poise 20082018

Subdirección de ProgramaciónCoordinación de Planificación

CFE 70 ANIVERSARIO

Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico2008-2017

Subdirección de ProgramaciónCoordinación de Planificación

CFE 70 ANIVERSARIO

Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico2008-2017

PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES

DEL SECTOR ELÉCTRICO 2008 - 2017

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 2008 - 2017

iii

1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 1- 1

1.1 Introducción 1- 1

1.2 Supuestos básicos 1- 1

1.2.1 Macroeconómicos 1- 1

1.2.2 Población y vivienda 1- 4

1.2.3 Precios de electricidad 1- 4

1.2.4 Precios de combustibles 1- 5

1.2.5 Autoabastecimiento y cogeneración 1- 6

1.2.6 Otros supuestos 1- 6

1.3 Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento, 2007 - 2017

1- 7

1.4 Estudio regional del mercado eléctrico 2007 - 2017. Escenario de planeación

1-11

1.4.1 Distribución de la demanda máxima en 2006 1-12

1.4.2 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en 2007 - 2017

1-13

1.4.3 Crecimiento esperado del consumo bruto en 2007 - 2017 1-16

1.4.4 Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del servicio público 2007 - 2017

1-17

1.4.5 Consumo de cargas autoabastecidas 1-20

1.4.6 Exportación e importación de CFE 1-22

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 eoloeléctrica 2- 7

2.2.3 Productores independientes de energía 2- 7

ÍNDICE

página 2.2.4 Autoabastecimiento y cogeneración 2- 8

2.2.5 Autoabastecimiento remoto 2- 9

2.3 Generación bruta en 2006 2- 9

2.4 Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional 2-10

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- 5

3.3.2 Autoabastecimiento remoto 3- 6

3.3.3 Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración

3- 7

3.4 Retiros de capacidad 3- 8

3.5 Proyectos de Rehabilitación y Modernización 3-11

3.6 Disponibilidad del parque de generación 3-12

3.7 Catálogo de proyectos candidatos 3-14

3.8 Participación en el cambio climático 3-17

3.9. Adiciones de capacidad para el servicio público 3-18

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

3-19

3.9.2 Capacidad en construcción o licitación 3-20

3.9.3 Capacidad adicional 3-22

3.10 Evolución de la capacidad para el servicio público 3-24

3.10.1 Repotenciaciones 3-29

3.10.2 Centrales eoloeléctricas 3-29

3.10.3 Centrales carboeléctricas 3-29

3.10.4 Participación de tecnologías en la expansión 3-30

3.11 Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico 3-30

3.12 Margen de reserva de capacidad 3-32

3.13 Margen de reserva de energía 3-34

3.14 Diversificación de las fuentes de generación 3-35

3.15 Fuentes de suministro de gas natural 3-38

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

3-39

3.17 Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de combustibles

3-39

3.17.1 Restricciones ecológicas 3-39

3.17.2 Eficiencia del proceso termoeléctrico 3-40

3.17.3 Composición de la generación bruta 3-42

3.17.4 Requerimientos de combustibles 3-44

3.17.5 Requerimientos de combustibles alternos para centrales tipo libre

3-46

ÍNDICE

página 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- 4

4.4.1.2 Red de transmisión asociada a Valle de México II y III 4- 6

4.4.2 Área Oriental 4- 7

4.4.2.1 Obras principales 4- 7

4.4.2.2 Red de transmisión asociada al proyecto de temporada abierta y a proyectos eólicos Oaxaca I, II, III y IV

4-10

4.4.3 Área Occidental 4-11

4.4.3.1 Obras principales 4-11

4.4.3.2 Red asociada a carboeléctrica del Pacífico 4-14

4.4.3.3 Red asociada a la central hidroeléctrica La Yesca 4-15

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

4-16

4.4.4 Área Noroeste 4-17


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

4-20

4.4.5 Área Norte 4-21


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

4-23

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

4-24

4.4.6 Área Noreste 4-25

4.4.6.1. Obras principales 4-26

4.4.7 Área Baja California 4-28


4.4.7.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Baja California

4-31

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

4-32

4.4.8 Área Baja California Sur 4-33


4.4.9 Área Peninsular 4-35


ÍNDICE

página 4.5 Obras e inversiones con financiamiento externo 4-37

4.5.1 Obras de subtransmisión con financiamiento externo 4-42

4.6 Capacidad de transmisión entre regiones 4-44

4.7 Interconexiones nacionales e internacionales 4-45

4.7.1 Interconexión del área Baja California al Sistema Interconectado Nacional

4-45

4.7.2 Interconexión CFE - Guatemala 4-46

4.8 Pérdidas de energía 4-47

4.8.1 Pérdidas de energía en el nivel de transmisión 4-47

4.8.2 Pérdidas de energía en el nivel de distribución 4-48

5. REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2008 - 2017 5- 1

6. EFECTOS DE ESCENARIOS ALTERNOS DEL MERCADO ELÉCTRICO

6- 1

6.1 Mercado eléctrico 6- 1

6.1.1 Pronóstico del consumo de electricidad 6- 1

6.1.2 Pronóstico del consumo autoabastecido 6- 1

6.1.3 Pronóstico de ventas del servicio público 6- 1

6.1.4 Escenario bajo 6- 2

6.1.5 Escenario alto 6- 4

6.2 Requerimientos de capacidad y retiros 6- 5

6.2.1 Escenario alto 6- 6

6.2.2 Escenario bajo 6- 8

6.3 Margen de reserva y margen de reserva operativo 6-10

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 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 Generación hidroeléctrica 2007 - 2017 A-10

A.8 Política de operación 2007 - 2017 A-11

ÍNDICE

página ANEXO B MARGEN DE RESERVA EN OTROS SISTEMAS

ELÉCTRICOS B- 1

B.1 Introducción B- 1

B.2 Margen de reserva en el ámbito internacional B- 2

B.2.1 North American Electric Reliability Corporation B- 3

B.2.1.1 Estándares de confiabilidad del NERC B- 4

B.2.1.2 Evaluación de la reserva en las organizaciones del NERC

B- 6

B.2.2 Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity B- 8

ANEXO C RED DE TEMPORADA ABIERTA PARA PROYECTOS EÓLICOS EN LA REGIÓN DEL ISTMO DE TEHUANTEPEC

C- 1

C.1 Antecedentes C- 1

C.2 Requisitos de participación en TA C- 2

C.3 Capacidad reservada en TA C- 3

C.4 Cambios regulatorios para proyectos eólicos de autoabastecimiento C- 5

C.5 Descripción del proyecto de TA C- 5

C.6 Requerimientos técnicos para la interconexión de los aerogeneradores a la red de TA (Código de red)

C- 7

ANEXO D INTERCONEXIÓN DEL SISTEMA BAJA CALIFORNIA AL SIN

D- 1

D.1 Introducción D- 1

D.2 Escenario actual y en el corto plazo D- 1

D.3 Comportamiento de la demanda en Baja California D- 4

D.4 Diversidad de la demanda del SIN y Baja California D- 6

D.5 Beneficios de la interconexión D- 7

D.6 Factores por considerar en la interconexión D-11

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 con 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. 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 de precios de combustibles, elaborados cada año por la Secretaría de Energía (SENER). En esta actualización se presenta la evolución del sistema en el periodo 2008–2017. Para 2007 se considera la información del sistema 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; análisis del margen de reserva en otros sistemas eléctricos; red de temporada abierta para proyectos eólicos en la región del Istmo de Tehuantepec; así como la interconexión del sistema Baja California al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

iii

RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2008-2017 Escenarios macroeconómicos La tasa media de crecimiento anual prevista para el consumo de energía en el sector eléctrico ha disminuido de 6.3% en 2001 a 4.8% en 2006. Esto, como consecuencia de la reducción permanente, durante estos últimos años, de las proyecciones anuales de la SENER y de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) sobre el crecimiento de la economía del país. La estimación en 2007 para el incremento anual del consumo eléctrico en 2008-2017 es de 4.8%. Lo anterior se deriva de un crecimiento anual del Producto Interno Bruto (PIB) de 3.6%. Ciclo de planificación anual En cada ciclo el punto de partida es la nueva estimación del consumo de energía y la demanda de electricidad esperada. En el ejercicio de planificación se revisa la programación de centrales 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 5 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 por arriba de 6 dólares/MMBtu, el combustóleo nacional estará alrededor de 5 dólares/MMBtu y 6 dólares/MMBtu para el combustóleo importado. Sobre esta base de precios, las centrales carboeléctricas y nucleoeléctricas son opciones económicamente competitivas respecto a la tecnología de ciclo combinado para la expansión del sistema de generación. Ante la posibilidad futura de que se mantengan los precios altos para el gas natural o limitaciones en su suministro ―por reducción de la oferta de Petróleos Mexicanos (PEMEX) o de las importaciones de Estados Unidos de América (EUA)― Comisión Federal de Electricidad (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. Disponibilidad de unidades generadoras En este ejercicio de planificación se ha supuesto que en el periodo habrá suficiencia presupuestal para el mantenimiento del parque de generación de CFE. Esto permitirá lograr factores de disponibilidad del orden de 82% a 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.

iv

El incumplimiento de este supuesto afectaría significativamente el funcionamiento del sistema en sus indicadores económicos y de confiabilidad, particularmente en los años donde la reserva se ha ajustado a los valores establecidos en los criterios de diseño del sistema. Composición del parque generador Tomando como base los escenarios oficiales de precios de combustibles, los costos de inversión para las tecnologías y 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. En este plan se incluye la adición de capacidad para el servicio público con la siguiente composición: 4,065 MW en plantas hidroeléctricas, geotermoeléctricas y eoloeléctricas; 3,478 MW en carboeléctricas; 226 MW en unidades turbogás y de combustión interna; 11,062 MW en centrales de ciclo combinado a gas natural, así como 6,772 MW cuya tecnología aún no se ha definido. En estas cifras se incluye la capacidad que entró en operación en 2007 y la actualmente en construcción. 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 centrales nucleares. También se estima que en algunos casos la instalación de centrales se sustituiría por importación de energía. Debido a los periodos de licitación, construcción y desarrollo de la infraestructura correspondiente a este tipo de proyectos, se ha considerado que a partir de 2014 será posible reactivar la instalación de centrales carboeléctricas y después de 2017, las nucleares. El programa de expansión incluye la repotenciación de unidades generadoras en plantas existentes. De manera constante se continuarán evaluando técnica y económicamente las alternativas para repotenciar unidades en vez de instalar nuevas centrales. Retiro de unidades generadoras En este periodo se retirarán 5,967 MW. En todos los casos, el área operativa de CFE revisa la problemática local del sistema antes de realizar dicha acción. Para los siguientes tres años, un porcentaje alto de la capacidad por retirar quedará en reserva fría por ser unidades con baja eficiencia. En años recientes CFE ha desarrollado estrategias a fin de mejorar la competitividad del parque de generación, combinando el programa de retiros con la incorporación de tecnologías de generación más eficientes. Tal es el caso de algunas centrales termoeléctricas para las cuales se había previsto su retiro y ahora se ha determinado su factibilidad técnica y económica para repotenciarse.

v

Margen de reserva Los márgenes de reserva para 2008 y 2009 serán altos en el SIN, debido principalmente a que en los últimos años el crecimiento de la demanda de electricidad ha sido menor al esperado. Esto como consecuencia de un desarrollo económico por debajo de las proyecciones oficiales, así como a la dificultad para hacer ajustes en el programa de generación en el corto plazo. En los ciclos anuales de revisión del POISE de 2005 y 2006 se difirieron 48 proyectos de generación y en éste, se reprogramaron 27. Lo anterior se refleja en 2008 donde no se tendrán adiciones de capacidad y en 2009 sólo entrarán en operación 123 MW de capacidad firme. Con el conjunto de estas acciones, de 2011 a 2017 el margen de reserva del SIN cumplirá con los estándares establecidos. 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, ya que debido a la aleatoriedad del viento, la capacidad asociada a estos desarrollos es intermitente. Por ello su contribución al margen de reserva es también aleatoria y de bajo impacto en las horas de demanda máxima. Programa de autoabastecimiento De acuerdo con la información proporcionada por la SENER, se estima que el consumo autoabastecido crecerá 25% y llegaría a 28.7 TWh en 2017. Este monto representaría alrededor de 9% de las ventas de energía para el servicio público en ese año. El autoabastecimiento remoto que utiliza la red eléctrica llegaría en el mismo año a 15.2 TWh. 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 tiene aprobado un paquete de infraestructura de transmisión para manejar la energía de estos aerogeneradores. Al concretarse el desarrollo de estos 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 27,152 km-c de líneas ―69 a 400 kV― y se instalarán 58,245 MVA de capacidad de transformación en subestaciones. Nuevas interconexiones En este ciclo de planificación se ha incluido el proyecto de interconexión del sistema eléctrico de Baja California al SIN. Tal acción 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 SIN.

vi

La interconexión se desarrollará en dos etapas de 300 MW cada una. La primera está programada para iniciar su operación en 2011. Requerimientos de inversión El monto total necesario para atender el servicio público de CFE en el periodo 2008–2017 es de 638,209 millones de pesos de 2007, con la siguiente composición: 47.5% para generación, 18.0% en obras de transmisión, 21.1% para distribución, 12.7% en los procesos del mantenimiento de centrales y 0.7% para otras inversiones. Se estima que 39.7% del monto total de inversiones se cubrirá mediante recursos presupuestales; como inversión complementaria, 34.7% del total utilizaría el esquema de obra pública financiada y 7.5% la modalidad de producción independiente de energía. Aún no se ha definido el esquema de financiamiento que se utilizaría para el 18.1% restante.

1-1

1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 1.1 Introducción El estudio del desarrollo del mercado eléctrico tiene como objetivo estimar las trayectorias futuras del consumo y la demanda máxima de electricidad a nivel nacional, regional y sectorial, en correspondencia con las proyecciones macroeconómicas definidas por la SENER, las cuales son base de los ejercicios de planeación sectorial para todos los organismos del sector público. Dichas estimaciones permiten identificar los requerimientos de capacidad y energía necesarios para satisfacer el consumo, tanto el atendido por las ventas de electricidad para servicio público —CFE y Luz y Fuerza del Centro (LyFC)—, como el de los usuarios de autoabastecimiento. Llevar a cabo el estudio del mercado eléctrico requiere de la actualización y análisis de la información más reciente sobre el consumo de los diversos sectores de usuarios con la finalidad de identificar, mediante modelos econométricos, cómo el comportamiento histórico de las condiciones económicas, tecnológicas y demográficas, afecta el nivel y la estructura del consumo eléctrico. Así, se podrán estimar las expectativas de desarrollo del mercado, en función de los diferentes escenarios de evolución de las determinantes económicas y sociales. Adicionalmente 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

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

Escenarios de autoabastecimiento y cogeneración con mayor probabilidad de realización

Así, a partir de tres diferentes hipótesis de crecimiento y evolución de la economía, se estiman las trayectorias del consumo de energía eléctrica a nivel nacional, regional y sectorial, antecedente indispensable para cuantificar las necesidades de capacidad de generación y transmisión del sistema. 1.2 Supuestos básicos 1.2.1 Macroeconómicos La SENER define tres escenarios económicos —planeación, alto y bajo— para utilizarse como base de las estimaciones del consumo de electricidad. El de planeación considera las proyecciones económicas con mayor probabilidad de realización en los próximos años. Constituye la trayectoria de referencia del ejercicio de planeación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) para 2007 — 2017 y la base para estimar los niveles y trayectorias por sector y región

1-2

del consumo de energía, necesarios para identificar los requerimientos de expansión del sistema en el periodo. En este escenario de planeación, la tasa media de crecimiento anual (tmca) del PIB total durante 2007 — 2017 es de 3.6% (3.8% en 2006). En los escenarios alto y bajo se proyectan tasas de 4.1% (4.3% en 2006) y 2.4% (2.6% en 2006). En la figura 1.1 se muestra la evolución del PIB total y de las ventas más autoabastecimiento, donde se observan comparativamente sus tmca, así como las de los usuarios y precio medio de venta.

Evolución del PIB, ventas más autoabastecimiento, usuarios y precio medio Tasas medias de crecimiento anual 1986 — 2006 (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 2007. 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 de 1999 y 2000 corresponden en los primeros años al comportamiento real de la economía; en cambio de 2001 a 2003, el bajo crecimiento económico dio lugar a desviaciones significativas. En 2006 se observa un incremento del PIB mayor al de 2005. Por lo anterior, se registran tres años (2004, 2005 y 2006) de recuperación de la economía.

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006

tmca

Ventas más autoabastecimientoPIB Usuarios Precio medio

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006

tmca

Ventas más autoabastecimientoPIB Usuarios Precio medio

1-3

Comparación de los pronósticos del producto interno bruto (Miles de millones de pesos de 1993)

Figura 1.2 En el cuadro 1.1 se indican las tasas de crecimiento real del PIB 2000 a 2006.

Crecimiento real del PIB en 2000 — 2006

PIB

trca 1/ (%)

2000 6.60

2001 -0.16

2002 0.83

2003 1.35 2/

2004 4.18 2/

2005 2.96 2/

2006 4.70

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 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017

PIB

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Real

0

250

500

750

1,000

1,250

1,500

1,750

2,000

2,250

2,500

2,750

3,000

1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017

PIB

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Real

1-4

1.2.2 Población y vivienda Respecto a la materia demográfica, en los tres escenarios económicos se utilizó la misma proyección de población y vivienda de 2005. Ésta fue elaborada por el Consejo Nacional de Población (CONAPO) para un solo escenario, y por su recomendación expresa, se utiliza en los tres casos. Tal proyección para el crecimiento de la población estima una tmca de 0.9% durante el periodo de pronóstico, y respecto a las viviendas, de 2.8%. Estos dos supuestos implican un descenso paulatino del tamaño promedio de las familias que en 2006 registró 3.7 habitantes por vivienda y según las previsiones de CONAPO, bajará a 3.0 habitantes para 2017. 1.2.3 Precios de electricidad Las tarifas eléctricas se encuentran sujetas a ajustes mensuales, salvo algunas como las residencial (excepto la Doméstica de Alto Consumo (DAC)), agrícola y de servicio público, las cuales se efectúan mediante factores fijos, en tanto que el resto lo hace automáticamente con base en la disposición complementaria1/ número 7, aplicable a las tarifas para suministro y venta de energía eléctrica. Los factores fijos se autorizan por lo general en forma anual 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 cambios mensuales son función de:

1) Las variaciones en el precio de los combustibles fósiles 2) La proporción que representa la generación con estos combustibles en el total 3) Las variaciones de un promedio ponderado de los Índices de Precios Productor de tres

divisiones industriales seleccionadas (metálica básica, maquinaria y equipo, y otras manufacturas)

Las tarifas sujetas al ajuste automático 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 2007 — 2017, 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. Para el ajuste —normalmente anual— del resto de las tarifas, en los tres 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 1.3. 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. 1 “Cláusula de los ajustes por las variaciones de los precios de combustibles y la inflación nacional” publicado originalmente en el Diario Oficial de la Federación del 31 de diciembre de 2001

1-5

A pesar de que en términos reales los precios son muy similares, en los tres 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 residencial y agrícola 1988 — 2017

Figura 1.3 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 comportamientos relativamente similares. En el de planeación decrece a una tasa media anual real de -1.0%; en el alto -0.6%; y en el bajo -1.3 por ciento. 1.2.4 Precios de combustibles Según los escenarios determinados por la SENER, la trayectoria futura del precio de los combustibles fósiles (la parte más significativa del costo de producción) es diferente en cada uno, tanto en dólares como en pesos, debido a los diferentes índices de inflación y de tipo de cambio. En términos de cada combustible, el comportamiento resultante es el siguiente: en los tres escenarios, planeación, alto y bajo, el precio del combustóleo disminuye a tasas anuales de -4.9%, -5.0% y -4.1%, respectivamente. En el caso del precio del gas natural desciende en los escenarios de planeación y bajo, -0.7% y -3.0% respectivamente. En cambio en el alto su precio se eleva a una tasa media de 1.6% real al año durante todo el periodo. En la figura 1.4 se muestra la evolución esperada de los precios de los combustibles, 2007 — 2017, para el escenario de planeación.

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

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1.00

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

Residencial planeación Agrícola planeación

Residencial bajo Agrícola bajo

Residencial alto Agrícola alto

0.00

0.10

0.20

0.30

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0.50

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1.00

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

Residencial planeación Agrícola planeación

Residencial bajo Agrícola bajo

Residencial alto Agrícola alto

1-6

Escenario de precios de combustibles 2007 (moneda constante de 2007)

Figura 1.4 1.2.5 Autoabastecimiento y cogeneración En 2006, el consumo autoabastecido en las modalidades establecidas por la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) fue de 22.1 TWh y representó 11.2% del consumo de electricidad. Basado en la más reciente documentación sobre permisos y proyectos de instalación, el pronóstico de planeación indica que en 2017 el autoabastecimiento será de 28.7 TWh, similar al nivel esperado en la prospectiva del año pasado, calculado en 25.5 TWh para el final del horizonte. En este ejercicio se toman en cuenta únicamente aquellos proyectos con una alta posibilidad de realización, dados su desarrollo y condiciones de viabilidad. Se considera la misma trayectoria para los tres 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 e industrial, 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.

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

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

Gas importado

Gas nacional

Combustóleo importado

Combustóleo nacional

Gas Henry Hub

Carbón nacional (1.01 % S)

Carbón Golfo (0.8 % S)Carbón Pacífico (0.5 % S)

USD/MMBTU

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

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10.0

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

Gas importado

Gas nacional

Combustóleo importado

Combustóleo nacional

Gas Henry Hub

Carbón nacional (1.01 % S)

Carbón Golfo (0.8 % S)Carbón Pacífico (0.5 % S)

USD/MMBTU

1-7

1.3 Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento, 2007 — 2017 La predicción para un periodo dado está correlacionada con el pronóstico del PIB para el mismo lapso. En los últimos cuatro años el referente a las ventas más autoabastecimiento muestra una tendencia a la baja, como se observa en la figura 1.5. Similar al comportamiento del PIB para el pronóstico realizado en 1999, 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 2001 a 2005, aunque un poco menores por el crecimiento de 2006 (4.7%).

Comparación de los pronósticos de ventas más autoabastecimiento

Figura 1.5 El cuadro 1.2 muestra las tasas de crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento en 2000 — 2006.

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

275

300

325

350

1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017

TWh

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Real

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

275

300

325

350

1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017

TWh

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Real

1-8

Crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento 2000 — 2006

(V + A) 1/

trca 2/ (%)

2000 6.75

2001 1.74

2002 1.95

2003 2.56

2004 3.94

2005 4.00

2006 3.19

Año

1/ Ventas más autoabastecimiento 2/ Tasa real de crecimiento anual

Cuadro 1.2

Las ventas más autoabastecimiento previstas en 2000 para 2008 fueron de 275,743 GWh, mientras que en el actual pronóstico las calculadas para ese mismo año son de 219,121 GWh. En el capítulo 3 se analizan los efectos sobre los planes de expansión de la generación debido a estos cambios en las estimaciones. En el pasado decenio las ventas más autoabastecimiento crecieron 4.3% como consecuencia de una evolución anual de 3.7% del atendido por las ventas del sector público, y de 10.3% del autoabastecido. Esto último se explica básicamente por los altos niveles logrados en 2003, 2004, 2005 y 2006: 16.6 TWh, 20.5 TWh, 21.6 TWh y 22.1 TWh, que representan un incremento de 34.3%, 65.5%, 74.6% y 78.5% respecto a 2002. Considerando todos los supuestos descritos, en el escenario de planeación se estima que en 2007 — 2017 las ventas más autoabastecimiento crecerán en promedio 4.9% anual, y en los alto y bajo en 5.3% y 3.9%, respectivamente. Como resultado de este comportamiento, las cantidades globales de energía proyectadas para 2017 serán de: 1) 332.8 TWh en el de planeación; 2) 349.0 TWh en el alto, y 3) 299.7 TWh en el bajo. De concretarse las estimaciones sobre la trayectoria más probable del autoabastecimiento, las ventas del sector público aumentarán 5.1% en promedio al año en el escenario de planeación, para llegar a 304.1 TWh en 2017. Ver figuras 1.6 y 1.7. En el alto, el incremento de las ventas del sector público será de 5.6% anual, para alcanzar 320.3 TWh en ese año, y en el bajo de 4.0% con 271.0 TWh.

1-9

Ventas más autoabastecimiento 1996 — 2017

Figura 1.6

Ventas más autoabastecimiento 1970 — 2006 y Escenarios 2007 — 2017

Figura 1.7

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

275

300

325

350

1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

TWh

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

TWh

tmca 4.9%

tmca 5.1%tmca 4.3%

tmca 3.7%

Ventas más autoabastecimiento

Ventas del servicio público

tmca 10.3%

tmca 2.4%

Autoabastecimiento

332.8

304.1

28.7

20170

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

275

300

325

350

1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

TWh

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

TWh

tmca 4.9%

tmca 5.1%tmca 4.3%

tmca 3.7%

Ventas más autoabastecimiento

Ventas del servicio público

tmca 10.3%

tmca 2.4%

Autoabastecimiento

332.8

304.1

28.7

2017

332.8

349.0

299.7

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

Historia Planeación Alto Bajo

Alto: tmca 5.3%

Planeación: tmc 4.9%

Bajo: tmca 3.9%

TWh

332.8

349.0

299.7

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

Historia Planeación Alto Bajo

Alto: tmca 5.3%

Planeación: tmc 4.9%

Bajo: tmca 3.9%

TWh

1-10

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% de las totales: 37% a la empresa mediana y 22% a la gran industria. En el periodo de pronóstico, estos dos sectores incrementarán sus tasas medias anuales en 4.6% y 6.6% respectivamente, para quedar conjuntamente en 5.4% y superar el 5.1% de crecimiento de las ventas totales, por lo cual en 2017 representarán 60% de estas últimas. En el periodo de pronóstico, el sector de mayor crecimiento en las ventas será el de la gran industria, no sólo por el alto dinamismo económico de las ramas intensivas en uso de electricidad, sino por el relativo estancamiento que registrará el consumo autoabastecido a partir de 2012, tras el cual no se ha programado el ingreso de nuevos proyectos de autoabastecimiento. Los sectores residencial, comercial y servicios, que integran el denominado desarrollo normal, crecerán 5.1% al año en conjunto, tasa ligeramente superior a la de 2006 (4.6%), como respuesta a una expectativa un poco más dinámica prevista para el escenario macroeconómico de planeación. Finalmente, aunque se estima que las ventas al sector agrícola registren un nivel de volumen similar al de 2006, su tmca será mayor a la prospectiva del año pasado (1.7%) como consecuencia del comportamiento de bajo nivel de ventas en 2006, ver cuadro 1.3.

Crecimiento promedio anual de las ventas más autoabastecimiento

Escenario de planeación, 1997 — 2017

1997 - 2006 2007 - 2017 2008 - 2017

tmca (%) tmca (%) tmca (%)

Ventas más autoabastecimiento 4.3 4.9 4.8

Autoabastecimiento 10.3 2.4 2.2

Ventas del servicio público 3.7 5.1 5.1

Desarrollo normal 4.1 5.1 5.1

Residencial 4.6 5.1 5.0

Comercial 3.5 6.1 6.1

Servicios 2.7 3.0 3.0

Agrícola 0.5 1.7 1.4

Industrial 3.8 5.4 5.3

Empresa mediana 5.2 4.6 4.7

Gran industria 1.7 6.6 6.3

Cuadro 1.3

1-11

1.4 Estudio regional del mercado eléctrico 2007 — 2017. Escenario de planeación Para elaborar el POISE es necesario estimar el desarrollo del mercado eléctrico a nivel regional a fin de localizar y definir el tamaño de las centrales de generación, así como las subestaciones y líneas de transmisión requeridas.

Desde el punto de vista del sector eléctrico, un pronóstico global de energía y demanda máxima sería de utilidad limitada, ya que no permitiría precisar la ubicación y características de las obras por realizar. Por esta razón, el estudio del mercado se efectúa considerando zonas y regiones para llegar al pronóstico original a nivel nacional. La estadística de las diferentes áreas y sistemas eléctricos en el país, se obtiene de los reportes de operación de las Divisiones de Distribución de la Subdirección de Distribución, Áreas de Control de la Subdirección del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y Regiones de Producción de la Subdirección de Generación. Actualmente se encuentran interconectadas siete áreas operativas del territorio nacional. Los sistemas Baja California y Baja California Sur están separados del resto.

Para el estudio regional del mercado eléctrico, el país se divide en 118 zonas y 12 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 el sistema.

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

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

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

La evolución de la energía por pérdidas eléctricas en zona, región y área

El desarrollo de las demandas en cada banco de transformación

El comportamiento histórico de los factores de carga y de diversidad

Los valores reales de los usos propios de generación, condensadores síncronos y

servicios propios recibidos por transmisión y distribución

Las estimaciones sobre usos propios de las centrales generadoras

La caracterización y proyección de las cargas de autoabastecimiento

Los escenarios de consumo sectorial de electricidad

La opinión y criterios de las Divisiones de Distribución

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.

1-12

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. 1.4.1 Distribución de la demanda máxima en 2006 En el cuadro 1.4 y la figura 1.8 se muestra su conformación.

(MW) (%)

Sistema Interconectado Nacional 31,547 92.9

Baja California 2,095 6.2

Baja California Sur 284 0.8

Sistemas aislados 25 0.1

Total 33,951 100.0

Demanda 2006Sistema

Cuadro 1.4

Demanda máxima1/ por área y zona (MW), año 2006 Sistema Eléctrico Nacional 2/

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

Figura 1.8

JUÁREZ

864

39

GRO. NEGRO12

VILLACONSTITUCIÓN

MEXICALI1,096 S. L. RÍO

COLORADO232 TIJUANA

730

TECATE45

ENSENADA199

7188

CASAS GRANDES

NOGALES481

2,095

481

CAMARGO

CUAUHTÉMOC 237

CABO SAN LUCAS

131

30

MAZATLÁN285

CD. OBREGÓN

DURANGO

247

SOMBRERETE

PARRAL132

CULIACÁN

GUASAVE162

LA PAZ116

301

STA.

LORETO10

8

ROSALÍA15

592

151

LOS MOCHIS279

321

NAVOJOA

CHIHUAHUA

3,113

5

CABORCA 189

798

GUAYMAS148

42,916HERMOSILLO

CHETUMAL

COZUMEL34

PLAYA DEL

CANCÚN315

CARMEN

TIZIMÍN

80

35

125TICUL

50MOTUL

1,268

BAJA CALIFORNIA SUR

CENTRAL

OCCIDENTAL

NOROESTE

NORESTE

PENINSULAR

ORIENTAL

BAJA CALIFORNIA

NORTE

ÁREA

6

7

5

4

32

1

8

9

340

CD. VICTORIA193

MONTEMORELOS132

NUEVO LAREDO276

REYNOSA540

PIEDRAS NEGRAS223

SABINAS81

MONTERREY3,269SALTILLO

720

C. DEL ORO18

CERRALVO

MONCLOVA373

67

6

6,319

243

TORREÓN986

MATEHUALA112

S. L. POTOSÍ735

AGUASCALIENTES

ZACATECAS441

TAMPICO704

VALLES234

RÍO VERDE

47

MANTE73

MATAMOROS

3

618

114LEÓN

502

VALLARTA

GUADALAJARA

LOS ALTOS

TEPIC109

99APATZINGÁN

164176

MANZANILLO

PUERTO

1,333CD. GUZMÁN

132ZAMORA

COLIMA102

225

CHAPALA

LÁZARO CARDENAS

897

URUAPAN85

251

IRAPUATO

SALAMANCA

LA PIEDAD

MORELIA239

251

102

438MÉRIDA

138

63

9CAMPECHE

TAPACHULA148

2 LOS RÍOS156

504

TOLUCA

18,419

ATLACO-MULCO

240

QUERÉTARO774

CELAYA

7,106

S. J. DEL RÍO

TEHUANTEPEC

231

140GUTIÉRREZ

125TUXTLA

5,882

S. CRISTÓBAL

CD. CARMEN

65

CHONTALPA

400

PACHUCA

VILLAHERMOSA

588

D.F.6,430

801

257

COALCOSCOATZA-

588

227

POZA RICA

TEZIUTLÁN166

VERACRUZPAPALOAPAN

226

69

354BRAVO

ZIHUATANEJO

CHILPANCINGO93

MORELOS

IGUALA61

ACAPULCO

VALLE DE

HUATULCO

OAXACA16253

365

HUAJUAPAN

CUERNAVACA115

361 PUEBLA

S. MARTÍN326

251CHALCO191

396

JALAPATLAXCALA

552150

ORIZABATECAMA-

CÓRDOBA124706

529

676

80

JUÁREZ

864

39

GRO. NEGRO12

VILLACONSTITUCIÓN


COLORADO232 TIJUANA

730

TECATE45

ENSENADA199

7188

CASAS GRANDES

NOGALES481

2,095

39

GRO. NEGRO12

VILLACONSTITUCIÓN


COLORADO232 TIJUANA

730

TECATE45

ENSENADA199

7188

CASAS GRANDES

NOGALES481

2,095

481

CAMARGO

CUAUHTÉMOC 237

CABO SAN LUCAS

131

30

MAZATLÁN285

CD. OBREGÓN

DURANGO

247

SOMBRERETE

PARRAL132

CULIACÁN

GUASAVE162

LA PAZ116

301

STA.

LORETO10

8

ROSALÍA15

592

151

LOS MOCHIS279

321

NAVOJOA

CHIHUAHUA

3,113

5

CABORCA 189

798

GUAYMAS148

42,916HERMOSILLO

481

CAMARGO

CUAUHTÉMOC 237

CABO SAN LUCAS

131

30

MAZATLÁN285

CD. OBREGÓN

DURANGO

247

SOMBRERETE

PARRAL132

CULIACÁN

GUASAVE162

LA PAZ116

301

STA.

LORETO10

8

ROSALÍA15

592

151

LOS MOCHIS279

321

NAVOJOA

CHIHUAHUA

3,113

5

CABORCA 189

798

GUAYMAS148

42,916HERMOSILLO

CHETUMAL

COZUMEL34

PLAYA DEL

CANCÚN315

CARMEN

TIZIMÍN

80

35

125TICUL

50MOTUL

1,268

BAJA CALIFORNIA SUR

CENTRAL

OCCIDENTAL

NOROESTE

NORESTE

PENINSULAR

ORIENTAL

BAJA CALIFORNIA

NORTE

ÁREA

6

7

5

4

32

1

8

9BAJA CALIFORNIA SUR

CENTRAL

OCCIDENTAL

NOROESTE

NORESTE

PENINSULAR

ORIENTAL

BAJA CALIFORNIA

NORTE

ÁREA

6

7

5

4

32

1

8

9

340

CD. VICTORIA193

MONTEMORELOS132

NUEVO LAREDO276

REYNOSA540

PIEDRAS NEGRAS223

SABINAS81


720

C. DEL ORO18

CERRALVO

MONCLOVA373

67

6

6,319

243

TORREÓN986

MATEHUALA112

S. L. POTOSÍ735

AGUASCALIENTES

ZACATECAS441

TAMPICO704

VALLES234

RÍO VERDE

47

MANTE73

MATAMOROS

3

618

114LEÓN

502

340

CD. VICTORIA193

MONTEMORELOS132

NUEVO LAREDO276

REYNOSA540

PIEDRAS NEGRAS223

SABINAS81


720

C. DEL ORO18

CERRALVO

MONCLOVA373

67

6

6,319

243

TORREÓN986

MATEHUALA112

S. L. POTOSÍ735

AGUASCALIENTES

ZACATECAS441

TAMPICO704

VALLES234

RÍO VERDE

47

MANTE73

MATAMOROS

3

618

114LEÓN

502

VALLARTA

GUADALAJARA

LOS ALTOS

TEPIC109

99APATZINGÁN

164176

MANZANILLO

PUERTO

1,333CD. GUZMÁN

132ZAMORA

COLIMA102

225

CHAPALA

LÁZARO CARDENAS

897

URUAPAN85

251

IRAPUATO

SALAMANCA

LA PIEDAD

MORELIA239

251

102

VALLARTA

GUADALAJARA

LOS ALTOS

TEPIC109

99APATZINGÁN

164176

MANZANILLO

PUERTO

1,333CD. GUZMÁN

132ZAMORA

COLIMA102

225

CHAPALA

LÁZARO CARDENAS

897

URUAPAN85

251

IRAPUATO

SALAMANCA

LA PIEDAD

MORELIA239

251

102

438MÉRIDA

138

63

9CAMPECHE

TAPACHULA148

2 LOS RÍOS156

504

TOLUCA

18,419

ATLACO-MULCO

240

QUERÉTARO774

CELAYA

7,106

S. J. DEL RÍO

TEHUANTEPEC

231

140GUTIÉRREZ

125TUXTLA

5,882

S. CRISTÓBAL

CD. CARMEN

65

CHONTALPA

400

PACHUCA

VILLAHERMOSA

588

D.F.6,430

801

257

COALCOSCOATZA-

588

227

POZA RICA

TEZIUTLÁN166

VERACRUZPAPALOAPAN

226

69

354BRAVO

ZIHUATANEJO

CHILPANCINGO93

MORELOS

IGUALA61

ACAPULCO

VALLE DE

HUATULCO

OAXACA16253

365

HUAJUAPAN

CUERNAVACA115

361 PUEBLA

S. MARTÍN326

251CHALCO191

396

JALAPATLAXCALA

552150

ORIZABATECAMA-

CÓRDOBA124706

529

676

80

438MÉRIDA

138

63

9CAMPECHE

TAPACHULA148

2 LOS RÍOS156

504

TOLUCA

18,419

ATLACO-MULCO

240

QUERÉTARO774

CELAYA

7,106

S. J. DEL RÍO

TEHUANTEPEC

231

140GUTIÉRREZ

125TUXTLA

5,882

S. CRISTÓBAL

CD. CARMEN

65

CHONTALPA

400

PACHUCA

VILLAHERMOSA

588

D.F.6,430

801

257

COALCOSCOATZA-

588

227

POZA RICA

TEZIUTLÁN166

VERACRUZPAPALOAPAN

226

69

354BRAVO

ZIHUATANEJO

CHILPANCINGO93

MORELOS

IGUALA61

ACAPULCO

VALLE DE

HUATULCO

OAXACA16253

365

HUAJUAPAN

CUERNAVACA115

361 PUEBLA

S. MARTÍN326

251CHALCO191

396

JALAPATLAXCALA

552150

ORIZABATECAMA-

CÓRDOBA124706

529

676

80

1-13

1.4.2 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en 2007 — 2017 Como se observa en la figura 1.9, el pronóstico de la demanda máxima bruta del SIN presenta una tendencia al alza, similar al PIB y a las ventas más autoabastecimiento. Una causa principal de esta recuperación es el crecimiento económico de 2004 a 2006 respecto a la tendencia histórica. En 2006 la demanda apenas se incrementó 1%, sin embargo se espera un mayor aumento.

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

Figura 1.9

Al analizar las figuras 1.5 y 1.9 se observan también diferencias significativas entre los valores pronosticados y reales, particularmente en los últimos años. El cuadro 1.5 muestra las demandas máximas brutas del SIN de 2002 a 2017.

Demanda máxima bruta del SIN Escenario de planeación

Concepto 2002 2003 2004 20051/ 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

tmca (2007-2017)

%

Demanda máxima (MW) 28,187 29,408 29,301 31,268 31,547 33,438 35,328 37,143 39,204 41,226 43,239 45,250 47,399 49,699 52,164 54,561incremento % 2.23 4.33 -0.36 6.71 0.89 5.99 5.65 5.14 5.55 5.16 4.88 4.65 4.75 4.85 4.96 4.60 5.1

1/ Se interconectó al sistema el área Noroeste

Cuadro 1.5

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

2002 2003 2004 2005 2006 2007 Real

MW

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

2002 2003 2004 2005 2006 2007 Real

MW

1-14

La demanda pronosticada en 2003 para 2010 era de 43,477 MW, mientras que en el pronóstico realizado en 2007 para ese mismo año fue de 39,204 MW. Ahora se espera que aquellos niveles de demanda se alcancen entre 2012 y 2013, más de dos años después. La figura 1.10 indica las tmca de 1997 a 2017 para la demanda máxima de cada área.

Estimación del crecimiento de la demanda máxima bruta1/ por área (%)

1/ Excluye exportación

Figura 1.10

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

4

5

6

7

8 9 Peninsular

2

91

Total Nacional

3.7 4.7

3.6 5.0

5.1 5.1

5.62.9 3.3

3.9 5.3

4.7 6.0

6.1

3.7 5.0

3

Crecimiento(2007 – 2017)

Evolución histórica(1997 – 2006)

5.6

6.0

2.8

7.5


4

5

6

7

8 9 Peninsular

2

91

Total Nacional

3.7 4.7

3.6 5.0

5.1 5.1

5.62.9 3.3

3.9 5.3

4.7 6.0

6.1

3.7 5.0

3



5.6

6.0

2.8

7.5

1-15

Los cuadros 1.6 y 1.7 presentan las cifras históricas para 1997 — 2006, así como los pronósticos para la demanda máxima bruta de cada área del SEN en 2007 — 2017.

Demanda máxima bruta 1/ (MW) del SEN 1997 — 2006

Área 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006tmca

(1997-2006) %

Central 6,447 6,884 7,181 7,439 7,700 7,737 7,874 8,047 8,287 8,419 2.9

Oriental 4,528 4,797 4,954 5,058 5,291 5,373 5,434 5,425 5,684 5,882 2.8

Occidental 5,209 5,472 5,702 6,062 6,157 6,345 6,632 6,523 7,047 7,106 3.9

Noroeste 2,182 2,195 2,217 2,365 2,496 2,457 2,491 2,606 2,872 2,916 3.6

Norte 1,937 2,163 2,231 2,421 2,516 2,660 2,720 2,853 2,997 3,113 5.1

Noreste 4,307 4,662 4,759 5,245 5,558 5,676 5,688 6,148 6,068 6,319 4.7

Baja California 1,329 1,393 1,491 1,695 1,698 1,699 1,823 1,856 1,909 2,095 3.7

Baja California Sur 170 181 186 204 224 215 214 234 264 284 5.6

Peninsular 737 805 839 908 971 985 1,043 1,087 1,174 1,268 6.1

Pequeños Sistemas 19 19 20 21 22 22 22 24 24 25 3.9


Cuadro 1.6

Demanda máxima bruta 1/ (MW) del SEN Escenario de planeación 2007 — 2017

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

(2007-2017) %

Central 8,654 8,892 9,123 9,492 9,830 10,139 10,454 10,798 11,207 11,627 12,055 3.3

Oriental 6,206 6,507 6,844 7,255 7,655 8,080 8,524 8,984 9,526 10,124 10,686 5.6

Occidental 7,548 8,050 8,495 9,002 9,479 9,955 10,448 10,972 11,464 11,983 12,501 5.3

Noroeste 3,127 3,296 3,486 3,638 3,848 3,982 4,111 4,315 4,548 4,810 5,004 5.0

Norte 3,308 3,525 3,705 3,892 4,059 4,257 4,488 4,686 4,922 5,154 5,380 5.1

Noreste 6,741 7,183 7,672 8,224 8,745 9,308 9,809 10,322 10,828 11,368 11,953 6.0

Baja California 2,228 2,345 2,467 2,594 2,727 2,849 2,972 3,093 3,220 3,344 3,464 4.7

Baja California Sur 315 342 369 401 431 460 489 521 554 592 629 7.5

Peninsular 1,345 1,426 1,515 1,613 1,711 1,814 1,923 2,029 2,151 2,281 2,407 6.0

Pequeños Sistemas 28 29 31 33 34 35 37 39 40 42 44 5.3 1/ Excluye exportación

Cuadro 1.7

1-16

1.4.3 Crecimiento esperado del consumo bruto en 2007 — 2017 En el cuadro 1.8 se presenta el consumo bruto del SIN de 2002 a 2017.

Consumo bruto1/ del SIN Escenario de planeación

Concepto 2002 2003 2004 2005 2/ 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

tmca (2007-2017)

%

Consumo bruto (GWh) 192,307 197,242 203,398 212,921 220,073 231,700 243,595 255,735 269,912 283,759 297,402 311,459 326,228 342,117 358,918 375,529incremento % 2.48 2.57 3.12 4.68 3.36 5.28 5.13 4.98 5.54 5.13 4.81 4.73 4.74 4.87 4.91 4.63 5.0 1/ Incluye ventas, autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios 2/ Se interconectó al sistema el área Noroeste

Cuadro 1.8

Los cuadros 1.9 y 1.10 muestran la información correspondiente para cada área del SEN desde 1997 a 2017.

Consumo bruto1/ (GWh) del SEN

1997 — 2006

Área 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006tmca

(1997-2006) %

Central 36,811 38,599 40,439 42,792 44,218 45,032 46,004 47,255 49,129 50,523 3.9

Oriental2/ 27,376 29,168 30,170 31,825 32,037 33,295 34,082 34,634 36,208 37,452 3.9

Occidental 34,361 36,619 38,853 41,454 41,178 42,283 43,789 45,177 47,734 49,239 4.5

Noroeste 12,192 12,397 12,826 13,366 13,794 13,442 13,984 14,609 15,506 15,966 3.2

Norte 12,328 13,318 13,990 15,093 15,818 16,282 16,613 17,192 18,245 18,743 4.8

Noreste2/ 27,398 29,868 31,669 33,938 34,455 35,586 35,968 37,279 38,630 40,205 4.6

Baja California2/ 7,105 7,332 8,091 9,111 9,413 9,307 9,842 10,252 10,466 11,088 5.4

Baja California Sur 1,003 1,027 1,091 1,159 1,189 1,189 1,238 1,333 1,453 1,605 5.3

Peninsular2/ 4,435 4,827 5,099 5,599 6,003 6,207 6,614 7,016 7,215 7,718 6.6

Subtotal 163,009 173,155 182,228 194,337 198,105 202,623 208,134 214,747 224,586 232,539 4.3

Pequeños Sistemas 83 83 89 97 101 100 103 108 111 119 4.6

Total 163,092 173,238 182,317 194,434 198,206 202,723 208,237 214,855 224,697 232,658 4.3incremento % 7.08 6.22 5.24 6.65 1.94 2.28 2.72 3.18 4.58 3.54

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

Cuadro 1.9

1-17

Consumo bruto1/ (GWh) del SEN Escenario de planeación 2007 — 2017

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

(2007-2017) %

Central 51,606 52,906 54,226 56,215 58,080 59,624 61,521 63,482 65,858 68,281 70,783 3.1

Oriental2/ 39,553 41,468 43,627 46,227 48,793 51,493 54,308 57,264 60,705 64,512 68,122 5.6

Occidental 52,232 55,358 58,207 61,665 64,958 68,197 71,583 75,179 78,559 82,077 85,644 5.2

Noroeste 17,024 17,924 18,954 19,783 20,923 21,655 22,348 23,457 24,728 26,142 27,206 5.0

Norte 19,938 21,307 22,395 23,521 24,534 25,738 27,131 28,317 29,752 31,158 32,518 5.1

Noreste2/ 42,933 45,713 48,817 52,339 55,660 59,235 62,416 65,690 68,917 72,349 76,073 6.0

Baja California2/ 11,885 12,635 13,336 14,091 14,861 15,571 16,297 16,990 17,715 18,424 19,114 5.1

Baja California Sur 1,778 1,928 2,078 2,257 2,431 2,593 2,752 2,934 3,121 3,333 3,541 7.5

Peninsular2/ 8,190 8,697 9,290 9,948 10,600 11,251 11,946 12,638 13,399 14,205 14,992 6.2

Subtotal 245,139 257,936 270,930 286,046 300,840 315,357 330,302 345,951 362,754 380,481 397,993 5.0

Pequeños Sistemas 132 139 148 155 161 168 176 183 190 198 206 5.1

Total 245,271 258,075 271,078 286,201 301,001 315,525 330,478 346,134 362,944 380,679 398,199 5.0incremento % 5.42 5.22 5.04 5.58 5.17 4.83 4.74 4.74 4.86 4.89 4.60

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

Cuadro 1.10

1.4.4 Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del servicio público 2007 — 2017

La figura 1.11 señala el incremento de las ventas por área para la serie histórica 1997 — 2006 y la estimación para los tres escenarios en 2007 — 2017.

