operación considerada, el nivel en Angostura no descenderá en 2010 de la cota 520.5 msnm, aun con aportaciones de año tipo seco en 2009.

Evolución esperada del nivel de operación de la central hidroeléctrica Angostura 1/

1/ Hipótesis de aportaciones: Periodo Aportaciones tipo ene—sep, 2008 reales oct—dic, 2008 año húmedo 2009 año seco 2010—2018 año medio

Figura A.7

500

504

508

512

516

520

524

528

532

536

524.7

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

NAMO: 533.0

528.9

2015

520.5

2016 2017 2018

msnm

NAMINO: 500.0

Niveles de seguridad


Nivel registrado

500

504

508

512

516

520

524

528

532

536

524.7

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

NAMO: 533.0NAMO: 533.0

528.9

2015

520.5

2016 2017 2018

msnm

NAMINO: 500.0NAMINO: 500.0



Nivel registrado



Nivel registrado

A-15

En el caso particular de Malpaso, se tendrían condiciones accesibles para operar siguiendo sus NRO.

Evolución esperada del nivel de operación de la central hidroeléctrica Malpaso1/ 1/ Hipótesis de aportaciones: Periodo Aportaciones tipo Ene—sep, 2008 reales oct—dic, 2008 año húmedo 2009 año seco 2010—2018 año medio

Figura A.8

144

148

152

156

160

164

168

172

176

180

184

188

167.6

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

NAMO: 182.5

164.6

2015 2016 2017 2018

msnm

NAMINO: 144.0

Niveles recomendados de operación (NRO)


Nivel registrado

184.2

165.6

144

148

152

156

160

164

168

172

176

180

184

188

167.6

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

NAMO: 182.5NAMO: 182.5

164.6

2015 2016 2017 2018

msnm

NAMINO: 144.0NAMINO: 144.0

Niveles recomendados de operación (NRO)


Nivel registrado

184.2

165.6

B-1

ANEXO B MARGEN DE RESERVA REGIONAL Y EXPERIENCIA INTERNACIONAL

B.1 Introducción La capacidad de un sistema eléctrico para atender el suministro de la demanda de energía en cualquier punto de operación en estado estable, ante salidas forzadas de elementos de generación y transmisión, así como restricciones operativas de: límites de voltaje, frecuencia y transmisión de los enlaces, entre otros; dan lugar al término de nivel adecuado de recursos o de suficiencia del sistema. En el plano internacional comúnmente se reportan los análisis de evaluación de confiabilidad (suficiencia y seguridad) de manera global para todas las regiones y/o países que integran el sistema eléctrico de potencia —como en los casos del NERC1 en América del Norte y del UCTE2 en Europa—. No obstante cada región realiza sus propios análisis y evaluaciones de la planificación y la operación para mantener la confiabilidad del sistema global. Las regiones participantes integradas por países, compañías, etc., establecen sus propios estándares de confiabilidad, los cuales deben mantener, en la medida de lo posible, uniformidad en todo el sistema. Un estándar regional puede resultar más estricto que el establecido para todo el sistema interconectado, debido a diferencias físicas —como humedad, temperatura, altitud— o de interés en cada región. Además, el análisis en este nivel se complementa al considerar las restricciones más severas de flujos de potencia entre áreas y dentro de ellas. Los requerimientos de reserva de generación pueden determinarse mediante métodos probabilísticos o deterministas3: Metodología probabilística.- Se utilizan métodos basados en la teoría de probabilidad, con los cuales se obtienen índices como el de probabilidad de pérdida de carga (LOLP por sus siglas en inglés). En ellos se consideran como datos de entrada la salida forzada de unidades, programas de mantenimiento, pronóstico de carga, etcétera. Un punto de referencia es aquel para el cual el nivel de reserva asegura una probabilidad de pérdida de carga esperada de 0.1 días por año. Metodología determinista.- Se basa en mantener un valor específico de reserva, o también en soportar la pérdida de la unidad de mayor capacidad en el sistema. La aplicación de las metodologías sería función del periodo de tiempo considerado. En el corto plazo por ejemplo, el grado de incertidumbre asociado con las salidas forzadas de unidades y los programas de mantenimiento pudiera ser bajo, y por tanto el método determinista se consideraría más adecuado. Por el contrario, en el largo plazo se recomienda utilizar el probabilístico, debido al número de variables involucradas y a la mayor incertidumbre asociada a ellas. Independientemente de la metodología utilizada, la mezcla existente y futura de tecnologías de generación influye en el nivel de reserva por definir. Sistemas con grandes participaciones de centrales hidroeléctricas o de fuentes de naturaleza intermitente como las granjas

1 North America Electric Reliability Corporation 2 Union for the Coordination of Transmission of Electricity 3 Transmission Capability Margins and Their Use in ATC Determination, White Paper Prepared by the North American Electric Reliability Council ,June 17, 1999

B-2

eoloeléctricas, requerirán de una mayor instalación de infraestructura para el cumplimiento del criterio definido. B.2 Estándares de confiabilidad regionales en NERC4 En junio de 2007 se emitió la versión 0.0 del Procedimiento de evaluación de estándares de confiabilidad regionales. Los estándares propuestos se someten a la revisión del NERC —organización reconocida como autoridad en materia de confiabilidad del sistema eléctrico— y para su aprobación a la Federal Energy Regulatory Commission de los Estados Unidos de América, así como a las autoridades correspondientes de México y Canadá, antes de convertirse en disposiciones de carácter obligatorias y ejecutables, con lo cual se asegura el cumplimiento exacto y puntual. Los estándares regionales deberán mantener, en la medida de lo posible, uniformidad con relación a aquellos establecidos para todo el sistema interconectado de América del Norte conformado por Estados Unidos de América, Canadá y México. De acuerdo con el NERC, un Estándar de confiabilidad define ciertas obligaciones o requerimientos a las entidades que son propietarias, operan, planifican y utilizan el sistema eléctrico interconectado de América del Norte. Adicionalmente, las entidades regionales desarrollan los Criterios requeridos para implementar, aumentar o cumplir con los Estándares de confiabilidad. Para ello, abordan temas relacionados con condiciones particulares de cada sistema. Los criterios incluyen aspectos específicos tales como: parámetros aceptables de operación y planeación, guías, acuerdos, protocolos u otros documentos. Éstos se utilizan para incrementar la confiabilidad del sistema eléctrico regional, y tienen la finalidad de proporcionar beneficios a los participantes del sistema. Como parte de los procedimientos establecidos en cada región, se incluyen los criterios de operación y expansión para determinar los niveles adecuados de reserva de generación y transmisión, que deberán cumplir con los estándares regionales y del NERC. La tendencia es uniformar las metodologías utilizadas en la determinación de la suficiencia de infraestructura con base en modelos probabilísticos que evalúan la confiabilidad del sistema interconectado a través de índices como el de Probabilidad de Pérdida de Carga, Pérdida de Carga Esperada, Energía No Suministrada Esperada, etc. (LOLP, LOLE, EENS, por sus siglas en inglés). Dichos índices consideran aspectos relacionados con la incertidumbre en el pronóstico de la demanda, tasas de salida forzada (TSF) de unidades, programas de mantenimiento, indisponibilidad de líneas de transmisión y despacho económico, entre otros.

4 Conformado actualmente por los ocho consejos de confiabilidad: ERCOT, RFC, FRCC, SERC, MRO, SPP, NPCC y WECC

B-3

B.3 Margen de reserva regional No existe un valor único y fijo para todo el NERC. El nivel varía entre regiones, y dentro de las mismas, en cada área, estado o provincia. En algunos casos, cada estado–provincia establece sus niveles objetivos, mientras en otros se firman acuerdos entre los participantes respecto a niveles de reserva específicos. Los niveles de reserva en la mayoría de las regiones o subregiones fundamentan sus criterios de suficiencia de recursos de generación mediante análisis probabilísticos de Pérdida de Carga Esperada. En noviembre de 2003, las 9 entidades funcionales conformadas por los Operadores independientes de Sistemas y Organizaciones de Transmisión Regional (ISO y RTO por sus siglas en inglés) de América del Norte formaron un Consejo General (IRC)5 , cuya misión establece la colaboración entre sus miembros para desarrollar procesos efectivos, herramientas y métodos estandarizados a fin de incrementar la competitividad de los Mercados de Electricidad en la región, de manera que exista un balance entre los estándares de confiabilidad y las prácticas del Mercado. En los orígenes de la creación del IRC los planes de expansión representaban la compilación de los esfuerzos de las compañías a nivel local. Con el fortalecimiento de las relaciones entre las partes interesadas en el Mercado de Electricidad y las organizaciones de planeación, los programas de expansión crecieron en alcance y complejidad. El proceso iniciaba con trabajos de planificación a nivel intrarregional, los cuales se convirtieron en proyectos de mejoramiento de la confiabilidad, aspectos económicos o ambientales, que involucraron varias regiones. Si bien existen diferencias en los procesos de planificación utilizados por los miembros del consejo (IRC) —provenientes de sistemas clásicos desarrollados por las empresas durante años en función de la regulación local—, se observa una práctica común entre todos ellos: un fuerte compromiso para preservar la confiabilidad del sistema eléctrico mientras que al mismo tiempo, se alienta la expansión del mercado mayorista de electricidad. Por ejemplo en el caso de ERCOT, el proceso de planificación inicia con estudios sobre la infraestructura de generación, transmisión y subestaciones en condiciones normales. Adicionalmente se analizan estados de contingencia junto con variaciones esperadas en demanda y generación. Como resultado, se identifican aquellas condiciones operativas adversas en función de los criterios de planificación, a fin de mantener un servicio adecuado y minimizar las interrupciones durante las salidas de los elementos del sistema. El objetivo es determinar la efectividad de diversas alternativas de solución a los problemas detectados. En los análisis se evalúan las diversas condiciones operativas posibles para las configuraciones de red esperadas. De todas las simulaciones realizadas, se identifican las alternativas de expansión factibles y se realizan análisis comparativos entre ellas. Para determinar la opción más favorable. En los estudios se toman en cuenta los beneficios de corto y largo plazos, así como la flexibilidad operativa y compatibilidad con planes futuros. La junta directiva de ERCOT aprobó recientemente una nueva metodología para determinar el margen de reserva adecuado para el sistema. En ella se reconoce que la contribución de un generador a la reserva del sistema depende más de su disponibilidad que de su capacidad nominal.

5 ISO/RTO Council (IRC), miembros actuales: Alberta Electric System Operator (AESO), California Independent System Operator (CAISO), Electric Reliability

Council of Texas (ERCOT), Independent System Operator of the province of Ontario, Independent System Operator of New England (ISO-NE), Midwest Independent System operator (Midwest ISO), New York Independent System Operator (NYISO), PJM Interconnection and Southwest Power Pool (SPP)

B-4

En el cuadro B.1, se presenta un resumen de algunos de los conceptos considerados en los procesos de planeación de las entidades ISO y RTO. En todas las Organizaciones el cálculo del margen de reserva se obtiene a partir de los recursos de generación de acuerdo con el proceso explicado posteriormente en la sección B.3.1.2, en el cual se consideran conceptos de mantenimiento, degradación e indisponibilidad, entre otros.

