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Oportunidades de negocio para los Consumidores de electricidad en México

Octubre 2016

La reforma energética conlleva un cambio de paradigma en el sector eléctrico y surgen grandes oportunidades de negocio para las Industrias en México. La apertura del suministro de electricidad a la inversión privada ofrece a las grandes, medianas y pequeñas empresas de todo sector opciones para:

► Reducir entre un 10 y hasta 50% en algunas ocasiones sus facturas de consumo eléctrico► con contratos de mediano-largo plazo sin perder calidad del servicio► monitoreando, entendiendo y controlando su perfil de consumo

► Mitigar el riesgo de volatilidad de las tarifas eléctricas y/o de Gas Natural, vía contratos de cobertura y la diversificación de su portafolio de proveedores: Suministradores calificados, Generadores

► Invertir en proyectos propios de suministro: generación in-situ, generación distribuida, generación de mediana o grande escala, creación de negocio de Suministrador Calificado y tomar posiciones en el mercado spot en su caso

Resumen Ejecutivo

Implicaciones de la reforma del sector eléctrico para los consumidores finales

Mercado Minorista – Clases de Clientes y Opciones

Usuarios Básicos UsuariosCalificados

Usuario Calificado, Participante del Mercado

► Demanda por debajo de 1 MW► Todo residencial, pequeños clientes

comerciales.

► Continua siendo suministrado por CFE hasta 2018.

► Agregan carga y se convierten en usuarios calificados.

► Tarifa regulada a basarse en un modelo de costos del servicio: O&M + Financiamiento & Depreciación + Impuesto + beneficios permitidos

► La demanda es >1 MW y < 5MW► La demanda debe ser verificada y

registrada ante CRE.

► Continua siendo verificada por CFE basado en tarifas pre-definidas.

► Contrato con proveedores calificados

► Precios contratados o tarifas CFE basadas en el tipo de demanda.

► La demanda es > 5 MW (verificada)► Pre-registro (SIM), Registro y

Subscripción ante CENACE como participante del mercado

► Registro de activos, Acreditación como participante del mercado

► Continua siendo suministrado por CFE

► Contrato con suministradores de energía o generadores privados (PPAs)

► Precios contratados y estructuras PPA

Reforma Energética Mexicana

Objetivos clave:► Tarifas y costos mas bajos► Aumento de Energías Limpias► Beneficios Sociales

Tipo

de C

lient

eO

pcio

nes

de

Sum

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tro

Prec

ios

Exclusivamente para discusión

MEM

Contratos Bilaterales

Subastas de Largo

Plazo

Generación

Generadores Privados

Generador MEM

Suministro

Proveedores Calificados Privados (SUC)

SUC

SUB

Usuarios Calificados

Usuarios Calificados, Participantes del Mercado

Usuarios Básicos

Generador de

Intermediación

Esquema simplificadoTransmisión Distribución

Tarifas Reguladas

Fuente: SENER, EY

CL

Traders de Energía

Proveedores de Último Recurso (SUR)

Comercialización de Energía, Cobertura


Partes interesadas del mercado mexicano de energía posterior a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE)

Alternativas para comprar electricidad para un comprador primario/participante del mercado que es usuario calificado hasta finales de 2016

Comprador primario Comprador primario Usuario Calificado, Participante del Mercado

Generadores

privados

Pagos:• Energía• Capacidad

Pagos:• Energía• Capacidad• Costos de transporte de

energía (wheeling)• Garantías corporativas

Pagos:• Energía• Capacidad• Transmisión y distribución• Honorarios de participación del

mercado • Garantías líquidas• Derechos Financieros de Transmisión• Servicios auxiliares• Certificados de Energías Limpias

Alternativa 1:BAU (Business as Usual u operaciones normales)

Alternativa 2:Contrato de Compra de Energía en un régimen de autosuministro

Alternativa 3:Contrato bilateral con un generador privado a través del CENACE

Generadores

privados

Factura de la CFE

Contrato de Compra de Energía

Contrato Bilateral


• LSPEE (Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica)• Permiso de auto abastecimiento

Legislaciónaplicable

Obligaciones

• Costo fijo de transporte (MXN/kWh) (En caso de usar energía renovable)

Costos de Transmisión

• LIE (Ley de la Industria Eléctrica)• Permiso de Generador

• Reporta mensualmente el consumo y la demanda.• Garantías: Para participantes del mercado; Para

DFT y sobre la responsabilidad agregada estimada(el máximo limitado de exposición-consumo bajolas reglas de mercado mayorista)

• DFT volátil – dependiendo de en que nodos esproducida y recibida la energía.