Crecimiento medio anual de las ventas (%)

Figura 1.11


5.7

4

5

6

7

8 9 Peninsular

2

91

Total Nacional

5.6 5.05.5

3.9

3.6 3.84.1

3.1

4.0 5.56.0

4.4

3.5 5.76.1

2.2 3.03.6

1.9

4.1 5.25.7

4.0 6.67.1

5.5

6.9 6.36.8

5.1

3.7 5.15.66

4.0

3Alto

Planeación

Bajo



5.3 7.47.9

3.9

6.3

4.7


5.7

4

5

6

7

8 9 Peninsular

2

91

Total Nacional

5.6 5.05.5

3.9

3.6 3.84.1

3.1

4.0 5.56.0

4.4

3.5 5.76.1

2.2 3.03.6

1.9

4.1 5.25.7

4.0 6.67.1

5.5

6.9 6.36.8

5.1

3.7 5.15.66

4.0

3Alto

Planeación

Bajo



5.3 7.47.9

3.9

6.3

4.7

1-18

La tasa estimada para las ventas de energía del servicio público durante 2006 fue de 4.0%, sin embargo, su valor real llegó a 3.3% respecto a 2005, debido a que no se cumplieron las expectativas de crecimiento de los sectores comercial, bombeo agrícola y gran industria. La tasa media en 2007 — 2017 se estima en 5.1% similar al incremento en 2006 — 2016. La proyección actual se basa principalmente en el crecimiento estimado de los sectores comercial e industrial, por la recuperación de la economía nacional. Con relación al desarrollo regional, se destaca lo siguiente:

En el área Central se estimó para 2006 un crecimiento de 1.4%, sin embargo se registró una tasa de 0.5%, primordialmente a causa de la reducción en el consumo de los rubros residencial, comercial y gran industria. La estimación para 2007 — 2017 es de 3.0%, respecto a 3.5% que se consideraba en 2006 — 2016

La proyección actual se basa en el probable crecimiento de los sectores mencionados por las expectativas en la recuperación de la economía

En la Oriental se estimó para 2006 un incremento de 5.0%, sin embargo se registró una

tasa de 3.2%, principalmente por el menor consumo en los rubros, comercial, bombeo agrícola y gran industria Por lo anterior y considerando la recuperación de los sectores comercial e industrial con base en las expectativas sobre el crecimiento de la economía, la tasa estimada para 2007 — 2017 es de 5.7%, con relación a 5.0% que se calculaba en 2006 — 2016

En la Occidental se previó una tasa de 3.8%, pero se presentó un valor real de 3.5%

respecto a 2005, por lo que prácticamente se cumplieron las expectativas; la diferencia estriba en un menor consumo en los sectores de la gran industria y bombeo agrícola

La tasa media en 2007 — 2017 se estima en 5.2%, respecto a 5.3% previsto para 2006 — 2016. La proyección actual se basa en el aumento del consumo de los mencionados sectores tarifarios por la recuperación de la economía nacional

En la Noroeste, prácticamente también se cumplió con lo estimado: se consideró un

incremento de 3.2% y el valor real fue de 2.9%; la diferencia es de tan solo 31 GWh. Una de las causas principales fue que no se cumplió la estimación en el crecimiento del consumo del sector industrial

La tasa para 2007 — 2017 es de 3.8%, en comparación con 4.4% en 2006 — 2016, cifras basadas en el incremento de los rubros del desarrollo normal y la empresa mediana

En la Norte se pronosticó un aumento de 6.3% y el registrado fue uno de 2.2% respecto

a 2005, por un menor crecimiento en consumo en el sector de la gran industria. Se espera una tasa de 5.5% en 2007 — 2017, debido principalmente al incremento en el consumo de los sectores del desarrollo normal e industrial, igual al que se estimaba para 2006 — 2016

En la Noreste se estimó una tasa de 4.8% para 2006 y la registrada fue de 4.7%, por lo

que se cumplieron las expectativas de crecimiento. Se pronosticó un incremento de 6.6% en 2007 — 2017, fundamentalmente por la recuperación en su consumo del sector de la gran industria, al ritmo de crecimiento sostenido de la empresa mediana y al incremento en el consumo de los sectores del desarrollo normal, en contraste con 6.2% que se preveía para 2006 — 2016

1-19

En la Baja California se previó un aumento de 5.4%, sin embargo se presentó un valor real de 7.1% respecto a 2005, ocasionado por el alto consumo en los rubros del desarrollo normal, e incluso en el bombeo agrícola. La tasa media en 2007 — 2017 se estima en 5.1% menor a la prevista para 2006 — 2016 (de 5.5%), por la desaceleración de la empresa mediana principalmente

En la Baja California Sur se pronosticó para 2006 un crecimiento de 7.8%, sin embargo

el registrado real fue de 10.2% respecto a 2005, debido a que los sectores residencial y comercial superaron las expectativas de crecimiento en consumo

La tasa media para 2007 — 2017 se estima en 7.4%, basada principalmente en el aumento de los sectores de la empresa mediana —desarrollos turísticos— y del desarrollo normal, en relación con 7.8% previsto en 2006 — 2016

En la Peninsular se pronosticó un incremento de 4.8% pero el real fue de 7.6% respecto

a 2005, ya que se superaron las estimaciones en los sectores residencial e industrial

La tasa media en 2007 — 2017 es de 6.3%, fundamentalmente apoyada por el crecimiento en consumo del sector de la empresa mediana, en comparación con 6.4% para 2006 — 2016. Es importante mencionar que gran parte de la infraestructura turística se incluye en ese sector

El incremento estimado para 2007 — 2017 en cada una de las áreas no es uniforme. Las regiones Baja California Sur, Peninsular y Noreste tendrán un mayor dinamismo, debido principalmente al crecimiento esperado en los sectores de la mediana y gran industria. Complementario al análisis previo es recomendable revisar simultáneamente los crecimientos promedio anuales establecidos para el autoabastecimiento remoto. Ver cuadro 1.14. La incorporación de proyectos de autoabastecimiento provoca una reducción en las ventas de energía del servicio público y viceversa. En el cuadro 1.11 se muestra la evolución histórica 2002 — 2006 y la estimación 2007 — 2017 de las ventas de energía del sector público por área.

1-20

Historia y estimación de ventas del servicio público, SEN Escenario de planeación (GWh)

tmca

Área 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 (2007-2017)%

Central 31,995 31,627 31,795 32,491 32,652 33,175 34,017 34,562 35,618 36,711 37,790 39,069 40,383 41,955 43,626 45,375incremento % -0.93 -1.15 0.53 2.19 0.50 1.60 2.54 1.60 3.06 3.07 2.94 3.38 3.36 3.89 3.98 4.01 3.0Oriental 25,576 25,628 25,976 27,304 28,163 29,714 31,050 32,552 34,393 36,514 38,743 41,043 43,458 46,011 48,715 51,567incremento % 3.37 0.20 1.36 5.11 3.15 5.51 4.50 4.84 5.66 6.17 6.10 5.94 5.88 5.87 5.88 5.85 5.7

Occidental 34,858 35,454 36,205 37,585 38,884 41,380 43,999 46,385 48,748 50,982 53,187 55,919 58,778 61,694 64,738 67,799 incremento % 3.26 1.71 2.12 3.81 3.46 6.42 6.33 5.42 5.09 4.58 4.33 5.14 5.11 4.96 4.93 4.73 5.2

Noroeste 11,229 11,699 12,312 12,974 13,356 14,299 15,077 15,740 16,416 16,619 16,483 17,150 17,848 18,552 19,284 20,033 incremento % -0.27 4.19 5.24 5.38 2.94 7.06 5.44 4.40 4.29 1.24 -0.82 4.05 4.07 3.94 3.95 3.88 3.8

Norte 13,576 13,882 13,413 14,112 14,427 15,438 16,626 17,509 18,349 19,271 20,268 21,393 22,518 23,655 24,841 26,024 incremento % 2.87 2.25 -3.38 5.21 2.23 7.01 7.70 5.31 4.80 5.02 5.17 5.55 5.26 5.05 5.01 4.76 5.5

Noreste 28,633 27,006 27,975 29,085 30,464 32,521 34,995 37,674 40,442 43,423 46,482 49,336 52,078 54,867 57,920 61,233 incremento % 3.10 -5.68 3.59 3.97 4.74 6.75 7.61 7.66 7.35 7.37 7.04 6.14 5.56 5.36 5.56 5.72 6.6

Baja California 8,115 8,519 8,868 8,981 9,622 10,340 11,016 11,585 12,231 12,864 13,488 14,092 14,701 15,307 15,920 16,540 incremento % -0.98 4.98 4.10 1.27 7.14 7.46 6.54 5.17 5.58 5.18 4.85 4.48 4.32 4.12 4.00 3.89 5.0

Baja California Sur 1,007 1,052 1,131 1,239 1,365 1,504 1,639 1,774 1,922 2,063 2,204 2,347 2,487 2,647 2,814 2,993 incremento % -1.85 4.47 7.51 9.55 10.17 10.18 8.98 8.24 8.34 7.34 6.83 6.49 5.97 6.43 6.31 6.36 7.4

Peninsular 5,125 5,431 5,741 5,893 6,341 6,739 7,184 7,656 8,199 8,752 9,305 9,866 10,444 11,061 11,707 12,365 incremento % 5.26 5.97 5.71 2.65 7.60 6.28 6.60 6.57 7.09 6.74 6.32 6.03 5.86 5.91 5.84 5.62 6.3

Subtotal 160,114 160,298 163,416 169,664 175,274 185,110 195,603 205,437 216,318 227,199 237,950 250,215 262,695 275,749 289,565 303,929incremento % 1.91 0.11 1.95 3.82 3.31 5.61 5.67 5.03 5.30 5.03 4.73 5.15 4.99 4.97 5.01 4.96 5.1

Pequeños Sistemas1/ 89 86 93 93 97 109 115 120 125 131 137 143 149 156 163 170incremento % -1.11 -3.37 8.14 0.00 4.30 12.37 5.50 4.35 4.17 4.80 4.58 4.38 4.20 4.70 4.49 4.29 5.2

Total nacional 160,203 160,384 163,509 169,757 175,371 185,219 195,718 205,557 216,443 227,330 238,087 250,358 262,844 275,905 289,728 304,099incremento % 1.91 0.11 1.95 3.82 3.31 5.62 5.67 5.03 5.30 5.03 4.73 5.15 4.99 4.97 5.01 4.96 5.1 1/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional

Cuadro 1.11

1.4.5 Consumo de cargas autoabastecidas En el cuadro 1.12 se presenta la evolución de la demanda en cargas de proyectos de autoabastecimiento y cogeneración. Los datos se basan en información proporcionada por la SENER en las reuniones del grupo interinstitucional para la elaboración del documento de Prospectiva del Sector Eléctrico 2007 — 2017.

Evolución de la demanda máxima autoabastecida (MW) 1/

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

(2007-2017) %

Remoto 476 1,092 1,299 1,401 1,548 1,621 1,844 2,092 2,244 2,676 2,676 2,676 2,676 2,676 2,676 2,676 5.10

Local 3,541 3,643 2,843 2,922 3,452 3,508 3,508 3,551 3,551 3,551 3,551 3,551 3,551 3,551 3,551 3,551 0.26

Total 4,017 4,735 4,141 4,323 5,000 5,129 5,352 5,643 5,795 6,227 6,227 6,227 6,227 6,227 6,227 6,227 2.02 1/ Los permisionarios de temporada abierta aún no han definido las cargas que abastecerán de manera remota, por lo que se excluye su demanda

Cuadro 1.12

La figura 1.12 indica las tmca por área del SEN para la demanda máxima del servicio público, así como su comportamiento al incluir el autoabastecimiento remoto.

1-21

Crecimiento medio anual de la demanda máxima (%) 2007 — 2017

Figura 1.12

El cuadro 1.13 muestra la evolución de las cargas de autoabastecimiento y cogeneración.

Evolución del consumo autoabastecido (GWh) 1/

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

(2007-2017) %

Remoto 1,827 5,174 7,545 8,192 8,937 9,791 10,140 11,117 12,511 13,835 15,159 15,159 15,159 15,159 15,159 15,159 4.92

Local 10,536 11,434 12,918 13,390 13,127 13,249 13,263 13,555 13,555 13,555 13,555 13,555 13,555 13,555 13,555 13,555 0.29

Total 12,363 16,608 20,463 21,582 22,064 23,040 23,403 24,672 26,066 27,390 28,714 28,714 28,714 28,714 28,714 28,714 2.42 1/ Los permisionarios de temporada abierta aún no han definido las cargas que abastecerán de manera remota, por lo que se excluye su consumo

Cuadro 1.13

La tasas medias de crecimiento anual de la demanda y consumo autoabastecidos son mayores respecto a las consideradas el año anterior, debido a la incorporación de nuevos proyectos de autoabastecimiento. El consumo remoto presenta los mayores crecimientos, debido a que los proyectos nuevos atenderán en mayor grado a socios distantes al centro de generación.

1-22

En 2007 — 2017 se considera el autoabastecimiento asociado a 17 proyectos. En 2007 se espera la entrada de la central hidroeléctrica de la empresa Mexicana de Hidroelectricidad, Mexhidro, ubicado en Guerrero y Procter & Gamble Manufactura en Tlaxcala. Entre 2008 y 2010 se espera la entrada en operación de 13 proyectos eólicos (450 MW) que se instalarán en el Istmo de Tehuantepec en Oaxaca. Adicionalmente en este último año (2010) se prevé la entrada de un proyecto de cogeneración en Nuevo PEMEX. En 2011 se considera uno carboeléctrico denominado GDC Generadora el cual se instalará en el estado de Sonora. El cuadro 1.14 muestra la comparación de tasas de crecimiento promedio anual del autoabastecimiento remoto entre 2006-2016 y 2007-2017 por área y SEN.

Crecimiento promedio anual del autoabastecimiento remoto

2006 - 2016 2007 - 2017

tmca (%) tmca (%)

Central 2.0 6.1

Oriental 12.0 5.3

Occidental 1.1 6.0

Noroeste 17.7 62.6

Norte 0.9 1.5

Noreste 3.4 1.9

Baja California 0.0 0.0

Baja California Sur 0.0 0.0

Peninsular 3.9 15.9

SEN 3.8 4.9

Área

Cuadro 1.14 En el capítulo 3 se presenta la oferta de proyectos de autoabastecimiento. 1.4.6 Exportación e importación de CFE En 2006 la exportación fue de 1,299 GWh, de los cuales 1,088 GWh se enviaron a los sistemas eléctricos de EUA (Estados Unidos de América), 209 GWh a Belice y 2 GWh a Guatemala.

En el mismo año la importación fue de 523 GWh, de los cuales 514 GWh correspondieron al área Baja California, 6 GWh a la Noroeste, 2 GWh a la Norte y 1 GWh al Noreste. Con la diferencia entre las cifras totales de exportación e importación en 2006, se obtiene un balance neto de exportación de 776 GWh. Para 2007 se prevén importar 335 GWh, de los cuales 325 GWh corresponderán al área Baja California, 6 GWh a la Noroeste, 3 GWh a la Norte y 1 GWh a la Noreste. La exportación total se estima en 1,299 GWh, igual a la del año anterior, de la cual 1,072 GWh corresponden al área Baja California, 209 GWh a la Peninsular, 16 GWh a la Noreste y 2 GWh a la Oriental.

1-23

En el cuadro 1.15 se muestran las transacciones de energía de exportación e importación por área de control a partir de 1997.

Exportación e importación de energía eléctrica 1997 — 2006 (GWh)

Área 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Oriental 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2Noreste 6 0 0 2 1 0 0 0 0 16B. California 17 45 31 66 112 164 765 770 1,037 1,072Peninsular 28 31 100 127 158 180 188 236 253 209

Total 51 76 131 195 271 344 953 1,006 1,291 1,299

Noroeste 3 3 4 4 4 5 5 6 6 6Norte 1,101 1,022 7 129 235 189 21 2 6 2Noreste 0 2 2 9 6 26 0 0 0 1B. California 406 480 646 927 82 311 45 39 75 514

Total 1,510 1,507 659 1,069 327 531 71 47 87 523

-1,459 -1,431 -528 -874 -56 -187 882 959 1,204 776

Exportación

Importación

Balance netoExportación - Importación

Cuadro 1.15

2-1

2. INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 2.1 Evolución del Sistema Eléctrico Nacional Al nacionalizarse la industria eléctrica en 1960, la capacidad instalada era de 3,021 MW y el suministro se realizaba mediante diversos sistemas aislados. Al paso del tiempo, se fueron interconectando y utilizando mayores tensiones de transmisión —400 kV y 230 kV—, se unificó la frecuencia a 60 Hz, se desarrollaron grandes proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos, se diversificó la generación mediante el uso de energía geotérmica, nuclear, a base de carbón y de manera incipiente la eólica, y en el campo de administración de la demanda, se establecieron los cambios del horario de verano y el uso de tarifas con diferenciación horaria. Al 31 de diciembre de 2006, el SEN contaba con una capacidad efectiva de 48,769 MW para el servicio público y un total de 773,059 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 de Baja California son administradas desde Mexicali. Todas ellas se encuentran coordinadas por el CENACE en el Distrito Federal. Las siete áreas del macizo continental están interconectadas y forman el SIN. Su objetivo es 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 ha permitido 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 2006 la requerida para atender el servicio público de energía eléctrica era de 48,769 MW, lo que representó un incremento de 4.8% respecto a 2005 (46,534 MW). Esta nueva capacidad fue resultado de adicionar 2,265.5 MW, modificar la instalada en 18.2 MW y retirar 48.6 MW: Adiciones:

Ciclos combinados (CC).- CFE: Chihuahua II —El Encino— (65.3 MW); PIE1⁄: Valladolid III (525 MW), Tuxpan V (495 MW), Altamira V (1,121 MW)

Turbogás (TG).- CFE: Los Cabos2/ (27.2 MW). LyFC : Atenco (32 MW) Modificaciones:

Bajío —El Sauz— PIE, CC (-5 MW) Hermosillo, CC (1.9 MW) Huinalá, TG (10.3 MW) Topolobampo, TC (-40 MW) Tuxpango, HID (36 MW) Tepexic LyFC, HID (15 MW)

Retiros: Juntas, HID (15 MW) Puente Grande, HID (5.6 MW) Parque2/, TG (28 MW)

TC se refiere a la tecnología termoeléctrica convencional, e HID a la hidroeléctrica. En el cuadro 2.1 se clasifica la capacidad por tecnología en las diferentes áreas y regiones, mientras que en la figura 2.2 se señala su participación en porcentaje.

1⁄ Productor Independiente de Energía 2⁄ Movimientos oficiales. Realmente fue un traslado

2-3

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

Hidrocarburos

Área Total2/

CFE PIE3/

Central 1,561 2,174 1,038 406 5,180

Oriental 6,136 2 2,217 452 1,973 472 40 1,365 12,657

Occidental 1,782 3,466 601 560 24 2,100 190 8,722

Noroeste 941 2,052 227 508 100 3,828

Norte 28 936 1,341 757 161 3,223

Noreste 118 1,175 828 4,839 441 2,600 10,000

Baja California 320 496 489 299 720 2,324

Baja California Sur 113 236 147 495

Peninsular 442 220 1,261 342 3 2,269

Aislados 1 28 31 10 70

Total 4/ 10,566 2 12,895 5,203 10,387 2,509 182 4,700 960 1,365 48,769

Turbogás

Hidro-eléctrica

Eolo-eléctrica Termoeléctrica

convencionalCombustión

interna

Carbo-eléctrica

Geotermo-eléctrica

Nucleo-eléctrica Ciclo combinado

1/ Al 31 de diciembre de 2006 2/ No incluye autoabastecimiento ni cogeneración 3/ Productores Independientes de Energía 4/ 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 de 2006: 48,769 MW Servicio público1/

1/ No incluye autoabastecimiento ni cogeneración

Figura 2.2

Termoeléctrica convencional 26.4%

Nucleoeléctrica 2.8%

Geotermoeléctricay eoloeléctrica 2.0%

Carboeléctrica 9.6%

Hidroeléctrica 21.7%

Turbogás 5.1% Combustión interna 0.4%

Ciclo combinadoCFE 10.7%

Ciclo Ciclo combinadocombinadoPIE 21.3%



Geotermoeléctricay eoloeléctrica 2.0%



Turbogás 5.1% Combustión interna 0.4%

Ciclo combinadoCFE 10.7%

Ciclo Ciclo combinadocombinadoPIE 21.3%

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 2006 se presentan en el cuadro 2.2.

Principales centrales generadoras en 2006 Servicio público

Figura 2.3

109

Termoeléctrica convencional

Carboeléctrica

Nucleoeléctrica

Geotermoeléctrica

Ciclo combinado

35 11

Combustión interna

62

45 39

52

6641

40

54

61

46

75

Hidroeléctrica

48

42

7874

55

63

76

43

49

80

6457

65

44

6770

77

51

59

6853 56

79

50

58

69

7

82

20

33

6318

21 13

14 12

813

24 86

25 17

18

36

19

38

27

85

28

29

4

26

87

30

37

5

15

84

16

21

32

47

34

22

7271

60

83

73

23

109


Carboeléctrica

Nucleoeléctrica

Geotermoeléctrica

Ciclo combinado

35 11

Combustión interna

62

45 3939

52

6641

40

54

61

4646

75

Hidroeléctrica

48

42

7874

55

63

7676

4343

49

80

6457

65

44

6770

77

51

59

6853 56

79

50

58

69

7

82

20

33

6318

21 13

14 12

813

24 86

25 1717

18

36

19

38

27

8585

28

29

4

26

87

30

37

5

15

84

16

21

32

47

34

22

7271

60

83

73

23

2-5

Capacidad efectiva y generación bruta en 2006 Servicio público

Número de Capacidad Generación Factor de 6/

unidades efectiva bruta plantaMW GWh %

1 Infiernillo La Unión Guerrero HID Central 6 1,000 2,519 28.82 Villita (José María Morelos) Lázaro Cárdenas Michoacán HID Central 4 280 1,067 43.53 Necaxa [LyFC] J. Galindo Puebla HID Central 10 107 405 43.24 Lerma (Tepuxtepec) [LyFC] Contepec Michoacán HID Central 3 67 236 40.25 Patla [LyFC] Zihuateutla Puebla HID Central 3 39 156 45.76 Tula (Francisco Pérez Ríos) Tula Hidalgo TC/CC COM y GAS Central 11 1,989 10,105 58.07 Valle de México Acolman México TC y CC GAS Central 10 1,087 5,147 54.08 Jorge Luque [LyFC] Tultitlán México TC/TG GAS Central 8 362 550 17.49 Angostura (Belisario Domínguez) V. Carranza Chiapas HID Oriental 5 900 3,297 41.810 Chicoasén (Manuel Moreno Torres) Chicoasén Chiapas HID Oriental 8 2,400 6,682 31.811 Malpaso Tecpatán Chiapas HID Oriental 6 1,080 4,220 44.612 Peñitas Ostuacán Chiapas HID Oriental 4 420 1,967 53.513 Temascal San Miguel Oaxaca HID Oriental 6 354 1,538 49.614 Caracol (Carlos Ramírez Ulloa) Apaxtla Guerrero HID Oriental 3 600 804 15.315 Mazatepec Tlatlauquitepec Puebla HID Oriental 4 220 406 21.116 Humeros Chignautla Puebla GEO Oriental 7 35 295 96.317 Laguna Verde Alto Lucero Veracruz NUC UO2 Oriental 2 1,365 10,866 90.8818 Dos Bocas Medellín Veracruz CC GAS Oriental 6 452 2,766 69.819 Poza Rica Tihuatlán Veracruz TC COM Oriental 3 117 309 30.220 Tuxpan (Adolfo López Mateos) Tuxpan Veracruz TC/TG COM y GAS Oriental 7 2,263 11,120 56.121 Tuxpan II ( PIE )1/ Tuxpan Veracruz CC GAS Oriental 1 495 3,692 2/ 85.122 Tuxpan III y IV ( PIE )1/ Tuxpan Veracruz CC GAS Oriental 1 983 7,253 2/ 84.223 Tuxpan V ( PIE )1/ Tuxpan Veracruz CC GAS Oriental 1 495 1,674 2/ 38.624 Aguamilpa Solidaridad Tepic Nayarit HID Occidental 3 960 684 8.125 Agua Prieta (Valentín Gómez Farías) Zapopan Jalisco HID Occidental 2 240 231 11.026 Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) Zimapán Hidalgo HID Occidental 2 292 1,227 48.027 Cupatitzio Uruapan Michoacán HID Occidental 2 72 384 60.428 Cóbano G. Zamora Michoacán HID Occidental 2 52 222 48.729 Santa Rosa (Manuel M. Diéguez) Amatitán Jalisco HID Occidental 2 61 225 41.930 Colimilla Tonalá Jalisco HID Occidental 4 51 39 8.731 Manzanillo (Manuel Álvarez Moreno) Manzanillo Colima TC COM Occidental 4 1,200 4,819 45.832 Manzanillo II Manzanillo Colima TC COM Occidental 2 700 3,181 51.933 Salamanca Salamanca Guanajuato TC COM y GAS Occidental 4 866 3,082 40.634 Villa de Reyes Villa de Reyes San Luis Potosí TC COM Occidental 2 700 2,129 34.735 Petacalco (Plutarco Elías Calles) La Unión Guerrero CAR K Occidental 6 2,100 13,875 75.436 El Sauz P. Escobedo Querétaro CC GAS Occidental 7 601 2,939 55.837 El Sauz (Bajío) ( PIE )1/ S. Luis de la Paz Guanajuato CC GAS Occidental 1 560 4,555 2/ 92.938 Azufres Cd. Hidalgo Michoacán GEO Occidental 15 195 1,522 89.339 El Novillo (Plutarco Elías Calles) Soyopa Sonora HID Noroeste 3 135 327 27.640 Comedero (Raúl J. Marsal) Cosalá Sinaloa HID Noroeste 2 100 220 25.141 Bacurato Sinaloa de Leyva Sinaloa HID Noroeste 2 92 251 31.142 Huites (Luis Donaldo Colosio) Choix Sinaloa HID Noroeste 2 422 866 23.443 El Fuerte (27 de Septiembre) El Fuerte Sinaloa HID Noroeste 3 59 323 62.144 Humaya Badiraguato Sinaloa HID Noroeste 2 90 277 35.245 Puerto Libertad Pitiquito Sonora TC COM Noroeste 4 632 2,792 50.446 Guaymas II (Carlos Rodríguez Rivero) Guaymas Sonora TC COM Noroeste 4 484 1,439 33.947 Mazatlán II (José Aceves Pozos) Mazatlán Sinaloa TC COM Noroeste 3 616 2,988 55.448 Topolobampo II (Juan de Dios Bátiz) Ahome Sinaloa TC COM Noroeste 3 320 2,034 72.649 Hermosillo Hermosillo Sonora CC GAS Noroeste 2 227 1382 69.550 Hermosillo ( PIE )1/ Hermosillo Sonora CC GAS Noroeste 1 250 1,686 2/ 77.051 Naco Nogales ( PIE )1/ Agua Prieta Sonora CC GAS Noroeste 1 258 1,947 2/ 86.152 Francisco Villa Delicias Chihuahua TC COM y GAS Norte 5 300 1,268 48.353 Lerdo (Guadalupe Victoria) Lerdo Durango TC COM Norte 2 320 1,887 67.354 Samalayuca Cd. Juárez Chihuahua TC COM y GAS Norte 2 316 1,067 38.555 Samalayuca II Cd. Juárez Chihuahua CC GAS Norte 6 522 3,940 86.256 Gómez Palacio Gómez Palacio Durango CC GAS Norte 3 200 603 34.457 El Encino (Chihuahua II) Chihuahua Chihuahua CC GAS Norte 5 619 3,226 59.558 La Laguna II ( PIE )1/ Gómez Palacio Durango CC GAS Norte 1 498 3,823 2/ 87.659 Chihuahua III ( PIE )1/ Juárez Chihuahua CC GAS Norte 1 259 1,226 2/ 54.060 Altamira Altamira Tamaulipas TC COM y GAS Noreste 4 800 1,859 26.561 Río Escondido (José López Portillo) Río Escondido Coahuila CAR K Noreste 4 1,200 9,676 92.162 Carbón II Nava Coahuila CAR K Noreste 4 1,400 8,255 67.363 Huinalá I y II Pesquería Nuevo León CC/TG GAS Noreste 8 978 4,547 53.164 La Amistad Acuña Coahuila HID Noreste 2 66 91 15.865 Saltillo ( PIE )1/ Ramos Arizpe Coahuila CC GAS Noreste 1 248 1,656 2/ 76.466 Río Bravo (Emilio Portes Gil) Río Bravo Tamaulipas TC/TG COM y GAS Noreste 4 520 341 7.567 Río Bravo II ( PIE )1/ Valle Hermoso Tamaulipas CC GAS Noreste 1 495 2,751 2/ 63.468 Río Bravo III ( PIE )1/ Valle Hermoso Tamaulipas CC GAS Noreste 1 495 2,548 2/ 58.869 Río Bravo IV ( PIE )1/ Valle Hermoso Tamaulipas CC GAS Noreste 1 500 3,086 2/ 70.570 Monterrey III ( PIE )1/ S. N. Garza Nuevo León CC GAS Noreste 1 449 3,669 2/ 93.371 Altamira II ( PIE )1/ Altamira Tamaulipas CC GAS Noreste 1 495 3,322 2/ 76.672 Altamira III y IV ( PIE )1/ Altamira Tamaulipas CC GAS Noreste 1 1,036 6,644 2/ 73.273 Altamira V ( PIE )1/ Altamira Tamaulipas CC GAS Noreste 1 1,121 2,044 2/ 20.874 Presidente Juárez Rosarito Baja California TC/CC/TG COM y GAS Baja California 11 1,026 3,833 42.675 San Carlos (Agustín Olachea A.) San Carlos Baja California Sur CI COM y DIE Baja California 3 104 546 59.976 Punta Prieta La Paz Baja California Sur TC COM Baja California 3 113 571 57.977 Mexicali ( PIE )1/ Mexicali Baja California CC GAS Baja California 1 489 2,545 2/ 59.478 Cerro Prieto Mexicali Baja California GEO Baja California 13 720 4,843 76.879 Baja California Sur I La Paz Baja California Sur CI COM y DIE Baja California 1 43 225 59.880 Tres Vírgenes Comondú Baja California Sur GEO Aislados 2 10 25 28.481 Lerma (Campeche) Campeche Campeche TC COM Peninsular 4 150 526 40.082 Valladolid (Felipe Carrillo Puerto) Valladolid Yucatán TC/CC COM y GAS Peninsular 5 295 1,316 50.983 Valladolid III ( PIE )1/ Valladolid Yucatán CC GAS Peninsular 1 525 1,869 2/ 40.684 Campeche ( PIE )1/ Palizada Campeche CC GAS Peninsular 1 252 1,861 2/ 84.285 Nachi-Cocom Mérida Yucatán TC/TG COM y DIE Peninsular 3 79 233 33.686 Mérida II Mérida Yucatán TC COM y GAS Peninsular 2 168 909 61.787 Mérida III ( PIE )1/ Mérida Yucatán CC GAS Peninsular 1 484 3,092 2/ 72.9

88-195 Otras3/ 284 2,028 2,436 13.7

Total 603 48,769 225,079 52.7

Núm. Nombre de la central Municipio Estado Tecnología 4/ Combustible 5/ Área

1/ Productor Independiente de Energía 2/ Fuente: SENER 3/ En 108 centrales generadoras

4/ HID: Hidroeléctrica, TC: Termoeléctrica convencional, CC: Ciclo combinado, TG: Turbogás, CAR: Carboeléctrica, NUC: Nucleoeléctrica, GEO: Geotermoeléctrica, CI: Combustión interna, 5/ COM: Combustóleo, GAS:Gas, K: Carbón, UO2: Óxido de Uranio, DIE: Diesel 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 45.4% de la capacidad hidroeléctrica total en operación a diciembre de 2006. 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 1,880 MW, que corresponden a 17.8% de la capacidad hidroeléctrica. Aguamilpa Solidaridad, en la cuenca del río Santiago en Nayarit, con 960 MW, representa 9.1% de la capacidad hidroeléctrica total. El Cajón entrará en operación durante el primer trimestre de 2007. 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 6.8% de la capacidad hidroeléctrica total. El 20.9% restante se encuentra distribuido principalmente en las cuencas de los ríos Papaloapan, Santiago, Yaqui, El Fuerte, Culiacán y Sinaloa. 2.2.2.2 Centrales a base de hidrocarburos La energía termoeléctrica generada con estos combustibles proviene de centrales de diferentes tecnologías y capacidades. El combustóleo (combustible residual del petróleo) se emplea principalmente en unidades generadoras de carga base; éstas se localizan cerca de los puertos o en la proximidad de las refinerías de PEMEX. Entre las principales plantas que utilizan combustóleo se encuentran Tuxpan (Adolfo López Mateos) con 2,100 MW y Manzanillo (Gral. Manuel Álvarez) con 1,900 MW. El gas natural ha cobrado especial importancia en los ciclos combinados recientes. Adicionalmente, por restricciones ecológicas, se ha incrementado su uso en centrales termoeléctricas convencionales ubicadas en las grandes ciudades como el Distrito Federal y Monterrey. El diesel 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, —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 (TV) de 93.2 MW. La capacidad de este ciclo combinado es de 225.1 MW.

2-7

En 2006 entró en operación comercial en la central Chihuahua —El Encino— la conversión de la unidad 4 (TG) de 130.8 MW, a la que se integró la nueva unidad 5 (TV) de 65.3 MW, con la que se formó el paquete 2 de ciclo combinado, con una capacidad total de 196.1 MW. 2.2.2.3 Centrales carboeléctricas Carbón II con 1,400 MW, utiliza combustible nacional e importado; Río Escondido (José López Portillo) con 1,200 MW, consume sólo nacional; ambas se localizan en el estado de Coahuila. 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. 2.2.2.4 Centrales geotermoeléctricas El mayor aprovechamiento de esta energía se encuentra 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 localiza 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 municipio de Alto Lucero, Ver. Su costo variable de operación es el más bajo de todas las termoeléctricas en el SEN. Su participación representó 4.8% de la energía total producida en 2006, al operar con factor de planta de 90.9 por ciento. 2.2.2.6 Centrales eoloeléctricas La Venta y Guerrero Negro con 1.57 MW y 0.60 MW aprovechan la energía del viento en Oaxaca y Baja California Sur, respectivamente. 2.2.3 Productores independientes de energía Al 31 de diciembre de 2006 en la modalidad de Productores Independientes de Energía (PIE) —titular de un permiso para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para su venta a CFE— se contaba con centrales de ciclo combinado que operan con gas natural. Ver cuadro 2.3, ordenado de acuerdo a su fecha de entrada en operación. La capacidad total equivale a 33.3% del total a base de hidrocarburos (31,176 MW), y a 21.3% respecto a la capacidad para servicio público (48,769 MW).

2-8

Características generales de los Productores Independientes de Energía

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

(MW) (MW) 1. Mérida III Jun-2000 3 2 TG y 1 TV 484.0 11. Mexicali Jul-2003 4 3 TG y 1 TV 489.0

2. Hermosillo Oct-2001 2 1 TG y 1 TV 250.0 12. Chihuahua III Sep-2003 3 2 TG y 1 TV 259.0

3. Saltillo Nov-2001 2 1 TG y 1 TV 247.5 13. Naco Nogales Oct-2003 2 1TG y 1 TV 258.0

4. Tuxpan II Dic-2001 3 2 TG y 1 TV 495.0 14. Altamira III y IV Dic-2003 6 4 TG y 2 TV 1,036.0

5. Río Bravo II Ene-2002 3 2 TG y 1 TV 495.0 15. Río Bravo III Abr-2004 3 2 TG y 1 TV 495.0

6. Bajío (El Sauz) Mar-2002 4 3 TG y 1 TV 560.0 16. La Laguna II Mar-2005 2 1 TG y 1 TV 498.0

7. Monterrey III Mar-2002 2 1 TG y 1 TV 449.0 17. Río Bravo IV Abr-2005 3 2 TG y 1 TV 500.0

8. Altamira II May-2002 3 2 TG y 1 TV 495.0 18. Valladolid III Jun-2006 3 2 TG y 1 TV 525.0

9. Tuxpan III y IV May-2003 6 4 TG y 2 TV 983.0 19. Tuxpan V Sep-2006 3 2 TG y 1 TV 495.0

10. Campeche May-2003 2 1TG y 1 TV 252.4 20. Altamira V Oct-2006 6 4 TG y 2 TV 1,121.0

Total 10,386.9 1/ Fecha de entrada en operación comercial 2/ TG: Turbina de gas, TV: Turbina de vapor

Cuadro 2.3

2.2.4 Autoabastecimiento y cogeneración En el cuadro 2.4 se presenta la evolución de la capacidad en proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, 1999 — 2006.

Capacidad en proyectos de autoabastecimiento y cogeneración1/ (MW)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006Proyectos existentes (sin PEMEX) 1,263 1,390 1,462 1,396 1,436 1,283 1,938 1,992PEMEX 1,727 2,075 2,060 2,095 2,271 2,406 2,088 2,514Arancia 29 29 29 29 29 29 29 29ENERTEK 120 120 120 120 120 120 120 120PEGI 177 177 177 177 177 0 0 0MICASE 11 11 11 11 11 11 11Energía y Agua Pura de Cozumel 32 32 32 32 32 32Iberdrola Energía Monterrey 285 619 619 619 619Energía Azteca VIII 56 131 131 131 131Tractebel (Enron ) 284 284 284 284Bioenergía de Nuevo León 7 7 7 7Termoeléctrica del Golfo 250 250 250Termoeléctrica Peñoles 260 260 260Impulsora Mexicana de Energía 24 24 24AGROGEN 10 10 10Hidroelectricidad del Pacífico 8 8 8Proveedora de Electricidad de Occidente 19 19Italaise 4 4

Total 3,316 3,802 3,891 4,201 5,118 5,475 5,835 6,315 1/ Considera autoabastecimiento local y remoto, usos propios y excedentes

Cuadro 2.4

2-9

2.2.5 Autoabastecimiento remoto En el cuadro 2.5 se indica la evolución de la capacidad para atender cargas remotas autoabastecidas durante 1999 — 2006.

Autoabastecimiento remoto (MW)

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

Cuadro 2.5

2.3 Generación bruta en 2006 La figura 2.4 muestra la distribución por tipo de tecnología.

Energía producida en 2006: 225,079 GWh

Servicio público1/

1/ No incluye excedentes de autoabastecimiento y cogeneración

Figura 2.4

Geotermoeléctrica yEoloeléctrica 3.0%





Ciclo combinado PIE27.1 %

Turbogás 0.7%

Combustión interna 0.4%

Ciclo combinado CFE13.4 %

Geotermoeléctrica yEoloeléctrica 3.0%





Ciclo combinado PIE27.1 %

Turbogás 0.7%

Combustión interna 0.4%

Ciclo combinado CFE13.4 %

2-10

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 núcleos 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:

a) La red troncal 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. Actualmente CFE cuenta con 47,010 km de estas líneas

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

cobertura regional. Suministran energía a las de distribución en media tensión y a cargas conectadas en esos voltajes. En la actualidad en CFE existen 47,348 km de estas líneas

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

energía dentro de zonas geográficas relativamente pequeñas y la entregan a aquellas en baja tensión y a instalaciones conectadas en este rango de voltaje, cuya longitud total en CFE es de 369,683 km, los cuales incluyen 16,626 km de líneas subterráneas

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

los usuarios de bajo consumo. CFE cuenta con 236,635 km de líneas en estos voltajes e) La red de LyFC suma un total de 72,383 km, de los cuales 39,225 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), una longitud de 33,158 km

En total, el SEN cuenta con 773,059 km de líneas de transmisión y distribución. Del monto anterior, 6.3% correspondían a líneas de 400 kV y 230 kV, 6.4% desde 161 kV hasta 69 kV, y un 87.3 restante a media y baja tensión desde 60 kV hasta 220 V. En subestaciones, a diciembre de 2006 se tenía una capacidad instalada de 240,202 MVA, de los cuales 136,994 MVA correspondían a subestaciones de transmisión, 41,036 MVA a subestaciones de distribución de CFE, y 29,714 MVA a subestaciones de LyFC, así como 32,458 MVA en transformadores de distribución de CFE. La capacidad de transmisión entre regiones del sistema depende de las condiciones instantáneas de la demanda y de la capacidad de generación disponible. 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

2-11

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 sistema de generación en el SEN, la distribución regional actualmente considera 50 regiones, lo cual permite desarrollar estudios electrotécnicos detallados de la red troncal de transmisión. En la figura 2.5 se indica el límite máximo de transmisión de potencia entre las regiones en 2006. La conexión puede incluir una o más líneas según se muestra en los cuadros 2.6a y 2.6b, mientras que las principales localidades incluidas en cada región se señalan en el cuadro 2.7.

Sistema Eléctrico Nacional Capacidad de transmisión entre regiones (MW)

2006

1/ En 2006 esta región no se encuentra interconectada

Figura 2.5

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) Lerma

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

70

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

5090

800

200520

180

150

400

400

650

600

500

250

300

250

250

200

350

750

1950

330

80

2100

1300

1000

1700

480

250

750

550

1200

9501600

3110

550

480

450

560

150

30

180

450

1100750

7501350

1100900

1200

32001300

700

200

1700

270

2560

310600

1500 250

1050

21501960

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 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) Lerma

40) Mérida

41) Cancún

43) WECC(EUA)

44) Tijuana

45) Ensenada

46) Mexicali


42) Chetumal


49) La Paz

50) Los Cabos

70

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

5090

800

200520

180

150

400

400

650

600

500

250

300

250

250

200

350

750

1950

330

80

2100

1300

1000

1700

480

250

750

550

1200

9501600

3110

550

480

450

560

150

30

180

450

1100750

7501350

1100900

1200

32001300

700

200

1700

270

2560

310600

1500 250

1050

21501960

1350

2-12

Capacidad de enlaces entre regiones en 2006

1/ Operación inicial en 230 kV ▪ ▪ ▪

Cuadro 2.6a

Región Subestación Región SubestaciónTensión

(kV)No. 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/ 1 650

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 Ortíz Laguna Torreón Sur 400 1/ 1 250

Durango II Lerdo 230 1Chihuahua Camargo II Laguna Gómez Palacio 230 2 250Moctezuma Moctezuma Chihuahua El Encino 400 1/ 1 500

Moctezuma Chihuahua Norte 230 2Juárez 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 2,100

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 1,200R. Escondido Río Escondido Nuevo Laredo Arroyo del Coyote 400 1/ 1 330

Río Escondido Arroyo del Coyote 230 1Río Escondido Cd. Industrial 230 1

Nuevo Laredo Falcón Reynosa Reynosa 138 2 80Reynosa Aeropuerto Matamoros Anáhuac 400 2 1,350

Río Bravo Anáhuac 230 1Río Bravo Matamoros 138 2

Monterrey Huinalá Huasteca Laja 400 2 750Reynosa 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 2 1,000Guadalajara 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

León II Silao 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 PV San Luis Potosí Querétaro San Luis de la Paz 230 2 200

Enlace Características

2-13

Capacidad de enlaces entre regiones en 2006 ▪ ▪ ▪

1/ Operación inicial en 230 kV 2/ Operación inicial en 161 kV 3/ Operación inicial en 115 kV

Cuadro 2.6b

Región Subestación Región SubestaciónTensión

(kV)No. de

circuitosCapacidad

máxima (MW)Salamanca PV Salamanca Querétaro Querétaro Potencia 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 1,200

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

Central Tula Poza Rica Poza Rica II 400 1 3,200Texcoco Tuxpan PV 400 3Teotihuacán Tres Estrellas 400 2

Central Texcoco Puebla San Lorenzo Potencia 400 1 2,560Texcoco San Martín Potencia 400 1Topilejo Yautepec 400 3

Lázaro Cárdenas Pitirera Central Donato Guerra 400 2 1,700Lázaro 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 2Tabasco Macuspana Grijalva Malpaso 400 1/ 1 550

Peñitas Malpaso 230 2Tabasco Macuspana Lerma Escárcega Potencia 400 1/ 1 480

Los Ríos Santa Lucía 230 1Km 20 Santa Lucía 230 1

Lerma Escárcega Potencia Mérida Ticul II 400 1/ 2 450Escárcega Potencia Ticul II 230 1Lerma Mérida II 115 1Lerma Maxcanu 115 1Lerma Ticul II 115 1

Mérida Ticul II Cancún Valladolid PV 400 1/ 2 560Kanasin Valladolid PV 230 1Norte Mérida Potencia Kopte 115 1Nachicocom Izamal 115 1

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

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

Tijuana Presidente Juárez Ensenada Lomas 230 1 200Presidente Juárez Ciprés 230 1Popotla El Sauzal 115 1Misión Jatay 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 180Cerro Prieto I Hidalgo 230 2/ 1Mexicali II Ruiz Cortines 161 1

Villa Constitución Villa Constitución La Paz Bledales 115 1 70Villa Constitución Olas Altas 115 1

La Paz Olas Altas Los Cabos Santiago 230 3/ 1 90Olas Altas Cabo San Lucas II 230 3/ 1El Triunfo Santiago 115 1

Enlace Características

2-14

Principales localidades por regiones del Sistema Eléctrico Nacional

Cuadro 2.7

Área RegiónPrincipales localidades

Área RegiónPrincipales localidades

Cd. de México Puerto PeñascoToluca Hermosillo Nogales

Central Cuernavaca HermosilloTula CananeaPachuca NacozariPoza Rica Guaymas

Poza Rica Jalapa Obregón Cd. ObregónTuxpan NavojoaVeracruz El FuerteBoca del Río Los Mochis Los MochisPuebla GuasaveTehuacán Culiacán Culiacán

Puebla San Martín Texmelucan Mazatlán MazatlánTlaxcala Juárez Cd. JuárezCuautla MoctezumaAcapulco Nvo. Casas Grandes

Acapulco Chilpancingo ChihuahuaZihuatanejo CuauhtémocOrizaba Chihuahua DeliciasOaxaca CamargoJuchitán ParralHuatulco TorreónPuerto Escondido Gómez PalacioSalina Cruz Durango DurangoMinatitlán Piedras NegrasCoatzacoalcos Río Escondido Nva. RositaSan Cristóbal Río EscondidoTuxtla Gutiérrez Nuevo Laredo Nuevo LaredoTapachula Monterrey

Monterrey MonclovaCárdenas Cerralvo

Tabasco Macuspana Saltillo SaltilloVillahermosa ReynosaGuadalajara Río BravoCd. Guzmán Matamoros MatamorosTepic Tamazunchale TamazunchalePuerto Vallarta AltamiraManzanillo Huasteca TampicoColima Cd. VictoriaZacatecas Cd. Valles

Aguascalientes Aguascalientes Valles ManteLeón Río VerdeSan Luis Potosí Mexicali MexicaliMatehuala San Luis R.C. San Luis Río ColoradoIrapuato BCN-WECC Tijuana

Salamanca Guanajuato TecateSalamanca Ensenada EnsenadaCelaya V. Constitución Cd. ConstituciónQuerétaro La Paz La PazSan Luis de la Paz Cabo San LucasSan Juan del Río San José del Cabo

EscárcegaUruapan ChampotónMorelia CampecheZamora Cd. del CarmenApatzingan MéridaPátzcuaro Mérida Motul

TiculCancúnValladolid

Lázaro Cárdenas CozumelInfiernillo Tizimín

Chetumal Chetumal

Peninsular

Lerma

Lázaro CárdenasCancún

Tijuana

Querétaro BCSLos Cabos

Occidental

Guadalajara

Tepic

Manzanillo

San Luis Potosí

Carapan

Coatzacoalcos

Noreste

Grijalva

Reynosa

Central

Noroeste

Nacozari

Oriental

Veracruz

Norte

Moctezuma

TemascalLaguna

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 estos requerimientos se cubrirán mediante proyectos en proceso de construcción, licitación o cierre financiero. Las necesidades no satisfechas por la vía antes señalada 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 la evolución de la demanda, precios de combustibles, costos y eficiencia de las opciones tecnológicas para generación de energía eléctrica. Con el propósito de atender lo establecido en la LSPEE y su reglamento, en lo referente a la elaboración del documento de prospectiva, CFE solicitó a la SENER la definición de lineamientos de política energética que orientaran el ejercicio de planificación del sector eléctrico y 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,

3-2

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 diesel 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 2007 — 2027, los cuales sirvieron de base para la elaboración del Programa de Requerimientos de Capacidad (PRC) 2007 — 2017 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 bajo las modalidades de autoabastecimiento y cogeneración, principalmente. La instalación de nuevas centrales con base en estos esquemas influirá de manera importante en el desarrollo del SEN, ya que se modificarán los requerimientos de reserva y será necesario adaptar la red eléctrica para proporcionar los servicios de transmisión y respaldo requeridos. La incorporación de tales proyectos agrega un elemento adicional de incertidumbre en la planificación del SEN, pues si éstos no se concretan, se reduciría la confiabilidad del suministro al no disponerse de los plazos necesarios para instalar otras centrales. 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. Está 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. 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

3-3

eléctricas del oeste de EUA, mediante los enlaces actuales con los sistemas eléctricos de California. Esta interconexión se ha programado para 2011. Actualmente se analiza la posibilidad de interconectar el sistema Baja California Sur al SIN. Un beneficio importante será 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, en todo sistema la capacidad de generación debe ser mayor que la demanda máxima anual, para alcanzar un nivel de confiabilidad 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, como son:

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.

Los conceptos de MR y MRO de capacidad se ilustran en la figura 3.1.

3-4

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 afectan de manera importante por las condiciones de temperatura ambiente. En las áreas del norte este efecto es mayor debido a las altas temperaturas que se registran durante los periodos de verano. 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 almacenada 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 eventualidades probables.

Capacidad efectiva

Margende reserva

Demandamáxima brutacoincidente

Capacidad efectiva Mantenimientoprogramado

Falla, degradación ycausas ajenas

Margen dereserva operativo

Demandamáxima brutacoincidente

3-5

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 2007 − 2017. 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 centros de consumo, se consideran en el rubro de autoabastecimiento remoto.

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

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Proyectos existentes (sin PEMEX) 1,992 1,992 1,992 1,992 1,992 1,992 1,992 1,992 1,992 1,992 1,992PEMEX 2,514 2,514 2,514 2,514 2,514 2,514 2,514 2,514 2,514 2,514 2,514Arancia 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29Enertek 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120Micase 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11Iberdrola Energía Monterrey 619 619 619 619 619 619 619 619 619 619 619Energía Azteca VIII 131 131 131 131 131 131 131 131 131 131 131Energía y Agua Pura de Cozumel 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32Termoeléctrica del Golfo 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250Termoeléctrica Peñoles 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260Hidroelectricidad del Pacífico 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8Impulsora Mexicana de Energía 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24Bioenergía de Nuevo León 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7Tractebel (Enron ) 284 284 284 284 284 284 284 284 284 284 284Agrogen 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10Proveedora de Electricidad de Occidente 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19Italaise 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30Procter & Gamble Manufactura 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45Eoliatec del Istmo 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21BII NEE STIPA Energía Eólica 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23Parques Ecológicos de México 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80Eurus 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250PEMEX Minatitlán 43 43 43 43 43 43 43 43 43Eléctrica del Valle de México 50 50 50 50 50 50 50 50 50Fuerza Eólica del Istmo 1a etapa 50 50 50 50 50 50 50 50 50Fuerza Eólica del Istmo 2a etapa 50 50 50 50 50 50 50 50Preneal México 396 396 396 396 396 396 396 396Desarrollos Eólicos Mexicanos 228 228 228 228 228 228 228 228Gamesa Energía 288 288 288 288 288 288 288 288Eoliatec del Pacífico 161 161 161 161 161 161 161 161Eoliatec del Istmo 142 142 142 142 142 142 142 142Unión Fenosa 228 228 228 228 228 228 228 228PEMEX Nuevo Pemex 313 313 313 313 313 313 313 313GDC Generadora 480 480 480 480 480 480

Total1/ 6,390 6,764 6,907 8,713 8,713 9,193 9,193 9,193 9,193 9,193 9,193 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. En el anexo C se detalla la evolución de los proyectos eólicos que se han formalizado bajo esta modalidad.

3-6

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 MW

2007Mexicana de Hidroelectricidad (Mexhidro) 29Procter & Gamble Manufactura 44

2008Eurus 248Eoliatec del Istmo 20BII NEE STIPA Energía Eólica 22Parques Ecológicos de México 79

2009Eléctrica del Valle de México 49Fuerza Eólica del Istmo 27

2010 2010Nuevo Pemex 304 PEMEX Independencia 2/ -46Temporada Abierta: PEMEX Cactus 2/ -21Fuerza Eólica del Istmo 49 PEMEX Petroquímica Morelos 2/ -20Preneal México 393 PEMEX La Venta 2/ -17Desarrollos Eólicos Mexicanos 226 PEMEX Pajaritos 2/ -16Gamesa Energía 285 PEMEX Escolín 2/ -14Eoliatec del Pacífico 159 PEMEX Cosoleacaque 2/ -12Eoliatec del Istmo 141 PEMEX Lázaro Cárdenas 2/ -6Unión Fenosa 226

2012GDC Generadora 432

Subtotal 2,733 Subtotal -152

Total 2,581 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 2007 — 2017; la capacidad señalada corresponde a la comprometida para autoabastecimiento remoto.