Criterios regionales de expansión del sistema interconectado

Organización Autoridad Estatutaria/Reguladora

LOLE (%)

Criterio de MR Parámetros de incertidumbrea/

Planeación de transmisión

CAISO Estatal y Federal / FERC 15%, definido de manera determinista

Estándares de planeación del WECC, NERC y más restrictivos del CAISO

ISO-NE Estatal y Federal / FERC 1 vez en 10

años Determinado con LOLE

Pronóstico de carga y TSF de unidades

Procedimientos y Criterios del NERC, NPCC y RTO

PJM Federal / FERC 1 ocurrencia en

10 años 15% aprobado, definido con LOLE

Pronóstico de carga (temperatura y error en crecimiento de la economía), error en pronóstico de carga, TSF unidades, interconexiones externas

Procedimientos y Criterios del NERC, SERC, FRC y RTO

NYISO Federal / FERC 1 vez en 10

años 18% definido con LOLE

Pronóstico de carga, TSF de unidades y circuitos de interconexión

Procedimientos y Criterios del NERC, NPCC y NYSRC

ERCOT Estatal / PUCb/ de Texas 1 día en 10

años 12.5% definido con LOLE

Error por incertidumbre en el pronóstico de carga, impacto de la volatilidad del clima, TSF y programa de mantenimiento de unidades

Criterios del NERC, y Protocolos más estrictos de ERCOT

Ontario Provincial / Provincial 1 vez en 10

años Determinado con LOLE

Incertidumbre en el pronóstico de carga y TSF de unidades

Estándares de planeación del NERC, NPCC y criterios locales

Alberta Provincial / Provincial

Por desarrollar análisis de largo plazo para definir requerimiento

No especificado hasta el momento

Procedimientos y Criterios del NERC, WECC y RTO

SPP Federal / FERC 1 ocurrencia en 10 años

Determinada para margen de capacidad de 12%. Se reduce a 9% en sistemas con 75% de suministro con hidroeléctricas

No reportado Criterios y Directrices del NERC, SPP y TO

Midwest ISO Federal / FERC No reportado

Actualmente se aplica el requerimiento de capacidad de acuerdo con la Organización de confiabilidad estatal o regional

Error en el pronóstico de la demanda y disponibilidad de generación

Procedimientos y Criterios del NERC, RFC, MRO, SERC y TO

a/ Por ejemplo, tasas de salidas forzadas (TSF) de unidades de generación, modeladas de manera probabilística con técnicas Monte Carlo u otras b/ Public Utility Commission

Cuadro B.1

Las propuestas de adición de capacidad y programas de respuesta de la demanda6 presentan diversos niveles de certeza, en función de los niveles de confianza con los que se elaboran los pronósticos de demanda. Por ello, en ocasiones las regiones y sus subregiones no consideran adiciones de centrales asociadas a demandas con baja probabilidad de desarrollo. Además de los análisis de margen de reserva, se solicita a las regiones información adicional relativa al cumplimiento de los Estándares de Planificación de Transmisión (TPL) del NERC, ya que existe una débil conexión entre los márgenes de capacidad y el cumplimiento de dichos estándares. Un nivel de reserva alto no garantiza el cumplimiento de los estándares de

6 Demand response program: Programa de incentivos ofrecido a los consumidores para disminuir o retirar su demanda en periodos de punta

B-5

planificación de transmisión, como tampoco un margen ajustado o bajo indica necesariamente un incumplimiento de los mismos. B.3.1 Cálculo del margen de reserva, metodología y conceptos El proceso de revisión y análisis de la suficiencia de recursos de infraestructura eléctrica se efectúa anualmente a fin de asegurar que estarán disponibles para satisfacer la demanda en el mediano y largo plazos. La evaluación del nivel adecuado o de suficiencia inicia con el cálculo del margen de reserva (MR) a partir de la expresión general:

MR = (Recursos — Pronóstico de carga firme7) / Pronóstico de carga firme La expresión anterior es la base del proceso para determinar el nivel de reserva del sistema eléctrico. Se reconocen dos componentes clave: el pronóstico de la demanda y la determinación de los recursos disponibles —considera mantenimiento, degradación e indisponibilidad, entre otros—. B.3.1.1 Pronóstico de carga firme En el caso ERCOT8, para estimar la tendencia de largo plazo se utilizan modelos de regresión a fin de pronosticar las demandas máximas con mayor probabilidad de ocurrencia en condiciones climáticas normales. El pronóstico se utiliza también en la planificación de recursos en el mediano plazo, a fin de estimar salidas programadas de centrales de generación para el siguiente año. Otro aspecto importante del pronóstico para el estudio de suficiencia del sistema, implica el análisis de sensibilidad de la carga, relacionado con la variabilidad de las condiciones climáticas. El pronóstico de la demanda máxima de ERCOT se basa en condiciones atmosféricas normales definidas por un perfil normalizado de temperatura, determinado a partir de registros históricos horarios de los últimos 11 años. Climas cálidos o fríos atípicos pueden conducir a demandas reales por encima o debajo del pronóstico. El análisis de variabilidad de la carga y volatilidad de las condiciones climáticas se desarrolla con un modelo de pronóstico basado en simulación Monte Carlo, y se utiliza un perfil medio de condiciones atmosféricas y un pronóstico de 90avo percentil, con variables climáticas y del tiempo. La volatilidad de la demanda se estima para los próximos 10 ó 15 años, con objeto de evaluar el riesgo debido a condiciones atmosféricas extremas sobre la demanda punta. Dichas estimaciones constituyen un insumo relevante en la determinación del criterio de margen de reserva de la región.

7 Cargas no interrumpibles 8 Electric Reability Council of Texas. 2007 ERCOT Planning, Long-Term Hourly Peak Demand and Energy Forecast May 8, 2007

B-6

Se realizan revisiones periódicas de los criterios a través de estudios de LOLP para asegurar la suficiencia del sistema. En éstos, se utiliza un modelo de asignación de unidades y despacho económico para simular —sobre un número de ensayos experimentales— la interrelación entre las variables:

Carga esperada Error del pronóstico de demanda Volatilidad de carga debido al clima Parque de generación Programas de mantenimiento Tasa de salida forzada de unidades generadoras

En la expresión general para calcular el MR, el pronóstico de carga se conforma con diferentes conceptos que lo transforman finalmente en Demanda interna neta9 de cada región, la cual se obtiene mediante el procedimiento siguiente:

1. Se inicia con la determinación de la Demanda Interna, la cual corresponde a la suma de todas las potencias netas entregadas por los generadores dentro del sistema, sin incluir el consumo propio de la central —equipos auxiliares, motores, bombas, etcétera—, más los flujos de potencia que ingresan al sistema, menos la potencia enviada fuera de ella a través de los enlaces

Se aplican los ajustes según a los programas de administración de la demanda: ahorro y mejora de la eficiencia en el uso de la energía eléctrica, incentivos fiscales, entre otros

2. Se agregan a la Demanda Interna los arreglos contractuales con los consumidores

—Standy Demand— para proveerles energía como respaldo debido a salidas forzadas de las fuentes primarias, y se obtiene la Demanda Total Interna de la región

3. Se determina la Demanda Neta Interna, al restar de la Demanda Total Interna la

Demanda Interrumpible y la de Administración de Carga por Control Directo.

Las cargas que se pueden interrumpir para cumplir con los requerimientos de reserva de planeación o de operación se deben reportar como Demanda Interrumpible, la cual se puede cortar en bloques asociados a dispositivos o equipos individuales, usualmente relacionados con los de demanda de tipo residencial como aire acondicionado, sistema central de calefacción y equipo electrodoméstico, entre otros. El otro concepto se refiere a la demanda establecida en contratos con posibilidad de ser interrumpida en los periodos de punta por medio del control directo del Operador del Sistema o por acción del consumidor a solicitud directa del Operador.

B.3.1.2 Recursos de generación

Con base en evaluaciones regionales de confiabilidad de largo plazo, se reportan recursos para las temporadas de verano e invierno para los próximos 10 años. No se incluyen en el cálculo tasas de salida forzadas ni transacciones de corto plazo. De manera similar a la demanda, para determinar la capacidad o recursos de generación netos, se establece en cada región un procedimiento a fin de obtener los parámetros y conceptos de capacidad.

9 NERC Reliability Assessment Demand & Capacity Form Instructions; aplica también para recursos de generación y transmisión

B-7

La siguiente lista describe conceptualmente los pasos y operaciones para su determinación:

1. Capacidad interna total.- Corresponde a la capacidad nominal a plena carga en el periodo (verano o invierno). Se asume disponibilidad total de combustible primario, viento y agua. Se considera la capacidad de todos los generadores existentes ubicados y con interconexión dentro del área, así como la capacidad futura programada para instalarse en la misma. Debe incluirse la capacidad total de aquellas centrales que pertenezcan total o parcialmente a las empresas de generación del área o región, ubicadas fuera de éstas

2. Capacidad total interna operable.- La capacidad interna se reduce al descontar la de

aquellas unidades retiradas de servicio de modo no permanente y cuyas instalaciones no se desmantelan, o se espera su indisponibilidad debido a salidas prolongadas durante el periodo estacional completo. Las de corta duración se reportan como parte del mantenimiento programado

3. Capacidad total interna operable con degradaciones.- A la capacidad interna

operable se le descuenta una porción, o la totalidad, de la potencia nominal de ciertas unidades debido a diversas circunstancias operativas. Dichos decrementos se clasifican como:

Degradación condicional: corresponde a la disminución de la capacidad nominal en el periodo estacional debido a indisponibilidad de combustible, limitaciones de la fuente de energía o combustible y otras condiciones no relacionadas al equipo, como restricciones ambientales y de regulación Degradación hidro: se refiere al decremento de capacidad por las condiciones de disponibilidad del recurso hidráulico en el periodo estacional Variaciones de la capacidad eoloeléctrica: es el monto de capacidad no disponible por variaciones de velocidad del viento en el periodo Mantenimiento programado: no forma parte del concepto de degradación. Se refiere al monto de capacidad que se prevé esté fuera de servicio por mantenimiento en la demanda punta dentro del periodo de análisis Recursos no asignados o limitados por energía: representa la infraestructura de generación —construida, planeada o en operación— no considerada en el cálculo de los márgenes de capacidad y reserva. El monto de capacidad definida en este rubro se debe restar de la capacidad operable, a menos que su limitación de entrega física sea el resultado de un estudio de transmisión, en cuyo caso se considerará dentro del concepto Limitaciones de transmisión estudiadas que se abordará posteriormente Los recursos limitados por energía presentan características especiales de diseño como la geotermoeléctrica o hidroeléctrica a hilo de agua o sin regulación. Incluye además otras que por alguna razón fueron clasificados dentro de este concepto. Los recursos no asignados o no comprometidos pueden clasificarse dentro de una de las siguientes categorías:

B-8

No han sido contratadas o no tienen obligación legal o de regulación para entregar capacidad en la demanda punta

No se ha firmado un contrato de servicios de reserva de transmisión (o su

equivalente), o de Porteo para suministrar la carga dentro de la región

No se ha desarrollado un estudio de transmisión a fin de determinar los límites de capacidad para enviar potencia hacia la carga

Después de sustraer de la Capacidad total interna los conceptos definidos anteriormente, se obtiene la Capacidad interna operable con degradaciones, previa a la definición de límites de transmisión, los cuales deben considerarse para tomar en cuenta los contratos de reserva de capacidad de transmisión y restricción de enlaces, con objeto de incorporar las compras y ventas de capacidad interregionales.

B.3.2 Límites de transmisión regionales En la determinación del margen de reserva regional se consideran los intercambios de potencia inter e intra regionales a través de las líneas de transmisión, en función de los contratos de compra y venta de energía establecidos entre los participantes del mercado eléctrico. El sistema interconectado debe ser capaz de mantener un comportamiento confiable ante una gran variedad de condiciones esperadas dentro de los límites térmicos, de voltaje y estabilidad del sistema eléctrico. Por ello, debe planificarse la infraestructura para soportar contingencias y salidas a mantenimiento de sus elementos. Contingencias extremas prueban la robustez del sistema, por lo cual deben analizarse para medir los riesgos y consecuencias. En el estándar de planeación del NERC se establecen requerimientos específicos para proporcionar un alto grado de confiabilidad en grandes sistemas eléctricos interconectados. Adicionalmente cada región establece estándares de confiabilidad y criterios de planificación de la transmisión propios, en apoyo y como complemento para el cumplimiento de los del NERC. La planificación y desarrollo de instalaciones de transmisión se coordina con los sistemas vecinos para preservar los beneficios operativos y de confiabilidad que ofrece un sistema interconectado. Por lo tanto, la planificación de la red eléctrica debe realizarse de tal modo que se evite la dependencia excesiva de un circuito de transmisión, estructuras, derechos de vía o subestación. En los estudios de confiabilidad se examinan condiciones de postcontingencia y en estado estable, así como de estabilidad, sobrecarga, efectos en cascada y colapso de voltaje. Como parte de los estudios de evaluación se determina la cargabilidad de los enlaces. Ésta mide la habilidad de los sistemas eléctricos interconectados para transportar la potencia en forma confiable de un área hacia otra, a través de todos los circuitos —o trayectorias— de transmisión que las interconectan, ante condiciones específicas en el sistema. La habilidad de un sistema eléctrico interconectado para transmitir potencia de manera confiable puede restringirse debido a los límites térmicos de los circuitos e instalaciones, de voltaje, de estabilidad o definidos en los requerimientos contractuales. Las condiciones limitantes en algunos sectores de la red de transmisión pueden cambiar a medida que las condiciones operativas del sistema y la infraestructura de la red se modifican en el tiempo.