• Tarifas reguladas para T&D

Auto-Abasto (pasado) Contratos Bilaterales (nuevo)

• Los usuarios finales son accionistas de la entidad generadora permisionaria; hay un costo por acción. Acciones

• Los Offtakers pueden ser parte de la entidad generadora permisionaria si la modificación del permiso se obtiene de la CRE(aplica también sin se requiere mas capacidad)

• El PPA estará limitado por el periodo del permiso ( dependiendo del año en el que el permiso se ha concedido será indefinido o estará sujeto al periodo de l acuerdo de interconexión).

La figura de Offtakers

• No es necesario

• UCPM (Usuario Calificado Participante del Mercado), con un umbral de 20 GWhs de consumo anual y 5 MW de demanda.

Fuente: http://www.cre.gob.mx/documento/1913.pdf; Ley de la Industria Eléctrica (LIE); Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica(LSPEE); Reglas del Mercado Eléctrico; LAERFTE

• Capacidad de Auto abastecimiento• Banco de Energía (en caso de usar energía renovable)• Medición Neta

Instrumentos/ productos

• Mercado de equilibrio de capacidad- obligación• Mercado de CELs - beneficio• Servicios conexos - obligación

• Solo aplica para permisos obtenidos antes de Agosto, 2014

• Garantía Contractual(ejemplo.- Garantía corporativa)

¿Qué está cambiando con la Reforma Energética?Auto abastecimiento vs. Contratos Bilaterales


http://www.cre.gob.mx/documento/1913.pdf

Obligaciones para los Usuarios Calificados, Participante del Mercado bajo la LIE

Requisitos posteriores a la reforma

Fuentes: CRE y Ley de la Industria Eléctrica

• Notificar a la CRE sobre los niveles de consumo y demanda de manera mensual

• Cumplir con las obligaciones: garantías líquidas y procedimientos para comprar energía, electricidad, servicios relacionados y DFT (congestión de cobertura de precios sobre diferentes nodos del sistema, obligar o garantizar pagar o cobrar la diferencia de precio como resultado del nodo fuente y el nodo destino).

• Presentar las garantías requeridas para la Responsabilidad Estimada Agregada (Bases del Mercado y Manual de Garantías de Cumplimiento)

• Suscribir acuerdos de cobertura para asegurar una base de suministro, requisitos de energías y mostrarlas ante el CENACE

• Adquirir CELs bajo las reglas de la CRE

• De acuerdo con las instrucciones proporcionadas por el CENACE

Ley

de la

Indu

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Elé

ctric

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Usu

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Participantes del Mercado / Usuarios CalificadosEn el 2015, las grandes industrias representaban el 21% del consumo del energía con alrededor de 1,000 clientes y .003% del total de clientes de CFE

1De acuerdo con la aprobación de la LIE2 La demanda puede acreditarse por centro de carga o por grupo económicoPara Centros de Carga que reciban servicio público de energía eléctrica cuando la LIE entre en vigor, podrán o no registrarse como UCPM sin importar su consumo. *Desde el 11 de Agosto del, 2016.