3-7

Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 1/

2,581 MW 2/

1/ Autoabastecimiento remoto 2/ Considera 152 MW de porteo remoto que será sustituido por Nuevo PEMEX

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.

Mexicana de HidroelectricidadMexicana de Hidroelectricidad(2007: 29 MW)(2007: 29 MW)

PemexPemex Nuevo Nuevo PemexPemex(2010: 304 MW)(2010: 304 MW)

Fuerza eFuerza eóólica del Istmo (2009: 27 MW)lica del Istmo (2009: 27 MW)ElElééctrica del Valle de Mctrica del Valle de Mééxico (2009: 49 MW)xico (2009: 49 MW)

ProcterProcter & & GambleGamble(2007: 44 MW)(2007: 44 MW)

EurusEurus (2008: 248 MW)(2008: 248 MW)

GDC GeneradoraGDC Generadora(2012: 432 MW)(2012: 432 MW)

EoliatecEoliatec del Istmo (2008: 20 MW)del Istmo (2008: 20 MW)BII NEE STIPA EnergBII NEE STIPA Energíía Ea Eóólica (2008: 22 MW)lica (2008: 22 MW)Parques EcolParques Ecolóógicos de Mgicos de Mééxico (2008: 79 MW)xico (2008: 79 MW)

Temporada Abierta (2010: 1,479 MW)Temporada Abierta (2010: 1,479 MW)

3-8

Evolución del autoabastecimiento y cogeneración

Figura 3.3

3.4 Retiros de capacidad Al cierre de 2006, 14,752 MW de capacidad instalada tenían una antigüedad de 25 o más años en operación y 8,515 MW con 30 años o más, lo que representa 30.3% y 17.5%, respectivamente de la capacidad total. Esa capacidad es susceptible de retirarse. 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.

4,769 4,920 4,815

6,469 6,469 6,517 6,517 6,517 6,517 6,517 6,517

1,6211,844 2,092

2,244 2,2442,676 2,676 2,676 2,676 2,676 2,676

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

6,3906,764 6,907

8,713 8,713

9,193

MW

Local Remoto

9,193 9,193 9,193 9,193 9,193

3-9

Programa de retiros de unidades generadoras Total 5,967 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 y los proyectos de repotenciación de algunas termoeléctricas convencionales, CFE ha decidido —como una medida para incrementar la eficiencia de producción— continuar con un programa intenso de retiros. Así, en el periodo saldrán de operación 5,967 MW, valor superior en 1,421 MW al considerado en el programa anterior. Ver figura 3.4. Estas acciones permitirán a CFE incrementar la eficiencia de su parque de generación y por lo tanto mejorar su competitividad. En el cuadro 3.3 se presenta en detalle el programa de retiros de unidades del servicio público para 2007 — 2017.

49

150

316

740

1,134

399

1,016

710

480

873

100

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

3-10

Programa de retiros de unidades generadoras1/

Escenario de planeación

Año Nombre Unidad Tipo MW Mes Área2007 Nachi - Cocom II 1 y 2 TC 49.0 octubre Peninsular2008 Lerma (Campeche) 1 TC 37.5 febrero Peninsular

Felipe Carrillo Puerto 1 y 2 TC 75.0 junio PeninsularLerma (Campeche) 2 TC 37.5 noviembre Peninsular

2009 Salamanca 2/ 1 y 2 TC 316.0 junio Occidental2010 Nonoalco 1 y 2 TG 64.0 febrero Central

Cerro Prieto I 1 y 2 GEO 75.0 febrero Baja CaliforniaAltamira 1 y 2 TC 300.0 marzo NoresteLerma (Campeche) 3 y 4 TC 75.0 junio PeninsularDos Bocas 3 y 4 CC 126.0 septiembre OrientalDos Bocas 6 CC 100.0 septiembre Oriental

2011 Dos Bocas 1 y 2 CC 126.0 marzo OrientalDos Bocas 5 CC 100.0 marzo OrientalC. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 2 TC 84.0 abril NoroesteC. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 4 TC 158.0 abril NoroesteFrancisco Villa 4 y 5 TC 300.0 abril NorteLechería 1, 2 y 3 TG 96.0 noviembre CentralLechería 4 TG 42.0 noviembre CentralNonoalco 3 y 4 TG 84.0 noviembre CentralJorge Luque 1 y 2 TC 64.0 noviembre CentralJorge Luque 3 TC 80.0 noviembre Central

2012 E. Portes Gil (Río Bravo) 3 TC 300.0 marzo NoresteValle de México 2 y 4 TG 56.0 noviembre CentralValle de México 3 TG 32.0 noviembre CentralSanta Rosalía 3 CI 0.8 noviembre Sist. AisladosSanta Rosalía 7 CI 2.8 noviembre Sist. AisladosSanta Rosalía 5 y 6 CI 2.4 noviembre Sist. AisladosSanta Rosalía 4 CI 0.6 noviembre Sist. AisladosSanta Rosalía 8 y 9 CI 2.0 noviembre Sist. AisladosSanta Rosalía 2 CI 2.0 noviembre Sist. Aislados

2013 Valle de México 1, 2 y 3 TC 450.0 marzo CentralAltamira 3 TC 250.0 noviembre NoresteSamalayuca 1 y 2 TC 316.0 noviembre Norte

2014 C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 1 TC 84.0 noviembre NoroesteC. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 3 TC 158.0 noviembre NoroesteHuinalá 1, 2, 3 y 4 CC 249.4 noviembre NoresteHuinalá 5 CC 128.3 noviembre NoresteLos Cabos 2 TG 27.4 noviembre Baja California SurLos Cabos 1 TG 30.0 noviembre Baja California SurCd. Constitución 1 TG 33.2 noviembre Baja California Sur

2015 Altamira 4 TC 250.0 noviembre NoresteGómez Palacio 1 y 2 CC 118.0 noviembre NorteGómez Palacio 3 CC 82.0 noviembre NorteFundidora 1 TG 12.0 noviembre NoresteIndustrial 1 TG 18.0 noviembre Norte

2016 Las Cruces 1 y 2 TG 28.0 abril OrientalUniversidad 1 y 2 TG 24.0 abril NoresteEsperanzas 1 TG 12.0 abril NoresteCd. Obregón 1 y 2 TG 28.0 abril NoroesteLas Cruces 3 TG 15.0 abril OrientalTecnológico 1 TG 26.0 abril NoresteXul - Ha 1 TG 14.0 abril PeninsularCd. del Carmen 1 TG 14.0 abril PeninsularSalamanca 3 TC 300.0 junio OccidentalSalamanca 4 TC 250.0 junio OccidentalPunta Prieta II 1 y 2 TC 75.0 noviembre Baja California SurTijuana 1 y 2 TG 60.0 noviembre Baja CaliforniaLos Cabos 3 TG 27.2 noviembre Baja California Sur

2017 Punta Prieta II 3 TC 37.5 noviembre Baja California SurMexicali 1 TG 26.0 noviembre Baja CaliforniaMexicali 2 y 3 TG 36.0 noviembre Baja California

Total de retiros 5,966.6

CI: Combustión interna TC: Termoeléctrica convencional TG: Turbogás CC: Ciclo combinado GEO: Geotermoeléctrica 1/ Servicio público 2/ Las áreas operativas analizan la oportunidad de estos retiros, en función de los requerimientos de soporte de voltaje en la

región Bajío

Cuadro 3.3

3-11

3.5 Proyectos de Rehabilitación y Modernización En el cuadro 3.4 se presentan los proyectos de rehabilitación y modernización (RM) de unidades generadoras, los cuales han sido incluidos en los Presupuestos de Egresos de la Federación (PEF) de 2002 a 2008, 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 de 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 134.6 MW cada una; central hidroeléctrica Infiernillo, unidades 1 a 4 que tendrán una mejora en su disponibilidad de 1.2 puntos porcentuales, y un incremento en eficiencia de 3 puntos porcentuales. En la central termoeléctrica Poza Rica, unidades 1 a 3, se efectuará la repotenciación a ciclo combinado, a fin de obtener un incremento de 12 puntos porcentuales en su eficiencia. Adicionalmente se modernizará la CCC El Sauz paquete 1, con un incremento de 11.4 puntos porcentuales en eficiencia.

3-12

Proyectos de rehabilitación y modernización

Central Unidad(es) Eficiencia % Disponibilidad %Capacidad

(MW)Situación

PEF 2002Altamira 3 10.9 Adjudicado

4 8.2 AdjudicadoFrancisco Pérez Ríos 4 1.4 3.6 Adjudicado

PEF 2003Tula CC 2 0.2 0.5 AdjudicadoCerro Prieto I 5 54.0 AdjudicadoCarbón II (Fase 1) 2 3.0 En revisión de bases

4 2.6 En revisión de basesEmilio Portes Gil 1/ 4 10.5 AdjudicadoPte. Adolfo López Mateos 3 0.7 1.4 Adjudicado

6 1.0 2.3 AdjudicadoPte. Plutarco Elías Calles 1 1.0 2.9 Adjudicado

PEF 2005Micos 1 19.0 0.58 En licitaciónElectroquímica 1 6.0 1.09 En licitaciónPortezuelo I 1 18.1 1.94 En licitaciónPortezuelo II 1 44.3 0.75 En licitaciónInfiernillo 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 Adjudicado

Valle de México 5, 6 y 7 0.3 0.4 AdjudicadoEl Sauz 5 0.4 1.1 Adjudicado

6 0.4 0.9 AdjudicadoHuinalá II 7 0.8 Adjudicado

8 0.8 Adjudicado

PEF 2006Laguna Verde 1 1.2 5.2 134.6 Adjudicado

2 0.9 4.1 134.6 AdjudicadoPuerto Libertad 2 1.1 5.4 Adjudicado

3 0.9 5.4 AdjudicadoPunta Prieta 2 2.7 0.5 AdjudicadoHuinalá 1/ 6 16.3 7.7 En revisión de basesSanalona 1 10.0 2.9 En licitación

2 8.0 6.4 En licitación

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 Unidades 3 y 4 3 7.0 En proceso de autorización

4 7.0 En proceso de autorización

Mejora en

1/ Conversión a ciclo combinado 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.

3-13

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

82.879.8

78.09

84.6 85.1 84.7 83.9 84.582.5

78.7

81.6 82.9

0

25

50

75

100

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

% Disp.

82.879.8

78.09

84.6 85.1 84.7 83.9 84.582.5

78.7

81.6 82.9

0

25

50

75

100

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

% Disp.

83.0 83.083.583.883.382.982.583.282.782.184.6

0

25

50

75

100

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

% Disp.

83.0 83.083.583.883.382.982.583.282.782.184.6

0

25

50

75

100

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

% Disp.

3-14

Se observa que para 2007 — 2017, los índices se mantienen por arriba de 82 por ciento. En 2007 la disponibilidad será superior a 84% por la reincorporación de centrales que estuvieron en mantenimiento o en RM durante 2006. Para 2008, la disponibilidad esperada es menor a causa de que algunas unidades dejarán de operar a fin de ser rehabilitadas y modernizadas.

Estimación de la disponibilidad equivalente del parque de generación Sistema interconectado

Fuente: Subdirección de Generación

Figura 3.7

De 2007 a 2012, la disponibilidad equivalente será superior a 86% y posterior a 2012, mayor a 87 por ciento. En los cálculos se consideró una disponibilidad de 92.5% para centrales de productores independientes de energía, 95% en proyectos de autoabastecimiento y 87.5% 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.

86.7 87.287.387.387.187.187.186.786.486.586.3

0.0

25.0

50.0

75.0

100.0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

% Disp.

86.7 87.287.387.387.187.187.186.786.486.586.3

0.0

25.0

50.0

75.0

100.0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

% Disp.

3-15

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

Área Proyecto UbicaciónCapacidad

total 1/

(MW)

Generación media anual

(GWh)

Nivel de estudio 6/

Baja California PAEB El Descanso Baja California 2 x 300 600 1,252 PBaja California PAEB Tecate Baja California 2 x 300 600 1,252 POriental La Parota 2/ Guerrero 3 x 300; 2 x 3 906 1,372 D

Occidental Sistema Río Moctezuma 5/ Hidalgo y Querétaro

2 x 401 x 201 x 14

114 871 F

Noreste PAEB Monterrey Nuevo León 2 x 100 200 292 FNoroeste Guatenipa Sinaloa 2 x 87 174 380 PNorte Madera Chihuahua 2 x 138 276 726 FNorte Urique Chihuahua 2 x 95 190 419 POccidental San Cristóbal Jalisco 2 x 37 74 146 POccidental Arroyo Hondo Jalisco 2 x 38 76 220 FOccidental Pozolillo Nayarit 2 x 250 500 826 FOccidental Mascota Corrinchis Jalisco 2 x 17 34 51 POccidental PAEB Agua Prieta Jalisco 2 x 120 240 310 POccidental Amuchiltite Jalisco 2 x 39 78 173 POriental San Juan Tetelcingo Guerrero 3 x 203 609 1,313 FOriental Xúchiles Veracruz 2 x 39 78 499 POriental Tenosique (Kaplan) Tabasco/Chiapas 3 x 140 420 2,328 FOriental Omitlán Guerrero 2 x 115 230 789 FOriental Ixtayutla Oaxaca 3 x 300 900 1,841 FOriental Paso de la Reina Oaxaca 3 x 275 825 2,022 FOriental Copainalá ( Kaplan) 3/ Chiapas 3 x 75 225 502 FOriental Acala (Bulbo) Chiapas 3 x 45 135 310 POriental Sistema Cosautlán Veracruz 3 x 12 36 151 GVOriental Sistema Pescados Veracruz 3 x 66 198 940 GVOriental Rehabilitación Bombaná 4/ Chiapas ----- ----- 66

Número de unidades x

potencia por unidad 1/

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 2,430 MW instalados 4/ Aporta únicamente el caudal al vaso de la presa Chicoasén 5/ Incluye los proyectos Jiliapan, Piedra Blanca y Tecalco 6/ D: diseño F: factibilidad P: prefactibilidad GV: gran visión

Cuadro 3.5

Catálogo de proyectos hidroeléctricos propuestos para ampliar la capacidad

Área Proyecto UbicaciónCapacidad

total 1/

(MW)

Generación media anual

(GWh)

Nivel de estudio 5/

Central Ampliación Villita 2/ 4/ Michoacán 2 x 75 150 110 DOccidental Ampliación Zimapán 3/ Hidalgo 2 x 283 566 706 DNoroeste Ampliación Mocúzari Sonora 1 x 7 7 42 FNoroeste Ampliación Oviáchic Sonora 1 x 6 6 26 FOccidental Ampliación Santa Rosa Jalisco 1 x 49 49 41 F



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/ La generación corresponde a la ampliación de la capacidad 5/ D: diseño F: factibilidad

Cuadro 3.6

3-16

Catálogo de proyectos geotermoeléctricos y eoloeléctricos

Número de Capacidad Generaciónunidades por unidad media anual

(MW) (GWh)GeotermoeléctricosBaja California Cerro Prieto V 2 53.5 Baja California 745 LOccidental Cerritos Colorados 1a etapa 1 26.6 Jalisco 186 FOccidental Cerritos Colorados 2a etapa 2 26.6 Jalisco 372 POriental Los Humeros II condensación 1 26.6 Puebla 186 LOriental Los Humeros II baja presión 7 3.5 Puebla 156 LOriental Los Azufres III 1 53.5 Michoacán 372 P

EoloeléctricosOriental La Venta III Oaxaca 361 LOriental Oaxaca I Oaxaca 373 FOriental Oaxaca II Oaxaca 373 FOriental Oaxaca III Oaxaca 373 FOriental Oaxaca IV Oaxaca 373 F

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 Presidente 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 10.8 Sitio Vizcaíno

Noreste Noreste (Monterrey) 1 X 736 736 Áreas Escobedo y HuinaláCC Tamazunchale II 1 X 750 750 Sitio El Tepetate

Noroeste CC Agua Prieta II (híbrido) 2/ 1 X 641 641 Sitio Las Américas

Norte CC Norte II (Chihuahua) 1 X 652 652 Sitio El EncinoCC Norte III (Juárez) 1 X 672 672

Occidental Manzanillo I repotenciación U1 760 CT Manuel ÁlvarezManzanillo I repotenciación U2 760 CT Manuel ÁlvarezManzanillo II repotenciación U1 810 CT Manzanillo IIManzanillo II repotenciación U2 810 CT Manzanillo IIGuadalajara I 1 X 645 645 Área Parques IndustrialesGuadalajara II 1 X 645 645 Área Parques Industriales

Central Valle de México II 1 X 601 601 CT Valle de MéxicoValle de México III 1 X 601 601 CT Valle de MéxicoCentral I (Tula) 1 X 889 889 CT TulaCentral II (Tula) 1 X889 889 CT Tula

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

TOTAL 11,454

CC: Ciclo combinado TG: Turbogás CT: Central termoeléctrica CI: Combustión interna 1/ Para el caso de CC, se refiere al número de ciclos 2/ Incluye 25 MW de campo solar

Cuadro 3.8

3-17

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 térmicas 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

(%)

Térmica convencional 2 x 350 37.56 30 0.750 5.82 x 160 36.31 30 0.650 6.2

2 x 84 32.42 30 0.650 6.42 x 37.5 30.63 30 0.650 8.3

Turbogás 1/

Aeroderivada gas 1 x 43.4 37.97 30 0.125 1.1 Industrial gas 1 x 85 30.00 30 0.125 1.0 Industrial gas F 1 x 190 33.49 30 0.125 0.8 Industrial gas G 1 x 267 35.55 30 0.125 1.2 Aeroderivada diesel 1 x 41.3 38.40 30 0.125 0.8

Ciclo combinado gas 1/

1x1 F 1 x 291 51.83 30 0.800 2.92x1 F 1 x 583 51.99 30 0.800 2.81x1 G 1 x 400 52.28 30 0.800 2.82x1 G 1 x 802 52.47 30 0.800 2.7

Diesel 2/ 2 x 18.4 45.17 25 0.650 6.64 x 9.7 43.64 25 0.650 7.43 x 3.4 40.40 25 0.650 9.1

Carboeléctrica 2 x 350 37.84 30 0.800 7.2C. supercrítica s/desulfurador 1 x 700 43.08 30 0.800 6.4C. supercrítica c/desulfurador 1 x 700 43.08 30 0.800 10.6

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

1/ La potencia y eficiencia están determinadas bajo las siguientes condiciones ISO: temperatura ambiente de 15 grados centígrados, humedad relativa de 60% y presión a nivel del mar

2/ La potencia y eficiencia están determinadas bajo condiciones ISO 3046/I-1986: temperatura ambiente de 25 grados centígrados, humedad relativa de 30% y presión barométrica de 1.0 bar

Cuadro 3.9

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 y la rehabilitación y modernización de plantas, así como la repotenciación de líneas de transmisión y reducción de pérdidas técnicas, entre otros, tienen 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.

3-18

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. 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 2007 — 2017 se requerirán 26,487 MW de capacidad adicional; 5,498 MW se encuentran terminados, en proceso de construcción o licitación y 20,990 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 (200 MW) y a la central nucleoeléctrica Laguna Verde (269 MW). Adicionalmente considera la capacidad de generación de unidades turbogás de LyFC (416 MW) que entrarán en operación en el periodo. Ver figura 3.8.

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

3-19

Adiciones de capacidad 2007 — 2017 Servicio público 1/2/

(MW)

1/ Incluye generación distribuida de LyFC (416 MW)

2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 3/ Incrementos en RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo (469) 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 2007, 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 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. Debido a los periodos de licitación y construcción de este tipo de proyectos, se ha considerado que a partir de 2014 será posible reactivar la instalación de centrales carboeléctricas y para el largo plazo, se prevé la posibilidad de programar centrales nucleares.

5,498

20,521

469

26,487

Terminadas, enconstrucción o

licitación

Capacidad adicional

Total de adiciones

Incremento3/

en RM

3-20

Capacidad adicional por tecnología en 2007 — 2017 1/ Servicio público (MW)

Tecnología Total

Ciclo combinado 2,677 8,385 11,062Hidroeléctrica 1,500 1,816 3,316Carboeléctrica 678 2,800 3,478Geotermoeléctrica 0 158 158Turbogás 0 72 72Combustión interna 42 112 154Eoloeléctrica 185 406 591Libre 3/ 0 6,772 6,772LyFC 416 0 416RM 4/ 0 0 469

Total 5/ 5,498 20,521 26,487

En construcción o licitación 2/

Licitación futura

1/ Resultados de estudios de planificación, no incluye autoabastecimiento 2/ Incluye la capacidad que entró en operación durante 2007 3/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (utilizando gas natural, gas

natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía 4/ Incrementos en capacidad por RM de Laguna Verde, 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 terminadas, 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 la operación comercial. La licitación del proyecto Agua Prieta II se declaró desierta en agosto de 2007, debido a los incrementos recientes que han experimentado los costos de infraestructura para las tecnologías de generación. El proyecto se licitó nuevamente en septiembre de 2007, lo que postergará la entrada en operación a mayo de 2011. La figura 3.9 muestra la ubicación de las centrales terminadas o en proceso de construcción.

3-21

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

Fecha Modalidad

Proyecto Ubicación Tipo de de Capacidad bruta MWconcurso financiamiento 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Proyectos terminados

Baja California Sur II (Coromuel) Baja California Sur CI 2003 OPF 42La Venta II Oaxaca EO 2005 OPF 83Tamazunchale San Luis Potosí CC 2003 PIE 1,170El Cajón U1 y U2 Nayarit HID 2002 OPF 750

2,045 0 0 0 0 0

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 678Generación distribuida LyFC DF, Edo. de México TG 416

Subtotal 416 0 400 1,144 0 0

Proyectos en proceso de licitación

La Venta III Oaxaca EO 2007 PIE 101.4La Yesca U1 y U2 Nayarit HID 2007 OPF 750Agua Prieta II 2/ Sonora CC 2007 OPF 641

Subtotal 0 0 101 0 641 750

Total anual 3/ 2,461 0 501 1,144 641 750

Acumulado 3/ 2,461 2,461 2,963 4,107 4,748 5,498

Año de operación

HID: Hidroeléctrica CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diesel EO: Eoloeléctrica CAR: Carboeléctrica TG: Turbogás OPF: Obra pública financiada PIE: Productor independiente de energía 1/ Incluye generación distribuida de LyFC 2/ Segunda convocatoria, incluye 25 MW de campo solar 3/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente

Cuadro 3.11

Centrales terminadas o en proceso de construcción Servicio público

4,005 MW

Figura 3.9

Baja California Sur II (Coromuel)(42 MW)

Tamazunchale(1,170 MW)

El Cajón U1 y U2 (750 MW)

MW 1/

La Venta II(83 MW)

Carboeléctricadel Pacífico(678 MW)

Baja California (Pdte. Juárez) (277 MW)

Norte (La Trinidad)

(466 MW)

San Lorenzo conversión TG/CC

(123 MW )

TG’s LyFC416 MW

42

750

2,036

83

4,005

Eoloeléctrica

Combustióninterna

Ciclocombinado

Hidroeléctrica

Total

Carboeléctrica 678

416Turbogás

Baja California Sur II (Coromuel)(42 MW)

Tamazunchale(1,170 MW)

El Cajón U1 y U2 (750 MW)

MW 1/

La Venta II(83 MW)

Carboeléctricadel Pacífico(678 MW)

Baja California (Pdte. Juárez) (277 MW)

Norte (La Trinidad)

(466 MW)

San Lorenzo conversión TG/CC

(123 MW )

TG’s LyFC416 MW

42

750

2,036

83

4,005

Eoloeléctrica

Combustióninterna

Ciclocombinado

Hidroeléctrica

Total

Carboeléctrica 678

416Turbogás

3-22

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

Requerimientos de capacidad adicional en proceso de licitación Servicio público

1,492 MW

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

Figura 3.10

3.9.3 Capacidad adicional Se refiere a 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.

Ciclo combinado

Eoloeléctrica

Hidroeléctrica

TOTAL

MW 1/

641

101

750

1,492

La Yesca(750 MW)

La Venta III(101 MW)

Agua Prieta II(641 MW)

Ciclo combinado

Eoloeléctrica

Hidroeléctrica

TOTAL

MW 1/

641

101

750

1,492

La Yesca(750 MW)

La Venta III(101 MW)

Agua Prieta II(641 MW)

3-23

Requerimientos de capacidad adicional Servicio público 1/

Año de operación

Capacidad bruta (MW)

Proyecto Ubicación Tipo 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Guerrero Negro III Baja California Sur CI 11Presidente Juárez conversión TG/CC Baja California CC 93Baja California Sur III y IV (Coromuel) Baja California Sur CI 43 43Cerro Prieto V Baja California GEO 107Humeros Puebla GEO 51Oaxaca I, II, III y IV Oaxaca EO 406Norte II (Chihuahua) Chihuahua CC 652Baja California III y II (Ensenada) Baja California CC 280 280Manzanillo I repotenciación U1 y U2 Colima CC 460 460Valle de México II, III y IV Edo. Méx. CC 601 601 601Noreste (Monterrey) Nuevo León CC 736Santa Rosalía Baja California Sur CI 15Norte III (Juárez) Chihuahua LIBRE 672Río Moctezuma Hidalgo, Queréraro HID 114Manzanillo II repotenciación U1 y U2 Colima CC 460 460Baja California Sur V y VI (Coromuel) Baja California Sur LIBRE 43 43Noreste II y III (Sabinas) Coahuila LIBRE 700 700Villita ampliación Michoacán HID 150Guadalajara I y II Jalisco CC 645 645Topolobampo I y II Sinaloa CAR/GICC 700 700Baja California Sur TG I y II (Los Cabos) Baja California Sur TG 36 36Norte IV (Torreón) Coahuila CC 661Tamazunchale II San Luis Potosí CC 750La Parota U1, U2 y U3 Guerrero HID 900Baja California Sur VII, VIII, IX y XI (Todos Santos) Baja California Sur LIBRE 86 43 43Carboeléctrica del Pacífico II y III Guerrero CAR/GICC 700 700Occidental (Salamanca) Guanajuato LIBRE 650Central I y II (Tula) Hidalgo LIBRE 889 889Veracruz I y II Veracruz LIBRE 1,400Copainalá Chiapas HID 232Tenosique Tabasco HID 420Baja California Sur X (Pto. San Carlos) Baja California Sur LIBRE 43Baja California IV (SLRC) Sonora LIBRE 571

Total anual 11 700 2,036 1,812 1,569 3,299 3,778 2,982 4,334Acumulado 11 711 2,747 4,559 6,128 9,427 13,205 16,187 20,521Adiciones de capacidad terminadas, en proceso de construcción o licitación 2/ 5,498RM 3/ 469Total de adiciones para el Sistema Eléctrico Nacional 26,487 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 HID: Hidroeléctrica CAR: Carboeléctrica CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diesel GEO: Geotermoeléctrica EO: Eoloeléctrica TG: Turbogás GICC: Gasificación integrada a ciclo combinado 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. 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, fracción IV, inciso d) …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. Dichas especificaciones deberán plantearse de tal modo que permitan 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.

3-24

Requerimientos de capacidad adicional Servicio público

20,521 MW

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

Figura 3.11

3.10 Evolución de la capacidad para el servicio público Cada año, como parte del proceso de planificación se revisan de manera sistemática las fechas de operación programadas para los proyectos de generación. Lo anterior, basado en los cambios de las expectativas económicas del país, las cuales inciden directamente en la estimación de la demanda de electricidad, como se ha expuesto en el capítulo 1. En el cuadro 3.13 se muestran los proyectos que se han diferido o han registrado algún cambio al comparar los programas de requerimientos de capacidad 2005 y 2006. A su vez, en el cuadro 3.14 se indican los reprogramados en 2007.

Santa Rosalía(15 MW)

Baja California IV (SLRC)(571 MW)

Baja California Sur VII, VIII, IX y XI

(Todos los Santos)(4x43 MW)

Valle de México II, III y IV(3x601 MW)

Norte II (Chihuahua)(652 MW)

Veracruz I y II(2x700MW )Manzanillo I rep. U1 y U2

(2x460 MW)

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

Oaxaca I, II, III y IV(406 MW)

Pdte. Juárez conv. TG/CC

(93 MW)

La Parota U1, U2 y U3(3x300 MW)

Noreste (Monterrey)(736 MW)

Norte III (Juárez)(672 MW)

Baja California Sur III y IV (Coromuel)

(2x43 MW)

Central I y II (Tula)

Villita ampliación(150 MW)

Norte IV (Torreón)(661 MW)

Guerrero Negro III(11 MW)

Guadalajara I, II(2x645 MW)

Cerro Prieto V (107 MW)

Humeros(51 MW)

Topolobampo I y II(2x700 MW)

Baja California Sur V y VI (Coromuel) (2x43 MW )

Río Moctezuma(114 MW)

(2x889 MW)

Baja California III y II (Ensenada)(2x280 MW)

Noreste II y III (Sabinas)

(2x700 MW)

Baja California Sur TG I y II (Los Cabos)

(2x36 MW)

Carboeléctrica del Pacífico II y III (2x700 MW)

Baja California Sur X (Pto. San Carlos)

(43 MW)

Tenosique(420 MW)

Copainalá(232 MW)

Occidental (Salamanca) (650 MW)

Tamazunchale II(750 MW)Carboeléctrica

Eoloeléctrica

Hidroeléctrica

Ciclocombinado

CombustióninternaLibre

Turbogás

Geotermoeléctrica

Total

MW 1/

2,800

406

1,816

8,385

112

6,772

72

158

20,521

3-25

Proyectos de generación con cambios POISE 2006 vs POISE 2005

1/ La TG Tuxpan se utilizará para repotenciar las unidades 1, 2 y 3 de la CT Poza Rica (RM)

Cuadro 3.13

Proyecto MW Mes Año Proyecto MW Mes AñoLa Venta II 85 Nov 2006 La Venta II 83 Nov 2006Baja California (Presidente Juárez) 259 Mar 2008 Baja California (Presidente Juárez) 259 Mar 2009San Lorenzo conversión TG/CC 134 Ago 2008 San Lorenzo conversión TG/CC 139 Abr 2009Tuxpan conversión TG/CC 92 Mar 2009Norte (La Trinidad) 403 Abr 2009 Norte (La Trinidad) 402 Jun 2009Valle de México repotenciación U2 380 Mar 2009 Valle de México repotenciación U2 380 May 2009La Venta IV 101 Sep 2009 Oaxaca I 101 Nov 2009Carboeléctrica del Pacífico 700 Abr 2010 Carboeléctrica del Pacífico 678 Feb 2010Norte II (Chihuahua) 666 Abr 2010 Norte II (Chihuahua) 652 Abr 2010Manzanillo I repotenciación U1 458 Abr 2010 Manzanillo I repotenciación U1 458 Abr 2011Presidente Juárez conversión TG/CC 84 Abr 2010 Presidente Juárez conversión TG/CC 93 Abr 2010Baja California II (SLRC) 224 Abr 2010 Baja California II (SLRC) 223 Abr 2009Baja California III (Ensenada) 253 Abr 2010 Baja California III (Ensenada) 288 Abr 2011La Venta V 101 Abr 2010 Oaxaca II 101 Sep 2010Cerro Prieto V 100 Abr 2010 Cerro Prieto V 107 Abr 2010Humeros 25 Abr 2010 Humeros 51 Abr 2010Tamazunchale II 682 Abr 2011 Tamazunchale II 750 Abr 2014Baja California Sur III (Coromuel) 38 Abr 2011 Baja California Sur III (Coromuel) 43 Abr 2010Santa Rosalía 14 Abr 2011 Santa Rosalía 14 Abr 2012Manzanillo I repotenciación U2 458 Abr 2011 Manzanillo I repotenciación U2 458 Abr 2012La Venta VI 101 Abr 2011 Oaxaca III 101 Sep 2010La Parota U1 300 Ene 2012 La Parota U1 300 Abr 2015La Parota U2 300 Abr 2012 La Parota U2 300 Jul 2015La Parota U3 300 Jul 2012 La Parota U3 300 Oct 2015Noreste (Monterrey) 656 Abr 2012 Noreste (Monterrey) 734 Abr 2012Tamazunchale III 682 Abr 2012Manzanillo II repotenciación U1 458 Abr 2012 Manzanillo II repotenciación U1 408 Abr 2013Guaymas 592 Abr 2012 Sonora I 656 Abr 2016Baja California IV (Mexicali) 255 Abr 2012 Baja California IV (Tijuana) 288 Abr 2013Baja California Sur IV 38 Abr 2012 Baja California Sur IV (Coromuel) 43 Abr 2011Guadalajara 446 Abr 2012 Guadalajara I 645 Abr 2013La Venta VII 101 Abr 2012 Oaxaca IV 101 Sep 2010Central III (Valle de México) 550 Abr 2013 Valle de México repotenciación U1 380 Abr 2012Norte III (Juárez) 666 Abr 2013 Norte III (Juárez) 683 Abr 2013Dos Bocas (Veracruz) 776 Abr 2013 Veracruz I y II 1400 Abr 2015Manzanillo II repotenciación U2 458 Abr 2013 Manzanillo II repotenciación U2 408 Abr 2014Baja California V (Mexicali) 250 Abr 2013 Baja California V (SLRC) 279 Abr 2015Guadalajara II 446 Abr 2013 Guadalajara II 645 Abr 2014Norte IV (Torreón) 605 Abr 2014 Norte IV (Torreón) 671 Abr 2015Mérida IV 690 Abr 2014 Peninsular I 180 Abr 2013Baja California Sur V 38 Abr 2014 Baja California Sur V y VI 86 Abr 2014Dos Bocas II (Veracruz) 776 Abr 2014 Oriental I 700 Abr 2016Baja California VI 250 Abr 2014 Baja California VI (Mexicali) 156 Abr 2016

PRC del 04 de agosto de 2006

Comparación de programas de requerimientos de capacidad

Posterior a 2016

Cancelado 1/


3-26

Proyectos de generación diferidos 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

PRC del 20 de septiembre de 2007

Comparación de programas de requerimientos de capacidad


Posterior a 2017

Posterior a 2017Cancelado

Posterior a 2017

Posterior a 2017

Posterior a 2017Posterior a 2017

Posterior a 2017

Posterior a 2017

Posterior a 2017

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 2007 — 2017.

Evolución esperada de la capacidad Servicio público 1/ 2/

(MW)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Capacidad a diciembre de 2006 48,769 48,769 48,769 48,769 48,769 48,769 48,769 48,769 48,769 48,769 48,769 48,769

Adiciones acumuladas 2,045 2,045 2,558 4,401 7,078 9,640 11,209 14,508 18,286 21,268 25,602

Incrementos en RM acumulados 10 60 110 295 469 469 469 469 469 469 469

Adiciones acumuladas LyFC 3/ 416 416 416 416 416 416 416 416 416 416 416

Retiros acumulados 49 199 515 1,255 2,389 2,788 3,804 4,514 4,994 5,867 5,967

Capacidad a diciembre de cada año 48,769 51,191 51,091 51,337 52,626 54,343 56,506 57,059 59,648 62,946 65,055 69,289

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/ Autorizadas por la SENER para su inclusión en el PEF 2005

Cuadro 3.15

3-27

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 de LyFC (416 MW) e incrementos en RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo (469 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 para atender las necesidades de demanda de electricidad para el servicio público en 2007 — 2017.

Retiros Adiciones 3/

-5,967

26,48748,769

69,289

Total adiciembre de 2006


Retiros Adiciones 3/

-5,967

26,48748,769

69,289



3-28

Programa de requerimientos de capacidad para servicio público 1/


CC: Ciclo combinado CAR: Carboeléctrica GICC: Gasificación integrada a ciclo combinado CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica 1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación distribuida de LyFC 6/ Se está analizando la interconexión al SIN del sistema BCS 2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC 7/ Capacidad de contrato 3/ Se analiza la alternativa de una central nueva 8/ Capacidad media anual 4/ Incluye 25 MW del campo solar 9/ Capacidad de verano 5/ Instalación de central o inyección de potencia 10/ Capacidad ISO 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

Cuadro 3.16

Bruta NetaAño Mes Proyecto Tipo MW MW Área

Ene La Venta II 7/ EO 83 83 ORIMar El Cajón U2 7/ HID 375 373 OCCJun Tamazunchale 7/ 9/ CC 1,170 1,135 NESJun El Cajón U1 7/ HID 375 373 OCCJun Baja California Sur II (Coromuel) 7/ CI 42 40 BCS

2,045 2,004

20080 0

Mar Baja California (Presidente Juárez) 7/ 9/ CC 277 272 BCMay La Venta III EO 101 99 ORIMay Guerrero Negro III CI 11 10 AISSep San Lorenzo Conversión TG/CC 2/ 9/ CC 123 116 ORI

512 497

Ene Norte (La Trinidad) 7/ 9/ CC 466 450 NTEFeb Carboeléctrica del Pacífico 7/ CAR 678 651 OCCAbr Presidente Juárez Conversión TG/CC 2/ 8/ CC 93 90 BCAbr Baja California Sur III (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr Cerro Prieto V GEO 107 100 BCAbr Humeros GEO 51 46 ORIAgo Oaxaca I, II, III y IV EO 406 400 ORI

1,844 1,778

Abr Baja California Sur IV (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr Norte II (Chihuahua) 8/ CC 652 635 NTEAbr Baja California III (Ensenada) CC 280 272 BCMay Agua Prieta II 4/ 8/ CC 641 625 NORJul Manzanillo I rep U1 3/ 8/ CC 460 447 OCC

Sep Valle de México II 8/ CC 601 585 CEL2,677 2,605

Ene La Yesca U1 HID 375 373 OCCAbr Noreste (Monterrey) 8/ CC 736 716 NESAbr Santa Rosalía CI 15 13 AISAbr Manzanillo I rep U2 3/ 8/ CC 460 447 OCCAbr La Yesca U2 HID 375 373 OCCAgo Valle de México III 8/ CC 601 585 CEL

2,562 2,507

Abr Norte III (Juárez) 5/ 8/ LIBRE 672 654 NTEAbr Río Moctezuma HID 114 113 OCCAbr Manzanillo II rep U1 3/ 8/ CC 460 447 OCCAbr Baja California Sur V (Coromuel) 6/ LIBRE 43 41 BCSAbr Baja California II (Ensenada) 8/ CC 280 272 BC

1,569 1,527

Abr Valle de México IV 8/ CC 601 585 CELAbr Noreste II (Sabinas) 10/ LIBRE 700 655 NESAbr Baja California Sur VI (Coromuel) 6/ LIBRE 43 41 BCSAbr Villita Ampliación HID 150 149 OCCAbr Manzanillo II rep U2 3/ 8/ CC 460 447 OCCAbr Guadalajara I 8/ CC 645 627 OCCAbr Topolobampo I 10/ CAR/GICC 700 655 NOR

3,299 3,159

Abr Baja California Sur TG I (Los Cabos) 6/ 8/ TG 36 35 BCSAbr Norte IV (Torreón) 8/ CC 661 643 NTEAbr Tamazunchale II 8/ CC 750 729 NESAbr La Parota U1 HID 300 299 ORIAbr Guadalajara II 8/ CC 645 627 OCCAbr Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos) 6/ LIBRE 86 82 BCSAbr Carboeléctrica del Pacífico II 10/ CAR/GICC 700 655 OCCJul La Parota U2 HID 300 299 ORIOct La Parota U3 HID 300 299 ORI

3,778 3,667

Abr Noreste III (Sabinas) 10/ LIBRE 700 655 NESAbr Occidental (Salamanca) 8/ LIBRE 650 631 OCCAbr Central I (Tula) 8/ LIBRE 889 865 CELAbr Topolobampo II 10/ CAR/GICC 700 655 NORAbr Baja California Sur IX (Todos Santos) 6/ LIBRE 43 41 BCS

2,982 2,847

Abr Veracruz I Y II 8/ LIBRE 1,400 1,342 ORIAbr Baja California Sur TG II (Los Cabos) 6/ 8/ TG 36 35 BCSAbr Baja California Sur XI (Todos Santos) 6/ LIBRE 43 41 BCSAbr Copainalá HID 232 231 ORIAbr Tenosique HID 420 418 ORIAbr Carboeléctrica del Pacífico III 10/ CAR/GICC 700 655 OCCAbr Baja California Sur X (Pto San Carlos) 6/ LIBRE 43 41 BCSAbr Baja California IV (SLRC) 5/ 8/ LIBRE 571 555 BCAgo Central II (Tula) 8/ LIBRE 889 865 CEL

4,334 4,183

Total 25,602 24,775

2017

2011

2012

2013

2014

2015

2009

2010

2016

Capacidad

2007

3-29

3.10.1 Repotenciaciones En el programa de expansión se incluyen repotenciaciones para las unidades 1 y 2 de Manzanillo I de 300 MW cada una, las cuales incrementarán su capacidad a 760 MW mediante 2 turbinas de 267 MW de capacidad ISO acopladas a cada unidad de vapor, con una eficiencia cercana a 50 por ciento. El mismo arreglo aplica para las unidades 1 y 2 de Manzanillo II. Esto permitiría ampliar la capacidad de esas dos centrales en 1,840 MW. Sin embargo, con base en los avances tecnológicos y en la evolución de costos, se está analizando la conveniencia de que la capacidad adicional requerida se proporcione mediante ciclos combinados nuevos, con lo que se reducirían riesgos inherentes en repotenciaciones tales como: extensión de vida útil, eficiencia y capacidad. La decisión dependerá de que los beneficios económicos por repotenciar sean significativos, en comparación con los obtenidos de ciclos combinados nuevos. Para el caso de las repotenciaciones de las unidades 1, 2 y 3 de Valle de México, consideradas en el programa anterior, la actualización de las evaluaciones técnicas y económicas no mostraron ventajas respecto a la consideración de CC nuevos, por lo que se decidió cancelarlas, y se sustituyeron por los proyectos Valle de México II, III y IV, de 601 MW de capacidad cada uno. A partir de los estudios de actualización que se realicen para el caso de Manzanillo, se analizará la opción de aplicar dicha tecnología a otras termoeléctricas existentes. Esta opción permitiría el reemplazo de capacidad en zonas estratégicas del SIN y, en su caso, la solución al problema ambiental en la región correspondiente a cada una de las plantas involucradas. 3.10.2 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 2007 considera cinco centrales de este tipo: La Venta III, y Oaxaca I, II, III y IV, con una capacidad total de 507 MW durante 2007–2010, por ubicarse en el Istmo de Tehuantepec en la región de La Ventosa. Para este tipo de proyectos, en los estudios de expansión de largo plazo se consideraron incentivos económicos del fondo verde que administrará la SENER, hasta por un monto máximo de 1.25 centavos de dólar/kWh, durante los primeros 5 años de operación de la central. Así mismo, en su evaluación económica, además de dichos incentivos se consideraron beneficios por venta de bonos de carbón. 3.10.3 Centrales carboeléctricas Sobre la base de los escenarios de precios de los combustibles definidos por la SENER en febrero de 2007 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.

3-30

De esta manera, se han incluido, además del proyecto Carboeléctrica del Pacífico de 678 MW que se construye actualmente en la central Petacalco, cuatro centrales carboeléctricas supercríticas de 700 MW cada una, a partir de 2014. La opción de gasificación de carbón integrada a ciclo combinado se considera como alternativa para la capacidad con tecnología libre. 3.10.4 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 en 2006 y 2017 para el servicio público.

Participación de tecnologías en la capacidad de generación Servicio público

Turbogás5.1% Combustión interna

0.4%

Ciclo combinado32.0%

Térmoeléctrica convencional

26.4%

Carboeléctrica9.6%

Nucleoeléctrica2.8%

Geotermoeléctrica 2.0%

Hidroeléctrica21.7%

Eoloeléctrica0.004%



Libre9.8%


10.9%

Combustión interna0.5%

Turbogás3.2%

Carboeléctrica11.8%


Eoloeléctrica0.8%


Turbogás5.1% Combustión interna

0.4%


Térmoeléctrica convencional

26.4%

Carboeléctrica9.6%







Libre9.8%


10.9%


Turbogás3.2%



Eoloeléctrica0.8%


69,289 MW1/48,769 MW20172006

2/

1/ Incluye generación distribuida de LyFC (416 MW) e incrementos de capacidad en RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo (469 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 9.8% de la capacidad instalada en 2017. 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.

3-31

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 de LyFC (416 MW) e incrementos de capacidad de proyectos RM (469 MW)

Figura 3.14

En la figura 3.15 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad efectiva en 2006 y 2017 para el sector eléctrico, donde se incluye el autoabastecimiento.

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

1/ Incluye generación distribuida de LyFC (416 MW) e incrementos de capacidad en RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo (469 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

Retiros Adiciones

-5,967

26,487

48,769

69,289


Total a diciembre de 2017

6,315

2,878

Servicio público Autoabastecimiento

78,482

9,193

55,084

29,365

Retiros Adiciones

-5,967

26,487

48,769

69,289


Total a diciembre de 2017

6,315

2,878

Servicio público Autoabastecimiento

78,482

9,193

55,084

29,365

2/

Carboeléctrica8.5%

Turbogás4.6%

Autoabastecimiento11.5%







23.4%


Libre8.6%



Turbogás2.8%


Geotermoeléctrica1.3%


Eoloeléctrica0.8%


9.7%



2/

78,482 MW1/55,084 MW20172006

3-32

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 5.2% a 5.6%, sobre la base de las estimaciones de crecimiento económico proporcionadas por la SENER y la SHCP. En cambio, el crecimiento real de la economía y la demanda han sido inferiores a lo previsto. Ver capítulo 1. Por lo anterior, los valores de MR y MRO en el SIN de 2007 a 2009 serán altos, y en 2010 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 el diferimiento de proyectos que ya están en construcción. El abatimiento rápido del MR en 2008-2010 se debe a los diferimientos de centrales generadoras en los ciclos de planificación de años anteriores. Para 2008 no se adicionará capacidad en el SIN y para 2009 serán solo 123 MW de capacidad efectiva.

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

6%

MR MRO2/

45.8

40.9

33.4

27.4

25.6

24.9

21.4

24.5

18.5

12.1

7.5

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

2122

.423.4

23.6

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

6%

MR MRO2/

45.8

40.9

33.4

27.4

25.6

24.9

21.4

24.5

18.5

12.1

7.5

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

2122

.423.4

23.6

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

3-33

Sin embargo, disponer de MR y MRO altos, permite despachar las tecnologías de generación más eficientes y dejar en reserva fría las más costosas, lo que representa beneficios económicos en la operación del sistema. Así mismo en caso de variaciones significativas en los precios de los combustibles se pueden 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 relativamente alto es el de la flexibilidad para hacer frente a situaciones no previstas, tales como restricciones en el suministro de algún tipo de combustible, como ha ocurrido en 2007 con el de gas natural. Para ajustar las adiciones de capacidad a los criterios de reserva, a partir de 2010 se ha reprogramado la fecha de operación de los proyectos que aún no están en proceso de construcción o licitación. Este ajuste se aplica en mayor medida a partir de 2011, como se observa en la figura 3.16. A pesar de tener valores globales altos de MR y MRO en el Sistema Interconectado, en los próximos cuatro años las áreas Noroeste, Norte y Central, podrían presentar regionalmente márgenes de reserva menores a los de referencia en la planificación. Lo anterior debido a las restricciones de transmisión entre áreas, que impiden aprovechar totalmente los recursos de generación disponibles en otras regiones del sistema. Por lo cual será importante cumplir con las fechas programadas para las adiciones de capacidad de generación en estas áreas. 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 altas tasas de crecimiento en la demanda registradas en 2006 y 2007, han ocasionado la necesidad de importar capacidad de generación en los meses de verano. En 2007 se importaron 350 MW de capacidad. Para 2008 se estima será del mismo orden y de 170 MW en 2009 y 2010. En 2008 no se incrementará la capacidad de generación en el área Baja California, por tanto, durante 2009 y 2010 será necesario cumplir estrictamente el programa de requerimientos de capacidad establecido, incluyendo las importaciones previstas, para atender satisfactoriamente el criterio de reserva en ese sistema. Adicionalmente, debido a que la red eléctrica de Baja California está interconectada a los sistemas del WECC, el incumplimiento de los estándares de confiabilidad por parte de CFE sería motivo de sanciones económicas.