B-9

En consecuencia, la capacidad interna operable determinada en el punto 3 de la sección B.3.1.2 se modificará —agregando o disminuyendo montos de capacidad— para determinar finalmente los recursos netos de capacidad, en función de los siguientes conceptos:

1. Límites en transmisión derivados de estudios10.- Se resta el monto de recursos de generación restringidos por transmisión. Tales restricciones son identificadas por medio de estudios de capacidad de transferencia. En éstos se realizan análisis de precontingencia y de primera contingencia (análogo a N-1), así como de estabilidad, límite térmico y de voltaje

Si la capacidad se ve limitada por la red de transmisión y degradación de la generación en forma coincidente, esta última restricción tiene prioridad. Por ejemplo: en una granja eólica de 100 MW con una reducción de capacidad por variación del viento de 50 MW, y un límite de transmisión de 60 MW, se tomaría primero la reducción de 50 MW de tal granja y se consideraría 10 MW en la limitante de transmisión

2. Compras y ajuste por ingresos de capacidad.- Se agrega la capacidad

contratada que será transportada de áreas externas a la región o subregión contratante, sujeta a la transmisión disponible. El mismo tratamiento se aplica a la propiedad o derechos de capacidad ubicados fuera de la región en cuestión

3. Ventas y ajuste por ventas de capacidad.- Se resta la capacidad vendida

que será transportada hacia otras regiones, sujeta a la disponibilidad de capacidad de transmisión. El mismo tratamiento se aplica a los montos de capacidad o derechos sobre la misma, cuyos propietarios se localizan en áreas externas a la región en cuestión

B.3.3 Valores de reserva regional del NERC11 en el largo plazo Anualmente el organismo emite un documento donde presenta una valoración de la confiabilidad y el nivel de suficiencia del sistema eléctrico interconectado de América del Norte para los próximos 10 años. El objetivo consiste en identificar áreas de interés relacionadas con la confiabilidad del sistema. Esto permite emitir recomendaciones para solventar posibles problemas futuros que pudieran derivar en afectaciones al suministro de energía eléctrica. El análisis proporciona una evaluación regional sobre la suficiencia futura de los recursos de transmisión y generación. Además se incluye un panorama de la proyección del crecimiento de la demanda y de las adiciones de infraestructura eléctrica. En el cuadro B.2, se presentan los valores de reserva de capacidad regional para 2008, 2012 y 2017, reportados con mayor detalle en el documento. El margen de reserva se calcula a partir de la ecuación establecida en el punto B.3.1, consistente con la metodología expuesta en este anexo.

10 Studied Transmission Limitations 11 2008 Long-Term Reliability Assessment (2008-2017), NERC, October 2008

B-10

Margen de capacidad (MC) y Margen de reserva (MR) regional —expresados en %—

MC = (capacidad-demanda)/capacidad x 100 MR = (capacidad-demanda)/demanda x 100

CA-MX Mex: (BC) Lado mexicano del Mexico Power Area

Cuadro B.2 El NERC reconoce la existencia de incertidumbres importantes en el horizonte de 6 a 10 años, respecto a la adquisición y disponibilidad de recursos, así como de cambios en la regulación. Por ello, los valores de 2017 resultan en algunos casos inferiores a los criterios establecidos.

País Región

SubregiónEstados Unidos de AméricaERCOT 12.1 13.8 12.7 14.5 4.6 4.8FRCC 17.1 20.6 19.6 24.4 20.3 25.5MRO 13.8 16.0 9.2 10.1 3.0 3.1NPCC 19.0 23.5 16.3 19.4 11.8 13.4

New England 16.0 19.0 13.0 15.0 8.5 9.3New York 21.4 27.2 18.7 23.0 14.4 16.8

RFC 17.1 20.6 13.9 16.2 8.2 8.9RFC-MISO 12.7 14.5 10.1 11.3 5.0 5.3RFC-PJM 15.4 18.2 11.9 13.5 5.5 5.8

SERC 15.7 18.6 10.6 11.8 2.7 2.7Central 15.2 17.9 11.1 12.5 0.6 0.6Delta 6.9 7.4 -2.4 -2.3 -11.8 -10.6Gateway 19.4 24.1 17.8 21.7 13.6 15.8Southeastern 16.1 19.2 9.3 10.2 5.4 5.7VACAR 18.1 22.0 14.0 16.3 3.8 4.0

SPP 14.1 16.4 14.9 17.5 10.6 11.9WECC 18.8 23.2 15.0 17.6 7.4 8.0

AZ-NM-SNV 16.0 19.1 6.2 6.6 -5.6 -5.3CA-MX US 17.5 21.2 15.7 18.6 10.0 11.1NWPP 25.2 33.7 21.3 27.1 14.1 16.4RMPA 12.1 13.8 11.5 13.0 4.4 4.6

Canadá MRO 22.6 29.1 20.6 25.9 20.3 25.5NPCC 25.5 34.3 29.4 41.6 23.3 30.4

Maritimes 46.2 85.8 49.6 98.4 47.5 90.7Ontario 14.5 17.0 21.9 28.1 5.7 6.0Quebec 31.8 46.6 32.3 47.7 31.5 46.1

WECC 18.6 22.8 12.8 14.7 3.9 4.1MéxicoWECC

CA-MX Mex 12.5 14.3 -1.7 -1.7 -32.2 -24.3Total-NERC 17.1 20.7 14.6 17.1 8.2 9.0

2017

MC MR

2008 2012

MC MRMC MR

B-11

B.4 Margen de reserva regional en sistemas interconectados Un margen de reserva global definido dentro de los estándares establecidos en los criterios de planeación y operación de un sistema eléctrico, debe garantizar a su vez el cumplimiento de niveles de reserva en todas las regiones del sistema. Las regiones se interconectan mediante líneas de transmisión, las cuales tienen una capacidad determinada por sus propias características físicas, así como por las del sistema interconectado. La potencia que se genera en las plantas eléctricas, se distribuye en el sistema de acuerdo al despacho de las centrales, así como a la configuración, características y restricciones de la red. Como se ha indicado en el capítulo 3, mantener un margen de reserva operativo regional dentro de los estándares acordados, permite al sistema interconectado enfrentar condiciones de falla de alguno de los elementos de generación o transmisión, condiciones hidrológicas adversas y crecimientos imprevistos en la demanda, principalmente. B.4.1 Recursos regionales de generación La atención de la demanda se consigue con los recursos locales de generación y con la participación de aquellos disponibles en las otras regiones del sistema, vía la red de transmisión. En el caso hipotético sin restricciones de transmisión, la reserva se podría compartir y se nivelaría el margen de reserva en cada una de las regiones. El sistema interconectado nacional se conforma de una mezcla heterogénea de tecnologías de generación. Así, a diciembre de 2007 el parque hidroeléctrico participó con 23.6% de la capacidad total instalada, no obstante, sólo representó 12.4% en la generación de energía. La mayor parte de la capacidad de esta tecnología se despacha para cubrir la punta de la demanda coincidente del sistema interconectado nacional, por lo cual en condiciones de la demanda máxima de alguna región en particular estos recursos pudieran no estar disponibles. Además, la disponibilidad de esta capacidad esta sujeta a las condiciones hidrológicas. Por ejemplo, el Área Noroeste tiene instalada una capacidad hidroeléctrica de 900 MW, de los cuales, de acuerdo a las condiciones hidrológicas de los últimos años, solo se cuenta con una capacidad de 250 a 300 MW durante los periodos de demanda máxima en el área. Por otro lado, dada la naturaleza aleatoria de la generación de energía eléctrica proveniente de las granjas eoloeléctricas, este tipo de centrales presenta un reto importante en la determinación de su contribución a la reserva del sistema. El mayor potencial de despacho esperado —de los proyectos programados en la región del Istmo de Tehuantepec—, se obtendría en el invierno, mientras que la demanda máxima del SIN ocurre en el periodo de verano. Para el cálculo del margen de reserva se considera un 20% de la capacidad instalada de estos recursos. Otro factor que degrada la capacidad de los recursos de generación termoeléctrica, particularmente las que operan a base de gas natural, es la temperatura durante el verano en el norte del país. Todos estos factores, limitarán la magnitud de los recursos disponibles en cada región y en consecuencia afectarán la confiabilidad del suministro de energía eléctrica ante disturbios ocasionados por salidas forzadas de elementos de generación y transmisión.

B-12

B.4.2 Caso ilustrativo En los estudios de expansión del sistema de generación, se revisa la reserva regional y se busca nivelar el MRO en todas las regiones del sistema. Sin embargo no siempre es posible alcanzar el objetivo. En el corto plazo se presentan situaciones de retraso en la entrada en operación de centrales generadoras y refuerzos en la red de transmisión, debido a diferentes causas, como se ha hecho referencia en los capítulos 3 y 4. En esta situación, comienzan a presentarse en el sistema condiciones operativas que impiden nivelar adecuadamente dicho margen. Con ciertas condiciones de operación, se alcanzan el (los) límite(s) de capacidad de los enlaces entre regiones, los cuales se manifiestan como restricciones que impiden la transferencia de capacidad hacia las regiones deficitarias cuyos márgenes de reserva resultarán por debajo de los criterios, en tanto que en otras se tendrán excedentes de capacidad y con MRO por arriba de los mismos. En la figura B.1 se ejemplifica gráficamente la condición de operación para un sistema formado por cuatro regiones, para las cuales se indica su demanda (Di) y capacidad disponible (Ci), así como los límites de transmisión (L) de los enlaces que las interconectan.

Margen de reserva regional

Figura B.1

Para cada una de las regiones se calculó su reserva operativa propia (MROpi) y la regional (MORi). Se tomaron en cuenta tanto los recursos locales de capacidad como los que podrían llegar a través de los enlaces, siempre y cuando el flujo (Fi) por ellos no rebase el nivel de cargabilidad.

D 1 =3,791

C 1 =3,925

MRO p= 3.5%

MRO 1=7.8%

D2=4,368

C2=3,767

MROp= -13.8%

MRO2=3.5%

D3=8,255

C3=7,059

MROp= -14.5%

MRO3=4.7%

D4 =26,695 MROp=23.84%

C4=33,060 MRO4=14.46%

DT=43,109

CT=47,811

CTT=4,702

MRT=10.9%

Regi ó n 1 Región 2 Región 3

Región 4

Sistema

405

260

214

210

L=650 L=430

829L=1,100

L=350

87 L=200 488

L=1,000

1,100

L=1,100

L=350

D 1 =3,791

C 1 =3,925

MRO p= 3.5%

MRO 1=7.8%

D2=4,368

C2=3,767

MROp= -13.8%

MRO2=3.5%

D3=8,255

C3=7,059

MROp= -14.5%

MRO3=4.7%

D4 =26,695 MROp=23.84%

C4=33,060 MRO4=14.46%

DT=43,109

CT=47,811

CTT=4,702

MRT=10.9%


Región 4

Sistema

405

260

214

210

L=650 L=430

829L=1,100

L=350

87 L=200 488

L=1,000

1,100

L=1,100

L=350

B-13

El despacho de las centrales generadoras obedece al criterio de economía de la operación, en tanto que los flujos de potencia dependen de la topología y características de la red, así como de la localización de la carga. Estos aspectos, entre otros, influyen de manera importante, en los balances regionales y determinan la factibilidad de nivelar la reserva en el sistema en su conjunto. Por simplicidad, no se presenta el análisis de los diferentes tipos de reserva tales como: rodante, no rodante y para regulación. El MROpi y MORi se determinan de acuerdo con: MROpi = (Ci – Di) / Di MORi = [ (Ci + Sum (Fi)) - Di] / Di

Los márgenes de reserva propios de las regiones 2 y 3 presentan valores negativos, debido a su dependencia de las contribuciones de potencia de otras áreas del sistema para lograr el balance oferta-demanda regional. Aun cuando la capacidad de reserva (CTT) para todo el sistema resulta de 4,702 MW —margen de reserva operativo del sistema (MRO) en 10.9%—, los márgenes no pueden nivelarse en todas las regiones debido a las restricciones de transmisión. Mientras la región 4 alcanza un MRO de 14.46%, las regiones 1 a 3 se prevén de 7.8%, 3.5% y 4.7%, respectivamente. Estos indicadores manifiestan una condición deficitaria en las regiones 2 y 3 ante las restricciones de transmisión interregionales. En particular, el flujo de potencia en uno de los enlaces entre las regiones 3 y 4 alcanza su límite de transmisión, lo cual constituye una restricción para nivelar las reservas en todas las regiones. Para equiparar los márgenes en cada una de las regiones se requerirá la instalación de capacidad de generación necesaria para cumplir con el criterio de reserva, o bien la construcción de refuerzos de transmisión que incrementen los límites de transferencia entre regiones. Cuando existen recursos suficientes de capacidad en el sistema, el reforzamiento de la red contribuye a nivelar la reserva regional. En caso contrario, la sola ampliación de la red de transmisión no bastaría para dar cumplimiento a las reservas regionales. En la figura B.2 se muestra el mismo sistema analizado anteriormente, en el cual se consideran incrementos en la capacidad de transmisión entre las regiones 1-4 y 3-4. Con la nueva capacidad de la red, se presenta una redistribución de flujos de potencia entre las regiones y en consecuencia los márgenes de reserva se nivelan en 10.9 por ciento. En este caso se logra una mejor utilización de los recursos de capacidad de generación en el sistema.