Fuente: Bases del Mercado Eléctrico

Residencial89%

Comercial10%

Medianasempresas

1%

Servicios0%

Agricultura0% Grandes

Industrias0%

Medianasempresas

37%

Residencial25%

GrandesIndustrias

21%

Comercial7%

Agricultura5%

Servicios5%

Consumo de energía por usuarioTipos de usuarios (de 39 Millones de usuarios totales)

Región Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Promedio 2015

Norte 7.66% 7.61% 7.80% 8.20% 8.80% 9.26% 8.90% 9.00% 8.64% 7.50% 7.30% 7.60% 8.19%

Noreste 16.95% 16.61% 16.50% 16.90% 17.40% 17.83% 18.60% 18.70% 18.30% 17.70% 16.50% 15.80% 17.32%

Noroeste 5.78% 5.98% 6.40% 6.60% 6.90% 9.08% 9.00% 9.10% 8.99% 8.30% 6.50% 6.10% 7.39%

Baja California 4.05% 4.13% 4.20% 4.10% 4.00% 4.90% 5.20% 5.50% 5.30% 4.70% 4.00% 4.10% 4.51%

Baja California Sur 0.73% 0.76% 0.80% 0.80% 0.80% 0.90% 1.00% 1.00% 1.02% 1.00% 0.90% 0.80% 0.88%

Centro 20.62% 20.61% 20.20% 18.80% 18.10% 17.29% 17.00% 16.40% 16.99% 18.60% 20.10% 20.40% 18.76%

Este 16.05% 16.14% 16.40% 17.00% 16.70% 15.32% 15.60% 15.40% 15.51% 16.20% 16.90% 17.10% 16.19%

Oeste 24.58% 24.66% 23.60% 23.40% 23.10% 21.53% 20.50% 20.90% 21.23% 22.10% 23.40% 23.90% 22.74%

Peninsular 3.58% 3.50% 4.10% 4.40% 4.30% 3.89% 4.20% 4.00% 4.01% 4.00% 4.20% 4.20% 4.03%

100.0%

Consumo promedio mensual por región, 2015


Comparar los costos de transporte de energía bajo la LSPEE con las tarifas reguladas de T&D que aplicarán a las Entidades del Servicios de Carga bajo la LIE

CASO 1: LSE UTILIZANDO ÚNICAMENTE UNA RED DE TRANSMISIÓN(Voltaje >= 220 kV)

A) Cuotas fijas (MXN)

- Op. y mantenimiento (para cada punto de medición en el sistema)

12,000

- Registro de nuevos participantes

30,000

LAS TARIFAS DEL CENACE SON TRANSVERSALES

B) Tarifa de Operación (MXN/MWh)

Entidad de Servicio de Carga

5.843

TARIFA CENACE

TARIFA DE TRANSMISIÓN1

0.0625 (MXN/kWh)

CASO 2: LSE UTILIZANDO ÚNICAMENTE UNA RED DE TRANSMISIÓN (Voltaje < 220 kV)

TARIFA CENACE

TARIFA DE TRANSMISIÓN1

0.1424 (MXN/kWh)

CASO 3: LSE UTILIZANDO UNA RED DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN, que depende en la división el consumo y el nivel de voltaje.

1La tarifa incluye a los Usuarios Cualificados Participantes del Mercado, Proveedores de Servicios, Comerciantes y exportadores. 2Ver diapositiva 4

Fuentes: ACUERDO Num. A/045/2015; ACUERDO Num. A/074/2015; ACUERDO Num. A/075/2015. CRE

TARIFA DE TRANSMISIÓN

(aplicable)

TARIFA CENACE

Costo de transporte de energía bajo la

LSPEE – Auto-Abasto:2010 20161 Unidad

Alto voltaje 1.80 2.22 USD/MWh

Medio voltaje 1.80 2.22 USD/MWh

3.61 4.44 USD/MWh

Tarifas de T&D bajo la LIE – Contrato

bilateral:2016 Unidad

Tarifa de transmisión regulada por la CRE, hasta 2018

Voltaje >= 220 kV 3.37 USD/MWh

Voltaje >= 220 kV 7.68 USD/MWh

Tarifas de operación del mercado del CENACE, hasta 2018

Entidad Proveedora de Carga 0.32 USD/MWh

TARIFA DE DISTRIBUCIÓN

(aplicable)

+

+

+ +


Obligaciones reglamentarias: CELsDéficit de CELs en 2018 y corto excedente hasta 2022 pudiera afectar el MEM

Fuentes: Ley de la Industria eléctrica: Ley de transición energética.