3-34

Margen de reserva del sistema Baja California

2007 2008 2009 2010 2011 1/ 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Capacidad total (MW) 2/ 2,434 2,561 2,695 2,834 3,247 3,247 3,527 3,527 3,527 3,653 4,038Demanda (MW) 3/ 2,117 2,228 2,344 2,464 2,591 2,707 2,823 2,938 3,059 3,177 3,291Reserva de capacidad (MW) 318 334 352 370 657 541 704 589 468 477 748Margen de reserva (%) 4/ 15.0 15.0 15.0 15.0 25.4 20.0 24.9 20.0 15.3 15.0 22.7 1/ A partir de 2011 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

Margen de reserva del sistema Baja California Sur

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Capacidad total 1/ (MW) 448 448 448 491 534 534 577 620 651 694 714Demanda (MW) 315 342 369 401 431 460 489 521 554 592 629Reserva de capacidad (MW) 133 106 79 90 103 74 88 99 97 102 85Margen de reserva mínimo (MW) 2/ 75.0 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 78.0 1/ Considera degradación de capacidad y no incluye TG móvil 2/ Criterio de reserva: capacidad total de las dos unidades mayores

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 hidrológicas de acuerdo con las bases siguientes:

2007 Reales de enero a octubre y de tipo año medio de noviembre a diciembre

2008 De tipo año seco 2009 – 2017 De tipo año medio

En el cuadro 3.19 se observa que el MRE se calcula anualmente en función de los valores brutos de energía necesaria y generación disponible. El MRE 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 doce por ciento

De 2007 a 2010 se reduce de 32% a 15%, consistente con la disminución del margen de reserva de capacidad

El margen se eleva ligeramente al interconectarse BC al SIN en 2011 (hasta entonces,

los criterios de reserva son diferentes para cada sistema). Posteriormente se estabiliza en alrededor de 13 por ciento

Se aseguran niveles de energía almacenada superiores al mínimo necesario de

15,000 GWh

3-35

Margen de reserva en energía Sistema interconectado nacional 1/

Concepto Unidad 2007 2008 10/ 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Energía necesaria bruta 2/ GWh 235,218 248,557 260,604 274,648 299,155 312,784 327,624 343,760 359,281 376,794 394,904

Capacidad termoeléctrica media efectiva instalada MW 36,047 36,457 36,438 37,338 40,942 42,142 43,077 44,774 46,851 49,574 52,797

Disponible MW 31,330 31,080 31,216 32,136 35,047 36,258 37,091 38,733 40,783 43,166 45,947

Para energía 4/ MW 30,428 30,205 30,335 31,253 34,327 35,579 36,412 38,051 40,115 42,571 45,489

Disponible GWh 266,548 265,319 265,734 273,774 300,706 312,524 318,968 333,329 351,411 373,940 398,486

Despachada GWh 197,219 212,006 220,185 234,205 256,173 267,844 282,511 298,625 313,134 330,311 346,711

Con regulación 5/ MW 9,036 9,036 9,036 9,036 9,036 9,036 9,036 9,186 9,186 9,186 9,186

Sin regulación 5/ y 6/ MW 2,280 2,280 2,280 2,280 2,280 3,030 3,144 3,144 4,044 4,044 4,696

Con regulación (GCH) 7/ GWh 22,126 20,718 23,220 21,850 23,065 23,067 23,069 23,069 23,070 23,068 23,500

Sin regulación GWh 6,082 5,694 6,082 6,082 6,082 6,714 6,885 6,908 7,919 8,256 9,534

Total GWh 28,208 26,412 29,303 27,932 29,147 29,781 29,954 29,976 30,989 31,324 33,034

Energía almacenada inicial (GCH) [enero 1] GWh 17,583 17,583 17,454 15,510 18,316 18,316 18,316 18,316 18,316 18,316 18,316

Aportaciones a las hidroeléctricas 8/ GWh 28,208 26,282 27,359 30,738 29,147 29,781 29,954 29,976 30,989 31,324 33,034

Autoabastecimiento remoto GWh 9,791 10,140 11,117 12,511 13,835 15,159 15,159 15,159 15,159 15,159 15,159

Termoeléctrica GWh 69,330 53,313 45,549 39,569 44,534 44,680 36,457 34,704 38,278 43,629 51,776

Hidroeléctrica 9/ GWh 2,583 2,583 2,454 510 3,316 3,316 3,316 3,316 3,316 3,316 3,316

Total GWh 71,913 55,896 48,003 40,078 47,849 47,996 39,773 38,020 41,594 46,945 55,091

Margen de reserva % 32 23 19 15 17 16 13 12 12 13 15

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 2011 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/ En marzo y junio de 2007, entran las unidades 1 y 2 de El Cajón. En enero y abril de 2012 lo hacen las unidades 1 y 2 de La Yesca. Para efectos de planeación, se consideran sin regulación 6/ En abril de 2013 entra Río Moctezuma. En abril de 2014 la ampliación de Villita. En abril, julio y octubre de 2015, las unidades 1, 2 y 3 de La Parota. Para efectos de planeación, se consideran sin regulación 7/ Angostura, Chicoasén, Malpaso, Peñitas, Caracol, Infiernillo, Villita, El Cajón, Aguamilpa, Temascal y Zimapán 8/ Aportaciones = (Energía Almacenada (Final – Inicial)) + Generación 9/ Se calcula como la energía almacenada al inicio del año, menos la mínima aceptable al primero de enero de cada año 10/ Aportaciones hidrológicas de tipo año seco, el resto de tipo medio

Cuadro 3.19

3.14 Diversificación de las fuentes de generación Frente a la volatilidad en los precios de combustibles y la incertidumbre en la evolución y costos de las tecnologías para generación de electricidad, la diversificación adquiere 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 de gas 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, hacen prever que los de gas natural se ubicarán por arriba de 6 dólares/MMBTU, lo que

3-36

ha sido considerado en las premisas actuales de precios de combustibles establecidos por la SENER. Con base en estas previsiones y en la información de costos para las diferentes tecnologías, la expansión de menor costo a largo plazo incluye la participación de proyectos basados en tecnologías que utilizan carbón y energía nuclear. Enseguida se describen brevemente algunas ventajas de 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 es estable. Sin embargo, de intensificarse el uso de este combustible, 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 a largo plazo que garanticen precios competitivos del carbón. 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 y de 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 los puertos de Topolobampo, Sinaloa y Lázaro Cárdenas, Michoacán, así como en las regiones con recursos potenciales de carbón en Coahuila y Sonora, a fin de reactivar el desarrollo de esta tecnología. Además, a fin de 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 una reducción de sus costos nivelados de generación y un incremento importante en la seguridad de su operación. 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 de 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

3-37

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 2006 y 2017 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 73.5% en 2006 a 65.2% en 2017.

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 fósiles73.5%

Eólica0.004%

Nuclear2.8%

Geotermia2.0%

200648,769 MW

Eólica0.8%

Libre9.8%Nuclear

2.3%


Geotermia1.5%


201769,289 MW

1/



Eólica0.004%

Nuclear2.5%

Geotermia1.7%

200655,084 MW

Eólica3.3%Libre

8.6%Nuclear2.1%


Geotermia1.3%


201778,482 MW

1/

3-38

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 regasificación en las costas del Golfo de México, del occidente del país y de 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, CFE adjudicó un contrato de compra de este combustible a partir de una estación de regasificación de GNL en el puerto de Altamira, Tamps. Esta terminal está en operación comercial desde septiembre de 2006 con una capacidad de 300 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), la cual se incrementará a 500 MMpcd en enero de 2008. Con este contrato se suministrará gas a las centrales Altamira V, Tamazunchale y Tuxpan V. Para incrementar la capacidad de transporte de gas de Tamazunchale hacia el centro del país, el Grupo de Política Energética coordinado por la SENER, estudia opciones para reforzar el suministro de gas a dicha región. 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), 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) Instalar una terminal de 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. El licitante ganador tiene abierta la opción de vender sólo hasta 400 MMpcd a partir de 2011. En los estudios de expansión se supuso un precio en Manzanillo igual al esperado en Henry Hub menos 0.58 dólares/MMBtu. iii) Construir un gasoducto de 36 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. La segunda etapa se prevé para 2017 con una capacidad adicional de 500 MMpcd. Por otra parte, a fin de garantizar su suministro 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). En su licitación se consideraron las opciones de suministro mediante la instalación de una estación de regasificación de GNL o con gas continental, con una capacidad de 235 MMpcd, que entrará en operación en julio de 2008.

3-39

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 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 2006 la generación de tal energía para autoabastecimiento fue de 22.1 TWh, lo que representa un crecimiento de 2.3% respecto a 2005. La mayor parte de esta generación correspondió a proyectos privados (78.4%). Se estima que durante 2007-2017, tal modo de producción crecerá a una tasa media anual de 2.4% para alcanzar 28.7 TWh en 2017. 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, principalmente 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 ciudades fronterizas 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.

3-40

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 importante 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 20 hasta 54 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 2006 y 2017.

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

Corredores industriales :

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

3-41

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

Servicio público

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

Figura 3.20

En la figura 3.21 se muestra la evolución histórica de la eficiencia de las unidades generadoras y la evolución esperada de 2007 a 2017, de acuerdo con los programas de requerimientos de capacidad y de retiros.

≥ 50 E (Excelente)

≥45 < 50 MB (Muy buena)

≥40 < 45 B (Buena)

≥35 < 40 A (Aceptable)

≥25 < 35 R (Regular)

< 25 P (Pobre)

Rango de eficiencia

Clasificación

2006 35,873 MW

E449

1.2%

MB12,05633.6%

B748

2.1%

A13,35437.2%

R7,44820.8%

P1,8185.1%

201752,026 MW

MB9,85518.9%

B5,45410.5%

A10,96921.1%

R4,7729.2%

P742

1.4%

E20,23438.9%

2006 35,873 MW

E449

1.2%

MB12,05633.6%

B748

2.1%

A13,35437.2%

R7,44820.8%

P1,8185.1%

201752,026 MW

MB9,85518.9%

B5,45410.5%

A10,96921.1%

R4,7729.2%

P742

1.4%

E20,23438.9%

3-42

Eficiencia termoeléctrica1/ Servicio público

1/ Excluye tecnologías nuclear y geotermoeléctrica

Figura 3.21

3.17.3 Composición de la generación bruta En las figuras 3.22 y 3.23 se presenta la participación de las distintas tecnologías en la generación para 2006 y 2017. 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 Temporada Abierta (TA) aún no precisan las cargas que autoabastecerán de manera remota y por tanto la demanda y consumo correspondientes no se incluyen en los pronósticos de mercado eléctrico (Capítulo 1), en la estimación de producción de energía se consideran 5.3 TWh, correspondientes a éstos.

34

36

38

40

42

44

46

48

Servic io público 36.09 36.89 38.79 38.63 39.17 40.23 41.12 41.11 41.63 42.11 43.13 43.99 44.48 45.13 45.82 46.15

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

Eficiencia%

3-43

Generación bruta por tipo de tecnología Servicio público


Figura 3.22

Generación bruta por tipo de tecnología Sector eléctrico


Figura 3.23

Turbogás0.7%

C iclo combinado40.5%



23.0%


C ombustión interna0.4%Carboeléctrica

14.2%

Eoloeléctrica0.02%


2006real

225,079 GWh

Turbogás0.7%




23.0%


C ombustión interna0.4%Carboeléctrica

14.2%

Eoloeléctrica0.02%


2006real

225,079 GWh

2017planeación

383,465 GWh

Hidroeléctrica8.6%




Turbogás0.15%



9.7%

Eoloeléctrica0.6%


Libre10.4%

2017planeación

383,465 GWh

Hidroeléctrica8.6%




Turbogás0.15%



9.7%

Eoloeléctrica0.6%


Libre10.4%


Autoabastecimiento8.9%Geotermoeléctrica

2.68%

C arboeléctrica12.9%

Combustión interna0.3%Nucleoeléctrica

4.4%


21.0%

Eoloeléctrica0.02%


Turbogás0.62%

2006real

247,143 GWh


Autoabastecimiento8.9%Geotermoeléctrica

2.68%

C arboeléctrica12.9%

Combustión interna0.3%Nucleoeléctrica

4.4%


21.0%

Eoloeléctrica0.02%


Turbogás0.62%

2006real

247,143 GWh

2017planeación

417,485 GWh





Turbogás0.15%

Eoloeléctrica0.53%


8.9%



Libre9.52%

Hidroeléctrica7.9%

2017planeación

417,485 GWh





Turbogás0.15%

Eoloeléctrica0.53%


8.9%



Libre9.52%

Hidroeléctrica7.9%

3-44

3.17.4 Requerimientos de combustibles Se muestran en la figura 3.24 y el cuadro 3.20. Las tasas medias de crecimiento anual se prevén de 5.4% para gas natural y 3.9% para carbón. Por el contrario, el combustóleo y el diesel decrecerán 2.4% y 13.2%, respectivamente. Para garantizar el abasto de 2007 en adelante, 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 después de 2007 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; a las programadas en 2010, y de 2014 a 2017, y 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

2006Real

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Gas de origen nacional

Gas de importación

Gas natural licuado de importación

Carbón

Combustóleo

Diesel

Calor(Terajoule / día)

3-45

Requerimientos de combustibles para generación de energía eléctrica Servicio público

Combustible Unidades 2006 real 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 tmca (%)

Combustóleo m3 / día 32,950.9 35,619.2 41,301.1 42,499.0 41,268.4 35,652.9 32,841.4 31,139.1 29,106.1 26,155.6 25,537.4 25,215.0 -2.4

Gas MMm3 / día 60.6 62.7 61.6 66.6 74.3 80.9 86.3 93.3 98.7 104.5 107.5 107.5 5.3

Gas de origen nacional MMm3 / día 36.3 32.9 28.1 30.6 36.5 38.3 42.3 43.8 47.0 51.6 54.3 54.7 3.8

Gas de importación MMm3 / día 22.1 20.4 17.3 17.6 19.1 21.4 20.2 21.2 20.1 18.9 17.6 17.5 -2.1

Gas natural licuado MMm3 / día 2.2 9.3 16.2 18.4 18.7 21.3 23.8 28.3 31.6 33.9 35.6 35.3

Diesel m3 / día 1,024.3 462.1 212.6 271.3 238.4 236.0 253.6 228.5 212.7 372.1 181.3 215.6 -13.2

Carbón MMt / año 14.7 15.1 15.8 15.4 16.6 16.6 17.0 16.9 17.8 19.0 21.1 22.5 3.9

Cuadro 3.20 La figura 3.25 indica el volumen de gas natural utilizado en diferentes regiones del país. En 2006 los mayores consumos ocurrieron en las regiones Noreste, Oriental, Central, Norte y Occidental y en menor medida en las restantes.

Consumo de gas natural para generación de energía eléctrica Servicio público

Figura 3.25

En 2017 se utilizará gas prácticamente en todo el país para producir electricidad. Predominará el consumo en las regiones Noreste, Occidental, Central, Norte y Oriental.

Baja California

Noroeste

Norte

Central

Oriental

Peninsular

Noreste

Occidental

18.8

29.9

7.03.9

5.02.9

23.7

5.3

10.29.9

5.54.4

7.711.6

Millones de metros cúbicos diarios(MMm3/día)

60.62006 Registrado

2017 Pronosticado

14.8

7.6

107.5

Baja California

Noroeste

Norte

Central

Oriental

Peninsular

Noreste

Occidental

18.8

29.9

7.03.9

5.02.9

23.7

5.3

10.29.9

5.54.4

7.711.6

Millones de metros cúbicos diarios(MMm3/día)

60.62006 Registrado

2017 Pronosticado

14.8

7.6

107.5

3-46

Los cuadros 3.21a y 3.21b muestran la estimación de los requerimientos de tal combustible por área. En 2017, 50.9% del gas empleado en la generación de electricidad para servicio público tendrá origen nacional, 32.8% será gas natural licuado de importación y el 16.3% restante, de gas continental importado. En estas estimaciones, además de las tecnologías definidas a base de gas, se considera el consumo asociado a Occidental (Salamanca) y Central I y II (Tula), con 2,428 MW del total de capacidad identificado como libre, 301 MW en Baja California Sur utilizarían combustóleo y diesel, y los restantes 4,043 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 2006 real 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Baja California 3.9 4.3 4.0 4.2 4.5 5.9 5.9 6.5 6.7 7.0 7.2 7.0

Gas importado 3.9 4.3 2.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Gas natural licuado 0.0 0.0 2.0 4.2 4.5 5.9 5.9 6.5 6.7 7.0 7.2 7.0

Noroeste 2.9 3.1 3.2 3.2 3.2 4.7 5.4 5.4 5.2 5.2 5.0 5.0

Gas importado 2.9 3.1 3.2 3.2 3.2 4.7 5.4 5.4 5.2 5.2 5.0 5.0

Norte 7.7 7.8 5.9 6.6 8.3 11.2 10.8 10.9 10.7 12.4 12.0 11.6

Gas de origen nacional 2.8 2.7 2.4 2.7 3.8 6.2 6.7 6.8 6.8 8.7 8.6 8.4

Gas importado 5.0 5.1 3.5 3.9 4.5 5.0 4.1 4.1 3.9 3.7 3.4 3.2

Noreste 18.8 21.9 23.3 26.5 29.1 29.2 29.6 31.9 30.5 30.9 30.2 29.7


Gas importado 10.2 7.9 8.6 10.4 11.4 11.7 10.8 11.8 10.9 10.0 9.2 9.3

Gas natural licuado 1.3 6.6 7.1 7.9 8.3 8.4 8.0 8.6 8.3 9.8 10.5 10.2

Cuadro 3.21a

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

Área 2006 real 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Occidental 5.3 4.7 4.4 4.7 5.2 6.4 9.9 13.0 17.9 21.1 23.9 23.7



Central 7.6 5.8 5.9 5.9 6.5 7.1 8.7 9.4 11.4 11.7 12.9 14.8



Oriental 9.9 10.4 9.6 9.8 11.6 10.6 10.5 10.5 10.4 10.5 10.4 10.2



Peninsular 4.4 4.7 5.3 5.5 6.0 5.9 5.7 5.8 5.8 5.7 5.7 5.5


Total 60.6 62.7 61.6 66.6 74.3 80.9 86.3 93.3 98.7 104.5 107.5 107.5


Gas importado 22.1 20.4 17.3 17.6 19.1 21.4 20.2 21.2 20.1 18.9 17.6 17.5


Cuadro 3.21b 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

3-47

libres (6,772 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 libres

Proyecto Ubicación Tipo 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

La Venta II Oaxaca EO 83El Cajón Nayarit HID 750La Venta III Oaxaca EO 101Cerro Prieto V Baja California GEO 107Humeros Puebla GEO 51Oaxaca I a IV Oaxaca EO 406La Yesca Nayarit HID 750Norte III (Juárez) Chihuahua Libre 672Río Moctezuma Hidalgo, Querétaro HID 114Baja California Sur V (Coromuel) Baja California Sur Libre 43Noreste II (Sabinas) Coahuila Libre 700Baja California Sur VI (Coromuel) Baja California Sur Libre 43Villita Ampliación Michoacán HID 150La Parota Guerrero HID 900Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos) Baja California Sur Libre 86Noreste III (Sabinas) Coahuila Libre 700Occidental (Salamanca) Guanajuato Libre 650Central I (Tula) Hidalgo Libre 889Baja California Sur IX (Todos Santos) Baja California Sur Libre 43Veracruz I y II Veracruz Libre 1,400Baja California Sur XI (Todos Santos) Baja California Sur Libre 43Copainalá Chiapas HID 232Tenosique Chiapas HID 420Baja California Sur X (Pto San Carlos) Baja California Sur Libre 43Baja California IV (SLRC) Sonora Libre 571Central II (Tula) Hidalgo Libre 889

Total anual 833 0 101 564 0 750 829 893 986 2,282 3,598

Acumulado 833 833 934 1,498 1,498 2,248 3,077 3,970 4,956 7,238 10,836

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

FP (%) GWh PC1/ (kcal / m3) Eficiencia (%) MMPCD PC1/ (kcal / kg) Eficiencia (%) Mt/año PC1/ (kcal x106 / kg) Eficiencia (%) t/año

2013/3 672.0 62.1 2,755.5 47.77

2014 85.8 5,048.4 87.5

2015 85.7 5,044.3 87.4

2016 84.6 4,993.4 86.3

2017 85.8 5,049.6 87.3

2014/3 700.0 67.0 3,096.6 56.3 4,582.0 43.08 1,349.1

2015 86.0 5,271.7 95.9 2,296.8

2016/3 700.0 81.2 8,746.5 158.7 3,810.7

2017 88.9 10,905.5 198.4 4,751.3

Veracruz I y II Veracruz 2017/3 1,400.0 66.5 6,148.5 9,113.0 51.96 108.0 6,300.0 43.08 1,948.3 959.6 34.54 17.4

Baja California IV (SLRC)2/ Sonora 2017/3 571.0 52.9 1,992.2 9,189.5 51.99 34.6

(MW) (GWh) (MMPCD) Mt/año t/año

2013 672.0 2,755.5 47.8

2014 1,372.0 8,145.0 143.9 1,349.1

2015 1,372.0 10,316.0 183.4 2,296.8

2016 2,072.0 13,739.9 245.0 3,810.7

2017 4,043.0 24,095.8 428.4 6,699.6 17.4

Uranio

Totales

Gas Carbón

UranioCarbón

Norte III (Juárez)2/ Chihuahua

Entidad federativa

CentralCapacidad efectiva (MW)

Generación Gas

Año

Noreste II y III 2/ Coahuila

9,148.0 52.47

8,801.0 51.96

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 del país. 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 en 115 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. 2003

4-2

El plan de transmisión permite definir y/o confirmar las adiciones a la infraestructura, analizando opciones de red para distintos puntos de operación del sistema eléctrico, según el escenario de planeación. Para establecer el proyecto de expansión se siguen tres etapas:

Definición de escenarios de demanda Determinación de los planes de transmisión para el año horizonte Incorporación de proyectos en cada año del periodo de estudio

4.2.2 Escenario de demanda Para planificar la expansión de la red eléctrica principal, se consideran las variables definidas en el escenario de planeación. 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 procede 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 Transmisión 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 nuevos requerimientos del mercado eléctrico sobre la base del escenario de planeación para 2008-2017. La tasa media anual esperada para el crecimiento de la demanda máxima bruta es de 5 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 27,152 kilómetros – circuito (km-c) de líneas en el periodo, de los cuales 6,576 km-c se realizarían con recursos propios y 20,576 km-c como Proyectos de Infraestructura Productiva (PIP). Para subestaciones se han programado instalar 58,245 Megavolt-ampere (MVA) de transformación, 13,751 MVA con recursos propios y 44,494 MVA como PIP. En el rubro de equipo de compensación se tienen proyectado incorporar 18,517 MVAr compuestos por reactores, capacitores y compensadores estáticos de VAr.

Resumen del programa de obras de transmisión y transformación

2008 – 2017

Cuadro 4.1

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Total

Líneas km-c

400 kV 219 805 761 898 1,335 1,771 1,287 1,332 1,380 1,429 11,217

230 kV 211 626 386 881 789 263 399 414 428 444 4,841

Subtotal 400 y 230 kV 430 1,431 1,147 1,779 2,124 2,034 1,686 1,746 1,808 1,873 16,058

161-69 kV 1,596 1,727 2,145 911 1,315 517 683 707 733 759 11,094

Total 2,026 3,158 3,292 2,690 3,439 2,551 2,369 2,453 2,541 2,631 27,152

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Total

Subestaciones MVA

400 kV 1,000 4,600 4,625 1,000 4,375 3,100 2,071 2,145 2,221 2,301 27,438

230 kV 0 1,183 1,907 1,473 4,243 860 891 922 955 989 13,424

Subtotal 400 y 230 kV 1,000 5,783 6,532 2,473 8,618 3,960 2,962 3,067 3,177 3,290 40,862

161-69 kV 1,353 2,382 2,545 1,628 1,282 1,460 1,596 1,653 1,712 1,773 17,384

Total 2,353 8,165 9,077 4,101 9,900 5,420 4,558 4,720 4,889 5,063 58,245

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Total

Compensación MVAr

400 kV 550 1,386 1,226 1,275 520 2,488 1,320 1,367 1,416 1,467 13,015

230 kV 21 221 28 0 21 18 22 23 23 24 401

Subtotal 400 y 230 kV 571 1,607 1,254 1,275 541 2,506 1,342 1,390 1,439 1,491 13,416

161-69 kV 1,341 527 548 523 567 250 319 330 342 354 5,101

Total 1,912 2,133 1,802 1,798 1,108 2,756 1,661 1,720 1,782 1,845 18,517

4-4

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 planeación y los modelos electrotécnicos, se define un programa de obras de transmisión de corto y mediano plazos. Para fines de presentación se muestran en este apartado sólo las de corto plazo, clasificadas por área. 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), estado de México así como a parte de los estados de Hidalgo, Puebla, Morelos, Guerrero y Michoacán. La demanda eléctrica de la ZMCM es atendida en su totalidad por LyFC con un consumo aproximado de 90% del total 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 infraestructura de red eléctrica, el área es alimentada por 16 líneas de 400 kV, 5 de 230 kV y 2 de 85 kV. Adicionalmente para la regulación dinámica de voltaje se cuenta con Compensadores Estáticos de VARs (CEV) ubicados en las subestaciones de Texcoco, Nopala, Topilejo (-90, + 300 MVAr cada uno) y Cerro Gordo (-75, + 300 MVAr). 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, resueltas con obras ya programadas por CFE y LyFC. La zona Atlacomulco en los últimos cuatro años ha registrado un alto aumento en su demanda (8.8% anual), y se ha caracterizado por ser un punto estratégico para el crecimiento económico del estado de México. Esto provocará que en el corto plazo se presenten problemas de control de voltaje en la zona y sobrecarga en la SE Nochistongo de CFE. Una carga importante es el sistema Cutzamala, que suministra el agua potable a la ZMCM y la ciudad de Toluca, el cual depende eléctricamente de la SE Donato Guerra con transformación 400/115 kV. Esta subestación también abastece la energía de las zonas Valle de Bravo y Altamirano. Debido al crecimiento esperado de la demanda, se estima la saturación de su red actual. Otro punto de crecimiento industrial y residencial corresponde a la zona Toluca, en donde el suministro de energía eléctrica depende de circuitos en 230 kV provenientes de la ZMCM. Actualmente se tienen problemas de regulación de voltaje ante la demanda máxima y con la salida de uno de los circuitos. Por otra parte, la red eléctrica de LyFC que suministra energía a la zona Hidalgo está compuesta por cuatro líneas en 230 kV. Ante la condición de falla de algún circuito se manifestarían problemas de suministro de energía. La demanda consiste predominantemente en cargas industriales. 4.4.1.1 Obras principales Para resolver la problemática de corto plazo se han programado aquellas que resultan de los estudios electrotécnicos y evaluaciones económicas. A continuación se describen dichos proyectos.

4-5

La obra Jilotepec Potencia Bco. 1, programada para julio de 2007, consiste en instalar nueva transformación en el nivel de tensión 230/115 kV para la zona Atlacomulco con una capacidad de 225 MVA. Este proyecto permitirá eliminar la sobrecarga en el banco de la SE Nochistongo al tener un punto adicional de suministro hacia dicha zona. Con esto se reducen los problemas de bajo voltaje ante diversas contingencias. Con el fin de resolver la problemática de saturación de la red en las zonas Valle de Bravo y Altamirano ante condiciones de contingencia, se tiene programada para septiembre de 2007 la entrada del proyecto Volcán Gordo Bco. 1, el cual incluye nueva transformación de 225 MVA en el nivel de 400/115 kV. El proyecto de 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. La repotenciación de los circuitos en 230 kV provenientes de la SE Tula es un proyecto integral para llevarse a cabo en dos etapas. Inicialmente se realizará el tendido del segundo circuito de la línea Jorobas-Tula y la repotenciación de los circuitos Tula-Nochistongo; posteriormente se repotenciará el Tula-Texcoco en el tramo Tula-Teotihuacan. En el cuadro 4.2 se muestran los refuerzos principales programados para 2007-2011.

Principales obras programadas 2007 – 2011

AT: Autotransformador T: Transformador

Ind: Inductivo Cap: Capacitivo

Cuadro 4.2

Jilotepec Potencia - Dañu 230 2 37.3 Jul-07Agustín Millán II Entronque - Donato Guerra -San Bernabé 400 2 1.0 Sep-07Tula CT - Jorobas 400 2 26.0 Jun-08Deportiva Entronque - Donato Guerra - San Bernabé 400 2 1.0 Sep-08Deportiva Entronque Estadio - San Bernabé 230 2 8.0 Sep-08Tula CT - Nochistongo 230 2 44.0 Dic-08Tula CT - Teotihuacan 230 2 66.0 Sep-09Victoria - Valle de México 400 2 50.0 Mar-11Total 233.3

Tensión kV

Núm. de circuitos

Longitud km-c

Fecha de entrada

Linea de Transmisión

Jilotepec Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 Jul-07Volcán Gordo Banco 1 3 T 225 400 /115 Sep-07Total 525

Capacidad MVA

Relación de transformación

Fecha de entrada

Subestación Cantidad Equipo

Capacidad MVAr

Jilotepec MVAr Capacitor 115 30.00 Jul-07Altamirano II MVAr Capacitor 115 7.50 Dic-08Lázaro Cárdenas Potencia Donato Guerra Capacitor Serie 400 273.50 Sep-09Pitirera-Donato Guerra L1 Capacitor Serie 400 131.10 Sep-09Pitirera-Donato Guerra L2 Capacitor Serie 400 131.10 Sep-09Donato Guerra CEV Compensador Estático de VAr 400 450.0/450.0 Ind/Cap Nov-11Total 1,473.20

Tensión kV

Fecha de entrada

Compensación Equipo

4-6

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. Las fechas de entrada en operación son septiembre de 2011 y agosto de 2012 . La central se ubicará en el municipio de Acolman al noreste del estado de México. Con el fin de aprovechar de manera óptima los espacios disponibles del sitio y considerando su posición estratégica en el sistema eléctrico nacional, el primer proyecto se conectará a una nueva subestación encapsulada en SF6 de 230 kV propiedad de CFE. Adicionalmente LyFC construirá en su predio una subestación de 230 kV. Para el segundo proyecto, CFE instalará una nueva en SF6 de 400 kV, la cual interconectará a las subestaciones Victoria, Teotihuacan y Lago. Con estas obras se sustituirá 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.

10 alimentadores en 230 kV 18 alimentadores en 230 kV 10 alimentadores en 400 kV 2 alimentadores en 400 kV

Red de transmisión asociada a Valle de México ciclo combinado 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

Tecamac

Sosa

Jabón La Corona

Tren Suburbano

Valle de México II601 MW

Valle de México III601 MW

Victoria

Madero

Chapingo

A la Manga

Lago

Esmeralda

4-7

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. La red principal está constituida por líneas de 400 kV y 230 kV que suman 6,608 y 4,669 km, respectivamente. La operación de la red eléctrica de esta área se halla ligada al despacho de la generación hidroeléctrica, la cual es utilizada principalmente para cubrir los periodos de demanda máxima. Fuera de esta condición, 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 potenciales de transmisión y transformación en diferentes puntos de la red tales como saturación de la transmisión y transformación en las zonas de Chilpancingo, Tlaxcala, Poza Rica. Para ello, se han definido proyectos de transmisión y transformación que eviten dichas problemáticas. Asimismo, en 2008 se requiere de esquemas de compensación para el control de voltaje en la red de 400 kV, en condiciones de baja generación hidráulica, y esquemas de compensación capacitiva para la demanda máxima de las zonas Veracruz, Tlaxcala y Papaloapan. Finalmente, en 2007 y 2009 entrarán en operación en el Istmo de Tehuantepec los parques de generación eólica La Venta II y III con 83 MW y 101 MW de capacidad respectivamente. En esta misma región, se tiene prevista de 2008 a 2010 la adición de parques eólicos con capacidad de 1,987 MW, en la figura de autoabastecimiento. Así mismo, en este último año CFE instalará 406 MW mediante los proyectos de Oaxaca I, II, III y IV, para un total de 2,577 MW. 4.4.2.1 Obras principales Actualmente las fuentes de suministro que satisfacen la demanda de la zona Papaloapan son: la PH Temascal I con una capacidad instalada de 4x38.5 MW y cinco líneas de subtransmisión de 115 kV con una longitud promedio de 75 km. Derivada de una menor disponibilidad de la generación local, para 2009 se anticipan problemas a fin de controlar el voltaje de la zona. Con la entrada en operación del proyecto Cerro de Oro, 500 MVA de capacidad y relación de transformación 400/115 kV, se garantizará el suministro de energía eléctrica a la zona Papaloapan. Entrará en operación en agosto de 2009. El suministro de energía eléctrica 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 2009 la transformación operaría con sobrecarga. El proyecto Papantla banco 1, de 500 MVA de capacidad y relación de tensión 400/115 kV, evitará la saturación de la transformación de relación 230/115 kV y la transmisión de 115 kV de las zonas Poza Rica y Teziutlán. Iniciará su operación en agosto de 2009. La red asociada al proyecto eoloeléctrico de temporada abierta, que se instalará en el estado de Oaxaca en la región de la Ventosa, dispondrá de una capacidad de transformación de

4-8

2,125 MVA repartidos en los niveles de 400/230 kV y 400/115 kV, con 1,250 MVA y 875 MVA respectivamente. Se programa su entrada en operación para diciembre de 2009. 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. Se estima para 2009 una saturación de la capacidad de transmisión. Esta problemática sería más crítica ante la salida de unidades de Peñitas. Con la entrada en operación del proyecto Malpaso−Kilómetro Veinte, que considera el tendido del segundo circuito de la LT Malpaso–Macuspana II de 106 km-c y la instalación de 875 MVA de capacidad de transformación con relación 400/230 kV, se atenderá el crecimiento de la demanda de mediano plazo. Para atender 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 dos enlaces también en 230 kV de la SE Temascal II. Se estima que el LAV-AT3 presentaría una sobrecarga a partir de 2009, tanto en demanda mínima como en condiciones de demanda máxima. 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. Ante su salida o mantenimiento, a partir de 2009 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, 180 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 atender esta problemática. Su entrada en operación está programada para junio 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 2010 la saturación de la capacidad de trasformación, 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 85 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 julio de 2010. A fin de atender la demanda de la zona Villahermosa, el sistema cuenta principalmente con 225 MVA de capacidad de transformación en las subestaciones Kilómetro Veinte y Villahermosa Norte. Para 2010 se estima la 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 y relación 230/115 kV. Su entrada en operación está programada para mayo de 2010. 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 2011 se estima una demanda de 210 MW, lo que implicaría operar al límite de capacidad existente.

4-9

El proyecto de transmisión Temascal — Oaxaca potencia — La Ciénega permitirá garantizar el suministro de la demanda. Su entrada en operación está prevista para mayo de 2011. En el cuadro 4.3 se muestran los principales refuerzos.

Principales obras programadas 2007-2011


Ind.: Inductivo Cap.: Capacitivo

Cuadro 4.3

Tapachula Potencia - Suchiate 400 2 27.0 Dic-08Juile - Cerro de Oro 400 2 154.1 Dic-09La Ventosa - Juile 400 2 290.0 Dic-09Malpaso - Macuspana II 400 2 106.0 Mar-10Cárdenas II - Comalcalco Oriente 230 2 47.9 May-10Laguna Verde - Jamapa 400 2 180.0 Jun-10Angostura - Tapachula Aeropuerto 400 2 193.5 May-11Temascal II - Oaxaca Potencia 230 2 132.9 May-11Tecali - Yautepec Potencia 400 2 118.0 Dic-11Juchitán II - Salina Cruz 230 2 76.0 Dic-11Total 1,325.40

Linea de TransmisiónTensión

kVNúm. de circuitos

Longitud km-c

Fecha de entrada

Chilpancingo Potencia Banco 1 4 AT 133 230 /115 Jul-07Cerro de Oro Banco 1 4 T 500 400 /115 Ago-09Papantla Banco 1 4 T 500 400 /115 Ago-09La Ventosa Bancos 1, 2 y 3 10 AT 1250 400 /230 Dic-09La Ventosa Bancos 4 y 5 7 T 875 400 /115 Dic-09Km20 Bancos 2 y 3 7 AT 875 400 /230 Mar-10El Edén Banco 1 4 AT 300 230 /115 May-10Jamapa Bancos 1 y 2 7 AT 875 400 /230 Jun-10Jardín Banco 1 (SF6) 4 AT 300 230 /115 Jun-10La Malinche Banco 1 4 AT 300 230 /115 Jul-10Tagolaba Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 Dic-11Total 6,208

Fecha de entrada

Subestación Cantidad EquipoCapacidad

MVARelación de

transformación

CapacidadMVAr

Sureste MVAr Reactor 400 450.00 Abr-08Oriental MVAr Reactor 400 200.00 Jul-08Ojo de Agua Potencia MVAr Capacitor 115 30.00 Sep-08Veracruz MVAr Capacitor 115 75.00 Sep-08Papaloapan MVAr Capacitor 115 37.50 Sep-08Tlaxcala MVAr Capacitor 115 45.00 Jul-09Córdoba MVAr Capacitor 115 30.00 Sep-09Xalapa MVAr Capacitor 115 30.00 Oct-09La Ventosa CEV Compensador Estático de VAr 400 300.0/300.0 Ind/Cap Dic-09Juile MVAr Reactor 400 75.00 Dic-09KM20 MVAr Reactor 400 117.25 Mar-10Matamoros MVAr Capacitor 115 22.50 Abr-10Chontalpa MVAr Capacitor 115 15.00 May-10San Cristóbal MVAr Capacitor 115 22.50 Jun-10Teziutlán MVAr Capacitor 115 30.00 Jun-10Conejos MVAr Capacitor 115 7.50 Jun-10Tapachula Potencia MVAr Reactor 400 100.00 May-11Tlaxiaco MVAr Capacitor 115 7.50 Dic-11Total 1,894.75

Fecha de entrada

Compensación EquipoTensión

kV

4-10

4.4.2.2 Red de transmisión asociada al proyecto de temporada abierta y a proyectos eólicos Oaxaca I, II, III y IV

Se tiene programada la entrada en operación del proyecto de TA que incorporará 1,898 MW de capacidad de generación en 2010, de los cuales 1,492 MW provendrían de centrales de autoabastecimiento y 406 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 145 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 integraría 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 154.1 km entre las subestaciones Juile y Cerro de Oro y un reactor de 75 MVAr en la SE Juile. Asimismo se requerirán seis bahías de alimentadores en 400 kV. En total se construirían 444.1 km-circuito de líneas de transmisión en 400 kV. En la figura 4.2 se muestra la red de transmisión asociada al proyecto de TA.

Red de transmisión asociada al proyecto de temporada abierta

Figura 4.2

47 %

55 %

25 %

Temascal II

A Peñitas

Minatitlán II

OP. INIC. 115 kV

El Sabino

Juchitán II

OP. INIC. 115 kV

ConejosCintalapa

Ejutla

La Ciénega Oaxaca Pot.

OP. INIC. 115 kV

Malpaso

Angostura

P.H. Temascal

Cerro de Oro

ChinamecaPot.

Juile

La Venta III 1x101 MW 1x83 MW

Ojo de Agua A Puebla II

Manuel Moreno Torres

Coatzacoalcos

A Tecali

A Tabasco

SE Colectora

La Ventosa

2125 MVA de transf.

1250 MVA 400/230 kV

3C/F

La Venta II

875 MVA 400/115 kV

1 CEV +/- 300 MVAr

4-11

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 las cuales presentan una de demanda de 25%, 20% y 55% del total del área respectivamente. En 2007 se presentó una demanda máxima coincidente de 7,436 MW. Este valor representa aproximadamente 20% del total de tal demanda del SIN. Su tasa de crecimiento en los últimos tres años ha sido de 2.3%, y se estima un incremento anual de 5.4% en los próximos 10 años, llegando a 12,501 MW en 2017. La capacidad de generación de esta área es de 9,477 MW y 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 el suministro de la demanda del área Central. En esta se ubica la ciudad de Guadalajara, con una demanda máxima de 1,414 MW en 2007. 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, lo que implica amplias necesidades de suministro la mayor parte del tiempo. Sin embargo, los grandes centros de generación base que abastecen de 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. Por otra parte, aunque se cuenta con grandes centrales hidroeléctricas en el área, su despacho no necesariamente obedece a la demanda máxima del área sino en su mayor parte a la del SIN, por lo que para satisfacerla se requiere la mayor parte del tiempo importar energía de otras áreas. 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 áreas de control vecinas. Con la Noroeste se tienen dos líneas en 400 kV, con la Noreste seis en 400 kV, con la Norte una en 230 kV, con la Central cinco en 400 kV y tres en 230 kV y finalmente con la Oriental una línea en 230 kV. 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 El proyecto de transformación El Potosí banco 3 consiste en un banco de 500 MVA de capacidad y relación de tensión de 400/115 kV, que incrementará la capacidad de transformación de la zona San Luis Potosí para evitar la sobrecarga en la transformación 230/115 kV en la SE San Luis II. Su operación se prevé para febrero de 2008. El proyecto Primero de Mayo MVAr con siete reactores monofásicos de 25 MVAR cada uno permitirá mantener un perfil de voltaje adecuado, ante condiciones de transmisión máxima y mínima de las líneas 1 y 2 de Primero de Mayo - Cañada en 400 kV. Con estos dispositivos será

4-12

factible operar permanentemente con todas las líneas y reactores conectados. Iniciará su operación en abril de 2008. 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. El proyecto Tesistán banco 5 permitirá atender el crecimiento de demanda al norte de la zona metropolitana de Guadalajara, con la entrada en operación para agosto de 2009 de un banco de transformación con capacidad de 500 MVA y relación de tensión 400/69 kV. El transformador Tapeixtles potencia banco 3, con capacidad de 500 MVA y relación de tensión de 400/115 kV, permitirá reducir la sobrecarga de los bancos de transformación 230/115 kV de la SE Colomo, y atender la demanda de la zona Manzanillo. Su entrada en operación se prevé para agosto de 2009. El banco de transformación con capacidad de 300 MVA y relación de tensión de 230/115 kV, Tepic II banco 2, permitirá atender el crecimiento del mercado eléctrico en la zona Tepic para febrero de 2010. El banco de transformación 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. El proyecto Niños Héroes banco 3 SF6 permitirá atender el crecimiento de demanda en el centro de la zona metropolitana de Guadalajara, con la entrada en operación en abril de 2010 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. En la zona Vallarta se registra para mayo de 2010 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 permitirá mejorar la confiabilidad al incrementar la capacidad de transmisión de los enlaces de 230 kV que unen las zonas de Tepic con Vallarta. El proyecto de transmisión Carapan II–Uruapan potencia incluye la segunda línea de transmisión entre estas dos subestaciones en 230 kV, para garantizar el suministro de la demanda de la zona Uruapan. Se programa su entrada en operación para agosto de 2010. Se construirá el segundo enlace de transmisión Carapan II–Zamora Potencia en 230 kV, para garantizar el suministro de la demanda de la zona Zamora con calidad y confiabilidad. Iniciará su operación en agosto de 2010. La transformación Nuevo Vallarta banco 1 atenderá los crecimientos de demanda de la zona Vallarta. La entrada en operación será en junio de 2011 con capacidad de transformación de 225 MVA y relación de tensión 230/115 kV. Permitirá también compartir reserva de transformación con la actual SE Vallarta Potencia. En el cuadro 4.4 se muestran los principales refuerzos de transmisión, transformación y compensación programados en el área Occidental para el periodo 2007-2011.

4-13


AT: Autotransformador T:Transformador


Cuadro 4.4

Núm. de

circuitos

El Salero - Peñasquito 400 1 45.0 May-07El Potosí - Moctezuma 230 1 49.4 Feb-08Guadalajara Industrial Entronque - Guadalajara I - Guadalajara II 230 4 9.4 Ago-09Tapeixtles Potencia - Tecomán 230 2 93.2 Ago-09Lázaro Cárdenas Potencia - Ixtapa Potencia 400 2 75.3 Nov-09Carapan II - Uruapan Potencia 230 2 69.1 Ago-10Carapan II - Zamora Potencia 230 1 32.7 Ago-10Nuevo Vallarta Entronque - Tepic II - Vallarta Potencia 230 2 20.0 Jun-11La Yesca - Ixtlahuacán 400 2 130.0 Jul-11Manzanillo III - Chapala 400 2 170.0 Oct-11Total 694.1

Tensión kV

Longitud km-c

Fecha de entrada

Línea de Transmisión

Capacidad Relación de Fecha deMVA transformación entrada

El Potosí Banco 3 4 T 500 400 /115 Feb-08Guadalajara Industrial Banco 1 4 T 300 230 /69 Ago-09Tapeixtles Potencia Banco 3 4 T 500 400 /115 Ago-09Lázaro Cárdenas Potencia Banco 4 3 AT 375 400 /230 Nov-09Tepic II Banco 2 Sustitución 4 AT 300 230 /115 Feb-10Cañada Banco 3 4 T 500 400 /115 Abr-10Niños Héroes Banco 3 (SF6) 4 T 133 230 /69 Abr-10Nuevo Vallarta Banco 1 4 AT 300 230 /115 Jun-11Total 3,408


San Francisco del Rincón MVAr Capacitor 115 15.00 Ago-07La Yesca Distribución MVAr Capacitor 115 7.50 Sep-07Tecolapa (Maniobras) MVAr Capacitor 115 7.50 Ene-08Primero de Mayo MVAr Reactor 400 175.00 Abr-08Jurica MVAr Capacitor 115 7.50 Abr-08Margaritas MVAr Capacitor 115 15.00 May-09Acámbaro MVAr Capacitor 115 22.50 Jul-09La Virgen MVAr Capacitor 115 15.00 Jul-09Lagos MVAr Capacitor 115 15.00 Jul-09Loreto MVAr Capacitor 115 15.00 Sep-09Buena Vista MVAr Capacitor 115 7.50 Abr-10Vallarta Potencia CEV Compensador Estático VAr 230 150/50 Cap/Ind May-10San Juan del Río Oriente MVAr Capacitor 115 30.00 Jun-10Boquilla MVAr Capacitor 115 15.00 Jun-10Abasolo I MVAr Capacitor 115 30.00 Feb-11Nuevo Vallarta MVAr Capacitor 115 15.00 Jun-11Cocula MVAr Capacitor 115 7.50 Jul-11La Yesca MVAr Reactor 400 116.60 Jul-11Manzanillo III MVAr Reactor 400 100.00 Oct-11Total 616.60

Tensión kV

Capacidad MVAr

Fecha de entrada


4-14

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 de la Central y Occidental. Las obras asociadas a este proyecto tienen fecha de entrada en operación para noviembre de 2009 y consisten en una línea de transmisión en 400 kV de doble circuito de 75.3 km de longitud tendido del primer circuito, operada inicialmente en 230 kV entre las subestaciones Lázaro Cárdenas potencia e Ixtapa potencia. También incluye el tendido del segundo circuito de la línea Ixtapa potencia-Pie de la Cuesta potencia en 400 kV con 206.5 km de longitud. La operación inicial de esta línea será en 230 kV. Así mismo considera la repotenciación de la compensación serie de 400 kV instalada en la SE Donato Guerra para las líneas de transmisión a Pitirera y Lázaro Cárdenas potencia, así como la construcción de cuatro alimentadores de 230 kV y la sustitución de 15 interruptores en 230 kV. La figura 4.3 muestra la red asociada.

Red asociada a carboeléctrica del Pacífico

Figura 4.3

II

Carapan II

Morelia Potencia

Fertimex

NKS

Pitirera

CT Petacalco6 x 350 MW

Apatzingán IA Donato Guerra

IxtapaPotencia

CH Villita

Zamora Potencia

Operación inicial 161 KV

50 MVAr

75 MVAr 75 MVAr

75 MVAr

A Salamanca

Salamanca II

Abasolo II

Mazamitla

Uruapan Potencia

CH Caracol Mezcala

Chilpancingo Potencia

Los Amates

El Quemado

Pie de la Cuesta

+ 150 MVAr

Lázaro Cárdenas Potencia

1X100 MVA 230/115 KV

3 X 375 MVA 400/230 KV

SERSIINSA

Operación inicial 230 KV

I

CH Infiernillo

-50 MVAr

21 MVAr

40 %, 40% Y 50%963.53 MVAR

75.3-1113 206.5-1113

Carboeléctrica del Pacífico1 X 678 MW

4-15

100 MVAr

2X375 MW

A P.V. Mazatlán

P.H. Aguamilpa

Tepic II El Cajón La Yesca

P.H. AguaPrieta

Guadalajara Norte

Cerro Blanco

TesistánIxtlahuacán

Zapotlanejo

Vallarta Potencia

Acatlán

Atequiza

A Man

zanillo

A Mazamitla

A Salamanca II

A Aguascalientes Potencia

130-1113

2X375 MW

50 MVAr

50 MVAr

25 MVAr

150 MVAr -50 MVAr

50 MVAr

3X320 MW

50 MVAr

50 MVAr

50 MVAr

3-11

13

3-1113

-200 MVAr

50 MVAr

2X120 MW

100 MVAr

2X375 MW

A P.V. Mazatlán

P.H. Aguamilpa

Tepic II El Cajón La Yesca

P.H. AguaPrieta

Guadalajara Norte

Cerro Blanco

TesistánIxtlahuacán

Zapotlanejo

Vallarta Potencia

Acatlán

Atequiza

A Man

zanillo

A Mazamitla

A Salamanca II


130-1113

2X375 MW

50 MVAr

50 MVAr

25 MVAr

150 MVAr -50 MVAr

50 MVAr

3X320 MW

50 MVAr

50 MVAr

50 MVAr

3-11

13

3-1113

-200 MVAr

50 MVAr

2X120 MW

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 de una línea de transmisión en 400 kV de doble circuito de 130 km de longitud, entre las subestaciones La Yesca e Ixtlahuacán y una línea de 3 km de longitud en doble circuito para entroncar la línea Tesistán – Aguascalientes potencia de 400 kV. Incluye la construcción de la SE Ixtlahuacán con cuatro alimentadores en 400 kV y 116.6 MVAr de compensación inductiva instalados en la SE La Yesca. La figura 4.4 muestra la red asociada.

Red asociada a la planta hidroeléctrica La Yesca

Figura 4.4

4-16

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 julio de 2011 y la segunda en abril de 2012. A cada turbina de vapor se le acoplarán dos de turbogás para adicionar 458 MW de capacidad. La capacidad y generación de esta central se utilizará para atender las necesidades de demanda del área Occidental. Para octubre de 2010 se considera la construcción de la SE Manzanillo III en Hexafloruro de Azufre (SF6) con seis alimentadores de 400 kV. Incluye el amarre de barras con la SE Manzanillo I, así como la previsión para 12 alimentadores futuros. Por otra parte, para octubre de 2011 se requiere la construcción de 182 km-c de líneas de transmisión en 400 kV, de los cuales 170 km-c son para la LT Manzanillo III – Chapala con dos circuitos — tendido del primero —, y tres conductores por fase; 6 km-c para la LT Chapala entronque Acatlán–Mazamitla y seis km-c para la LT Chapala entronque Manzanillo — Atequiza, ambas de dos circuitos con tres conductores por fase. Adicionalmente se instalarán 133.3 MVAr de compensación reactiva inductiva en la SE Manzanillo III en el nivel de 400 kV para la LT Manzanillo III – Chapala. Finalmente se considera la construcción de una subestación convencional nueva denominada Chapala, en la que se instalarán cinco alimentadores de 400 kV. La figura 4.5 muestra la red asociada.