B-14

Margen de reserva regional

Figura B.2 Los casos descritos muestran que contar con reservas globales altas, no significa necesariamente que esta se comparta uniformemente en todas la regiones. La capacidad de la red de transmisión es un factor determinante para lograr ese objetivo.

D1=3,791 C1=3,925 MROp= 3.5% MRO1=10.9%

D2=4,368

C2=3,767

MROp= -13.8%

MRO2=10.9%

D3=8,255

C3=7,059

MROp= -14.5%

MRO3=10.9%

D4=26,695 MROp=23.8%

C4=33,060 MRO4=10.9%

DT=43,109

CT=47,811

CTT=4,702

MRT=10.9%


Región 4

Sistema

498

370

252

188

L=650 L=430

1,148

L=1,200

L=350

145 L=200 708

L=1,000

1,452

L=1,500

L=350

D1=3,791 C1=3,925 MROp= 3.5% MRO1=10.9%

D2=4,368

C2=3,767

MROp= -13.8%

MRO2=10.9%

D3=8,255

C3=7,059

MROp= -14.5%

MRO3=10.9%

D4=26,695 MROp=23.8%

C4=33,060 MRO4=10.9%

DT=43,109

CT=47,811

CTT=4,702

MRT=10.9%


Región 4

Sistema

498

370

252

188

L=650 L=430

1,148

L=1,200

L=350

145 L=200 708

L=1,000

1,452

L=1,500

L=350

C-1

ANEXO C ACCIONES PARA INCREMENTAR LÍMITES DE TRANSMISIÓN EN LA PLANIFICACIÓN

C.1 Introducción El objetivo de una red de transmisión es llevar de manera confiable la potencia desde las centrales generadoras hasta los centros de consumo, bajo distintas condiciones de demanda y ante una amplia variedad de condiciones operativas. Además, debe coadyuvar a la operación económica del sistema mediante el aprovechamiento óptimo de las diversas fuentes de generación y de los combustibles. El sistema de transmisión debe ser capaz de proporcionar flexibilidad para manejar los cambios en los flujos de potencia -producto de la salida de unidades generadoras o líneas de transmisión por mantenimiento o por falla- y mantener la confiabilidad del sistema ante condiciones no previstas, tales como retrasos en la construcción de nuevos proyectos, crecimientos inesperados en la demanda o escasez de combustibles. Por otra parte, es importante reconocer que los sistemas de transmisión tienen capacidades gobernadas por leyes físicas y por consideraciones de seguridad y confiabilidad. Cuando el flujo de potencia a través de la red de transmisión rebasa sus límites, se deben realizar ajustes en la generación o en la carga o, en el largo plazo, determinar la mejor alternativa para la expansión del sistema de transmisión. La violación de límites puede originar sobrecargas, inestabilidad de voltaje o inestabilidad dinámica, lo cual podría conducir a salidas de elementos en cascada y, en el peor de los casos, al colapso del sistema. La habilidad del sistema de transmisión para mover o transmitir potencia de un área a otra, a través de las líneas de transmisión existentes y bajo condiciones específicas, se denomina capacidad de transferencia o capacidad de transmisión. Generalmente se define en términos de potencia eléctrica, expresada en Megawatts (MW). La capacidad de transferencia se emplea como una medida para evaluar y comparar alternativas de expansión. En los sistemas eléctricos actuales, la apertura de los mercados eléctricos y el aumento en el consumo de electricidad han originado que algunas redes de transmisión reduzcan sus niveles de confiabilidad para tomar ventaja de una operación más económica. C.2 Límites de transmisión Desde el punto de vista de la planificación, el sistema se debe diseñar de modo que todas las posibles contingencias sencillas resulten controlables. Los criterios de diseño generalmente se establecen de manera que para las contingencias más probables, el sistema sea capaz de mantenerse operando dentro de los límites establecidos. Una de las tareas más importantes en la planificación de sistemas eléctricos es asegurar que el crecimiento en la demanda de electricidad esté acompañado por la construcción de nuevas plantas generadoras. A su vez, el desarrollo del sistema implica necesariamente el transporte de grandes bloques de energía entre regiones, con flujos de potencia cada vez mayores.

C-2

No obstante, en algunos sistemas el crecimiento en demanda y generación no siempre va acompañado de inversiones en la transmisión. Esto ha originado que en algunos de ellos pudieran existir congestiones de red o cuellos de botella -producto de las restricciones en la transmisión- que repercuten en costos de electricidad e incrementan el riesgo de tener un colapso del sistema. La congestión de la red de transmisión ocurre cuando no existe la capacidad de transmisión suficiente para cubrir los requerimientos de transporte de potencia derivados de un despacho económico de generación, y así mantener márgenes de seguridad adecuados para garantizar la confiabilidad del sistema. Debido a que la electricidad no puede almacenarse y tampoco es posible controlar la dirección del flujo de potencia por líneas específicas o rutas predeterminadas -salvo en algunas aplicaciones donde se utilizan equipos especiales-, en ocasiones debe recurrirse a la desconexión de carga o generación para evitar sobrecargar las líneas. Lo anterior implica costos tanto para la compañía suministradora como para los consumidores. En los sistemas eléctricos con mercados competitivos, las congestiones de red obligan muchas veces a negar la realización de transacciones de compra-venta de electricidad. La eliminación de restricciones en la transmisión es esencial para asegurar la operación económica de los sistemas eléctricos. Anualmente las congestiones de red representan costos de cientos de millones de pesos para los consumidores -reflejados en las tarifas eléctricas- y para las compañías suministradoras. Cuando la capacidad de la red de transmisión se ve restringida, es común que en algunas regiones -para ciertas condiciones de operación- sea necesario despachar fuera de mérito unidades generadoras costosas y de baja eficiencia para poder satisfacer la demanda de electricidad. Este redespacho de generación representa un aumento en los costos de producción, comparado con el que se tendría si no existieran límites en el sistema de transmisión. El problema de congestión de red es dinámico, ya que se mueve de una parte a otra del sistema, de un año a otro, y en respuesta a las estaciones del año y a las condiciones climáticas. Las variables que definen el comportamiento de un sistema eléctrico son dinámicas. Por lo tanto, la capacidad de transmisión puede modificarse de un momento a otro y de una condición a otra. Puede ser diferente para distintos valores de demanda, despacho de generación o configuraciones de red. La primera opción para aumentar la capacidad de transmisión de un enlace es la incorporación de nuevas líneas en paralelo o en otras regiones del sistema. Sin embargo, en la actualidad la obtención de derechos de paso para su construcción se presenta cada vez más complicada. Además, el costo de los equipos empleados en infraestructura de transmisión es muy alto y se modifica por la volatilidad de los costos de las materias primas. Aun cuando no se puede evitar completamente la construcción de nuevas líneas de transmisión, en el proceso de planificación debe considerarse la búsqueda de tecnologías modernas para incorporarlas en las decisiones de expansión. Recientemente ha cobrado gran importancia la utilización de líneas de transmisión con conductores de alta temperatura y baja flecha, cables subterráneos, conductores de núcleo

C-3

compuesto, además de Sistemas de Transmisión Flexibles de Corriente Alterna (FACTS, por sus siglas en inglés). También es importante definir los niveles de tensión adecuados para la transmisión -de ser necesario, modificando el nivel de tensión de las instalaciones existentes-, tratar de ubicar las centrales generadores más cerca de los centros de consumo y planificar de manera coordinada la expansión de la red eléctrica y la generación. En términos generales, los límites que determinan la habilidad del sistema eléctrico para transmitir potencia son los siguientes:

Límite térmico

Límite por caída de tensión y de estabilidad de voltaje

Límite de estabilidad C.2.1 Límite térmico Si en un conductor circula corriente eléctrica, parte de la energía se transforma en calor y se eleva la temperatura del mismo. Este fenómeno es conocido como efecto Joule. Cuando la temperatura en un conductor es muy alta, puede afectar la flecha entre estructuras de transmisión y originar la pérdida de resistencia a la tensión mecánica. Con ello podrían violarse las distancias a tierra permisibles, o bien, exceder el límite de elasticidad del conductor, de manera que no recuperaría su longitud original al enfriarse. Por lo tanto, el límite térmico está dado por la capacidad de la línea para transmitir corriente a un nivel tal que el calentamiento producido por efecto Joule no distorsione las características de elasticidad y rigidez mecánica del conductor. La temperatura del conductor depende de la magnitud de la corriente y de su duración, así como de la temperatura ambiente, velocidad del viento y condiciones físicas en la superficie del mismo. El límite térmico de una línea generalmente se estima sobre una base conservadora. Algunas empresas eléctricas prevén los peores escenarios ambientales, aun cuando son poco probables. En otras ocasiones se asignan límites para el invierno y para el verano. Actualmente, algunos programas computacionales pueden calcular la capacidad de transmisión día a día, hora a hora o incluso en tiempo real, haciendo uso de Sistemas de Posicionamiento Global (GPS, por sus siglas en inglés) y servicios de comunicación sofisticados para determinar las condiciones ambientales. Cuando se tienen varios conductores por fase, en especial en los niveles de Voltaje Extra Alto (EHV, por sus siglas en inglés) y Voltaje Ultra Alto (UHV, por sus siglas en inglés) la capacidad térmica generalmente es muy alta. En tales casos, el equipo terminal de la línea, como las trampas de onda o el equipo de subestación, presentan un límite térmico más restrictivo que la misma línea.

C-4

C.2.2 Límite por caída de tensión Está dado por la caída de tensión máxima permisible en una línea de transmisión, de manera que el voltaje en el nodo receptor se mantenga dentro de un rango de calidad de servicio adecuado, durante y después de la ocurrencia de una contingencia. La capacidad de soporte de reactivos en ambos extremos de la línea resulta un factor importante en la determinación de este límite. Los rangos de caída de voltaje aceptables varían de un sistema a otro, de acuerdo con sus características y con las necesidades específicas de los consumidores. Para propósitos de planificación, generalmente una caída de tensión de 5% se considera aceptable. Cuando circula corriente por una línea de transmisión se produce una caída de tensión en el extremo receptor. A medida que el flujo de potencia se incrementa sobre la potencia natural de la línea, se requiere una mayor cantidad de potencia reactiva para mantener los niveles de voltaje en valores adecuados. La potencia reactiva requerida para compensar la caída de tensión es suministrada por generadores, capacitores, y compensadores estáticos de vars (CEV’s) cercanos eléctricamente a este punto. En todos los casos, las fuentes de reactivos son limitadas y sólo podrán mantener el voltaje mientras los requerimientos de potencia del sistema estén dentro de la capacidad de la fuente. Si se llega al límite, se pierde el soporte de reactivos y el control de voltaje en la zona donde se localiza. En adición, la característica no lineal de la potencia reactiva puede agravar la caída de tensión en un área deficitaria, ya que la efectividad de los capacitores instalados y los efectos capacitivos de las líneas se ven disminuidas con el cuadrado del voltaje. Si por otro lado se tienen pocas fuentes de potencia reactiva o están alejadas eléctricamente de la carga, entonces se tendrá la degradación del perfil de voltaje debido a la transmisión de reactivos a grandes distancias. Este es un problema acumulativo, ya que al tener mayores diferencias de voltaje se incrementa también el requerimiento de reactivos en los elementos de transmisión, lo cual a su vez causa una caída mayor de voltaje. Así, se puede alcanzar un punto donde las acciones realizadas para mejorar el perfil de voltaje no sean suficientes, llevando a la inestabilidad del sistema. El problema de inestabilidad de voltaje se desencadena generalmente con un aumento en el flujo de potencia reactiva, causado por el disparo de una línea de transmisión altamente cargada o la salida de una unidad generadora de gran capacidad. El resultado podría ser la degradación gradual e incontrolable de los voltajes. La probabilidad de un colapso debido a inestabilidad de voltaje depende de diversos factores, como la robustez de la red, el nivel de transferencia de potencia inicial, las características de la carga, la lógica de control de los cambiadores de derivaciones de los transformadores, los límites de capacidad de potencia reactiva de los generadores y de otras fuentes de potencia reactiva y su proximidad a los puntos de carga. En la práctica, la ocurrencia de un colapso de voltaje es poco probable, ya que los sistemas generalmente se planifican y operan con elementos de soporte de reactivos suficientes y con un margen de potencia reactiva adecuado para prevenir un problema de este tipo.