-10

-

10

20

30

40

50

60

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Balance anual para el mercado de CELs

Escenario A)

Escenario B)

Escenario C)

Escenario D)

Escenario E)

Escenario F)


Características principales de los CELs

% de obligación La SENER establece requisitos anuales para utilizar un porcentaje de energía limpia en los centros de carga (que no consideran la energía limpia generada de los Contratos de Interconexión Legados): • En 2018 es 5% • En 2019 es 5.8%

Precio potencial Un estimado: $ 10 - 22 USD, con base en consideraciones del costo nivelado de energía y los precios recientes en las primeras subastas de energía limpia

Sanciones/multas Sanción de 6 hasta 50 salarios mínimos; se le aplicará una sanción doble a los reincidentes Las sanciones no eximen al Usuario Final de su obligación de pagar la energía eléctrica consumida de manera inadecuada

Ley de Transición Energética Establece los objetivos del porcentaje de energía limpia del total del consumo de electricidad; el índice en 2018 es de 25%, y aumenta a 30% en 2021 y 35% en 2024.

Millo

nes

de C

ELs

Oportunidades de ahorros y/o inversión en sector eléctrico


Análisis de recibo de CFE – Oficina EY Miguel Hidalgo

Estado actual – Recibo de eléctricidad de las oficinas de EY a través de CFE:

Clasificación de tarifas: HM, Facturación mensual de electricidad, demanda pico (capacidad) y cargosT&D► Demanda promedio: 200,000 Kwh► Capacidad máxima promedio: 380 kW ► Límite de capacidad contratada: 600 kW

► Precio facturado de energía: $ 0.86 MXP / KwH► Demanda facturada/ precio por capacidad: $ 196 MXP / KW► Cargos T&D (115,500 kVARh): $ 2,500 MXP

► Factura mensual promedio para EY: $ 310,000

► Cargos por energía: $190,000► Cargos por capacidad: $ 75,000 ► Cargos T&D : $2,000► Cargos IVA: $43,000

Comercial pequeño Comercial mediano Fabricante pequeño Industrial grande Fabricante mediano No financiero

Vent

ajas

clav

eR

etos

clav

e

► Ciclo de venta mas corto, Márgenes altos

► Necesidades energéticas simples

► Demanda estable–9AM – 9 PM

► Participación multi céntrica.

► Demanda de energía simple y estable (fácil de suministrar)

► Proceso de ventas en oficinas corporativas – multi céntricas

► Adecuado para suministro de renovables / adecuado para CEL

► Oportunidades de eficiencia de lado de la demanda (confiabilidad, calidad en la energía)

► Ventas basadas en relaciones

► Enfocado en ciertas regiones (cinturones industriales)

► Equipos más pequeños/más entrenados

► Demanda e ingreso mas grandes por cliente

► Buenos márgenes de ciertos tipos de industrias

► Adecuado para ciertos renovables/ DG

► Buen potencial de ahorro

► Ventas manejadas a nivel matriz

► Ventas y comercialización manejadas por compañeros

► Enfocado a ciertas regiones y ciudades

► Adecuación a largo plazo para soluciones de eficiencia energética

► Demanda de energía estable y grande

► Fuertemente conveniente para energía solar

► Proceso de venta estructurado

► Basado en relaciones/ menos enfocado en costos de energía

► Adecuado para arrendamientos estructurados

► Las reglas de agregado de carga previenen a algunos clientes

► Las reglas de datos de medición no están definidas completamente por la CRE / CFE / CENACE

► Asociaciones /agentes involucrados

► Necesidad de medición inteligente

Usuarios de servicio básico

► Competencia de otros suministradores

► Ciclos de venta mas largos y equipos de venta entrenados

► Necesidad de suministrar en múltiples regiones

► Facturación y servicio a clientes

► Enfoque regional de generadores

► Requerimientos de agregado de carga

► Necesidades de gestión de energía

► Arrendamientos de largo plazo/ acuerdos existentes

► Ventas basadas en relaciones

► Tarifas actualmente mas bajas en energía

► Ciclos de venta mas largos

► Enfoque significativo en costos y márgenes

► Uso energético complicado debido al equipo en sitio

► Enfocado en servicio al cliente / facturación

► Ciclos de venta mas largos/ competencia

► Entendimiento más profundo de la demanda de energía y los ahorros requeridos / Equipo de venta entrenado