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

Figura 4.5

P.H. Agua Prieta2x120MW

2x350MW

(Switcheo)

170-

3x11

13

3-1113

3-1113

A Ag

uasc

alie

ntes

Pot

encia

A Cerro Blanco

Zapotlanejo

Atequiza


Chapala

Mazamitla

Cd. Guzmán

Colima II

Tapeixtles

Colomo

A Carapan

A Pitirera

50 MVAr

75 MVAr

75 MVAr

Acatlán

P.V. Manzanillo II2x758 MW

P.V. Manzanillo2x300MW

A Salamanca II

Tesistán

3-11133-1113

Ixtlahuacán

A La Yesca

-200 MVAr

P.H. Agua Prieta2x120MW

2x350MW

(Switcheo)

170-

3x11

13

3-1113

3-1113

A Ag

uasc

alie

ntes

Pot

encia

A Cerro Blanco

Zapotlanejo

Atequiza


Chapala

Mazamitla

Cd. Guzmán

Colima II

Tapeixtles

Colomo

A Carapan

A Pitirera

50 MVAr

75 MVAr

75 MVAr

Acatlán

P.V. Manzanillo II2x758 MW

P.V. Manzanillo2x300MW

A Salamanca II

Tesistán

3-11133-1113

Ixtlahuacán

A La Yesca

-200 MVAr

4-17

4.4.4 Área Noroeste El Área de Control Noroeste (ACNO) se conforma básicamente 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; mientras que al estado de Sinaloa corresponden las zonas Los Mochis, Guasave, Culiacán y Mazatlán. El área se caracteriza por una estructura de transmisión longitudinal, con una distancia total de aproximadamente 1,200 km. Actualmente, la red troncal del área opera en 230 kV, con un corredor aislado en 400 kV desde Mazatlán hasta Guaymas, preparado para cambiar su voltaje de operación en función de los nuevos proyectos de generación, crecimiento local de la demanda, condiciones de operación y los proyectos de interconexión con las áreas vecinas. La red de subtransmisión está integrada por líneas en 115 kV. La capacidad de generación instalada actualmente es de 3,828 MW, compuesta por unidades termoeléctricas convencionales (53%); centrales hidroeléctricas (25%), y ciclos combinados (20%). Del total anterior, alrededor de 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 en los puertos de Topolobampo y Mazatlán. La ubicación y el tipo de generación instalada en el área, en combinación con la distribución espacial de la carga, provocan altos flujos de potencia en los enlaces entre zonas, principalmente durante el verano, cuando la temperatura ambiente en algunas regiones llega a superar los 40° C, lo que ocasiona un aumento importante en el consumo de energía eléctrica por la utilización de sistemas de aire acondicionado. En el verano el área es importadora de energía. En el 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 cual el área se vuelve exportadora. En condiciones de demanda máxima, aproximadamente 80% de la importación proviene del área Occidental a través del enlace Mazatlán II—Tepic II y del área Norte, por los de Mazatlán II con Jerónimo Ortiz y Durango II. En el corto plazo, ante contingencias sencillas de líneas de transmisión y/o unidades generadoras, se esperan flujos altos entre las zonas Mazatlán y Culiacán, con la consecuente afectación del perfil de voltaje de las zonas Culiacán, Guasave y Los Mochis. Con el crecimiento esperado de la demanda del área, y considerando la infraestructura eléctrica actual, se estima en el corto plazo la posible sobrecarga en bancos de transformación de 230/115 kV. En particular, en las zonas Mazatlán, Obregón y Guaymas. Un caso muy especial en el área es la evolución del mercado en la zona de Puerto Peñasco, ubicado en la porción noroeste del estado de Sonora. Durante los últimos años, el desarrollo turístico ha consolidado una infraestructura importante, con expectativas sólidas y de alto impacto en la estructura socioeconómica del municipio. Para 2007, la demanda aumentará más de 24% con respecto a 2006 y se espera un crecimiento medio anual de alrededor de 14% hasta 2017, una de las tasas más altas a nivel nacional. Finalmente, se destaca la importancia de los nuevos proyectos de generación, como la central ciclo combinado Agua Prieta II, la cual disminuirá la transmisión de potencia desde el área

4-18

Occidental y permitirá el intercambio de energía entre las áreas Noroeste y Norte para diversos puntos de operación, aprovechando la diversidad de la demanda entre ambas. Con la entrada de esta central generadora es necesario reforzar el enlace Nacozari – Hermosillo. 4.4.4.1 Obras principales Se han programado una serie de proyectos de transmisión y transformación en el mediano plazo, buscando mantener un nivel adecuado de confiabilidad en el área. Para febrero de 2009 se instalará un banco de transformación de 500 MVA de capacidad, incluyendo fase de reserva, con relación de tensión 400/115 kV, por ubicarse en la SE Mazatlán II. Este proyecto permitirá eliminar la sobrecarga de los bancos de la zona Mazatlán y atender el incremento de demanda en el sur del estado de Sinaloa. Incluye obras en el nivel de subtransmisión para lograr una mejor distribución del flujo de potencia en la zona. Uno de los proyectos de mayor relevancia en el corto plazo 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 permitirán soportar la contingencia más severa sin recurrir a esquemas de corte de carga, aumentando el límite de transmisión entre las zonas Mazatlán y Culiacán, y al mismo tiempo entre las áreas Noroeste y Occidental. Con el cambio de tensión se evitarán congestiones de red. Para atender el crecimiento de la demanda del desarrollo turístico de Puerto Peñasco, se ha programado para mayo de 2009 el tendido del segundo circuito de 109 km de longitud con calibre 1113 ACSR entre las subestaciones Seis de Abril–Puerto Peñasco, aislado en 230 kV y operado inicialmente en 115 kV. El proyecto evitaría problemas de voltaje en la zona ante la contingencia más severa, en la condición de demanda máxima. 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 el proyecto se evitará la sobrecarga de los bancos de la SE Ciudad Obregón III en condiciones de demanda máxima. Esta subestación tendrá las características y dimensiones suficientes para formar parte en el futuro de la red troncal de 400 kV. Como parte del crecimiento de la red troncal del área, se prevé para febrero de 2010 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, calibre 1113 ACSR. 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 de la central generadora Agua Prieta II, e incrementará la capacidad de transmisión entre las regiones Nacozari — Hermosillo. Tomando en cuenta el programa de retiros de unidades generadoras, se planea para 2011 la salida de las unidades 2 y 4 de Guaymas II, la primera de ellas conectada en el nivel de 115 kV. Ante esta situación, la zona Guaymas presentaría problemas de sobrecarga en el banco de transformación de 100 MVA, 230/115 kV, ubicado dentro del predio de la SE Planta Guaymas II.

4-19

Para eliminar este problema, en el programa de expansión del área se tiene registrada para abril de 2010 la SE Guaymas Cereso. La SE prevé un banco de transformación de 133 MVA, incluyendo fase de reserva, con relación de tensión 230/115 kV. En el cuadro 4.5 se muestran las principales obras de transmisión, transformación y compensación programadas en el área Noroeste para 2007 – 2011.

Principales obras programadas 1 2007-2011


1 No considera la red asociada a la interconexión SIN-Baja California

Cuadro 4.5

La Higuera MVAr Reactor 400 175.00 Abr-09Hermosillo V MVAr Reactor 230 28.00 Feb-10Agua Prieta MVAr Capacitor 115 15.00 May-11Total 218.00

Tensión kV

Capacidad MVAr

Fecha de entrada


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

Nogales Aeropuerto-Nogales Norte 230 2 24.1 Jun-07Hermosillo IV-Esperanza I 230 2 63.1 Sep-07Seis de Abril - Puerto Peñasco 230 2 109.7 May-09Nacozari-Hermosillo V 400 2 201.0 Feb-10Las Américas - El Fresnal 400 2 16.8 Oct-10El Fresnal-Cananea 230 2 150.8 Oct-10Las Américas-El Fresnal 230 2 17.4 Oct-10Total 582.9


Cantidad Equipo

Mazatlán II Banco 8 4 T 500 400/115 Feb-09La Higuera Bancos 2 y 3 7 AT 875 400/230 Abr-09Bacum Banco 1 4 AT 300 230/115 Ago-09Guaymas Cereso Banco 1 4 AT 133 230/115 Abr-10Total 1,808

Capacidad MVA


Fecha de entrada

Subestación

4-20

4.4.4.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II Esta planta, con 641 MW de capacidad de generación, entrará en operación en mayo de 2011. Se ubicará en el predio denominado Las Américas, en la zona Cananea — Nacozari, Sonora y se interconectará a la red eléctrica del ACNO. Su ubicación permitirá el intercambio de flujo de potencia en ambos sentidos entre las áreas Noroeste y Norte para diferentes puntos de operación e incrementará la confiabilidad en el suministro y la flexibilidad en la operación del SIN. Las principales obras asociadas a esta red son: Una línea de transmisión de doble circuito en 230 kV entre las subestaciones Las Américas—El Fresnal, un doble circuito en 400 kV, operado inicialmente en 230 kV de Las Américas a El Fresnal y una línea de transmisión de doble circuito en 230 kV entre las subestaciones El Fresnal — Cananea. La figura 4.6 muestra el detalle de esta red.

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

Figura 4.6

21 MVAr C/U

Op. Ini. 230 kV A Nuevo CasasGrandes

21 MVAr

El Novillo3 x 45 MWHermosillo V

1 x 220 MW

Hermosillo III

-50 MVArNacozari

Op.

Ini

. 23

0 kV

FENOSA Naco-Nogales1 x 267 MWEl Fresnal

8.4 km - 2x1113 ACSR

Agua Prieta II1 x 642 MW

Las Américas

8.7 km - 1113 ACSR

75.4 km - 1113 ACSR

SubestaciónCananeaNogales

Aeropuerto

NogalesNorte

Op. Ini. 115 kV

36 MVAr

PuertoLibertad

4 x 158 MW FENOSA Hermosillo

Hermosillo Aeropuerto

HermosilloLoma

Hermosillo IV

Guaymas Cereso

Industrial CaborcaSeis de Abril

PuertoPeñasco

La Cholla

Op. Ini. 115 kV

Guaymas II1 x 84 MW

1 x 158 MW

A Bacum A Obregón III

Esperanza I

Op.

Ini

. 115

kV

Santa Ana

Op. I

ni. 2

30 k

V

Op. In

i. 230 kV

1 x 258 MW21 MVAr C/U

Op. Ini. 230 kV A Nuevo CasasGrandes

21 MVAr

El Novillo3 x 45 MWHermosillo V

1 x 220 MW

Hermosillo III

-50 MVArNacozari

Op.

Ini

. 23

0 kV

FENOSA Naco-Nogales1 x 267 MWEl Fresnal

8.4 km - 2x1113 ACSR

Agua Prieta II1 x 642 MW

Las Américas

8.7 km - 1113 ACSR

75.4 km - 1113 ACSR

SubestaciónCananeaNogales

Aeropuerto

NogalesNorte

Op. Ini. 115 kV

36 MVAr

PuertoLibertad

4 x 158 MW FENOSA Hermosillo

Hermosillo Aeropuerto

HermosilloLoma

Hermosillo IV

Guaymas Cereso

Industrial CaborcaSeis de Abril

PuertoPeñasco

La Cholla

Op. Ini. 115 kV

Guaymas II1 x 84 MW

1 x 158 MW

A Bacum A Obregón III

Esperanza I

Op.

Ini

. 115

kV

Santa Ana

Op. I

ni. 2

30 k

V

Op. In

i. 230 kV

1 x 258 MW

4-21

4.4.5 Área Norte Comprende los estados de Chihuahua, Durango y una 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. Actualmente la capacidad efectiva de generación del área es de 3,223 MW. La demanda máxima de 2007 fue de 3,176 MW. El área es importadora a través de los enlaces con el Noreste. La tasa de crecimiento de la demanda en los últimos tres años ha sido de 5.2%, y se estima 5% de crecimiento para los próximos 10 años, lo que representa para 2017 una demanda de 5,380 MW. 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 de 2,408 MW de generación. Además está programado para diciembre de 2007 el cambio de tensión de 230 kV a 400 kV en el corredor Mazatlán II – Jerónimo Ortiz – Torreón Sur, con el fin de incrementar la capacidad de transmisión con el área Noroeste. Para evitar sobrecargas en los enlaces de interconexión se considera importante mantener la programación de las centrales generadoras. Las obras de transmisión y transformación programadas en el corto y mediano plazos se describen a continuación. 4.4.5.1 Obras principales Actualmente la capacidad de transmisión entre la central Samalayuca y la red de 230 kV de la zona Juárez, en el estado de Chihuahua, se opera a su límite en la demanda máxima ante la salida de líneas. Con el objetivo de atender esta problemática, se programó la SE Samalayuca Sur y su red asociada para entrar en operación en diciembre de 2007. El proyecto Jerónimo Ortiz banco 3 consiste en una SE de 400/230 kV con 300 MVA de capacidad de transformación. El objetivo es mejorar los márgenes de estabilidad al incrementar la capacidad de transmisión entre las áreas Norte — Noroeste. Esto se logra con el cambio de tensión de operación de 230 kV a 400 kV del enlace entre las subestaciones Mazatlán II — Jerónimo Ortiz — Torreón Sur. La entrada en operación se prevé para diciembre de 2007. La línea de transmisión Moctezuma — Nuevo Casas Grandes II tiene el objetivo de incrementar la capacidad de transmisión y el margen de estabilidad ante perturbaciones, mediante el tendido del segundo circuito en 230 kV aislado a 400 kV entre las áreas Norte-Noroeste. Entrará en operación en abril de 2008. La obra Mesteñas banco 1 de 230/115 kV y 100 MVA de capacidad, incrementará la capacidad de transformación y transmisión de la zona Camargo — Delicias, especialmente del subsistema Ojinaga. Mejorará el servicio en esa zona que ha presentado incrementos extraordinarios de demanda por riego agrícola principalmente, pues con la infraestructura actual no es posible atenderlos. El banco procede de la SE Torreón Sur. Su entrada en operación se programa para julio de 2008. El proyecto Vicente Guerrero II banco 1, de 230/115 kV y 100 MVA de capacidad de transformación, garantizará el suministro de energía e incrementará la capacidad de

4-22

transformación de la zona Durango, evitando que los bancos de la SE Durango II se saturen. La entrada en operación está programada para noviembre de 2009. En el cuadro 4.6 se muestran los principales refuerzos de transmisión, transformación y compensación programados en el área Norte para el periodo 2007-2011.


AT: Autotransformador

Cuadro 4.6

Jerónimo Ortiz MVAr Reactor 400 175.00 Dic-07Parras MVAr Capacitor 115 7.50 Dic-07Nuevo Casas Grandes II MVAr Reactor 230 21.00 Abr-08Manitoba MVAr Capacitor 115 15.00 Jun-09Creel MVAr Capacitor 115 7.50 Abr-10Galeana MVAr Capacitor 115 7.50 Abr-11Janos MVAr Capacitor 115 7.50 Abr-11Laguna del Rey MVAr Capacitor 115 7.50 Abr-11Palomas MVAr Capacitor 115 7.50 Abr-11Aeropuerto MVAr Capacitor 115 15.00 Jun-11San Buenaventura MVAr Capacitor 115 7.50 Jun-11Total 278.50

Tensión kV

Capacidad MVAr

Fecha de entrada



Samalayuca Sur - Valle de Juárez 230 2 116.2 Dic-07Moctezuma - Nuevo Casas Grandes II 400 2 164.8 Abr-08Mesteñas Entronque - Francisco Villa - Minera Hércules 230 2 51.6 Jul-08La Trinidad - Jerónimo Ortiz 230 2 77.0 Jul-09La Trinidad Entronque - Durango II - Lerdo 230 2 8.4 Jul-09Vicente Guerrero II Entronque - Jerónimo Ortiz - Fresnillo 230 2 2.0 Nov-09El Encino II Entronque - Francisco Villa - Chihuahua Norte 230 2 16.0 Oct-10El Encino II Entronque - Francisco Villa - Ávalos (L1) 230 2 16.0 Oct-10Total 452.0


Capacidad Relación de Fecha de MVA transformación entrada

Vicente Guerrero II Banco 1 4 AT 133 230 /115 Nov-09Jerónimo Ortiz Banco 3 Ampliación 3 AT 300 400 /230 Dic-07Mesteñas Banco 1 3 AT 100 230 /115 Jul-08Total 533


4-23

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 y apoyará a las de Torreón — Gómez Palacio y Mazatlán (Noroeste). La red eléctrica asociada consiste principalmente en la reconfiguración de la red troncal de la zona Durango, con el entronque de la línea Lerdo – Durango II y un doble circuito a la SE Jerónimo Ortiz en el nivel de 230 kV. La figura 4.7 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 4.7

Durango II

JerónimoOrtiz

Martínez

A CT Mazatlán II(Área Noreste) A Fresnillo Pot

(Área Occidental) +150MVAR-50MVAR

30MVAR75MVAR NA Vicente

Guerrero II

NA25MVAR

75MVAR

La TrinidadNorte

402MW

Canatlán II

A Lerdo A Torreón Sur

4-24

4.4.5.3 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua) Esta planta entrará en operación en abril de 2011 en el sitio El Encino II en Chihuahua, con 652 MW de capacidad de generación. Atenderá necesidades de energía de las zonas Chihuahua, Cuauhtémoc y Camargo — Delicias. La red eléctrica consiste principalmente en la construcción de la nueva SE El Encino II y de su red asociada con el entronque de las líneas Chihuahua Norte - Francisco Villa y Ávalos— Francisco Villa en el nivel de 230 kV. La figura 4.8 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 4.8

División delNorte

Chihuahua Norte

Cuauhtémoc II

Francisco Villa

A HérculesPotencia

Quevedo

López Mateos

Ávalos

100MVAR

Chuvíscar

El EncinoNorte II652MW

El Encino II

A Camargo II

A Moctezuma

4-25

4.4.6 Área Noreste El Área de Control Noreste (ACNE) comprende los estados de Nuevo León, Tamaulipas, gran parte del de Coahuila y una pequeña porción de San Luis Potosí. Se mantiene enlazado al SIN, desde el poniente con el área Norte, al suroeste con el Occidental y al sur con el Oriental, en niveles de tensión de 400 kV y 230 kV. Además, tiene enlaces de interconexión con el sistema eléctrico del Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) mediante circuitos de 138 y 69 kV. Puede considerarse integrada por dos regiones, Noreste y Huasteca, la primera con una densidad de demanda mucho mayor (87%) que la segunda (13%). Las dos regiones se enlazan actualmente a través de un doble circuito en 400 kV de 400 km de longitud. La zona Monterrey tiene un anillo de 400 kV con siete enlaces internos y externos en 400 kV, que permiten recibir energía tanto de las plantas generadoras carboeléctricas ubicadas en la zona Piedras Negras, como de las termoeléctricas convencionales y de ciclo combinado situadas en las zonas Reynosa, Matamoros, Región Huasteca y finalmente los excedentes de las áreas Norte y Occidental. Con el retiro en 2005 de la CT Monterrey se incrementaron los flujos en los transformadores de la SE Monterrey potencia de 400/115 kV y 375 MVA de capacidad, así como una reducción en la reserva de potencia reactiva. Esta situación, aunada a la tasa de crecimiento esperada en la demanda, origina la necesidad de reforzar en el corto plazo la transformación y compensación. La zona Reynosa es la tercera en demanda del área, con una tasa de crecimiento anual promedio de 7.5% en los últimos cinco años, la mayor respecto a todas las zonas. Esta red troncal cuenta con subestaciones y líneas de transmisión en 230 y 400 kV, que la mantienen enlazada con las zonas Monterrey y Matamoros. En el corto plazo se prevé la saturación de algunos bancos de transformación de 230/138 kV. Asimismo, la zona Saltillo ha tenido un incremento medio anual de aproximadamente 4% en los últimos cinco años. Sin embargo, en el estudio de mercado reciente se pronostica un crecimiento extraordinario en la parte poniente. Ante este escenario se anticipa la saturación de la transformación 400/115 kV existente y un abatimiento del voltaje en los nodos más alejados de los puntos con control de voltaje. Para la zona Nuevo Laredo se estima un crecimiento medio anual de 5.4% en los próximos 10 años. En esta condición, se tendrían restricciones de transmisión debido a falta de soporte de voltaje en la red de 138 kV, lo cual comprometería la operación segura y confiable de la red en la zona. En 2007 entrarán en operación tres proyectos importantes de transformación para el área. El primero es Llano Grande Banco 1, consistente en una nueva subestación 230/138 kV de 225 MVA de capacidad por ubicarse en la zona Matamoros, que permitirá aliviar la saturación de la transformación de la SE Lauro Villar. El segundo es Arroyo del Coyote Banco 3, que incluye la instalación de un nuevo banco de transformación de 375 MVA con relación 400/138 kV en la SE de Arroyo del Coyote, así como el cambio de tensión de 230 a 400 kV de un circuito de enlace entre las zonas Piedras Negras y Nuevo Laredo. De esta manera se incrementará la capacidad de transformación en la zona para evitar la saturación de los bancos de 400/230 kV en la SE Río Escondido.

4-26

Finalmente, el tercero es Puerto Altamira Banco 1, que considera la instalación de un banco de transformación 400/115 kV y 375 MVA de capacidad, con el propósito de mitigar la saturación de la transformación de 230/115 kV en la SE Altamira. Asimismo, en 2007 entraron en operación dos proyectos de interconexión asíncrona con ERCOT, el primero en 230 kV en la zona Nuevo Laredo con capacidad de 100 MW, a través del dispositivo denominado Variable Frequency Transformer (VFT), y el segundo la interconexión asíncrona en Reynosa en 138 kV y 150 MW de capacidad, por medio de una estación de corriente directa Back to Back (BtB). El alto crecimiento de la demanda en las zonas fronterizas de Piedras Negras, Nuevo Laredo, Reynosa y Matamoros, y la probabilidad de la ocurrencia de interrupciones debida a fenómenos naturales como tornados, condiciones climáticas extremas o cualquier otra condición de emergencia que ponga en riesgo la seguridad y confiabilidad en el suministro de energía eléctrica, justifican el desarrollo de estos proyectos de interconexión. 4.4.6.1 Obras principales Respecto a las necesidades de compensación en el área, se ha programado el proyecto de compensación en Zona Monterrey. Consta de la instalación de varios bancos de compensación capacitiva en el nivel de tensión de 115 kV en diferentes subestaciones de la zona, 22.5 MVAR en 2009 y 180 MVAR en 2011. Esto se debe al crecimiento esperado de la demanda industrial, residencial y comercial, y al retiro de la CT Monterrey, con la consecuente afectación al nivel de tensión. El proyecto Guerreño Banco 1 se ha programado para atender la demanda de la zona Reynosa y 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 se prevé para 2010 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 han incrementado su carga, por lo cual se han programado refuerzos en esta zona. El proyecto Las Glorias Banco 1, incluye la construcción en 2010 de una SE al noreste de la ciudad, mediante un banco de transformación de 400/115 kV y 375 MVA de capacidad. Asimismo, se programa para 2010 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, con lo cual se evitará la saturación en la SE Huinalá. En la zona Saltillo se espera un fuerte crecimiento de carga industrial en el parque llamado Derramadero. Para cubrir esta necesidad se requiere la construcción y la 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 contar con otra inyección robusta de potencia que incrementará de manera relevante la regulación de tensión en la parte poniente de la red eléctrica de la zona Saltillo. En el cuadro 4.7 se muestran las principales obras de transmisión, transformación y compensación programadas para el área Noreste para 2007 – 2011.

4-27


T: Transformador

Cuadro 4.7

Allende MVAr Capacitor 115 7.50 May-09Cerralvo MVAr Capacitor 115 7.50 May-09Villa de Santiago MVAr Capacitor 115 7.50 May-09Derramadero MVAr Reactor 400 175.00 May-11Escobedo MVAr Capacitor 115 45.00 May-11Fundidora MVAr Capacitor 115 45.00 May-11Saltillo MVAr Capacitor 115 45.00 May-11Santo Domingo MVAr Capacitor 115 45.00 May-11Universidad MVAr Capacitor 115 45.00 May-11Güémez MVAr Capacitor 115 30.00 May-11Álamo MVAr Capacitor 115 15.00 May-11Alpes MVAr Capacitor 115 15.00 May-11Jiménez MVAr Capacitor 115 7.50 May-11Total 490.00

Tensión kV

Capacidad MVAr

Fecha de entrada


Guerreño Entronque Anáhuac CC - Aeropuerto 400 2 2.4 May-10Las Glorias - Huinalá 400 1 3.0 May-10Las Glorias Entronque Villa de García - Aeropuerto 400 2 34.0 May-10Regiomontano Entronque Huinalá - Lajas 400 2 26.8 May-10Derramadero Entronque Ramos A. Potencia - 1° de Mayo L1 400 2 2.0 May-11Derramadero Entronque Ramos A. Potencia - 1° de Mayo L2 400 2 2.0 May-11Total 70.2

Tensión kV

Núm. de circuitos

Longitud km-c

Fecha de entrada


Guerreño Banco 1 4 T 500 400 /138 May-10Las Glorias Banco 1 SF6 4 T 500 400 /115 May-10Regiomontano Banco 1 4 T 500 400 /115 May-10Derramadero Banco 1 4 T 500 400 /115 May-11Total 2,000

Capacidad MVA


Fecha de entrada


4-28

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 zona costa. 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 región Valle por Mexicali y San Luis Río Colorado. Ambas se encuentran interconectadas en el nivel de 230 kV a través de dos enlaces 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 es de 2,342 MW. Los centros de generación son la central Presidente Juárez con 1,026 MW, y la turbogás Ciprés en la zona Ensenada de 28 MW que opera en situaciones de emergencia, para cumplir con los criterios de reserva del Western Electricity Coordinating Council (WECC). En la región Valle se encuentran la central geotermoeléctrica de Cerro Prieto con 720 MW de generación instalada y el ciclo combinado Mexicali con 506 MW y 64 MW de generación turbogás en la zona Mexicali. Por su ubicación estratégica, el área es un polo de desarrollo de empresas maquiladoras en alta y media tensión, lo que genera grandes expectativas de crecimiento. En los últimos años se ha presentado un incremento dinámico, propiciado principalmente por la creciente demanda para diversos desarrollos habitacionales, comerciales y de servicios, principalmente hacia el sur de la ciudad de Mexicali y el sureste de la ciudad de Tijuana. Para la zona Tijuana predomina el suministro de la carga residencial e industrial y aunque la punta de la demanda ocurre en la noche, el porcentaje de la demanda que se reduce en el periodo fuera de punta con respecto al periodo de punta es mínimo. 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 115 kV, que permita satisfacer la creciente demanda de servicios en el mediano plazo. La zona Ensenada es predominantemente residencial y de servicios turísticos. El periodo de punta se produce a las 21:00 horas, con una demanda muy constante la mayor parte del año. Esta zona incluye diversas poblaciones rurales alimentadas radialmente desde la SE Ciprés en Ensenada, la cual ante contingencias sencillas presenta problemas de bajos voltajes en las subestaciones de San Felipe, San Simón y San Quintín, lo que hace necesaria la adición de compensación capacitiva. En la zona Mexicali y San Luis Río Colorado el clima afecta considerablemente el comportamiento de la demanda, debido a las temperaturas extremosas. Muy altas en el verano y bajas en el invierno, inciden 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.

4-29

Para la región Valle, los principales problemas que se observan son bajos voltajes en la red de transmisión en las subestaciones Aeropuerto II, Tecnológico y Cetys. La zona San Luis Río Colorado se alimenta radialmente desde Mexicali, y ante diversas contingencias existe posibilidad de operar con bajos voltajes, por lo que en el mediano plazo se requiere formar un anillo interno en la ciudad de San Luis Río Colorado y reforzar la red de transmisión de la zona en el nivel de 230 kV. 4.4.7.1 Obras principales Se adiciona compensación capacitiva en la zona Mexicali, en particular en las subestaciones Centro, Cetys, Mexicali II, González Ortega, Mexicali Oriente y Ruiz Cortines, en el nivel de 161 kV. Esta obra es necesaria para cumplir con el margen de reserva reactiva de 150 MVAr acordado con el WECC. Con esta compensación se eliminan los problemas de bajo voltaje en las diversas subestaciones ubicadas al centro y oriente de la ciudad de Mexicali. 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 del sur y poniente de la ciudad de Tijuana, se incrementa la capacidad de transmisión y permite atender en el mediano plazo los nuevos desarrollos ubicados al sur y oriente, formando un anillo externo en 115 kV entre las subestaciones Presidente Juárez, Metrópoli potencia y La Herradura. 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. Ver cuadro 4.8. Adicionalmente se considera la interconexión Baja California al SIN. De esta manera se incrementará la flexibilidad, confiabilidad y seguridad de tal área, 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. Ver anexo D.

4-30

Principales obras programadas1 2007-2011


1 No considera la red asociada a la interconexión SIN-Baja California

Cuadro 4.8

Capacidad MVAr

Cetys MVAr Capacitor 161 56.30 May-08Ruiz Cortines MVAr Capacitor 161 53.10 May-08Centro MVAr Capacitor 161 44.70 May-08Mexicali II MVAr Capacitor 161 33.90 May-08González Ortega MVAr Capacitor 161 12.60 May-08Mexicali Oriente MVAr Capacitor 161 12.60 May-08Ciprés MVAr Capacitor 115 15.00 May-08San Felipe MVAr Capacitor 115 7.50 Abr-10Panamericana Fraccionamiento MVAr Capacitor 115 15.00 Mar-11Tecate II MVAr Capacitor 115 7.50 Mar-11Total 258.20

Tensión kV

Fecha de entrada



Xochimilco Entronque - Mexicali II-Wisteria 230 2 1.7 Abr-07Parque Industrial San Luis Entronque Cerro Prieto I - Hidalgo 230 2 51.0 Jun-07Metrópoli Potencia - Tijuana I 230 4 8.2 Sep-08Centenario Entronque La Rosita - Sánchez Taboada 230 2 5.0 Jun-09Valle de Puebla Entronque Sánchez Taboada - Tecnológico 230 2 4.0 Abr-10Mexicali II - Tecnológico 230 2 16.0 Jun-10CC Ensenada Entronque Presidente Juárez - Ciprés 230 2 22.0 Oct-10CC Ensenada Entronque Presidente Juárez - Lomas 230 2 22.0 Oct-10Cerro Prieto III Entronque La Rosita - Cerro Prieto II 230 2 2.0 Abr-11Total 131.88


Sánchez Taboada Banco 3 1 T 40 230 /13.8 Abr-07Xochimilco Banco 1 1 T 40 230 /13.8 Abr-07Chapultepec Banco 2 1 T 50 230 /34.5 May-09Centenario Banco 1 1 T 40 230 /13.8 Jun-09Valle de Puebla Banco 1 1 T 40 230 /13.8 Abr-10Metrópoli Potencia Banco 2 4 AT 300 230 /115 Mar-11Xochimilco Banco 2 1 T 40 230 /13.8 Abr-11Panamericana Potencia Bancos 1 y 2 7 T 233 230 /69 Dic-11Total 783.31

Capacidad MVA


Fecha de entrada


4-31

Imperial Valley

La Rosita

Rumorosa

Tijuana I

Metrópoli Potencia

Panamericana Potencia

CT. Presidente Juárez

1 x 150 MW

El Rubí

Lomas

(EUA)Miguel

2 x 270 MW

Toyota

Herradura

Ciprés

CC. Baja California 277 MW

(EUA)

2 x 160 MW

CC. Rosarito

Sustitución de 3 interruptores en 230 kV y adición de 1 alimentador en 230 kV para LT Metrópoli.

Sustitución de 6 alimentadores en 230 kV, (Incluye sustitución de 5 interruptores de amarre)

1 alimentador en 230 kV LT Tijuana I.

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 4.9 muestra el detalle de esta red.

Red asociada a la central ciclo combinado Baja California

Figura 4.9

4-32

4.4.7.3 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III Esta central 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 2011. El propósito de la central es atender localmente las necesidades de energía eléctrica de la zona Ensenada. El proyecto se conectará al sistema de Baja California 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 4.10 muestra el detalle de esta red.

Red asociada a la CC Baja California III

Figura 4.10

Imperial Valley

La Rosita

Rumorosa

Tijuana I

Metrópoli Potencia

Panamericana Potencia

CT. Presidente Juárez 1 x 150 MW

El Rubí

Lomas

(EUA) Miguel

2 x 270 MW

Toyota

Herradura

Ciprés

CC. Baja California 277 MW

(EUA)

2 x 160 MW CC. Rosarito

Baja California IIISitio La Jovita 280 MW

4-33

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. La SCBCS suministra energía a través de 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. El crecimiento esperado es muy optimista por el desarrollo del gran turismo en esta área, principalmente en la zona Los Cabos. La capacidad de generación instalada en el área es de 464 MW, de los cuales 296 MW son del tipo combustión interna, 148 MW del tipo turbogás y 20 MW del tipo turbojet. La zona Constitución tiene una capacidad instalada de 134 MW de los cuales 104 MW son de generación base. En 2006, presentó una demanda máxima coincidente de 48 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, determinado ante la contingencia sencilla de la LT Olas Altas — Villa Constitución. Se observa la necesidad de incrementar el límite de transmisión entre estas zonas para poder transmitir los excedentes de generación base disponibles en diversas condiciones de operación para las diferentes estaciones del año. Actualmente 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 2006 presentó una demanda máxima coincidente de 113 MW. Se interconecta con 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 y turbojet y presentó en 2006 una demanda máxima coincidente de 123 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 la zona Los Cabos en su mínimo operativo, 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, ha ocasionado la transferencia de generación a la zona La Paz. Por lo anterior, se han programado obras que permitan el suministro de Los Cabos desde La Paz, 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.

4-34

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. Ver cuadro 4.9.

Equipos de compensación reactiva programados 2007-2011


Cuadro 4.9

Capacidad MVAr

CEV El Palmar MVAr Compensador Estático de VAr 230 50.0/150.0 Ind/Cap Jun-09Total 200.00

EquipoTensión

kVFecha de entrada

Subestación

4-35

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. Se estima que la demanda máxima del área en 2007 llegará a 1,362 MW. La tasa de incremento en los últimos tres años fue 7.2 % y se estima un crecimiento medio anual de 5.9% para los próximos diez años, lo que representaría en 2017 una carga de 2,422 MW. La capacidad de generación instalada en 2007 fue de 2,252 MW, donde 55% corresponde a centrales de ciclo combinado bajo el esquema de producción independiente de energía. La línea de transmisión aislada en 400 kV Santa Lucía – Macuspana II, operada inicialmente en 230 kV, entró en operación en febrero de 2007. Este desarrollo permitirá extraer los excedentes de generación del área en los periodos de invierno, particularmente a la región sureste. Sin embargo, con el retiro de algunas centrales termoeléctricas se reducirá la capacidad de generación instalada así como el margen de potencia reactiva, y por tanto su capacidad de transmisión al área Oriental. Ante condiciones de indisponibilidad de una unidad de ciclo combinado a gas, ya sea por falla en su suministro, mala calidad del mismo o por falla de la unidad, el área presentará problemas de voltaje. Lo anterior, debido a la imposibilidad de importar grandes bloques de potencia activa. 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 – Puerto Real 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. Dicho corredor reemplaza la infraestructura actual que presenta fuertes condiciones de deterioro por corrosión debido al medio ambiente. La entrada en operación del proyecto se estima para septiembre de 2009. La operación en 400 kV de la línea de transmisión Km 20 — Escárcega – Ticul II aumentará la confiabilidad para el suministro de energía, con la conversión de tensión del enlace actual de 230 kV a 400 kV que incluye 185 km—c, así como la instalación de dos bancos con 750 MVA de capacidad total y relación de transformación 400/230 kV en la SE Ticul II. Además se instalará un compensador estático de VAr en 400 kV con una capacidad de +/-350 MVAr en la SE Escárcega. Se estima la entrada en operación para marzo de 2010. El banco de transformación 230/115 kV y la red asociada Edzna Banco 1, servirá como principal fuente de suministro eléctrico en la zona Campeche. Este equipo evitará bajos voltajes ante el retiro total o parcial de las unidades de la central térmica Lerma. Se estima su fecha de entrada en operación para marzo de 2010. En el cuadro 4.10 se muestran los principales refuerzos de transmisión, transformación y compensación programados en el área Peninsular para el periodo 2007-2011.

4-36


AT: Autotransformador


Cuadro 4.10

CapacidadMVAr

Santa Lucía MVAr Reactor 230 24.00 May-07Campeche MVAr Capacitor 115 30.00 Jul-08Cancún-Riviera Maya MVAr Capacitor 115 97.50 Jul-09Mérida MVAr Capacitor 115 60.00 Jul-09Motul-Tizimín MVAr Capacitor 115 22.50 Jul-09Escárcega MVAr Compensador Estático VAr 400 350/350 Ind/Cap Mar-10Escárcega MVAr Reactor 400 233.31 Mar-10Ticul II MVAr Reactor 400 175.00 Mar-10Total 1,342.31

Tensión kV

Fecha de entrada

EquipoCompensación

Xul-Ha Banco 3 3 AT 100 230 /115 May-07Ticul II Bancos 2 y 3 7 AT 875 400 /230 Mar-10Edzna Banco 1 4 AT 300 230 /115 Mar-10Total 1,275

Capacidad MVA


Fecha de entrada


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

Santa Lucía - Macuspana II 400 2 131.5 May-07Escárcega - Xpujil 230 2 155.0 Sep-07Sabancuy II - Puerto Real 230 2 86.2 Sep-09Edzna Entronque - Escárcega - Ticul 230 2 30.0 Mar-10Km20 - Escárcega 400 2 185.0 Mar-10Total 587.7


4-37

4.5 Obras e inversiones con financiamiento externo En 1996 se aprobó el primer plan de financiamiento externo para el programa de transmisión. 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 en la modalidad de OPF, los cuales fueron autorizados e iniciaron su licitación en 1998. En agosto de 1998 se enviaron a la SHCP 14 paquetes adicionales con el esquema financiero OPF, 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 y 500 ya se encuentran en operación, exceptuando el SE 503 Oriental (Segunda Fase). En los cuadros 4.11 a 4.19 se muestran las metas de los proyectos. En mayo de 2000 se remitieron a la SHCP para su aprobación, ocho paquetes serie 600 correspondientes a la quinta etapa con el objetivo de incorporar al SEN 2,359 km-c de líneas de transmisión con 3,213 MVA de capacidad de transformación y 387 MVAr de capacidad de compensación. En el cuadro 4.11 se muestran los proyectos pendientes por entrar en operación.

Metas para la serie 600

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 programadas para entrar en operación de 2005 a 2007. 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 la red asociada a la carboeléctrica del Pacífico. El cuadro 4.12 presenta las metas correspondientes.



Cuadro 4.12

LT 610 Transmisión Noroeste-Norte (Segunda Fase) Abr-08 165 21SE 611 Subtransmisión Baja California-Noroeste (Primera Fase) Abr-07 2 230 16LT 612 Subtransmisión Norte-Noreste (Primera Fase) Dic-07 30 2 Total 166 260 39

Proyecto MVArkm-c MVAFEO ¹

SLT 701 Occidente-Centro (Segunda Fase) Ene-07 28SLT 701 Occidente-Centro (Tercera Fase) Nov-08 123 50 3SLT 702 Sureste-Peninsular (Segunda Fase) Nov-07 74 30 2SLT 702 Sureste-Peninsular (Tercera Fase) Sep-08 0 30 2SLT 702 Sureste-Peninsular (Cuarta Fase) Jul-09 8 30 2SLT 703 Noreste-Norte Abr-07 1 30 2SLT 706 Sistemas Norte (Segunda Fase) Dic-07 210SLT 706 Sistemas Norte (Tercera Fase) Oct-10 10 280718 Red de Transmisión Asociada El Pacífico (1A Fase) Nov-09 282 375 21718 Red de Transmisión Asociada El Pacífico (2A Fase) Nov-09 536SE Norte Ene-07 30 2 Total 735 855 569

MVArProyecto km-c MVAFEO ¹

4-38

En junio de 2002 se estructuraron los paquetes de obras serie 800, en los cuales resaltan por su importancia los proyectos Tamaulipas, Altiplano, Occidente, Bajío y Noine. Con la entrada en operación de estos paquetes se incorporarían 812 km-c de líneas de transmisión con 3,412 MVA de capacidad de transformación y 347 MVAr de capacidad de compensación. 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. Con la entrada en operación de los paquetes de esta serie se incorporarían 1,191 km-c de líneas de transmisión, 1,603 MVA de capacidad de transformación y 485 MVAr de compensación.



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, ubicadas en la zona Chihuahua, TG San Lorenzo en la zona Puebla, CC Baja California (Mexicali II), Tijuana y la Yesca en el estado de Nayarit. Se consideran también los proyectos de compensación para el sureste del país. Asimismo, la compensación dinámica en la SE Nopala para el área Central. Con la incorporación de estas obras de los paquetes de la serie 1000 se reforzaría con 682 km-c de kilómetros de

SLT 801 Altiplano (Segunda Fase) Sep-07 38 225SLT 802 Tamaulipas May-07 86 1,300 83SLT 803 Noine (Segunda Fase) Nov-09 18 133SLT 803 Noine (Tercera Fase) Ago-14 35SE 804 Baja-Sonora Abr-12 90 50SLT 805 El Occidente (Primera Fase) Abr-09 30 360 4SLT 805 El Occidente (Segunda Fase) Abr-10 10 133SLT 805 El Occidente (Tercera Fase) Jun-12 560 4SLT 806 Bajío (Tercera Fase) Abr-10 73 500LT Red de Transmisión Asociada a la Central Tamazunchale II Oct-13 469 200SE 813 División Bajío (Segunda Fase) Sep-07 36 90 5SE 814 División Jalisco Dic-10 16 20 1 Total 812 3,412 347


SLT 901 Pacífico Feb-08 110 500SLT 901 Pacífico (Segunda Fase) Ago-10 210 400SLT 902 Istmo Jul-07 211 533 54905 Red de Transmisión Asociada a la CH La Parota Oct-14 550 233911 Noreste Dic-07 20 50 11912 División Oriente (Primera Fase) Sep-08 4 20 144912 División Oriente (Segunda Fase) Sep-09 30914 División Centro Sur Dic-08 85 50 11915 Occidental Abr-08 1 50 3 Total 1,191 1,603 485


4-39

líneas de transmisión, 1,373 MVA de capacidad de transformación y 1,277 MVAr de compensación.



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.

SLT 1001 Red de Transmisión Baja-Nogales Jun-07 101 60SLT 1002 Compensación y Transmisión Noreste-Sureste (Primera Fase) Abr-08 1,150SLT 1002 Compensación y Transmisión Noreste-Sureste (Segunda Fase) Ene-09 88SE 1003 Subestaciones Eléctricas de Occidente (Primera Fase) Ago-08 9 500SE 1003 Subestaciones Eléctricas de Occidente (Segunda Fase) Ago-09 28 500SE 1003 Subestaciones Eléctricas de Occidente (Tercera Fase) Ago-12 24 133SE 1005 Noroeste Sep-08 52 140 8SE 1006 Central-Sur Mar-09 21 40 21010 Red de Transmisión Asociada a la CC Norte Jul-09 851011 Red Asociada a la Conversión a CC de la TG San Lorenzo Mar-081012 Red de Transmisión Asociada a la CC Baja California (Mexicali II) Sep-08 8Opf 1013 Red de Transmisión Asociada a la CH La Yesca Jul-11 266 117 Total 682 1,373 1,277

Proyecto km-c MVA MVArFEO ¹

4-40



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 y Humeros III. Asimismo se ha incorporado la red de transmisión de temporada abierta de proyectos eólicos en la región del Istmo de Tehuantepec.

LT 1101 Red de Transmisión Asociada a Baja California II Oct-12 61LT 1105 Red de Transmisión Asociada a la CE La Venta III Oct-08LT 1106 Red de Transmisión Asociada a la CC Agua Prieta II Ago-09 185SE 1110 Compensación Capacitiva del Norte (Primera Fase) May-08 316SE 1110 Compensación Capacitiva del Norte (Segunda Fase) May-11 270SLT 1111 Transmisión y Transformación del Central-Occidental (Primera Fase) Jun-10 149SLT 1111 Transmisión y Transformación del Central-Occidental (Segunda Fase) Jun-11 49 300 15SLT 1112 Transmisión y Transformación del Noroeste (Primera Fase) Jun-09 28 300SLT 1112 Transmisión y Transformación del Noroeste (Segunda Fase) Feb-10 201 28SE 1113 Compensación Dinámica Donato - Laguna Verde Nov-11 900SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Primera Fase) May-09 262 1,300SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Segunda Fase) May-11 159SE 1116 Transformación del Noreste (Primera Fase) May-08 48SE 1116 Transformación del Noreste (Segunda Fase) May-10 351 1,500SLT 1117 Transformación de Guaymas Abr-10 7 133SLT 1118A Transmisión y Transformación del Norte (Primera Fase) Jun-08 113 133SLT 1118B Transmisión y Transformación del Norte (Segunda Fase) Jun-09 109SLT 1119 Transmisión y Transformación del Sureste Mar-10 175 875 117SE 1120 Noroeste (Primera Fase) Abr-09 26 159 9SE 1120 Noroeste (Segunda Fase) Abr-09 75 140 8SE 1121 Baja California Dic-09 60 4SE 1122 Golfo Norte Nov-09 106 210 13SE 1123 Norte Ene-09 9 60 4SE 1124 Bajío Centro Oct-09 106 60 4SE 1125 Distribución (Primera Fase) Oct-08 68 59 3SE 1125 Distribución (Segunda Fase) Jul-09 328 40 2SE 1126 Centro Oriente Dic-08 146 150 198SE 1127 Sureste Dic-09 7 50 3SE 1128 Centro Sur Dic-09 49 140 8SE 1129 Compensación Redes (Primera Fase) Ago-08 43SE 1129 Compensación Redes (Segunda Fase) Ago-08 13SE 1129 Compensación Redes (Tercera Fase) Ago-08 28SE 1129 Compensación Redes (Cuarta Fase) Ago-08 19SE 1129 Compensación Redes (Quinta Fase) Ago-08 8SE 1129 Compensación Redes (Sexta Fase) Ago-08 59SE 1129 Compensación Redes (Séptima Fase) Ago-08 6 39Total 2,816 5,684 2,101


4-41



Cuadro 4.17

Finalmente 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. En el anexo D se detalla el proyecto. 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.



Cuadro 4.18

SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California(Primera Fase) Jun-09 200SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California(Segunda Fase) Jun-09 11 100 5SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California(Tercera Fase) Jun-10 28 30 2SE 1202 Suministro de Energía a la Zona Manzanillo May-09 104 500SLT 1203 Transmisión y Transformación Oriental - Sureste Jun-10 282 1,495 24SLT 1204 Conversión a 400 Kv del área Peninsular (Primera Fase) Mar-10 242 1,175 1,108SLT 1204 Conversión a 400 Kv del área Peninsular (Segunda Fase) Jun-12 4 300SE 1205 Compensación Oriental - Peninsular Jun-09 278SE 1206 Conversión a 400 Kv de la LT Mazatlán II - La Higuera Ene-09 6 875 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-09 136 50 4SE 1211 Noreste - Central (Segunda Fase) Dic-09 55 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 81213A Compensación de Redes (Primera Fase) Dic-08 5831213B Compensación de Redes (Segunda Fase) Dic-08 320LT 1220 Red de Transmisión Asociada a Temporada Abierta de Eólicos Dic-09 444 1,625 675LT 1222 Red de Transmisión Asociada a La CI Guerrero Negro III Oct-08 29 2LT 1223 Red de Transmisión Asociada a Los Humeros II Oct-09 9LT 1225 Red Red de Transmisión Asociada a La CC Norte II Oct-10 361226 LT Red de Transmisión Asociada a Manzanillo I U1 y U2 Oct-11 182 100Total 2,687 7,341 3,028


SLT 1301 Interconexión de Baja California Abr-11 568 800SLT 1302 Transmisión y Transformación Norte y Occidente (Primera Fase) May-10 117SLT 1302 Transmisión y Transformación Norte y Occidente (Segunda Fase) May-11 46 500 175SLT 1303 Transmisión y Transformación Baja - Noroeste May-09 110 50 6SLT 1304 Transmisión y Transformación del Oriental May-10 63 300 151311 Red de Transmisión Asociada a Valle de México II y III Oct-111312 Red Asociada a Repotenciación Tula U1 Oct-11 661313 Red Asociada a Baja California III Oct-10 441314 Red Asociada a la CH Río Moctezuma Oct-11 1421315 Red Asociada a la CCC Noreste (Monterrey) Oct-11SE 1320 Distribución Noroeste Dic-11 130 216 72SE 1321 Distribución Noreste Abr-11 133 210 43SE 1322 Distribución Centro Sep-11 378 240 46SE 1323 Distribución Sur Jun-11 15 160 10Total 1,812 2,476 366


4-42

4.5.1 Obras de subtransmisión con financiamiento externo Con la finalidad de atender el crecimiento normal de la demanda en el nivel de media tensión y recuperar a su vez parte del rezago en inversiones, la Subdirección de Distribución de CFE ha estructurado paquetes con los proyectos que presentaron los mejores indicadores de rentabilidad en su evaluación financiera. SE 814 División Jalisco. Incluye una SE de 20 MVA de capacidad y relación de tensión de 115/23 kV con 16 kilómetros de línea de transmisión en el nivel de 115 kV. Su entrada en operación se programa para diciembre de 2010. 911 Noreste. Incluye dos subestaciones que aportarán 50 MVA de capacidad de transformación al sistema eléctrico y se ubicarán en las zonas Camargo y Monterrey. Se concluirá en diciembre de 2007. 912 División Oriente. Aportará 174 MVAr de potencia reactiva para mejorar la calidad del servicio en las zonas Orizaba, Papaloapan y Veracruz. Adicionalmente, considera una SE de 20 MVA de capacidad por instalarse en la de Teziutlán. Se estima su entrada en operación para septiembre de 2008 la primera fase y septiembre de 2009 la segunda. 914 División Centro Sur. Consiste en dos subestaciones para un total de 50 MVA de capacidad de transformación por instalarse en las zonas Morelos y Tapachula. Asimismo 90 km de líneas de transmisión en la zona San Cristóbal. Su entrada en operación está programada para diciembre de 2008. 915 Occidental. Incluye dos subestaciones que incrementarán la capacidad en 50 MVA de transformación. Se instalarán en las zonas Aguascalientes y Querétaro. Se concluirán en abril de 2008. SE 1005 Noroeste. Considera cinco subestaciones con una capacidad total de 140 MVA de transformación en el nivel 115 kV. Se instalarán en las zonas Culiacán, Hermosillo, Los Mochis, Nogales y Obregón. Se estima su entrada en operación para septiembre de 2008. SE 1006 Central-Sur. Incluye dos subestaciones para un total de 40 MVA de transformación y relación de tensión 115/13.8 kV. Se instalarán en las zonas Acapulco, Playa del Carmen y Valle de Bravo. Su entrada en operación está programada para febrero de 2009. SE 1120 Noroeste. Se incluyen dos subestaciones con capacidad de 40 MVA cada una. Adicionalmente considera 12 proyectos de subestaciones de 115/34.5-13.8 kV que incrementarán la capacidad de transformación en las zonas Hermosillo, Navojoa, Los Mochis, Guasave y Culiacán a fin de incorporar un total de 299 MVA de capacidad de transformación. Se estima su entrada en operación para abril de 2009. SE 1121 Baja California. El paquete consiste en ampliaciones de dos subestaciones con capacidad de 30 MVA cada una. Se incluyen dos bancos de tensión 115/13.8 kV que incrementarán la capacidad de transformación de la zona Tijuana de la División Baja California. Se concluirán para diciembre de 2009. SE 1122 Golfo Norte. Los principales aportes de este paquete son la línea Saltillo-Álamo-Agua Nueva con 40 km de longitud, además de siete proyectos de subestaciones de 115/34.5-13.8 kV y dos proyectos de líneas de transmisión en 115 kV que incrementarán la capacidad de transformación y transmisión de las zonas Reynosa, Monterrey, Piedras Negras y Saltillo. Su entrada en operación se prevé para noviembre de 2009.