C-5

Por otro lado, es común la utilización de controles de emergencia para ejecutar acciones correctivas, como la conexión de bancos de capacitores, seccionamiento de la red o desconexión de bloques de carga, como último recurso. No obstante lo anterior, en algunos sistemas el problema de colapso de voltaje es una condición limitante para determinar su capacidad de transmisión de potencia. C.2.3 Límite de estabilidad El concepto de estabilidad se refiere a la habilidad del sistema para permanecer en una condición de equilibrio bajo condiciones normales de operación y alcanzar un estado de equilibrio aceptable después de una perturbación. Todos los generadores conectados a un sistema de potencia de corriente alterna operan en sincronismo; es decir, giran a la misma velocidad eléctrica (60 ciclos por segundo en el caso del SEN). En condiciones normales de operación, existe un equilibrio entre la potencia mecánica entregada por el primo motor (turbina) y la potencia eléctrica de salida generada por la máquina síncrona, mientras la velocidad permanece constante. Cuando ocurre una perturbación -como la falla de una línea de transmisión, la desconexión de un generador o cualquier cambio en la topología o en las inyecciones nodales en la red eléctrica- se produce un desbalance entre la potencia mecánica que permanece constante y la potencia eléctrica. Ello origina que los generadores comiencen a oscilar con respecto a otros, causando fluctuaciones en la frecuencia del sistema, en los flujos de potencia y en los voltajes. Si el disturbio es menor, las oscilaciones disminuirán y se amortiguarán, alcanzándose un nuevo punto de operación estable. Si son crecientes, pueden resultar en la pérdida de sincronismo y la inestabilidad de una parte o de todo el sistema. El resultado podría llevar al daño de equipos y la interrupción no controlada del suministro hacia los consumidores. La potencia entregada por los generadores es función de la posición angular eléctrica δ de los rotores de las máquinas, la cual se modifica en el momento de una perturbación y a su vez da lugar al cambio en la potencia eléctrica y la oscilación de los generadores. C.3 Distribución del flujo de potencia en una red de corriente alterna En una red eléctrica, el flujo por una línea de transmisión en estado estable -debido a una inyección de potencia en algún punto- depende de su impedancia relativa comparada con la de otras líneas. El caso más simple para ilustrar este principio se presenta en la figura C.1, donde se muestra una red con dos nodos A y C, conectados mediante dos líneas en paralelo. La impedancia de la línea 2 es el doble de la impedancia de la línea 1, por lo que el flujo por esta última será el doble del de la línea 2. Este comportamiento obedece a leyes físicas, de modo que la magnitud del flujo de potencia por una línea es función de la impedancia.

C-6

Modelo básico de dos nodos

A

Inyección de 300 MW

200 MW

Línea

1Im

ped

anci

a =

0.0

5

C

Línea

2Im

ped

anci

a =

0.1

0

Demanda de 300 MW

100 MW

A

Inyección de 300 MW

200 MW

Línea

1Im

ped

anci

a =

0.0

5

C

Línea

2Im

ped

anci

a =

0.1

0

Demanda de 300 MW

100 MW

Figura C.1 Consideremos que las líneas tienen como límite el flujo de potencia mostrado, en caso de que la demanda se incrementará por arriba de 300 MW, derivado del crecimiento esperado en este punto, se requeriría la construcción de un refuerzo de transmisión. Existen dos alternativas a considerar, la primera consiste en reforzar la línea 1 mediante una línea 3 en paralelo, esto permitiría duplicar la capacidad original, de tal manera que el límite de transmisión entre los nodos A y C sería de 500 MW. La segunda opción es reforzar la línea 2 con otra línea en paralelo, con lo cual se duplicaría también su capacidad, obteniendo un límite de 400 MW. En la figura C.2 se presentan las opciones mencionadas. Sin embargo, la distribución de los flujos resultantes en cada uno será diferente para cada alternativa. Por ejemplo, para la primera ante una demanda menor a 500 MW, la trayectoria reforzada se cargaría con un mayor flujo, ocasionando que la línea 2 quede con menor carga. La selección de las opciones dependerá de diversos factores, como pueden ser: factibilidad física, costo y expectativas de crecimiento.

A

400 MW

Imped

anci

a =

0.0

5

C

100 MW

A

Inyección 500 MW

C

Demanda de 500 MW

Línea

2

Imped

anci

a =

0.1

0 Lí

nea

1

Línea

3

A

200 MW

Imped

anci

a =

0.0

5

C

200 MW

A

Inyección 400 MW

C

Demanda de 400 MW

Línea

2

Línea

1

Línea

3

Imped

anci

a =

0.1

0

Figura C.2

C-7

C.4 Acciones para incrementar límites de transmisión Para propósitos de planificación, el SEN se divide en 50 regiones que cubren todo el territorio nacional. Anualmente se realizan estudios para actualizar las capacidades de transmisión de los enlaces entre estas regiones para los próximos diez años. El objetivo es proporcionar información valiosa para la definición del plan de expansión de la red de transmisión en el corto y mediano plazos. El análisis se realiza considerando los programas de expansión de la generación y la transmisión en el periodo bajo estudio, así como las expectativas de crecimiento de la demanda. Los límites de transmisión se determinan para el punto de demanda máxima coincidente del SIN, y para la demanda máxima de las áreas. El cálculo de la capacidad de transmisión de cada enlace se realiza por medio de la simulación del comportamiento del sistema para esta condición específica. No obstante, debido a que las variables que definen este comportamiento son dinámicas, los resultados obtenidos mediante simulaciones pueden diferir de las condiciones reales y, por tanto, deben emplearse únicamente como indicadores. Las capacidades de transmisión pueden ser diferentes para distintas condiciones de demanda, despacho de generación o configuraciones de red. La obtención de la capacidad de transmisión del enlace entre dos regiones, por ejemplo A y B, se realiza simulando una transferencia de potencia de una región a otra. Para ello se efectúan ajustes en la generación y la demanda de cada una de ellas, de manera que se cree un exceso de generación, por ejemplo en A, mientras que B deberá tener un déficit, forzando automáticamente el flujo de A hacia B hasta que se alcance algún límite, ya sea por temperatura, caída de tensión o estabilidad angular. El análisis debe tomar en cuenta la contingencia más severa. Debido a que los sistemas eléctricos no son simétricos, la capacidad de transmisión de A hacia B generalmente será distinta de la obtenida de B hacia A, por lo cual debe analizarse el comportamiento del sistema en ambos sentidos. La contingencia que determina la capacidad de transmisión también puede diferir en cada caso. La estimación inadecuada de las capacidades de transmisión puede impactar significativamente en los costos de inversión y operación del sistema. La determinación de un límite de transmisión muy elevada en comparación con el real, puede originar sub-inversiones en red de transmisión. Por otra parte, una capacidad de transmisión calculada por debajo del límite real, podría ocasionar un aumento en los costos de producción -por la necesidad de realizar ajustes en el despacho de generación- o bien, detectar problemas más severos de inestabilidad de voltaje o angular. La tarea de los planificadores de la transmisión consiste en revisar el comportamiento del sistema para distintas condiciones de operación, de manera que se identifique oportunamente la posibilidad de violar la capacidad de transmisión de algún enlace. Cuando esto sucede, se efectúan acciones preventivas que pueden incluir la construcción de nuevas líneas de transmisión, tendido de circuitos en estructuras existentes, sustitución de conductores convencionales por conductores de alta temperatura, recalibración de líneas de transmisión, modificación de la tensión de operación, construcción de subestaciones de switcheo, compensación serie o compensación paralelo fija o dinámica, entre otras.

C-8

El programa de expansión de la red de transmisión del SEN considera diversos proyectos que permitirán incrementar la capacidad de transmisión de los enlaces entre regiones y de los enlaces internos de cada área de control. C.4.1 Ejemplos de acciones específicas En el área Peninsular se estima que ante indisponibilidad de generación en el corto plazo, se tendrían problemas para importar energía del área Oriental. Para incrementar la capacidad de transmisión de este enlace se ha programado la conversión de la red troncal de 230 kV a 400 kV en dos etapas. La primera, prevista para 2010, considera el cambio de tensión entre las subestaciones Tabasco-Escárcega-Ticul II, incluyendo compensación dinámica de +300/-300 MVAr en Escárcega. La segunda, programada para 2013, consiste en la conversión de las líneas de transmisión entre Ticul II-Valladolid-Riviera Maya. Ver figura C.3.

Enlace Oriental-Peninsular

Figura C.3

Las obras propuestas permitirán incrementar la capacidad de transmisión de los enlaces entre las regiones Tabasco-Campeche, de 260 MW a 1,200 MW y Campeche-Mérida, de 250 MW a 850 MW. En el área Central, como parte de la red asociada a la Carboeléctrica del Pacífico, se considera para 2009 la sustitución de la compensación serie de las líneas de transmisión a Pitirera y Lázaro Cárdenas Potencia de 400 kV instalada en la subestación Donato Guerra. El proyecto consiste en incrementar la capacidad de conducción del equipo compensador actual en un 47% adicional, conservando el mismo grado de compensación existente de los circuitos, finalmente el proyecto repercutirá en un incremento en la capacidad de transmisión entre las regiones Lázaro Cárdenas-Central de 1,600 MW a 2,200 MW. Ver figura C.4. En el caso del Sistema Interconectado Norte, en los últimos años se han presentado retrasos en la entrada en operación de nuevos proyectos de generación. Esta situación podría ocasionar

C-9

en los próximos años, durante la condición de demanda máxima de verano, altos flujos de potencia en los enlaces entre las regiones Mazatlán-Tepic, Monterrey-Huasteca y Chihuahua-Río Escondido, así como en enlaces internos de las áreas Noroeste y Norte.

Enlace de transmisión Pacífico-Central

D.F.

Estado de México

Donato Guerra

Deportiva

Almoloya

Nopala

A Victoria

San Bernabé

TopilejoA Santa Cruz

Atlacomulco

VolcánGordo

A Pitirera A Lázaro Cárdenas Potencia

Figura C.4 Para mitigar este problema e incrementar la capacidad de transmisión y de recepción de las áreas Noroeste y Norte, se han programado las siguientes obras:

Cambio de tensión a 400 kV del enlace Mazatlán-Culiacán, con fecha de entrada en operación en 2009

Cambio de tensión a 400 kV del enlace Culiacán-Los Mochis, con fecha de entrada en

operación en 2011

Para la primera se requiere la instalación de 875 MVA de transformación en la subestación La Higuera, en la zona Culiacán. En la segunda se prevé la instalación de 500 MVA de transformación en la nueva subestación Choacahui, ubicada al norte de la ciudad de Los Mochis, además de 90 MVAr capacitivos en la zona Culiacán. Actualmente, el enlace de transmisión Mazatlán-Culiacán está formado por un doble circuito de Mazatlán II a La Higuera, con una longitud de 210 km, aislado en 400 kV y operado inicialmente en 230 kV, y otro doble circuito de la misma longitud entre las subestaciones El Habal y Culiacán Potencia, aislado y operado en 230 kV. El límite de transmisión de este enlace es de 750 MW. Ver figura C.5. Con el cambio de tensión propuesto, la capacidad de transmisión de este enlace se elevaría de 750 MW a 900 MW. Al mismo tiempo, permitiría que el límite de transmisión del enlace Mazatlán-Tepic se incremente de 750 MW a 850 MW.