► Se requieren operaciones de servicio complejas

► Fuerte enfoque en ahorros vs tarifas CFE/ PMLs

► Márgenes más bajos debido a incentivos/costos de eficiencia

► Complicado para suministrar debido a la incertidumbre en las operaciones

► Falta de conocimiento del mercado y sofisticación

Tipo

de

nego

cio

► Supermercados► Tiendas minoristas► Restaurantes► Oficinas de un solo

piso► Bancos

► Grandes cadenas de supermercados

► Grandes minoristas

► Concesionarias de autos, Estaciones de servicio

► Hospitales

► Fabricante de electrónicos

► Distribuidores de comida

► Bienes durables

► Industria cementera► Industria

petroquímica► Industria automotriz► Gran fabricante► Minas, refinerías

► Fabricación de autopartes

► Procesamiento de comida

► Fabricación de químicos

► Grandes hoteles ► Instituciones educativas► Grandes oficinas► Edificios ► Centros comerciales

Usuarios calificados

Segmentos de clientes objetivo y características


PPA (Acuerdo de compra de energía) / Ejemplos de estructura de capital


Estructuras de contratación Descripción Ventajas Desventajas Ejemplos en el

Mercado

1) PPA Bilateral

► Contratos corporativos para comprar energía del generador.

► Ya sea a través de PPAs consecutivos (back-to-back PPAs) o a través de contratos por diferencia (CfD).

► Potencial para asegurar el precio y reducciones de costos a largo plazo.

► No se requiere de Capex up-front.► El suministrador es responsable de balancear

el suministro.► Dirigir una asociación “verde” con activo(s)

específicos.

► Adecuado solo para demanda de energía requerida para operaciones continuas.

► Sin participación en retornos de capital en inversión.

► Tarmac► M&S► Sainsburys► Weipa solar PV

2) PPA de Contratacióncompetitiva

► El corporativo opera un proceso competitivo para contratar proyectosmúltiples, fijando un precio máximo para el PPA.

► Los desarrolladores compiten por el precio y se les otorga el PPA basadoen dicho precio y en su capacidad técnica y financiera.

► Los suministradores proveen de la ubicación y se mantienen como responsables del diseño, construcción, financiación y operación de las instalaciones.

► Facilita contratación de capacidad a gran escala, pero una multitud de ambientesregulatorios requerirían contrataciones múltiples.

► Adecuado solo cuando la demanda de energía se requiere para operaciones continuas.

► Sin participación en retornos de capital en inversión.

► Corp. De Ing. De la Armada de EEUU

► Sudáfrica► Gobierno ACT

3) Inversión de capitalsin PPA

► El corporativo invierte en un activo renovable. La contratación PPA es entre el proyecto y un tercero.

► Seguridad de precio adquirido a través de “cobertura natural” entre precios de energía y dividendos de capital Flexible para determinar el alcance de implicación en el proceso de desarrollo.

► Los retornos de capital determinados por la habilidad para asegurar precios competitivos en PPAs (o al tomar los riesgos del comerciante).

► VW/Audi► Colruyt► Google

4) Inversión de capital con PPA

► El corporativo invierte en un activo eléctrico renovable externo además de tomar algo o todo el consumo de energía.

► La inversión de capital podría ser en minoría, mayoría o del 100% lo cual influiría en el grado de control sobre los términos del PPA.

► Utilizado cada vez más por grandes corporativos.

► Adecuado solo cuando la demanda de energía se requiere para operaciones continuas.

► IKEA► Google

5)

DBFO (diseño, construcción, financiación, Operación)(considerandocapital)

► Entrar a un acuerdo con un desarrollador para construir capacidad de generación en ubicación cercana.