4-43

SE 1123 Norte. Considera dos proyectos de subestaciones de 115/13.8 kV de 30 MVA cada uno, que se instalarán en la zonas Juárez y Torreón. Se concluirán en enero de 2009. SE 1124 Bajío Centro. Este paquete incluye las recalibraciones de los anillos de la red de subtransmisión en 115 kV de la ciudades de Aguascalientes e Irapuato y dos subestaciones de 115/13.8 kV de 30 MVA cada una. Con esto se incrementará la capacidad de transmisión y transformación de las zonas Aguascalientes, Irapuato, Celaya, Ixmiquilpan y Tampico, pertenecientes a las Divisiones Bajío y Golfo Centro respectivamente. Se estima su entrada en operación en octubre de 2009. SE 1125 Distribución. Incluye cinco proyectos de subestaciones de 115/34.5-23-13.8 kV y dos proyectos de líneas de transmisión en 115 kV que incrementarán la capacidad de transformación y transmisión de las zonas Río Verde, Huejutla, Valles, Matehuala, Zacatecas, Ixmiquilpan y Querétaro. Se concluirá en octubre de 2008 la primera fase y en julio de 2009 la segunda. SE 1126 Centro Oriente. Uno de los principales proyectos de este paquete es la compensación capacitiva en media tensión de la zona Puebla, con el propósito de corregir el factor de potencia, disminuir pérdidas eléctricas y mejorar la regulación de voltaje en media tensión. Asimismo incorpora cinco proyectos de transformación 150 MVA y un proyecto de líneas de transmisión en 115 kV en la zona Puebla. Su entrada en operación está programada para diciembre de 2008 la primera fase y diciembre de 2009 la segunda. SE 1127 Sureste. Considera dos subestaciones de 115/13.8 kV con 50 MVA, de los cuales 30 MVA serán en hexafloruro de azufre (SF6). Se instalarán en las zonas Oaxaca y Villahermosa. Se estima su entrada en operación en diciembre de 2009. SE 1128 Centro Sur. Incluyen proyectos de subestaciones de 115/23-13.8 kV que aportarán 140 MVA de capacidad de transformación en las zonas Iguala, Acapulco, Atlacomulco y Valle de Bravo. Se concluirá en diciembre de 2009. SE 1129 Compensación Media Tensión Redes. Aportará 201 MVAr de compensación capacitiva al sistema de media tensión, con el propósito de corregir el factor de potencia, disminuir pérdidas y mejorar la regulación de voltaje de las Divisiones de Distribución Baja California, Noroeste, Norte, Golfo Centro, Bajío y Sureste. Su entrada en operación está programada para agosto de 2008. SE 1210 Noroeste-Norte. Incorporará 633 MVA de capacidad de transformación con relación de 115/34.5 kV y 115/13.8 kV y 355 kilómetros de líneas de transmisión. Los proyectos permitirán atender los crecimientos de la demanda en las zonas Hermosillo, Navojoa, Los Mochis y Mazatlán del área Noroeste, y las zonas Torreón, Moctezuma, Casas Grandes, Chihuahua, Parral, Camargo, Ciudad Juárez y Cuauhtémoc. Se tiene en programa para enero y abril de 2010. SE 1211 Noreste-Central. Incorporará 230 MVA de capacidad de transformación con bancos de relación de tensión de 115/13.8 kV y 225 kilómetros de líneas de transmisión. Se estima la entrada en operación de la primera fase para abril de 2008 y para junio de 2009 la segunda y la tercera. SE 1212 Sur-Peninsular. Incluye 408 MVA de capacidad de transformación en los niveles de 115/13.8 kV, 115/23 kV y 115/34.5 kV y 147 kilómetros de líneas de transmisión en las zonas de Atlacomulco, Morelos, Puebla, Tlaxcala, Playa del Carmen, Teziutlán, Jalapa, Orizaba, Tuxtla Gutiérrez, Oaxaca, Villahermosa, Huatulco y Chontalpa.

4-44

SE 1320 Distribución Noroeste. El proyecto incorporará 216 MVA de Transformación en los niveles de 115/13.8 kV y 115/34.5 kV en la zonas de Tijuana, Mazatlán, Hermosillo, Navojoa, Obregón y Cananea. Asimismo incluirá 130 kilómetros de líneas de transmisión. SE 1321 Distribución Noreste. Incluye 210 MVA de transformación en los niveles de 115/13.8 kV y 115/34.5 kV en las zonas Monclova, Monterrey, Reynosa, Camargo y Torreón. Asimismo 133 kilómetros de líneas de transmisión. SE 1322 Distribución Centro. Considera proyectos de transformación de los niveles de 115/13.8 kV, 115/23 kV y 115/34.5 kV que incorporarán 240 MVA de transformación en las zonas Irapuato, Los Altos, Costa, Minas, Chapala, Huejutla, Zihuatanejo y Morelos. SE 1323 Distribución Sur. Incorporarán 160 MVA de transformación en las zonas de Cancún, Mérida, Papaloapan, Chontalpa y Poza Rica. 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 factor 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 4.11 muestra la capacidad de transmisión entre regiones para 2011, considerando los proyectos que entrarán en operación en el periodo 2007 — 2011.

4-45

Capacidad de transmisión entre regiones (MW) 2011

Figura 4.11

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

1) Hermosillo

2) 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) Lerma

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

370

500

400

650

650

600

550

250

300

300

300

200

400

900

1950

525

80

2100

1300

1000

2650

480

650

750

1200

1800

1550 1600

3250

1340

1100

1100

560

260

30

360

450

11001200

7501350

1100

900

1200

1500

1500

3500 1300

700

400

2100

270

2560

310

600

1500 370

1290

1500

1750

1350

300

4-46

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 el 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. En el anexo D se detallan los aspectos relativos a este proyecto.

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 – circuito, 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 2007 el proyecto tiene un avance de 96% en el lado mexicano. Se estima su entrada en operación para el segundo semestre de 2008 con base en los avances de construcción del lado Guatemala. 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 permitiría incrementar la confiabilidad y la seguridad en la operación. En la figura 4.12 se muestra el trazo de las líneas.

4-47

El proyecto México — Guatemala

Figura 4.12

4.8 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. A fin de reducir las pérdidas técnicas se requerirán inversiones para la construcción de obras adicionales. Para la disminución de las no técnicas, se requieren montos de inversión menores a fin de apoyar brigadas que eviten los usos ilícitos. CFE realizó un estudio con objeto de reducir las pérdidas 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 mitigación. Los resultados del mismo se han llevado gradualmente a la práctica con acciones encaminadas a disminuirlos en función de los recursos presupuestales disponibles. Con dichas acciones, se obtendrán efectos 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. 4.8.1 Pérdidas de energía en el nivel de transmisión Entre las acciones implementadas destacan las modificaciones de los calibres de conductores (al valor inmediato superior) 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 por fase en redes de transmisión asociadas a centrales generadoras de 400 kV

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

4-48

Con la programación de las obras para los próximos 10 años en el nivel de transmisión, CFE estima conservar al menos el mismo porcentaje de pérdidas, similar al promedio de los últimos tres años. En la figura 4.13 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. 4.8.2 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 valores de porcentaje 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 tanto de las técnicas como de las no técnicas. Las principales acciones para su disminución entre otras 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 de manera parcial, de tal modo que los resultados no muestran la reducción esperada. En la figura 4.14 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 una tendencia estable en los últimos dos años debido a las acciones implementadas, en especial las de usos ilícitos.

4-49

Pérdidas de energía en transmisión 1/ (%)

SEN

CFE

LyFC

Figura 4.13

1/ % = (energía recibida – energía entregada) x 100 energía recibida Fuente: Comité de Análisis de Pérdidas (CANPER)

Energía 5.15 TWh

Energía 4.05 TWh

Energía 1.11 TWh

Energía 1.19 TWh

Energía 1.30 TWh

Energía 1.29 TWh

2.85 2.82 2.80

2.582.37

2002 2003 2004 2005 2006

2.69 2.802.96 2.86

1.75

2002 2003 2004 2005 2006

Energía 5.15 TWh

Energía 5.23 TWh

Energía 5.150 TWh

Energía 5.30 TWh

Energía 5.07 TWh

Energía 1.11 TWh

Energía 1.19 TWh

Energía 1.30 TWh

Energía 1.29 TWh

Energía 0.81 TWh

2.24

2.19

2.14

1.96

2.00

2002 2003 2004 2005 2006

Energía 4.04 TWh

Energía 4.05 TWh

Energía 4.19 TWh

Energía 4.01 TWh

Energía 4.26 TWh

4-50

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

SEN

CFE

LyFC

Figura 4.14

1/ % = (energía recibida – energía entregada) x 100 energía recibida Fuente: Comité de Análisis de Pérdidas (CANPER)

Energía 16.95 TWh

Energía 17.94 TWh

Energía 19.55 TWh

Energía 20.22 TWh

13.66

14.3314.60

15.21

15.69

2002 2003 2004 2005 2006

Energía 25.78 TWh

Energía 27.85 TWh

Energía 29.41 TWh

Energía 32.12 TWh

Energía 34.52 TWh

26.57

28.25 28.25

30.56

31.64

2002 2003 2004 2005 2006

Energía 11.04 TWh

Energía 12.09 TWh

Energía 12.77 TWh

Energía 13.85 TWh

Energía 14.30 TWh

10.60

11.01

11.22

11.6211.55

2002 2003 2004 2005 2006

Energía 15.84 TWh

Energía 16.95 TWh

Energía 17.94 TWh

Energía 19.55 TWh

Energía 20.22 TWh

5-1

5. REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2008 - 2017 En el cuadro 5.1 se presentan los montos de inversión necesarios para atender el servicio público de energía eléctrica proporcionado por CFE. Éstos se han agrupado en los conceptos de generación, transmisión, distribución, mantenimiento de centrales y otras inversiones. Las cifras indicadas provienen de aplicar costos típicos a las obras definidas en capítulos previos.

Requerimientos de inversión 2008-20171,2/

(millones de pesos de 2007)

TOTAL

2008-2017

GENERACIÓN 19,871 29,959 31,563 28,516 32,361 35,607 35,447 33,256 29,825 26,918 303,323

PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 2,862 7,587 9,481 4,077 1,618 2,095 2,458 615 30,793

1 Nuevos Ciclos Combinados 1,819 3,809 5,306 4,077 1,618 2,095 2,458 615 21,797

2 Nuevas Centrales Eólicas 1,043 3,778 4,175 8,996

OBRA PÚBLICA FINANCIADA 13,060 18,716 17,356 16,340 17,700 17,991 16,962 12,296 6,867 2,308 139,596

3 Nuevas Hidroeléctricas 2,211 3,194 4,482 4,626 5,179 3,190 3,156 2,891 1,851 841 31,621

4 Nuevas Geotermoeléctricas y Eólicas 684 2,348 851 3,883

5 Nuevos Ciclos Combinados 2,321 6,868 7,838 6,235 3,269 1,659 2,364 2,585 803 126 34,068

6 Nuevas Carboeléctricas 1,960 784 1,698 4,734 8,572 12,115 10,221 5,665 3,227 1,084 50,060

7 Nuevas Unidades de Combustión Interna 346 781 684 497 680 1,027 1,221 1,155 986 257 7,634

8 Rehabilitaciones y Modernizaciones 5,538 4,741 1,803 248 12,330

OBRA PRESUPUESTAL 3,949 3,656 3,148 3,099 2,880 258 360 204 202 103 17,859

9 Hidroeléctricas 411 644 619 521 416 258 360 204 202 103 3,738

10 Rehabilitaciones y Modernizaciones 3,538 3,012 2,529 2,578 2,464 14,121

11 OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR 1,578 5,000 10,163 15,263 15,667 20,141 22,756 24,507 115,075

TRANSMISIÓN 10,225 12,668 11,676 13,395 12,816 10,547 10,019 10,453 11,071 11,733 114,604


12 Programa de Transmisión 7,080 8,907 6,433 2,620 7,158 5,303 4,751 4,916 5,087 5,263 57,518

OBRA PRESUPUESTAL 3,145 3,761 5,243 10,775 5,658 5,244 5,268 5,537 5,984 6,470 57,086

13 Programa de Transmisión 711 1,085 2,928 7,701 2,386 1,768 1,584 1,639 1,696 1,754 23,252

14 Modernización de Transmisión (STyT) 2,067 2,272 1,871 2,586 2,735 2,885 3,034 3,183 3,501 3,851 27,985

15 Modernización de sistemas de control (CENACE) 367 404 444 488 537 591 650 715 787 865 5,849

DISTRIBUCIÓN 19,708 19,510 16,752 14,742 14,768 8,927 9,681 9,932 10,190 10,516 134,726

OBRA PÚBLICA FINANCIADA 3,609 4,631 1,456 449 1,998 2,017 2,478 2,566 2,657 2,752 24,613

16 Programa de Subtransmisión 3,609 4,631 1,456 449 1,998 2,017 2,478 2,566 2,657 2,752 24,613


17 Programa de Subtransmisión 1,943 1,980 2,782 2,240 704 710 873 904 936 969 14,041

18 Programa de Distribución 9,115 7,674 7,370 6,795 6,888 6,200 6,330 6,462 6,597 6,795 70,226

19 Modernización de Distribución 5,041 5,225 5,144 5,258 5,178 25,846

MANTENIMIENTO 7,903 7,804 8,089 8,081 7,801 7,851 8,298 8,257 8,338 8,390 80,812

20 PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 1,504 1,561 1,561 1,630 1,671 1,725 1,784 1,810 1,810 1,810 16,866

OBRA PRESUPUESTAL

21 Centrales generadoras de CFE 6,399 6,243 6,528 6,451 6,130 6,126 6,493 6,372 6,399 6,371 63,512

OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR 21 75 129 209 434

Subtotal 57,707 69,941 68,080 64,734 67,746 62,932 63,445 61,898 59,424 57,557 633,465

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

TOTAL 58,121 70,367 68,519 65,186 68,212 63,412 63,939 62,407 59,948 58,097 638,209

RESUMEN DE INVERSIONES:


PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 4,366 9,148 11,042 5,707 3,289 3,820 4,242 2,425 1,810 1,810 47,659


OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR 1,578 5,000 10,163 15,263 15,688 20,216 22,885 24,716 115,509

2009 2011 2012 20142010 201520132008 2016 2017CONCEPTO

1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes. Los montos incluyen una cantidad para contingencias de 6% para los proyectos de transmisión y subtransmisión 2/ Excluye inversiones de autoabastecimiento y de Luz y Fuerza del Centro 3/ Incluye equipo de cómputo, de comunicaciones, mobiliario y equipo de oficina, equipo de transporte y edificios

Cuadro 5.1

5-2

En el horizonte de planificación considerado, se estima que 39.7% del monto total de inversiones se cubrirá mediante recursos presupuestales; como inversión complementaria, 34.7% del total utilizaría el esquema de obra pública financiada y 7.5% la modalidad de producción independiente de energía. Aún no se ha definido el esquema de financiamiento que se utilizaría para el 18.1% restante. 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

4,744

80,812

134,726

114,604

303,323

Generación Transmisión Distribución Mantenimiento Otras

638,209 millones de pesos de 2007

139,596

57,51824,613 16,866

115,075

17,859

57,086 110,113

63,512

30,793

4344,744

Generación Transmisión Distribución Mantenimiento Otras

OPF PIE Esquema por definir Presupuestal

638,209 millones de pesos de 2007

303,323

114,604134,726

80,812

5-3

Las inversiones en generación se clasifican en cuatro rubros: producción independiente de energía, obra pública financiada, 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 y de combustión interna en Baja California Sur. 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 se definirá posteriormente por las autoridades correspondientes. En la modalidad de producción independiente 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 5.1, los montos de inversión estimados incluyen costos asociados a eventualidades durante la ejecución de las obras de transmisión. En el cuadro 5.2 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 5.1. 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 2007) 1/

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 4/ Total

Subdirección de Construcción 2/

Obra Presupuestal 711 1,085 2,928 7,701 2,386 1,768 1,584 1,639 1,696 1,754 23,252 Obra Pública Financiada 7,080 8,907 6,433 2,620 7,158 5,303 4,751 4,916 5,087 5,263 57,518

Total 7,791 9,992 9,361 10,321 9,544 7,071 6,335 6,555 6,783 7,017 80,770

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 4/ Total

Subdirección de Distribución 3/

Obra Presupuestal 1,943 1,980 2,782 2,240 704 710 873 904 936 969 14,041 Obra Pública Financiada 3,609 4,631 1,456 449 1,998 2,017 2,478 2,566 2,657 2,752 24,613

Total 5,552 6,611 4,238 2,689 2,702 2,727 3,351 3,470 3,593 3,721 38,654 1/ COPAR 2007 2/ Programa de transmisión 3/ Programa de subtransmisión 4/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2017

Cuadro 5.2

A su vez el cuadro 5.3 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 5.1.

5-4

Inversiones en líneas, subestaciones y compensación por modalidad de financiamiento

(millones de pesos de 2007) 1/

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2/ Total

LíneasObra Presupuestal 1,109 993 2,607 4,722 1,479 1,061 956 990 1,028 1,081 16,026 Obra Pública Financiada 3,459 4,327 2,417 563 4,323 3,070 2,729 2,824 2,933 3,088 29,733

Total 4,568 5,320 5,024 5,285 5,802 4,131 3,685 3,814 3,961 4,169 45,759

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2/ Total

SubestacionesObra Presupuestal 1,401 1,873 2,740 4,530 1,339 1,137 1,285 1,331 1,376 1,408 18,420 Obra Pública Financiada 6,277 7,782 4,532 2,324 4,017 3,413 3,856 3,995 4,127 4,225 44,548

Total 7,678 9,655 7,272 6,854 5,356 4,550 5,141 5,326 5,503 5,633 62,968

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2/ Total

CompensaciónObra Presupuestal 145 198 363 689 272 279 215 221 228 234 2,844 Obra Pública Financiada 952 1,430 940 182 816 838 645 664 684 702 7,853

Total 1,097 1,628 1,303 871 1,088 1,117 860 885 912 936 10,697 1/ COPAR 2007 2/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2017

Cuadro 5.3

Adicionalmente en el cuadro 5.4 se muestra el desglose de la inversión en líneas, subestaciones y equipos de compensación reactiva, independiente del esquema de financiamiento. El total de la Subdirección de Construcción corresponde a la suma de los montos indicados en el cuadro 5.1 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 2007) 1/

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2/ Total

Subdirección de ConstrucciónLíneas 2,518 3,344 3,934 4,640 5,246 3,662 3,216 3,331 3,450 3,573 36,914 Subestaciones 4,440 5,400 4,379 4,986 3,378 2,423 2,461 2,548 2,639 2,733 35,387 Compensación 833 1,248 1,048 695 920 986 658 676 694 711 8,469

Total 7,791 9,992 9,361 10,321 9,544 7,071 6,335 6,555 6,783 7,017 80,770

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2/ Total

Subdirección de DistribuciónLíneas 2,049 1,977 1,090 645 557 468 469 483 511 598 8,847 Subestaciones 3,239 4,253 2,893 1,868 1,977 2,127 2,679 2,777 2,863 2,900 27,576 Compensación 264 381 255 176 168 132 203 210 219 223 2,231

Total 5,552 6,611 4,238 2,689 2,702 2,727 3,351 3,470 3,593 3,721 38,654 1/ COPAR 2007 2/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2017

Cuadro 5.4

En el cuadro 5.5 se muestra lo destinado a infraestructura de transmisión clasificado por niveles de tensión. El monto total de la inversión en todos los niveles de tensión corresponde a la suma de los rubros 12, 13, 16 y 17 del cuadro 5.1.

5-5

Inversiones en transmisión por nivel de tensión (millones de pesos de 2007) 1/

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2/ Total

Líneas400 kV 1,185 1,724 2,447 3,176 4,204 3,135 2,534 2,625 2,718 2,814 26,562 230 kV 703 556 955 796 419 255 400 414 429 444 5,371 161-69 kV 2,680 3,040 1,622 1,313 1,179 741 751 775 814 911 13,826

Total 4,568 5,320 5,024 5,285 5,802 4,131 3,685 3,814 3,961 4,169 45,759

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2/ Total

Subestaciones400 kV 1,473 2,792 2,118 2,199 1,912 1,688 1,448 1,499 1,553 1,608 18,290 230 kV 1,190 1,708 1,480 2,002 1,001 475 743 769 797 825 10,990 161-69 kV 5,015 5,155 3,674 2,653 2,443 2,387 2,950 3,058 3,153 3,200 33,688

Total 7,678 9,655 7,272 6,854 5,356 4,550 5,141 5,326 5,503 5,633 62,968

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2/ Total

Compensación400 kV 599 1,060 922 543 798 892 556 570 584 599 7,123 230 kV 121 80 28 22 32 26 33 34 36 37 449 161-69 kV 377 488 353 306 258 199 271 281 292 300 3,125

Total 1,097 1,628 1,303 871 1,088 1,117 860 885 912 936 10,697 1/ COPAR 2007 2/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2017

Cuadro 5.5

En los cuadros 5.6 y 5.7 se detallan los programas de inversión en redes de distribución y en infraestructura de transmisión. En el 5.6 se incluye lo destinado a la modernización de distribución que se reporta en el cuadro 5.1 en el concepto 19.

Programa de inversión presupuestal en redes de distribución (millones de pesos de 2007)

Construcción y ampliación de líneas1,018 779 702 588 331 277 282 289 294 303 4,863

Construcción y ampliación de subestaciones1,323 930 721 651 537 186 190 194 198 204 5,134

Ampliación de redes de distribución2,271 1,974 2,087 1,828 1,828 1,860 1,898 1,938 1,980 2,039 19,703

Acometida y medidores1,808 1,850 1,920 1,960 1,920 70 72 73 75 77 9,825

Centros de atención a clientes907 648 536 394 394 561 574 585 597 615 5,811

Adquisición de: equipo de oficina y muebles,herramienta y equipo de laboratorio; equipo decómputo y comunicaciones ; y transporte

1,738 1,443 1,354 1,324 1,828 3,198 3,265 3,333 3,402 3,504 24,389

Adquisición de materiales para la reducción depérdidas no técnicas de distribución 50 50 50 50 50 48 49 50 51 53 501 Subtotal 9,115 7,674 7,370 6,795 6,888 6,200 6,330 6,462 6,597 6,795 70,226

Modernización de distribución

Rezago en subestaciones 878 878 876 877 872 4,381

Rezago en líneas 1,465 1,633 1,562 1,684 1,597 7,941

Rezago en redes 1,693 1,708 1,699 1,690 1,705 8,495

Rezago en equipo de transporte 315 315 315 315 314 1,574

Rezago en herramientas y equipo de laboratorio 188 187 188 188 186 937

Rezago en equipo de oficina y muebles 11 11 11 11 11 55

Reazago en equipo de cómputo y comunicaciones 132 133 133 133 134 665

Rezago en edificios 359 360 360 360 359 1,798

Subtotal 5,041 5,225 5,144 5,258 5,178 25,846 Total 14,156 12,899 12,514 12,053 12,066 6,200 6,330 6,462 6,597 6,795 96,072

Redes de distribución 2008 2009 2010 2011 2016 Total20172012 2013 2014 2015

Cuadro 5.6

5-6

En el cuadro 5.7 se detalla la información presentada en el rubro 14 del cuadro 5.1.

Programa de inversiones de la Subdirección de Transmisión y Transformación (millones de pesos de 2007)

Obra presupuestal 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Total

Modernización de subestaciones y líneas 1,362 1,505 1,082 1,791 1,934 2,077 2,220 2,363 2,599 2,858 19,791

Equipamiento operativo 144 147 147 149 151 153 156 158 174 192 1,571

Equipo y herramientas de trabajo 561 620 642 646 650 655 658 662 728 801 6,623 Total 2,067 2,272 1,871 2,586 2,735 2,885 3,034 3,183 3,501 3,851 27,985

Cuadro 5.7 Las inversiones por modalidad de financiamiento para la rehabilitación y modernización de centrales generadoras y su mantenimiento se presentan en el cuadro 5.8 por modalidad de financiamiento. La identificación de los montos en este cuadro respecto a los del 5.1 se indican entre paréntesis después de cada concepto. Bajo la modalidad OP se encuentra la rehabilitación y modernización (10) y en el esquema OPF, también se presenta la rehabilitación y modernización de centrales mediante proyectos de infraestructura productiva.

Programa de inversiones de rehabilitación y modernización de centrales generadoras (millones de pesos de 2007)

Obra presupuestal 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Total

Rehabilitaciones y modernizaciones 3,538 3,012 2,529 2,578 2,464 14,121

Total 3,538 3,012 2,529 2,578 2,464 14,121

Obra pública financiada 1/ 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Total

Rehabilitaciones y modernizaciones

CGT Cerro Prieto, U5 17 17

CT Carbón II, U2 y U4 50 50

CT Manzanillo I, U1 y U2 386 362 31 779

CH Micos - CH Electroquímica 39 10 49

CH Portezuelo I y II 69 23 92

CH Infiernillo 85 22 8 115

CT Tula, U1 y U2 682 567 1,249

CCC Huinalá, U6 489 204 693

CN Laguna Verde 2,210 2,210 1,619 6,039

CT Puerto Libertad, U2 y U3 25 25

CT Punta Prieta, U2 7 7

CH Sanalona 20 2 22

CT Poza Rica 689 501 1,190

CCC El Sauz, paquete 1 770 840 1,610

CGT Cerro Prieto, U3 y U4 145 248 393

Total 5,538 4,741 1,803 248 12,330 1/ La información de los proyectos de infraestructura productiva está definida hasta 2011

Cuadro 5.8

6-1

6. EFECTOS DE ESCENARIOS ALTERNOS DEL MERCADO ELÉCTRICO 6.1 Mercado eléctrico En el capítulo 1 se señalaron los supuestos básicos para la estimación del desarrollo del mercado eléctrico en los próximos años, en lo que se refiere a los pronósticos global, regional y sectorial del escenario de planeación. En esta sección se indican los pronósticos realizados para los escenarios bajo y alto a partir de los modelos sectoriales y regionales. 6.1.1 Pronóstico del consumo de electricidad Las tasas medias de crecimiento para cada uno de los escenarios se resumen en el cuadro 6.1. En los tres escenarios se presentaron tasas similares respecto a 2006; en el bajo tres décimas arriba, en el de planeación una arriba y en el alto una abajo.

Crecimiento medio anual de ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica

Escenario 2006-2016 2007-2017

% %

bajo 3.6 3.9planeación 4.8 4.9alto 5.4 5.3

Cuadro 6.1 En el escenario de planeación se estima que las ventas más autoabastecimiento serán de 332.8 TWh en 2017. En cambio, para el bajo alcanzarán 299.7 TWh y 349.0 TWh para el alto. 6.1.2 Pronóstico del consumo autoabastecido La estimación de este rubro se ha considerado igual para todos los escenarios. Ver cuadro 1.13 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 ventas1/ Servicio público

Escenario 2006-2016 2007-2017

% %

bajo 3.8 4.0planeación 5.1 5.1alto 5.8 5.6

1/ No incluye exportación

Cuadro 6.2

En la figura 6.1 se muestra la evolución de las ventas para los tres escenarios a 2017.

Escenarios de ventas Servicio público 1/


Figura 6.1

Para 2011 las ventas previstas en el escenario de planeación llegan a 227.3 TWh, en el bajo son de 217.0 TWh y en el alto de 232.3 TWh. 6.1.4 Escenario bajo 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

5.6% alto 5.1% planeación 4.0% bajo

320.3

304.1

271.0

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

5.6% alto 5.1% planeación 4.0% bajo

320.3

304.1

271.0

TWh

tmca:

6-3

Estimación de ventas del servicio público Escenario bajo (GWh)

tmca

Área 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 (2007-2017)%

Central 32,876 33,412 33,615 34,269 34,934 35,527 36,272 37,004 37,935 38,937 39,990incremento % 0.69 1.63 0.61 1.95 1.94 1.70 2.10 2.02 2.52 2.64 2.70 1.9

Oriental 29,512 30,595 31,813 33,317 35,056 36,836 38,640 40,499 42,445 44,495 46,646incremento % 4.79 3.67 3.98 4.73 5.22 5.08 4.90 4.81 4.81 4.83 4.83 4.7

Occidental 41,035 43,015 44,814 46,582 48,184 49,662 51,563 53,481 55,382 57,341 59,261incremento % 5.53 4.83 4.18 3.95 3.44 3.07 3.83 3.72 3.55 3.54 3.35 3.9

Noroeste 14,218 14,908 15,480 16,059 16,173 15,949 16,464 16,989 17,509 18,049 18,600incremento % 6.45 4.85 3.84 3.74 0.71 -1.39 3.23 3.19 3.06 3.08 3.05 3.1

Norte 15,317 16,365 17,086 17,738 18,452 19,199 20,041 20,850 21,643 22,468 23,273incremento % 6.17 6.84 4.41 3.82 4.03 4.05 4.39 4.04 3.80 3.81 3.58 4.4

Noreste 32,253 34,401 36,686 38,992 41,450 43,886 46,063 48,059 50,051 52,248 54,644incremento % 5.87 6.66 6.64 6.29 6.30 5.88 4.96 4.33 4.14 4.39 4.59 5.5

Baja California 10,257 10,841 11,300 11,813 12,299 12,752 13,170 13,571 13,955 14,340 14,723incremento % 6.60 5.69 4.23 4.54 4.11 3.68 3.28 3.04 2.83 2.76 2.67 3.9

Baja California Sur 1,492 1,619 1,739 1,865 1,982 2,095 2,204 2,310 2,427 2,549 2,679incremento % 9.30 8.51 7.41 7.25 6.27 5.70 5.20 4.81 5.06 5.03 5.10 6.3

Peninsular 6,680 7,075 7,475 7,921 8,363 8,790 9,207 9,623 10,062 10,515 10,977incremento % 5.35 5.91 5.65 5.97 5.58 5.11 4.74 4.52 4.56 4.50 4.39 5.1

Subtotal 1/ 183,640 192,231 200,008 208,556 216,893 224,696 233,624 242,386 251,409 260,942 270,793incremento % 4.77 4.68 4.05 4.27 4.00 3.60 3.97 3.75 3.72 3.79 3.78 4.0

Pequeños Sistemas 2/ 109 115 120 125 131 137 143 149 156 163 170incremento % 12.37 5.50 4.35 4.17 4.80 4.58 4.38 4.20 4.70 4.49 4.29 5.2

Total Nacional 183,749 192,346 200,128 208,681 217,024 224,833 233,767 242,535 251,565 261,105 270,963incremento % 4.78 4.68 4.05 4.27 4.00 3.60 3.97 3.75 3.72 3.79 3.78 4.0

Exportación 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299

Total con Exportación 185,048 193,645 201,427 209,980 218,323 226,132 235,066 243,834 252,864 262,404 272,262incremento % 4.74 4.65 4.02 4.25 3.97 3.58 3.95 3.73 3.70 3.77 3.76 4.0 1/ Excluye exportación 2/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional

Cuadro 6.3

El consumo bruto total estimado para 2011 y 2017, es de 287,878 GWh y 354,870 GWh respectivamente; es decir 13,123 GWh y 43,329 GWh menos que en el de planeación.

Consumo bruto 1/ (GWh) Escenario bajo

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

tmca (2007-2017)

%Central 51,164 52,020 52,840 54,239 55,476 56,308 57,425 58,536 59,975 61,423 62,910 2.0

Oriental 39,305 40,911 42,723 44,912 47,008 49,159 51,367 53,642 56,024 58,533 61,166 4.6

Occidental 51,833 54,220 56,391 59,027 61,354 63,608 65,960 68,362 70,618 73,040 75,314 3.9

Noroeste 16,931 17,731 18,657 19,373 20,414 21,046 21,565 22,164 22,757 23,374 24,002 3.8

Norte 19,799 21,007 21,908 22,692 23,428 24,467 25,446 26,356 27,310 28,386 29,354 4.2

Noreste 42,632 45,046 47,706 50,709 53,442 56,181 58,668 60,845 63,272 65,788 68,481 5.0

Baja California 11,793 12,441 13,020 13,577 14,131 14,672 15,201 15,664 16,090 16,572 17,015 4.0


Peninsular 8,120 8,569 9,077 9,620 10,141 10,644 11,136 11,660 12,188 12,722 13,266 5.0

Subtotal 243,342 253,851 264,361 276,328 287,717 298,538 309,356 319,940 331,101 342,850 354,664 3.9


Total 243,474 253,990 264,509 276,483 287,878 298,706 309,532 320,123 331,291 343,048 354,870incremento % 4.65 4.32 4.14 4.53 4.12 3.76 3.62 3.42 3.49 3.55 3.45 3.9 1/ Incluye ventas (excepto de exportación), autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios

Cuadro 6.4

6-4

Demanda máxima bruta1/ (MW) Escenario bajo

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

tmca (2007-2017)

%

Central 8,580 8,743 8,890 9,158 9,389 9,576 9,760 9,958 10,208 10,461 10,718 2.2

Oriental 6,167 6,420 6,702 7,048 7,375 7,714 8,063 8,416 8,791 9,186 9,595 4.5

Occidental 7,490 7,885 8,230 8,617 8,953 9,286 9,627 9,977 10,305 10,664 10,993 4.0

Noroeste 3,110 3,261 3,432 3,563 3,754 3,870 3,967 4,078 4,185 4,301 4,415 3.8

Norte 3,285 3,475 3,624 3,755 3,876 4,047 4,209 4,361 4,518 4,695 4,856 4.1

Noreste 6,694 7,078 7,497 7,968 8,396 8,828 9,220 9,561 9,940 10,337 10,760 5.0

Baja California 2,211 2,309 2,409 2,500 2,594 2,684 2,772 2,852 2,925 3,008 3,083 3.6


Peninsular 1,334 1,405 1,480 1,560 1,638 1,716 1,793 1,872 1,956 2,043 2,130 4.8



Cuadro 6.5

6.1.5 Escenario alto En los cuadros 6.6 a 6.8 se indica la estimación regional para las ventas, consumo bruto y demanda máxima. El consumo bruto estimado para 2011 y 2017 es de 307,514 GWh y 419,288 GWh respectivamente, cifras superiores en 6,513 GWh y 21,089 GWh a las del escenario de planeación.

Estimación de ventas del servicio público Escenario alto (GWh)

tmca

Área 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 (2007-2017)%

Central 33,256 34,264 34,985 36,241 37,541 38,849 40,387 41,992 43,889 45,908 48,023incremento % 1.85 3.03 2.10 3.59 3.59 3.48 3.96 3.97 4.52 4.60 4.61 3.6

Oriental 29,775 31,240 32,876 34,870 37,161 39,589 42,116 44,788 47,631 50,649 53,857incremento % 5.72 4.92 5.24 6.07 6.57 6.53 6.38 6.34 6.35 6.34 6.33 6.1

Occidental 41,503 44,467 47,140 49,780 52,301 54,835 57,955 61,255 64,660 68,239 71,881incremento % 6.74 7.14 6.01 5.60 5.06 4.85 5.69 5.69 5.56 5.54 5.34 5.7

Noroeste 14,329 15,180 15,924 16,692 16,963 16,878 17,622 18,403 19,195 20,020 20,856incremento % 7.29 5.94 4.90 4.82 1.62 -0.50 4.41 4.43 4.30 4.30 4.18 4.1

Norte 15,471 16,735 17,705 18,640 19,663 20,777 22,043 23,329 24,639 26,015 27,394incremento % 7.24 8.17 5.80 5.28 5.49 5.67 6.09 5.83 5.62 5.58 5.30 6.0

Noreste 32,596 35,244 38,123 41,116 44,345 47,700 50,880 53,990 57,179 60,670 64,460incremento % 7.00 8.12 8.17 7.85 7.85 7.57 6.67 6.11 5.91 6.11 6.25 7.1

Baja California 10,362 11,086 11,709 12,419 13,121 13,824 14,518 15,230 15,948 16,682 17,430incremento % 7.69 6.99 5.62 6.06 5.65 5.36 5.02 4.90 4.71 4.60 4.48 5.5

Baja California Sur 1,507 1,646 1,790 1,946 2,099 2,253 2,411 2,571 2,751 2,943 3,148incremento % 10.40 9.22 8.75 8.72 7.86 7.34 7.01 6.64 7.00 6.98 6.97 7.9

Peninsular 6,754 7,223 7,733 8,325 8,929 9,541 10,174 10,836 11,547 12,290 13,056incremento % 6.51 6.94 7.06 7.66 7.26 6.85 6.63 6.51 6.56 6.43 6.23 6.8

Subtotal 1/ 185,553 197,085 207,985 220,029 232,123 244,246 258,106 272,394 287,439 303,416 320,105incremento % 5.86 6.21 5.53 5.79 5.50 5.22 5.67 5.54 5.52 5.56 5.50 5.6

Pequeños Sistemas 2/ 109 115 120 125 131 137 143 149 156 163 170incremento % 12.37 5.50 4.35 4.17 4.80 4.58 4.38 4.20 4.70 4.49 4.29 5.2

Total Nacional 185,662 197,200 208,105 220,154 232,254 244,383 258,249 272,543 287,595 303,579 320,275incremento % 5.87 6.21 5.53 5.79 5.50 5.22 5.67 5.53 5.52 5.56 5.50 5.6

Exportación 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299

Total con Exportación 186,961 198,499 209,404 221,453 233,553 245,682 259,548 273,842 288,894 304,878 321,574incremento % 5.82 6.17 5.49 5.75 5.46 5.19 5.64 5.51 5.50 5.53 5.48 5.6

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

Cuadro 6.6

6-5

Consumo bruto 1/ (GWh) Escenario alto

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

(2007-2017) %

Central 51,725 53,267 54,845 57,127 59,572 61,615 63,845 66,138 68,863 71,762 74,796 3.6

Oriental 39,627 41,700 44,024 46,811 49,585 52,528 55,621 59,301 63,216 67,355 71,399 6.0

Occidental 52,375 55,898 59,079 62,988 66,639 70,381 74,305 78,302 82,331 86,468 90,678 5.7

Noroeste 17,058 18,041 19,164 20,098 21,315 22,105 23,199 24,559 26,040 27,300 28,308 5.3

Norte 19,976 21,432 22,621 23,853 24,985 26,452 27,921 29,377 30,925 32,508 34,094 5.6

Noreste 43,017 45,993 49,321 53,097 56,832 60,792 64,594 68,072 71,702 75,626 79,886 6.4

Baja California 11,909 12,712 13,474 14,299 15,146 15,944 16,769 17,629 18,464 19,296 20,196 5.6


Peninsular 8,208 8,743 9,381 10,096 10,808 11,529 12,343 13,179 14,029 15,044 15,994 6.8

Subtotal 245,677 259,722 274,005 290,652 307,353 323,993 341,447 359,593 378,830 398,858 419,082 5.5


Total 245,809 259,861 274,153 290,807 307,514 324,161 341,623 359,776 379,020 399,056 419,288incremento % 5.65 5.72 5.50 6.07 5.75 5.41 5.39 5.31 5.35 5.29 5.07 5.5

1/ Incluye ventas (excepto exportación), autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios

Cuadro 6.7

Demanda máxima bruta1/ (MW) Escenario alto

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

(2007-2017) %

Central 8,673 8,952 9,227 9,646 10,088 10,485 10,856 11,254 11,720 12,219 12,739 3.8

Oriental 6,217 6,543 6,906 7,346 7,779 8,242 8,730 9,304 9,919 10,570 11,201 6.0

Occidental 7,568 8,129 8,622 9,195 9,724 10,274 10,846 11,427 12,014 12,624 13,235 5.8

Noroeste 3,133 3,318 3,525 3,696 3,920 4,065 4,267 4,518 4,789 5,023 5,207 5.4

Norte 3,314 3,546 3,742 3,947 4,134 4,375 4,619 4,862 5,116 5,377 5,641 5.6

Noreste 6,755 7,227 7,751 8,343 8,929 9,552 10,151 10,696 11,265 11,883 12,552 6.4

Baja California 2,232 2,360 2,493 2,633 2,780 2,917 3,058 3,210 3,354 3,496 3,636 5.1


Peninsular 1,348 1,434 1,530 1,637 1,745 1,859 1,987 2,116 2,252 2,415 2,568 6.6



Cuadro 6.8

6.2 Requerimientos de capacidad y retiros Los programas para los escenarios alto y bajo se presentan a continuación. Los de retiros para estos escenarios son parecidos al de planeación indicado en el cuadro 3.3, excepto por algunas variaciones. Estas se muestran en el cuadro 6.9 y se relacionan en su mayoría con el adelanto o demora, respecto al escenario de planeación, de los nuevos proyectos de generación. Los de autoabastecimiento se presentan en el cuadro 3.2 y se mantienen invariables para los escenarios alto y bajo.

6-6

Diferencias en los programas de retiros para los tres escenarios

Nombre Unidad Tipo MW Área PlaneaciónMes Año Mes Año Mes Año

Dos Bocas 1 CC 63 ORI Mar 2014 Mar 2011Francisco Villa 4 TC 150 NTE Abr 2013 Abr 2011Francisco Villa 5 TC 150 NTE Abr 2013 Abr 2011E. Portes Gil ( Río Bravo ) 3 TC 300 NES Mar 2014 Mar 2012 Nov 2011Valle de México 1 TC 150 CEL Mar 2012 Mar 2013 Mar 2012Valle de México 2 TC 150 CEL Mar 2012 Mar 2013 Mar 2012Valle de México 3 TC 150 CEL Mar 2012 Mar 2013 Mar 2012Altamira 3 TC 250 NES Abr 2013 Nov 2013Samalayuca 1 TC 158 NTE Abr 2013 Nov 2013Samalayuca 2 TC 158 NTE Abr 2013 Nov 2013Huinalá 1 CC 62.3 NES Nov 2015 Nov 2014 Nov 2013Huinalá 2 CC 62.3 NES Nov 2015 Nov 2014 Nov 2013Huinalá 3 CC 62.3 NES Nov 2015 Nov 2014 Nov 2013Huinalá 4 CC 62.3 NES Nov 2015 Nov 2014 Nov 2013Huinalá 5 CC 128.3 NES Nov 2015 Nov 2014 Nov 2013Cd. Constitución 1 TG 33.2 BCS Nov 2014 Nov 2016Gómez Palacio 1 CC 59 NTE Nov 2015 Nov 2014Gómez Palacio 2 CC 59 NTE Nov 2015 Nov 2014Gómez Palacio 3 CC 82 NTE Nov 2015 Nov 2014Salamanca 3 TC 300 OCC Nov 2016 Jun 2016 Nov 2016Salamanca 4 TC 250 OCC Nov 2016 Jun 2016 Nov 2016

Bajo Alto

Cuadro 6.9

6.2.1 Escenario alto Para atender tal escenario de demanda se considera el PRC expuesto en el cuadro 6.10. Con respecto al PRC de planeación se hacen ajustes en fechas de operación a partir de 2011, ya que los proyectos anteriores a este año están en proceso de construcción o licitación.

Programa de requerimientos de capacidad del servicio publico 1/ Escenario alto



2,045 2,004


512 497


1,844 1,778

Capacidad

2007

2009

2010

...

Cuadro 6.10

6-7

Programa de requerimientos de capacidad del servicio publico 1/ Escenario alto

...


Abr Noreste (Monterrey) 8/ CC 736 716 NESAbr Baja California III (Ensenada) CC 280 272 BCAbr Baja California Sur IV (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr Norte II (Chihuahua) 8/ CC 652 635 NTEMay Agua Prieta II 4/ 8/ CC 641 625 NORJul Manzanillo I rep U 1 3/ 8/ CC 460 447 OCCSep Valle de México II 8/ CC 601 585 CEN

3,413 3,321

Ene La Yesca U1 HID 375 373 OCCAbr Norte III (Juárez) 5/ 8/ LIBRE 672 654 NTEAbr Santa Rosalía CI 15 13 AISAbr Baja California Sur V (Coromuel) 6/ LIBRE 43 41 BCSAbr Manzanillo I rep U2 3/ 8/ CC 460 447 OCCAbr La Yesca U2 HID 375 373 OCCAgo Valle de México III 8/ CC 601 585 CEN

2,541 2,486

Abr Valle de México IV 8/ CC 601 585 CENAbr Noreste II (Sabinas) 10/ LIBRE 700 655 NESAbr Río Moctezuma HID 114 113 OCCAbr Manzanillo II rep U1 3/ 8/ CC 460 447 OCCAbr Baja California II (Ensenada) 8/ CC 280 272 BC

2,155 2,072

Abr Baja California Sur VI (Coromuel) 6/ LIBRE 43 41 BCSAbr Villita Ampliación HID 150 149 OCCAbr Norte IV (Torreón) 8/ CC 661 643 NTEAbr Tamazunchale II 8/ CC 750 729 NESAbr Manzanillo II rep U2 3/ 8/ CC 460 447 OCCAbr Guadalajara I 8/ CC 645 627 OCCAbr Occidental (Salamanca) 8/ LIBRE 650 631 OCCAbr Topolobampo I 10/ CAR/GICC 700 655 NOR

4,059 3,922

Abr Baja California Sur TG I (Los Cabos) 6/ 8/ TG 36 35 BCSAbr Noreste III (Sabinas) 10/ LIBRE 700 655 NESAbr La Parota U1 HID 300 299 ORIAbr Guadalajara II 8/ CC 645 627 OCCAbr Central I (Tula) 8/ LIBRE 889 865 CENAbr Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos) 6/ LIBRE 86 82 BCSAbr Copainalá HID 232 231 ORIAbr Tenosique HID 420 418 ORIAbr Baja California Sur IX (Todos Santos) 6/ LIBRE 43 41 BCSAbr Carboeléctrica del Pacífico II 10/ CAR/GICC 700 655 OCCJul La Parota U2 HID 300 299 ORIOct La Parota U3 HID 300 299 ORI

4,651 4,504

Abr Veracruz I Y II 8/ LIBRE 1,400 1,342 ORIAbr Baja California Sur TG II (Los Cabos) 6/ 8/ TG 36 35 BCSAbr Baja California IV (SLRC) 5/ 8/ LIBRE 571 555 BCAbr Topolobampo II 10/ CAR/GICC 700 655 NORAbr Carboeléctrica del Pacífico III 10/ CAR/GICC 700 655 OCCAgo Central II (Tula) 8/ LIBRE 889 865 CEN

4,296 4,107

Mar Norte V (Encino) CC 661 643 NTEMar Central III (Palmillas) LIBRE 889 865 CENAbr Topolobampo III 10/ CAR 700 655 NORAbr Baja California Sur XI y XII (Todos Santos) 6/ LIBRE 86 82 BCSAbr Baja California Sur X (Pto. San Carlos) 6/ LIBRE 43 41 BCSAgo Oriental I 10/ LIBRE 700 655 ORI

3,079 2,941Total 28,595 27,634

2015

2016

2017

2011

2012

2013

2014

Capacidad


Cuadro 6.10 (continuación)

6-8

Para el Sistema Interconectado Nacional se adelantan un año los proyectos de Noreste I, II y III; Central I y II, Norte III y IV, Veracruz I y II, Tamazunchale II, Valle de México IV, Carboeléctrica del Pacifico III y Baja California IV. Estos adelantos se asocian a una mayor demanda en las áreas Central, Norte, Noreste y Baja California, respecto al de planeación. Así mismo, los proyectos Occidental (Salamanca) y las hidroeléctricas de Copainalá y Tenosique se adelantan dos años. En cuanto al sistema Baja California Sur, se adelantan un año los proyectos Baja California Sur V y IX y Baja California Sur TG II. La capacidad adicional necesaria en este escenario es de 2,993 MW por arriba de los requerimientos planteados en el programa de planeación. Algunos proyectos que no se han adelantado son las repotenciaciones de las unidades de Manzanillo I y II y los ciclos combinados de Guadalajara I y II, ya que están asociados a la entrada en operación de la terminal regasificadora de gas natural en la región. Respecto a centrales hidroeléctricas no es posible el adelanto de La Yesca por el tiempo requerido para su construcción; por la misma razón el proyecto del Río Moctezuma, y el de La Parota por problemas sociales en la región. Otros para los que no se ha considerado su adelanto son Carboeléctrica del Pacífico II y Topolobampo I y II, que requieren del desarrollo de la infraestructura portuaria y de las terminales de manejo y recepción de carbón. 6.2.2 Escenario bajo El programa de requerimientos de capacidad correspondiente se muestra en el cuadro 6.11.

Programa de requerimientos de capacidad del servicio público 1/ Escenario bajo



2,045 2,004


512 497


1,844 1,778

2011 May Agua Prieta II 4/ 8/ CC 641 625 NOR641 625

Capacidad

2007

2009

2010

...

Cuadro 6.11

6-9

Programa de requerimientos de capacidad del servicio público 1/ Escenario bajo

...


Abr Santa Rosalía CI 15 13 AISAbr Baja California Sur IV (Coromuel) CI 43 41 BCSAbr Norte II (Chihuahua) 8/ CC 652 635 NTEJul Manzanillo I rep U 1 3/ 8/ CC 460 447 OCCSep Valle de México II 8/ CC 601 585 CEN

1,771 1,721

Ene La Yesca U1 HID 375 373 OCCAbr Río Moctezuma HID 114 113 OCCAbr Baja California Sur V (Coromuel) 6/ LIBRE 43 41 BCSAbr Manzanillo I rep U2 3/ 8/ CC 460 447 OCCAbr La Yesca U2 HID 375 373 OCC

1,367 1,347

Abr Villita Ampliación HID 150 149 OCCAbr Manzanillo II rep U1 3/ 8/ CC 460 447 OCCAbr Baja California III (Ensenada) CC 280 272 BCAgo Valle de México III 8/ CC 601 585 CEN

1,491 1,453

Abr Norte III (Juárez) 5/ 8/ LIBRE 672 654 NTEAbr Baja California Sur VI (Coromuel) 6/ LIBRE 43 41 BCSAbr Noreste (Monterrey) 8/ CC 736 716 NESAbr Baja California Sur TG I (Los Cabos) 6/ 8/ TG 36 35 BCSAbr Manzanillo II rep U2 3/ 8/ CC 460 447 OCCAbr Guadalajara I 8/ CC 645 627 OCCAbr Baja California Sur VII (Todos Santos) 6/ LIBRE 43 41 BCSAbr Topolobampo I 10/ CAR/GICC 700 655 NOR

3,335 3,216

Abr Valle de México IV 8/ CC 601 585 CENAbr Noreste II (Sabinas) 10/ LIBRE 700 655 NESAbr Tamazunchale II 8/ CC 750 729 NESAbr La Parota U1 HID 300 299 ORIAbr Baja California Sur VIII (Todos Santos) 6/ LIBRE 43 41 BCSJul La Parota U2 HID 300 299 ORIOct La Parota U3 HID 300 299 ORI

2,994 2,906

Abr Baja California Sur TG II (Los Cabos) 6/ 8/ TG 36 35 BCSAbr Baja California II (Ensenada) 8/ CC 280 272 BCAbr Guadalajara II 8/ CC 645 627 OCCAbr Central I (Tula) 8/ LIBRE 889 865 CENAbr Baja California Sur X (Pto. San Carlos) 6/ LIBRE 43 41 BCSAbr Baja California Sur IX (Todos Santos) 6/ LIBRE 43 41 BCS

1,936 1,881Total 17,936 17,429

Capacidad

2016

2017

2012

2013

2014

2015


Cuadro 6.11 (continuación)

Comparando el bajo con el de planeación, se tendría un diferimiento de uno o dos años en la mayoría de los proyectos a partir de 2011. La capacidad requerida en 2017 será de 7,666 MW menor que la del escenario de referencia. Algunos de los proyectos que no se han diferido son: Agua Prieta II, que aun en el escenario bajo de demanda, su entrada en operación se presenta como urgente en el área Noroeste; Baja California Sur V y Baja California Sur TG I que permitirán atender los incrementos de demanda en este sistema y evitar el despacho de unidades turbogás obsoletas con costos de producción excesivamente altos.