C-10

Por las características del área Noroeste, la principal limitante para la transmisión desde Mazatlán hacia Culiacán es la caída de tensión en la zona Culiacán. En términos de estabilidad transitoria el sistema permanece estable ante cualquier perturbación.

Enlace de transmisión Mazatlán-Culiacán

75 MVAr 75 MVAr

(Área Occidental)

(Áre

a N

ort

e)

2x21 MVAr

210-2x1113

210-9

00

O.I

. 230 k

V

A Zona Los Mochis

ZONA MAZATLZONA MAZATLÁÁNN

ZONA CULIACZONA CULIACÁÁNN

A Zona Guasave

Culiacán III

La HigueraCuliacán Potencia

O.I

. 230 k

V

El Habal

Mazatlán II A Durango II

A Jerónimo Ortiz

A Tepic II

75 MVAr 75 MVAr

(Área Occidental)

(Áre

a N

ort

e)

2x21 MVAr

210-2x1113

210-9

00

O.I

. 230 k

V

A Zona Los Mochis

ZONA MAZATLZONA MAZATLÁÁNN


A Zona Guasave

Culiacán III

La HigueraCuliacán Potencia

O.I

. 230 k

V

El Habal

Mazatlán II A Durango II

A Jerónimo Ortiz

A Tepic II

Figura C.5

En la figura C.6 se muestra la posición angular relativa de algunas máquinas representativas del área Noroeste, ante el disparo del ciclo combinado de FENOSA Hermosillo (250 MW). Como se observa, el sistema permanece estable y las oscilaciones se amortiguan después de 6 segundos. En la figura C.7 se muestra el comportamiento del voltaje en la barra de 230 kV de la subestación La Higuera, a medida que aumenta la transmisión de potencia por el enlace Mazatlán-Culiacán. Con el cambio de tensión a 400 kV hay un incremento de aproximadamente 150 MW en la capacidad de transmisión de este enlace. El límite de transmisión se determina considerando la contingencia de uno de los circuitos Mazatlán II-La Higuera en 400 kV. La máxima caída de tensión permitida es de 5% del voltaje nominal. Por su parte, el enlace Culiacán-Los Mochis está compuesto actualmente por dos circuitos aislados en 400 kV y operados inicialmente en 230 kV, el primero con una longitud de 270 km -entre La Higuera-Louisiana- y el segundo, de 140 km de longitud –entre La Higuera-Guamúchil II-, además de un doble circuito entre las subestaciones Culiacán III-Guamúchil II de 104 km, aislado y operado en 230 kV. Ver figura C.8.

C-11

Comportamiento angular de las unidades generadoras del área Noroeste ante el disparo de FENOSA Hermosillo

Figura C.6

Característica P-V con el cambio de tensión a 400 kV del enlace Mazatlán-Culiacán

190

195

200

205

210

215

220

225

230

235

300 400 500 600 700 800 900 1000 1100

Flujo Enlace Mazatlán-Culiacán (MW)

Voltaje HGA-230

(kV)

0.95 pu

Incremento en la capacidad de transmisión del enlace

Mazatlán-Culiacán

Red ActualRed Propuesta:

Considera el cambio de tensión del enlace MZD-HGA

Figura C.7

C-12

Enlace de transmisión Culiacán-Los Mochis

21 MVAr

O.I

. 23

0 k

V

O.I. 23

0 kV

Los Mochis II

Louisiana

Topolobampo II

Mochis Industrial

Guamúchil II

Culiacán III

Culiacán PotenciaLa Higuera

270-2

x1113

140-2

x1113

104-900

A Zona Navojoa

2x21 MVAr


ZONA LOS MOCHISZONA LOS MOCHIS

A Zona Mazatlán

21 MVAr

O.I

. 23

0 k

V

O.I. 23

0 kV

Los Mochis II

Louisiana

Topolobampo II

Mochis Industrial

Guamúchil II

Culiacán III

Culiacán PotenciaLa Higuera

270-2

x1113

140-2

x1113

104-900

A Zona Navojoa

2x21 MVAr


ZONA LOS MOCHISZONA LOS MOCHIS

A Zona Mazatlán

Figura C.8

El cambio de tensión de operación de este enlace permitirá aumentar la capacidad de transmisión de los enlaces Tepic-Mazatlán, de 850 MW a 1,100 MW; Mazatlán-Culiacán de 900 MW a 1,100 MW y Culiacán-Los Mochis, de 500 MW a 600 MW. Este último enlace incrementará sustancialmente su límite de transferencia una vez que se tenga la construcción del segundo circuito entre los Mochis y Pueblo Nuevo. El incremento en el límite de transmisión de los tres enlaces es el resultado conjunto de los refuerzos de red y la compensación capacitiva programada.

C.4.2 Estudios para reforzar la red de transmisión principal del SEN Con la idea de considerar nuevos corredores de transmisión en los estudios de planificación, actualmente se están revisando diferentes alternativas topológicas para incrementar la capacidad de transmisión entre las áreas y regiones que forman parte del SEN.

Transmisión Huasteca-Monterrey

En la región Huasteca se encuentra instalada una importante capacidad de generación de tipo termoeléctrica, que permite exportar sus excedentes a las regiones vecinas, como es el caso de la zona metropolitana de Monterrey. Existe un enlace entre estas regiones, integrado por dos circuitos en 400 kV de 400 km de longitud aproximada, con una capacidad de transmisión determinada por degradación de voltaje en la zona de ciudad Victoria. Se estudian alternativas para apoyar el crecimiento de la zona Monterrey con diferentes opciones de transmisión.

C-13

Corredor Saltillo–Cañada

Está formado por dos circuitos en 400 kV con una longitud aproximada de 450 km, que une las áreas Occidental y Noreste. Enlaza las subestaciones Cañada, Primero de Mayo y Ramos Arizpe. Debido a la diversidad de la demanda, el enlace ha sido utilizado fundamentalmente para exportar los excedentes de energía del área Noreste al Occidental, en la condición de operación de demanda máxima de invierno. Sin embargo en el verano no es factible actualmente recibir el apoyo deseado en el área Noreste a través de esta línea. Con el propósito de incrementar el apoyo de este enlace en la demanda máxima de verano, se están analizando diferentes opciones, tales como: disminuir la impedancia del enlace mediante la inclusión de compensación serie; separar la barra de Champayan para forzar el flujo a través del enlace Anáhuac Potencia–El Potosí y después Cañada–Primero de Mayo–Ramos Arizpe; instalación de transformadores defasadores en los dos circuitos de la línea Champayan–Güemez como dispositivos de control o bien la instalación de nueva generación en las zonas de Zacatecas o Aguascalientes.

Transmisión Noreste-Norte

Considerando la instalación de generación carboeléctrica en la zona de Sabinas del área Noreste, se requiere analizar el reforzamiento de la capacidad de transmisión entre las áreas Norte–Noreste por medio de la construcción de un segundo circuito en 400 kV entre las zonas de Río Escondido y Chihuahua, lo cual permitiría operar los flujos de potencia en forma bidireccional para las diferentes condiciones de demanda en cada estación del año. Adicionalmente, el cambio de tensión entre Moctezuma y Chihuahua de 230 kV a 400 kV permitirá tener un nuevo corredor de 400 kV entre las áreas Noroeste–Norte-Noreste

Transmisión Noroeste-Norte

Con la finalidad de tener corredores de transmisión en la parte norte de los estados de Chihuahua y Sonora, actualmente se tiene red de 400 kV con operación inicial en 230 kV entre las zonas de Moctezuma–Casas Grandes–Nacozari, los cuales permitirán incrementar el límite de transmisión en forma considerable cuando se realice su cambio de tensión y operación en 400 kV.

Incremento de la transmisión interna en el área Central Actualmente el enlace entre Texcoco-La Paz opera con flujos elevados, siendo el de mayor cargabilidad del país; por lo que se tiene considerado construir un enlace en 400 kV entre las subestaciones de Teotihuacan–Valle de México–Victoria, con el cual se redistribuiría el flujo aliviando la trayectoria mencionada y se reducirían costos de operación.

Mejora en la transferencia de energía entre áreas Se encuentra en proceso la etapa de estudios electrotécnicos para determinar posibles refuerzos adicionales de red al anillo externo del área Central con la finalidad de transferir grandes bloques de energía entre las diferentes áreas del SEN, la redistribución de energía permitiría evitar el uso de enlaces actualmente saturados y optimizar el uso de los existentes.

D-1

ANEXO D EFECTO DE LA INCERTIDUMBRE EN LOS COSTOS DE COMBUSTIBLES Y DE INFRAESTRUCTURA SOBRE LOS COSTOS DE GENERACIÓN

D.1 Introducción Las opciones tecnológicas para la producción de electricidad muestran marcadas diferencias en sus estructuras de costos. Mientras que las centrales nucleares son afectadas principalmente por el rubro de inversión, las de ciclo combinado dependen en gran medida del precio del combustible, en tanto que las carboeléctricas presentan un mejor balance entre ambos factores de riesgo. La figura D.1 muestra estructuras de costo para los tres tipos de centrales mencionadas, estimadas con los valores medios de costos de inversión y de combustibles, cuyos rangos de variación se presentan más adelante.

Estructura del costo unitario de generación por tipo de central

80%

47%

22%

12%

46%

73%

8% 7% 5%

0%

25%

50%

75%

100%

Nuclear Carbón C. Combinado

Inversión Combustible O&M

Figura D.1

D.2 Incertidumbre en los precios de los combustibles Desde 2000, los mercados de los hidrocarburos se han vuelto muy inestables, con una tendencia alcista de los precios que se revierte a partir de agosto de 2008. Con algo de retraso, el resto de los combustibles siguió un comportamiento semejante. La fuerte variabilidad se presenta tanto en el nivel de precios de cada energético como en la magnitud de la diferencia entre ellos. Véase la figura D.2. En consecuencia, las agencias especializadas enfrentan grandes dificultades para elaborar escenarios de precios, los cuales resultan en proyecciones significativamente distintas, aun cuando sus análisis se realizan en fechas relativamente cercanas. Ver figura D.3.

D-2

Evolución de precios de combustibles en mercados internacionales enero 1998 - noviembre 2008

0

2

4

6

8

10

12

14

16

Ene-98

Ene-99

Ene-00

Ene-01

Ene-02

Ene-03

Ene-04

Ene-05

Ene-06

Ene-07

Ene-08

Carbón (ARA) Gas Natural (Henry Hub) Combustóleo 3%S (USGC)

dólares 08 / MMBtu

Figura D.2

Pronóstico de precios del gas natural (Henry Hub)

dólares 08 / MMBtu

0

2

4

6

8

10

12

14

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

Sener 08-37 PIRA Octubre 07 PIRA Mayo 08

DOE Enero 08 DOE Junio 08 Global-Insight Marzo 08Global-Insight Mayo 08 Nymex Junio 08

Figura D.3

D-3

Todo proceso de planificación de un sistema de generación requiere de proyecciones de precios para una gama de combustibles. Estos escenarios no están exentos de las limitaciones que las propias agencias especializadas tienen para proyectar el comportamiento de mercados altamente volátiles. La selección entre tecnologías de generación se ve afectada no solo por los niveles de precios previstos para cada energético, sino también por la magnitud de las diferencias entre ellos. La variabilidad de los precios puede medirse con diversos indicadores. Uno de ellos es la desviación estándar convencional, que calcula la dispersión de los precios alrededor del valor medio. Otro es la volatilidad anualizada, una variante de la desviación estándar basada en los cambios porcentuales de los precios y no en sus valores absolutos. Entre enero de 2000 y noviembre de 2008, los precios de los combustibles en los mercados de referencia para la formación de los precios internos de México, mostraron una variabilidad muy distinta. El combustóleo (con 3% de azufre) registró una desviación estándar de 3.0, el gas natural 2.6 y el carbón sólo 1.4 (cifras calculadas con precios mensuales, en dólares de 2008 por MMBtu). Lo anterior se refleja en la desviación estándar para generar un MWh neto de 29.0, 17.6 y 12.2 dólares respectivamente, al tomar los combustibles utilizados en las tecnologías de generación y sus eficiencias netas. Ver cuadro D.1.