► El desarrollador puede mantener la responsabilidad del diseño, construcción, financiamiento y operación de las instalaciones o, el Corporativo puede controlar este proceso (a través de una empresa en participación o JV).

► Esta opción subcontrata riesgos clave a terceros con competencia central.

► Flexible para determinar el alcance de implicación en el proceso de desarrollo.

► El corporativo realiza el trabajo de facilitación del proyecto, y transfiere el riesgo a contratistas donde no quiera retener el riesgo a través de un proceso competitivo.

► El corporativo se hace más cargo del desarrollo de los riesgos de operación y construcción del proyecto, pero puede ajustarse a cumplir con el perfil de riesgos deseado.

► Ineos Chlor► Tulus Russel► RWE Cogen

Ejemplo 1 – Externo PPA bilateral (cubierto, solo electricidad)

Descripción de la opción► Contratos corporativos para comprar energía de generador externo► Ya sea a través de PPAs consecutivos (Back-to-Back) o a través de

un contrato por diferencia (CfD)► El servicio público ‘cubre’ la energía intermitente con balance y

transmisión. ► El corporativo ha descontado el acuerdo de suministro con el servicio

público. ► Beneficios para el corporativo:

► Potencial para asegurar el precio y reducciones de costos a largo plazo

► No se requiere de Capex up-front► El suministrador es responsable del balance y el suministro. ► Directa asociación activo(s) específico(s)► Créditos de carbono/renovables se pueden obtener a través de

los certificados REC / REGO

Tarmac► El primer PPA directo divulgado públicamente en el Reino Unido (2009)► Parque eólico de 5MW Pendine en Gales, suministrando aproximadamente 14,300MWh p.a. cubiertos a través del servicio

público (nPower)► Precio fijo reducido de £49/MWh por 5 añosMarks & Spencer► PPAs múltiples establecidos en 2009/2010► Servicio Público (nPower) le suministra a M&S 60,000MWh p.a. de electricidad renovable por año – de 25 suministradores de

pequeña escala. E.g., 9MW de parque eólico terrestre en Escocia ► M&S ha suministrado el 30% de su electricidad de fuentes renovables específicas y, 65% a través de una tarifa verde

Estructura PPA directo consecutivo ‘Back-to-back’Comprar energía verde de generador y vender al

suministrador

de intermedia

ciónCorporativo

Suministrador público

Precios fijos o de Mercadocon piso

(Certificados)

Contrato PPA

Energía física (continua)

Suministro de Energía

Contrato PPA Back-to-back

(Certificados)

Precios fijos o de Mercadomenos precios de balance

Suministrode Energía

Energía física (intermitente))


Ejemplo 2 – Acuerdo de compra de Energía (PPA) competitivo externo (Solo electricidad)

Descripción de la Opción► Entrar a acuerdos con numerosos desarrolladores para construir

capacidad de generación externa. ► El corporativo realiza un proceso competitivo para contratar múltiples

proyectos simultáneamente, fijando un precio máximo para el PPA.► Los desarrolladores compiten por el precio de energía y se les otorga el

PPA basado en el precio y la capacidad financiera/técnica.► Los desarrolladores suministran la ubicación y se mantienen

responsables del diseño, construcción, financiamiento y operación de las instalaciones.

► Facilita la contratación de capacidad a gran escala, pero la multitud de ambientes regulatorios pueden requerir contrataciones múltiples.

► Una alternativa: El precio del PPA se fija para todos los desarrolladores y el PPA es otorgado en cuanto los proyectos se vuelvan operativos.

► Se basa en un estudio sólido de factibilidad del proyecto, documentación de calidad y una contraparte merecedora de crédito.