6-10

En el sistema de Santa Rosalía es necesario mantener en 2012 la entrada en operación de la central Santa Rosalía, ya que abastecerá a un sistema aislado cuya demanda se ha incrementado y que cuenta con un parque de generación con altos índices de falla y costos de producción. En este escenario algunos proyectos han quedado fuera del periodo 2007-2017, respecto al de planeación: Norte IV (Torreón), Carboeléctrica del Pacífico II y III, Noreste III, Occidental (Salamanca), Topolobampo II, Veracruz I y II, Copainalá, Tenosique, Central II (Tula), Baja California IV (SLRC) y Baja California Sur XI. 6.3 Margen de reserva y margen de reserva operativo En la figura 6.2 se presentan los MR y MRO del SIN considerando la expansión planteada en el PRC de planeación frente al escenario de demanda alto. En el corto plazo, las adiciones de capacidad programadas serían suficientes para atender la demanda; por el contrario, a partir de 2010 no se cumpliría con los criterios de reserva. Para 2012-2017 es posible efectuar los ajustes correspondientes a la programación de nuevas centrales, tal y como se plantea en el PRC correspondiente a este escenario de demanda.

Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN 1/ Escenario de demanda alto y PRC de planeación

6%

MR MRO 2/

45.5

39.9

31.9

25.4

22.9

21.6

19.6

18.7

17.2

15.2

15.4

1.32.

64.25.

8

10.8

17.7

24.3

-1.8

-1.8

-0.4

0.5

-5.0

7.5

20.0

32.5

45.0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

1/ Valores mínimos de verano 2/ MRO: Considera decrementos por temperatura de verano

Figura 6.2

En la figura 6.3 se presenta la evaluación del MR y MRO del SIN con un PRC diseñado para atender la demanda en el escenario alto.

6-11

Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN 1/ Escenario de demanda alto y PRC alto

6%

MR MRO 2/

39.9

31.9

25.4

24.6

22.1

22.2

22.0

22.2

22.2

20.6

45.5

6.0

6.0

6.0

6.0

10.8

17.7

24.3

6.0

6.0

6.0

6.0

0.0

12.5

25.0

37.5

50.0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017


Figura 6.3

Frente al escenario de demanda bajo el MR y MRO del SIN serían altos durante todo el periodo, al mantener el PRC de planeación. Ver figura 6.4. Sin embargo, el programa de este escenario considera los ajustes necesarios en el mediano plazo a fin de ceñirse a los criterios de reserva.

Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN 1/ Escenario de demanda bajo y PRC de planeación

6%

MR MRO 2/

43.1

36.7

31.8

31.3

31.9

31.9 33.4

34.1

34.3 36

.2

46.9

11.8

11.3

11.3

11.2

14.8

20.4

25.4

15.9

14.2

13.9

12.9

0.0

12.5

25.0

37.5

50.0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017


Figura 6.4

6-12

En la figura 6.5 se muestra el comportamiento del MR y MRO en el SIN con un PRC adaptado al escenario bajo de demanda.

Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN 1/ Escenario de demanda bajo y PRC bajo

6%

MR MRO 2/

43.1

36.7

31.8

29.9

24.8

24.7

21.7

25.2

23.6

23.1

46.9

6.0

6.0

6.0

6.0

25.4

20.4

14.8

11.2

10.0

6.0

6.0

0.0

12.5

25.0

37.5

50.0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017


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 2006 y para cada uno de los escenarios de demanda, la participación de las diferentes tecnologías en la generación bruta de energía en 2017. La diferencia entre el bajo y el alto respecto al de planeación, se debe a los ajustes en los programas de requerimientos de capacidad. En el escenario bajo se requiere menor capacidad para instalar, por lo que la generación bruta tipo libre disminuye su participación en 5.6 puntos porcentuales, mientras que en la térmica convencional se incrementa 1.5 puntos, respecto al de planeación. Sin embargo, para el escenario de menor demanda, los PIE representan un porcentaje mayor en relación a los otros escenarios. Del monto total por instalar en el alto, destaca el incremento de 4.6 puntos porcentuales de generación bruta tipo libre y el decremento de 0.9 % de la térmica convencional, respecto al de planeación.

6-13

Generación bruta del servicio público Escenarios de planeación, alto y bajo

Figura 6.6

Turbogás0.7%




23.0%


C ombustión interna0.4%C arboeléctrica

14.2%

Eoloeléctrica0.02%


2006real

225,079 GWh

Turbogás0.7%




23.0%


C ombustión interna0.4%C arboeléctrica

14.2%

Eoloeléctrica0.02%


2006real

225,079 GWh

2017planeación

383,465 GWh

Hidroeléctrica8.6%




Turbogás0.15%



9.7%

Eoloeléctrica0.6%


Libre10.4%

2017planeación

383,465 GWh

Hidroeléctrica8.6%




Turbogás0.15%



9.7%

Eoloeléctrica0.6%


Libre10.4%

2017alto

405,017 GWh

Libre15.0%


Eoloeléctrica0.5%


8.8%


Turbogás0.155%

C ombustión interna0.345%



Hidroeléctrica8.4%

2017alto

405,017 GWh

Libre15.0%


Eoloeléctrica0.5%


8.8%


Turbogás0.155%

C ombustión interna0.345%



Hidroeléctrica8.4%

Hidroeléctrica9.2%




Turbogás0.09%



11.2%

Eoloeléctrica0.65%


Libre4.8%

2017bajo

339,274 GWh

Hidroeléctrica9.2%




Turbogás0.09%



11.2%

Eoloeléctrica0.65%


Libre4.8%

2017bajo

339,274 GWh

6-14

6.4.2 Requerimiento de combustibles fósiles Semejante a la figura 6.6, se presentan las necesidades de combustibles para 2006 y las previsiones para 2017 en función de cada uno de los escenarios de demanda: planeación, bajo y alto. Ver figura 6.7 y los cuadros 6.12 y 6.13.

Requerimientos de combustibles del servicio público Escenarios de planeación, alto y bajo

Figura 6.7

2006real

4,407 Terajoule / día

Carbón19.7%

Combustóleo31.2%

Gas48.2%

Diesel0.9%

2006real


Carbón19.7%

Combustóleo31.2%

Gas48.2%

Diesel0.9%

2017planeación


Carbón19.4%

Diesel0.1%

Combustóleo15.0%

Gas58.5%

Libre7.0%

2017planeación


Carbón19.4%

Diesel0.1%

Combustóleo15.0%

Gas58.5%

Libre7.0%

2017bajo


Libre3.4%

Gas61.6%

Combustóleo17.3%

Diesel0.1%

Carbón17.6%

2017alto


Libre8.7%

Gas57.5%Combustóleo

13.8%

Diesel0.1%

Carbón19.9%

2017bajo


Libre3.4%

Gas61.6%

Combustóleo17.3%

Diesel0.1%

Carbón17.6%

2017bajo


Libre3.4%

Gas61.6%

Combustóleo17.3%

Diesel0.1%

Carbón17.6%

2017alto


Libre8.7%


13.8%

Diesel0.1%

Carbón19.9%

2017alto


Libre8.7%


13.8%

Diesel0.1%

Carbón19.9%

6-15

Requerimientos de combustibles del servicio público Escenarios de planeación, alto y bajo

Combustible Unidades 2006 real Escenario 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Planeación 35.6 41.3 42.5 41.3 35.7 32.8 31.1 29.1 26.2 25.5 25.2

Combustóleo Mm3 33.0 Bajo 35.4 40.1 41.0 39.7 36.0 35.2 31.8 30.5 26.6 26.0 25.7

día Alto 35.7 41.9 43.3 41.8 36.5 33.8 31.8 28.8 25.9 25.4 24.5

Planeación 62.7 61.6 66.6 74.3 80.9 86.3 93.3 98.7 104.5 107.5 107.5

Gas MMm3 60.6 Bajo 62.6 60.3 63.5 69.4 71.6 76.3 83.6 90.6 95.1 95.8 100.2

día Alto 63.1 62.2 68.0 76.5 84.3 87.9 96.0 104.3 109.4 109.5 112.1

Planeación 462.1 212.6 271.3 238.4 236.0 253.6 228.5 212.7 372.1 181.3 215.6

Diesel m3 1,024.3 Bajo 464.6 205.9 252.2 218.5 292.5 224.5 209.3 228.0 390.5 173.5 168.0

día Alto 467.1 218.8 280.4 248.9 248.4 204.9 253.2 235.3 184.2 235.9 194.8

Planeación 15.1 15.8 15.4 16.6 16.6 17.0 16.9 17.8 19.0 21.1 22.5

Carbón MMt 14.7 Bajo 15.1 15.8 15.4 16.6 16.6 17.0 16.9 17.0 17.5 18.6 18.4

año Alto 15.1 15.8 15.4 16.6 16.6 17.0 16.9 17.8 19.1 22.0 24.2

Cuadro 6.12

Requerimientos de combustibles del servicio público Comparación respecto al escenario de planeación

(valores por unidad)

Combustible Escenario 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Planeación 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00

Combustóleo Bajo 0.99 0.97 0.96 0.96 1.01 1.07 1.02 1.05 1.02 1.02 1.02

Alto 1.00 1.01 1.02 1.01 1.02 1.03 1.02 0.99 0.99 1.00 0.97

Planeación 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00

Gas Bajo 1.00 0.98 0.95 0.93 0.88 0.88 0.90 0.92 0.91 0.89 0.93

Alto 1.01 1.01 1.02 1.03 1.04 1.02 1.03 1.06 1.05 1.02 1.04

Planeación 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00

Diesel Bajo 1.01 0.97 0.93 0.92 1.24 0.89 0.92 1.07 1.05 0.96 0.78

Alto 1.01 1.03 1.03 1.04 1.05 0.81 1.11 1.11 0.50 1.30 0.90

Planeación 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00

Carbón Bajo 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 0.95 0.92 0.88 0.82

Alto 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.01 1.04 1.08

Cuadro 6.13

6-16

Las figuras 6.8 y 6.9 muestran la comparación gráfica de los requerimientos de combustóleo, gas y carbón, para los tres escenarios de demanda.

Combustóleo (MBD)

Gas (MMm3)

Figura 6.8

0

5 0

1 0 0

1 5 0

2 0 0

2 5 0

3 0 0

3 5 0

4 0 0

4 5 0

2 0 0 0 2 0 0 1 2 0 0 2 2 0 0 3 2 0 0 4 2 0 0 5 2 0 0 6 2 0 0 7 2 0 0 8 2 0 0 9 2 0 1 0 2 0 1 1 2 0 1 2 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7

Histórico

325.5

281.2 262.0 Alto

258.2

378.3

207.3Planeación

Bajo

0

5 0

1 0 0

1 5 0

2 0 0

2 5 0

3 0 0

3 5 0

4 0 0

4 5 0

2 0 0 0 2 0 0 1 2 0 0 2 2 0 0 3 2 0 0 4 2 0 0 5 2 0 0 6 2 0 0 7 2 0 0 8 2 0 0 9 2 0 1 0 2 0 1 1 2 0 1 2 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7

Histórico

325.5

281.2 262.0 Alto

258.2

378.3

207.3Planeación

Bajo

0

2 0

4 0

6 0

8 0

1 0 0

1 2 0

2 0 0 0 2 0 0 1 2 0 0 2 2 0 0 3 2 0 0 4 2 0 0 5 2 0 0 6 2 0 0 7 2 0 0 8 2 0 0 9 2 0 1 0 2 0 1 1 2 0 1 2 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7

31.2

39.745.3

49.1

Alto

50.5

Histórico

60.6

Planeación

Bajo

0

2 0

4 0

6 0

8 0

1 0 0

1 2 0

2 0 0 0 2 0 0 1 2 0 0 2 2 0 0 3 2 0 0 4 2 0 0 5 2 0 0 6 2 0 0 7 2 0 0 8 2 0 0 9 2 0 1 0 2 0 1 1 2 0 1 2 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7

31.2

39.745.3

49.1

Alto

50.5

Histórico

60.6

Planeación

Bajo

6-17

Carbón (Mt)

Figura 6.9

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

11,397.8

Histórico

12,178.8

13,881.2

11,504.6

Alto

14,696.7

14,916.9

Planeación

Bajo

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

11,397.8

Histórico

12,178.8

13,881.2

11,504.6

Alto

14,696.7

14,916.9

Planeación

Bajo

A-1

ANEXO A POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

A.1 Antecedentes La capacidad de generación del Sistema Interconectado Nacional se integra por centrales generadoras de diferentes tipos, las cuales utilizan diversos combustibles como fuentes de energía primaria. La capacidad efectiva bruta al primero de enero de 2007 alcanzó 45,879 MW, de los cuales 10,566 MW corresponden 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 primero de enero de 2007

Capacidad

MW %

23.0

18.0

5.0

77.0

Tipo de generaciónNúmero de centrales

Número de unidades

93 275

10

68

47

170

35,312.5

Hidroeléctrica 78 217 10,566.3

100.0

Con regulación

Sin regulación

8,286.0

2,280.3

Total 171 492 45,878.8

Termoeléctrica1/

1/ Incluye a la eoloeléctrica, con 2.2 MW

Cuadro A.1

El grupo de generación hidroeléctrica que cuenta con capacidad de regulación está integrado por las diez Grandes Centrales Hidroeléctricas (GCH): Angostura (Belisario Domínguez), Chicoasén (Manuel Moreno Torres), Malpaso y Peñitas (Ángel Albino Corzo) en el río Grijalva; Caracol (Carlos Ramírez Ulloa), Infiernillo y Villita (José Maria Morelos) en el río Balsas; Temascal en la bifurcación de los ríos Tonto y Santo Domingo; Aguamilpa (Solidaridad) en el río Santiago, y Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) en el río Moctezuma. La capacidad total del conjunto es de 8,286 MW, y representa 78.4% de la hidroeléctrica en operación. El vaso de Angostura permite hacer desplazamientos interanuales de su almacenamiento, lo que contribuye a una operación más económica y confiable en el largo plazo. Aunque Chicoasén, Peñitas y Villita son controladas por las centrales aguas arriba, el resto de las GCH son hidroeléctricas de regulación anual. Sus características se indican en el cuadro A.2, en donde se incluye la central El Cajón, la cual 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 )10,025 2,197 5,525 3,686 15,373 801 5,196 10,313 0 1,299 2,548

Índice de regulación 5 /

%131 2 53 1 57 87 16 39 1 103 68

Grijalva Balsas Santiago

1/

3/ 4/

1/ Al integrar los almacenamientos de Cerro de Oro y Temascal 2/ Cuenca propia, con las aportaciones del periodo 1952 – 2006 (55 años) 3/ Al integrar las aportaciones de los ríos Tonto y Santo Domingo 4/ A partir de muestra sintética proporcionada por la Coordinación de Proyectos Hidroeléctricos, 1981 – 2040 (60 años) 5/ El resultado de dividir el volumen útil de la hidroeléctrica en cuestión, entre las aportaciones tipo medio de toda su cuenca

Cuadro A.2

Un segundo grupo de centrales hidroeléctricas está constituido por las plantas sin regulación, las cuales, 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 generación hidroeléctrica se ha clasificado en función del tipo de regulación.

Distribución histórica de la generación en el Sistema Interconectado Nacional, 1997 — 2006

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 en las GCH Define 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 los niveles recomendados. Al seguir la estrategia, la producción de la central se maximiza.

Total GWh 26,430 24,616 32,713 33,075 28,435 24,862 19,753 25,076 27,611 30,305% 17.2 15.1 19.0 18.2 15.6 13.0 10.3 12.8 13.4 14.3

Tipo de año seco medio húmedo medio seco seco seco seco medio medioCon regulación GWh 20,273 18,854 27,946 28,620 22,997 20,237 15,428 19,812 21,066 24,004

Sin regulación GWh 6,157 5,762 4,768 4,455 5,438 4,625 4,325 5,265 6,546 6,301

GWh 127,159 138,367 139,557 148,855 153,358 165,760 171,881 171,077 178,318 181,828% 82.8 84.9 81.0 81.8 84.4 87.0 89.7 87.2 86.6 85.7

Total GWh 153,589 162,983 172,270 181,930 181,793 190,622 191,634 196,153 205,929 212,133% 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

Termoeléctrica 1 /, 2 /, 3/

2005 20061999 2000 2001 2002Tipo de generación 20041998 2003 Unidad 1997

Hidroeléctrica 1 /

A-3

En los cuadros A.4a y A.4b se presentan los Niveles Recomendados de Operación (NRO) para cada una de las GCH, obtenidos de simular su operación con la meta de maximizar su generación y con base en la estadística de los 55 años disponibles en la muestra histórica 1952 — 2006. Para Angostura —la única hidroeléctrica de regulación multianual— se determinaron los niveles máximos que no deben ser rebasados a fin de minimizar la posibilidad de derrames, incluso si se presentaran las aportaciones correspondientes al año más húmedo de la muestra disponible.

Niveles recomendados de operación (msnm) 1/, 2/

1952 — 2006 (55 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/ 6/ 8/ 3/ 4/ 8/ 4/ 9/

Enero 20 531.00 58 392.50 182.00 142 180.00 62 87.40 64.21 33 62.37 20 1,560.00

Febrero 20 530.00 58 392.50 128 179.50 56 87.40 30 62.04 20 1,560.00

Marzo 20 529.42 58 392.50 142 178.48 62 87.40 33 60.97 20 1,560.00

Abril 20 529.03 58 392.50 138 166.63 60 87.40 32 57.50 20 1,560.00

Mayo 20 527.36 58 392.50 142 165.63 62 87.40 33 54.00 20 1,559.36

Junio 524.50 20 524.31 58 392.50 178.00 138 166.17 60 86.50 52.21 32 51.20 20 1,557.86

Julio 524.50 20 522.54 58 392.50 176.00 142 168.56 62 86.50 52.21 33 52.21 20 1,557.41

Agosto 524.50 20 521.03 58 392.50 174.00 142 169.00 62 86.50 56.21 33 52.27 20 1,555.19

Septiembre 526.00 20 520.51 58 392.50 171.50 138 169.50 60 86.00 58.71 32 56.28 20 1,553.10

Octubre 530.00 20 523.05 58 392.50 176.18 142 172.83 62 86.00 61.21 33 58.65 20 1,556.50

Noviembre 20 533.00 58 392.50 182.00 138 182.00 60 87.40 64.21 32 64.21 20 1,560.00

Diciembre 20 532.00 58 392.50 182.00 142 181.00 62 87.40 64.21 33 64.21 20 1,560.00

1,560.00

1,520.00

739

Zimapán

2 x 146

292

1,563.00

Golfo de México

GrijalvaRíoTonto y

Santo DomingoMoctezuma

Desembocadura

Mes

354420

66.50

13013,170 212 9,317

182.50

(4 x 38.5) + (2 x 100)

85.00

68.50

44.20

95.50

87.40

8 x 300

2,400

144.00

4 x 1056 x 180

395.00

1,080

188.00

392.50

Composición

Total

Name

Namino

Namo

1,00713,498 165 2,580 11 1,012

Temascal

8,792

Centrales Angostura Chicoasén Malpaso Peñitas

5 x 180

900

539.50

533.00

Al Namo

500.00 380.00

1/ GCH 2/ Al día primero de cada mes 3/ Niveles impuestos a principios de 2007 por la Comisión Nacional del Agua (CNA) para el primero de cada mes (msnm) 4/ Generación mínima impuesta por el 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 para maximizar la generación esperada 8/ Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952-2006 (55 años) 9/ Con muestra sintética 1981-2040 (60 años), de la Coordinación de Proyectos Hidroeléctricos

Cuadro A.4a

A-4

Niveles recomendados de operación (msnm) 1/, 2/

1952 — 2006 (55 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 26 521.00 86 165.00 37 51.20 391.00 50 220.00

Febrero 23 520.52 77 163.50 34 51.20 391.00 45 220.00

Marzo 26 519.65 86 162.56 37 51.20 391.00 50 220.00

Abril 25 518.41 83 160.25 36 51.20 391.00 48 219.90

Mayo 26 516.00 86 156.47 37 51.20 391.00 50 219.90

Junio 25 514.96 152.25 83 147.00 36 51.00 390.00 48 218.90

Julio 26 513.00 150.00 86 146.00 37 51.00 381.40 49 212.10

Agosto 26 512.00 154.50 86 145.00 37 51.00 374.50 50 209.50

Septiembre 25 510.00 158.00 83 145.20 36 51.00 385.30 48 215.00

Octubre 26 515.00 165.00 86 160.35 37 51.00 388.90 50 219.00

Noviembre 25 521.00 83 169.00 36 51.20 390.90 48 219.50

Diciembre 26 521.00 86 166.50 37 51.20 391.00 50 220.00

3 x 200

600

523.60

521.00

495.00

951

3 x 320

960

2 x 375

750

2,6296,054

4 x 75

300

Balsas

AguamilpaInfiernillo El CajónVillitaCaracol

Río

Desembocadura

Mes

Composición

Total

Name

Namino

Namo

Al Namo

Centrales

919469 1,983 20

(4 x 160) + (2 x 180)

232.0056.73

190.00

1,000

41.73

220.00

176.40

51.20

394.00

391.00169.00

1,335

1,016

346.00140.00

224

1/ GCH 2/ Al día primero de cada mes 3/ Niveles impuestos a principios de 2007 por la CNA para el primero de cada mes (msnm) 4/ Generación mínima impuesta por el 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 1952-2006 (55 años)

Cuadro A.4b

Se destaca que cada año aumenta el tamaño de la muestra de aportaciones, lo cual permite revisar 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, por lo que 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 conocer la variabilidad de las aportaciones mensuales a las GCH, en la figura A.1 se muestran los valores medios registrados durante los 55 años disponibles en la muestra.

Aportaciones de cuenca propia a las Grandes Centrales Hidroeléctricas 1952 — 2006 (55 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 21,386 1953 25,873 1954 31,0322 1987 21,914 1982 26,166 1966 31,5173 1994 22,206 1995 26,634 1973 31,5544 2001 23,459 1983 27,045 1958 31,6125 1997 23,477 1988 27,086 1956 32,0186 1975 23,668 1989 27,242 1984 32,1227 2004 23,946 1972 27,627 1969 32,9258 1957 24,026 1967 27,657 1970 32,9509 1977 24,094 1993 27,709 1952 33,25310 1986 24,822 1980 27,739 1999 33,45911 2003 25,076 1998 27,750 1955 33,79312 1991 25,416 2000 28,020 1981 35,95013 1978 28,22914 1968 28,31415 1971 28,82916 1965 28,91117 2006 28,97918 1996 29,03919 1974 29,04920 1979 29,08521 1961 29,09522 1990 29,13023 1962 29,13224 2005 29,41125 1963 29,41826 1976 29,66127 1992 29,69828 1964 29,89829 1985 29,91530 1959 30,28731 1960 30,624

Promedio 12 Años 23,624 31 Años 28,492 12 Años 32,682

P2/: 20%

No.

P2/: 20% P2/: 60%

1/ 1952 – 2006 (55 años históricos) 2/ Probabilidad de ocurrencia

Energía anual (GWh)Año tipo

seco medio húmedoPromedio 23,624 28,492 32,682Diferencia de energíarespecto al año tipo medio

4,190-4,868 0

NOTA: menor a 25,873 GWh / año, año tipo seco entre 25,873 y 31,032 GWh / año, año tipo medio mayor a 31,032 GWh / año, año tipo húmedo

Cuadro A.5

A-7

La figura A.2 muestra la magnitud anual de las aportaciones históricas 1952 — 2006, 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. Destaca que en 2001, 2002, 2003 y 2004 se presenta el único caso disponible donde concurrieron cuatro años secos consecutivos a nivel nacional. Es de llamar la atención que a pesar de los huracanes que azotaron el sureste en octubre de 2005 (Stan y Wilma), las aportaciones en otras cuencas fueron tan bajas que a nivel nacional se registró como año medio.

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 húmedoAños tipo medioAños tipo medioAños tipo secoAños 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

A-9

A.5 Concepto de energía almacenada Dado el almacenamiento útil en cada central hidroeléctrica en millones de metros cúbicos, éste 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 mensual en 1999 — 2006, así como su evolución en años recientes. En noviembre de 2007, la energía disponible fue 20,845 GWh; al final del año se estima un almacenamiento superior al los 20,000 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

Envolventes de energía almacenada 1999 — 2006 en las GCH, y su evolución mensual en 2007, 2006 y 20051/

1/ Niveles proporcionados por la Subdirección de Generación 2/ Considera la generación a partir del 2 de marzo de 2007

Figura A.5

A.7 Generación hidroeléctrica 2007 — 2017 El cuadro A.6 presenta la evolución esperada de la generación, de acuerdo con los estudios de coordinación hidrotérmica realizados para el escenario de planeación.

Distribución de la generación en el Sistema Interconectado Nacional Escenario de planeación 2007 — 2017

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 2009 2/ Incluye la tecnología eoloeléctrica 3/ No incluye autoabastecimiento remoto, local, ni exportación a EUA 4/ Enero-agosto: real; septiembre-diciembre: tipo año medio (porque hasta la segunda quincena de octubre, es decir, al término del periodo de lluvias, las aportaciones registradas son ligeramente superiores a las de tipo medio) 5/ Enero-octubre: real; noviembre-diciembre: pronóstico 6/ Para fines de planificación, el año siguiente (2008 en el caso actual) siempre se considera tipo seco

Cuadro A.6

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

GWh

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

22,446

7,493

22,446

7,493

17,509

2005

Inferior

15,249

19,89619,896

17,509

2006

Superior

2007 20,845 2/ GWh

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

GWh


22,446

7,493

22,446

7,493

17,509

2005

Inferior

15,249

19,89619,896

17,509

2006

Superior

2007 20,845 2/ GWh

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DicEne Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

22,446

7,493

22,446

7,493

17,509

2005

Inferior

15,249

19,89619,896

17,509

2006

Superior

2007 20,845 2/ GWh

Aportaciones Generación ( GWh )

Tipo 1/

Termoeléctrica2/ % Hidroeléctrica % Total

3/ %

2007 4/ 197,219 87.5 28,208 12.5 225,427 5/ 100.0

2008 6/ Seco 212,006 88.9 26,412 11.1 238,417 100.0

2009 Medio 220,185 88.3 29,303 11.7 249,487 100.0

2010 Medio 234,205 89.3 27,932 10.7 262,137 100.0

2011 Medio 256,173 89.8 29,147 10.2 285,320 100.0

2012 Medio 267,844 90.0 29,781 10.0 297,625 100.0

2013 Medio 282,511 90.4 29,954 9.6 312,465 100.0

2014 Medio 298,625 90.9 29,976 9.1 328,601 100.0

2015 Medio 313,134 91.0 30,989 9.0 344,122 100.0

2016 Medio 330,311 91.3 31,324 8.7 361,635 100.0

2017 Medio 346,711 91.3 33,034 8.7 379,745 100.0

Año

A-11

Se debe notar que a pesar de suponer aportaciones de tipo año seco en 2008, la generación hidroeléctrica sería del orden de 26,000 GWh y 29,000 GWh en 2009. De acuerdo con el PRC descrito en el capítulo 3, en 2007 — 2017 entrarán en servicio las centrales hidroeléctricas indicadas en el cuadro A.7.

Centrales hidroeléctricas definidas en el PRC, 2007 — 2017

Cuadro A.7

A.8 Política de operación 2007 — 2017 Se puede demostrar que la política más económica en el mediano plazo ―de 4 a 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. La figura A.6 muestra la evolución esperada de la energía almacenada en las GCH para 2007 – 2017. La estimación de la energía almacenada se compara con la que resulta de seguir los NRO en cada hidroeléctrica. Como se señaló en el inciso A.2, los NRO históricamente reportan la máxima producción anual esperada. Con base en las premisas supuestas (mercado eléctrico, entrada de nuevas unidades, retiros, autoabastecimiento, disponibilidad termoeléctrica, aportaciones y escenario de precios de combustibles, entre otras), se espera que en enero de 2008 la energía almacenada supere los 20,000 GWh. A principios de 2009, aun bajo aportaciones de tipo año seco en 2008, será superior a la restricción de almacenamiento (15,000 GWh) para garantizar el margen de reserva de energía. Ante aportaciones de tipo año medio o mayores en 2008, la generación hidroeléctrica correspondiente sería cercana a 30,000 GWh.

Central Capacidad bruta (MW) Año

El Cajón 750 2007

La Yesca 750 2012

Río Moctezuma 114 2013

Ampliación Villita 150 2014

La Parota 900 2015

Copainalá 232 2017

Tenosique 420 2017

Total 3,316

A-12

Energía almacenada en las GCH 1/, 2/

1/ Hipótesis de aportaciones: Periodo Aportaciones tipo ene – ago, 2007 reales sep – dic, 2007 año medio 2008 año seco 2009 – 2017 año medio 2/ De acuerdo a los NRO de cada una de las GCH y a los niveles límite de Angostura (por cuestiones de seguridad)

Figura A.6

Los niveles al NAMO en Angostura y Malpaso son de 533.0 msnm y 182.5 msnm respectivamente. Sus mínimos al primero de mes durante 2007 fueron de 523.7 msnm y 167.6 msnm en junio y agosto respectivamente, y los esperados al uno de enero de 2008 son cercanos al Namo. Con la política de operación considerada, el nivel en Angostura no descenderá en 2009 de la cota 520.5 msnm, aun con aportaciones de año tipo seco en 2008. En el caso particular de Malpaso, se tendrían condiciones accesibles para operar siguiendo sus NRO.

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

22,680 GWh, si todas las GCH estuvieran al NAMO

2014

15,510

2015 2016 2017

15,000 GWhal 1° de enero de cada año

20,629

GWh

18,316

11,324

Niveles recomendados de operación (NRO), excepto en Angostura, sujeta a seguir sus niveles límite (por seguridad) indicados en el cuadro A.4a

Coordinación hidrotérmica

Energía almacenada registrada

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

22,680 GWh, si todas las GCH estuvieran al NAMO22,680 GWh, si todas las GCH estuvieran al NAMO

2014

15,510

2015 2016 2017

15,000 GWhal 1° de enero de cada año

20,629

GWh

18,316

11,324







B-1

ANEXO B MARGEN DE RESERVA EN OTROS SISTEMAS ELÉCTRICOS B.1 Introducción Para evaluar la confiabilidad del suministro en un sistema eléctrico de potencia es necesario cuantificar el grado de respuesta de dicho sistema ante cualquier eventualidad que modifique la condición normal de operación del mismo. Existen diferentes metodologías que han sido aprobadas en el ámbito internacional; sin embargo, todas ellas se basan en la idea de disponer de equipamiento adicional o redundante en la capacidad de generación y transmisión, la cual comúnmente se denomina “reserva”, y se especifica como una proporción de la capacidad de generación total instalada o de la demanda. No existe un valor característico que defina un margen de reserva óptimo. Normalmente se consideran adecuados niveles de 18% a 25% de la demanda máxima; no obstante, el margen de reserva depende de: la dimensión del sistema eléctrico, el grado de desarrollo y mallado de la red y la proporción de participación del parque hidroeléctrico dentro de la mezcla de tecnologías. Algunas veces las reservas son suficientes a nivel nacional o regional; sin embargo, resultan con niveles bajos en áreas específicas dentro de una región. En sistemas donde se presentan problemas de congestionamiento en trayectorias de transmisión, o los despachos se realizan de manera sub-regional, se debe garantizar el criterio de reserva adecuada en áreas específicas. La inversión óptima en capacidad de generación depende del valor que los consumidores asignan a la interrupción del suministro de energía. El valor de la pérdida de carga es definida por cada consumidor y mide cuánto estaría dispuesto a pagar a cambio de evitar la reducción en su consumo por una interrupción de servicio. Por tanto, la inversión en capacidad adicional deberá realizarse hasta que el costo de agregar más capacidad resulte mayor al valor asignado por el consumidor a la pérdida de carga. En el pasado, en estructuras tradicionales de regulación, las decisiones de inversión se realizaban, o al menos eran aprobadas, por organismos gubernamentales. El objetivo principal del proceso de planificación consistía en lograr el nivel de inversión óptimo de acuerdo con el criterio básico expuesto. Los análisis de reducción de costos de inversión se consideraban de manera opcional dentro del proceso de planificación con técnicas de minimización. En la actualidad en los sistemas verticalmente estructurados, las restricciones financieras, económicas, ambientales y sociales, entre otras, requieren de modelos de planificación que involucren métodos de optimización (programación lineal, dinámica, etcétera). Su objetivo es encontrar la mezcla óptima de tecnologías al mínimo costo de largo plazo, considerando la evolución esperada de los precios de combustibles, los costos de inversión y de operación y mantenimiento de los equipos, la eficiencia de los mismos y las indisponibilidades fortuitas o programadas de los elementos del sistema. Además de la participación de otros agentes como: autoabastecedores, energías renovables, costos ambientales evitados, entre otros.

B-2

Aun en los sistemas desregulados o de mercado, se aplican los criterios de confiabilidad para determinar el nivel adecuado de los recursos independientemente de la naturaleza privada de la mayoría de los participantes. B.2 Margen de reserva en el ámbito internacional La definición del nivel adecuado de reserva en un sistema eléctrico es un problema básico en procesos de planificación que desarrollan las organizaciones de transmisión regionales, los operadores del sistema, las empresas de generación y las compañías distribuidoras. Cada entidad fundamenta con diversos criterios y prácticas establecidas, su metodología para medir y cumplir con los criterios de suficiencia de recursos y reserva. Aun cuando cada región en el mundo ha definido sus propios conceptos y metodologías para medir y evaluar la suficiencia de la capacidad actual y futura de los sistemas eléctricos de potencia, existe un consenso general entre las empresas y organismos internacionales para conceptualizar la confiabilidad de un sistema eléctrico de potencia como su habilidad, generalmente expresada como un índice numérico, para entregar energía eléctrica en todos los puntos de utilización, conservando estándares de calidad aceptables y en las cantidades requeridas. Básicamente la confiabilidad de un sistema eléctrico se integra por dos atributos funcionales: Suficiencia1.- Medida de la habilidad del sistema para suministrar en todo momento la demanda agregada de potencia y energía eléctricas dentro de los rangos operativos de los elementos del sistema y de los límites de voltaje, tomando en cuenta las salidas forzadas y programadas de sus componentes (centrales, líneas de transmisión, subestaciones, etcétera). Determina por lo tanto, la capacidad del sistema necesaria para atender la demanda del mismo dentro de los límites operativos, en cualquier condición operativa en estado estable. Seguridad.- Medida de la habilidad del sistema eléctrico para resistir disturbios repentinos tales como corto circuito, salidas imprevistas de elementos del sistema o variaciones súbitas en la carga. Además, considera el aspecto de integridad del sistema que consiste en la capacidad de mantener las condiciones de operación como un sistema interconectado, o evitar la separación descontrolada de alguna región en presencia de disturbios específicos severos. Es fundamental establecer la diferencia entre los criterios de reserva que se basan en indicadores de naturaleza probabilística: probabilidad de pérdida de carga (LOLP, por sus siglas en inglés), pérdida de carga esperada (LOLE), energía no suministrada esperada (EENS), entre otros. En ellos se consideran eventos estocásticos derivados de las salidas forzadas de los elementos del sistema, o la aleatoriedad de las condiciones hidrológicas, y aquellos de origen determinístico: margen de reserva, reserva de capacidad, margen de reserva operativo, entre otros, para los cuales se realizan cálculos y estimaciones sobre la disponibilidad de los componentes. En todo caso, cuando se implementa la metodología con base en el primer tipo de criterios, se debe observar consistencia en los requerimientos predefinidos de reserva suficiente.

1 Proveniente del anglicismo “Adequacy” utilizado internacionalmente para conceptualizar la suficiencia de equipamiento de un sistema eléctrico de potencia.

B-3

En las secciones subsecuentes se describen los criterios y requerimientos establecidos, en su caso, para cada sistema, región o sub-región para algunos de los sistemas eléctricos más representativos a nivel internacional. Se incluyen las relaciones para medir los niveles de reserva, así como las definiciones particulares de los conceptos involucrados en su cálculo, para cada sistema. La definición de estos criterios requiere el análisis de los siguientes aspectos:

En la demanda, el crecimiento, sus características, administración y sensibilidad al clima Puesta en servicio de nuevas unidades o reactivación de las existentes Disponibilidad del combustible y de las centrales

Debido a que estos factores son diferentes en cada región y varían de sistema a sistema, no existe una metodología estandarizada a nivel internacional para definir el concepto de reserva. B.2.1 North American Electric Reliability Corporation Asociación de empresas eléctricas de EUA, Canadá y México cuya misión consiste en mejorar la confiabilidad y seguridad del sistema eléctrico en Norteamérica para lo cual, entre otros elementos, exige a sus miembros cumplir con sus estándares de planeación2, con objeto de garantizar la confiabilidad del sistema eléctrico troncal en sus respectivas áreas. Desde su formación en 1968, el consejo administrativo ha operado exitosamente como una organización autorregulada. A mediados de los 90’s, el North American Electric Reliability Corporation (NERC) inició el desarrollo de estándares de planificación a través de un comité conformado por representantes de la industria. Durante el periodo de transición las empresas mantuvieron sus políticas de planificación. En junio de 2002, la junta del consejo de administración aprobó la implantación de un proceso de participación abierta de las partes interesadas para desarrollar estándares de confiabilidad, y el consejo fue acreditado por el ANSI3 en marzo de 2003. En esa época, el NERC había previsto revisar o desarrollar individualmente cada estándar utilizando el procedimiento del instituto americano de estándares; sin embargo, debido al apagón ocurrido en agosto de 2003, tuvo que acelerar sus esfuerzos para desarrollar la versión “cero” con base en las políticas de operación, estándares de planificación y manuales de conformidad existentes. El 14 de agosto de 2003, un disturbio eléctrico en Ohio precipitó apagones en cascada a través de sietes estados, hasta Ontario en Canadá, dejando sin suministro de energía eléctrica a más de 50 millones de personas. Este evento se considera el mayor en la historia de los Estados Unidos de América. Un día después, el presidente en turno de dicha nación y el entonces primer ministro de Canadá ordenaron la creación de un grupo de trabajo4 conjunto para determinar las causas de tal contingencia y establecer recomendaciones para evitar eventos futuros de magnitudes equiparables.

2 NERC Planning Standard, septiembre de 1997 3 American National Standard Institute 4 US-Canada Power System Outage Task Force

B-4

Como reacción a dichos eventos, se establecieron estándares de confiabilidad con carácter obligatorio y de supervisión para su cumplimiento, así como la definición de penalizaciones ante su incumplimiento. Además, se sugirieron cambios específicos a los estándares existentes. En la ley de política energética 2005 (EPAct-2005 por sus siglas en inglés) de los Estados Unidos de América, el congreso encargó a su Comisión Reguladora de Energía (FERC) aprobar y llevar a la práctica normas para asegurar la confiabilidad del Sistema Eléctrico de Potencia Estadounidense. Con la sección 1211 del EPAct-2005 se creó la sección 215 de la Ley Federal de Potencia Eléctrica (FPA) en la cual se solicita a la FERC emitir reglamentos para la certificación de una Organización de Confiabilidad Eléctrica (ERO), quien sería responsable de desarrollar y reforzar estándares de confiabilidad con carácter obligatorio, sujetos a la aprobación de la comisión reguladora, con el fin de asegurar un nivel adecuado de confiabilidad en el sistema. La ley obliga a todos los usuarios, dueños y operadores de sistemas en los EUA a sujetarse a los estándares que se establezcan. B.2.1.1 Estándares de confiabilidad del NERC Actualmente existen 102 estándares y un glosario, organizado por tópicos en 14 categorías, las cuales en conjunto cubren un rango extenso de temas de confiabilidad, desde planificación de la transmisión y la operación, hasta comunicaciones y procedimientos para emergencias. Dentro de toda esta gama, es evidente el interés en el área de los sistemas de potencia, en particular lo referente al balance de recursos de generación y demanda. A continuación se describe el propósito de las seis normas relacionadas con aspectos de reserva operativa y de control:

Desempeño del control para el balance de generación (BAL-001-0).- Mantener la frecuencia del sistema interconectado en estado estable, dentro de límites definidos, mediante el balance de la generación y la demanda de potencia activa en tiempo real

Estándar de control ante disturbios (BAL-002-0).- Asegurar que la autoridad

responsable del balance sea capaz de utilizar la reserva contingente para balancear los recursos de generación y la demanda, con el fin de regresar la frecuencia del sistema interconectado a un valor dentro de límites definidos, después de un disturbio.

Debido a que las fallas de generación son mucho más comunes que las pérdidas significativas de carga, y además, la aplicación de dicha reserva no está dirigida a la pérdida de carga, la aplicación de este control se limita a la pérdida de generación

Respuesta de frecuencia (BAL-003-0).- Proporcionar un método consistente para el

cálculo de la componente de polarización de frecuencia —frequency Bias— del Error de Control de Área (Area Control Error)

Corrección del error de tiempo (BAL-004-0).- Asegurar que tales correcciones se

lleven a cabo de tal manera que no afecten desfavorablemente la confiabilidad del sistema interconectado

Control automático de generación (BAL-005-0).- Establece requerimientos para

calcular el error de control de área y para distribuir la reserva de regulación. Asegura

B-5

además, que todas las instalaciones y la carga sincronizadas eléctricamente al sistema interconectado se encuentren dentro de límites específicos, de tal modo que se logre el balance generación-demanda

Intercambio inadvertido (BAL-006-0).- Define el proceso para monitorear y

asegurar que, en el largo plazo, las áreas no dependan en manera excesiva de otras para cumplir con sus compromisos de demanda o con sus obligaciones de intercambio

En junio de 2007, la FERC aprobó ocho estándares regionales en el sistema del oeste (WECC), los cuales permitirán mantener los criterios de confiabilidad aplicados actualmente por ese consejo. Dentro de ellos se establece la norma BAL-STD-002-0 relacionada con requerimientos de reserva. La base de los estándares consiste en garantizar la operación confiable del sistema eléctrico interconectado y el nivel adecuado de capacidad de generación, para mantener la frecuencia del sistema y eliminar la pérdida de carga firme ante contingencias de generación o transmisión. La reserva de capacidad es necesaria para:

Atender variaciones de carga Reemplazar capacidad de generación y pérdida de energía debidas a salidas forzadas de

elementos de generación o transmisión Cumplir con las obligaciones de suministro de demanda Reemplazar pérdidas de energía debidas a cortes de carga o importaciones

interrumpibles Para el cumplimiento de los estándares se requiere: Reserva operativa mínima.- Corresponde a la suma de las reservas por: regulación, contingencias, importaciones interrumpibles y obligaciones en demanda. La primera corresponde a la reserva rodante, de respuesta inmediata para ser utilizada en el control automático de generación, con el fin de mantener un margen de regulación suficiente que permita cumplir con el criterio de comportamiento de control (BAL-001-0) del NERC. La segunda se refiere a reserva, rodante y no-rodante —al menos la mitad debe ser del primer tipo—, la cual tiene que ser suficiente para cumplir con el estándar de control de disturbio (BAL-002-0) del NERC. El monto debe ser igual o mayor a:

1. La pérdida de capacidad de generación debida a salidas forzadas de equipos de generación o transmisión ocasionada por la contingencia sencilla más severa; o

2. La suma de 5% de la responsabilidad de carga del parque hidroeléctrico, y 7% del termoeléctrico

La capacidad de generación sin carga debe ser capaz de responder al requerimiento de reserva rodante dentro de un rango de 10 minutos. Las reservas adicionales para importaciones interrumpibles y de obligaciones en demanda, corresponden a montos de capacidad iguales a los compromisos de importación y demanda correspondientes. Tipos aceptables de reserva no-rodante.- Esta clase de obligaciones se pueden cubrir por carga y exportación interrumpibles, derechos en demanda de otras entidades, reserva rodante en exceso y generación fuera de servicio que califique como reserva no-rodante.

B-6

Conocimiento de la reserva operativa.- Se debe calcular de tal modo que la capacidad disponible, con respuesta para tomar carga en 10 minutos, deba conocerse en cualquier momento. Restablecimiento de la reserva operativa.- Posterior a la ocurrencia de algún disturbio que requiera el uso de dicha reserva, el nivel deberá restablecerse en un tiempo no mayor a 60 minutos. B.2.1.2 Evaluación de la reserva en las organizaciones del NERC Para alcanzar niveles adecuados de confiabilidad en un sistema eléctrico de potencia se requiere, entre otros elementos, que los recursos de capacidad de generación de electricidad excedan la demanda de los consumidores en alguna proporción. Tal magnitud —expresada como un porcentaje de la demanda punta se denomina margen de reserva, o de capacidad cuando se expresa como porcentaje de la capacidad instalada—, debe ser suficiente para cubrir mantenimientos programados, salidas forzadas o imprevistas de equipos de generación, decrementos en la capacidad de los recursos, efectos en el sistema debidos a variaciones ambientales anticipadas, variaciones en la demanda e incertidumbre en su pronóstico, retrasos en la construcción de las centrales y otros requerimientos operativos del sistema. En la figura B.1 se muestra el comportamiento histórico del margen de reserva para diferentes organismos integrantes del NERC.

Evolución de margen de reserva en organizaciones del NERC

Fuentes: ERCOT; Electric Reliability Council of Texas FRCC; Florida Reliability Coordinating Council MRO; Midwest Reliability Organization NPCC; Northeast Power Coordinating Council RFC; Reliability First Corporation SERC; Southeastern Electric Reliability Council SPP; Southwest Power Pool WECC; Western Electric Coordinating Council

Figura B.1

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

ERCOT FRCC MRO NPCC RFC SERC SPP WECC

B-7

Los indicadores se determinaron a partir de la relación:

Capacidad neta operable – Demanda neta interna Demanda neta interna

La capacidad neta operable corresponde a la capacidad neta total instalada menos la

capacidad neta inoperable

La demanda neta interna se determina a partir de la suma de potencia, medida en las terminales de los generadores instalados en el área, y los flujos de potencia que ingresan al sistema, menos los flujos que egresan de él

No se incluyen los requerimientos propios de las centrales de generación; sin embargo, se resta el monto de capacidad de los contratos realizados por los consumidores con el concepto de fuente secundaria o para respaldo por salida forzada de la fuente primaria (denominado Standby Demand), así como la demanda interrumpible

Toma en cuenta ajustes por conceptos relacionados con programas indirectos de

administración de carga, como los de ahorro de energía, mejoramiento de eficiencias en uso de energía eléctrica, incentivos y devoluciones fiscales

La información de 2000 a 2005 se obtuvo de las estadísticas oficiales del gobierno de EUA reportados en la página de EIA (Energy Information Administration), con excepción de MRO, NPC y WECC, los cuales no incluyen la información de las empresas de Canadá y México que participan en ellas. La información sobre estas tres regiones se obtuvo de los documentos anuales Reliability of the Bulk Power System in North America, Summer Assessment emitidos por NERC. Los datos de 2006 y 2007 se obtuvieron de estos documentos y el valor del año actual corresponde al análisis de pronóstico. En la gráfica se observa la disminución dramática del MR de ERCOT, con valores superiores a 28% al inicio del periodo a niveles de 13% hacia el final. A partir de 2004 el SERC y el NPCC, han tendido a mantener sus requerimientos de reserva al igual que el MRO y el RFC, aunque en estos casos se trata de regiones de reciente conformación. La primera, en enero de 2005 reemplazó al Mid-Continent Area Power Pool (MAPP) como consejo regional del NERC; la segunda, se consolidó por la integración de las regiones5 ECAR, MAAC y MAIN, en enero de 2006. El método y las definiciones empleadas en el cálculo, se asemejan más al criterio de reserva operativa utilizado por CFE, ya que toma en cuenta aspectos de indisponibilidad de unidades generadoras y de control directo de administración de carga. Esto permite al operador del sistema identificar los recursos reales disponibles para lograr un balance adecuado entre la oferta y la demanda en el periodo de interés, y por lo tanto, una operación confiable del sistema.

5 ECAR; East Central Area Reliability Coordination Agreement, MAAC; Mid-Atlantic Area Council y MAIN; Mid—America Interconnected Network Inc.

X 100 MR =

B-8

B.2.2 Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity Este organismo coordina los intereses de los operadores del sistema de transmisión en 23 países europeos. El objetivo común es mantener la seguridad operativa del sistema interconectado. A través de la red eléctrica de Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (UCTE), se suministra energía a 450 millones de personas, con una demanda anual superior a los 2,500 TWh, lo que representa 16% del consumo mundial. Resulta imperativa una cooperación estrecha de las compañías participantes, para obtener mayores beneficios de la operación interconectada. Por ello, el UCTE ha creado una serie de reglamentos y recomendaciones fundamentales para una operación transparente del sistema. Desde la liberalización de los mercados de electricidad europeos, el organismo ha buscado intensivamente el desarrollo de esquemas para promover la competitividad en el sector eléctrico en el ambiente de los mercados de electricidad, sin admitir restricciones en la seguridad del suministro. De modo similar al NERC, el UCTE fundamenta sus análisis de evaluación de reserva de generación en los conceptos de confiabilidad, de acuerdo con las definiciones del CIGRE6, el cual también se basa en las características de redundancia y seguridad. Sin embargo, se establece un concepto adicional denominado margen redundante de referencia y se determina como la suma de 5% a 10% de la capacidad de generación más el margen asociado a la carga máxima diaria. Este último, se obtiene como la diferencia entre la demanda en el tiempo de referencia (11:00 am del tercer miércoles de cada mes) y la demanda punta del periodo. Normalmente se admite, de modo preliminar, que la capacidad remanente, sin intercambio de energía con otras regiones, después de cubrir el margen a la carga punta, debe ser al menos de 5% (o 10% para algunos países) de la capacidad de generación total. El valor depende fundamentalmente del nivel de penetración de las granjas eoloeléctricas —o cualquier otro tipo de energía renovable de origen intermitente— y en menor medida, de la participación del parque hidroeléctrico. El análisis de balances de potencia tiene como objetivo determinar el margen global del sistema UCTE. El esquema de la figura B.2 muestra gráficamente la comparación generación- carga y la determinación de la reserva remanente.