Indicadores de variabilidad en precios de combustibles y costos de producción

enero 2000 - noviembre 2008

Gas natural Carbón CombustóleoCombustóleo (p. móvil 3M)

Volatilidad anualizada de precios 69% 26% 43% 23%

Precio promedio dólares 08 / MMBtu 6.8 2.9 6.2 6.1

Desviación estándar del precio dólares 08 / MMBtu 2.6 1.4 3.0 2.9

Consumo específico neto MMBtu / MWh 6.8 8.5 9.6 9.6

Costo de generación por combustible

dólares 08 / MWh 46.5 24.3 59.6 59.2

Desviación estándar del costo de generación por combustible

dólares 08 / MWh 17.6 12.2 29.0 28.4

Nota: Las cifras para el combustóleo se presentan tanto para los precios mensuales como para el promedio móvil de tres meses, debido a que este último es el que se toma en cuenta para el cálculo de los precios internos.

Cuadro D.1

El grado de correlación entre los precios de los combustibles tiene especial relevancia. En la medida en que no tiendan a moverse conjuntamente, mayor será el beneficio de la diversificación tecnológica en el sistema de generación. Así, cuanto menor sea el grado de correlación, se posibilita reducir más el riesgo del portafolio de generación sin modificar el costo promedio de producción, o bien reducir el costo de explotación del sistema sin alterar su nivel de riesgo. A este comportamiento se le conoce como “efecto portafolio”. Las cifras de 2000–2008 arriba citadas muestran que el precio del gas natural tiene una correlación modesta respecto de los precios del carbón (0.50) y el combustóleo (0.57). En contraste, entre estos dos últimos el coeficiente de correlación es mucho mayor (0.87), aunque menor al existente entre el petróleo crudo WTI y el combustóleo (0.97). Si bien el promedio móvil de tres meses —utilizando para definir el precio del combustóleo nacional— ayuda a suavizar su variabilidad, no tiene efecto significativo en la correlación con el resto de los combustibles. Ver cuadro D.2.

D-4

Coeficientes de correlación entre precios de combustibles y petróleo crudo enero 2000 - noviembre 2008

Gas natural Carbón CombustóleoCombustóleo (p. móvil 3M)

WTI 0.63 0.89 0.97 0.95Gas natural 0.50 0.57 0.55Carbón 0.87 0.88

Cuadro D.2

D.3 Incertidumbre en los costos de infraestructura de generación Estos costos están sujetos a la volatilidad de los precios de sus insumos, entre ellos el acero, metales diversos y cemento. Como en todo mercado de bienes, también se ven afectados por la propia demanda de los equipos de generación en general. Más aún, debido a que las expectativas sobre el comportamiento futuro de los precios de los combustibles son cambiantes, también varían las preferencias de una tecnología de generación respecto de otras. En la figura D.4 se muestra la evolución de los costos unitarios de inversión —actualizados al inicio de operación y en dólares constantes de 2008—, para tres tipos de centrales generadoras durante 1998–2008. Se aprecia que en algunos periodos, los costos de las carboeléctricas y ciclo combinado no tienden a moverse en la misma dirección, afectadas por cambios apreciables en las expectativas sobre los precios de sus respectivos combustibles. Por ejemplo, con las fuertes alzas en el precio del gas natural a partir de 2000, el costo de las carboeléctricas se elevó significativamente durante cuatro años consecutivos (2000–2003), en tanto que las de ciclo combinado se abarataron ligeramente. Como un reflejo de que los costos de infraestructura de estos dos tipos de centrales no están fuertemente ligados, el coeficiente de correlación entre ellos —registrado en 1998–2008— fue de solo 0.52. Ver cuadro D.3.

D-5

Evolución de los costos unitarios de inversión 1998–2008

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

dólares08 /kW

Termoeléctrica convencional Ciclo combinado Carbón

Figura D.4

Coeficientes de correlación entre costos de inversión 1998-2008

CarboeléctricaTermoeléctrica convencional

Ciclo combinado 0.52 0.76

Carboeléctrica 0.84

Cuadro D.3

D-6

D.4 Rango de variación en los costos unitarios de generación Con la finalidad de analizar de manera sencilla el efecto de la incertidumbre en el comportamiento futuro de los mercados de combustibles y de los equipos de generación, en esta sección se comparan los costos unitarios de generación de electricidad para tres opciones tecnológicas (nuclear, carboeléctrica y ciclo combinado), suponiendo rangos de variación razonables en los precios de los combustibles y en las inversiones unitarias para las centrales generadoras. La amplitud de estos rangos se presenta en el cuadro D.4 y la figura D.5.

Parámetros técnicos de las centrales generadoras y rangos de variación en los costos de inversión y de combustible

Nuclear CarbónCiclo

Combinado

Capacidad bruta MW 1,356 700 493

Usos propios 4.1% 6.4% 2.8%

Eficiencia bruta 34.5% 43.1% 51.7%

Factor de planta 85.0% 80.0% 80.0%

Vida útil años 40 30 30

Inversión unitaria dólares 08 / kW 4,500 - 5,500 2,000 - 2,300 1,100 - 1,300

variación 22.2% 15.0% 18.2%

Costo combustible dólares 08 / MMBtu 0.8 - 1.3 4.0 - 5.6 8.0 - 11.0 (dólares 08 / Unidad) (3 - 5 / gr) (100 - 140 / ton)

variación 66.7% 40.0% 37.5%

Cuadro D.4

Rango de variación de los costos de inversión y de combustible

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Costo de combustible (dólares 08 / MMBtu)

Nuclear

Carbón

Ciclo Combinado

Costo de infraestructura (dólares 08 / kW)

Figura D.5

D-7

Como se muestra en la figura D.6 —según los parámetros y escenarios supuestos— las centrales de ciclo combinado enfrentan el mayor riesgo asociado al costo de combustible, con un rango de variación de 20.4 dólares por MWh entre el precio máximo y mínimo del gas natural (8 y 11 dólares por MMBtu). En el extremo opuesto se ubican las plantas nucleares, con un rango de solo 5.4 dólares por MWh, para precios entre 3 y 5 dólares por gramo de uranio. Las centrales carboeléctricas se encuentran en una posición intermedia, con una variación de 13.6 dólares por MWh, para precios entre 100 y 140 dólares por tonelada de carbón. Por su parte, el alcance de la incertidumbre en el costo de la infraestructura es mucho mayor en las centrales nucleares. En efecto, el costo unitario de inversión entre 4,500 y 5,500 dólares por kW, significa una variación de 15.2 dólares por MWh. En cambio, esta cifra se reduce a 5.0 dólares por MWh en las carboeléctricas y a solo 3.2 dólares en las plantas de ciclo combinado, para inversiones de 2,000–2,300 y 1,100-1,300 dólares por kW, respectivamente.

Rango de variación de cada componente del costo de generación

0

20

40

60

80

100

dólares 08 / MWh

Inversión Combustible O&M

Ciclo combinado Carbón Nuclear

Figura D.6

D-8

La figura D.7 compara el rango de variación del costo total de generación para los tres tipos de centrales generadoras de electricidad, mostrando con sus vértices la extensión del efecto de los escenarios de costos de combustible e inversión. Así, en caso de prevalecer escenarios de precios bajos para todos los energéticos, la tecnología de ciclo combinado sería la opción de menor costo total, tanto en un entorno de bajos costos de infraestructura como para niveles altos con cualquier tecnología. En cambio, la alternativa nuclear resultaría la más conveniente si se presentan escenarios con altos precios de combustibles y bajos costos de inversión. Por último, la central carboeléctrica sería la opción de menor costo si se consideran escenarios altos en las dos variables. Con escenarios medios para los precios de todos los combustibles (véanse también el cuadro D.4 y la figura D.8), la alternativa de usar carbón sería la más atractiva para los tres niveles de costos de infraestructura. Más aún, si se toman en cuenta solo los costos medios de inversión para todas las tecnologías, la carboeléctrica continuaría siendo la de menor costo de generación, excepto para el escenario de precios bajos de combustibles, en cuyo caso la tecnología de ciclo combinado sería la óptima. Es importante destacar que la mayoría de las veces, la diferencia entre la primera y segunda mejor opción resulta muy pequeña. En efecto, en dos tercios de las nueve combinaciones de escenarios analizados, dicha diferencia varía únicamente entre 0.5 y 2.0 dólares por MWh, equivalente a 0.6% y 2.6 por ciento.

Variación del costo total de generación según rango de inversión y costo de combustible

60

70

80

90

100

110

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Costo de combustible (dólares 08 / MMBtu)

dólares 08 / MWh

Nuclear CarbónCiclo

Combinado

Figura D.7

D-9

Costo nivelado de generación para diferentes tecnologías considerando distintos escenarios (dólares 08 / MWh)

CC 80.3 Carbón 90.0 Carbón 96.8Carbón 83.2 CC 90.5 CC 100.7Nuclear 99.6 Nuclear 102.3 Nuclear 105.0CC 78.7 Carbón 87.5 Carbón 94.3Carbón 80.7 CC 88.9 Nuclear 97.4Nuclear 92.0 Nuclear 94.7 CC 99.1CC 77.1 Carbón 84.9 Nuclear 89.8Carbón 78.2 Nuclear 87.1 Carbón 91.7Nuclear 84.4 CC 87.3 CC 97.5

Escenarios costo de combustible

Escenarios costo de infraestructura

Bajo Medio Alto

Bajo

Medio

Alto

Cuadro D.5

Costo nivelado de generación para diferentes tecnologías considerando distintos escenarios (dólares 08 / MWh)

Escenarios costo de combustible

Bajo Medio Alto

Bajo

Medio

Alto

Ciclo combinado Carbón Nuclear

Esc

enari

os

cost

o d

e infr

aest

ruct

ura

Figura D.8

D-10

D.5 Conclusiones La fuerte incertidumbre en el comportamiento futuro de los costos de infraestructura y de los combustibles vuelve compleja la decisión respecto a elegir la mejor alternativa para la expansión del sistema de generación. El análisis realizado con diversos escenarios para los dos principales rubros de costos, indican que la opción de menor costo cambia según las hipótesis consideradas, o bien produce resultados con diferencias mínimas entre tecnologías. El riesgo asociado al costo del combustible es mayor para las centrales de ciclo combinado y las carboeléctricas, comparado con las plantas nucleares. En cambio, el efecto de la incertidumbre en el costo de infraestructura es mucho mayor en estas últimas. Así, los altos requerimientos de inversión en las centrales nucleares podrían dificultar la obtención de recursos para su financiamiento. En contraste, las plantas de ciclo combinado son mucho más fáciles de financiar, pero tienen elevados costos operativos. Un bajo costo variable de operación en las plantas nucleares da lugar a una posición privilegiada en el despacho económico, que resulta en un factor de planta muy alto y uniforme. En cambio, el grado de utilización de las centrales de ciclo combinado y carboeléctricas dependerá en gran medida de la volatilidad del precio del gas natural. El coeficiente de correlación entre los precios del gas natural y el carbón no es alto, lo cual indica que la diferencia entre dichos precios se vuelve cambiante. Algo semejante ocurre con la correlación entre los costos de infraestructura de las centrales de ciclo combinado y las carboeléctricas. Estos son indicadores positivos para la diversificación del parque de generación basado en el “efecto portafolio”, es decir, la posibilidad de reducir el riesgo total sin modificar el costo promedio de producción, o bien disminuirlo sin alterar el nivel de riesgo del conjunto de las centrales generadoras. En un ambiente con alta volatilidad en la diferencia entre los precios de los combustibles, un sistema de generación diversificado permite aprovechar las ventajas que temporalmente presenta un mercado respecto a otro. Es decir, la flexibilidad operativa lograda con un sistema diversificado aumenta el beneficio asociado a las inversiones involucradas. El efecto positivo de la flexibilidad es mayor conforme se vuelve más impredecible el comportamiento de los costos de explotación. A este tipo de conceptos —denominados “opciones reales”— se los considera como el fundamento del análisis de inversiones bajo incertidumbre. En consecuencia, la diversificación tecnológica del sistema de generación es una estrategia atractiva y deseable para enfrentar y sacar provecho de un futuro altamente incierto, tanto en costos de combustible como de infraestructura. Adicionalmente, el análisis presentado podría complementarse con los costos asociados a externalidades ambientales o costos por externalidades totales incluyendo efectos en la salud y en la biodiversidad. El resultado de este análisis será reportado posteriormente.