Contratación de energía renovable de Sudáfrica► El objetivo es contratar 3.7GW de energía renovable de una variedad

de tecnologías► 1.4GW de capacidad aseguraron el financiamiento y 1.0GW más

otorgado► El contrato se otorgó por un precio fijo de electricidad por 20 años

basado en un proceso competitivoCorporativos de Ingenieros de la Armada de EEUU► Programa para contratar $7bn de energía renovable generada

localmente

Desarrollador

Corporativo / Suministrador

público

de intermediación(Proyecto SPV)

Contrato PPA

Deuda de terceros

Capital(Desarrollador)

Acuerdo de implementación

PPA competitivo


Generalidades del Mercado Eléctrico Mayorista

Panorama da la Matriz de Generación

En el 2015, CFE generó 309,553 GWh, 2.7% más que en el 2014 79.7% tecnologías convencionales20.3% tecnologías limpias

La generación del electricidad a partir de tecnologías convencionales incrementó en un 4.4% en el 2015 en comparación con el 2014, debido al incremento en un 3.8% de la producción de energía a partir de plantas de ciclo combinado, y un incremento de 5.4% en la producción a partir de plantas convencionales.

La generación de electricidad a partir de fuentes limpias registró una reducción del 3.7%. Esto se debió principalmente a un decremento del 20.6% en la producción hidroeléctrica en el 2015 (comparada con el 2014).

Generación de Energía por modalidad

55.2% Centrales eléctricas de CFE

28.8% Producción independiente

16.0% Otros

Dato

Considerando la generación y el total de ventas deenergía por entidad federativa en el 2015, parece que lademanda de energía en la región central del país esmayor que la energía producida en esta misma área.

Source: PRODESEN

50%

13%

11%

4%2%

10%

4%

3%2%

1%

Generación de Energía eléctrica por tipo de Tecnología para el 2015

Combined Cycle

Conventional Thermal

Coal & Oil

TurboGas

Internal Combustion

Hydroelectric

Nuclear

Wind Power

Geothermal

Bioenergy & Cogeneration


Generación bruta

78.3%

79.7%

21.7%

20.3%

0.0% 50.0% 100.0%

2014

2015

Limpia Convencional

Generación bruta por fuente 2015(Gigawatt-hour)

Modalidad Generación total1/(GWh)

Participación(%)

Fuentes de acuerdo a la LSPEE2/

CFE 316 0.1Producción

independiente 89,157 28.8

Autoabastecimiento 23,983 7.8Pequeña producción 153 0.0

Cogeneración 15,920 5.1Exportación 7,157 2.3

Usos propios continuos 1,036 0.3Fuentes de acuerdo a la LIE3/

CFE - Generador 170,662 55.1Generador4/ 1,006 0.3

OtrosFIRCO y GD5/ 161 0.1

Total 6/ 309,553 1001/ Capacidad de contrato de interconexión con CENACE. 2 / Ley del Servicio Público de EnergíaEléctrica. 3 / Ley de la Industria Eléctrica 4 / Incluye plantas en operación con permisos otorgados opendientes en el 2016. 5 / Fideicomiso de Riesgos Compartidos (FIRCO) y generación distribuida(DG). 6 / Los totales pueden no coincidir debido al redondeo. Información preliminar al cierre del2015.Fuente: Desarrollado por el SENER con datos del CFE, CRE y la Subsecretaría de planeación y transición energética.

Desglose de generación de Energía


Consumo de Electricidad por Estado en 2015

8.69%

7.14%

6.93%

6.36%

8.23%

5.67%

5.47%

4.31%

3.84%

4.55%

3.45%

3.83%3.62%

2.47%

2.39%

2.49%

1.94%1.72%

1.73%

1.49%

1.19%

1.47%1.30%

.88%

0.92%

1.49%

1.44%

1.27%

1.36%

0.9%

0.74%

0.60%

Estados con mayor consumo encima de 60% Estados con mediano consumo encima de 20%

Estados con consumo menor a 20%

25,056.26

23,728.75

20,593.58

19,978.20

18,330.65

16,334.97

15,762.37

13,127.12

12,428.19

11,074.69

11,053.43

10,421.85

10,206.73

7,169.64

7,130.71

6,884.39

5,579.40

4,979.99

4,944.44

4,298.20

4,287.00

4,248.98

4,157.62

3,917.44

3,746.43

3,674.92

3,431.92

2,658.42

2,586.98

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