6 Conseil Internacional des Grands Réseaux Electriques — Consejo Internacional de Sistemas Eléctricos de Gran Escala —

B-9

Determinación del margen remanente en el sistema UCTE

Figura B.2

La capacidad de generación de una planta eléctrica es la potencia activa neta máxima

que puede producirse continuamente a lo largo de un periodo en condiciones normales.

La capacidad total se conforma con la suma de los valores de cada una de las centrales del sistema: nucleoeléctricas, generadores a base de combustibles fósiles, hidroeléctricas, generación a base de renovables (eoloeléctricas, fotovoltaicas, geotermoeléctricas, biomasa, de desechos) y fuentes no identificables claramente

La capacidad disponible confiable resulta de la diferencia entre la capacidad total y la

indisponible. Esta última se refiere, en términos generales, a la reducción de capacidad y es la suma de: mantenimiento, revisión y reparación de equipos; salidas no programadas de unidades; reserva para servicios del sistema — parte de la capacidad requerida en tiempo real para compensar desbalances o control de voltaje, de frecuencia, etc., correspondiente a la cantidad necesaria para mantener la seguridad del sistema — y finalmente de la capacidad no utilizable

Dentro de esta se encuentra aquella que se ha retirado temporalmente por decisión del operador de la planta, o por falta temporal del recurso primario, de viento en granjas eoloeléctricas o del recurso hidráulico

La capacidad remanente a la demanda máxima del mes se determina por la capacidad

disponible menos la demanda máxima del mes (carga al tiempo de referencia más la reserva adicional a la carga máxima del mes), expresada como un porcentaje de la capacidad total

Reserva adicional a la carga punta mensualCarga al tiempo de referenciaReserva para servicios del sistemaSalidasReparaciones, mantenimientoCapacidad no utilizableCapacidad disponible confiable

Cap

acid

ad t

otal

Cap

acid

ad dis

ponib

le c

onfiab

le

Capacidad remanente

Capacidad remanente a la demanda máxima del mes

B-10

En la figura B.3 se muestran, para los países más representativos del UCTE así como los del sistema completo, los valores históricos de reserva remanente determinados con el procedimiento previamente descrito, en los cuales se utilizó la demanda máxima del mes que representa la condición más severa. Además, los correspondientes al margen de reserva calculados en forma equivalente al NERC.

MR y margen remanente del UCTE

RR.- Reserva restante MR.- Margen de reserva

Figura B.3

Los valores de reserva remanente de la gráfica son inferiores a los reportados para cada país en los documentos anuales System Adequacy Retrospect emitidos por el UCTE, ya que en ellos se fundamentan los resultados determinados únicamente con la demanda de referencia. Para el caso de toda la unión, se considera el ajuste de reserva a la carga punta mensual. En general a partir de 2004 estos países, con excepción de Francia y Bélgica, han ajustado sus estructuras y condiciones de operación para dar cumplimiento con el criterio de 5% de capacidad remanente sobre la capacidad total, lo cual permite a los operadores del sistema disponer de una reserva suficiente para garantizar la confiabilidad del suministro a sus clientes, como por ejemplo, ante fallas prolongadas de centrales. En Austria se presentan valores muy superiores al estándar establecido, lo cual le permite exportar energía la mayor parte del tiempo. Caso contrario sucede en Bélgica, donde los remanentes de capacidad muestran valores negativos que le obligan a la importación de capacidad para garantizar un suministro confiable a sus usuarios. A nivel del UCTE, con excepción de 2000, los valores de reserva han resultado satisfactorios.

-10

0

10

20

30

40

50

60UCTE Bélgica Alemania España Francia Italia Holanda Austria

MR2000 MR2002 MR2004 MR2006 MR2007RR2000 RR2002 RR2004 RR2006 RR2007

RR

(%)

B-11

Con respecto al NERC, los valores reportados por UCTE son inferiores a los presentados en la figura B.1, principalmente por no incluir los contratos de importación y exportación de cada país. Nuevamente, el procedimiento para determinar el margen de reserva en UCTE se acerca a la metodología de determinación del margen de reserva operativo empleado en el Sistema Eléctrico Nacional. Además, si bien los conceptos involucrados para definir la demanda neta y la capacidad disponible, en ambos organismos, son similares, la manera como se definen los montos de capacidad y demanda (inoperable, control directo de administración, interrumpible, etc.) presenta diferencias considerables.

C-1

ANEXO C RED DE TEMPORADA ABIERTA PARA PROYECTOS EÓLICOS EN LA REGIÓN DEL ISTMO DE TEHUANTEPEC

C.1 Antecedentes El Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 propone impulsar el uso eficiente de la energía, así como la utilización de tecnologías que permitan disminuir el impacto ambiental generado por los combustibles fósiles tradicionales. De esta manera, se pretenden conciliar las necesidades de consumo de energía de la sociedad con el cuidado de los recursos naturales. Como México cuenta con un importante potencial en energías renovables, se busca su aprovechamiento integral. Por otra parte, de acuerdo con la información proporcionada en 2006 por la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE), las empresas integrantes de esta organización tienen programado instalar 3,220 MW de capacidad de generación con energía eólica en los próximos 10 años en diferentes puntos del país. CFE cuenta con una capacidad limitada para recibir y proporcionar el servicio de transmisión para proyectos de autoabastecimiento en la región del Istmo de Tehuantepec. A fin de hacer factible la conexión de centrales eléctricas que se llegaran a instalar en esta zona, se requiere la construcción de nueva infraestructura desde el área de generación hasta la red troncal del SIN. En agosto de 2006 la SENER solicitó a la Comisión CRE efectuar las acciones necesarias para conducir un procedimiento de TA. El proceso de TA se estructuró con el propósito de identificar las necesidades de infraestructura de transmisión y establecer compromisos en firme que las empresas privadas interesadas y CFE deban de asumir para la incorporación a la red del servicio público de energía eléctrica, tomando como base la capacidad prevista para instalar centrales eólicas en la región del Istmo de Tehuantepec en Oaxaca. En la figura C.1 se muestra la zona de interés donde se ubicarían los proyectos eólicos.

Región del Istmo de Tehuantepec, en Oaxaca, donde se instalarían los proyectos eólicos

Figura C.1

Zona de eólicosZona de eólicos

C-2

Después de analizar diversas opciones de financiamiento para el plan de TA, la CRE propuso que la opción más viable sería la construcción de la nueva infraestructura de transmisión como un proyecto de OPF, bajo el esquema de PIP. Asimismo, estableció que las empresas interesadas deberán firmar un convenio con CFE, donde se comprometan al pago en firme de los cargos que apruebe la CRE, previa reserva de capacidad a través del proceso de TA. La SENER, la CRE, la SHCP y CFE acordaron que la nueva infraestructura de transmisión se realizara bajo el esquema de OPF y ratificaron que las empresas interesadas deberían garantizar con cartas de crédito standby irrevocables la viabilidad del proyecto, así como todas las cantidades presentes y futuras por pagar para la construcción de las obras de TA. C.2 Requisitos de participación en TA La CRE convocó a las empresas interesadas en el desarrollo de proyectos de generación de energía eólica en la región del Istmo de Tehuantepec y estableció los requisitos de participación de reserva de capacidad de transmisión en TA por construirse en Oaxaca. Se determinó que cualquier empresa podría participar en el proceso de TA, fuera o no permisionaria de la CRE, y al término de ésta podría suscribir con CFE el convenio de reserva de capacidad. También se acordó que únicamente podrían celebrar el contrato de interconexión con CFE aquellas empresas con título de permiso de generación otorgado por la CRE. Como requisito inicial de participación, la CRE estableció la entrega de una carta de intención en donde los participantes manifestarían su interés y la capacidad de generación por instalar. Los titulares de un permiso de generación que tuvieran contrato de interconexión, podrían utilizar las líneas existentes de CFE hasta por la capacidad establecida en dicho instrumento contractual y deberían entrar en operación en la fecha establecida en el permiso de autoabastecimiento, en la consideración de que deberían firmar un convenio donde se comprometieran a pagar, entraran o no en operación, el monto establecido por la CRE como costo de infraestructura de transmisión necesaria. A los proyectos eólicos con esta condición se les denominaron Proyectos Inmediatos (PI) y se conectarían a la SE Juchitán Dos en 115 kV. Las demás empresas interesadas deberían suscribir una carta compromiso a efecto de obligarse a celebrar con CFE, a más tardar en la fecha de publicación del PEF para el periodo fiscal 2007, un convenio mediante el cual abonarán un monto de hasta USD 108 miles de dólares, multiplicado por la capacidad de generación por instalar. Este concepto cubriría el pago proporcional de los costos de construcción de la infraestructura necesaria para conectar la capacidad total de los proyectos eólicos de autoabastecimiento a la red del servicio público de energía eléctrica. A fin de garantizar la seriedad del interés de los participantes en la TA, las empresas deberían presentar cartas de crédito de acuerdo con lo siguiente: a) 5% del costo estimado de la infraestructura de TA por entregarse de manera conjunta con la carta compromiso, b) 25% del costo total una vez que se publicara la autorización de las obras de TA en el PEF para el periodo fiscal 2007 y c) 100% un mes antes del inicio del proceso de licitación de las obras objeto de la TA.

C-3

En caso de no cumplir el participante con lo establecido en el anterior inciso b), CFE redimensionaría el proyecto de TA de acuerdo con el total de la capacidad de las empresas interesadas que cubran el requisito. Asimismo, si un interesado no garantizara oportunamente el 100% de la obra correspondiente, la CRE reasignará la capacidad entre aquellas que hayan cumplido con todas las garantías. Por su parte CFE se obligaría a construir la infraestructura necesaria para conectar la capacidad total de los proyectos eólicos de autoabastecimiento con la red del servicio público de energía eléctrica de acuerdo a los lineamientos establecidos por la SHCP para los proyectos PIP que cumplan con los requisitos establecidos por la CRE para la TA. En caso de declararse desierta la licitación convocada por CFE para construir las obras de TA, no está obligada a promover una nueva. C.3 Capacidad reservada en TA De acuerdo con la capacidad total registrada por la CRE en las cartas compromiso, originalmente se reservaron 1,911 MW de capacidad de generación de proyectos eólicos de autoabastecimiento. CFE tenía programada la entrada en operación de las centrales eólicas Oaxaca II, III y IV a partir de 2010. Sin embargo debido a los avances en los proyectos de algunas empresas registradas en TA, la SENER promovió utilizar la red existente en dos proyectos de autoabastecimiento. La condición establecida fue que se construyeran las obras de refuerzo necesarias y se incorporara la generación eólica a la red del servicio público de energía eléctrica durante 2008 (Proyectos de Nueva TA). Estas centrales se conectarían a la SE Juchitán Dos en 230 kV. Debido al reacomodo de varios de los proyectos eólicos en la red de CFE existente de 230 kV y 115 kV (Proyectos de Nueva TA y PI) así como al retiro de uno de ellos, la capacidad reservada en el proceso de TA disminuyó. Finalmente, la capacidad de los proyectos de generación correspondiente a las empresas que celebraron con CFE convenio para garantizar la construcción del proyecto de TA ascendió a 1,491 MW. El cuadro C.1 indica las empresas que garantizaron —mediante la celebración del convenio con CFE— la construcción de la nueva infraestructura de TA y capacidad correspondiente.

C-4

Empresas que reservaron capacidad en TA

Razón social

Voltaje de conexión

propuesto (kV)

Capacidad (MW)

Desarrollos Eólicos Mexicanos, S.A. de C.V. 230 227Eoliatec del Istmo, S.A.P.I. de C.V. 115 142Eoliatec del Pacífico, S.A.P.I. de C.V. 230 160Fuerza Eólica del Istmo, S.A. de C.V. 115 50Gamesa Energía, S.A. 115 288Preneal México, S.A. de C.V. (Vientos del Istmo) 230 396Unión Fenosa Generación México, S.A. de C.V. 115 228

1,491Total

Cuadro C.1

Adicionalmente, en el programa de generación de CFE se incluyen 406 MW de capacidad de generación eólica en la región del Istmo de Tehuantepec, correspondiente a los proyectos Oaxaca I, II, III y IV destinados al servicio público de energía eléctrica. Estos utilizarían la red de TA, por lo que CFE participaría en el financiamiento del proyecto de TA con la parte proporcional a la capacidad total de este desarrollo. De acuerdo con lo anterior, la infraestructura de TA permitiría incorporar al SIN 1,897 MW de capacidad de generación, de los cuales 1,491 MW provendrían de proyectos de autoabastecimiento y 406 MW de las centrales eólicas de CFE: Oaxaca I, II, III y IV. Sobre esta base se realizaron los estudios para determinar el dimensionamiento de la red de transmisión. En la búsqueda de alternativas tendientes a minimizar las inversiones en la red asociada a la capacidad de generación eólica programada por instalarse, así como hacer más atractiva la incorporación de este tipo de centrales a la red del servicio público de energía eléctrica, se consideró conveniente aplicar una estrategia de coordinación entre la generación eólica y la correspondiente a las hidroeléctricas del Grijalva. Esto significa que cuando haya producción eólica alta, se reducirá la generación con las del Grijalva. Así se aprovecharía la infraestructura existente de 400 kV entre las subestaciones Juile y Cerro de Oro y se requeriría únicamente el tendido del segundo circuito entre las subestaciones mencionadas. Con ello se evita la construcción de líneas de transmisión de la SE Cerro de Oro hacia el centro del país. Si bien el refuerzo a la red troncal del SIN en el sureste permitirá incorporar la capacidad de los proyectos eólicos de autoabastecimiento y las centrales eólicas programadas por CFE, no hay un margen de disponibilidad adicional. Por ello, posteriormente a la entrada en operación de los proyectos registrados en TA no sería posible incorporar mayor capacidad de generación en esa región. En el cuadro C.2 se indican los proyectos eólicos previstos por instalarse en la región del Istmo de Tehuantepec incluyendo las centrales de este tipo actualmente en operación. La capacidad total para 2011 es de 2,577 MW.

C-5

Proyectos eólicos en la región del Istmo de Tehuantepec

Razón socialModalidad constructiva

Clasificación

Voltaje de conexión

propuesto (kV)

Fecha de entrada en

operación

Capacidad (MW)

La Venta II (CFE) OPF en operación 230 2007 83EURUS, S.A.P.I. de C.V. Autoabastecimiento NTA 230 2008 250Parques Ecológicos de México, S.A. de C.V. Autoabastecimiento NTA 230 2008 80La Venta III (CFE) PIE en licitación 230 2009 101Bii Nee Stipa Energía Eólica, S.A. de C.V. Autoabastecimiento PI 115 2009 26Eoliatec del Istmo, S.A. de C.V. Autoabastecimiento PI 115 2009 22Eléctrica del Valle de México, S. de R.L. de C.V. Autoabastecimiento PI 115 2009 68Fuerza Eólica del Istmo, S.A. de C.V. Autoabastecimiento PI 115 2009 50Oaxaca I, II, III y IV (CFE) PIE TA 230 2010 406Desarrollos Eólicos Mexicanos, S.A. de C.V. Autoabastecimiento TA 230 2010 227Eoliatec del Istmo, S.A.P.I. de C.V. Autoabastecimiento TA 115 2010 142Eoliatec del Pacífico, S.A.P.I. de C.V. Autoabastecimiento TA 230 2010 160Fuerza Eólica del Istmo, S.A. de C.V. Autoabastecimiento TA 115 2010 50Preneal México, S.A. de C.V. (Vientos del Istmo) Autoabastecimiento TA 230 2010 396Unión Fenosa Generación México, S.A. de C.V. Autoabastecimiento TA 115 2010 228Gamesa Energía, S.A. Autoabastecimiento TA 115 2011 288

2,577

NTA: Nueva Temporada Abierta PI: Proyecto Inmediato TA: Temporada Abierta

Total

Cuadro C.2

C.4 Cambios regulatorios para proyectos eólicos de autoabastecimiento

Con el propósito de incentivar la incorporación de centrales eólicas de autoabastecimiento a la red eléctrica del servicio público, la CRE aprobó en agosto de 2001 la metodología vigente para la determinación de los cargos del servicio de transmisión para fuentes de energía renovable. El ajuste a la metodología aplica el factor de planta mensual de la central eólica a los costos fijos por el uso de la infraestructura. Por otra parte, en cumplimiento al Acuerdo por el cual se establecen los lineamientos para la presentación de los programas de mejora regulatoria 2005-2006 y respectivo Anexo, publicado por la SENER en el Diario Oficial de la Federación (DOF) del 9 de septiembre de 2005 referente al Aporte de capacidad que las fuentes de energía renovables intermitentes hacen al sistema eléctrico, la CRE autorizó modificaciones al contrato de interconexión para este tipo de centrales, con el propósito de reconocer la capacidad disponible de los proyectos eólicos a la hora de la demanda máxima del sistema donde se encuentren conectados. Asimismo, la CRE aprobó la modificación por cuyo medio los proyectos de energía renovable intermitente tengan la posibilidad de que una vez satisfechos los requerimientos de energía de la sociedad de autoabastecimiento, la sobrante pueda ser utilizada en periodos donde no se tenga suficiente generación para cubrir los requerimientos de los socios. C.5 Descripción del proyecto de TA El proyecto de TA consiste en la construcción de una línea de transmisión de 145 km en 400 kV en doble circuito con tres conductores por fase de 1113 ACSR, que partiría de una SE colectora en la zona del Istmo de Tehuantepec hasta llegar a la SE Juile de la red troncal del SIN.

C-6

Debido a que la mayoría de las centrales eólicas de autoabastecimiento interesadas en el proyecto de TA estarían localizadas al oeste de la carretera Juchitán-Matías Romero, se propone construir la SE colectora La Ventosa en las inmediaciones de los predios asociados a los proyectos de autoabastecimiento. La mencionada SE estaría integrada por tres transformadores de 400/230 kV y dos de 400/115 KV con una capacidad total de 1,875 MVA y adicionalmente dos de reserva de 125 MVA cada uno, así como un dispositivo dinámico de control de voltaje (CEV) de ±300 MVAr en 400 kV. En esta SE no se incluyen las bahías de alimentadores para recibir la generación proveniente de los proyectos de autoabastecimiento: cada empresa interesada será responsable de construir a su cargo los alimentadores correspondientes. Las centrales eólicas se conectarían a la SE La Ventosa mediante líneas de transmisión con circuitos sencillos o dobles en 115 kV o 230 kV, dependiendo de la capacidad de generación de cada planta generadora. Por ello cada interesado deberá construir a su cargo la infraestructura específica para conectarse a esta SE. Adicionalmente, el proyecto considera el tendido del segundo circuito en 400 kV de aproximadamente 154 km entre las subestaciones Juile y Cerro de Oro; asociado a esta línea se incluye un reactor de 75 MVAr en la SE Juile. Asimismo se requerirán 6 bahías de alimentadores en 400 kV. En total se construirían 444 km-circuito de líneas de transmisión en 400 kV. En la figura C.2 se muestra la red de transmisión asociada al proyecto de TA. La estimación del costo instantáneo de las obras es de USD 108 miles de dólares por MW de generación instalada y se estima su entrada en operación en 2010.

Red de transmisión asociada al proyecto de TA

Figura C.2

JUILE

MATÍAS ROMERO

IXTEPEC

JUCHITÁN IARRIAGA

CONEJOS

HUATULCOPOCHUTLA

EJUTLA

LA CIÉNEGA

OAXACA POTENCIA

MANUEL MORENO TORRES

MALPASO

TEMASCAL UNO

TEMASCAL DOS

CERRO DE ORO

TECALI

OJO DE AGUA POTENCIA

SABINO

ANGOSTURA

COATZACOALCOS DOS

MINATITLÁN DOS

CHINAMECA POTENCIA

PEÑITAS

ACAYUCAN

PUERTO ESCONDIDO

A SANTA ROSA

TEHUANTEPEC

TAGOLABASALINA CRUZ

REFINERÍA

OCOZOCOAUTLA

VILLAFLORES

CHINAMECA DOS

MINATITLÁN UNO

REFINERÍA MINATITLÁN

LA VENTA DOS

AGUADULCE DOS

MEZCALAPA

CÁRDENASCÁRDENAS

DOS

COMALCALCO

VILLAHERMOSA NORTE

KILÓMETRO VEINTE

MACUSPANA DOS

TUXTLA GUTIÉRREZ

NORTE

TUXTLA GUTIÉRREZ I

TUXTLA GUTIÉRREZ II

TUXTLA GUTIÉRREZ

Ope. Ini. 115 kV

LT 115 kVLT 230 kVLT 400 kV

LOS RÍOS

Op. Ini. 230 kV

JUCHITÁN DOS

CCA

CENTRAL EÓLICALA VENTA II

145 k

m

1113 A

CSR

3C/F

SUBESTACIÓN COLECTORA LA VENTOSA

3 TRANSF. DE 375 MVA 400/230 kV2 TRANSF. DE 375 MVA 230/115 kV

±300 MVAR

154 km

CEV

A PUEBLA

A YAUTEPEC

TAPACHULA POTENCIA

A ESCÁRCEGA

MATÍAS ROMERO

POTENCIA

JUILE

MATÍAS ROMERO

IXTEPEC

JUCHITÁN IARRIAGA

CONEJOS

HUATULCOPOCHUTLA

EJUTLA

LA CIÉNEGA

OAXACA POTENCIA

MANUEL MORENO TORRES

MALPASO

TEMASCAL UNO

TEMASCAL DOS

CERRO DE ORO

TECALI

OJO DE AGUA POTENCIA

SABINO

ANGOSTURA

COATZACOALCOS DOS

MINATITLÁN DOS

CHINAMECA POTENCIA

PEÑITAS

ACAYUCAN

PUERTO ESCONDIDO

A SANTA ROSA

TEHUANTEPEC

TAGOLABASALINA CRUZ

REFINERÍA

OCOZOCOAUTLA

VILLAFLORES

CHINAMECA DOS

MINATITLÁN UNO

REFINERÍA MINATITLÁN

LA VENTA DOS

AGUADULCE DOS

MEZCALAPA

CÁRDENASCÁRDENAS

DOS

COMALCALCO

VILLAHERMOSA NORTE

KILÓMETRO VEINTE

MACUSPANA DOS

TUXTLA GUTIÉRREZ

NORTE

TUXTLA GUTIÉRREZ I

TUXTLA GUTIÉRREZ II

TUXTLA GUTIÉRREZ

Ope. Ini. 115 kV

LT 115 kVLT 230 kVLT 400 kV

LOS RÍOS

Op. Ini. 230 kV

JUCHITÁN DOS

CCA

CENTRAL EÓLICALA VENTA II

145 k

m

1113 A

CSR

3C/F

SUBESTACIÓN COLECTORA LA VENTOSA

3 TRANSF. DE 375 MVA 400/230 kV2 TRANSF. DE 375 MVA 230/115 kV

±300 MVAR

154 km

CEV

A PUEBLA

A YAUTEPEC

TAPACHULA POTENCIA

A ESCÁRCEGA

MATÍAS ROMERO

POTENCIA

C-7

C.6 Requerimientos técnicos para la interconexión de los aerogeneradores a la red de TA (Código de red)

La generación eólica a gran escala se ha convertido en un componente importante en los sistemas eléctricos de potencia de varios países. Hace una década este tipo de generación era vista por los ingenieros como algo novedoso y se consideraban despreciables los efectos de los pequeños aerogeneradores sobre la confiabilidad de los sistemas. En la actualidad, debido a la mayor penetración de la energía eólica y a los avances tecnológicos en la capacidad de los aerogeneradores, resulta indispensable evaluar el impacto y la interacción de nuevos parques eólicos. En general todo sistema eléctrico está expuesto a fallas en cualquier parte de su estructura. Esto se manifiesta —en una escala de tiempo de milisegundos a segundos— como una disminución del voltaje en la red y una eventual variación de la frecuencia, así como en otros fenómenos transitorios. En estas condiciones, algunos generadores podrían desconectarse y así agravar las condiciones producidas por la falla. Entonces para asegurar la integridad del sistema eléctrico es necesario que todos los generadores de cualquier tipo de tecnología permanezcan en operación. A diferencia de las convencionales, las centrales eólicas podrían no contribuir a la estabilización del sistema eléctrico en condiciones de falla. Lo anterior se deriva de esquemas de protección que desconectan los aerogeneradores instantáneamente de la red, y dejan al sistema con menos recursos para superar el problema. A fin de minimizar los efectos de la pérdida de generación, es indispensable que las centrales eólicas cumplan con ciertos requisitos para su conexión y desconexión del sistema, así como para su funcionamiento, los cuales se incluyen en un Código de Red. En general los Códigos de Red hacen referencia a los aspectos siguientes1/:

Permanecer en operación durante una falla en la red (fault ride through)

Operación de los aerogeneradores dentro de un cierto rango de frecuencia

Control de la potencia activa durante la variación de frecuencia

Control de potencia reactiva por los aerogeneradores Tomando en cuenta lo anterior y debido a las características intermitentes de la generación de las centrales eólicas, para garantizar una operación segura y confiable del SIN con plantas eólicas conectadas, el CENACE publicó el documento Requerimientos para Interconexión de Aerogeneradores al SEN (Código de Red). Dicho Código tiene como propósito definir los requerimientos mínimos y las condiciones para la conexión de aerogeneradores a las instalaciones del servicio público de energía eléctrica en voltajes de 115 kV o mayores. De tal manera, los proyectos eólicos de las empresas registradas en el proceso de TA deberán cumplir obligatoriamente los lineamientos expresados en él.

1/ Thomas Ackermann, Wind Power in Power Systems

D-1

ANEXO D INTERCONEXIÓN DEL SISTEMA BAJA CALIFORNIA AL SIN D.1 Introducción Las interconexiones entre sistemas permiten un incremento en la seguridad operativa, mejoras en la confiabilidad del suministro, así como el acceso a otros mercados competitivos para la compra o venta de electricidad. El análisis para definirlas es una actividad prioritaria en el proceso de planificación del SEN. Las interconexiones se utilizan en condiciones de emergencia para prevenir la falta de suministro prolongado ante disturbios que afectan la red o el equipo de transmisión, así como para apoyar el restablecimiento de sistemas en caso de colapso. Cuando ante emergencias no es posible mantener unidos a los sistemas eléctricos de manera permanente por problemas técnicos, se opta por la segregación y alimentación de carga en forma radial. La utilidad de una interconexión se puede incrementar si se logra la operación continua de los enlaces. En algunos casos, debido a los tamaños relativos de los sistemas eléctricos y las características físicas de la interconexión, no es posible la operación síncrona de los mismos de manera permanente. La alternativa consiste en utilizar enlaces asíncronos basados en diversas tecnologías disponibles. Tanto en México como en EUA, el sector eléctrico está experimentando cambios estructurales significativos. Los esquemas tradicionales en la planificación y operación en ambos países se ven expuestos a nuevas estructuras de mercado y a una mayor competencia, las cuales afectan el funcionamiento de los sistemas. Es importante señalar el potencial del comercio fronterizo en el rubro de la electricidad. El incremento en transacciones de energía podría generar beneficios económicos a los dos países, además de reducir las emisiones contaminantes globales. Con una mayor integración de las redes de energía eléctrica, se podría optimizar la inversión en infraestructura al diferir centrales y realizar un despacho más eficiente, además de mitigar la necesidad de construir nuevas plantas generadoras. Actualmente, el sistema eléctrico de Baja California opera interconectado de modo permanente con la red de San Diego Gas & Electric (SDG&E) y de Imperial Valley Irrigation District (IID). Los tres sistemas, entre muchos otros, son miembros del WECC, organismo que supervisa la confiabilidad de la red en el oeste de EUA. Esta interconexión ha permitido obtener beneficios económicos mediante el intercambio de energía y apoyo a la seguridad operativa al proporcionar respaldo y capacidad en situaciones de emergencia. D.2 Escenario actual y en el corto plazo El área Baja California (BC) se localiza al norte del estado del mismo nombre. De acuerdo con el estudio de mercado eléctrico vigente, la demanda del área ha registrado un crecimiento medio anual de 5.4% en los últimos cinco años y para los diez años siguientes se estima un incremento anual de 4.5 por ciento.

D-2

La interconexión entre el área Baja California, SDG&E e IID está compuesta por dos enlaces de 230 kV, uno entre las subestaciones La Rosita -Imperial Valley, y otro entre Tijuana I-Miguel. Éstos le permiten al sistema eléctrico de Baja California operar de manera confiable, segura y flexible, además de darle la posibilidad de llevar a cabo transacciones de compra-venta de energía en el mercado del oeste de EUA. El sistema de Baja California tiene dos regiones eléctricamente muy diferenciadas entre sí, por el tipo de clima que prevalece a lo largo del año en las diferentes estaciones: la región Costa, que incluye las zonas Tijuana, Tecate y Ensenada; y la región Valle, que abarca las de Mexicali y San Luis Río Colorado. Ambas, por su cercanía a la frontera con EUA, son un polo de desarrollo para empresas maquiladoras, lo que genera expectativas de crecimiento superiores a la media del país. Las dos regiones se encuentran interconectadas en el nivel de 230 kV a través de dos enlaces entre las subestaciones La Rosita y Metrópoli, que forman el enlace Costa-Valle. La figura D.1 muestra esquemáticamente el sistema Baja California y sus interconexiones con la red de SDG&E.

Red eléctrica principal entre CFE y SDG&E

Miguel ImperialValley

North Gila

Metrópoli Potencia

Tijuana I

Rumorosa

La Rosita

Termoeléctrica de Mexicali

Estados Unidos Mexicanos

Estados Unidos de América

LT 230 kV

LT 500 kV

A San Diego

Toyota

Herradura

Región Costa Región Valle

Zona TijuanaZona TecateZona Ensenada

Zona MexicaliZona San Luis Río Colorado

Intergen

Enlaces Costa-Valle

Figura D.1 Las condiciones climatológicas que presenta Baja California provocan un comportamiento muy variable de la demanda a lo largo del año. En el periodo de verano la carga es alta debido al aumento de la temperatura, mientras que en el invierno disminuye considerablemente por las bajas temperaturas, específicamente en la región Valle. En la zona Tijuana predomina la carga residencial e industrial, y aunque la demanda máxima ocurre en la noche, la reducción de la misma en el periodo fuera de punta con respecto al de punta es muy ligera en el verano. La zona Ensenada es predominantemente residencial y de servicios turísticos: la demanda máxima ocurre en la noche, con un valor constante la mayor parte del año. Ver figura D.3. En las zonas Mexicali y San Luis Río Colorado el clima impacta considerablemente en el comportamiento de la demanda, debido a que las temperaturas son muy extremosas. Durante

D-3

el verano predomina la carga industrial y de equipos de refrigeración residencial, comercial y de servicios. Presenta dos valores de punta en un día típico de verano: a las 16:00 horas y a las 22:00 horas. En el invierno disminuye drásticamente a 40% de su demanda máxima, debido a las bajas temperaturas, predominando la carga industrial. Ver figura D.4. La generación instalada en el área es de 2,342 MW, de los cuales 720 MW corresponden a la generación geotérmica de Cerro Prieto, 506 MW en el ciclo combinado Mexicali, 1,026 MW de generación térmica y ciclo combinado de la Central Presidente Juárez. El resto se genera con pequeñas unidades turbogás en Ensenada y Mexicali. 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. De acuerdo con el mercado eléctrico vigente, durante los últimos cinco años la demanda registró una tasa media de crecimiento anual de 4.9 por ciento. Para 2007 - 2017 se pronosticó un incremento medio de 4.8 por ciento. Aunque desde hace años han existido enlaces del Noroeste con otras áreas, por razones de estabilidad había operado aislado. En marzo de 2005, la red eléctrica del Noroeste se interconectó de manera permanente al resto del sistema del país. Esta integración ha permitido grandes ahorros en generación de energía, así como beneficios locales al evitar afectaciones de carga en el Noroeste y Norte. El sistema eléctrico del ACNO se caracteriza por su configuración longitudinal, con un total de aproximadamente 1,200 km entre sus extremos y enlaces entre zonas relativamente débiles. Actualmente, la red troncal del sistema de transmisión 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. 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 los enlaces entre zonas, 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 el verano el área Noroeste se comporta como importadora de energía. Cerca de 80% se realiza a través de la zona Mazatlán y el resto por la zona Nacozari. En el invierno, debido a que la demanda disminuye aproximadamente a 40% de la máxima de verano, se producen excedentes de generación, por lo cual se tiene la posibilidad de exportar. La generación instalada en el área Noroeste es de 3,828 MW, donde 53% corresponde a unidades térmicas convencionales; aproximadamente 25% a generación hidroeléctrica; 20% a ciclos combinados, de los cuales 70% son productores independientes; y el 2% restante corresponde a unidades turbogás. Del total anterior, 55% se localiza en el estado de Sonora, donde se sitúa la mayor parte de la generación base, principalmente ciclos combinados en Hermosillo y Nacozari, además de unidades térmicas en Puerto Libertad y Guaymas. El 45% se ubica en Sinaloa, donde predominan las centrales hidroeléctricas, además de las termoeléctricas de Topolobampo y Mazatlán. Debido a la diversidad de la demanda del SIN con respecto al Área de Control Baja California (ACBC), en ciertas horas, puntos de operación y periodos estacionales existe la factibilidad de

D-4

intercambiar potencia eléctrica entre ambos sistemas. Desde el punto de vista operativo, la potencia puede generarse con unidades más económicas, de modo que se obtenga un beneficio global por el aprovechamiento de los recursos de generación del país de modo integral. Debido al tamaño relativo del SIN y la red eléctrica a la que está unido el sistema de Baja California, representados por su inercia, la interconexión entre estas grandes redes por medio de un enlace convencional de corriente alterna no permitiría el control adecuado de los flujos de potencia, por lo que técnicamente se ha decidido el desarrollo de una interconexión asíncrona. D.3 Comportamiento de la demanda en Baja California La figura D.2 muestra el comportamiento horario de la demanda de Baja California durante 2006. La máxima de 2,095 MW se presentó el 24 de julio, mientras que la mínima de 660 MW ocurrió el primero de enero. En la gráfica se distinguen claramente las zonas de baja y alta demanda, correspondientes a los meses de invierno y de verano, respectivamente.

Demanda horaria de Baja California en 2006

500

600

700

800

900

1,000

1,100

1,200

1,300

1,400

1,500

1,600

1,700

1,800

1,900

2,000

2,100

Mes

MW


Figura D.2

La demanda del sistema BC presenta un comportamiento característico en cada una de las dos regiones en que se divide, ocasionado por condiciones ambientales diferentes. La región Costa tiene una menor variación de temperatura, lo que da lugar a una curva de demanda más compacta. En la región Valle se observa un comportamiento más dependiente de la temperatura. Las figuras D.3 y D.4 muestran las gráficas de demanda horaria de las regiones Costa y Valle, respectivamente, durante 2006.

D-5

Demanda horaria de la región Costa en 2006

Demanda horaria de la región Valle en 2006

300

400

500

600

700

800

900MW

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400MW


Figura D.3 Figura D.4 Ordenando los valores de la demanda horaria de Baja California en 2006, mostrados en la figura D.2, se obtiene la curva de duración de carga anual de la figura D.5. Se observa que valores altos ocurren en muy pocas horas del año. Por ejemplo, únicamente durante 215 de las 8,760 horas de 2006, la demanda fue superior a 1,900 MW.

Curva anual de duración de carga de Baja California en 2006

500

700

900

1,100

1,300

1,500

1,700

1,900

2,100

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000

Horas

MWh

Figura D.5

D-6

D.4 Diversidad de la demanda del SIN y Baja California Tal diversidad es un parámetro importante para estimar la conveniencia de interconectar dos sistemas eléctricos. Se puede definir como la diferencia entre la suma de las demandas máximas no coincidentes (Dmaxnc) de las áreas, operando de manera independiente, menos la demanda máxima coincidente (Dmaxc) de las áreas una vez interconectadas: En el caso específico de Baja California y el SIN, durante 2006 se observó que sus demandas máximas no ocurrieron simultáneamente. La máxima del SIN se presentó el 13 de junio, mientras que la máxima de Baja California ocurrió el 24 de julio. El cuadro D.1 muestra los valores de demanda máxima de estos sistemas en las fechas indicadas. La comparación se realizó homologando los horarios del SIN y Baja California.

Demanda máxima del SIN y Baja California en 2006

Sistema 13 de junio 24 de julio(MW) (MW)

Baja California 1,719.0 2,095.0SIN 31,547.0 29,853.0

Cuadro D.1

Por otra parte, la demanda máxima coincidente de Baja California y el SIN ocurrió el 20 de junio, con un valor de 33,217 MW, por lo que la diversidad de los sistemas para 2006 fue de 425 MW. De acuerdo con el pronóstico de crecimiento de la demanda máxima en ambos sistemas, se estima que la diversidad se comportará como se muestra en la figura D.6. La demanda horaria del SIN y BC el 13 de junio de 2006 se presenta en la figura D.7. Ese día, el sistema BC tuvo una demanda máxima por debajo de su máxima anual, por lo que de estar interconectados, Baja California podría haber apoyado al SIN cuando menos con 376 MW (2,095 MW – 1,719 MW). En la figura D.8 se muestra el comportamiento horario de la demanda el 24 de julio en el SIN y Baja California. Ese día el SIN operó por debajo de su máxima anual, por lo que el apoyo del SIN hacia BC, al operar interconectados, podría haber sido de al menos 1,694 MW (31,547 MW - 29,853 MW).

[ ] [ ]cnc DmaxDmaxD −= ∑

[ ] [ ] MWD 425217,33095,2547,31 =−+=

D-7

Diversidad de la demanda entre el SIN y Baja California 2011 - 2026

300

400

500

600

700

800

900

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027Año

MW

ΣDmax nc - Dmax c

459

507543

594

646

701

761

820

Figura D.6

Comportamiento horario de la demanda el 13 de junio de 2006

Comportamiento horario de la demanda el 24 de julio de 2006

20,000

22,000

24,000

26,000

28,000

30,000

32,000

0 5 10 15 20 25Horas

MW SIN

1,100

1,200

1,300

1,400

1,500

1,600

1,700

1,800

1,900

2,000

2,100MW BC

SIN BC

20,000

22,000

24,000

26,000

28,000

30,000

32,000

0 5 10 15 20 25Horas

MW SIN

1,100

1,200

1,300

1,400

1,500

1,600

1,700

1,800

1,900

2,000

2,100MW BC

SIN BC

Figura D.7 Figura D.8 D.5 Beneficios de la interconexión La interconexión del sistema eléctrico de Baja California al SIN permitirá obtener beneficios mutuos, tanto en el aspecto económico como en los de seguridad y confiabilidad. Desde el primer punto de vista se identifican ahorros en inversión y en la operación.

D-8

El efecto positivo de la interconexión en la confiabilidad y seguridad operativa, se fundamenta en el hecho de que ambos sistemas pueden contar con una fuente de energía adicional independiente, para apoyar en caso de falla de alguno de ellos. Los ahorros en inversión se obtienen a causa de la diversidad de los patrones de carga, por lo que la interconexión equivale a una planta generadora, y permite el diferimiento de proyectos de generación. Los resultados del análisis de requerimientos de generación muestran que con la primera fase del proyecto de interconexión, será posible diferir en Baja California, de 2011 a 2026, proyectos de generación por un monto de 520 MW. El cuadro D.2 muestra la capacidad de generación requerida en el área BC con y sin la primera fase de la interconexión.

Capacidad de generación requerida en BC para 2011 - 2026

Tipo de generación BC aislado BC interconectado(MW) (MW)

Turbogas 959 164Ciclo combinado 2,516 2,790Total 3,475 2,955

Cuadro D.2

Los beneficios en la operación se derivan del incremento en la eficiencia económica al intercambiar energía entre sistemas con diferentes costos marginales. Al sustituir la generación de mayor por una de menor costo para una demanda específica, se reduce el gasto global de operación. Los costos marginales, a su vez, dependen de la generación que se utilice para suministrar la demanda, así como de las restricciones en la transmisión entre regiones. Las figuras D.9 y D.10 muestran gráficas de los Costos Totales de Corto Plazo (CTCP) medios en días hábiles para las regiones que se interconectarán: Baja California, representada por Mexicali (MXI) y la región norte de Sonora (SNN), para junio y noviembre de 2006, respectivamente. Considerando que el proyecto de interconexión entrará en operación en 2011 y que los beneficios económicos son más importantes en los primeros años de operación, se puede realizar una estimación de ellos para 2011 - 2016. A partir de la diferencia en los costos marginales reales de 2006 entre el sistema BC y el promedio de los mismos en las áreas del norte del SIN, se estimó la diferencia en los precios medios de exportación e importación de la energía entre estos sistemas. La generación base competitiva de Baja California es del tipo geotérmico y de ciclo combinado. Dicha capacidad se estimó mensualmente para los seis años de estudio, considerando los periodos de mantenimiento, la carga de servicios auxiliares y la degradación por altas temperaturas en verano observadas en los años previos. La figura D.11 muestra la capacidad efectiva de la generación competitiva durante 2011 - 2016.

D-9

CTCP incurrido promedio en días hábiles de junio de 2006

CTCP incurrido promedio en días hábiles de noviembre de 2006

500

550

600

650

700

750

800

850

900

950

1,000

0 5 10 15 20 25Horas

$/MWh

MXI SNN

500

600

700

800

900

1,000

1,100

0 5 10 15 20 25Horas

$/MWh

MXI SNN

Figura D.9 Figura D.10

Capacidad efectiva geotérmica y ciclos combinados en Baja California de 2011 a 2016

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

Dic

-10

Ab

r-1

1

Ag

o-1

1

Dic

-11

Ab

r-1

2

Jul-

12

Nov-1

2

Mar-

13

Jul-

13

Nov-1

3

Mar-

14

Jul-

14

Nov-1

4

Mar-

15

Jul-

15

Nov-1

5

Mes/Año

MW

Cap. Efectiva Geotérmica Ciclo Comb.

Figura D.11

El análisis considera dos opciones para incrementar la generación requerida en Baja California. En la primera se adicionan 977 MW de 2012 a 2016, equivalentes al incremento estimado cuando el sistema BC opera aislado. La segunda considera el diferimiento de generación hasta 2014, con la entrada en operación de una planta de 562 MW. Con respecto a la capacidad de la interconexión se examinan dos opciones: 300 MW y 600 MW. El cuadro D.3 muestra un resumen de las alternativas analizadas.

D-10

Opciones de adición de generación en BC y capacidad del enlace

Opciones Expansión de generación Capacidad del enlace (MW)

1 Sistema BC aislado 300

2 Sistema BC interconectado 300 y 600

Cuadro D.3 Las curvas de duración de carga mensuales de Baja California se derivan del pronóstico de crecimiento de la demanda máxima anual. Al comparar gráficamente el valor de la capacidad efectiva de la generación competitiva con la curva de duración de carga mensual correspondiente, se observa que el área comprendida entre ellas representa el superávit o déficit de energía en BC. Si la capacidad efectiva es mayor que la demanda, el sistema puede exportar; en caso contrario se requerirá importar energía desde el SIN. Las figuras D.12 y D.13 muestran la capacidad efectiva y la curva de duración de carga de Baja California para junio y noviembre de 2013, respectivamente.

Curva de duración de carga y capacidad efectiva de BC para junio de 2013

Curva de duración de carga y capacidad efectiva de BC para noviembre de 2013

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

0 100 200 300 400 500 600 700 800Horas

MWh

Dem Cap

Importación

Exportación

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Horas

MWh

Dem Cap

Importación

Exportación

Figura D.12 Figura D.13 Integrando el área entre la línea de capacidad efectiva y la curva de duración de carga se estima la energía de importación y de exportación para cada mes del periodo. Los beneficios económicos se obtienen multiplicando esta energía por los precios medios estimados. Además de las ventajas económicas globales que se derivan de la reducción en costos de inversión y la utilización eficiente de la energía excedente del sistema BC, en éste se obtienen los siguientes beneficios:

D-11

Diferimiento de inversiones en generación

Posibilidad de exportar energía al SIN

Eliminación del desfogue de vapor en unidades de la planta Cerro Prieto

Reducción del uso de unidades turbogás

Utilización de la capacidad del enlace como reserva rodante al estar exportando al SIN

Posibilidad de exportar energía al WECC

Apoyo en emergencias En el caso del Sistema Interconectado Nacional se identifican los siguientes beneficios:

Reducción en costos de inversión

Utilización de energía excedente de BC

Disminución de costos de operación

Posibilidad de compartir reserva

Apoyo en emergencias Un requisito indispensable para considerar viable el proyecto de interconexión es que tenga un factor de utilización mayor a 80%, para compensar los altos costos de infraestructura. Considerando una capacidad del enlace de 300 MW y la expansión de la generación del sistema BC aislado o interconectado se obtienen factores de utilización de 87% y 83% respectivamente. Para el caso en que la capacidad del enlace es de 600 MW, la utilización resultante fue de 60 por ciento. El factor de utilización se obtuvo como la razón de la energía total transmitida por la interconexión (exportación más importación), dividida entre la máxima energía que pueden intercambiar los sistemas, considerando la capacidad del enlace durante el periodo analizado. D.6 Factores por considerar en la interconexión Para definir los requerimientos del enlace se han realizado numerosos estudios electrotécnicos y económicos, en función de las características y particularidades de los sistemas por interconectar. El análisis incluyó estudios de flujos de potencia para definir los nodos del sistema adecuados para la interconexión. En el área Noroeste se consideraron como candidatos Puerto Peñasco, Seis de Abril y Puerto Libertad, en la zona Caborca, así como Hermosillo. En Baja California se estudiaron La Herradura, en Tijuana; La Rosita y una nueva subestación cerca de Cerro Prieto, en la zona Mexicali; y Parque Industrial San Luis y Chapultepec, en San Luis Río Colorado.

transmitirporposibleenergíaMáxima

importadaEnergíaexportadaEnergía += ∑FU

D-12

En la figura D.14 se muestran los nodos candidatos para la interconexión.

Nodos candidatos para la interconexión de Baja California al SIN

Figura D.14 Para observar el comportamiento del sistema eléctrico con la interconexión se analizaron diferentes condiciones de operación, tanto en verano como en invierno, así como distintos montos de potencia por transmitir a través del enlace, desde 300 MW, 500 MW y 750 MW como primera etapa, hasta 600 MW, 1000 MW y 1500 MW en una segunda, considerando intercambios en forma bidireccional, dependiendo del punto de operación. En cada caso se determinaron los refuerzos de transmisión, transformación y/o compensación necesarios para garantizar la operación del sistema de manera segura. Por otra parte, se elaboraron estimaciones de costos para las diferentes tecnologías y topologías de red consideradas, tomando en cuenta las pérdidas eléctricas del sistema, buscando definir el proyecto que logre los mejores indicadores económicos y cumpla con el conjunto de requisitos técnicos. Como resultado de los estudios se ha definido la interconexión de Baja California al SIN mediante un enlace asíncrono de 300 MW de capacidad, como primera etapa. El proyecto está programado para iniciar su operación en 2011. Con la entrada de la interconexión, la energía eléctrica que puede exportarse desde el SIN hacia el ACBC en la temporada de verano será suministrada principalmente por las centrales generadoras del norte del estado de Sonora (Fenosa Naco-Nogales, Agua Prieta II, Fenosa

D-13

Hermosillo, Hermosillo V y Puerto Libertad). Esta condición de operación incrementará los flujos de potencia entre las zonas Mazatlán-Culiacán-Los Mochis del estado de Sinaloa. Durante el invierno, el ACBC tiene excedentes de generación, principalmente de tipo geotérmico, que pueden ser transmitidos hacia el SIN. Si esta potencia se suma a la producida por los ciclos combinados y centrales termoeléctricas de generación base del norte de Sonora, se incrementarán los flujos por la red troncal entre las zonas Hermosillo-Guaymas-Obregón. Para el desarrollo de la interconexión se han considerado las siguientes alternativas tecnológicas:

Corriente Directa Convencional (HVDC)

Estación HVDC Back to Back (BtB)

Transformador de Frecuencia Variable (VFT) Con el fin de realizar la selección del tipo de tecnología por emplear, se tomarán en cuenta los aspectos ambientales, geográficos, geológicos, así como las características eléctricas de los sistemas por interconectar. El trazo de la línea de transmisión que enlazará ambos sistemas cruzará parte de la reserva de la biosfera del Pinacate, zona protegida por su gran diversidad biológica, por lo que deberá considerarse el impacto ambiental del proyecto. La parte sureste de la región del Valle de Mexicali, en Baja California, se ubica entre dos placas tectónicas denominadas Norteamérica y Pacífico, en donde existen dos fallas que sísmicamente son muy activas y ubican a la región como de actividad sísmica severa, por lo que este factor será importante en el diseño de la estación asíncrona. Por otra parte, deberán tomarse en cuenta las condiciones climáticas extremas a las que estará expuesto el equipo eléctrico, pues se ubicará dentro de una zona desértica, en donde las temperaturas en el período de verano alcanzan 42° C en promedio, con rachas de hasta 50° C, mientras que en invierno se presentan de 4° C, con valores de hasta 5° C bajo cero en la madrugada. Adicionalmente, los dispositivos utilizados en el enlace de interconexión deberán cumplir con los siguientes requerimientos técnicos:

Controlar la magnitud y la dirección del flujo de potencia, con una respuesta rápida ante cambios del punto de ajuste (menor a 30 segundos)

Proporcionar la energía necesaria para realizar un arranque negro en ambos sistemas,

con un monto igual a la capacidad nominal

Mantener la interconexión de manera permanente, independientemente de las variaciones de frecuencia en ambos sistemas

Proporcionar soporte de potencia reactiva para mantener y regular los voltajes en

niveles adecuados, en el rango de mínima y máxima transferencia de potencia

Capacidad de sobrecarga de 10% durante 30 minutos

Mantener la capacidad nominal ante cambios de temperatura

D-14

Minimizar el efecto de la inyección de corrientes armónicas en los puntos de conexión

Alcanzar una disponibilidad de 99.5%, es decir, menos de 36 horas de indisponibilidad

anual

Impedir la transferencia de perturbaciones de un sistema a otro

Controlar el flujo de potencia en dos trayectorias en BC

Factibilidad para operar en forma permanente sin intercambio entre sistemas

Operación estable de varias estaciones en paralelo

Amortiguamiento de oscilaciones de baja frecuencia

Capacidad para controlar frecuencia en arranque negro

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 CAR Carboeléctrica CC Ciclo combinado CI Combustión interna COM Combustóleo DIE Diesel 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 20082018

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