E-1

ANEXO E GLOSARIO Aportaciones hidráulicas Volumen de agua captado por una presa o embalse durante un periodo, para generación de energía eléctrica o para otros fines alternos. Área de control Entidad que tiene a su cargo el control y la operación de un conjunto de centrales generadoras, subestaciones y líneas de transmisión dentro de un área geográfica. Autoabastecimiento Suministro de los requerimientos de energía eléctrica de un miembro o varios de una sociedad de particulares mediante una central generadora propia. Autoabastecimiento local Suministro a cargas de proyectos de autoabastecimiento con ubicación cercana al sitio de la central generadora; no utilizan la red de transmisión del servicio público. Autoabastecimiento remoto Suministro a cargas de proyectos de autoabastecimiento localizadas en un sitio diferente al de la central generadora, utilizando la red de transmisión del servicio público. Capacidad Potencia máxima de una unidad generadora, una central de generación o un dispositivo eléctrico, especificada por el fabricante o por el usuario, dependiendo del estado de los equipos. Capacidad adicional comprometida La disponible en los próximos años a través de fuentes de generación en proceso de construcción, licitación o ya contratadas, así como de compras firmes de capacidad, incluyendo importaciones. Capacidad adicional no comprometida La necesaria para satisfacer la demanda futura, cuya construcción o licitación aún no se ha iniciado. De acuerdo con la LSPEE y su reglamento, estas adiciones de capacidad se cubrirán con proyectos de producción independiente de energía o de CFE. Capacidad adicional total Suma de la capacidad comprometida y la no comprometida. Capacidad bruta La efectiva de una unidad, central generadora o sistema de generación. Incluye la potencia requerida para usos propios. Capacidad de placa La especificada bajo condiciones de diseño por el fabricante de la unidad generadora o dispositivo eléctrico. Capacidad de transmisión Potencia máxima que se puede transmitir a través de una o un grupo de líneas, desde un nodo emisor a otro receptor tomando en cuenta restricciones técnicas de operación como: límite térmico, caída de voltaje, límite de estabilidad, etc.

E-2

Capacidad disponible Igual a la efectiva del sistema menos la capacidad indisponible por mantenimiento, falla, degradación y/o causas ajenas. Capacidad efectiva La potencia de la unidad determinada por las condiciones ambientales y el estado físico de las instalaciones. Corresponde a la capacidad de placa corregida por efecto de degradaciones permanentes, debidas al deterioro o desgaste de los equipos que forman parte de la unidad. Capacidad existente La correspondiente a los recursos disponibles en el sistema eléctrico (centrales de generación y compras de capacidad firme) en una fecha determinada. Capacidad neta Igual a la bruta de una unidad, central generadora o sistema eléctrico, menos la necesaria para usos propios. Capacidad retirada La que se pondrá fuera de servicio, por terminación de la vida útil o económica de las instalaciones o por vencimiento de contratos de compra de capacidad. Capacidad termoeléctrica de base y semibase Aquella que usualmente se despacha durante demandas bajas e intermedias de la curva de carga. Capacidad termoeléctrica de punta Aquella que usualmente se despacha solo durante las horas de mayor demanda en la curva de carga. Carga La potencia requerida por dispositivos que consumen electricidad y se mide en unidades de potencia eléctrica (kW, MW). Cogeneración Producción de electricidad conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria o ambas. Consumo Energía entregada a los usuarios con recursos de generación del sector público (CFE, LyFC y PIE), proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, y a través de contratos de importación. Consumo bruto El que debe suministrarse con el fin de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación. Curva de demanda horaria Gráfica que muestra la variación secuencial de la demanda de potencia horaria en un intervalo. Curva de duración de carga Se conforma con los valores de la curva de demanda horaria, ordenados de mayor a menor. Son valores de demanda no secuenciales.

E-3

Curva de referencia Es la curva resultante de demanda horaria o de duración de carga para un sistema eléctrico interconectado en un intervalo, después de filtrar los valores de demanda atípicos causados por efectos aleatorios (huracanes u otras situaciones meteorológicas extraordinarias, condiciones de emergencia, efectos por falla en equipo eléctrico, etc.). Nivel recomendado de operación Define la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación de una central hidroeléctrica. Al seguir los niveles recomendados, la producción de la central se maximiza. Degradación Reducción de la capacidad de una unidad como consecuencia del deterioro, la falla de componentes o por cualquier otra condición limitante. Demanda Potencia en MW requerida para suministrar la energía eléctrica en un instante dado (demanda instantánea). Demanda base Potencia mínima registrada en el sistema en un cierto período. Demanda bruta Potencia que debe ser generada y/o importada para satisfacer los requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales generadoras. Demanda integrada Igual a la potencia media en un intervalo de tiempo (MWh/h). Demanda integrada horaria Demanda media en una hora (MWh/h). Demanda máxima El valor mayor de potencia requerida en un periodo. Demanda máxima bruta El valor mayor de la potencia que debe ser generado y/o importado para satisfacer los requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales generadoras. Demanda máxima coincidente Suma de las demandas de las áreas de un sistema eléctrico interconectado, en el momento cuando ocurre la demanda máxima del sistema. Demanda máxima no coincidente Suma de las demandas máximas de las áreas de un sistema eléctrico, sin considerar el tiempo cuando se presentan. Es mayor o igual a la demanda máxima coincidente. Demanda media Igual a la energía bruta en un período (MWh), dividida entre el número de horas del mismo (MWh/h). Demanda mínima Potencia mínima registrada en el sistema eléctrico en un intervalo.

E-4

Demanda neta Potencia que los generadores entregan a la red de transmisión para satisfacer las necesidades de los consumidores. Es igual a la demanda bruta menos la carga de usos propios asociados a la generación. Disponibilidad Porcentaje de tiempo en el cual una unidad generadora está disponible para dar servicio, independientemente de requerirse o no su operación. Este índice se calcula restando a 100% el valor de la indisponibilidad. Energía almacenada Energía potencial susceptible de convertirse en eléctrica en una central hidroeléctrica, en función del volumen útil de agua almacenado y del consumo específico para la conversión de energía. Energía bruta La que debe suministrarse con el fin de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación. Energía neta La total entregada a la red. Se calcula sumando la generación neta de las centrales del sistema, la energía de importación de otros sistemas eléctricos, y la adquirida de excedentes de autoabastecedores y cogeneradores. Factor de carga La relación de las demandas media y máxima registradas en un intervalo. Se define también como el consumo en el periodo, dividido entre la demanda máxima multiplicada por la duración del periodo. Factor de diversidad Número superior a la unidad, que resulta al dividir la suma de las demandas máximas de las diferentes áreas (o subsistemas) que componen un sistema eléctrico interconectado, entre su demanda máxima coincidente. Factor de planta La relación entre la energía eléctrica producida por un generador o conjunto de generadores, durante un intervalo de tiempo determinado, y la energía que habría sido producida si este generador o conjunto de generadores hubiese funcionado durante el mismo intervalo a su potencia máxima posible. Se expresa en porcentaje. Fuente de energía primaria Toda fuente de energía. Las tecnologías de suministro y de uso final son las encargadas de transformar la energía primaria en eléctrica. Generación bruta La energía de las unidades o centrales eléctricas medida a la salida de los generadores. Incluye el consumo en usos propios de la central. Generación neta La energía eléctrica que una central generadora entrega a la red de transmisión. Es igual a la generación bruta menos la energía utilizada en los usos propios de la central.

E-5

Indisponibilidad Estado donde la unidad generadora se halla inhabilitada total o parcialmente para suministrar energía, por alguna acción programada o fortuita debida a mantenimiento, falla, degradación de capacidad y/o causas ajenas. Indisponibilidad por causas ajenas Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora se encuentra indisponible a causa de la ocurrencia de algún evento o disturbio ajeno a la central como: falla en las líneas de transmisión, fenómenos naturales, falta de combustible, etc. Indisponibilidad por degradación Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o central generadora disminuye su potencia máxima, sin salir de operación, por problemas de funcionamiento en alguno de sus componentes. Indisponibilidad por fallas Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o central generadora se halla indisponible debido a la salida total de una unidad o por fallas en los equipos de la central. Indisponibilidad por mantenimiento Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora permanece fuera de servicio por trabajos de conservación de los equipos. Margen de reserva Diferencia entre la capacidad efectiva y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada como porcentaje de la demanda máxima. Margen de reserva operativo Diferencia entre la capacidad disponible y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada como porcentaje de la demanda máxima. Nivel de aguas máximas de operación Elevación de apertura del vertedor prevista en condiciones ordinarias. Nivel de aguas máximas extraordinarias Nivel máximo del agua que admite la presa en condiciones de seguridad al ocurrir la avenida de diseño. Nivel de aguas mínimas de operación Elevación mínima del agua que permita operar las turbinas. Pérdidas no técnicas Energía que pierde un sistema eléctrico por usos ilícitos, errores de medición y de facturación. Pérdidas técnicas Término referente a la energía (MWh) que se disipa en forma de calor en los procesos de transmisión, transformación y distribución. También se aplica a la potencia asociada a dichos procesos (MW). Permisionarios Los titulares de permisos de generación, exportación o importación de energía eléctrica.

E-6

Productor independiente de energía Titular de un permiso para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para su venta a CFE. Proyecto de autoabastecimiento Desarrollo de generación construido por una sociedad de particulares con la finalidad de atender los requerimientos de energía eléctrica de los miembros de dicha sociedad. Red Conjunto de elementos de transmisión, transformación y compensación interconectados para el transporte de la energía eléctrica. Red troncal Red de transmisión principal que interconecta las regiones del sistema, permitiendo el transporte de grandes bloques de energía de los centros de generación a los de consumo. Sector eléctrico Conjunto de participantes, tanto públicos como privados, que intervienen en los procesos de generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica. Sector público Elementos que intervienen en los procesos de generación, transmisión y distribución para atender el servicio público de energía eléctrica. Servicio público Suministro de electricidad por la generación de CFE, 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.

F-1

ANEXO F ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS

Bl Barril Btu Unidad térmica inglesa CAR Carboeléctrica CC Ciclo combinado CI Combustión interna COM Combustóleo DIE Diésel EO Eoloeléctrica GEO Geotermoeléctrica GWh Gigawatt-hora GWh / año Gigawatt-hora por año GWh / mes Gigawatt-hora por mes HID Hidroeléctrica Hz Hertz K Carbón kg kilogramo km kilómetro km-c kilómetro-circuito kV kilovolt kW kilowatt kWh Kilowatt-hora kWh / m3 Kilowatt-hora por metro cúbico m metro m3 metro cúbico M3 / kWh metro cúbico por kilowatt-hora MMBtu millones de Btu MMm3 millones de metros cúbicos MMm3 / día millones de metros cúbicos por día MMm3 / mes millones de metros cúbicos por mes MMpcd millones de pies cúbicos diarios msnm metros sobre el nivel del mar MVA Megavolt-ampere MMt millones de toneladas MVAr Megavolt-ampere-reactivos MW Megawatt MW / GWh Megawatt por gigawatt-hora MWh Megawatt-hora NUC Nucleoeléctrica p probabilidad de ocurrencia s segundo t tonelada TC Termoeléctrica convencional TG Turbogás TV Turbina de vapor TWh Terawatt-hora UO2 uranio V volt

G-1

ANEXO G 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 DOF Diario Oficial de la Federación DAC Doméstica de Alto Consumo ERCOT Electric Reliability Council of Texas EUA Estados Unidos de América GCH Grandes Centrales Hidroeléctricas FEO Fecha de Entrada en Operación GNL Gas Natural Licuado LSPEE Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica LyFC Luz y Fuerza del Centro MDL Mecanismo para un Desarrollo Limpio MR Margen de Reserva MRE Margen de Reserva de Energía MRO Margen de Reserva Operativo NAME Nivel de Aguas Máximas Extraordinarias NAMINO Nivel de Aguas Mínimas de Operación NAMO Nivel de Aguas Máximas de Operación NERC North American Electric Reliability Corporation NRO Niveles Recomendados de Operación OP Obra Presupuestal OPF Obra Pública Financiada PEF Presupuesto de Egresos de la Federación PEMEX Petróleos Mexicanos PERGE 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 RLSPEE Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica RM Rehabilitación y Modernización SE Sector Eléctrico SEN Sistema Eléctrico Nacional SENER Secretaría de Energía SHCP Secretaría de Hacienda y Crédito Público SIN Sistema Interconectado Nacional 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

POISE 2009-2018SHB

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